Il s’agit d’une mise à jour de notre blogue précédent, Regulatory Considerations for Renewable Natural Gas Projects in Alberta, publié le 21 juillet 2022.
Un élément clé de la réussite de tout projet de GNR est de s’assurer qu’un plan de réglementation est établi dès le départ.
Bien que l’Alberta ne dispose pas actuellement d’un cadre législatif propre aux projets de GNR, les exigences pertinentes de la législation applicable aux installations industrielles, aux évaluations environnementales et à l’utilisation de l’eau s’appliqueront aux projets de GNR. En particulier, étant donné que les projets de GNR sont hautement intégrés, utilisant le méthane capté par des digesteurs de déchets agricoles et alimentaires, des installations de traitement des eaux usées ou des sites d’enfouissement, l’un ou l’autre de ces composants peut déclencher la nécessité d’approbations réglementaires et la conformité à d’autres procédures réglementaires. Une compréhension du régime de réglementation qui s’applique à chacune de ces composantes est essentielle à l’élaboration d’un plan de réglementation complet pour votre projet de GNR.
En Alberta, les propriétaires de projets doivent obtenir les approbations nécessaires du ministère de l’Environnement et des Aires protégées (PEA) de l’Alberta en vertu de l’Environmental Protection and Enhancement Act (EPEA) provinciale. L’EPEA établit différents types d’exigences réglementaires et, en vertu de la partie 3 de la LEE, toutes les activités énumérées en vertu du Règlement sur la désignation des activités (ADR) sont assujetties à un avis, à un enregistrement ou à une approbation, selon l’annexe visée par l’activité.
Un projet de GNR peut nécessiter diverses autorisations en vertu de l’EPEA. Lorsque les projets de GNR comportent plusieurs composantes, les propriétaires de projets doivent savoir que chacune des composantes peut avoir des exigences différentes en matière d’approbation, d’enregistrement ou de notification. L’annexe 1 du RED énumère les activités pour lesquelles l’approbation du PAA est obligatoire. Une approbation est réservée aux activités qui sont les plus susceptibles d’avoir un impact significatif sur l’environnement. Bien que l’annexe 1 ne mentionne pas explicitement les projets de GNR, elle comprend les usines de gestion des déchets à grande échelle telles que les sites d’enfouissement à grande échelle, les usines de traitement des eaux usées et les centrales électriques. L’annexe 2 comprend les installations de gestion des déchets à petite échelle et n’exige que l’enregistrement auprès du PEA par opposition à une approbation, et à son tour, en vertu de l’annexe 3, le projet ne nécessite qu’un avis à l’AEP. Les activités nécessitant une déclaration en vertu de l’annexe 3 comprennent, entre autres, les installations de gestion des déchets qui décomposent les matières végétatives ou le fumier au moyen d’un procédé de bio-oxydation contrôlé.
L’EPEA exige une évaluation d’impact sur l’environnement (EIE) pour les activités obligatoires énumérées à l’annexe 1 du Règlement sur l’évaluation environnementale (activités obligatoires et exemptées). Comme il a été mentionné ci-dessus, les projets de GNR ne sont pas expressément énumérés comme des activités obligatoires nécessitant une EIE, mais les projets intégrés de GNC peuvent avoir des composantes qui relèvent des activités obligatoires. Même lorsque les projets de GNR n’ont pas de composantes qui nécessitent une EIE, L’AEP a le pouvoir discrétionnaire d’exiger qu’un soit terminé.
L’élaboration de projets de GNR peut nécessiter d’autres exemptions ou exigences réglementaires propres à un projet. Bien qu’une proposition particulière dote de ses faits, un promoteur de projet peut être exempté de certaines ou de toutes les exigences d’obtenir certaines approbations réglementaires en tenant compte de facteurs tels que la question de savoir si un projet (1) utilisera le stockage de fumier existant du bétail d’un promoteur pour fabriquer du biogaz pour sa seule consommation; 2° vendre de l’électricité produite au réseau; et (3) modifier l’entreposage existant du fumier ou exiger la construction d’un nouvel entrepôt de fumier.
