Vol. 141, n^o 49 — Le 8 décembre 2007

MINISTÈRE DE L'ENVIRONNEMENT

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

Avis concernant la déclaration de l'information sur les polluants atmosphériques, les gaz à effet de serre et d'autres substances pour l'année civile 2006

Avis est par les présentes donné, conformément à l'alinéa 71(1)b) de la Loi canadienne sur la protection de l'environnement (1999), que le ministre de l'Environnement exige, pour permettre de déterminer s'il y a lieu de prendre des mesures de contrôle, et la nature de celles-ci, en ce qui a trait aux substances précisées à l'annexe 1 du présent avis, que toute personne décrite à l'annexe 2 du présent avis détenant, ou pouvant raisonnablement y avoir accès, l'information décrite aux annexes 5 à 19 du présent avis, présente cette information pour l'année civile 2006 au plus tard le 31 mai 2008, à 15 h (heure de l'Est).

La personne décrite à l'annexe 2 doit fournir l'information requise par l'annexe qui s'applique à l'installation ou aux installations qu'elle exploite.

Si la personne tenue de produire une déclaration pour une installation détermine que l'année civile 2006 était une année exceptionnelle quant à l'exploitation de cette installation, elle peut choisir de déclarer l'information pour l'année civile 2005 en plus de l'information qui doit être déclarée pour l'année civile 2006. Si cette personne décide de déclarer l'information pour l'année civile 2005, elle doit souligner l'information relative à l'année 2005 et la présenter séparément de l'information qui doit être déclarée pour l'année civile 2006. De plus, elle doit donner la raison pour laquelle l'année civile 2006 a été exceptionnelle en ce qui a trait à l'exploitation de l'installation.

En vertu du paragraphe 71(4) de la Loi, le ministre de l'Environnement peut, sur demande écrite de toute personne à qui le présent avis s'applique, prolonger le délai dans lequel cette personne doit se conformer au présent avis.

L'information requise par le présent avis peut être transmise à l'adresse suivante : Ministre de l'Environnement, Direction générale de l'intendance environnementale, Cadre de réglementation : Article 71, Environnement Canada, Place-Vincent-Massey, 351, boulevard Saint-Joseph, Gatineau (Québec) K1A 0H3.

Les questions relatives au présent avis ou à son contenu doivent être envoyées à l'adresse suivante : Direction générale de l'intendance environnementale, Cadre de réglementation : Article 71, Environnement Canada, Place-Vincent-Massey, 351, boulevard Saint-Joseph, Gatineau (Québec) K1A 0H3, 1-888-854-1804 (téléphone), 1-800-465-7735 (pour les personnes malentendantes qui disposent d'un ATS), 613-995-3663 (télécopieur), Airpur-avis71@ec.gc.ca (courriel).

En vertu de l'article 313 de la Loi canadienne sur la protection de l'environnement (1999), toute personne qui fournit de l'information en réponse au présent avis peut, en même temps, demander par écrit que ces renseignements soient considérés comme étant confidentiels.

Le directeur général
Direction des priorités stratégiques
Direction générale de l'intendance environnementale
MIKE BEALE

Au nom du ministre de l'Environnement

ANNEXE 1

SUBSTANCES

Partie 1

Colonne 1	Colonne 2	Colonne 3
Article	Substance	Numéro de registre CAS1
1.	Particules totales (TPM), toutes les particules de matière dont le diamètre est égal ou inférieur à 100 microns	*
2.	PM2,5, toute particule de matière dont le diamètre est égal ou inférieur à 2,5 microns	*
3.	PM10, toute particule de matière inhalable dont le diamètre est égal ou inférieur à 10 microns	*
4.	Oxydes d'azote (NOx), exprimés sous forme de dioxyde d'azote	11104-93-1
5.	Oxydes de soufre (SOx), exprimés sous forme de dioxyde de soufre	*
6.	Dioxyde de soufre, dont la formule moléculaire est SO2	7446-09-5
7.	Composés organiques volatils (COV) tels qu'ils sont décrits à l'article 65 de la liste des substances toxiques de l'annexe 1 de la Loi canadienne sur la protection de l'environnement (1999)2	*

* Aucun numéro de registre CAS ne s'applique à cette substance.

¹ Le numéro de registre du Chemical Abstracts Service (CAS) est la propriété de l'American Chemical Society. Toute utilisation ou redistribution, sauf si elle sert à répondre aux besoins réglementaires ou est nécessaire pour les rapports au gouvernement lorsque des informations ou des rapports sont exigés par la loi ou une politique administrative, est interdite sans l'autorisation écrite préalable de l'American Chemical Society.

² Présentée sur le site www.ec.gc.ca/registrelcpe/subs_list/Toxicupdate.cfm

Partie 2

Colonne 1	Colonne 2	Colonne 3	Colonne 4
Article	Substance	Numéro de registre CAS1	Potentiel de réchauffement planétaire sur 100 ans (PRP)
1.	Dioxyde de carbone, dont la formule moléculaire est CO2	124-38-9	1
2.	Méthane, dont la formule moléculaire est CH4	74-82-8	21
3.	Oxyde nitreux, dont la formule moléculaire est N2O	10024-97-2	310
4.	Hexafluorure de soufre, dont la formule moléculaire est SF6	2551-62-4	23 900
5.	HFC-134a, dont la formule moléculaire est C2H2F4 et la formule de structure est CH2FCF3 lorsqu'il est utilisé comme gaz de couverture ou comme gonflant	811-97-2	1 300
6.	Perfluorométhane, dont la formule moléculaire est CF4	75-73-0	6 500
7.	Perfluoroéthane, dont la formule moléculaire est C2F6	76-16-4	9 200

¹ Le numéro de registre du Chemical Abstracts Service (CAS) est la propriété de l'American Chemical Society. Toute utilisation ou redistribution, sauf si elle sert à répondre aux besoins réglementaires ou est nécessaire pour les rapports au gouvernement lorsque des informations ou des rapports sont exigés par la loi ou une politique administrative, est interdite sans l'autorisation écrite préalable de l'American Chemical Society.

Partie 3

Colonne 1	Colonne 2	Colonne 3
Article	Substance	Numéro de registre CAS1
1.	Benzène, dont la formule moléculaire est C6H6	71-43-2
2.	Hydrocarbures aromatiques polycycliques, incluant :
	a. Benzo(a)anthracène b. Benzo(a)phénanthrène c. Benzo(a)pyrène d. Benzo(b)fluoranthène e. Benzo(e)pyrène f. Benzo(g,h,i)pérylène g. Benzo(j)fluoranthène h. Benzo(k)fluoranthène i. Dibenzo(a,j)acridine j. Dibenzo(a,h)anthracène k. Dibenzo(a,i)pyrène l. 7H-dibenzo(c,g)carbazole m. Fluoranthène n. Indeno(1,2,3-c,d)pyrène o. Pérylène p. Phénanthrène q. Acénaphthène r. Pyrène s. Acénaphthylène t. Fluorène u. Anthracène	56-55-3 218-01-9 50-32-8 205-99-2 192-97-2 191-24-2 205-82-3 207-08-9 224-42-0 53-70-3 189-55-9 194-59-2 206-44-0 193-39-5 198-55-0 85-01-8 83-32-9 129-00-0 208-96-8 86-73-7 120-12-7
3.	Mercure	7439-97-6
4.	Ammoniac gazeux, dont la formule moléculaire est NH3	7664-41-7
5.	Fluorures inorganiques	*

* Aucun numéro de registre CAS ne s'applique à cette substance.

¹ Le numéro de registre du Chemical Abstracts Service (CAS) est la propriété de l'American Chemical Society. Toute utilisation ou redistribution, sauf si elle sert à répondre aux besoins réglementaires ou est nécessaire pour les rapports au gouvernement lorsque des informations ou des rapports sont exigés par la loi ou une politique administrative, est interdite sans l'autorisation écrite préalable de l'American Chemical Society.

Partie 4

Colonne 1	Colonne 2	Colonne 3	Colonne 4
Article	Substance	Numéro de registre CAS1	Potentiel de réchauffement planétaire sur 100 ans (PRP)
1.	HFC-23, dont la formule moléculaire est CHF3	75-46-7	11 700
2.	HFC-32, dont la formule moléculaire est CH2F2	75-10-5	650
3.	HFC-41, dont la formule moléculaire est CH3F	593-53-3	150
4.	HFC-43-10mee, dont la formule moléculaire est C5H2F10	138495-42-8	1 300
5.	HFC-125, dont la formule moléculaire est C2HF5	354-33-6	2 800
6.	HFC-134, dont la formule moléculaire est C2H2F4	359-35-3	1 000
7.	HFC-134a, dont la formule moléculaire est C2H2F4 lorsqu'il est utilisé comme gaz de couverture ou comme gonflant	811-97-2	1 300
8.	HFC-143, dont la formule moléculaire est C2H3F3	430-66-0	300
9.	HFC-143a, dont la formule moléculaire est C2H3F3	420-46-2	3 800
10.	HFC-152a, dont la formule moléculaire est C2H4F2	75-37-6	140
11.	HFC-227ea, dont la formule moléculaire est C3HF7	431-89-0	2 900
12.	HFC-236fa, dont la formule moléculaire est C3H2F6	690-39-1	6 300
13.	HFC-245ca, dont la formule moléculaire est C3H3F5	679-86-7	560

¹ Le numéro de registre du Chemical Abstracts Service (CAS) est la propriété de l'American Chemical Society. Toute utilisation ou redistribution, sauf si elle sert à répondre aux besoins réglementaires ou est nécessaire pour les rapports au gouvernement lorsque des informations ou des rapports sont exigés par la loi ou une politique administrative, est interdite sans l'autorisation écrite préalable de l'American Chemical Society.

Partie 5

Colonne 1	Colonne 2	Colonne 3	Colonne 4
Article	Substance	Numéro de registre CAS1	Facteur d'équivalence toxique
	Dioxines
1.	2,3,7,8Tétrachlorodibenzo-p-dioxine	1746-01-6	1
2.	1,2,3,7,8Pentachlorodibenzo-p-dioxine	40321-76-4	0,5
3.	1,2,3,4,7,8-Hexachlorodibenzo-p-dioxine	39227-28-6	0,1
4.	1,2,3,6,7,8-Hexachlorodibenzo-p-dioxine	57653-85-7	0,1
5.	1,2,3,7,8,9-Hexachlorodibenzo-p-dioxine	19408-74-3	0,1
6.	1,2,3,4,6,7,8-Heptachlorodibenzo-p-dioxine	35822-46-9	0,01
7.	Octachlorodibenzo-p-dioxine	3268-87-9	0,001
	Furanes
8.	2,3,7,8-Tétrachlorodibenzofurane	51207-31-9	0,1
9.	2,3,4,7,8-Pentachlorodibenzofurane	57117-31-4	0,5
10.	1,2,3,7,8-Pentachlorodibenzofurane	57117-41-6	0,05
11.	1,2,3,4,7,8-Hexachlorodibenzofurane	70648-26-9	0,1
12.	1,2,3,7,8,9-Hexachlorodibenzofurane	72918-21-9	0,1
13.	1,2,3,6,7,8-Hexachlorodibenzofurane	57117-44-9	0,1
14.	2,3,4,6,7,8-Hexachlorodibenzofurane	60851-34-5	0,1
15.	1,2,3,4,6,7,8-Heptachlorodibenzofurane	67562-39-4	0,01
16.	1,2,3,4,7,8,9-Heptachlorodibenzofurane	55673-89-7	0,01
17.	Octachlorodibenzofurane	39001-02-0	0,001

¹ Le numéro de registre du Chemical Abstracts Service (CAS) est la propriété de l'American Chemical Society. Toute utilisation ou redistribution, sauf si elle sert à répondre aux besoins réglementaires ou est nécessaire pour les rapports au gouvernement lorsque des informations ou des rapports sont exigés par la loi ou une politique administrative, est interdite sans l'autorisation écrite préalable de l'American Chemical Society.

ANNEXE 2

PERSONNE TENUE DE PRODUIRE UNE DÉCLARATION

Personne tenue de produire une déclaration

1. (i) La personne tenue de produire une déclaration :

a) est identifiée aux annexes 5 à 19 inclusivement;

b) est, à la date de publication du présent avis dans la Gazette du Canada, l'exploitant d'une installation définie à l'annexe 3 et aux annexes 5 à 19 inclusivement,

doit fournir l'information requise par le présent avis au plus tard le 31 mai 2008.

(ii) Si l'exploitant mentionné à l'alinéa 1(i) cède sa place après la date de publication du présent avis dans la Partie I de la Gazette du Canada et avant le 31 mai 2008, le nouvel exploitant doit déclarer l'information requise par le présent avis au plus tard le 31 mai 2008.

ANNEXES PROPRES AU SECTEUR
Annexe	Secteur
5	Alumine et aluminium
6	Fusion des métaux communs
7	Ciment
8	Fabrication de produits chimiques
9	Électricité
10	Fer, acier et fusion d'ilménite
11	Boulettes de minerai de fer
12	Chaux
13	Transport, distribution et stockage du gaz naturel
14	Sables bitumineux
15	Terminaux de produits pétroliers
16	Raffinage du pétrole
17	Potasse
18	Pâtes et papiers
19	Pétrole et gaz en amont

Information déjà déclarée

Disposition pour la transmission de l'information pour l'année civile 2006 qui a déjà été déclarée dans le cadre de l'Inventaire national des rejets de polluants ou du Programme de déclaration des émissions de gaz à effet de serre.

2. (i) Si l'information requise dans le présent avis a déjà été fournie au ministre de l'Environnement conformément à l'avis publié en vertu du paragraphe 46(1) de la Loi le 25 février 2006 à la page 365 de la Partie I de la Gazette du Canada, vol. 140, n^o 8, pour inclusion dans l'Inventaire national des rejets de polluants pour l'année de déclaration et civile 2006, ou conformément à l'avis publié en vertu du paragraphe 46(1) de la Loi le 15 juillet 2006 à la page 2098 de la Partie I de la Gazette du Canada, vol. 140, n^o 28, pour inclusion dans le Programme de déclaration des émissions de gaz à effet de serre pour l'année de déclaration et civile 2006, et que cette information doit servir aux fins du présent avis, la personne visée par le présent avis doit :

a) indiquer la date à laquelle l'information a été fournie;

b) préciser, en référence aux articles du présent avis, l'information fournie précédemment au ministre de l'Environnement pour inclusion dans l'Inventaire national des rejets de polluants ou le Programme de déclaration des émissions de gaz à effet de serre pour l'année de déclaration et civile en question qui doit servir aux fins du présent avis.

(ii) L'information précisée par une personne conformément au sous-alinéa (i)b) est alors incorporée à l'information devant être fournie en réponse au présent avis.

ANNEXE 3

PARTIE 1 — DÉFINITIONS

Les définitions suivantes s'appliquent à l'ensemble de l'avis :

« année civile » Période de douze mois consécutifs commençant le 1^er janvier et se terminant le 31 décembre.

« biomasse » Plantes, matières végétales et déchets animaux, ou tout produit dérivé de l'un ou l'autre de ces derniers. La biomasse comprend le bois et les produits du bois, les résidus et déchets agricoles, les matières organiques d'origine biologique se trouvant dans les déchets urbains et industriels, les gaz d'enfouissement, les bioalcools, la liqueur noire, les gaz de digestion et les huiles d'origine animale ou végétale.

« combustible » Toute matière énumérée à l'annexe 4 servant à produire de l'énergie par combustion ou oxydation.

« combustible imputable à l'électricité » Différence entre la quantité de combustible qu'une unité de cogénération consomme et celle dont une chaudière fonctionnant à un rendement de 84 % aurait besoin pour produire l'équivalent de l'énergie thermique produite par l'unité de cogénération.

« efficacité de la réduction des émissions » Pourcentage d'efficacité de l'équipement antipollution, calculé à l'aide de la formule suivante :

100 - [(A divisé par B) × 100] = E

où :

A = quantité d'une substance énumérée dans l'annexe 1 du présent avis qui sort de l'équipement antipollution, exprimée en unités de masse par unités de temps

B = quantité de cette substance qui entre dans l'équipement antipollution, exprimée dans les mêmes unités que la valeur A

E = efficacité de la réduction des émissions exprimée en pourcentage

« émissions de cogénération » Rejets provenant des unités de cogénération.

« émissions de combustion stationnaire de combustible » Rejets provenant de sources de combustion autres qu'un véhicule, où la combustion de combustibles sert à produire de l'énergie, y compris les émissions de cogénération.

« émissions de procédés industriels » Rejets provenant d'un procédé industriel.

« émissions de torchage » Rejets contrôlés résultant de la combustion d'un gaz ou d'un liquide à des fins autres que la production d'énergie.

« émissions des eaux usées » Rejets d'émissions provenant des eaux usées et d'émissions résultant du traitement des eaux usées effectué à l'installation, le cas échéant.

« émissions d'évacuation » Rejets contrôlés qui surviennent en raison de la conception de l'installation, des méthodes utilisées pour la fabrication ou le traitement d'une substance ou d'un produit, ou à cause de la présence d'une pression supérieure à la capacité de l'équipement de fabrication ou de traitement à l'installation, à l'exclusion des émissions de torchage, des émissions de procédés industriels, des émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site, des émissions de combustion stationnaire de combustible, des émissions des déchets et des eaux usées ainsi que des émissions provenant de l'incinération.

« émissions fugitives » Rejets incontrôlés d'une substance, incluant les rejets découlant de la production, du traitement, du transport, du stockage, de la distribution ou de l'utilisation de combustibles ou d'autres substances.

« émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site » Émissions provenant de la machinerie mobile utilisée pour le transport de substances sur le site, y compris les émissions de l'équipement mobile d'exploitation minière.

« émissions produites lors du chargement et du déchargement » Rejets d'émissions fugitives produites lors du chargement ou du déchargement d'un combustible, d'une matière de base ou d'un produit se trouvant à l'installation et qui rejette ou permet le rejet de toute substance énumérée dans l'annexe 1 du présent avis.

« émissions provenant de fuites de l'équipement » Rejets d'émissions fugitives provenant de l'équipement, notamment des soupapes, des joints de pompe, des brides, des compresseurs, des raccords d'échantillonnage et des canalisations à extrémité libre, excluant les émissions provenant du stockage.

« émissions provenant du stockage » Rejets d'émissions fugitives provenant d'un réservoir, d'une pile, d'un silo ou d'un autre appareil de stockage d'un combustible, d'une matière de base ou d'un produit se trouvant à l'installation et qui rejette ou permet le rejet de toute substance énumérée dans l'annexe 1 du présent avis.

« exploitant » Propriétaire, responsable, gestionnaire ou dirigeant d'une installation.

« INRP » Inventaire national des rejets de polluants.

« installation » Tous les bâtiments, équipements, structures et articles fixes :

(i) situés sur un site unique ou sur des sites contigus ou adjacents;

(ii) ayant le même propriétaire ou exploitant;

(iii) qui fonctionnent comme un site intégré unique.

« Loi » Loi canadienne sur la protection de l'environnement (1999).

« matière de base » Toute matière première utilisée dans un procédé industriel ou valorisée par celui-ci.

« numéro de registre CAS » Numéro du registre du Chemical Abstracts Service.

« potentiel de réchauffement planétaire (PRP) » Facteur, indiqué dans la colonne 4 de la partie 2 et dans la colonne 4 de la partie 4 de l'annexe 2, indiquant le potentiel de réchauffement d'une certaine masse d'un gaz à effet de serre donné par rapport à la même masse de dioxyde de carbone.

« pouvoir calorifique supérieur (PCS) » Quantité de chaleur produite par la combustion d'une unité de masse de combustible lorsque la vapeur d'eau résultant de la combustion est condensée et que la chaleur est récupérée.

« procédé industriel » Procédé dont un des composants comporte :

(i) une réaction chimique autre que la combustion stationnaire de combustible et qui ne sert pas à produire de l'énergie;

(ii) une action physique comme la distillation, l'évaporation, la friction, la manipulation, l'impaction ou la séparation d'une substance ou d'une matière de base qui est soumise au procédé industriel.

« rejet » Rejet, tel qu'il est défini dans l'article 3 de la Loi, d'une substance dans l'air.

« SCIAN » Système de classification des industries de l'Amérique du Nord.

« unité de cogénération » Appareil de combustion stationnaire de combustible qui produit simultanément de l'énergie électrique et de l'énergie thermique qui est :

(i) utilisée par l'exploitant de l'installation où se trouve l'unité de cogénération;

(ii) transférée pour être utilisée par une autre installation.

« unités SI » Unités du Système international d'unités.

PARTIE 2 — UNITÉS DE MESURE

g/m² — gramme par mètre carré

GJ — gigajoule

GJ/MWh — gigajoule par mégawattheure

kg/m³ — kilogramme par mètre cube

km — kilomètre

kPa — kilopascal

m — mètre

m³ — mètre cube

mg/m³ — milligramme par mètre cube

ML — million de litres

MWe — mégawatt (électrique)

MWh — mégawattheure

MWh (électrique)/MWh (thermique) — Mégawattheure d'énergie électrique produite par mégawattheure d'énergie thermique produite par le système de production d'électricité ou par cogénération

t — tonne métrique

°C — degré Celsius

ANNEXE 4

LISTE DES COMBUSTIBLES

PARTIE 1 — SOLIDES

1. Charbon canadien — bitumineux

2. Charbon étranger — bitumineux

3. Charbon canadien — subbitumineux

4. Charbon étranger — subbitumineux

5. Charbon — lignite

6. Charbon — anthracite

7. Mélange de deux ou plusieurs types de charbon

8. Coke de charbon et coke métallurgique

9. Coke de pétrole

10. Coke sur catalyseur

11. Asphaltènes

12. Résidus/déchets urbains

13. Pneus et autres combustibles ne provenant pas de la biomasse

14. Bois et déchets de bois (y compris copeaux à brûler, déchets ligneux et écorce)

15. Mélange de deux ou plusieurs solides énumérés aux points 1 à 14

16. Solides autres que ceux énumérés aux points 1 à 15

PARTIE 2 — LIQUIDES

1. Goudron de houille

2. Kérosène (huile de charbon légère)

3. Mazout léger n^o 1

4. Mazout léger n^o 2

5. Diesel

6. Mazout léger n^o 3

7. Mazout léger ou lourd n^o 4

8. Mazout lourd n^o 5

9. Mazout lourd n^o 6/mazout C

10. Émulsion de bitume, y compris l'Orimulsion

11. Brut synthétique

12. Gasoil

13. Naphte

14. Liqueur noire

15. Biodiesel

16. Huiles végétales usagées

17. Huiles minérales usagées

18. Essence

19. Éthanol

20. Méthanol

21. Alcools autres que ceux énumérés aux points 19 et 20

22. Mélange de deux ou plusieurs liquides énumérés aux points 1 à 21

23. Liquides autres que ceux énumérés aux points 1 à 22

PARTIE 3 — GAZ

1. Gaz naturel

2. Gaz naturel marchand

3. Éthane

4. Butane

5. Propane

6. Hydrogène gazeux

7. Gaz de cokerie

8. Gaz de haut fourneau

9. Gaz de combustion ou de distillation de raffinerie

10. Biogaz (par exemple, le gaz d'enfouissement)

11. Mélange de deux ou plusieurs gaz énumérés aux points 1 à 10

12. Gaz autres que ceux énumérés aux points 1 à 11

ANNEXE 5

ALUMINE ET ALUMINIUM

Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration

1. L'exploitant d'une installation de production d'alumine ou d'aluminium doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe pour l'année civile 2006 pour chacune des installations de production d'alumine ou d'aluminium qu'il exploite.

2. Pour les substances suivantes, TPM, PM_2,5, PM₁₀, NO_x, SO₂, SO_x et COV, l'exploitant doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe uniquement à l'égard des substances pour lesquelles l'installation de production d'alumine ou d'aluminium atteint ou dépasse le seuil d'émissions correspondant pour l'année civile 2006.

Seuil d'émissions totales de TPM, calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de PM_2,5, calculé annuellement — 0,3 tonne métrique.

Seuil d'émissions totales de PM₁₀, calculé annuellement — 0,5 tonne métrique.

Seuil d'émissions totales de NO_x (exprimées sous forme de NO₂), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO₂, calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO_x (exprimées sous forme de SO₂), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de COV, calculé annuellement — 10 tonnes métriques.

3. Concernant les substances énumérées à l'annexe 1 pour lesquelles aucun seuil d'émissions n'est mentionné dans la présente annexe et qui ont été rejetées par l'installation au cours de l'année civile 2006, l'exploitant doit déclarer la quantité des émissions conformément aux exigences établies dans la présente annexe.

Partie 2 — Définitions

Les définitions ci-après ne s'appliquent qu'à la présente annexe :

« calciner » Chauffer une substance à une température inférieure à son point de fusion afin de réduire ou d'oxyder la substance, de décomposer les carbonates contenus dans la substance ou d'en expulser l'eau.

« capacité de production » Capacité de production pour laquelle l'installation de production d'alumine ou d'aluminium a été conçue.

« coke de pétrole » Coke dérivé des sous-produits du raffinage du pétrole.

« émissions des déchets » Rejets provenant d'une source d'élimination des déchets à l'installation.

« installation de production d'alumine » Installation qui utilise le procédé Bayer pour produire de l'alumine à partir de minerai de bauxite.

« installation de production d'aluminium » Installation qui :

(i) produit de l'aluminium à partir d'alumine au moyen du procédé Hall-Héroult, qui comprend le procédé Söderberg à goujons verticaux, le procédé Söderberg à goujons horizontaux, le procédé à anodes précuites à piquage latéral et le procédé à anodes précuites à piquage central;

(ii) produit des anodes précuites pour utilisation dans la production d'aluminium;

(iii) calcine le coke de pétrole pour utilisation dans la production d'aluminium.

« schéma simplifié des procédés » Diagramme montrant la relation et les mouvements des matières de base et des produits obtenus à l'installation de production d'alumine ou d'aluminium ainsi que l'équipement servant à leur production à l'installation.

Partie 3 — Information à déclarer

Information de nature administrative

1. Le nom de l'exploitant, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

2. Le nom de la personne-ressource de l'exploitant (s'il y a lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

3. Le nom, la longitude et la latitude de l'installation de production d'alumine ou d'aluminium.

4. L'adresse municipale et l'adresse postale de l'installation de production d'alumine ou d'aluminium, s'il y a lieu.

5. L'année du début de l'exploitation de l'installation de production d'alumine ou d'aluminium.

6. Le nombre de jours pendant lesquels l'installation de production d'alumine ou d'aluminium était en exploitation au cours de l'année civile 2006.

7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s'il y a lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.

8. Le numéro d'identification de l'INRP, s'il y a lieu.

9. Une attestation datée et signée par l'exploitant déclarant que toute l'information requise en réponse à cet avis a été soumise.

Quantités d'émissions rejetées

10. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de chaque installation de production d'alumine ou d'aluminium, pour chacune des substances énumérées dans la partie 1 de l'annexe 1, excluant les émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site.

11. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de fluorures inorganiques de chaque installation de production d'aluminium.

12. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets d'hydrocarbures aromatiques polycycliques, énumérés après le mot « incluant » à l'article 2 de la partie 3 de l'annexe 1, de chaque installation de production d'aluminium.

13. Pour chacune des substances déclarées en vertu de l'alinéa 10, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de chaque installation de production d'alumine ou d'aluminium, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions de procédés industriels;

(iii) émissions d'évacuation;

(iv) émissions de torchage;

(v) émissions fugitives.

14. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CO₂ provenant des émissions de combustion stationnaire de combustible pour chaque installation de production d'alumine.

15. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CO₂ de chaque installation de production d'aluminium, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions de procédés industriels.

16. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de chaque installation de production d'aluminium, pour chacune des substances suivantes :

(i) CF₄;

(ii) C₂F₆;

(iii) SF₆;

(iv) HFC-134a.

17. Les rejets de CO₂ provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 14, 15 et 22.

18. Pour les besoins des alinéas 10 et 13, les rejets de NO_x doivent être déclarés en exprimant ces NO_x sous forme de poids de NO₂.

19. Lorsque les émissions de procédés industriels sont produites en même temps que les émissions de combustion stationnaire de combustible, l'exploitant doit les classer dans la catégorie qui correspond au but principal de l'activité, soit « procédé industriel » ou « combustion stationnaire de combustible ».

20. Pour chaque installation de production d'aluminium, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de chacune des substances déclarées en vertu des alinéas 10, 11 et 12 provenant des activités suivantes :

(i) réduction électrolytique de l'aluminium;

(ii) production d'anodes précuites;

(iii) calcination du coke de pétrole;

(iv) coulage de l'aluminium;

(v) autre activité que celles énumérés aux sous-alinéas (i) à (iv) inclusivement (préciser l'activité).

21. Lorsque l'installation produit de l'aluminium en utilisant le procédé Söderberg à goujons verticaux et le procédé à anodes précuites à piquage central, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, pour chacun des rejets déclarés aux alinéas 10, 11 et 12 provenant :

(i) du procédé Söderberg à goujons verticaux;

(ii) du procédé à anodes précuites à piquage central.

22. Pour chacun des rejets déclarés aux sous-alinéas 13(i) et 15(i), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets qui sont des émissions de cogénération.

23. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de TPM, de PM_2,5 et de PM₁₀ provenant des catégories suivantes :

(i) émissions provenant du stockage;

(ii) émissions produites lors du chargement et du déchargement;

(iii) émissions provenant d'autres types de manutention des substances, des matières de base ou des produits;

(iv) émissions des déchets;

(v) poussière des routes.

Méthode de quantification

24. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 10 à 16 et 20 à 23, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier ces émissions :

(i) surveillance en continu des émissions;

(ii) surveillance prédictive des émissions;

(iii) test ou échantillonnage à la source;

(iv) bilan massique;

(v) facteur d'émission propre à une installation;

(vi) facteur d'émission publié dans des textes scientifiques ou techniques;

(vii) estimations techniques;

(viii) le nom et le titre de même qu'une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sous-alinéas (i) à (vii).

Combustible

25. S'il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de chaque type de combustible précisé dans l'annexe 4 utilisée par chaque unité de cogénération située à chaque installation de production d'alumine ou d'aluminium.

Pouvoir calorifique supérieur

26. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu de l'alinéa 25, le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel, en GJ par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de combustible.

Cogénération

27. Pour chaque unité de cogénération :

(i) la quantité totale annuelle d'électricité produite, en MWh;

(ii) la quantité totale annuelle d'énergie thermique produite, en MWh;

(iii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/ MWh (thermique);

(iv) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur nette en fonction de la méthode du combustible imputable à l'électricité, en GJ/MWh.

Production

28. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, d'alumine produite à chaque installation de production d'alumine.

29. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque produit énuméré ci-après, fabriqué à chaque installation de production d'aluminium :

(i) aluminium;

(ii) coke de pétrole calciné;

(iii) anode précuite.

30. Lorsque l'installation produit de l'aluminium en utilisant le procédé Söderberg à goujons verticaux et le procédé à anodes précuites à piquage central, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, d'aluminium produit par chacun des procédés suivants :

(i) procédé Söderberg à goujons verticaux;

(ii) procédé à anodes précuites à piquage central.

Capacité de production

31. La capacité de production totale annuelle, en tonnes métriques, d'alumine de chaque installation de production d'alumine.

32. La capacité de production totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque produit énuméré ci-après, fabriqué à chaque installation de production d'aluminium :

(i) aluminium;

(ii) coke de pétrole calciné;

(iii) anode précuite.

33. Lorsque l'installation produit de l'aluminium en utilisant le procédé Söderberg à goujons verticaux et le procédé à anodes précuites à piquage central, la capacité de production totale annuelle, en tonnes métriques, d'aluminium de chacun de ces procédés.

Schéma simplifié des procédés

34. Le schéma simplifié des procédés pour chaque installation de production d'alumine et pour chaque installation de production d'aluminium.

Mesures de prévention de la pollution et surveillance des émissions

35. Concernant l'équipement antipollution en opération à l'installation de production d'alumine ou d'aluminium au cours de l'année civile 2006 :

(i) l'équipement qui a permis au cours de l'année civile 2006, ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'installation pour une ou plusieurs des substances suivantes : TPM, PM₁₀, PM_2,5, SO₂, fluorures inorganiques et hydrocarbures aromatiques polycycliques énumérés après le mot « incluant » dans la partie 3 de l'annexe 1;

(ii) en ce qui concerne l'équipement déclaré au sous-alinéa (i) :

a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l'équipement a empêché l'émission;

b) l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est mesurée par l'exploitant et l'année durant laquelle la mesure a été prise, ou si l'exploitant n'a pas mesuré l'efficacité de l'équipement, l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est indiquée par le fabricant, l'importateur ou le fournisseur de l'équipement;

c) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou entre 2000 et 2006.

36. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution autres que l'utilisation de l'équipement antipollution déclaré en vertu de l'alinéa 35 :

(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises en œuvre à l'installation de production d'alumine ou d'aluminium au cours des années civiles 2001 à 2006 et qui ont, depuis leur mise en œuvre, contribué à réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'installation pour une ou plusieurs des substances suivantes, TPM, PM₁₀, PM_2,5, CO₂, CF₄, C₂F₆, SF₆ et HFC-134a :

a) modification des procédés industriels;

b) substitutions des matières de base ou changements dans la qualité des matières de base;

c) remplacement d'un combustible par un autre;

d) améliorations de l'efficacité énergétique;

e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;

(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).

37. Si de l'équipement de surveillance en continu des émissions a été utilisé à l'installation de production d'alumine ou d'aluminium au cours de l'année civile 2006 pour surveiller les émissions de n'importe quelles des substances énumérées dans la partie 1 ou 2 de l'annexe 1 :

(i) la substance surveillée par l'équipement;

(ii) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation :

a) avant 1995;

b) en 1995 ou après.

ANNEXE 6

FUSION DES MÉTAUX COMMUNS

Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration

1. L'exploitant d'une fonderie de métaux communs ayant produit, au cours de l'année civile 2006, plus de 1 000 tonnes métriques de cuivre, de nickel, de plomb, de zinc ou de cobalt doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe pour l'année civile 2006, et ce, pour chaque fonderie de métaux communs dont il est l'exploitant.

2. Pour les substances suivantes, TPM, PM_2,5, PM₁₀, NO_x, SO₂, SO_x et COV, l'exploitant doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe uniquement à l'égard des substances pour lesquelles la fonderie de métaux communs atteint ou dépasse le seuil d'émissions correspondant pour l'année civile 2006.

Seuil d'émissions totales de TPM, calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de PM_2,5, calculé annuellement — 0,3 tonne métrique.

Seuil d'émissions totales de PM₁₀, calculé annuellement — 0,5 tonne métrique.

Seuil d'émissions totales de NO_x (exprimées sous forme de NO₂), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO₂, calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO_x (exprimées sous forme de SO₂), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de COV, calculé annuellement — 10 tonnes métriques.

3. Concernant les substances énumérées à l'annexe 1 pour lesquelles aucun seuil d'émissions n'est mentionné dans la présente annexe et qui ont été rejetées par l'installation au cours de l'année civile 2006, l'exploitant doit déclarer la quantité des émissions conformément aux exigences établies dans la présente annexe.

Partie 2 — Définitions

Les définitions ci-après ne s'appliquent qu'à la présente annexe :

« agent réducteur » Substance qui provoque la réduction en s'oxydant et en perdant des électrons.

« broyage » Partie de l'exploitation minière visant à récupérer les minerais par concassage et fragmentation, séparation ou concentration du minerai et égouttage du minerai dans le but de séparer les minerais de la roche de laquelle ils proviennent.

« concentré » Minerai ou produit final récupéré pendant l'étape de concentration ou de séparation du broyage.

« fonderie de métaux communs »

(i) Installation vouée à la production de cuivre, de nickel, de plomb, de zinc, de cobalt ou de métal récupéré comme coproduit à partir de concentré ou de matières recyclées, par fusion, affinage ou les deux;

(ii) inclut les fonderies de plomb de seconde fusion conformément à la définition de ce terme figurant à l'article 2 du Règlement sur le rejet de plomb de seconde fusion afférent à la Loi et à condition que la fonderie de plomb de seconde fusion soit la Teck Cominco Metals Ltd. Trail Operation ou la Xstrata Zinc Canada Brunswick Smelter;

(iii) inclut le prétraitement lorsqu'il est effectué dans la même installation que les activités énumérées aux sous-alinéas (i) et (ii).

« métal récupéré comme coproduit » Métal résultant de la production de cuivre, de nickel, de plomb, de zinc ou de cobalt et qui se trouve dans le résidu de la production de cuivre, de nickel, de plomb, de zinc ou de cobalt.

« prétraitement » Toute intervention à laquelle est soumis un concentré à la fonderie de métaux communs avant la production de cuivre, de nickel, de plomb, de zinc, de cobalt ou de métal récupéré comme coproduit.

Partie 3 — Information à déclarer

Information de nature administrative

1. Le nom de l'exploitant, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

2. Le nom de la personne-ressource de l'exploitant (s'il y a lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

3. Le nom, la longitude et la latitude de la fonderie de métaux communs.

4. L'adresse municipale et l'adresse postale de la fonderie de métaux communs, s'il y a lieu.

5. L'année du début de l'exploitation de la fonderie de métaux communs.

6. Le nombre de jours pendant lesquels la fonderie de métaux communs était en exploitation au cours de l'année civile 2006.

7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s'il y a lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.

8. Le numéro d'identification de l'INRP, s'il y a lieu.

9. Une attestation datée et signée par l'exploitant déclarant que toute l'information requise en réponse à cet avis a été soumise.

Quantités d'émissions rejetées

10. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de chaque fonderie de métaux communs, pour chacune des substances énumérées dans la partie 1 de l'annexe 1, excluant les émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site.

11. La quantité totale annuelle, en kilogrammes, de rejets de mercure de chaque fonderie de métaux communs.

12. Pour chacune des substances déclarées en vertu de l'alinéa 10, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions de procédés industriels;

(iii) émissions d'évacuation;

(iv) émissions de torchage;

(v) émissions fugitives.

13. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CO₂ de chaque fonderie de métaux communs, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions de procédés industriels.

14. Les rejets de CO₂ provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 13 et 16.

15. Lorsque les émissions de procédés industriels sont produites en même temps que les émissions de combustion stationnaire de combustible, l'exploitant doit les classer dans la catégorie qui correspond au but principal de l'activité, soit « procédé industriel » ou « combustion stationnaire de combustible ».

16. Pour chacun des rejets déclarés aux sous-alinéas 12(i) et 13(i), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets qui sont des émissions de cogénération.

17. Pour les rejets de CO₂ déclarés au sous-alinéa 13(ii), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets résultant de l'utilisation de coke en tant qu'agent réducteur, ou de tout autre procédé dans lequel une substance contenant du carbone est utilisée comme agent réducteur.

18. Pour les rejets de CO₂ déclarés au sous-alinéa 13(ii), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets résultant de l'utilisation des réactifs suivants :

(i) pierre calcaire;

(ii) dolomite;

(iii) carbonate de sodium;

(iv) tout autre réactif contenant du carbone.

19. Pour les rejets de CO₂ déclarés au sous-alinéa 13(ii), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets provenant de la consommation d'électrodes de carbone.

Méthode de quantification

20. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 10 à 13 et 16 à 19, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier ces émissions :

(i) surveillance en continu des émissions;

(ii) surveillance prédictive des émissions;

(iii) test ou échantillonnage à la source;

(iv) bilan massique;

(v) facteur d'émission propre à une installation;

(vi) facteur d'émission publié dans des textes scientifiques ou techniques;

(vii) estimations techniques;

(viii) le nom et le titre de même qu'une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sous-alinéas (i) à (vii).

Combustible

21. S'il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de chaque type de combustible précisé dans l'annexe 4, utilisée à chaque fonderie de métaux communs.

22. S'il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de chaque type de combustible précisé dans l'annexe 4, utilisée par chaque unité de cogénération située à chaque fonderie de métaux communs.

Pouvoir calorifique supérieur

23. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu des alinéas 21 et 22, le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel, en GJ par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de combustible.

Électricité

24. La quantité totale annuelle d'électricité produite à chaque fonderie de métaux communs, en MWh.

25. La quantité totale annuelle d'électricité transférée hors site par chaque fonderie de métaux communs, en MWh.

26. La quantité totale annuelle d'électricité reçue par chaque fonderie de métaux communs, en MWh.

Vapeur

27. La quantité totale annuelle de vapeur produite à chaque fonderie de métaux communs, en GJ.

28. La quantité totale annuelle de vapeur transférée hors site par chaque fonderie de métaux communs, en GJ.

29. La quantité totale annuelle de vapeur reçue par chaque fonderie de métaux communs, en GJ.

Hydrogène

30. La quantité totale annuelle d'hydrogène produite à chaque fonderie de métaux communs, en GJ.

31. La quantité totale annuelle d'hydrogène transférée hors site par chaque fonderie de métaux communs, en GJ.

32. La quantité totale annuelle d'hydrogène reçue par chaque fonderie de métaux communs, en GJ.

Cogénération

33. Pour chaque unité de cogénération :

(i) la quantité totale annuelle d'électricité produite, en MWh;

(ii) la quantité totale annuelle d'énergie thermique produite, en MWh;

(iii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/ MWh (thermique);

(iv) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur nette en fonction de la méthode du combustible imputable à l'électricité, en GJ/MWh.

Production

34. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque produit énuméré ci-après, fabriqué à chaque fonderie de métaux communs :

(i) nickel;

(ii) cuivre;

(iii) plomb;

(iv) zinc;

(v) cobalt;

(vi) autre métal que ceux énumérés aux sous-alinéas (i) à (v) [préciser le produit].

35. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de concentrés traités à chaque fonderie de métaux communs.

36. La teneur en soufre moyenne annuelle, exprimée en pourcentage pondéral, du concentré traité à chaque fonderie de métaux communs.

37. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de matières recyclables traitées à chaque fonderie de métaux communs.

Mesures de prévention de la pollution et surveillance des émissions

38. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution autres que l'utilisation d'équipement antipollution :

(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises en œuvre à la fonderie de métaux communs au cours des années civiles 2001 à 2006 et qui ont, depuis leur mise en œuvre, contribué à réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'installation pour une ou plusieurs des substances suivantes, TPM, PM₁₀, PM_2,5, SO₂, mercure et CO₂ :

a) modification des procédés industriels;

b) substitutions des matières de base ou changements dans la qualité des matières de base;

c) remplacement d'un combustible par un autre;

d) améliorations de l'efficacité énergétique;

e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;

(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).

39. Si de l'équipement de surveillance en continu des émissions a été utilisé à la fonderie de métaux communs au cours de l'année civile 2006 pour surveiller les émissions de n'importe quelles des substances énumérées dans la partie 1 ou 2 de l'annexe 1 :

(i) la substance surveillée par l'équipement;

(ii) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation :

a) avant 1995;

b) en 1995 ou après.

ANNEXE 7

CIMENT

Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration

1. L'exploitant d'une cimenterie doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe pour l'année civile 2006, et ce, pour chaque cimenterie dont il est l'exploitant. Une personne à qui le présent avis s'applique et qui est l'exploitant d'une sablière ou d'une carrière n'a pas à déclarer l'information relative à l'exploitation d'une sablière ou d'une carrière en vertu du présent avis.

2. Pour les substances suivantes, TPM, PM_2,5, PM₁₀, NO_x, SO₂ et SO_x, l'exploitant doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe uniquement à l'égard des substances pour lesquelles la cimenterie atteint ou dépasse le seuil d'émissions correspondant pour l'année civile 2006.

Seuil d'émissions totales de TPM, calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de PM_2,5, calculé annuellement — 0,3 tonne métrique.

Seuil d'émissions totales de PM₁₀, calculé annuellement — 0,5 tonne métrique.

Seuil d'émissions totales de NO_x (exprimées sous forme de NO₂), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO₂, calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO_x (exprimées sous forme de SO₂), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

3. Concernant les substances énumérées à l'annexe 1 pour lesquelles aucun seuil d'émissions n'est mentionné dans la présente annexe et qui ont été rejetées par l'installation au cours de l'année civile 2006, l'exploitant doit déclarer la quantité des émissions conformément aux exigences établies dans la présente annexe.

Partie 2 — Définitions

Les définitions ci-après ne s'appliquent qu'à la présente annexe :

« broyage de finition » Broyage du clinker et du gypse ou de liants supplémentaires ou de substances recyclées.

« broyage de matières premières » Broyage d'une substance qui comprend également le séchage ou la mise en suspension de cette matière de base.

« carrière » Excavation à ciel ouvert exploitée aux fins de la transformation, de la récupération et de l'extraction de la pierre, du calcaire, du grès, de la dolomie, du marbre, du granite, de matériaux de construction et de tout autre minéral, mais non de charbon, de substance carbonifère, de sable bitumineux, d'une substance contenant du sable bitumineux ou de l'ammonite, et englobe les infrastructures connexes mais n'inclut pas une sablière.

« ciment » Mélange d'oxyde de calcium, d'alumine, d'oxyde de fer et de silice combiné dans un four à ciment, puis traité pour former une poudre.

« cimenterie » Installation vouée à la production de ciment.

« clinker » Produit de la cuisson de matières dans un four à ciment; le ciment est obtenu par broyage de finition.

« ÉTI » « Équivalence de toxicité internationale », masse ou concentration qui est une somme des masses ou des concentrations des congénères individuels de polychlorodibenzoparadioxines et de polychlorodibenzofuranes multipliée par les facteurs d'équivalence toxique précisés dans la colonne 4 de la partie 5 de l'annexe 1.

« liant supplémentaire » Substance utilisée en remplacement du clinker dans la production de ciment et qui comprend le mâchefer, la cendre résiduelle ou le laitier et d'autres sous-produits calcaires ou sous-produits ferreux.

« mètre cube de référence à sec » Mètre cube corrigé à 25 °C, à 101,3 kPa.

« refroidissement du clinker » Refroidissement du clinker dans le four à ciment par l'entrée d'air ambiant afin d'abaisser la température du clinker.

« sablière » Excavation à ciel ouvert exploitée aux fins de l'extraction de sable, d'argile, de marne, de terre, de schiste, de gravier, de pierre ou d'autres roches, mais non de charbon, de substance carbonifère, de sable bitumineux, d'une substance contenant du sable bitumineux ou de l'ammonite, et englobe les infrastructures connexes mais n'inclut pas une carrière.

« schéma simplifié des procédés » Diagramme montrant la relation et les mouvements des matières de base et des produits obtenus à la cimenterie ainsi que l'équipement servant à leur production.

« traitement dans un four en voie humide » Chauffage, calcination et brûlage, dans un four en voie humide, de la pierre calcaire, de l'argile, de la poussière recyclée ou d'autres substances recyclées ou d'autres matières de base, en vue de produire du clinker.

« traitement dans un four en voie sèche à précalcinateur » Procédé visant à produire du clinker dans un appareil qui combine un préchauffeur, un précalcinateur et un four rotatif et qui effectue le préchauffage, le chauffage, la précalcination, la calcination et le brûlage de la pierre calcaire, de l'argile et d'autres matières premières, de la poussière recyclée ou d'autres matériaux recyclés.

« traitement dans un four en voie sèche à préchauffeur » Procédé visant à produire du clinker dans un appareil qui combine un préchauffeur et un four en voie sèche et qui effectue le préchauffage, le chauffage, la calcination et le brûlage de la pierre calcaire, de l'argile et d'autres matières premières, de la poussière recyclée ou d'autres matériaux recyclés.

« traitement dans un four long en voie sèche » Chauffage, calcination et brûlage, dans un four long en voie sèche, de la pierre calcaire, de l'argile, de la poussière recyclée ou d'autres substances recyclées ou d'autres matières de base, en vue de produire du clinker.

Partie 3 — Information à déclarer

Information de nature administrative

1. Le nom de l'exploitant, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

2. Le nom de la personne-ressource de l'exploitant (s'il y a lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

3. Le nom, la longitude et la latitude de la cimenterie.

4. L'adresse municipale et l'adresse postale de la cimenterie, s'il y a lieu.

5. L'année du début de l'exploitation de la cimenterie.

6. Le nombre de jours pendant lesquels la cimenterie était en exploitation au cours de l'année civile 2006.

7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s'il y a lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.

8. Le numéro d'identification de l'INRP, s'il y a lieu.

9. Une attestation datée et signée par l'exploitant déclarant que toute l'information requise en réponse à cet avis a été soumise.

Quantités d'émissions rejetées

10. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de TPM, de PM_2,5, de PM₁₀, de NO_x, de SO_x et de SO₂ pour chaque cimenterie, excluant les émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site.

11. La quantité totale annuelle, des substances suivantes émises par chaque cimenterie :

(i) mercure, en kilogrammes;

(ii) dioxines et furanes, en grammes d'ÉTI.

12. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de TPM, de PM_2,5, de PM₁₀, de NO_x, de SO_x et de SO₂, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions de procédés industriels;

(iii) émissions fugitives.

13. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CO₂ de chaque cimenterie, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions de procédés industriels;

(iii) émissions fugitives.

14. Les rejets de CO₂ provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 13 et 20.

15. Pour les besoins des alinéas 10, 12 et 17, les rejets de NO_x doivent être déclarés en exprimant ces NO_x sous forme de poids de NO₂.

16. Lorsque les émissions de procédés industriels sont produites en même temps que les émissions de combustion stationnaire de combustible, l'exploitant doit les classer dans la catégorie qui correspond au but principal de l'activité, soit « procédé industriel » ou « combustion stationnaire de combustible ».

17. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de TPM, de PM_2,5, de PM₁₀, de NO_x, de SO_x, de SO₂ et de CO₂ rejetée par chaque cheminée qui rejette des émissions provenant d'une ou de plusieurs des activités énumérées ci-après. Pour chaque cheminée pour laquelle une quantité est déclarée, l'exploitant doit préciser l'activité dont les émissions sont rejetées par ladite cheminée :

(i) traitement dans un four en voie humide;

(ii) traitement dans un four long en voie sèche;

(iii) traitement dans un four à préchauffeur;

(iv) traitement dans un four en voie sèche à précalcinateur;

(v) refroidissement du clinker;

(vi) broyage de matières premières;

(vii) broyage de finition.

18. La concentration moyenne annuelle, en milligrammes par mètre cube de référence à sec corrigé à une concentration de 11 % d'oxygène par volume, des rejets de TPM, de PM_2,5 et de PM₁₀ de chaque cheminée mentionnée à l'alinéa 17.

19. La concentration moyenne annuelle des rejets de mercure, en microgrammes par mètre cube de référence à sec corrigé à une concentration de 11 % d'oxygène par volume, et des rejets de dioxines et de furanes, en picogrammes d'ÉTI par mètre cube de référence à sec corrigé à une concentration d'oxygène de 11 % par volume, de chaque cheminée provenant des activités énumérées ci-après :

(i) traitement dans un four en voie humide;

(ii) traitement dans un four long en voie sèche;

(iii) traitement dans un four à préchauffeur;

(iv) traitement dans un four en voie sèche à précalcinateur.

20. Pour chacun des rejets déclarés aux sous-alinéas 12(i) et 13(i), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets qui sont des émissions de cogénération.

21. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, d'émissions de procédés industriels de CO₂ rejetée par la calcination ou la dissolution des carbonates.

22. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, d'émissions fugitives de TPM, de PM_2,5 et de PM₁₀ rejetées par chacune des catégories suivantes :

(i) émissions provenant du stockage;

(ii) émissions produites lors du chargement et du déchargement.

Méthode de quantification

23. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 10 à 13 et 17 à 22, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier ces émissions :

(i) surveillance en continu des émissions;

(ii) surveillance prédictive des émissions;

(iii) test ou échantillonnage à la source;

(iv) bilan massique;

(v) facteur d'émission propre à une installation;

(vi) facteur d'émission publié dans des textes scientifiques ou techniques;

(vii) estimations techniques;

(viii) le nom et le titre de même qu'une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sous-alinéas (i) à (vii).

Combustible

24. S'il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de chaque type de combustible précisé dans l'annexe 4, utilisée par chaque unité de cogénération située à chaque cimenterie.

Pouvoir calorifique supérieur

25. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu de l'alinéa 24, le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel, en GJ par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de combustible.

Cogénération

26. Pour chaque unité de cogénération :

(i) la quantité totale annuelle d'électricité produite, en MWh;

(ii) la quantité totale annuelle d'énergie thermique produite, en MWh;

(iii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/ MWh (thermique);

(iv) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur nette en fonction de la méthode du combustible imputable à l'électricité, en GJ/MWh.

Matières de base

27. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque matière de base énumérée ci-après, utilisée à chaque cimenterie :

(i) pierre calcaire;

(ii) dolomite;

(iii) calcaire dolomitique;

(iv) marne;

(v) craie;

(vi) schiste.

Production

28. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de clinker produite par les activités suivantes :

(i) traitement dans un four en voie humide;

(ii) traitement dans un four long en voie sèche;

(iii) traitement dans un four à préchauffeur;

(iv) traitement dans un four en voie sèche à précalcinateur.

29. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de ciment produite à chaque cimenterie.

Schéma simplifié des procédés

30. Le schéma simplifié des procédés pour chaque cimenterie.

Mesures de prévention de la pollution et surveillance des émissions

31. Concernant l'équipement antipollution en opération à la cimenterie au cours de l'année civile 2006 :

(i) l'équipement qui a permis au cours de l'année civile 2006, ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'installation pour une ou plusieurs des substances suivantes : TPM, PM₁₀, PM_2,5, SO_x, NO_x et mercure;

(ii) en ce qui concerne l'équipement déclaré au sous-alinéa (i) :

a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l'équipement a empêché l'émission;

b) l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est mesurée par l'exploitant et l'année durant laquelle la mesure a été prise ou, si l'exploitant n'a pas mesuré l'efficacité de l'équipement, l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est indiquée par le fabricant, l'importateur ou le fournisseur de l'équipement;

c) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou entre 2000 et 2006.

32. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution autres que l'utilisation de l'équipement antipollution déclaré en vertu de l'alinéa 31 :

(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises en œuvre à la cimenterie au cours des années civiles 2001 à 2006 et qui ont, depuis leur mise en œuvre, contribué à réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'installation pour une ou plusieurs des substances suivantes, TPM, PM₁₀, PM_2,5, SO_x, NO_x et CO₂ :

a) modification des procédés industriels;

b) substitutions des matières de base ou changements dans la qualité des matières de base;

c) remplacement d'un combustible par un autre;

d) améliorations de l'efficacité énergétique;

e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;

(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).

33. Si de l'équipement de surveillance en continu des émissions a été utilisé à la cimenterie au cours de l'année civile 2006 pour surveiller les émissions de n'importe quelles des substances énumérées dans la partie 1 ou 2 de l'annexe 1 :

(i) la substance surveillée par l'équipement;

(ii) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation :

a) avant 1995;

b) en 1995 ou après.

ANNEXE 8

FABRICATION DE PRODUITS CHIMIQUES

Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration

1. L'exploitant d'une installation de fabrication de produits chimiques qui a rejeté, au cours de l'année civile 2006, une ou plusieurs des substances précisées ci-après dans des quantités égales ou supérieures au seuil établi pour ces substances doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe pour chaque installation de fabrication de produits chimiques qu'il exploite. L'exploitant doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe uniquement à l'égard de la substance pour laquelle l'installation de fabrication de produits chimiques atteint ou dépasse le seuil d'émissions.

Seuil d'émissions totales de gaz à effet de serre, calculé annuellement et exprimé en équivalent en dioxyde de carbone — 50 000 tonnes métriques d'équivalent en dioxyde de carbone.

Seuil d'émissions totales de TPM, calculé annuellement — 50 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de NO_x (exprimées sous forme de NO₂), calculé annuellement — 100 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO₂, calculé annuellement — 100 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO_x (exprimées sous forme de SO₂), calculé annuellement — 100 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de COV, calculé annuellement — 50 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales d'ammoniac gazeux, calculé annuellement — 100 tonnes métriques.

2. Afin de déterminer si une installation de fabrication de produits chimiques atteint ou dépasse le seuil d'émissions de gaz à effet de serre précisé à l'alinéa 1 de la partie 1 de la présente annexe, l'équation suivante doit être utilisée :

où :

E = émissions totales d'un gaz ou d'une espèce de gaz donné provenant de l'installation de fabrication de produits chimiques pendant l'année civile 2006, exprimées en tonnes métriques

i = chaque source de gaz à effet de serre

PRP = potentiel de réchauffement planétaire figurant dans la colonne 4 de la partie 2 et de la partie 4 de l'annexe 1

HFC = chacune des substances énumérées dans la partie 4 de l'annexe 1

3. Lorsque l'exploitant d'une installation de fabrication de produits chimiques calcule les émissions totales de l'installation de fabrication de produits chimiques afin de déterminer si les émissions atteignent ou dépassent le seuil d'émission de gaz à effet de serre précisé à l'alinéa 1 de la partie 1 de la présente annexe, il ne doit pas prendre en compte les émissions de CO₂ provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse dans son calcul.

4. Pour le calcul du seuil de déclaration des NO_x, ces NO_x doivent être exprimés sous forme de poids de NO₂.

Partie 2 — Définitions

Les définitions ci-après ne s'appliquent qu'à la présente annexe :

« activité » Activité de cogénération, de génération de vapeur centrale ou de fabrication de produits.

« activité de fabrication de produits » Procédé utilisé à une installation de produits chimiques pour fabriquer un ou des produits donnés et inclut le traitement d'une substance ou d'une matière de base afin d'accroître son efficacité ou sa pureté.

« coproduit » Produit fabriqué conjointement avec un autre produit.

« émissions de la tour de refroidissement » Rejets d'émissions fugitives provenant d'un dispositif de recirculation des eaux libres qui utilise des ventilateurs ou le tirage naturel pour aspirer de l'air ambiant ou pour forcer l'air ambiant à entrer dans le dispositif pour refroidir l'eau.

« émissions provenant de l'incinération » Rejets provenant d'une unité de destruction thermique des déchets qui ne récupère pas l'énergie.

« équivalent en dioxyde de carbone (équivalent CO₂) » Quantité d'une substance, indiquée à l'alinéa 2 de la partie 1 de la présente annexe, exprimée en unités de masse et multipliée par le potentiel de réchauffement planétaire (PRP) figurant dans la colonne 4 de la partie 2 et de la partie 4 de l'annexe 1.

« gaz à effet de serre » Substances énumérées dans les articles 1 à 7 de la partie 2 de l'annexe 1 et toutes les substances énumérées dans la partie 4 de l'annexe 1.

« installation de fabrication de produits chimiques » Installation classée sous le code 325 du SCIAN.

« production brute » Quantité totale de tous les produits fabriqués, incluant les coproduits, provenant de toutes les activités effectuées à l'installation de fabrication de produits chimiques, y compris la production destinée à la vente, au maintien des inventaires ou à l'utilisation à l'installation de fabrication de produits chimiques.

« production nette » Quantité totale de tous les produits fabriqués, y compris les coproduits, fabriqués afin d'être vendus à une autre personne.

« schéma de l'installation » Diagramme des activités effectuées à l'installation montrant les interconnexions et les liens de production entre les activités.

« substance intermédiaire » Substance produite par une activité de fabrication de produits à une installation de fabrication de produits chimiques et qui subit un second traitement dans le cadre d'une autre activité de fabrication de produits à cette même installation.

Partie 3 — Information à déclarer

Information de nature administrative

1. Le nom de l'exploitant, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

2. Le nom de la personne-ressource de l'exploitant (s'il y a lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

3. Une liste des activités effectuées à l'installation de fabrication de produits chimiques.

4. Le nom, la longitude et la latitude de l'installation de fabrication de produits chimiques.

5. L'adresse municipale et l'adresse postale de l'installation de fabrication de produits chimiques, s'il y a lieu.

6. L'année du début de chaque activité à l'installation de fabrication de produits chimiques.

7. Le nombre de jours pendant lesquels chaque activité était effectuée à l'installation de fabrication de produits chimiques au cours de l'année civile 2006.

8. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s'il y a lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres de l'installation.

9. Le numéro d'identification de l'INRP de l'installation, s'il y a lieu.

10. Une attestation datée et signée par l'exploitant déclarant que toute l'information requise en réponse à cet avis a été soumise.

Quantités d'émissions rejetées par l'installation

11. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de chaque installation de fabrication de produits chimiques, pour chacune des substances énumérées dans la partie 1 de l'annexe 1 et pour l'ammoniac gazeux, excluant les émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site.

12. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CO₂, de NO_x, de SO_x et de SO₂ de chaque installation de fabrication de produits chimiques, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions de procédés industriels;

(iii) émissions d'évacuation;

(iv) émissions de torchage;

(v) émissions provenant de l'incinération.

13. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de COV de chaque installation de fabrication de produits chimiques, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de procédés industriels;

(ii) émissions d'évacuation;

(iii) émissions de torchage;

(iv) émissions provenant de l'incinération.

14. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets d'ammoniac gazeux de chaque installation de fabrication de produits chimiques, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions de procédés industriels;

(iii) émissions d'évacuation.

15. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CH₄ et de chacun des hydrocarbures fluorés (HFC) énumérés dans la partie 4 de l'annexe 1 de chaque installation de fabrication de produits chimiques, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de procédés industriels;

(ii) émissions d'évacuation.

16. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CH₄ provenant d'émissions des eaux usées de chaque installation de fabrication de produits chimiques.

17. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de N₂O provenant d'émissions de procédés industriels de chaque installation de fabrication de produits chimiques.

Autres émissions

18. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de COV et d'ammoniac gazeux provenant d'émissions fugitives de chaque installation de fabrication de produits chimiques.

19. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de COV et d'ammoniac gazeux de chaque installation de fabrication de produits chimiques, pour chacune des catégories d'émissions fugitives suivantes :

(i) émissions provenant du stockage;

(ii) émissions produites lors du chargement et du déchargement;

(iii) émissions provenant de fuites de l'équipement;

(iv) émissions de la tour de refroidissement.

Émissions par activité

20. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CO₂, de CH₄, de N₂O, de HFC, de NO_x, de SO_x, de SO₂, d'ammoniac gazeux et de COV pour chaque activité.

21. Pour chaque activité, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CO₂ provenant des émissions de combustion stationnaire de combustible.

22. Pour chaque activité de fabrication de produits accompagnée d'émissions de procédés industriels de CO₂, de CH₄ ou de N₂O résultant de réactions chimiques :

(i) l'activité de fabrication de produits à laquelle chaque substance émise est liée;

(ii) la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, d'émissions de procédés industriels de CO₂, de CH₄ et de N₂O provenant de cette activité de fabrication de produits;

(iii) l'équation de la réaction chimique pour chaque activité résultant en rejets de CO₂, de CH₄ et de N₂O.

23. Pour chaque activité de fabrication de produits accompagnée d'émissions de procédés industriels de CO₂ résultant d'une action physique :

(i) l'activité de fabrication de produits à laquelle les émissions de procédés industriels de CO₂ sont liées;

(ii) la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, d'émissions de procédés industriels de CO₂ provenant de cette activité de fabrication de produits.

24. Les rejets de CO₂ provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 11 à 23.

25. Les rejets de CH₄ provenant de la décomposition de la biomasse doivent être inclus dans les émissions déclarées aux alinéas 15, 16, 20 et 22.

26. Les rejets de CH₄ et de N₂O provenant de la combustion de combustibles ne doivent pas être inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 11 à 23.

27. Pour les besoins des alinéas 11 à 23, les rejets de NO_x doivent être déclarés en exprimant ces NO_x sous forme de poids de NO₂.

28. Lorsque les émissions de procédés industriels sont produites en même temps que les rejets provenant d'émissions de combustion stationnaire de combustible, l'exploitant doit classer les rejets dans la catégorie qui correspond au but principal de l'activité, soit « procédé industriel » ou « combustion stationnaire de combustible ».

Méthode de quantification

29. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 11 à 23, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier ces émissions :

(i) surveillance en continu des émissions;

(ii) surveillance prédictive des émissions;

(iii) test ou échantillonnage à la source;

(iv) bilan massique;

(v) facteur d'émission propre à une installation;

(vi) facteur d'émission publié dans des textes scientifiques ou techniques;

(vii) estimations techniques;

(viii) le nom et le titre de même qu'une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sous-alinéas (i) à (vii) inclusivement.

Combustible

30. S'il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de chaque type de combustible précisé dans l'annexe 4 utilisée à chaque installation.

31. S'il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de chaque type de combustible précisé dans l'annexe 4 utilisée par chaque unité de cogénération située à chaque installation.

Pouvoir calorifique supérieur

32. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu des alinéas 30 et 31, le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel, en GJ par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de combustible.

Cogénération

33. Pour chaque unité de cogénération :

(i) la quantité totale annuelle d'électricité produite, en MWh;

(ii) la quantité totale annuelle d'énergie thermique produite, en MWh;

(iii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/ MWh (thermique);

(iv) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur nette en fonction de la méthode du combustible imputable à l'électricité, en GJ/MWh.

Production

34. Relativement à la production à l'installation de fabrication de produits chimiques :

(i) la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de production brute à chaque installation de fabrication de produits chimiques;

(ii) la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de production nette à chaque installation de fabrication de produits chimiques;

(iii) tout autre indice de production devant être utilisé au lieu de la production brute et de la production nette déclarées au sous-alinéa (i) ou (ii). L'exploitant doit déclarer toutes les données utilisées pour calculer cet autre indice de production.

35. Une liste de chacun des produits, y compris les coproduits, fabriqués par chaque activité de fabrication de produits au cours de l'année civile 2006.

36. Pour chacun des produits, y compris les coproduits, déclarés à l'alinéa 35, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque produit ou coproduit fabriqué par chaque activité de fabrication de produits.

37. Relativement au CO₂ :

(i) pour chaque activité de fabrication de produits ayant produit du CO₂, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de CO₂ produit vendue;

(ii) si chaque quantité de CO₂ mentionnée au sous-alinéa (i) est le résultat d'une réaction chimique ou d'une action physique;

(iii) la quantité totale annuelle de CO₂ produite à chaque installation de fabrication de produits chimiques et utilisée sur le site par l'installation;

(iv) l'activité de fabrication de produits à l'installation qui a utilisé le CO₂ mentionné au sous-alinéa (i).

38. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de CO₂ achetée aux fins d'utilisation à l'installation de fabrication de produits chimiques et l'activité de fabrication de produits utilisant ce CO₂.

Schéma de l'installation

39. Un schéma de l'installation montrant :

(i) chaque activité ayant lieu à l'installation;

(ii) les produits ainsi que les coproduits et les substances intermédiaires, s'il y a lieu, préparés à l'installation de fabrication de produits chimiques et l'activité de fabrication de produits qui permet d'obtenir chaque produit, coproduit et substance intermédiaire.

Mesures de prévention de la pollution et surveillance des émissions

40. Concernant l'équipement antipollution en opération à l'installation de fabrication de produits chimiques au cours de l'année civile 2006 :

(i) l'équipement qui a permis au cours de l'année civile 2006, ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'installation pour une ou plusieurs des substances suivantes : NO_x, SO_x, ammoniac gazeux, COV et gaz à effet de serre;

(ii) en ce qui concerne l'équipement déclaré au sous-alinéa (i) :

a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l'équipement a empêché l'émission;

b) l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est mesurée par l'exploitant et l'année durant laquelle la mesure a été prise, ou si l'exploitant n'a pas mesuré l'efficacité de l'équipement, l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est indiquée par le fabricant, l'importateur ou le fournisseur de l'équipement;

c) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou entre 2000 et 2006.

41. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution autres que l'utilisation de l'équipement antipollution déclaré en vertu de l'alinéa 40 :

(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises en œuvre à l'installation de fabrication de produits chimiques au cours des années civiles 2001 à 2006 inclusivement et qui ont, depuis leur mise en œuvre, contribué à réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'installation pour une ou plusieurs des substances suivantes, NO_x, SO_x, ammoniac gazeux, COV et gaz à effet de serre :

a) modification des procédés industriels;

b) substitutions des matières de base ou changements dans la qualité des matières de base;

c) remplacement d'un combustible par un autre;

d) améliorations de l'efficacité énergétique;

e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;

(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).

42. Si de l'équipement de surveillance en continu des émissions a été utilisé à l'installation de fabrication de produits chimiques au cours de l'année civile 2006 pour surveiller les émissions de n'importe quelles des substances énumérées dans la partie 1 ou 2 de l'annexe 1 :

(i) la substance surveillée par l'équipement;

(ii) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation :

a) avant 1995;

b) en 1995 ou après.

ANNEXE 9

ÉLECTRICITÉ

Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration

1. L'exploitant d'une installation de production d'électricité doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe pour l'année civile 2006, et ce, pour chaque installation de production d'électricité dont il est l'exploitant. Les exigences précisées dans le présent avis et la présente annexe ne s'appliquent ni aux hôpitaux, ni aux écoles, ni aux prisons ou autres établissements correctionnels ou aux hôtels qui produisent de l'électricité sur place.

2. Pour les substances suivantes, TPM, PM_2,5, PM₁₀, NO_x, SO₂, SO_x, COV, le mercure et les gaz à effet de serre, l'exploitant doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe uniquement à l'égard des substances pour lesquelles une unité de production d'électricité atteint ou dépasse le seuil d'émissions correspondant pour l'année civile 2006.

Seuil d'émissions totales de TPM, calculé annuellement — 1 tonne métrique.

Seuil d'émissions totales de PM_2,5, calculé annuellement — 0,3 tonne métrique.

Seuil d'émissions totales de PM₁₀, calculé annuellement — 0,5 tonne métrique.

Seuil d'émissions totales de NO_x (exprimées sous forme de NO₂), calculé annuellement — 5 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO₂, calculé annuellement — 5 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO_x (exprimées sous forme de SO₂), calculé annuellement — 5 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de COV, calculé annuellement — 10 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de mercure, calculé annuellement — 2,5 kg.

Seuil d'émissions totales de gaz à effet de serre, calculé annuellement et exprimé en équivalent en dioxyde de carbone — 10 000 tonnes métriques d'équivalent en dioxyde de carbone.

3. Afin de déterminer si une unité de production d'électricité atteint ou dépasse le seuil d'émissions totales de gaz à effet de serre décrit à l'alinéa 2 de la partie 1 de la présente annexe, l'équation suivante doit être utilisée :

où :

E = émissions totales d'un gaz ou d'une espèce de gaz donné provenant de l'unité de production d'électricité pendant l'année civile 2006, exprimées en tonnes métriques

i = chaque source d'émission

PRP = potentiel de réchauffement planétaire figurant dans la colonne 4 de la partie 2 de l'annexe 1

4. Les émissions de CO₂ provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être prises en compte dans le calcul des émissions totales lorsqu'il s'agit de déterminer si une unité de production d'électricité atteint ou dépasse le seuil d'émissions.

Partie 2 — Définitions

Les définitions ci-après ne s'appliquent qu'à la présente annexe :

« équivalent en dioxyde de carbone (équivalent CO₂) » Quantité d'une substance, indiquée à l'alinéa 3 de la partie 1 de la présente annexe, exprimée en unités de masse et multipliée par le potentiel de réchauffement planétaire (PRP) figurant dans la colonne 4 de la partie 2 de l'annexe 1.

« gaz à effet de serre » Dioxyde de carbone, dont la formule moléculaire est CO₂, méthane, dont la formule moléculaire est CH₄, et oxyde nitreux, dont la formule moléculaire est N₂O.

« installation de production d'électricité » Installation :

(i) qui est composée d'une ou de plusieurs unités de production d'électricité;

(ii) qui produit de l'électricité;

(iii) qui ne fait pas partie de l'une des installations décrites dans les annexes 5 à 8 et 10 à 20 inclusivement.

« unité de production d'électricité » appareil de combustion stationnaire qui alimente en énergie une génératrice dont la capacité nominale est égale ou supérieure à 10 MWe et est applicable à une unité de cogénération dont la capacité nominale est égale ou supérieure à 10 MWe.

Partie 3 — Information à déclarer

Information de nature administrative

1. Le nom de l'exploitant, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

2. Le nom de la personne-ressource de l'exploitant (s'il y a lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

3. Le nom, la longitude et la latitude de l'installation de production d'électricité.

4. L'adresse municipale et l'adresse postale de l'installation de production d'électricité, s'il y a lieu.

5. L'année du début de l'exploitation de l'installation de production d'électricité.

6. Le nombre de jours pendant lesquels l'installation de production d'électricité était en exploitation au cours de l'année civile 2006.

7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s'il y a lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.

8. Le numéro d'identification de l'INRP, s'il y a lieu.

9. Une attestation datée et signée par l'exploitant déclarant que toute l'information requise en réponse à cet avis a été soumise.

10. Le ou les types d'unité de production d'électricité qui étaient en opération à l'installation de production d'électricité à un moment donné au cours de l'année civile 2006, soit :

(i) turbine à vapeur (TV);

(ii) turbine à gaz (TG);

(iii) moteur à combustion interne (CI);

(iv) turbine à gaz à cycle combiné (CC);

(v) unité de cogénération comprenant une turbine à vapeur (CGTV);

(vi) unité de cogénération comprenant une turbine à gaz (CGTG).

11. L'année du début de l'exploitation de chaque unité de production d'électricité.

Quantités d'émissions rejetées

12. Pour chacune des substances énumérées dans la partie 1 de l'annexe 1, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, d'émissions de combustion stationnaire de combustible rejetées par chaque unité de production d'électricité.

13. Pour les besoins de l'alinéa 12, les rejets de NO_x doivent être déclarés en exprimant ces NO_x sous forme de poids de NO₂.

14. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CO₂ provenant des émissions de combustion stationnaire de combustible pour chaque unité de production d'électricité.

15. Les rejets de CO₂ provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être inclus dans les émissions déclarées en vertu de l'alinéa 14.

Méthode de quantification

16. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 12 et 14, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier ces émissions :

(i) surveillance en continu des émissions;

(ii) surveillance prédictive des émissions;

(iii) test ou échantillonnage à la source;

(iv) bilan massique;

(v) facteur d'émission propre à une installation;

(vi) facteur d'émission publié dans des textes scientifiques ou techniques;

(vii) estimations techniques;

(viii) le nom et le titre de même qu'une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sous-alinéas (i) à (vii).

Combustible

17. S'il y a lieu, pour chaque unité de production d'électricité, la quantité totale annuelle, en unités SI, de chaque type de combustible précisé dans l'annexe 4 utilisée à cette unité de production d'électricité.

Caractéristiques du combustible

18. Pour chaque unité de production d'électricité et pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu de l'alinéa 17 :

(i) le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel, en GJ par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de combustible;

(ii) la teneur en carbone moyenne annuelle, en pourcentage de la masse;

(iii) la teneur en soufre moyenne annuelle, en pourcentage de la masse;

(iv) la teneur en cendres moyenne annuelle, en pourcentage de la masse.

Mercure

19. S'il y a lieu, pour chaque unité de production d'électricité qui fonctionne à partir des combustibles 1 à 9 inclusivement de la partie 1 de l'annexe 4, la teneur en mercure moyenne annuelle, en pourcentage de la masse, de chaque type de combustible décrit dans la partie 1 de l'annexe 4, utilisé à cette unité de production d'électricité.

20. Pour chaque unité de production d'électricité qui fonctionne à partir des combustibles 1 à 9 inclusivement de la partie 1 de l'annexe 4, la quantité totale annuelle, en kilogrammes, de mercure rejetée par l'unité de production d'électricité.

Cogénération

21. Pour chaque unité de cogénération :

(i) la quantité totale annuelle d'énergie thermique produite, en MWh;

(ii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/ MWh (thermique);

(iii) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur nette en fonction de la méthode du combustible imputable à l'électricité, en GJ/MWh.

Production

22. La quantité totale annuelle d'électricité produite par chaque unité de production d'électricité, en MWh.

23. La capacité de production totale annuelle, en MWe, d'électricité de chaque génératrice faisant partie de chaque unité de production d'électricité.

Mesures de prévention de la pollution et surveillance des émissions

24. Concernant l'équipement antipollution en opération à l'unité de production d'électricité au cours de l'année civile 2006 :

(i) l'équipement qui a permis au cours de l'année civile 2006, ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'unité de production d'électricité pour une ou plusieurs des substances suivantes : TPM, PM₁₀, PM_2,5, SO₂, NO_x et mercure;

(ii) en ce qui concerne l'équipement déclaré au sous-alinéa (i) :

a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l'équipement a empêché l'émission;

b) l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est mesurée par l'exploitant et l'année durant laquelle la mesure a été prise, ou si l'exploitant n'a pas mesuré l'efficacité de l'équipement, l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est indiquée par le fabricant, l'importateur ou le fournisseur de l'équipement;

c) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'unité de production d'électricité, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou entre 2000 et 2006

25. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution autres que l'utilisation de l'équipement antipollution déclaré en vertu de l'alinéa 24 :

(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises en œuvre à l'installation de production d'électricité au cours des années civiles 2001 à 2006 inclusivement et qui ont, depuis leur mise en œuvre, contribué à réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'unité de production d'électricité pour une ou plusieurs des substances suivantes, TPM, PM₁₀, PM_2,5, SO₂, NO_x, mercure et CO₂ ;

a) modification des procédés industriels;

b) substitutions des matières de base ou changements dans la qualité des matières de base;

c) remplacement d'un combustible par un autre;

d) améliorations de l'efficacité énergétique;

e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;

(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).

26. Si de l'équipement de surveillance en continu des émissions a été utilisé à l'unité de production d'électricité au cours de l'année civile 2006 pour surveiller les émissions de n'importe quelles des substances énumérées dans la partie 1 ou 2 de l'annexe 1 :

(i) la substance surveillée par l'équipement;

(ii) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'unité de production d'électricité :

a) avant 1995;

b) en 1995 ou après.

ANNEXE 10

FER, ACIER ET FUSION D'ILMÉNITE

Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration

1. L'exploitant d'une installation de production de fer, d'une installation de production d'acier ou d'une fonderie d'ilménite doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe pour l'année civile 2006, et ce, pour chaque installation de production de fer, installation de production d'acier ou fonderie d'ilménite dont il est l'exploitant. L'exploitant d'une usine sidérurgique (production de fer et d'acier) doit déclarer l'information requise en vertu de la partie 3 de la présente annexe.

2. Pour chacune des substances suivantes, TPM, PM_2.5, PM₁₀, NO_x, SO₂ et SO_x, l'exploitant doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe uniquement à l'égard des substances pour lesquelles l'installation de production de fer, l'installation de production d'acier, la fonderie d'ilménite ou l'usine sidérurgique atteint ou dépasse le seuil d'émissions correspondant pour l'année civile 2006.

Seuil d'émissions totales de TPM, calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de PM_2,5, calculé annuellement — 0,3 tonne métrique.

Seuil d'émissions totales de PM₁₀, calculé annuellement — 0,5 tonne métrique.

Seuil d'émissions totales de NO_x (exprimées sous forme de NO₂), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO₂, calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO_x (exprimées sous forme de SO₂), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

3. Concernant les substances énumérées à l'annexe 1 pour lesquelles aucun seuil d'émissions n'est mentionné dans la présente annexe et qui ont été rejetées par l'installation au cours de l'année civile 2006, l'exploitant doit déclarer la quantité des émissions conformément aux exigences établies dans la présente annexe.

Partie 2 — Définitions

Les définitions ci-après ne s'appliquent qu'à la présente annexe :

« ÉTI » « Équivalence de toxicité internationale », masse ou concentration qui est une somme des masses ou des concentrations des congénères individuels de polychlorodibenzoparadioxines et de polychlorodibenzofuranes multipliée par les facteurs d'équivalence toxique précisés dans la colonne 4 de la partie 5 de l'annexe 1.

« fonderie d'ilménite » Installation :

(i) vouée à :

a) la fusion du minerai d'ilménite pour produire une scorie de titane et du fer;

b) la production de scorie de titane enrichie à l'aide du procédé UGS;

c) la production d'acier provenant du fer obtenu de la fusion du minerai d'ilménite;

d) la production d'énergie thermique aux fins d'utilisation dans la fusion du minerai d'ilménite pour produire une scorie de titane et du fer, dans l'enrichissement de scorie de titane ou dans la production d'acier;

(ii) qui comprend une fonderie d'ilménite qui produit de l'acier ou qui réchauffe l'acier dans le but de le préparer en vue de son laminage en un profilé d'acier pouvant être utilisé pour fabriquer d'autres produits;

(iii) vouée à toute combinaison des activités (i)a) à d) inclusivement et (ii).

« four de réchauffage » Four utilisé pour amener la matière de base de l'acier à la température requise pour être façonnée en profilés d'acier.

« installation de production d'acier » Installation vouée à une activité énumérée aux sous-alinéas (i) à (v) inclusivement ci-dessous, mais n'inclut pas les fonderies d'acier de moulage qui produisent des articles manufacturés composés d'acier et façonnés en une forme particulière durant la fabrication et qui ont, comme utilisation finale, une ou des fonctions qui dépendent en tout ou en partie de leur forme. Les activités des sous-alinéas (i) à (v) sont :

(i) la production d'acier brut liquide dans un convertisseur basique à oxygène (CBO);

(ii) la production d'acier brut liquide dans un four électrique à arc (FÉA);

(iii) le réchauffage de l'acier dans le but de le préparer en vue de son laminage en un profilé d'acier pouvant être utilisé pour fabriquer d'autres produits;

(iv) la production d'énergie thermique aux fins d'utilisation dans la fabrication d'acier ou de profilés d'acier;

(v) toute combinaison des activités des sous-alinéas (i) à (v) inclusivement.

« installation de production de fer » Installation vouée à une activité énumérée aux sous-alinéas (i) à (vi) inclusivement ci-dessous, mais n'inclut pas les fonderies de fer qui produisent des articles manufacturés composés de fer et façonnés en une forme particulière durant la fabrication et qui ont, comme utilisation finale, une ou des fonctions qui dépendent en tout ou en partie de leur forme. Les activités des sous-alinéas (i) à (vi) sont :

(i) la production de coke métallurgique;

(ii) le frittage de matières ferreuses pour obtenir un matériau destiné à l'alimentation d'un haut fourneau pour produire du fer;

(iii) la production de fer par réduction directe;

(iv) la production de gueuses de fonte dans un haut fourneau;

(v) la production d'énergie thermique aux fins d'utilisation dans la fabrication de coke métallurgique ou de fer;

(vi) toute combinaison des activités des sous-alinéas (i) à (v) inclusivement.