Voici d’autres facteurs à prendre en considération lors de l’élaboration de projets de GNR :
Un certain nombre de développements stratégiques et réglementaires clés pourraient avoir une incidence sur l’économie des projets de GNR en Alberta.
Le gouvernement canadien a publié son projet de Règlement sur l’électricité propre (le Règlement) attendu depuis longtemps le 10 août 20231 , établissant son approche pour rendre obligatoire un réseau électrique à émissions nettes nulles d’ici 2035. Le Règlement établit des limites d’intensité d’émission pour les producteurs d’électricité qui nécessiteraient des investissements importants pour atteindre ses objectifs. Comme nous l’avons mentionné dans notre blogue précédent, Le gouvernement fédéral affirme sa compétence sur l’électricité dans un nouveau projet de règlement, pour les promoteurs d’énergie renouvelable et celles des technologies complémentaires (comme le stockage de l’énergie), le Règlement, jumelé à la myriade de crédits d’impôt fédéraux à l’investissement, signale un fort soutien fédéral et un environnement réglementaire favorable pour croissance dans le secteur.
Les promoteurs doivent également savoir qu’il y aura probablement un changement important dans la façon dont les coûts de transmission sont actuellement répartis et perçus auprès des clients, ce qui pourrait avoir des répercussions sur les consommateurs industriels et des répercussions sur l’économie des projets de GNR en Alberta. Le 10 novembre 2022, l’AUC a rejeté une demande de l’exploitant de système indépendant (ISO ou AESO) visant à modifier sa conception tarifaire en vrac et régionale pour les coûts de transmission. Dans la décision rejetant la demande, l’AUC a ordonné à l’AESO d’élaborer une nouvelle conception tarifaire qui évite d’utiliser la méthode de pointe coïncidente actuellement approuvée par l’AUC qui, selon l’AUC, permet principalement d’éviter le paiement des coûts irrécupérables du réseau de transport. L’AUC a plutôt conclu que la conception des tarifs devrait, dans la mesure du possible, recouvrer les coûts d’une manière qui minimise les signaux de prix qui découragent l’utilisation progressive de la capacité excédentaire du système en dehors des heures de pointe. 2 L’élaboration par l’AESO de la nouvelle conception tarifaire est toujours en cours et doit être déposée auprès de l’AUC d’ici le 31 janvier 2025.
De plus, le projet de loi 22, loi modifiant les lois sur l’électricité (modernisation du réseau électrique de l’Alberta), 2022, SA 2022 c 8, a reçu la sanction royale le 31 mai 2022. Les articles individuels modifiant la Loi sur la Commission des services publics de l’Alberta, la Loi sur les services publics d’électricité et la Loi sur l’hydroélectricité et l’énergie électrique entrent chacun en vigueur au jour de la proclamation. Le gouvernement a l’intention de proclamer le projet de loi 22 en vigueur en même temps que les règlements connexes. Entre autres choses, le projet de loi 22 introduit des modifications visant à permettre aux producteurs d’électricité de s’auto-approvisionner et d’exporter l’électricité excédentaire vers le réseau, qui est restreint par la législation actuelle. Le projet de loi 22 modifie également l’article 122 de la Loi sur les services publics d’électricité pour indiquer expressément que le tarif ISO peut recouvrer les coûts justes et raisonnables du réseau de transport auprès des auto-fournisseurs raccordés au réseau (sauf en ce qui concerne l’électricité consommée par les clients qui sont des systèmes industriels). Bien que le gouvernement ait signalé son intention de promulguer le projet de loi 22 au cours des prochains mois, les projets qui ont l’intention de s’auto-approvisionner et d’exporter l’électricité du réseau continueront de se heurter à d’importants obstacles au développement de projets à moins et jusqu’à ce que la proclamation du projet de loi 22 ait lieu.
2 Décision de l’AUC 26911-D01-2022.