« laminoir à chaud » Équipement sur lequel les produits d'acier solidifiés semi-finis, tels que les brames, les blooms ou les billettes, préalablement réchauffés à haute température sont écrasés entre des rouleaux.

« mètre cube de référence à sec » Mètre cube corrigé à 25 °C, à 101,3 kPa.

« schéma simplifié des procédés » Diagramme montrant la relation et les mouvements des matières de base et des produits obtenus à la fonderie d'ilménite, à l'installation de production de fer, à l'installation de production d'acier ou à l'usine sidérurgique ainsi que l'équipement dans lequel les matières de base sont utilisées et qui servent à la fabrication des produits à la fonderie d'ilménite, à l'installation de production de fer, à l'installation de production d'acier ou à l'usine sidérurgique.

Partie 3 — Information à déclarer

Information de nature administrative

1. Le nom de l'exploitant, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

2. Le nom de la personne-ressource de l'exploitant (s'il y a lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

3. Le nom, la longitude et la latitude de la fonderie d'ilménite, de l'installation de production de fer, de l'installation de production d'acier ou de l'usine sidérurgique.

4. L'adresse municipale et l'adresse postale de la fonderie d'ilménite, de l'installation de production de fer, de l'installation de production d'acier ou de l'usine sidérurgique, s'il y a lieu.

5. L'année du début de l'exploitation de la fonderie d'ilménite, de l'installation de production de fer, de l'installation de production d'acier ou de l'usine sidérurgique.

6. Le nombre de jours pendant lesquels la fonderie d'ilménite, l'installation de production de fer, l'installation de production d'acier ou l'usine sidérurgique était en exploitation au cours de l'année civile 2006.

7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s'il y a lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.

8. Le numéro d'identification de l'INRP, s'il y a lieu.

9. Une attestation datée et signée par l'exploitant déclarant que toute l'information requise en réponse à cet avis a été soumise.

Quantités d'émissions rejetées

10. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de benzène et de chacune des substances énumérées dans les parties 1 et 2 de l'annexe 1 rejetées par chaque fonderie d'ilménite, installation de production de fer, installation de production d'acier ou usine sidérurgique. Cette quantité totale doit inclure les émissions liées aux activités de combustion mobile se déroulant sur le site.

11. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de chacune des substances déclarées en vertu de l'alinéa 10 rejetées par chaque fonderie d'ilménite, installation de production de fer, installation de production d'acier ou usine sidérurgique, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site;

(iii) émissions de procédés industriels;

(iv) émissions d'évacuation;

(v) émissions de torchage;

(vi) émissions fugitives.

12. La quantité totale annuelle de rejets de chaque fonderie d'ilménite, installation de production de fer, installation de production d'acier ou usine sidérurgique, pour chacune des substances suivantes :

(i) hydrocarbures aromatiques polycycliques énumérés après le mot « incluant » à l'article 2 de la partie 3 de l'annexe 1, en tonnes métriques;

(ii) mercure, en kilogrammes;

(iii) dioxines et furanes, en grammes d'ÉTI.

13. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CO₂ de chaque fonderie d'ilménite, installation de production de fer, installation de production d'acier ou usine sidérurgique, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site;

(iii) émissions de procédés industriels;

(iv) émissions de torchage.

14. Les rejets de CO₂ provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 12 et 17.

15. Pour les besoins des alinéas 10, 11 et 18, les rejets de NO_x doivent être déclarés en exprimant ces NO_x sous forme de poids de NO₂.

16. Lorsque les émissions de procédés industriels sont produites en même temps que les émissions de combustion stationnaire de combustible, l'exploitant doit les classer dans la catégorie qui correspond au but principal de l'activité, soit « procédé industriel » ou « combustion stationnaire de combustible ».

17. Pour chacun des rejets déclarés aux sous-alinéas 11(i) et 13(i), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets qui sont des émissions de cogénération.

18. Pour chacun des rejets déclarés en vertu des alinéas 10 et 11, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets provenant de chacune des activités suivantes :

(i) la production de coke métallurgique;

(ii) le frittage de matières ferreuses pour obtenir un matériau destiné à l'alimentation d'un haut fourneau pour produire du fer;

(iii) la production de fer par réduction directe;

(iv) la production de gueuses de fonte dans un haut fourneau;

(v) la production d'acier brut liquide dans un convertisseur basique à oxygène;

(vi) la production d'acier brut liquide dans un four électrique à arc;

(vii) l'utilisation de tous les fours de réchauffage;

(viii) l'utilisation de toutes les chaudières sur le site;

(ix) la fusion du minerai d'ilménite pour produire une scorie de titane et du fer;

(x) la production de scorie de titane enrichie à l'aide du procédé UGS.

19. La concentration de dioxines et de furanes dans les gaz d'échappement exprimée en picogrammes d'ÉTI par mètre cube de référence à sec non corrigé pour la concentration d'oxygène et qui est déterminée au cours de l'année civile 2006 en effectuant la mesure de ces substances dans les gaz d'échappement rejetés par :

(i) le frittage de matières ferreuses pour obtenir un matériau destiné à l'alimentation d'un haut fourneau pour produire du fer;

(ii) la production d'acier brut liquide dans un four électrique à arc.

Méthode de quantification

20. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 10 à 13 et 17 à 19, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier ces émissions :

(i) surveillance en continu des émissions;

(ii) surveillance prédictive des émissions;

(iii) test ou échantillonnage à la source;

(iv) bilan massique;

(v) facteur d'émission propre à une installation;

(vi) facteur d'émission publié dans des textes scientifiques ou techniques;

(vii) estimations techniques;

(viii) le nom et le titre de même qu'une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sous-alinéas (i) à (vii) inclusivement.

Combustible

21. S'il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de chaque type de combustible précisé dans l'annexe 4 utilisée par chaque unité de cogénération située à chaque fonderie d'ilménite, installation de production de fer, installation de production d'acier ou usine sidérurgique.

22. La quantité totale annuelle, en unités SI, de gaz de cokerie utilisée par les activités suivantes :

(i) la production de coke métallurgique;

(ii) la production de fer dans un haut fourneau;

(iii) le réchauffage de l'acier dans un four de réchauffage;

(iv) l'utilisation de toutes les chaudières.

23. La quantité totale annuelle, en unités SI, de gaz de procédé produite par le four de réduction d'ilménite utilisé, par chacune des activités suivantes :

(i) la fusion du minerai d'ilménite pour produire une scorie de titane et du fer;

(ii) la production de scorie de titane enrichie à l'aide du procédé UGS;

(iii) le réchauffage de l'acier dans un four de réchauffage;

(iv) l'utilisation de toutes les chaudières.

Pouvoir calorifique supérieur

24. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu des alinéas 21 à 23, le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel, en GJ par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de combustible.

Énergie

25. La consommation totale d'énergie, en GJ, au cours de l'année civile 2006 pour tous les fours de réchauffage dans une fonderie d'ilménite, une installation de production de fer, une installation de production d'acier ou une usine sidérurgique.

Cogénération

26. Pour chaque unité de cogénération :

(i) la quantité totale annuelle d'électricité produite, en MWh;

(ii) la quantité totale annuelle d'énergie thermique produite, en MWh;

(iii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/ MWh (thermique);

(iv) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur nette en fonction de la méthode du combustible imputable à l'électricité, en GJ/MWh.

Matières de base

27. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque matière de base énumérée ci-après utilisée à chaque fonderie d'ilménite, installation de production de fer, installation de production d'acier ou usine sidérurgique :

(i) charbon;

(ii) coke métallurgique;

(iii) pierre calcaire;

(iv) dolomite;

(v) minerai de fer, y compris les boulettes;

(vi) produit fritté;

(vii) minerai d'ilménite.

Production

28. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque produit énuméré ci-après, fabriqué à chaque installation de production de fer, installation de production d'acier ou usine sidérurgique :

(i) coke métallurgique;

(ii) gaz de cokerie;

(iii) produit fritté;

(iv) fer;

(v) acier brut liquide produit dans un CBO;

(vi) acier brut liquide produit dans un FÉA;

(vii) acier calmé moulé fait d'acier brut liquide produit dans un CBO;

(viii) acier calmé moulé fait d'acier brut liquide produit dans un FÉA;

(ix) acier réchauffé dans des fours de réchauffage;

(x) produit fini préparé dans un laminoir à chaud.

29. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque produit énuméré ci-après, fabriqué à chaque fonderie d'ilménite :

(i) fer;

(ii) acier;

(iii) scorie de titane;

(iv) scorie de titane enrichie à l'aide du procédé UGS.

Schéma simplifié des procédés

30. Un schéma simplifié des procédés pour chaque installation de production de fer, installation de production d'acier, fonderie d'ilménite ou usine de sidérurgie.

Mesures de prévention de la pollution et surveillance des émissions

31. Concernant l'équipement antipollution en opération à l'installation de production de fer, à l'installation de production d'acier ou à la fonderie d'ilménite au cours de l'année civile 2006 :

(i) l'équipement qui a permis au cours de l'année civile 2006, ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'installation pour une ou plusieurs des substances suivantes : TPM, PM₁₀, PM_2,5, SO_x, NO_x, COV, benzène, mercure, dioxines et furanes, et hydrocarbures aromatiques polycycliques énumérées après le mot « incluant » dans la partie 3 de l'annexe 1;

(ii) en ce qui concerne l'équipement déclaré au sous-alinéa (i) :

a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l'équipement a empêché l'émission;

b) l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est mesurée par l'exploitant et l'année durant laquelle la mesure a été prise ou, si l'exploitant n'a pas mesuré l'efficacité de l'équipement, l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est indiquée par le fabricant, l'importateur ou le fournisseur de l'équipement;

c) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou entre 2000 et 2006.

32. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution autres que l'utilisation de l'équipement antipollution déclaré en vertu de l'alinéa 31 :

(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises en œuvre à l'installation de production de fer, à l'installation de production d'acier ou à la fonderie d'ilménite au cours des années civiles 2001 à 2006 inclusivement et qui ont, depuis leur mise en œuvre, contribué à réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'installation pour une ou plusieurs des substances suivantes, TPM, PM₁₀, PM_2,5, COV, benzène et CO₂ :

a) modification des procédés industriels;

b) substitutions des matières de base ou changements dans la qualité des matières de base;

c) remplacement d'un combustible par un autre;

d) améliorations de l'efficacité énergétique;

e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;

(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).

33. Si de l'équipement de surveillance en continu des émissions a été utilisé à l'installation de production de fer, à l'installation de production d'acier ou à la fonderie d'ilménite au cours de l'année civile 2006 pour surveiller les émissions de n'importe quelles des substances énumérées dans la partie 1 ou 2 de l'annexe 1 :

(i) la substance surveillée par l'équipement;

(ii) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation :

a) avant 1995;

b) en 1995 ou après.

ANNEXE 11

BOULETTES DE MINERAI DE FER

Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration

1. L'exploitant d'une usine de boulettes de minerai de fer doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe pour l'année civile 2006, et ce, pour chaque usine de boulettes de minerai de fer dont il est l'exploitant.

2. Pour chacune des substances suivantes, TPM, PM_2,5, PM₁₀, NO_x, SO₂ et SO_x, l'exploitant doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe uniquement à l'égard des substances pour lesquelles l'usine de boulettes de minerai de fer atteint ou dépasse le seuil d'émissions correspondant pour l'année civile 2006.

Seuil d'émissions totales de TPM, calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de PM_2,5, calculé annuellement — 0,3 tonne métrique.

Seuil d'émissions totales de PM₁₀, calculé annuellement — 0,5 tonne métrique.

Seuil d'émissions totales de NO_x (exprimées sous forme de NO₂), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO₂, calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO_x (exprimées sous forme de SO₂), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de COV, calculé annuellement — 10 tonnes métriques.

3. Concernant les substances énumérées à l'annexe 1 pour lesquelles aucun seuil d'émissions n'est mentionné dans la présente annexe et qui ont été rejetées par l'installation au cours de l'année civile 2006, l'exploitant doit déclarer la quantité des émissions conformément aux exigences établies dans la présente annexe.

Partie 2 — Définitions

Les définitions ci-après ne s'appliquent qu'à la présente annexe :

« capacité de production » Capacité maximale de production pour laquelle l'usine de boulettes de minerai de fer a été conçue.

« usine de boulettes de minerai de fer » Usine qui transforme du concentré de minerai de fer en boulettes de minerai de fer, mais ne comprend pas l'extraction et le concassage du minerai de fer, la préparation du concentré de minerai de fer ou le stockage et l'expédition des matières de base et des boulettes de minerai de fer de l'usine à un autre emplacement.

Partie 3 — Information à déclarer

Information de nature administrative

1. Le nom de l'exploitant, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

2. Le nom de la personne-ressource de l'exploitant (s'il y a lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

3. Le nom, la longitude et la latitude de l'usine de boulettes de minerai de fer.

4. L'adresse municipale et l'adresse postale de l'usine de boulettes de minerai de fer, s'il y a lieu.

5. L'année du début de l'exploitation de l'usine de boulettes de minerai de fer.

6. Le nombre de jours pendant lesquels l'usine de boulettes de minerai de fer était en exploitation au cours de l'année civile 2006.

7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s'il y a lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.

8. Le numéro d'identification de l'INRP, s'il y a lieu.

9. Une attestation datée et signée par l'exploitant déclarant que toute l'information requise en réponse à cet avis a été soumise.

Quantités d'émissions rejetées

10. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de chaque usine de boulettes de minerai de fer, pour chacune des substances énumérées dans la partie 1 de l'annexe 1, excluant les émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site.

11. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de chacune des substances déclarées en vertu de l'alinéa 10 rejetées par chaque usine de boulettes de minerai de fer, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions de procédés industriels;

(iii) émissions d'évacuation;

(iv) émissions de torchage;

(v) émissions fugitives.

12. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CO₂ de chaque usine de boulettes de minerai de fer, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions de procédés industriels.

13. Les rejets de CO₂ provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 12 et 16.

14. Pour les besoins des alinéas 10 et 11, les rejets de NO_x doivent être déclarés en exprimant ces NO_x sous forme de poids de NO₂.

15. Lorsque les émissions de procédés industriels sont produites en même temps que les émissions de combustion stationnaire de combustible, l'exploitant doit les classer dans la catégorie qui correspond au but principal de l'activité, soit « procédé industriel » ou « combustion stationnaire de combustible ».

16. Pour chacun des rejets déclarés aux sous-alinéas 11(i) et 12(i), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets qui sont des émissions de cogénération.

Méthode de quantification

17. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 10 à 12 et 16, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier ces émissions :

(i) surveillance en continu des émissions;

(ii) surveillance prédictive des émissions;

(iii) test ou échantillonnage à la source;

(iv) bilan massique;

(v) facteur d'émission propre à une installation;

(vi) facteur d'émission publié dans des textes scientifiques ou techniques;

(vii) estimations techniques;

(viii) le nom et le titre de même qu'une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sous-alinéas (i) à (vii) inclusivement.

Combustible

18. S'il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de chaque type de combustible précisé dans l'annexe 4 utilisée par chaque unité de cogénération située à chaque usine de boulettes de minerai de fer.

Pouvoir calorifique supérieur

19. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu de l'alinéa 18, le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel, en GJ par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de combustible.

Cogénération

20. Pour chaque unité de cogénération :

(i) la quantité totale annuelle d'électricité produite, en MWh;

(ii) la quantité totale annuelle d'énergie thermique produite, en MWh;

(iii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/ MWh (thermique);

(iv) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur nette en fonction de la méthode du combustible imputable à l'électricité, en GJ/MWh.

Matières de base

21. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque matière de base énumérée ci-après, utilisée à chaque usine de boulettes de minerai de fer :

(i) pierre calcaire;

(ii) dolomite;

(iii) calcaire dolomitique;

(iv) bentonite.

Production

22. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque produit énuméré ci-après, fabriqué à chaque usine de boulettes de minerai de fer :

(i) boulettes acides;

(ii) boulettes fondantes.

Capacité de production

23. La capacité de production maximale annuelle, en tonnes métriques, de boulettes de minerai de fer produites à chaque usine de boulettes de minerai de fer au 31 décembre 2006.

Mesures de prévention de la pollution et surveillance des émissions

24. Concernant l'équipement antipollution en opération à l'usine de boulettes de minerai de fer au cours de l'année civile 2006 :

(i) l'équipement qui a permis au cours de l'année civile 2006, ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'installation pour une ou plusieurs des substances suivantes : TPM, PM₁₀, PM_2,5, SO_x et NO_x;

(ii) en ce qui concerne l'équipement déclaré au sous-alinéa (i) :

a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l'équipement a empêché l'émission;

b) l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est mesurée par l'exploitant et l'année durant laquelle la mesure a été prise, ou si l'exploitant n'a pas mesuré l'efficacité de l'équipement, l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est indiquée par le fabricant, l'importateur ou le fournisseur de l'équipement;

c) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou entre 2000 et 2006.

25. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution autres que l'utilisation de l'équipement antipollution déclaré en vertu de l'alinéa 24 :

(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises en œuvre à l'usine de boulettes de minerai de fer au cours des années civiles 2001 à 2006 inclusivement et qui ont, depuis leur mise en œuvre, contribué à réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'usine pour une ou plusieurs des substances suivantes, TPM, PM₁₀, PM_2,5, SO_x, NO_x et CO₂ :

a) modification des procédés industriels;

b) substitutions des matières de base ou changements dans la qualité des matières de base;

c) remplacement d'un combustible par un autre;

d) améliorations de l'efficacité énergétique;

e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;

(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).

26. Si de l'équipement de surveillance en continu des émissions a été utilisé à l'usine de boulettes de minerai de fer au cours de l'année civile 2006 pour surveiller les émissions de n'importe quelles des substances énumérées dans la partie 1 ou 2 de l'annexe 1 :

(i) la substance surveillée par l'équipement;

(ii) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation :

a) avant 1995;

b) en 1995 ou après.

ANNEXE 12

CHAUX

Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration

L'exploitant d'une usine de chaux doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe pour l'année civile 2006, et ce, pour chaque usine dont il est l'exploitant. Une personne à qui le présent avis s'applique et qui est l'exploitant d'une sablière ou d'une carrière n'a pas à déclarer l'information relative à l'exploitation d'une sablière ou d'une carrière en vertu du présent avis.

Partie 2 — Définitions

Les définitions ci-après ne s'appliquent qu'à la présente annexe :

« calcaire dolomitique » Calcaire ayant une concentration de carbonate de magnésium (MgCO₃) de 20 à 75 %.

« chaux dolomitique » Chaux fabriquée à partir de calcaire dolomite.

« chaux double cuisson » Chaux dolomitique traitée deux fois dans un four à soles tournantes, un four rotatif ou un four à cuve.

« chaux forte en calcium » Chaux fabriquée à partir de pierre calcaire forte en calcium.

« chaux vive » Substance composée d'oxydes de calcium et de magnésium; elle résulte de la calcination de la pierre calcaire et est produite dans un four à chaux.

« ÉTI » « Équivalence de toxicité internationale », masse ou concentration qui est une somme des masses ou des concentrations des congénères individuels de polychlorodibenzoparadioxines et de polychlorodibenzofuranes multipliée par les facteurs d'équivalence toxique précisés dans la colonne 4 de la partie 5 de l'annexe 1.

« hydratation de la chaux » Réaction de la chaux vive avec l'eau pour transformer les oxydes de calcium et de magnésium en hydroxydes.

« mètre cube de référence à sec » Mètre cube corrigé à 25 °C, à 101,3 kPa.

« pierre calcaire forte en calcium » Pierre calcaire dont la concentration en MgCO₃ est inférieure à 5 %.

« poussière de four à chaux » Poussière de chaux produite au cours de la fabrication de chaux dolomitique, de chaux double cuisson et de chaux forte en calcium et vendue en tant que produit par l'usine.

« préparations des matières premières » Relativement aux matières de base qui doivent être traitées dans le four à chaux, désigne la préparation des matières de base, ce qui peut comprendre le concassage, le criblage, le lavage et le tamisage.

« schéma simplifié des procédés » Diagramme montrant la relation et les mouvements des matières de base et des produits obtenus à l'usine de chaux ainsi que l'équipement servant à leur production.

« traitement dans un four à cuve (chaux) » Chauffage, calcination et brûlage, dans un four à cuve, de la pierre calcaire, de la dolomite ou du calcaire dolomitique ou d'autres matières de base, en vue de produire de la chaux vive.

« traitement dans un four à soles tournantes (chaux) » Chauffage, calcination et brûlage, dans un four à soles tournantes, de la pierre calcaire forte en calcium ou du calcaire dolomitique ou d'autres matières de base, en vue de produire de la chaux vive.

« traitement dans un four rotatif (chaux) » Chauffage, calcination et brûlage, dans un four rotatif, de la pierre calcaire forte en calcium ou du calcaire dolomitique ou d'autres matières de base, en vue de produire de la chaux vive.

« traitement dans un four rotatif à préchauffeur (chaux) » Procédé visant à produire de la chaux vive dans un appareil qui combine un préchauffeur et un four rotatif et qui effectue le préchauffage, le chauffage, la calcination et le brûlage de la pierre calcaire forte en calcium ou du calcaire dolomitique ou d'autres matières premières.

« traitement dans un four rotatif en ligne (chaux) » Chauffage, calcination et brûlage, dans un four rotatif en ligne, de la pierre calcaire forte en calcium ou du calcaire dolomitique ou d'autres matières de base, en vue de produire de la chaux vive.

« traitement final » Broyage, tamisage ou criblage, concassage et pulvérisation de la chaux vive pour produire de la chaux vive pour chaux hydratée, des produits d'hydratation ou des produits à base de chaux.

« usine de chaux » Usine qui produit de la chaux à partir de pierre calcaire.

Partie 3 — Information à déclarer

Information de nature administrative

1. Le nom de l'exploitant, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

2. Le nom de la personne-ressource de l'exploitant (s'il y a lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

3. Le nom, la longitude et la latitude de l'usine de chaux.

4. L'adresse municipale et l'adresse postale de l'usine de chaux, s'il y a lieu.

5. L'année du début de l'exploitation de l'usine de chaux.

6. Le nombre de jours pendant lesquels l'usine de chaux était en exploitation au cours de l'année civile 2006.

7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s'il y a lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.

8. Le numéro d'identification de l'INRP, s'il y a lieu.

9. Une attestation datée et signée par l'exploitant déclarant que toute l'information requise en réponse à cet avis a été soumise.

Quantités d'émissions rejetées

10. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de chaque usine de chaux, pour chacune des substances énumérées dans la partie 1 de l'annexe 1. Cette quantité totale ne doit pas inclure les émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site.

11. La quantité totale annuelle des substances ci-après rejetée par chaque usine de chaux :

(i) mercure, en kilogrammes;

(ii) dioxines et furanes, en grammes d'ÉTI.

12. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de TPM, de PM₁₀, de PM_2,5, de NO_x et de SO₂ de chaque usine de chaux pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions de procédés industriels;

(iii) émissions fugitives.

13. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CO₂ de chaque usine de chaux, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions de procédés industriels.

14. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de TPM, de PM_2,5, de PM₁₀, de NO_x, de SO₂ et de CO₂ provenant de la production de chaque type de chaux décrit ci-après :

(i) chaux forte en calcium;

(ii) chaux dolomitique;

(iii) chaux double cuisson.

15. Les rejets de CO₂ provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 13, 14, 18 et 21.

16. Pour les besoins des alinéas 10, 12, 14 et 18, les rejets de NO_x doivent être déclarés en exprimant ces NO_x sous forme de poids de NO₂.

17. Lorsque les émissions de procédés industriels sont produites en même temps que les émissions de combustion stationnaire de combustible, l'exploitant doit les classer dans la catégorie qui correspond au but principal de l'activité, soit « procédé industriel » ou « combustion stationnaire de combustible ».

18. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de TPM, de PM_2,5, de PM₁₀, de NO_x, de SO_x, de SO₂ et de CO₂ rejetée par chaque cheminée qui rejette des émissions provenant d'une ou de plusieurs des activités énumérées ci-après. Pour chaque cheminée pour laquelle une quantité est déclarée, l'exploitant doit préciser les activités dont les émissions sont rejetées par ladite cheminée :

(i) traitement dans un four rotatif (chaux);

(ii) traitement dans un four à soles tournantes (chaux);

(iii) traitement dans un four à cuve (chaux);

(iv) traitement dans un four rotatif à préchauffeur (chaux);

(v) traitement dans un four rotatif en ligne (chaux);

(vi) hydratation de la chaux;

(vii) préparation des matières premières;

(viii) broyage de finition.

19. La concentration moyenne totale annuelle, en milligrammes par mètre cube de référence à sec corrigé à une concentration de 11 % d'oxygène par volume, des rejets de TPM, de PM_2,5 et de PM₁₀ de chaque cheminée mentionnée à l'alinéa 18.

20. La concentration moyenne totale annuelle des rejets de mercure, en microgrammes par mètre cube de référence à sec corrigé à une concentration de 11 % d'oxygène par volume, et des rejets de dioxines et de furanes, en picogrammes d'ÉTI par mètre cube de référence à sec corrigé à une concentration d'oxygène de 11 % par volume, de chaque cheminée provenant des activités suivantes :

(i) traitement dans un four rotatif (chaux);

(ii) traitement dans un four à soles tournantes (chaux);

(iii) traitement dans un four à cuve (chaux);

(iv) traitement dans un four rotatif à préchauffeur;

(v) traitement dans un four rotatif en ligne (chaux).

21. Pour chacun des rejets déclarés aux sous-alinéas 12(i) et 13(i), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets qui sont des émissions de cogénération.

22. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, d'émissions de procédés industriels de CO₂ rejetées par la calcination ou la dissolution des carbonates.

23. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, d'émissions fugitives de TPM, de PM_2,5 et de PM₁₀ rejetées par chacune des sous-catégories suivantes :

(i) émissions provenant du stockage;

(ii) émissions produites lors du chargement et du déchargement.

Méthode de quantification

24. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 10 à 14 et 18 à 23, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier ces émissions :

(i) surveillance en continu des émissions;

(ii) surveillance prédictive des émissions;

(iii) test ou échantillonnage à la source;

(iv) bilan massique;

(v) facteur d'émission propre à une installation;

(vi) facteur d'émission publié dans des textes scientifiques ou techniques;

(vii) estimations techniques;

(viii) le nom et le titre de même qu'une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sous-alinéas (i) à (vii) inclusivement.

Combustible

25. S'il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de chaque type de combustible précisé dans l'annexe 4 utilisée par chaque unité de cogénération située à chaque usine de chaux.

Pouvoir calorifique supérieur

26. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu de l'alinéa 25, le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel, en GJ par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de combustible.

Cogénération

27. Pour chaque unité de cogénération :

(i) la quantité totale annuelle d'électricité produite, en MWh;

(ii) la quantité totale annuelle d'énergie thermique produite, en MWh;

(iii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/ MWh (thermique);

(iv) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur nette en fonction de la méthode du combustible imputable à l'électricité, en GJ/MWh.

Matières de base

28. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque matière de base énumérée ci-après, utilisée à chaque usine de chaux :

(i) pierre calcaire forte en calcium;

(ii) calcaire dolomitique.

Production

29. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque type de chaux énuméré ci-après, fabriqué à chaque usine de chaux :

(i) chaux forte en calcium;

(ii) chaux dolomitique;

(iii) chaux double cuisson;

(iv) poussière de four à chaux.

30. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaux vive produite par les activités suivantes :

(i) traitement dans un four rotatif (chaux);

(ii) traitement dans un four à soles tournantes (chaux);

(iii) traitement dans un four à cuve (chaux);

(iv) traitement dans un four rotatif à préchauffeur (chaux);

(v) traitement dans un four rotatif en ligne (chaux).

Schéma simplifié des procédés

31. Un schéma simplifié des procédés pour chaque usine de chaux.

Mesures de prévention de la pollution et surveillance des émissions

32. Concernant l'équipement antipollution en opération à l'usine de chaux au cours de l'année civile 2006 :

(i) l'équipement qui a permis au cours de l'année civile 2006, ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'installation pour une ou plusieurs des substances suivantes : TPM, PM₁₀, PM_2,5, SO_x, NO_x et mercure;

(ii) en ce qui concerne l'équipement déclaré au sous-alinéa (i) :

a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l'équipement a empêché l'émission;

b) l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est mesurée par l'exploitant et l'année durant laquelle la mesure a été prise, ou, si l'exploitant n'a pas mesuré l'efficacité de l'équipement, l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est indiquée par le fabricant, l'importateur ou le fournisseur de l'équipement;

c) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou entre 2000 et 2006.

33. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution autres que l'utilisation de l'équipement antipollution déclaré en vertu de l'alinéa 32 :

(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises en œuvre à l'usine de chaux au cours des années civiles 2001 à 2006 inclusivement et qui ont, depuis leur mise en œuvre, contribué à réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'installation pour une ou plusieurs des substances suivantes, TPM, PM₁₀, PM_2,5, SO_x, NO_x et CO₂ :

a) modification des procédés industriels;

b) substitutions des matières de base ou changements dans la qualité des matières de base;

c) remplacement d'un combustible par un autre;

d) améliorations de l'efficacité énergétique;

e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;

(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).

34. Si de l'équipement de surveillance en continu des émissions a été utilisé à l'usine de chaux au cours de l'année civile 2006 pour surveiller les émissions de n'importe quelles des substances énumérées dans la partie 1 ou 2 de l'annexe 1 :

(i) la substance surveillée par l'équipement;

(ii) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation :

a) avant 1995;

b) en 1995 ou après.

ANNEXE 13

TRANSPORT, DISTRIBUTION ET STOCKAGE DU GAZ NATUREL

Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration

1. L'exploitant d'une installation de gaz naturel doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe pour l'année civile 2006 pour chaque province dans laquelle une installation de gaz naturel a été exploitée pendant cette année civile, et ce, séparément pour chaque installation de gaz naturel.

2. L'exploitant ne doit déclarer cette information que pour chaque installation de gaz naturel dont les émissions totales de gaz à effet de serre pendant l'année civile 2006 atteignaient ou dépassaient le seuil d'émissions de 500 tonnes métriques calculé annuellement et exprimé en équivalent en dioxyde de carbone (équivalent CO₂).

3. Afin de déterminer si une installation de gaz naturel atteint ou dépasse le seuil d'émissions pour le total de gaz à effet de serre décrit à l'alinéa 2 de la partie 1 de la présente annexe, l'équation suivante doit être utilisée :

où :

E = émissions totales d'un gaz ou d'une espèce de gaz donné provenant de l'installation de gaz naturel pendant l'année civile 2006, exprimées en tonnes métriques

i = chaque source d'émission

PRP = potentiel de réchauffement planétaire figurant dans la colonne 4 de la partie 2 de la présente annexe.

4. Les émissions de CO₂ provenant de la combustion de la biomasse et de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être prises en compte dans le calcul des émissions totales lorsqu'il s'agit de déterminer si une installation de gaz naturel atteint ou dépasse le seuil d'émissions.

5. Pour les substances suivantes, TPM, PM_2,5, PM₁₀, NO_x, SO₂, SO_x et COV, l'exploitant répondant aux critères établis aux alinéas 1 et 2 de la partie 1 de la présente annexe doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe uniquement à l'égard des substances pour lesquelles l'installation de gaz naturel atteint ou dépasse le seuil d'émissions correspondant pour l'année civile 2006.

Seuil d'émissions totales de TPM, calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de PM_2,5, calculé annuellement — 0,3 tonne métrique.

Seuil d'émissions totales de PM₁₀, calculé annuellement — 0,5 tonne métrique.

Seuil d'émissions totales de NO_x (exprimées sous forme de NO₂), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO₂, calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO_x (exprimées sous forme de SO₂), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de COV, calculé annuellement — 10 tonnes métriques.

6. Concernant les substances énumérées à l'annexe 1 pour lesquelles aucun seuil d'émissions n'est mentionné dans la présente annexe et qui ont été rejetées par l'installation au cours de l'année civile 2006, l'exploitant doit déclarer la quantité des émissions conformément aux exigences établies dans la présente annexe.

Partie 2 — Définitions

Les définitions ci-après ne s'appliquent qu'à la présente annexe :

« conduite principale » Toute conduite d'une installation de distribution du gaz naturel utilisée pour distribuer du gaz naturel marchand, mais qui n'est pas utilisée pour distribuer du gaz directement à l'utilisateur final.

« distance moyenne du trajet » Distance moyenne à laquelle le gaz naturel est transporté.

« équivalent en dioxyde de carbone (équivalent CO₂) » Quantité d'une substance, indiquée à l'alinéa 3 de la partie 1 de la présente annexe, exprimée en unités de masse et multipliée par le potentiel de réchauffement planétaire (PRP) figurant dans la colonne 4 de la partie 2 de l'annexe 1.

« gaz à effet de serre » Dioxyde de carbone, dont la formule moléculaire est CO₂ méthane, dont la formule moléculaire est CH₄ et oxyde nitreux, dont la formule moléculaire est N₂O.

« gaz naturel marchand » Gaz naturel qui :

(i) contient au moins 90 % de méthane;

(ii) répond aux exigences prescrites en matière de transport par pipeline réglementé par la Loi sur l'Office national de l'énergie, la Loi sur les opérations pétrolières au Canada, la Loi de mise en œuvre de l'Accord Canada — Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers, la Loi de mise en œuvre de l'Accord atlantique Canada — Terre-Neuve, la Loi sur les terres territoriales ou par les lois d'une province.

« gaz naturel non corrosif » Gaz naturel dont la teneur en sulfure d'hydrogène (H₂S) est égale ou inférieure à 10 moles par kilomole (mol/kmol).

« installation de chevauchement de gaz naturel » Type d'installation de production de pétrole et gaz en amont située le long des gazoducs et qui extrait les liquides de gaz naturel et d'autres substances du gaz naturel.

« installation de distribution de gaz naturel » Installation qui :

(i) distribue du gaz naturel marchand en aval d'une installation de transport de gaz naturel au point où l'exploitant d'une installation de distribution de gaz naturel diminue la pression du gaz naturel marchand afin de le distribuer à l'utilisateur final;

(ii) distribue du gaz naturel marchand à l'utilisateur final à une pression inférieure à 200 lb/po²,

mais exclut les installations de stockage du gaz naturel.

« installation de gaz naturel » L'une ou l'autre des installations suivantes : installation de transport du gaz naturel, installation de distribution du gaz naturel ou installation de stockage du gaz naturel.

« installation de stockage du gaz naturel » Installation qui :

(i) stocke sous terre le gaz naturel marchand dans un gisement de gaz naturel épuisé, un aquifère ou une caverne de sel;

(ii) stocke le gaz naturel marchand sous forme liquéfiée.

« installation de traitement du gaz naturel acide » Type d'installation de production de pétrole et gaz en amont qui extrait l'hélium, l'éthane ou les liquides de gaz naturel du gaz naturel acide en vue de la production de gaz naturel marchand.

« installation de transport du gaz naturel » Installation qui transporte du gaz naturel marchand entre le point de réception (un réseau collecteur de gaz naturel non corrosif, une autre installation de transport du gaz naturel, une installation de chevauchement de gaz naturel ou une installation de traitement du gaz naturel acide) et une installation de distribution de gaz naturel, un point de transfert fiduciaire ou un point de vente, mais exclut les installations de stockage du gaz naturel.

« moteur diesel de secours » Moteur diesel servant à fournir de l'énergie électrique à une installation en cas de panne d'électricité d'un réseau de distribution. La durée maximale de fonctionnement d'un moteur diesel de secours est de 300 heures par an.

« point de transfert fiduciaire » Point où s'effectue le transfert entre deux personnes de la propriété du gaz naturel marchand.

« réseau collecteur de gaz naturel » Type d'installation de production de pétrole et gaz en amont composée de canalisations de gaz naturel utilisées pour transporter les produits d'une installation à l'autre, en amont d'une installation de chevauchement de gaz naturel, et peut comprendre des compresseurs pour maintenir ou accroître la pression d'écoulement du gaz naturel, des réchauffeurs de canalisations, des appareils de mesure, des déshydrateurs pour contrôler les hydrates et des appareils de stockage.

« unité de cogénération » Appareil de combustion stationnaire de combustible qui produit simultanément de l'énergie électrique ou mécanique et de l'énergie thermique qui est :

(i) utilisée par l'exploitant de l'installation où se trouve l'unité de cogénération;

(ii) transférée pour être utilisée par une autre installation.

Partie 3 — Information à déclarer

Information de nature administrative

1. Le nom de l'exploitant, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

2. Le nom de la personne-ressource de l'exploitant (s'il y a lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

3. Le nom de l'installation de gaz naturel.

4. L'adresse municipale et l'adresse postale de l'installation de gaz naturel, s'il y a lieu.

5. L'année du début de l'exploitation de l'installation de gaz naturel.

6. Le nombre de jours pendant lesquels l'installation de gaz naturel était en exploitation au cours de l'année civile 2006.

7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s'il y a lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.

8. Le numéro d'identification de l'INRP, s'il y a lieu.

9. Une attestation datée et signée par l'exploitant déclarant que toute l'information requise en réponse à cet avis a été soumise.

10. Le numéro d'identification de l'installation de transport et de distribution de gaz naturel dans les cas où un identificateur unique a été émis par un gouvernement provincial, l'Office Canada —Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers, l'Office national de l'énergie ou l'Office Canada — Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers.

11. Le type d'installation de gaz naturel qui fait l'objet du rapport, soit :

(i) une installation de distribution du gaz naturel;

(ii) une installation de transport du gaz naturel;

(iii) une installation de stockage du gaz naturel.

Quantités d'émissions rejetées

12. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de chaque installation de gaz naturel, pour chacune des substances énumérées dans la partie 1 de l'annexe 1, excluant les émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site.

13. Pour chacune des substances déclarées en vertu de l'alinéa 12, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions d'évacuation;

(iii) émissions de torchage;

(iv) émissions fugitives.

14. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CO₂ provenant des émissions de combustion stationnaire de combustible pour chaque installation de gaz naturel.

15. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CO₂ de chaque installation de transport du gaz naturel, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions d'évacuation;

(ii) émissions de torchage.

16. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CH₄ de chaque installation de gaz naturel, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions d'évacuation;

(ii) émissions fugitives.

17. Les rejets de CO₂ provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 14, 15 et 19.

18. Pour les besoins des alinéas 12 et 13, les rejets de NO_x doivent être déclarés en exprimant ces NO_x sous forme de poids de NO₂.

19. Pour chacun des rejets déclarés au sous-alinéa 13(i) et à l'alinéa 14, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets qui sont des émissions de cogénération.

20. Pour chacun des rejets de CH₄ déclarés au sous-alinéa 16(ii), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets qui sont des émissions provenant de fuites de l'équipement.

Méthode de quantification

21. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 12 à 16 et 19 et 20, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier ces émissions :

(i) surveillance en continu des émissions;

(ii) surveillance prédictive des émissions;

(iii) test ou échantillonnage à la source;

(iv) bilan massique;

(v) facteur d'émission propre à une installation;

(vi) facteur d'émission publié dans des textes scientifiques ou techniques;

(vii) estimations techniques;

(viii) le nom et le titre de même qu'une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sous-alinéas (i) à (vii) inclusivement.

Combustible

22. S'il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de chaque type de combustible précisé dans l'annexe 4 utilisée à chaque installation de gaz naturel.

23. S'il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de chaque type de combustible précisé dans l'annexe 4 utilisée par chaque unité de cogénération située à chaque installation de gaz naturel.

Pouvoir calorifique supérieur

24. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu des alinéas 22 et 23, le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel, en GJ par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de combustible.

Électricité

25. La quantité totale annuelle d'électricité produite à chaque installation de gaz naturel, en MWh.

26. La quantité totale annuelle d'électricité transférée hors site par chaque installation de gaz naturel, en MWh.

27. La quantité totale annuelle d'électricité reçue par chaque installation de gaz naturel, en MWh.

Cogénération

28. Pour chaque unité de cogénération :

(i) la quantité totale annuelle d'électricité produite, en MWh;

(ii) la quantité totale annuelle d'énergie thermique produite, en MWh;

(iii) la quantité totale annuelle d'énergie mécanique produite, en MWh;

(iv) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/ MWh (thermique);

(v) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur nette en fonction de la méthode du combustible imputable à l'électricité, en GJ/MWh.

Autres

29. Pour les installations de transport de gaz naturel, la quantité totale annuelle de gaz naturel marchand transporté, en milliers de m³ et en GJ.

30. Pour les installations de transport de gaz naturel, la distance moyenne du trajet du gaz naturel marchand, en kilomètres, ou la longueur totale, en kilomètres, des conduites utilisées pour le transport du gaz naturel marchand.

31. Pour les installations de distribution de gaz naturel, la quantité totale annuelle de gaz naturel marchand distribué, en milliers de m³ et en GJ.

32. Pour les installations de distribution de gaz naturel, la longueur totale, en kilomètres, de la conduite principale utilisée pour la distribution du gaz naturel marchand.

33. Indiquer si l'installation de gaz naturel a mis en œuvre un programme d'inspection ou d'entretien pour prévenir, réduire ou éliminer les émissions fugitives de COV ou de méthane.

34. La température, en °C, et la pression, en kPa, auxquelles les volumes de gaz déclarés aux alinéas 29 et 31 sont quantifiés.

Mesures de prévention de la pollution et surveillance des émissions

35. Concernant l'équipement antipollution en opération à l'installation de gaz naturel au cours de l'année civile 2006 :

(i) l'équipement qui a permis au cours de l'année civile 2006, ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de NO_x de l'installation;

(ii) l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est mesurée par l'exploitant et l'année durant laquelle la mesure a été prise, ou si l'exploitant n'a pas mesuré l'efficacité de l'équipement, l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est indiquée par le fabricant, l'importateur ou le fournisseur de l'équipement;

(iii) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou entre 2000 et 2006.

36. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution autres que l'utilisation de l'équipement antipollution déclaré en vertu de l'alinéa 35 :

(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises en œuvre à l'installation de gaz naturel au cours des années civiles 2001 à 2006 inclusivement et qui ont, depuis leur mise en œuvre, contribué à réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'installation pour une ou plusieurs des substances suivantes, COV et CH₄ :

a) modification des procédés industriels;

b) substitutions des matières de base ou changements dans la qualité des matières de base;

c) remplacement d'un combustible par un autre;

d) améliorations de l'efficacité énergétique;

e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;

(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).

Moteurs alternatifs

37. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de NO_x et de CO₂ pour chacune des catégories d'équipement suivantes :

(i) moteurs alternatifs d'une puissance nominale égale ou supérieure à 600 kW;

(ii) turbines à gaz d'une puissance nominale inférieure à 3 MW;

(iii) turbines à gaz d'une puissance nominale égale ou supérieure à 3 MW et inférieure à 20 MW;

(iv) turbines à gaz d'une puissance nominale égale ou supérieure à 20 MW;

(v) moteurs diesels (à l'exclusion des moteurs diesels de secours et des moteurs diesels utilisés exclusivement aux fins de protection contre l'incendie).

38. Le nombre total de moteurs alternatifs d'une puissance nominale supérieure à 600 kW pour chacune des catégories suivantes :

(i) moteurs alternatifs fonctionnant au gaz naturel;

(ii) moteurs alternatifs fonctionnant à un combustible autre que le gaz naturel;

(iii) moteurs alternatifs deux temps à mélange pauvre;

(iv) moteurs alternatifs quatre temps à mélange pauvre;

(v) moteurs alternatifs quatre temps à mélange riche.

39. Pour les moteurs alternatifs déclarés à l'alinéa 38, indiquer :

(i) les types de dispositif de contrôle des émissions utilisés;

(ii) la substance précisée à l'annexe 1 contrôlée par chaque type de dispositif de contrôle des émissions;

(iii) s'il y a un programme d'entretien du dispositif de contrôle des émissions et, le cas échéant, si le programme est conforme aux recommandations ou aux directives du fabricant.

Turbines à gaz

40. Le nombre total de turbines à gaz dont la puissance nominale est inférieure à 3 MW, de turbines dont la puissance nominale est égale ou supérieure à 3 MW et inférieure à 20 MW et de turbines dont la puissance nominale est égale ou supérieure à 20 MW pour chacune des catégories suivantes :

(i) turbines à gaz fonctionnant au gaz naturel;

(ii) turbines à gaz fonctionnant à un combustible autre que le gaz naturel (préciser le combustible).

41. Pour les turbines à gaz déclarées à l'alinéa 40, indiquer :

(i) les types de dispositif de contrôle des émissions utilisés;

(ii) la substance précisée à l'annexe 1 contrôlée par chaque type de dispositif de contrôle des émissions;

(iii) s'il y a un programme d'entretien du dispositif de contrôle des émissions et, le cas échéant, si le programme est conforme aux recommandations ou aux directives du fabricant.

ANNEXE 14

SABLES BITUMINEUX

Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration

1. L'exploitant d'une installation de sables bitumineux doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe pour l'année civile 2006, et ce, pour chaque installation dont il est l'exploitant.

2. Pour les substances suivantes, TPM, PM_2,5, PM₁₀, NO_x, SO₂, SO_x et COV, l'exploitant doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe uniquement à l'égard des substances pour lesquelles l'installation de sables bitumineux atteint ou dépasse le seuil d'émissions correspondant pour l'année civile 2006.

Seuil d'émissions totales de TPM, calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de PM_2,5, calculé annuellement — 0,3 tonne métrique.

Seuil d'émissions totales de PM₁₀, calculé annuellement — 0,5 tonne métrique.

Seuil d'émissions totales de NO_x (exprimées sous forme de NO₂), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO₂, calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO_x (exprimées sous forme de SO₂), calculé annuellement – 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de COV, calculé annuellement — 10 tonnes métriques.

3. Concernant les substances énumérées à l'annexe 1 pour lesquelles aucun seuil d'émissions n'est mentionné dans la présente annexe et qui ont été rejetées par l'installation au cours de l'année civile 2006, l'exploitant doit déclarer la quantité des émissions conformément aux exigences établies dans la présente annexe.

Partie 2 — Définitions

Les définitions ci-après ne s'appliquent qu'à la présente annexe :

« autres émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site » Différence arithmétique entre les émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site et les émissions de l'équipement mobile d'exploitation minière.

« bitume » Pétrole brut dont la densité est supérieure ou égale à 1 000 kg/m³.

« bitume froid » Bitume extrait du sous-sol sans avoir recours à des méthodes d'extraction thermique ou d'extraction à l'aide de solvant.

« brut synthétique » Brut obtenu par la transformation du bitume ou du pétrole brut lourd grâce à l'ajout d'hydrogène ou à l'enlèvement de carbone.

« diluant » Hydrocarbure liquide servant à diluer le bitume ou le pétrole brut lourd pour en diminuer la viscosité.

« émissions de la tour de refroidissement » Rejets d'émissions fugitives provenant d'un dispositif de recirculation des eaux libres qui utilise des ventilateurs ou le tirage naturel pour aspirer de l'air ambiant ou pour forcer l'air ambiant à entrer dans le dispositif pour refroidir l'eau.

« émissions de l'équipement mobile d'exploitation minière » Rejets provenant de l'utilisation de l'équipement mobile d'exploitation minière.

« émissions provenant de bassins de résidus » Rejets d'émissions fugitives provenant d'un bassin non couvert et en plein air et dans lequel des eaux usées sont déversées pour y être décantées.

« émissions provenant du front de taille » Rejets d'émissions fugitives provenant de la surface du sable ou de la roche contenant du bitume que l'exploitant d'une installation de sables bitumineux a exposé durant l'exploitation à ciel ouvert ou par suite de cette exploitation.

« équipement mobile d'exploitation minière » Véhicule ou autre machine mobile muni d'un moteur à combustion interne qui est utilisé, durant l'exploitation à ciel ouvert du bitume ou du sable contenant le bitume :

(i) pour l'extraction de substances se trouvant dans un gisement de bitume ou recouvrant celui-ci;

(ii) pour le transport des substances mentionnées au sous-alinéa (i).

« exploitation à ciel ouvert » Extraction du bitume de gisements de bitume par l'enlèvement de la couverture végétale et l'utilisation de véhicules ou autre équipement mobile d'exploitation minière.

« installation de sables bitumineux » Installation vouée :

(i) à l'extraction du bitume par une exploitation à ciel ouvert et comprenant le traitement du bitume pour enlever le sable et l'eau;

(ii) à l'extraction du bitume par des méthodes in situ et comprenant le traitement du bitume pour enlever le sable et l'eau;

(iii) à la valorisation.

« méthodes in situ » Méthodes qui permettent d'extraire le bitume du sous-sol, y compris le drainage par gravité au moyen de vapeur (SAGD), la stimulation cyclique par la vapeur (CSS), l'extraction à la vapeur (VAPEX) et la technologie Toe-to-Heel Air Injection (THAI^MC), mais ne comprend pas la production de pétrole brut lourd froid avec du sable (CHOPS) et les autres méthodes d'extraction non thermique et d'extraction sans l'aide de solvant.

« pétrole brut lourd » Pétrole brut dont la densité varie de 900 kg/m³ à 1 000 kg/m³.

« réaction de conversion » Réaction chimique dont la formule est CO + H₂O = CO₂ + H₂.

« reformage du méthane à la vapeur » Processus grâce auquel le méthane et les autres hydrocarbures présents dans le gaz naturel sont convertis en hydrogène et en monoxyde de carbone par la réaction avec la vapeur en présence d'un catalyseur.

« schéma de traitement » Schéma qui présente les unités de traitement d'une installation de sables bitumineux et qui montre les interconnexions et les liens de production qui existent entre ces unités.

« solvants d'extraction » Hydrocarbures liquides ou autres solvants utilisés pour extraire le bitume du sable ou de la roche contenant le bitume à une installation de sables bitumineux.

« unité de production d'hydrogène » Unité de traitement dans laquelle de l'hydrogène et du monoxyde de carbone sont produits par le reformage du méthane à la vapeur et où le monoxyde de carbone est converti en dioxyde de carbone par la réaction de conversion.

« valorisation » Transformation du bitume ou des mélanges de bitume ou du pétrole brut lourd ou des mélanges de pétrole brut lourd pour produire du brut synthétique ou des produits pétroliers et du brut synthétique.

Partie 3 — Information à déclarer

Information de nature administrative

1. Le nom de l'exploitant, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

2. Le nom de la personne-ressource de l'exploitant (s'il y a lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

3. Le nom, la longitude et la latitude de l'installation de sables bitumineux.

4. L'adresse municipale et l'adresse postale de l'installation de sables bitumineux, s'il y a lieu.

5. L'année du début de l'exploitation de l'installation de sables bitumineux.

6. Le nombre de jours pendant lesquels l'installation de sables bitumineux était en exploitation au cours de l'année civile 2006.

7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s'il y a lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.

8. Le numéro d'identification de l'INRP, s'il y a lieu.

9. Une attestation datée et signée par l'exploitant déclarant que toute l'information requise en réponse à cet avis a été soumise.

10. Le numéro d'identification provincial de l'installation de sables bitumineux qui a été émis par un autre gouvernement.

11. Une attestation confirmant que l'installation de sables bitumineux est vouée :

(i) à l'extraction du bitume à ciel ouvert;

(ii) à l'extraction du bitume par des méthodes in situ;

(iii) à la valorisation du bitume ou du pétrole brut lourd;

(iv) à toute combinaison des sous-alinéas (i) à (iii) inclusivement.

Quantités d'émissions rejetées

12. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de chaque installation de sables bitumineux, pour chacune des substances énumérées dans la partie 1 de l'annexe 1, excluant les autres émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site.

13. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de benzène de chaque installation de sables bitumineux, excluant les autres émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site.

14. Pour chacune des substances déclarées en vertu des alinéas 12 et 13, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions de l'équipement mobile d'exploitation minière;

(iii) émissions de procédés industriels;

(iv) émissions d'évacuation;

(v) émissions de torchage;

(vi) émissions fugitives.

15. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CO₂ de chaque installation de sables bitumineux, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions de l'équipement mobile d'exploitation minière;

(iii) émissions de procédés industriels;

(iv) émissions d'évacuation;

(v) émissions de torchage;

(vi) émissions fugitives.

16. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CH₄ de chaque installation de sables bitumineux, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions d'évacuation;

(ii) émissions fugitives.

17. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de N₂O de chaque installation de sables bitumineux provenant des émissions de l'équipement mobile d'exploitation minière.

18. Les rejets de CO₂ provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 15 et 21.

19. Pour les besoins des alinéas 12 et 14, les rejets de NO_x doivent être déclarés en exprimant ces NO_x sous forme de poids de NO₂.

20. Lorsque les émissions de procédés industriels sont produites en même temps que les émissions de combustion stationnaire de combustible, l'exploitant doit les classer dans la catégorie qui correspond au but principal de l'activité, soit « procédé industriel » ou « combustion stationnaire de combustible ».

21. Pour chacun des rejets déclarés aux sous-alinéas 14(i) et 15(i), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets qui sont des émissions de cogénération.

22. Pour les rejets de CO₂ déclarés au sous-alinéa 15(iii), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets provenant de la réaction de conversion dans les unités de production d'hydrogène.

23. Pour chacun des rejets de COV et de benzène déclarés au sous-alinéa 14(vi), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets provenant des sous-catégories suivantes :

(i) émissions provenant du stockage;

(ii) émissions produites lors du chargement et du déchargement;

(iii) émissions provenant de fuites de l'équipement;

(iv) émissions provenant de bassins de résidus;

(v) émissions provenant du front de taille;

(vi) émissions de la tour de refroidissement.

24. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de COV et de benzène provenant d'émissions des eaux usées, excluant les émissions provenant de bassins de résidus.

25. Pour chacun des rejets déclarés en vertu des alinéas 12 à 17 et 21 à 24, la proportion des rejets, en pourcentage, provenant des activités suivantes, la somme des trois activités totalisant 100 % :

(i) l'extraction du bitume par une exploitation à ciel ouvert;

(ii) l'extraction du bitume par des méthodes in situ;

(iii) la valorisation.

Méthode de quantification

26. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 12 à 17 et 21 à 25, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier ces émissions :

(i) surveillance en continu des émissions;

(ii) surveillance prédictive des émissions;

(iii) test ou échantillonnage à la source;

(iv) bilan massique;

(v) facteur d'émission propre à une installation;

(vi) facteur d'émission publié dans des textes scientifiques ou techniques;

(vii) estimations techniques;

(viii) le nom et le titre de même qu'une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sous-alinéas (i) à (vii) inclusivement.

Combustible

27. S'il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de chaque type de combustible précisé dans l'annexe 4 utilisée à chaque installation de sables bitumineux.

28. S'il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de chaque type de combustible précisé dans l'annexe 4 utilisée par chaque unité de cogénération située à chaque installation de sables bitumineux.

Caractéristiques du combustible

29. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu des alinéas 27 et 28 :

(i) le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel, en GJ par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de combustible;

(ii) la concentration de soufre moyenne annuelle, en grammes par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de combustible.

Électricité

30. La quantité totale annuelle d'électricité produite à chaque installation de sables bitumineux, en MWh.

31. La quantité totale annuelle d'électricité transférée hors site par chaque installation de sables bitumineux, en MWh.

32. La quantité totale annuelle d'électricité reçue par chaque installation de sables bitumineux, en MWh.

Vapeur

33. La quantité totale annuelle de vapeur produite à chaque installation de sables bitumineux, en GJ.

34. La quantité totale annuelle de vapeur transférée hors site par chaque installation de sables bitumineux, en GJ.

35. La quantité totale annuelle de vapeur reçue par chaque installation de sables bitumineux, en GJ.

Hydrogène

36. La quantité totale annuelle d'hydrogène produite à chaque installation de sables bitumineux, en GJ.

37. La quantité totale annuelle d'hydrogène transférée hors site par chaque installation de sables bitumineux, en GJ.

38. La quantité totale annuelle d'hydrogène reçue par chaque installation de sables bitumineux, en GJ.

39. Pour chacune des quantités déclarées en vertu des alinéas 30 à 38, la proportion des quantités, en pourcentage, provenant de chacune des activités suivantes, la somme des trois activités totalisant 100 % :

(i) l'extraction du bitume par une exploitation à ciel ouvert;

(ii) l'extraction du bitume par des méthodes in situ;

(iii) la valorisation.

Élimination du soufre

40. Si une installation de sables bitumineux envoie un gaz ou un liquide à une autre installation pour éliminer le soufre du gaz ou du liquide :

(i) la quantité totale annuelle de gaz ou de liquide envoyée à une autre installation, en m³;

(ii) la moyenne totale annuelle de la teneur en soufre de ce gaz ou de ce liquide, en pourcentage volumique.

41. Si une installation de sables bitumineux reçoit un gaz ou un liquide d'une autre installation pour éliminer le soufre du gaz ou du liquide :

(i) la quantité totale annuelle de gaz ou de liquide reçue d'une autre installation, en m³;

(ii) la moyenne totale annuelle de la teneur en soufre de ce gaz ou de ce liquide, en pourcentage volumique.

42. La température, en °C, et la pression, en kPa, auxquelles les volumes de gaz déclarés aux alinéas 40 et 41 sont quantifiés.

Cogénération

43. Pour chaque unité de cogénération :

(i) la quantité totale annuelle d'électricité produite, en MWh;

(ii) la quantité totale annuelle d'énergie thermique produite, en MWh;

(iii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/ MWh (thermique);

(iv) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur nette en fonction de la méthode du combustible imputable à l'électricité, en GJ/MWh.

Intrants

44. La quantité totale annuelle de chaque élément énuméré ci-après, traité à chaque installation de sables bitumineux :

(i) bitume froid, en tonnes métriques et en m³;

(ii) bitume, en tonnes métriques et en m³, chauffé au-dessus des températures ambiantes par la vapeur ou la combustion;

(iii) bitume dilué dans un hydrocarbure liquide, masse liquide combinée totale, en tonnes métriques et volume liquide combiné total, en m³;

(iv) pétrole brut lourd, en tonnes métriques et en m³;

(v) diluant, en tonnes métriques et en m³;

(vi) gaz naturel, en milliers de m³ et en GJ;

(vii) mélange d'éléments énumérés aux sous-alinéas (i) à (vi) inclusivement, en tonnes métriques et m³ (préciser l'élément).

45. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de soufre contenue dans les intrants rapportés aux éléments des sousalinéas 44(i) à (vii).

Production

46. La quantité totale annuelle de chaque produit énuméré ci-après, fabriqué à chaque installation de sables bitumineux vouée à la valorisation :

(i) brut synthétique, en tonnes métriques et en m³;

(ii) diesel dont la concentration en soufre est égale ou inférieure à 15 mg/kg, en tonnes métriques et en m³;

(iii) diesel dont la concentration en soufre est supérieure à 15 mg/kg, mais égale ou inférieure à 500 mg/kg, en tonnes métriques et en m³;

(iv) diesel dont la concentration en soufre est supérieure à 500 mg/kg, en tonnes métriques et en m³;

(v) coke de pétrole, en tonnes métriques;

(vi) soufre, en tonnes métriques;

(vii) diluant, en tonnes métriques et en m³;

(viii) autres produits pétroliers, en tonnes métriques et en m³, que ceux énumérés aux sous-alinéas (i) à (vii) [préciser le produit].

47. Le nom chimique, le numéro CAS et la quantité totale annuelle, en m³, de solvants d'extraction utilisés par chaque installation de sables bitumineux vouée à l'extraction du bitume, que ce soit par une exploitation à ciel ouvert ou par des méthodes in situ.

48. La quantité totale annuelle, en m³, des produits suivants :

(i) bitume extrait du sol par chaque installation de sables bitumineux vouée à l'extraction du bitume, que ce soit par une exploitation à ciel ouvert ou par des méthodes in situ, en m³;

(ii) bitume traité par chaque installation de sables bitumineux vouée à l'extraction du bitume, que ce soit par une exploitation à ciel ouvert ou par des méthodes in situ, en m³.

49. Pour chaque installation de sables bitumineux effectuant l'extraction du bitume par des méthodes in situ, la viscosité moyenne, en centipoises, et la densité moyenne, en kg/m³, du bitume.

Schéma de traitement

50. Un schéma de traitement pour chaque installation de sables bitumineux.

Mesures de prévention de la pollution et surveillance des émissions

51. Concernant l'équipement antipollution en opération à l'installation de sables bitumineux au cours de l'année civile 2006 :

(i) l'équipement qui a permis au cours de l'année civile 2006, ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'installation pour une ou plusieurs des substances suivantes : TPM, PM₁₀, PM_2,5, SO_x, NO_x, COV et benzène;

(ii) en ce qui concerne l'équipement déclaré au sous-alinéa (i) :

a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l'équipement a empêché l'émission;

b) l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est mesurée par l'exploitant et l'année durant laquelle la mesure a été prise, ou si l'exploitant n'a pas mesuré l'efficacité de l'équipement, l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est indiquée par le fabricant, l'importateur ou le fournisseur de l'équipement;

c) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou entre 2000 et 2006.

52. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution autres que l'utilisation de l'équipement antipollution déclaré en vertu de l'alinéa 51 :

(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises en œuvre à l'installation de sables bitumineux au cours des années civiles 2001 à 2006 inclusivement et qui ont, depuis leur mise en œuvre, contribué à réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'installation pour une ou plusieurs des substances suivantes, COV, benzène, CO₂, CH₄ et N₂O :

a) modification des procédés industriels;

b) substitutions des matières de base ou changements dans la qualité des matières de base;

c) remplacement d'un combustible par un autre;

d) améliorations de l'efficacité énergétique;

e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;

(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).

53. Si de l'équipement de surveillance en continu des émissions a été utilisé à l'installation de sables bitumineux au cours de l'année civile 2006 pour surveiller les émissions de n'importe quelles des substances énumérées dans la partie 1 ou 2 de l'annexe 1 :

(i) la substance surveillée par l'équipement;

(ii) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation :

a) avant 1995;

b) en 1995 ou après.

Réservoirs de stockage

54. Le nombre total de réservoirs de stockage hors sol utilisés pour stocker les hydrocarbures liquides, y compris les réservoirs utilisés pour stocker le bitume et à l'exclusion des réservoirs utilisés pour stocker l'eau contenant des traces d'hydrocarbures, pour les catégories suivantes :

(i) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 4 m³ et inférieure à 50 m³;

(ii) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 50 m³ et inférieure à 75 m³;

(iii) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m³ et dans lequel on a commencé à stocker des hydrocarbures liquides avant le 1^er juin 1996;

(iv) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m³ et dans lequel on a commencé à stocker des hydrocarbures liquides le ou après le 1^er juin 1996;

(v) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m³ et qui sert à stocker le pétrole brut, le brut synthétique, le bitume ou le bitume dilué dans un hydrocarbure liquide;

(vi) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m³ et qui est muni d'un système pour chauffer l'hydrocarbure liquide stocké;

(vii) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté d'un toit flottant externe;

(viii) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté d'un toit flottant externe avec scellement secondaire;

(ix) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté d'un toit flottant interne;

(x) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté d'un toit flottant interne avec scellement secondaire;

(xi) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m³ doté d'un système de contrôle de vapeur;

(xii) réservoir satisfaisant aux recommandations visant les dispositifs de contrôle des émissions indiquées dans les Lignes directrices environnementales sur la réduction des émissions de composés organiques volatils par les réservoirs de stockage hors sol (CCME-ECP-87F, juin 1995).

ANNEXE 15

TERMINAUX DE PRODUITS PÉTROLIERS

Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration

L'exploitant d'un terminal de produits pétroliers doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe uniquement pour le terminal de produits pétroliers dont les émissions de COV, pour l'année civile 2006, atteignaient ou dépassaient le seuil de 5 tonnes métriques calculé annuellement.

Partie 2 — Définitions

Les définitions ci-après ne s'appliquent qu'à la présente annexe :

« produit pétrolier raffiné » Pétrole brut ou bitume dilué dans un hydrocarbure liquide qui a été raffiné en un produit par une installation de raffinage du pétrole définie à l'annexe 16 ou par une installation de sables bitumineux vouée à la valorisation définie à l'annexe 14 et qui comprend de l'essence automobile, de l'essence aviation et du carburant diesel.

« terminal de produits pétroliers » Installation qui reçoit du pétrole brut, du brut synthétique, du bitume dilué dans un hydrocarbure liquide, du gaz de pétrole liquéfié, du mazout de chauffage et d'autres produits pétroliers raffinés par pipeline, wagons-citernes, transfert maritime ou directement d'une installation de raffinage du pétrole et qui stocke ces produits en vrac aux fins de transport et de distribution.

Partie 3 — Information à déclarer

Information de nature administrative

1. Le nom de l'exploitant, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

2. Le nom de la personne-ressource de l'exploitant (s'il y a lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

3. Le nom, la longitude et la latitude du terminal de produits pétroliers.

4. L'adresse municipale et l'adresse postale du terminal de produits pétroliers, s'il y a lieu.

5. L'année du début de l'exploitation du terminal de produits pétroliers.

6. Le nombre de jours pendant lesquels le terminal de produits pétroliers était en exploitation au cours de l'année civile 2006.

7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s'il y a lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.

8. Le numéro d'identification de l'INRP, s'il y a lieu.

9. Une attestation datée et signée par l'exploitant déclarant que toute l'information requise en réponse à cet avis a été soumise.

Quantités d'émissions rejetées

10. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de COV de chaque terminal de produits pétroliers, à l'exclusion des émissions liées aux activités de combustion mobile se déroulant sur le site.

11. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de benzène de chaque terminal de produits pétroliers, à l'exclusion des émissions liées aux activités de combustion mobile se déroulant sur le site.

12. Pour chacun des rejets de COV et de benzène déclarés aux sous-alinéas 10 et 11, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets provenant de chacune des catégories suivantes :

(i) émissions provenant du stockage;

(ii) émissions produites lors du chargement et du déchargement;

(iii) émissions provenant de fuites de l'équipement.

Méthode de quantification

13. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 10 à 12, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier ces émissions :

(i) surveillance en continu des émissions;

(ii) surveillance prédictive des émissions;

(iii) test ou échantillonnage à la source;

(iv) bilan massique;

(v) facteur d'émission propre à une installation;

(vi) facteur d'émission publié dans des textes scientifiques ou techniques;

(vii) estimations techniques;

(viii) le nom et le titre de même qu'une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sous-alinéas (i) à (vii) inclusivement.

Mesures de prévention de la pollution

14. En ce qui concerne l'équipement antipollution en opération au terminal de produits pétroliers au cours de l'année civile 2006 :

(i) l'équipement qui a permis au cours de l'année civile 2006, ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'installation pour une ou plusieurs des substances suivantes : COV et benzène;

(ii) en ce qui concerne l'équipement déclaré au sous-alinéa (i) :

a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l'équipement a empêché l'émission;

b) l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est mesurée par l'exploitant et l'année durant laquelle la mesure a été prise, ou si l'exploitant n'a pas mesuré l'efficacité de l'équipement, l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est indiquée par le fabricant, l'importateur ou le fournisseur de l'équipement;

c) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou entre 2000 et 2006.

15. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution autres que l'utilisation de l'équipement antipollution déclaré en vertu de l'alinéa 14 :

(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises en œuvre au terminal de produits pétroliers au cours des années civiles 2001 à 2006 inclusivement et qui ont, depuis leur mise en œuvre, contribué à réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'installation pour une ou plusieurs des substances suivantes, COV et benzène :

a) modification des procédés industriels;

b) substitutions des matières de base ou changements dans la qualité des matières de base;

c) remplacement d'un combustible par un autre;

d) améliorations de l'efficacité énergétique;

e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;

(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).

Réservoirs de stockage

16. Le nombre total de réservoirs de stockage hors sol utilisés pour stocker les hydrocarbures liquides, y compris les réservoirs utilisés pour stocker le bitume et à l'exclusion des réservoirs utilisés pour stocker l'eau contenant des traces d'hydrocarbures, pour les catégories suivantes :

(i) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 4 m³ et inférieure à 50 m³;

(ii) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 50 m³ et inférieure à 75 m³;

(iii) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m³ et dans lequel on a commencé à stocker des hydrocarbures liquides avant le 1^er juin 1996;

(iv) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m³ et dans lequel on a commencé à stocker des hydrocarbures liquides le ou après le 1^er juin 1996;

(v) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m³ et qui sert à stocker le pétrole brut, le brut synthétique, le bitume ou le bitume dilué dans un hydrocarbure liquide;

(vi) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m³ et qui est muni d'un système pour chauffer l'hydrocarbure liquide stocké;

(vii) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté d'un toit flottant externe;

(viii) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté d'un toit flottant externe avec scellement secondaire;

(ix) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté d'un toit flottant interne;

(x) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté d'un toit flottant interne avec scellement secondaire;

(xi) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m³ doté d'un système de contrôle de vapeur;

(xii) réservoir satisfaisant aux recommandations visant les dispositifs de contrôle des émissions indiquées dans les Lignes directrices environnementales sur la réduction des émissions de composés organiques volatils par les réservoirs de stockage hors sol (CCME-ECP-87F, juin 1995).

ANNEXE 16

RAFFINAGE DU PÉTROLE

Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration

1. L'exploitant d'une installation de raffinage du pétrole doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe pour l'année civile 2006, et ce, pour chaque installation dont il est l'exploitant.

2. Pour les substances suivantes, TPM, PM_2,5, PM₁₀, NO_x, SO₂, SO_x et COV, l'exploitant doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe uniquement à l'égard des substances pour lesquelles l'installation de raffinage du pétrole atteint ou dépasse le seuil d'émissions correspondant pour l'année civile 2006.

Seuil d'émissions totales de TPM, calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de PM_2,5, calculé annuellement — 0,3 tonne métrique.

Seuil d'émissions totales de PM₁₀, calculé annuellement — 0,5 tonne métrique.

Seuil d'émissions totales de NO_x (exprimées sous forme de NO₂), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO₂, calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO_x (exprimées sous forme de SO₂), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de COV, calculé annuellement — 10 tonnes métriques.

3. Concernant les substances énumérées à l'annexe 1 pour lesquelles aucun seuil d'émissions n'est mentionné dans la présente annexe et qui ont été rejetées par l'installation au cours de l'année civile 2006, l'exploitant doit déclarer la quantité des émissions conformément aux exigences établies dans la présente annexe.

Partie 2 — Définitions

Les définitions ci-après ne s'appliquent qu'à la présente annexe :

« bitume modifié aux polymères » Bitume dans lequel un polymère, du plastique ou du caoutchouc a été ajouté.

« bitume oxydé » Bitume soufflé à l'air pour lui donner les propriétés physiques nécessaires aux applications dans lesquelles il est utilisé.

« brut corrosif léger/moyen » Pétrole brut dont la densité est inférieure ou égale à 900 kg/m³ et dont la teneur en soufre totale, en poids, est égale ou supérieure à 0,7 %.

« brut non corrosif léger/moyen » Pétrole brut dont la densité est inférieure ou égale à 900 kg/m³ et dont la teneur en soufre totale, en poids, est inférieure à 0,7 %.

« brut synthétique » Brut obtenu par la transformation du bitume ou du pétrole brut lourd grâce à l'ajout d'hydrogène ou à l'enlèvement de carbone.

« capacité de charge » Quantité maximale de matières de base qui peut être traitée dans l'une des unités de traitement énumérées à l'alinéa 45.

« capacité de production » Quantité maximale de produits qui peut être fabriquée dans l'une des unités de traitement énumérées à l'alinéa 46.

« carbone Conradson » Mesure, en laboratoire, du carbone résiduel obtenu après évaporation et pyrolyse d'un mélange d'hydrocarbures. Cette mesure est effectuée à l'aide de la méthode normalisée ASTM D189-06 (Standard Test Method for Conradson Carbon Residue of Petroleum Products).

« charge » Quantité de matières de base traitée dans l'une des unités de traitement énumérées à l'alinéa 45.

« diluant » Hydrocarbure liquide servant à diluer le bitume ou le pétrole brut lourd pour en diminuer la viscosité.

« dimère » Produit résultant de l'union chimique de molécules identiques de propylène ou de butylène et qui est produit dans une unité de dimérisation.

« émissions de la tour de refroidissement » Rejets d'émissions fugitives provenant d'un dispositif de recirculation des eaux libres qui utilise des ventilateurs ou le tirage naturel pour aspirer de l'air ambiant ou pour forcer l'air ambiant à entrer dans le dispositif pour refroidir l'eau.

« installation de raffinage du pétrole » Installation vouée au raffinage du pétrole.

« mélange d'hydrocarbures » Comprend la matière de base.

« production » Quantité de produits fabriqués dans l'une des unités de traitement énumérées à l'alinéa 46.

« produit alkylé » Produit composé d'hydrocarbures contenant au moins cinq atomes de carbone et produit dans une unité d'alkylation.

« produit converti débutanisé » Produit composé d'hydrocarbures contenant au moins cinq atomes de carbone et produit dans une unité de polymérisation.

« raffinage du pétrole » Raffinage du pétrole brut ou de bitume dilué dans un hydrocarbure en produits pétroliers et comprend le stockage et les processus tels que la cogénération, la production d'hydrogène et la récupération du soufre, mais ne comprend pas la production du brut synthétique.

« réaction de conversion » Réaction chimique dont la formule est : CO + H₂O = CO₂ + H₂.

« reformage du méthane à la vapeur » Procédé grâce auquel le méthane et les autres hydrocarbures présents dans le gaz naturel sont convertis en hydrogène et en monoxyde de carbone par la réaction avec la vapeur en présence d'un catalyseur.

« rendement en coke » Masse du résidu de coke, divisée par la masse de la charge de l'unité de craquage catalytique de gasoil sous vide conventionnelle, de l'unité de craquage catalytique de mélange à faible teneur en produits résiduels ou de l'unité de craquage catalytique de mélange à teneur élevée en produits résiduels, excluant les substances ou les produits qui sont retraités dans la raffinerie de pétrole.

« unité de craquage catalytique de gasoil sous vide conventionnelle » Unité de craquage catalytique qui traite un mélange d'hydrocarbures dont :

(i) la teneur en carbone Conradson moyenne est inférieure à 2,25 % en poids, mesurée à l'aide de la méthode normalisée ASTM D189-06 (Standard Test Method for Conradson Carbon Residue of Petroleum Products);

(ii) le rendement en coke est inférieur à 5,5 % en poids.

« unité de craquage catalytique de mélange à faible teneur en produits résiduels » Unité de craquage catalytique qui traite un mélange d'hydrocarbures dont :

(i) la teneur en carbone Conradson moyenne est supérieure ou égale à 2,25 % et inférieure ou égale à 3,5 % en poids, mesurée à l'aide de la méthode normalisée ASTM D189-06 (Standard Test Method for Conradson Carbon Residue of Petroleum Products);

(ii) le rendement en coke est supérieur ou égal à 5,5 % en poids.

« unité de craquage catalytique de mélange à teneur élevée en produits résiduels » Unité de craquage catalytique qui traite un mélange d'hydrocarbures dont :

(i) la teneur en carbone Conradson moyenne est supérieure à 3,5 % en poids, mesurée à l'aide de la méthode normalisée ASTM D189-06 (Standard Test Method for Conradson Carbon Residue of Petroleum Products);

(ii) le rendement en coke est supérieur ou égal à 5,5 % en poids.

« unité de production d'hydrogène » Unité de traitement dans laquelle de l'hydrogène et du monoxyde de carbone sont produits par le reformage du méthane à la vapeur et où le monoxyde de carbone est converti en dioxyde de carbone par la réaction de conversion.

« unités de fractionnement spécial » Unités de fractionnement autres que celles énumérées aux sous-alinéas 45(i), (ii) et (iii).

Partie 3 — Information à déclarer

Information de nature administrative

1. Le nom de l'exploitant, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

2. Le nom de la personne-ressource de l'exploitant (s'il y a lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

3. Le nom, la longitude et la latitude de l'installation de raffinage du pétrole.

4. L'adresse municipale et l'adresse postale de l'installation de raffinage du pétrole, s'il y a lieu.

5. L'année du début de l'exploitation de l'installation de raffinage du pétrole.

6. Le nombre de jours pendant lesquels l'installation de raffinage du pétrole était en exploitation au cours de l'année civile 2006.

7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s'il y a lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.

8. Le numéro d'identification de l'INRP, s'il y a lieu.

9. Une attestation datée et signée par l'exploitant déclarant que toute l'information requise en réponse à cet avis a été soumise.

Quantités d'émissions rejetées

10. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de chaque installation de raffinage du pétrole, pour chacune des substances énumérées dans la partie 1 de l'annexe 1, excluant les émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site.

11. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de benzène de chaque installation de raffinage du pétrole, excluant les émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site.

12. Pour chacun des rejets déclarés en vertu des alinéas 10 et 11, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets provenant des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions de procédés industriels;

(iii) émissions d'évacuation;

(iv) émissions de torchage;

(v) émissions fugitives.

13. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CO₂ de chaque installation de raffinage du pétrole, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions de procédés industriels;

(iii) émissions d'évacuation;

(iv) émissions de torchage.

14. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CH₄ de chaque installation de raffinage du pétrole provenant des émissions d'évacuation.

15. Les rejets de CO₂ provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 13 et 18.

16. Pour les besoins des alinéas 10 et 12, les rejets de NO_x doivent être déclarés en exprimant ces NO_x sous forme de poids de NO₂.

17. Lorsque les émissions de procédés industriels sont produites en même temps que les émissions de combustion stationnaire de combustible, la personne doit les classer dans la catégorie qui correspond au but principal de l'activité, soit « procédé industriel » ou « combustion stationnaire de combustible ».

18. Pour chacun des rejets déclarés aux sous-alinéas 12(i) et 13(i), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets qui sont des émissions de cogénération.

19. Pour chacun des rejets de CO₂ déclarés au sous-alinéa 13(ii), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets provenant de la réaction de conversion dans les unités de production d'hydrogène.

20. Pour chacun des rejets de COV et de benzène déclarés au sous-alinéa 12(v), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets provenant de chacune des catégories suivantes :

(i) émissions provenant du stockage;

(ii) émissions produites lors du chargement et du déchargement;

(iii) émissions provenant de fuites de l'équipement;

(iv) émissions de la tour de refroidissement.

21. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de COV et de benzène provenant d'émissions des eaux usées.

Méthode de quantification

22. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 10 à 14 et 18 à 21, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier ces émissions :

(i) surveillance en continu des émissions;

(ii) surveillance prédictive des émissions;

(iii) test ou échantillonnage à la source;

(iv) bilan massique;

(v) facteur d'émission propre à une installation;

(vi) facteur d'émission publié dans des textes scientifiques ou techniques;

(vii) estimations techniques;

(viii) le nom et le titre de même qu'une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sous-alinéas (i) à (vii) inclusivement.

Combustible

23. S'il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de chaque type de combustible précisé dans l'annexe 4 utilisée par chaque unité de cogénération située à chaque installation de raffinage du pétrole.

Pouvoir calorifique supérieur

24. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu de l'alinéa 23, le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel, en GJ par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de combustible.

Électricité

25. La quantité totale annuelle d'électricité produite à chaque installation de raffinage du pétrole, en MWh.

26. La quantité totale annuelle d'électricité transférée hors site par chaque installation de raffinage du pétrole, en MWh.

27. La quantité totale annuelle d'électricité reçue par chaque installation de raffinage du pétrole, en MWh.

Vapeur

28. La quantité totale annuelle de vapeur produite à chaque installation de raffinage du pétrole, en GJ.

29. La quantité totale annuelle de vapeur transférée hors site par chaque installation de raffinage du pétrole, en GJ.

30. La quantité totale annuelle de vapeur reçue par chaque installation de raffinage du pétrole, en GJ.

Hydrogène

31. La quantité totale annuelle d'hydrogène produite à chaque installation de raffinage du pétrole, en GJ.

32. La quantité totale annuelle d'hydrogène transférée hors site par chaque installation de raffinage du pétrole, en GJ.

33. La quantité totale annuelle d'hydrogène reçue par chaque installation de raffinage du pétrole, en GJ.

Élimination du soufre

34. Si une installation de raffinage du pétrole envoie un gaz ou un liquide à une autre installation pour éliminer le soufre du gaz ou du liquide :

(i) la quantité totale annuelle de gaz ou de liquide envoyée à une autre installation, en m³;

(ii) la moyenne totale annuelle de la teneur en soufre de ce gaz ou de ce liquide, en pourcentage volumique.

35. Si une installation de raffinage du pétrole reçoit un gaz ou un liquide d'une autre installation pour éliminer le soufre du gaz ou du liquide :

(i) la quantité totale annuelle de gaz ou de liquide reçue d'une autre installation, en m³;

(ii) la moyenne totale annuelle de la teneur en soufre de ce gaz ou de ce liquide, en pourcentage volumique.

36. La température, en °C, et la pression, en kPa, auxquelles les volumes de gaz déclarés aux alinéas 34 et 35 sont quantifiés.

Cogénération

37. Pour chaque unité de cogénération :

(i) la quantité totale annuelle d'électricité produite, en MWh;

(ii) la quantité totale annuelle d'énergie thermique produite, en MWh;

(iii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/ MWh (thermique);

(iv) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur nette en fonction de la méthode du combustible imputable à l'électricité, en GJ/MWh.

Matières de base

38. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques et en m³, de chaque matière de base énumérée ci-après, utilisée à chaque installation de raffinage du pétrole :

(i) brut non corrosif léger/moyen;

(ii) brut corrosif léger/moyen;

(iii) brut lourd;

(iv) brut synthétique;

(v) bitume dilué dans un hydrocarbure liquide;

(vi) liquides de gaz naturel;

(vii) autre matière de base que celles énumérées aux sous-alinéas (i) à (vi) inclusivement (préciser la matière de base).

39. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de soufre contenue dans toutes les matières de base utilisées à chaque installation de raffinage du pétrole.

Production

40. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques et en m³, sauf indication contraire, de chaque produit énuméré ci-après, fabriqué à chaque installation de raffinage du pétrole :

(i) essence;

(ii) diesel dont la concentration en soufre est égale ou inférieure à 15 mg/kg;

(iii) diesel dont la concentration en soufre est supérieure à 15 mg/kg, mais égale ou inférieure à 500 mg/kg;

(iv) diesel dont la concentration en soufre est supérieure à 500 mg/kg;

(v) propane;

(vi) butane;

(vii) kérosène;

(viii) naphte;

(ix) essence aviation;

(x) carburant aviation (kérosène);

(xi) carburant aviation (naphte);

(xii) mazout léger n^o 1;

(xiii) mazout léger n^o 2;

(xiv) mazout léger n^o 3;

(xv) mazout léger ou lourd n^o 4;

(xvi) mazout lourd n^o 5;

(xvii) mazout lourd n^o 6/mazout C;

(xviii) gasoils autres que ceux décrits aux sous-alinéas (xii) à (xvii);

(xix) lubrifiants (huiles et graisses);

(xx) gaz de combustion ou de distillation de raffinerie, en GJ et en milliers de m³;

(xxi) asphaltènes;

(xxii) coke de pétrole, en tonnes métriques;

(xxiii) soufre, en tonnes métriques;

(xxiv) matières de base pétrochimiques;

(xxv) diluant;

(xxvi) brut synthétique;

(xxvii) autre produit pétrolier que ceux énumérés aux sous-alinéas (i) à (xxvi) inclusivement (préciser le produit pétrolier).

Mesures de prévention de la pollution et surveillance des émissions

41. Concernant l'équipement antipollution en opération à l'installation de raffinage du pétrole au cours de l'année civile 2006 :

(i) l'équipement qui a permis au cours de l'année civile 2006, ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'installation pour une ou plusieurs des substances suivantes : SO_x, NO_x, COV et benzène;

(ii) en ce qui concerne l'équipement déclaré au sous-alinéa (i) :

a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l'équipement a empêché l'émission;

b) l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est mesurée par l'exploitant et l'année durant laquelle la mesure a été prise, ou si l'exploitant n'a pas mesuré l'efficacité de l'équipement, l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est indiquée par le fabricant, l'importateur ou le fournisseur de l'équipement;

c) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou entre 2000 et 2006.

42. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution autres que l'utilisation de l'équipement antipollution déclaré en vertu de l'alinéa 41 :

(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises en œuvre à l'installation de raffinage du pétrole au cours des années civiles 2001 à 2006 inclusivement et qui ont, depuis leur mise en œuvre, contribué à réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'installation pour une ou plusieurs des substances suivantes : SO_x, COV, benzène et CO₂ :

a) modification des procédés industriels;

b) substitutions des matières de base ou changements dans la qualité des matières de base;

c) remplacement d'un combustible par un autre;

d) améliorations de l'efficacité énergétique;

e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;

(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).

43. Si de l'équipement de surveillance en continu des émissions a été utilisé à l'installation de raffinage du pétrole au cours de l'année civile 2006 pour surveiller les émissions de n'importe quelles des substances énumérées dans la partie 1 ou 2 de l'annexe 1 :

(i) la substance surveillée par l'équipement;

(ii) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation :

a) avant 1995;

b) en 1995 ou après.

Réservoirs de stockage

44. Le nombre total de réservoirs de stockage hors sol utilisés pour stocker les hydrocarbures liquides, y compris les réservoirs utilisés pour stocker le bitume et à l'exclusion des réservoirs utilisés pour stocker l'eau contenant des traces d'hydrocarbures, pour les catégories suivantes :

(i) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 4 m³ et inférieure à 50 m³;

(ii) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 50 m³ et inférieure à 75 m³;

(iii) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m³ et dans lequel on a commencé à stocker des hydrocarbures liquides avant le 1^er juin 1996;

(iv) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m³ et dans lequel on a commencé à stocker des hydrocarbures liquides le ou après le 1^er juin 1996;

(v) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m³ et qui sert à stocker le pétrole brut, le brut synthétique, le bitume ou le bitume dilué dans un hydrocarbure liquide;

(vi) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m³ et qui est muni d'un système pour chauffer l'hydrocarbure liquide stocké;

(vii) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté d'un toit flottant externe;

(viii) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté d'un toit flottant externe avec scellement secondaire;

(ix) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté d'un toit flottant interne;

(x) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté d'un toit flottant interne avec scellement secondaire;

(xi) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m³ doté d'un système de contrôle de vapeur;

(xii) réservoir satisfaisant aux recommandations visant les dispositifs de contrôle des émissions indiquées dans les Lignes directrices environnementales sur la réduction des émissions de composés organiques volatils par les réservoirs de stockage hors sol (CCME-ECP-87F, juin 1995).

Activité de la raffinerie

45. (i) Pour chacune des unités de traitement énumérées ci-après, déclarer la capacité de charge et la charge de l'unité, en m³ par jour, excluant les substances ou les produits qui sont retraités dans la raffinerie de pétrole :

a) unité de distillation de brut atmosphérique;

b) unité de distillation de brut sous vide;

c) unité de craquage catalytique de gasoil sous vide conventionnelle;

d) unité de craquage catalytique de mélange à faible teneur en produits résiduels;

e) unité de craquage catalytique de mélange à teneur élevée en produits résiduels;

f) unité de viscoréduction;

g) unité de reformage catalytique;

h) unité d'hydrotraitement du diesel;

i) unité de déparaffinage de distillat moyen;

j) unité d'hydrocraquage de gasoil et de brut léger;

k) unité d'hydrotraitement de kérosène et de brut léger;

l) unité d'hydrocraquage de produits résiduels;

m) unité d'hydrofinissage de lubrifiants;

n) unité d'hydrocraquage de lubrifiants;

o) unité d'extraction au solvant aromatique;

p) unité d'hydrotraitement de gasoil sous vide;

q) unité d'hydroalkylation;

r) unité de désasphaltage en dissolution;

s) unité d'extraction au solvant;

t) unité de déparaffinage au solvant;

u) unité de déparaffinage catalytique.

(ii) Pour l'unité d'isomérisation, déclarer la capacité de charge et la charge du réacteur, en m³ par jour, y compris les substances ou les produits qui sont retraités dans la raffinerie de pétrole.

(iii) Pour chacune des unités de traitement énumérées ci-après, déclarer la capacité de charge et la charge du réacteur, en m³ par jour, excluant les substances ou les produits qui sont retraités dans la raffinerie de pétrole :

a) unité de cokéfaction retardée;

b) unité de cokéfaction fluide.

(iv) Pour les unités de fractionnement spécial, déclarer la capacité de charge et la charge de l'unité, en m³ par jour, excluant les substances ou des produits qui sont retraités dans la raffinerie de pétrole.

46. (i) Pour chacune des unités de traitement énumérées ci-après, déclarer, en m³ par jour, la capacité de production et la production des produits énumérés :

a) production de produits alkylés dans l'unité d'alkylation;

b) production de produits convertis débutanisés dans l'unité de polymérisation;

c) production de dimère dans l'unité de dimérisation;

d) production de bitume oxydé dans l'unité de préparation de bitume;

e) production de bitume modifié aux polymères dans l'unité de préparation de bitume.

(ii) Pour l'unité de récupération de soufre, déclarer la production et la capacité de production de soufre, en tonnes métriques par jour.

(iii) Pour l'unité de production d'hydrogène, déclarer la production et la capacité de production d'hydrogène après la conversion suivie de la purification, en 1 000 m³ par jour, sur une base sèche, à 15 °C et 1 atmosphère. L'hydrogène pur présent dans la matière de base traitée à l'unité de production d'hydrogène et qui contourne le dispositif de chauffage de l'unité doit être exclu de la production d'hydrogène que l'exploitant doit déclarer en vertu du présent sous-alinéa.

(iv) Pour l'unité de craquage d'oléfines, déclarer la capacité de production et la production, en tonnes métriques par jour, des produits suivants :

a) éthylène;

b) propylène.

ANNEXE 17

POTASSE

Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration

1. L'exploitant d'une installation de potasse doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe pour l'année civile 2006, et ce, pour chaque installation dont il est l'exploitant.

2. Pour les substances suivantes, TPM, PM_2,5, PM₁₀, NO_x, SO₂, SO_x et COV, l'exploitant doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe uniquement à l'égard des substances pour lesquelles l'installation de potasse atteint ou dépasse le seuil d'émissions correspondant pour l'année civile 2006.

Seuil d'émissions totales de TPM, calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de PM_2,5, calculé annuellement — 0,3 tonne métrique.

Seuil d'émissions totales de PM₁₀, calculé annuellement — 0,5 tonne métrique.

Seuil d'émissions totales de NO_x (exprimées sous forme de NO₂), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO₂, calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO_x (exprimées sous forme de SO₂), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de COV, calculé annuellement — 10 tonnes métriques.

3. Concernant les substances énumérées à l'annexe 1 pour lesquelles aucun seuil d'émissions n'est mentionné dans la présente annexe et qui ont été rejetées par l'installation au cours de l'année civile 2006, l'exploitant doit déclarer la quantité des émissions conformément aux exigences établies dans la présente annexe.

Partie 2 — Définitions

La définition ci-après ne s'applique qu'à la présente annexe :

« installation de potasse " Installation qui exploite des gisements de potasse, qui sépare la potasse du minerai de potasse et qui la raffine.

Partie 3 — Information à déclarer

Information de nature administrative

1. Le nom de l'exploitant, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

2. Le nom de la personne-ressource de l'exploitant (s'il y a lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

3. Le nom, la longitude et la latitude de l'installation de potasse.

4. L'adresse municipale et l'adresse postale de l'installation de potasse, s'il y a lieu.

5. L'année du début de l'exploitation de l'installation de potasse.

6. Le nombre de jours pendant lesquels l'installation de potasse était en exploitation au cours de l'année civile 2006.

7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s'il y a lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.

8. Le numéro d'identification de l'INRP, s'il y a lieu.

9. Une attestation datée et signée par l'exploitant déclarant que toute l'information requise en réponse à cet avis a été soumise.

Quantités d'émissions rejetées

10. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de chaque installation de potasse, pour chacune des substances énumérées dans la partie 1 de l'annexe 1, excluant les émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site.

11. Pour chacune des substances déclarées en vertu de l'alinéa 10, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de chaque installation de potasse, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions de procédés industriels;

(iii) émissions d'évacuation;

(iv) émissions de torchage;

(v) émissions fugitives.

12. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CO₂ de chaque installation de potasse, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions de procédés industriels.

13. Les rejets de CO₂ provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 12 et 15.

14. Lorsque les émissions de procédés industriels sont produites en même temps que les émissions de combustion stationnaire de combustible, l'exploitant doit les classer dans la catégorie qui correspond au but principal de l'activité, soit « procédé industriel » ou « combustion stationnaire de combustible ».

15. Pour chacun des rejets déclarés aux sous-alinéas 11(i) et 12(i), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets qui sont des émissions de cogénération.

Méthode de quantification

16. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 10 à 12 et 15, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier ces émissions :

(i) surveillance en continu des émissions;

(ii) surveillance prédictive des émissions;

(iii) test ou échantillonnage à la source;

(iv) bilan massique;

(v) facteur d'émission propre à une installation;

(vi) facteur d'émission publié dans des textes scientifiques ou techniques;

(vii) estimations techniques;

(viii) le nom et le titre de même qu'une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sous-alinéas (i) à (vii) inclusivement.

Combustible

17. S'il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de chaque type de combustible précisé dans l'annexe 4 utilisée à chaque installation de potasse.

18. S'il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de chaque type de combustible précisé dans l'annexe 4 utilisée par chaque unité de cogénération située à chaque installation de potasse.

Pouvoir calorifique supérieur

19. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu des alinéas 17 et 18, le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel, en GJ par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de combustible.

Vapeur

20. La quantité totale annuelle de vapeur reçue par chaque installation de potasse, en GJ.

Cogénération

21. Pour chaque unité de cogénération :

(i) la quantité totale annuelle d'électricité produite, en MWh;

(ii) la quantité totale annuelle d'énergie thermique produite, en MWh;

(iii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/ MWh (thermique);

(iv) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur nette en fonction de la méthode du combustible imputable à l'électricité, en GJ/MWh.

Production

22. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de potasse contenant au moins 90 % de chlorure de potassium produit à chaque installation de potasse.

Mesures de prévention de la pollution et surveillance des émissions

23. Concernant l'équipement antipollution en opération à l'installation de potasse au cours de l'année civile 2006 :

(i) l'équipement qui a permis au cours de l'année civile 2006, ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'installation pour une ou plusieurs des substances suivantes : TPM, PM₁₀ et PM_2,5;

(ii) en ce qui concerne l'équipement déclaré au sous-alinéa (i) :

a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l'équipement a empêché l'émission;

b) l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est mesurée par l'exploitant et l'année durant laquelle la mesure a été prise, ou si l'exploitant n'a pas mesuré l'efficacité de l'équipement, l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est indiquée par le fabricant, l'importateur ou le fournisseur de l'équipement;

c) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou entre 2000 et 2006.

24. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution autres que l'utilisation de l'équipement antipollution déclaré en vertu de l'alinéa 23 :

(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises en œuvre à l'installation de potasse au cours des années civiles 2001 à 2006 inclusivement et qui ont, depuis leur mise en œuvre, contribué à réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'installation pour une ou plusieurs des substances suivantes, TPM, PM₁₀, PM_2,5 et CO₂ :

a) modification des procédés industriels;

b) substitutions des matières de base ou changements dans la qualité des matières de base;

c) remplacement d'un combustible par un autre;

d) améliorations de l'efficacité énergétique;

e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;

(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).

25. Si de l'équipement de surveillance en continu des émissions a été utilisé à l'installation de potasse au cours de l'année civile 2006 pour surveiller les émissions de n'importe quelles des substances énumérées dans la partie 1 ou 2 de l'annexe 1 :

(i) la substance surveillée par l'équipement;

(ii) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation :

a) avant 1995;

b) en 1995 ou après.

ANNEXE 18

PÂTES ET PAPIERS

Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration

1. L'exploitant d'une usine de pâtes et papiers qui a rejeté, au cours de l'année civile 2006, une ou plusieurs des substances précisées dans la présente annexe à un seuil égal ou supérieur au seuil établi pour cette substance doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe pour l'année civile 2006, et ce, pour chaque usine dont il est l'exploitant. Si les rejets atteignent ou dépassent un seul des seuils d'émissions énumérés ci-dessous (gaz à effet de serre, TPM ou dioxyde de soufre), l'exploitant d'une usine de pâtes et papiers doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe à l'égard des trois substances susmentionnées pour l'année civile 2006.

Seuil d'émissions totales de gaz à effet de serre, calculé annuellement et exprimé en équivalent en dioxyde de carbone — 20 000 tonnes métriques d'équivalent en dioxyde de carbone.

Seuil d'émissions totales de TPM, calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO₂, calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

2. Afin de déterminer si une usine de pâtes et papiers atteint ou dépasse le seuil d'émissions totales de gaz à effet de serre décrit dans l'alinéa 1 de la partie 1 de la présente annexe, l'équation suivante doit être utilisée :

où :

E = émissions totales d'un gaz ou d'une espèce de gaz donné provenant de l'usine de pâtes et papiers pendant l'année civile 2006, exprimées en tonnes métriques

i = chaque source d'émission

PRP = potentiel de réchauffement planétaire figurant dans la colonne 4 de la partie 2 de l'annexe 1

3. Les émissions de CO₂ provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être prises en compte dans le calcul des émissions totales annuelles lorsqu'il s'agit de déterminer si une usine de pâtes et papiers atteint ou dépasse le seuil d'émissions.

Partie 2 — Définitions

Les définitions ci-après ne s'appliquent qu'à la présente annexe :

« carton » Produit de papier ayant :

(i) un poids moyen annuel par unité de surface supérieur à 150 g/m²;

(ii) une épaisseur moyenne annuelle de plus de 9 points (millièmes de pouce).

« équivalent en dioxyde de carbone (équivalent CO₂) » Quantité d'une substance, indiquée à l'alinéa 2 de la partie 1 de la présente annexe, exprimée en unités de masse et multipliée par le potentiel de réchauffement planétaire (PRP) figurant dans la colonne 4 de la partie 2 de l'annexe 1.

« matériaux recyclés » Toute pâte ou tout produit de papier fabriqué à partir de produit de papier récupéré ou de carton récupéré.

« papier de pâte mécanique non couché » Produit de papier qui :

(i) n'est pas couché;

(ii) contient au plus 35 % en poids de fibre provenant de la réduction en pâte chimique (moyenne annuelle);

(iii) a un poids moyen annuel par unité de surface compris entre 40 g/m² et 57 g/m².

« pâtes » Fibres de cellulose traitées.

« produit de papier » Produit dérivé de la pâte.

« réduction en pâte chimique » Traitement du bois ou d'un autre matériel végétal par digestion ou cuisson de ce bois ou matériel, à l'aide d'un procédé acide ou alcalin.

« réduction en pâte mécanique » Traitement du bois ou d'un autre matériel végétal au moyen d'un procédé autre que la réduction en pâte chimique.

« usine de pâtes et papiers » Installation qui produit :

(i) des pâtes selon un procédé qui comprend la réduction en pâte chimique;

(ii) des pâtes selon un procédé qui comprend la réduction en pâte mécanique;

(iii) des pâtes à partir de matériaux recyclés;

(iv) du carton selon un procédé qui comprend la réduction en pâte chimique;

(v) du carton selon un procédé qui comprend la réduction en pâte mécanique;

(vi) du carton selon un procédé qui comprend des matériaux recyclés;

(vii) du papier de pâte mécanique non couché selon un procédé qui comprend la réduction en pâte mécanique;

(viii) du papier de pâte mécanique non couché selon un procédé qui comprend des matériaux recyclés;

(ix) des produits de papier autres que ceux énumérés aux sous-alinéas (iv) à (viii), inclusivement;

(x) des produits de papier autres que ceux énumérés aux sous-alinéas (vi) et (viii) et qui sont fabriqués à partir de matériaux recyclés;

(xi) n'importe lequel des produits énumérés aux sousalinéas (i) à (x), inclusivement.

Partie 3 — Information à déclarer

Information de nature administrative

1. Le nom de l'exploitant, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

2. Le nom de la personne-ressource de l'exploitant (s'il y a lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

3. Le nom, la longitude et la latitude de l'usine de pâtes et papiers.

4. L'adresse municipale et l'adresse postale de l'usine de pâtes et papiers, s'il y a lieu.

5. L'année du début de l'exploitation de l'usine de pâtes et papiers.

6. Le nombre de jours pendant lesquels l'usine de pâtes et papiers était en exploitation au cours de l'année civile 2006.

7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s'il y a lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.

8. Le numéro d'identification de l'INRP, s'il y a lieu.

9. Une attestation datée et signée par l'exploitant déclarant que toute l'information requise en réponse à cet avis a été soumise.

Quantités d'émissions rejetées

10. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de TPM, de SO_x et de SO₂ pour chaque usine de pâtes et papiers, excluant les émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site.

11. Pour chacune des substances déclarées en vertu de l'alinéa 10, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de chaque usine de pâtes et papiers, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions de procédés industriels.

12. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de PM_2,5, de PM₁₀, de NO_x et de COV de chaque usine de pâtes et papiers où les rejets atteignent ou dépassent le seuil d'émissions correspondant pour l'année civile 2006. Cette quantité totale ne doit pas inclure les émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site :

(i) seuil d'émissions totales de PM_2,5, calculé annuellement — 0,3 tonne métrique;

(ii) seuil d'émissions totales de PM₁₀, calculé annuellement — 0,5 tonne métrique;

(iii) seuil d'émissions totales de NO_x, calculé annuellement — 20 tonnes métriques;

(iv) seuil d'émissions totales de COV, calculé annuellement — 10 tonnes métriques.

13. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CO₂ de chaque usine de pâtes et papiers, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions de procédés industriels.

14. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CH₄ et de N₂O provenant des émissions de combustion stationnaire de combustible pour chaque usine de pâtes et papiers.

15. Les rejets de CO₂ provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 13 et 18.

16. Les rejets de CH₄ et de N₂O provenant de la combustion de la biomasse doivent être inclus dans les émissions déclarées en vertu de l'alinéa 14.

17. Lorsque les émissions de procédés industriels sont produites en même temps que les émissions de combustion stationnaire de combustible, l'exploitant doit les classer dans la catégorie qui correspond au but principal de l'activité, soit « procédé industriel » ou « combustion stationnaire de combustible ».

18. Pour chacun des rejets déclarés aux sous-alinéas 11(i) et 13(i) et à l'alinéa 14, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets qui sont des émissions de cogénération.

19. Pour les rejets de CO₂ déclarés au sous-alinéa 13(ii), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets provenant de la calcination ou de la dissolution des carbonates.

Méthode de quantification

20. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 10 à 14 et 18 et 19, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier ces émissions :

(i) surveillance en continu des émissions;

(ii) surveillance prédictive des émissions;

(iii) test ou échantillonnage à la source;

(iv) bilan massique;

(v) facteur d'émission propre à une installation;

(vi) facteur d'émission publié dans des textes scientifiques ou techniques;

(vii) estimations techniques;

(viii) le nom et le titre de même qu'une description de la méthode utilisée si une méthode différente de celles décrites aux sous-alinéas (i) à (vii) inclusivement est utilisée.

Combustible

21. S'il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de chaque type de combustible précisé dans l'annexe 4 utilisée à chaque usine de pâtes et papiers.

22. S'il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de chaque type de combustible précisé dans l'annexe 4 utilisée par chaque unité de cogénération située à chaque usine de pâtes et papiers.

Pouvoir calorifique supérieur

23. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu des alinéas 21 et 22, le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel, en GJ par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de combustible.

Électricité

24. La quantité totale annuelle d'électricité produite à chaque usine de pâtes et papiers, en MWh.

25. La quantité totale annuelle d'électricité transférée hors site par chaque usine de pâtes et papiers, en MWh.

26. La quantité totale annuelle d'électricité reçue par chaque usine de pâtes et papiers, en MWh.

Vapeur

27. La quantité totale annuelle de vapeur produite à chaque usine de pâtes et papiers, en GJ.

28. La quantité totale annuelle de vapeur transférée hors site par chaque usine de pâtes et papiers, en GJ.

29. La quantité totale annuelle de vapeur reçue par chaque usine de pâtes et papiers, en GJ.

Cogénération

30. Pour chaque unité de cogénération :

(i) la quantité totale annuelle d'électricité produite, en MWh;

(ii) la quantité totale annuelle d'énergie thermique produite, en MWh;

(iii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/ MWh (thermique);

(iv) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur nette en fonction de la méthode du combustible imputable à l'électricité, en GJ/MWh.

Production

31. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de chaque produit énuméré ci-après, fabriqué à chaque usine de pâtes et papiers :

(i) pâtes selon un procédé qui comprend la réduction en pâte chimique;

(ii) pâtes selon un procédé qui comprend la réduction en pâte mécanique;

(iii) pâtes à partir de matériaux recyclés;

(iv) carton selon un procédé qui comprend la réduction en pâte chimique;

(v) carton selon un procédé qui comprend la réduction en pâte mécanique;

(vi) carton selon un procédé qui comprend des matériaux recyclés;

(vii) papier de pâte mécanique non couché selon un procédé qui comprend la réduction en pâte mécanique;

(viii) papier de pâte mécanique non couché selon un procédé qui comprend des matériaux recyclés;

(ix) produits de papier autres que ceux énumérés aux sous-alinéas (iv) à (viii), inclusivement;

(x) produits de papier autres que ceux énumérés aux sous-alinéas (vi) et (viii) et qui sont fabriqués à partir de matériaux recyclés.

Mesures de prévention de la pollution et surveillance des émissions

32. Concernant l'équipement antipollution en opération à l'usine de pâtes et papiers au cours de l'année civile 2006 :

(i) l'équipement qui a permis au cours de l'année civile 2006, ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'installation pour une ou plusieurs des substances suivantes : TPM, PM₁₀, PM_2,5 et SO₂;

(ii) en ce qui concerne l'équipement déclaré au sous-alinéa (i) :

a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l'équipement a empêché l'émission;

b) l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est mesurée par l'exploitant et l'année durant laquelle la mesure a été prise, ou si l'exploitant n'a pas mesuré l'efficacité de l'équipement, l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est indiquée par le fabricant, l'importateur ou le fournisseur de l'équipement;

c) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou entre 2000 et 2006.

33. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution autres que l'utilisation de l'équipement antipollution déclaré en vertu de l'alinéa 32 :

(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises en œuvre à l'usine de pâtes et papiers au cours des années civiles 2001 à 2006 inclusivement et qui ont, depuis leur mise en œuvre, contribué à réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de CO₂, de CH₄ et de N₂O de l'installation :

a) modification des procédés industriels;

b) substitutions des matières de base ou changements dans la qualité des matières de base;

c) remplacement d'un combustible par un autre;

d) améliorations de l'efficacité énergétique;

e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;

(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).

34. Si de l'équipement de surveillance en continu des émissions a été utilisé à l'usine de pâtes et papiers au cours de l'année civile 2006 pour surveiller les émissions de n'importe quelles des substances énumérées dans la partie 1 ou 2 de l'annexe 1 :

(i) la substance surveillée par l'équipement;

(ii) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation :

a) avant 1995;

b) en 1995 ou après.

ANNEXE 19

PÉTROLE ET GAZ EN AMONT

Partie 1 — Personnes tenues de produire une déclaration

1. (i) L'exploitant d'une installation de production de pétrole et gaz en amont doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe pour l'année civile 2006 pour chaque installation de production de pétrole et gaz en amont qu'il exploite.

(ii) L'exploitant mentionné au sous-alinéa (i) ne doit déclarer cette information :

a) que si la production moyenne totale de l'installation de production de pétrole et gaz en amont, ou de toutes les installations de production de pétrole et gaz en amont qu'il exploite, était égale ou supérieure à 10 000 barils équivalent pétrole par jour (bep/j) au cours de l'année civile 2006;

b) que si l'installation de production de pétrole et gaz en amont avait des émissions totales de gaz à effet de serre, précisées à l'alinéa 2 de la partie 1 de la présente annexe, égales ou supérieures au seuil d'émissions de 1 000 tonnes métriques calculé annuellement et exprimé en équivalent en dioxyde de carbone (équivalent CO₂), au cours de l'année civile 2006.

2. Afin de déterminer si les émissions totales de gaz à effet de serre d'une installation de production de pétrole et gaz en amont atteignent ou dépassent le seuil d'émissions, l'équation suivante doit être utilisée :

où :

E = émissions totales d'un gaz ou d'une espèce de gaz donné provenant de l'installation de production de pétrole et gaz en amont pendant l'année civile 2006, exprimées en tonnes métriques

i = chaque source d'émission

PRP = potentiel de réchauffement planétaire figurant dans la colonne 4 de la partie 2 de l'annexe 1

3. Les émissions des substances énumérées dans la partie 2 de l'annexe 1 qui sont des émissions fugitives ne doivent pas être prises en compte dans le calcul des émissions totales lorsqu'il s'agit de déterminer si une installation de production de pétrole et gaz en amont atteint ou dépasse le seuil d'émissions pour les équivalents en dioxyde de carbone.

4. Les émissions de CO₂ provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être prises en compte dans le calcul des émissions totales lorsqu'il s'agit de déterminer si une installation de production de pétrole et gaz en amont atteint ou dépasse le seuil d'émissions.

5. Pour les substances suivantes, TPM, PM_2,5, PM₁₀, NO_x, SO₂, SO_x et COV, l'exploitant répondant aux critères établis à l'alinéa 1 de la partie 1 de la présente annexe doit déclarer l'information requise en vertu de la présente annexe uniquement à l'égard des substances pour lesquelles l'installation de production de pétrole et gaz en amont atteint ou dépasse le seuil d'émissions correspondant pour l'année civile 2006.

Seuil d'émissions totales de TPM, calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de PM_2,5, calculé annuellement — 0,3 tonne métrique.

Seuil d'émissions totales de PM₁₀, calculé annuellement — 0,5 tonne métrique.

Seuil d'émissions totales de NO_x (exprimées sous forme de NO₂), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO₂, calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de SO_x (exprimées sous forme de SO₂), calculé annuellement — 20 tonnes métriques.

Seuil d'émissions totales de COV, calculé annuellement — 10 tonnes métriques.

6. Concernant les substances énumérées à l'annexe 1 pour lesquelles aucun seuil d'émissions n'est mentionné dans la présente annexe et qui ont été rejetées par l'installation au cours de l'année civile 2006, l'exploitant doit déclarer la quantité des émissions conformément aux exigences établies dans la présente annexe.

Partie 2 — Définitions

Les définitions ci-après ne s'appliquent qu'à la présente annexe :

« baril équivalent pétrole » Méthode utilisée pour calculer l'énergie contenue dans le gaz naturel ou les liquides du gaz naturel qui est exprimée en barils de pétrole :

(i) l'énergie contenue dans le gaz naturel est convertie en valeur énergétique des barils de pétrole comme suit : 6 000 pieds cubes de gaz naturel pour chaque baril de pétrole;

(ii) l'énergie contenue dans les liquides de gaz naturel est convertie comme suit : un baril de liquide de gaz naturel pour chaque baril de pétrole.

« bitume » Pétrole brut dont la densité est supérieure ou égale à 1 000 kg/m³.

« brut léger/moyen » Pétrole brut dont la densité est inférieure ou égale à 900 kg/m³.

« CO₂ du gisement » Dioxyde de carbone (CO₂) qui se trouve naturellement, ou dissous, dans le gaz naturel, le pétrole brut lourd, le pétrole brut léger/moyen ou le bitume.

« déshydrateur de glycol » Dispositif dans lequel de l'absorbant glycol liquide (y compris, mais sans s'y limiter, de l'éthylèneglycol, du diéthylèneglycol ou du triéthylèneglycol) entre en contact direct avec du gaz naturel et absorbe l'eau de ce gaz.

« équivalent en dioxyde de carbone (équivalent CO₂) » Quantité d'une substance, indiquée à l'alinéa 2 de la partie 1 de la présente annexe, exprimée en unités de masse et multipliée par le potentiel de réchauffement planétaire (PRP) figurant dans la colonne 4 de la partie 2 de l'annexe 1.

« gaz à effet de serre » Dioxyde de carbone, dont la formule moléculaire est CO₂, méthane, dont la formule moléculaire est CH₄, et oxyde nitreux, dont la formule moléculaire est N₂O.

« gaz acide » Mélange de gaz ayant été séparé du gaz naturel qui est constitué de sulfure d'hydrogène ou de dioxyde de carbone et pouvant contenir des traces d'hydrocarbures, d'eau ou d'autres contaminants.

« gaz naturel » Mélange :

(i) que l'on retrouve à l'état naturel dans des formations géologiques;

(ii) composé d'azote, de dioxyde de carbone ou de sulfure d'hydrogène de même que de méthane et d'autres hydrocarbures;

(iii) composé de gaz naturel acide et de gaz naturel non corrosif.

« gaz naturel acide » Gaz naturel dont la teneur en sulfure d'hydrogène (H₂S) est supérieure à 10 moles par kilomole (mol/kmol).

« gaz naturel marchand » Gaz naturel qui :

(i) contient au moins 90 % de méthane (CH₄);

(ii) répond aux exigences prescrites en matière de transport par pipeline réglementé par la Loi sur l'Office national de l'énergie, la Loi sur les opérations pétrolières au Canada, la Loi de mise en œuvre de l'Accord Canada — Nouvelle-Écosse sur les hydrocarbures extracôtiers, la Loi de mise en œuvre de l'Accord atlantique Canada — Terre-Neuve, la Loi sur les terres territoriales ou par les lois d'une province.

« gaz naturel non classique » Méthane de houille aussi connu sous le nom de gaz de houille lorsqu'il est extrait d'un filon de charbon, de gaz de réservoir étanche lorsqu'il est extrait du grès ou de roches carbonatées, ou de gaz de schiste lorsqu'il est extrait d'intervalles schisteux.

« gaz naturel non corrosif » Gaz naturel dont la teneur en sulfure d'hydrogène (H₂S) est égale ou inférieure à 10 moles par kilomole (mol/kmol).

« installation de production de pétrole et gaz en amont » Installation composée entièrement ou partiellement d'un ou de plusieurs des types d'installations suivants :

(i) usine de pétrole brut;

(ii) usine de gaz naturel;

(iii) réseau collecteur de gaz naturel;

(iv) usine de traitement du gaz naturel non corrosif;

(v) usine de traitement de gaz naturel acide (récupération de soufre);

(vi) usine de traitement de gaz naturel acide (torchage);

(vii) usine de traitement de gaz naturel acide (injection);

(viii) usine de chevauchement de gaz naturel;

(ix) installation extracôtière.

« installation extracôtière » Type d'installation de production de pétrole et gaz en amont qui correspond à une plate-forme de forage extracôtière, une plate-forme ou un navire de production, ou une installation sous-marine rattachée ou fixée au plateau continental du Canada servant à la production pétrolière ou gazière.

« liquide de gaz naturel » Hydrocarbure liquide extrait du gaz naturel.

« moteur diesel de secours » Moteur diesel servant à fournir de l'énergie électrique à une installation en cas de panne d'électricité d'un réseau de distribution. La durée maximale de fonctionnement d'un moteur diesel de secours est de 300 heures par an.

« pétrole brut lourd » Pétrole brut dont la densité varie de 900 kg/m³ à 1 000 kg/m³.

« point de transfert fiduciaire » Point où s'effectue le transfert entre deux personnes de la propriété du gaz naturel marchand.

« puits de gaz naturel classique » Trou percé dans la terre afin d'extraire du gaz naturel, mais ne comprend pas les puits de gaz naturel non classique.

« puits de gaz naturel non classique » Trou percé dans la terre afin d'extraire du gaz naturel de filons de charbon (gaz de houille et méthane de houille), du gaz naturel du grès ou de roches carbonatées (gaz de réservoir étanche) ou du gaz naturel d'intervalles schisteux (gaz de schiste).

« puits de pétrole brut » Trou percé dans la terre afin d'extraire du pétrole brut.

« réseau collecteur de gaz naturel » Type d'installation de production de pétrole et gaz en amont composée de canalisations de gaz naturel utilisées pour transporter les produits d'une installation à l'autre, en amont d'une usine de traitement de gaz naturel non corrosif, ou en amont d'une usine de traitement de gaz naturel acide. L'installation peut comprendre des compresseurs, des réchauffeurs de canalisations, des appareils de mesure, des déshydrateurs et des appareils de stockage.

« usine de chevauchement de gaz naturel » Type d'installation de production de pétrole et gaz en amont située le long des gazoducs et qui extrait l'éthane, les liquides de gaz naturel et d'autres substances du gaz naturel.

« usine de gaz naturel » Type d'installation de production de pétrole et gaz en amont qui comprend un groupe ou une batterie d'équipement de stockage, de séparation, de compression et de déshydratation, des appareils de mesure ou tout autre équipement qui reçoit du gaz naturel d'un ou de plusieurs puits de gaz naturel classique ou non classique avant de le transporter au réseau collecteur de gaz naturel ou au point de transfert fiduciaire.

« usine de traitement de gaz naturel acide » Type d'installation de production de pétrole et gaz en amont qui extrait l'hélium, l'éthane ou les liquides de gaz naturel du gaz naturel acide en vue de la production de gaz naturel marchand.

« usine de traitement de gaz naturel acide (injection) » Usine de traitement de gaz naturel acide qui produit du gaz naturel marchand et élimine par injection souterraine la totalité ou une partie du gaz acide correspondant à cette production.

« usine de traitement de gaz naturel acide (récupération de soufre) » Usine de traitement de gaz naturel acide qui produit du gaz naturel marchand et du soufre élémentaire.

« usine de traitement de gaz naturel acide (torchage) » Usine de traitement de gaz naturel acide qui élimine les gaz acides du gaz naturel acide en vue de la production de gaz naturel marchand et du torchage du gaz acide.

« usine de traitement de gaz naturel non corrosif » Type d'installation de production de pétrole et gaz en amont qui extrait l'hélium, l'éthane ou les liquides de gaz naturel du gaz naturel en vue de la production de gaz naturel marchand.

« usine de pétrole brut » Type d'installation de production de pétrole et gaz en amont qui comprend un groupe ou une batterie d'appareils de séparation et de stockage ou d'appareils de mesure ou tout autre équipement pouvant contenir du pétrole brut venant d'un ou de plusieurs puits de pétrole brut.

Partie 3 — Information à déclarer

Information de nature administrative

1. Le nom de l'exploitant, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

2. Le nom de la personne-ressource de l'exploitant (s'il y a lieu), son titre, son adresse municipale et son adresse postale, son numéro de téléphone et son numéro de télécopieur (s'il y a lieu) et son adresse de courrier électronique (s'il y a lieu).

3. Le nom, la longitude et la latitude de l'installation de production de pétrole et gaz en amont.

4. L'adresse municipale et l'adresse postale de l'installation de production de pétrole et gaz en amont, s'il y a lieu.

5. L'année du début de l'exploitation de l'installation de production de pétrole et gaz en amont.

6. Le nombre de jours pendant lesquels l'installation de production de pétrole et gaz en amont était en exploitation au cours de l'année civile 2006.

7. Les codes SCIAN 2002 à six chiffres appropriés, s'il y a lieu, ou le code SCIAN 2002 à quatre chiffres.

8. Le numéro d'identification de l'INRP, s'il y a lieu.

9. Une attestation datée et signée par l'exploitant déclarant que toute l'information requise en réponse à cet avis a été soumise.

10. Le numéro d'identification de l'installation de production de pétrole et gaz en amont dans les cas où un identificateur unique a été émis par un gouvernement provincial, l'Office Canada — Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers, l'Office national de l'énergie ou l'Office Canada — Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers.

11. Le type d'installation de production de pétrole et gaz en amont énuméré ci-dessous qui fait l'objet du rapport :

(i) usine de pétrole brut;

(ii) usine de gaz naturel;

(iii) réseau collecteur de gaz naturel;

(iv) usine de traitement du gaz naturel non corrosif;

(v) usine de traitement de gaz naturel acide (récupération de soufre);

(vi) usine de traitement de gaz naturel acide (torchage);

(vii) usine de traitement de gaz naturel acide (injection);

(viii) usine de chevauchement de gaz naturel;

(ix) installation extracôtière.

Quantités d'émissions rejetées

12. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de chaque installation de production de pétrole et gaz en amont, pour chacune des substances énumérées dans la partie 1 de l'annexe 1, excluant les émissions liées aux activités de combustion mobile se produisant sur le site.

13. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de benzène de chaque installation de production de pétrole et gaz en amont.

14. Pour chacune des substances déclarées en vertu des alinéas 12 et 13, la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de chaque installation de production de pétrole et gaz en amont, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions de procédés industriels;

(iii) émissions d'évacuation;

(iv) émissions de torchage;

(v) émissions fugitives.

15. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CO₂ de chaque installation de production de pétrole et gaz en amont, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions de combustion stationnaire de combustible;

(ii) émissions de procédés industriels;

(iii) émissions d'évacuation;

(iv) émissions de torchage;

(v) émissions fugitives.

16. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CH₄ de chaque installation de production de pétrole et gaz en amont, pour chacune des catégories suivantes :

(i) émissions d'évacuation;

(ii) émissions fugitives.

17. Les rejets de CO₂ provenant de la combustion de la biomasse ou de la décomposition de la biomasse ne doivent pas être inclus dans les émissions déclarées en vertu des alinéas 15 et 21.

18. Pour les besoins des alinéas 12 et 14, les rejets de NO_x doivent être déclarés en exprimant ces NO_x sous forme de poids de NO₂.

19. Lorsque les émissions de procédés industriels sont produites en même temps que les émissions de combustion stationnaire de combustible, l'exploitant doit les classer dans la catégorie qui correspond au but principal de l'activité, soit « procédé industriel » ou « combustion stationnaire de combustible ».

20. Pour les rejets de CO₂ déclarés au sous-alinéa 15(i), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets qui sont des émissions de cogénération.

21. Pour chacun des rejets déclarés au sous-alinéa 15(iii), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets provenant du CO₂ du gisement.

22. Pour chacun des rejets de CH₄, de COV et de benzène déclarés aux sous-alinéas 14(v) et 16(ii), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets provenant de chacune des catégories suivantes :

(i) émissions provenant du stockage;

(ii) émissions produites lors du chargement et du déchargement;

(iii) émissions provenant de fuites de l'équipement.

23. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de CH₄, de COV et de benzène de chaque installation de production de pétrole et gaz en amont provenant d'émissions des eaux usées.

24. Les rejets de CH₄ provenant de la décomposition de la biomasse doivent être inclus dans les émissions déclarées en vertu de l'alinéa 23.

25. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, des rejets de benzène des déshydrateurs de glycol, pour chaque installation de production de pétrole et gaz en amont.

Méthode de quantification

26. Pour chaque quantité déclarée en vertu des alinéas 12 à 16 et 20 à 25, la ou les méthodes suivantes utilisées pour quantifier ces émissions :

(i) surveillance en continu des émissions;

(ii) surveillance prédictive des émissions;

(iii) test ou échantillonnage à la source;

(iv) bilan massique;

(v) facteur d'émission propre à une installation;

(vi) facteur d'émission publié dans des textes scientifiques ou techniques;

(vii) estimations techniques;

(viii) le nom et le titre de même qu'une description de la méthode utilisée si elle est différente de celles décrites aux sous-alinéas (i) à (vii) inclusivement.

Combustible

27. S'il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de chaque type de combustible précisé dans l'annexe 4 utilisée à chaque installation de production de pétrole et gaz en amont.

28. S'il y a lieu, la quantité totale annuelle, en unités SI, de chaque type de combustible précisé dans l'annexe 4 utilisée par chaque unité de cogénération située à chaque installation de production de pétrole et gaz en amont.

Caractéristiques du combustible

29. Pour chaque quantité de combustible déclarée en vertu des alinéas 27 et 28 :

(i) le pouvoir calorifique supérieur moyen annuel, en GJ par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de combustible;

(ii) la concentration de soufre moyenne annuelle, en grammes par unité de mesure utilisée pour déclarer la quantité de combustible.

Électricité

30. La quantité totale annuelle d'électricité produite à chaque installation de production de pétrole et gaz en amont, en MWh.

31. La quantité totale annuelle d'électricité transférée hors site par chaque installation de production de pétrole et gaz en amont, en MWh.

32. La quantité totale annuelle d'électricité reçue par chaque installation de production de pétrole et gaz en amont, en MWh.

Cogénération

33. Pour chaque unité de cogénération :

(i) la quantité totale annuelle d'électricité produite, en MWh;

(ii) la quantité totale annuelle d'énergie thermique produite, en MWh;

(iii) le rapport électricité/vapeur annuel, en MWh (électrique)/ MWh (thermique);

(iv) la consommation spécifique totale annuelle de chaleur nette en fonction de la méthode du combustible imputable à l'électricité, en GJ/MWh.

Production

34. La quantité totale annuelle de chaque produit énuméré ci-après, fabriqué à chaque installation de production de pétrole et gaz en amont :

(i) soufre, en tonnes métriques;

(ii) gaz naturel, en milliers de m³ et en GJ;

(iii) gaz naturel marchand, en milliers de m³ et en GJ;

(iv) éthane, en tonnes métriques et en m³;

(v) propane, en tonnes métriques et en m³;

(vi) butane, en tonnes métriques et en m³;

(vii) pentane plus, en tonnes métriques et en m³;

(viii) liquides de gaz naturel, en tonnes métriques et en m³;

(ix) brut léger/moyen, en tonnes métriques et en m³;

(x) sous-produit de dioxyde de carbone, en m³;

(xi) pétrole brut lourd, en tonnes métriques et en m³;

(xii) autre produit pétrolier que ceux énumérés aux sousalinéas (i) à (xi) inclusivement (préciser le produit pétrolier), en tonnes métriques et en m³.

35. La température, en °C, et la pression, en kPa, auxquelles les volumes de gaz déclarés à l'alinéa 34 sont quantifiés.

Intrants

36. La quantité totale annuelle de chaque élément énuméré ci-après, traité à chaque installation de production de pétrole et gaz en amont :

(i) gaz naturel, en milliers de m³ et en GJ;

(ii) liquides de gaz naturel, en tonnes métriques et en m³;

(iii) brut léger/moyen, en tonnes métriques et en m³;

(iv) pétrole brut lourd, en tonnes métriques et en m³.

37. S'il s'agit d'une usine de traitement de gaz naturel acide (torchage), d'une usine de traitement de gaz naturel acide (injection) ou d'une usine de traitement de gaz naturel acide (récupération de soufre), la quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de soufre contenu dans les intrants traités à chaque installation de production de pétrole et gaz en amont.

Mesures de prévention de la pollution et surveillance des émissions

38. Concernant l'équipement antipollution en opération à l'installation de production de pétrole et gaz en amont au cours de l'année civile 2006 :

(i) l'équipement qui a permis au cours de l'année civile 2006, ou qui devait permettre au moment de son installation, de réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'installation pour une ou plusieurs des substances suivantes : SO_x, NO_x, COV et benzène;

(ii) en ce qui concerne l'équipement déclaré au sous-alinéa (i) :

a) chaque substance décrite au sous-alinéa (i) dont l'équipement a empêché l'émission;

b) l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est mesurée par l'exploitant et l'année durant laquelle la mesure a été prise, ou si l'exploitant n'a pas mesuré l'efficacité de l'équipement, l'efficacité de la réduction des émissions telle qu'elle est indiquée par le fabricant, l'importateur ou le fournisseur de l'équipement;

c) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation, en fonction des périodes suivantes : avant 1970, entre 1970 et 1979, entre 1980 et 1989, entre 1990 et 1999 ou entre 2000 et 2006.

39. En ce qui a trait aux mesures de prévention de la pollution autres que l'utilisation de l'équipement antipollution déclaré en vertu de l'alinéa 38 :

(i) les mesures, parmi celles décrites ci-après, qui ont été mises en œuvre à l'installation de production de pétrole et gaz en amont au cours des années civiles 2001 à 2006 inclusivement et qui ont, depuis leur mise en œuvre, contribué à réduire d'au moins 5 % les émissions totales annuelles de l'installation pour une ou plusieurs des substances suivantes, COV, benzène, CO₂ et CH₄ :

a) modification des procédés industriels;

b) substitutions des matières de base ou changements dans la qualité des matières de base;

c) remplacement d'un combustible par un autre;

d) améliorations de l'efficacité énergétique;

e) captage, contrôle ou réduction des émissions fugitives;

(ii) la mesure spécifique prise dans le cadre de toutes les mesures déclarées au sous-alinéa (i).

40. Si de l'équipement de surveillance en continu des émissions a été utilisé à l'installation de production de pétrole et gaz en amont au cours de l'année civile 2006 pour surveiller les émissions de n'importe quelles des substances énumérées dans la partie 1 ou 2 de l'annexe 1 :

(i) la substance surveillée par l'équipement;

(ii) le moment de l'entrée en service de l'équipement à l'installation :

a) avant 1995;

b) en 1995 ou après.

Moteurs alternatifs

41. La quantité totale annuelle, en tonnes métriques, de rejets de NO_x et de CO₂ pour chacune des catégories d'équipement suivantes :

(i) moteurs alternatifs d'une puissance nominale égale ou supérieure à 600 kW;

(ii) turbines à gaz d'une puissance nominale inférieure à 3 MW;

(iii) turbines à gaz d'une puissance nominale égale ou supérieure à 3 MW et inférieure à 20 MW;

(iv) turbines à gaz d'une puissance nominale égale ou supérieure à 20 MW;

(v) moteurs diesels (à l'exclusion des moteurs diesels de secours et des moteurs diesels utilisés exclusivement aux fins de protection contre l'incendie).

42. Le nombre total de moteurs alternatifs d'une puissance nominale égale ou supérieure à 600 kW, regroupés dans chacune des catégories suivantes :

(i) moteurs alternatifs fonctionnant au gaz naturel;

(ii) moteurs alternatifs fonctionnant à un combustible autre que le gaz naturel;

(iii) moteurs alternatifs deux temps à mélange pauvre;

(iv) moteurs alternatifs quatre temps à mélange pauvre;

(v) moteurs alternatifs quatre temps à mélange riche.

43. Pour les moteurs alternatifs déclarés à l'alinéa 42, indiquer :

(i) les types de dispositif de contrôle des émissions utilisés;

(ii) la substance précisée à l'annexe 1 contrôlée par chaque type de dispositif de contrôle des émissions;

(iii) s'il y a un programme d'entretien du dispositif de contrôle des émissions et, le cas échéant, si le programme est conforme aux recommandations ou aux directives du fabricant.

Turbines à gaz

44. Le nombre total de turbines à gaz dont la puissance nominale est inférieure à 3 MW, de turbines dont la puissance nominale est égale ou supérieure à 3 MW et inférieure à 20 MW et de turbines dont la puissance nominale est égale ou supérieure à 20 MW, regroupées dans chacune des catégories suivantes :

(i) turbines à gaz fonctionnant au gaz naturel;

(ii) turbines à gaz fonctionnant à un combustible autre que le gaz naturel (préciser le combustible).

45. Pour les turbines à gaz déclarées à l'alinéa 44, indiquer :

(i) les types de dispositif de contrôle des émissions utilisés;

(ii) la substance précisée à l'annexe 1 contrôlée par chaque type de dispositif de contrôle des émissions;

(iii) s'il y a un programme d'entretien du dispositif de contrôle des émissions et, le cas échéant, si le programme est conforme aux recommandations ou aux directives du fabricant.

Réservoirs de stockage

46. Le nombre total de réservoirs de stockage hors sol utilisés pour stocker les hydrocarbures liquides, y compris les réservoirs utilisés pour stocker le bitume et à l'exclusion des réservoirs utilisés pour stocker l'eau contenant des traces d'hydrocarbures, pour les catégories suivantes :

(i) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 4 m³ et inférieure à 50 m³;

(ii) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 50 m³ et inférieure à 75 m³;

(iii) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m³ et dans lequel on a commencé à stocker des hydrocarbures liquides avant le 1^er juin 1996;

(iv) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m³ et dans lequel on a commencé à stocker des hydrocarbures liquides le ou après le 1^er juin 1996;

(v) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m³ et qui sert à stocker le pétrole brut, le brut synthétique, le bitume ou le bitume dilué dans un hydrocarbure liquide;

(vi) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m³ et qui est muni d'un système pour chauffer l'hydrocarbure liquide stocké;

(vii) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté d'un toit flottant externe;

(viii) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté d'un toit flottant externe avec scellement secondaire;

(ix) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté d'un toit flottant interne;

(x) réservoir dont le diamètre est supérieur ou égal à 4 m doté d'un toit flottant interne avec scellement secondaire;

(xi) réservoir dont la capacité est supérieure ou égale à 75 m³ doté d'un système de contrôle de vapeur;

(xii) réservoir satisfaisant aux recommandations visant les dispositifs de contrôle des émissions indiquées dans les Lignes directrices environnementales sur la réduction des émissions de composés organiques volatils par les réservoirs de stockage hors sol (CCME-ECP-87F, juin 1995).

NOTE EXPLICATIVE

(La présente note ne fait pas partie de l'Avis.)

Comme le stipule l'Avis d'intention d'élaborer et de mettre en œuvre des règlements et d'autres mesures pour réduire les émissions atmosphériques, publié le 21 octobre 2006 dans la Partie I de la Gazette du Canada, les ministres de l'Environnement, de la Santé, des Ressources naturelles et des Transports élaboreront des règlements. Afin d'appuyer l'élaboration de ces règlements, le ministre de l'Environnement demande de l'information sur les émissions atmosphériques de certaines substances, y compris les substances figurant sur la Liste des substances toxiques, afin de déterminer s'il y a lieu de prendre des mesures pour contrôler les émissions atmosphériques des substances en question, et de préciser la nature de ces mesures. Les mesures de contrôle peuvent comprendre l'établissement de niveaux réglementaires de réduction des émissions atmosphériques pour les substances et les secteurs industriels précisés dans l'Avis d'intention du 21 octobre 2006. L'instrument choisi pour la collecte de l'information requise est un avis ministériel en vertu de l'article 71 de la Loi canadienne sur la protection de l'environnement (1999).

L'avis ministériel s'applique aux principaux secteurs industriels précisés dans l'Avis d'intention, à l'exclusion du secteur industriel des produits dérivés du bois. Ce secteur sera inclus dans un prochain avis en vertu de l'article 71 de la Loi canadienne sur la protection de l'environnement (1999). La personne à qui s'appliquera cet avis devra fournir au ministre toute l'information requise dont elle dispose ou qui lui est normalement accessible, conformément à l'avis. Cette information aidera le ministre de l'Environnement à concevoir et à élaborer le contenu de règlements visant l'amélioration de la qualité de l'air.

Le paragraphe 71(3) de la Loi canadienne sur la protection de l'environnement (1999) stipule notamment que les « destinataires des avis sont tenus de s'y conformer dans le délai qui leur est imparti ». Les articles 272 et 273 de la Loi énoncent les infractions et les peines prévues pour tout défaut de se conformer à l'avis et à ses exigences.

Aux fins d'interprétation et d'application des lois fédérales, il faut consulter :

•  les lois adoptées par le Parlement qui sont publiées dans la Partie III de la Gazette du Canada et le recueil annuel des lois du Canada;

•  les règlements enregistrés par le greffier du Conseil privé et publiés dans la Partie II de la Gazette du Canada.

Les publications mentionnées ci-dessus sont disponibles dans la plupart des bibliothèques publiques.

Pour tout renseignement additionnel sur la Loi et la Politique d'observation et d'application de la Loi canadienne sur la protection de l'environnement (1999) et les peines applicables, veuillez communiquer avec la Direction de l'application de la loi à l'adresse électronique suivante : enforcement.environmental@ec. gc.ca. Un exemplaire de la Politique d'observation et d'application de la Loi canadienne sur la protection de l'environnement (1999) est disponible à l'adresse Internet suivante : www.ec.gc.ca/registrelcpe/policies.

Un formulaire de déclaration pouvant servir aux personnes mandées de fournir des renseignements au ministre est en cours d'élaboration. Les personnes visées par le présent avis peuvent consulter le site Web www.ec.gc.ca/cleanair-airpur afin de savoir quand le formulaire de déclaration sera disponible. Les personnes visées par le présent avis sont priées de se servir du formulaire de déclaration afin de fournir l'information demandée. Une version électronique du présent avis est disponible à l'adresse Internet suivante : www.ec.gc.ca/registrelcpe/notices.

AVIS :
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