Considérations réglementaires pour les projets de gaz naturel renouvelable en Alberta

Alors que l’Alberta continue de diversifier son économie, la province a connu une croissance et des investissements importants au cours des dernières années dans le développement de projets d’énergie renouvelable. Le gaz naturel renouvelable (GNR) est l’un de ces domaines qui attire de plus en plus l’attention en Alberta.

Dans ce blog, nous donnons un aperçu des considérations réglementaires initiales pour les projets RNG en Alberta. Veuillez également consulter nos blogs connexes dans notre série New Energy Economy, et un blog précédent avec des considérations spécifiques pour Baux fonciers pour les projets d’énergie renouvelable en Alberta.

Projets de biogaz et de GNR

Le biogaz fait référence au gaz méthane qui est produit lorsque les déchets organiques (tels que les déchets agricoles, y compris le fumier de bétail et les résidus de récolte, les décharges, les déchets de bois et les eaux usées des installations de traitement) se décomposent dans un environnement sans oxygène. Connu sous le nom de processus de digestion anaérobie, les micro-organismes convertissent les déchets organiques en biogaz, qui contient du méthane (~ 50 à 75 pour cent), du dioxyde de carbone (~ 25 à 45 pour cent) et des contaminants tels que la vapeur d’eau, le sulfure d’hydrogène, l’azote, l’hydrogène et oxygène. Lorsque le biogaz est capturé et purifié pour éliminer ces contaminants et le dioxyde de carbone, ne laissant que du méthane et une petite quantité d’azote, le biométhane résultant, ou GNR, peut ensuite être transporté par pipelines et utilisé pour compléter le gaz naturel conventionnel pour la production d’électricité ou de chaleur. .

Le RNG attire de plus en plus l’attention car il utilise du gaz méthane qui, autrement, s’échappe dans l’atmosphère, contribuant au réchauffement climatique. À la lumière des engagements ambitieux pris par les gouvernements et les industries en matière de changement climatique et des incitations croissantes à réduire les émissions de gaz à effet de serre, le GNR est considéré comme présentant de nombreux avantages et opportunités de marché. Selon l’Association canadienne du biogaz, il existe plus de 270 projets de biogaz et de GNR au Canada, produisant 196 MW d’électricité propre et six millions de gigajoules de GNR. Cependant, dans son rapport sur le marché du biogaz 2020, l’Association canadienne du biogaz estime que le Canada n’utilise encore que 13 % de son potentiel de biogaz accessible. Ce potentiel inexploité, combiné au fait que les projets RNG sont de plus en plus considérés par les promoteurs de projets et les acheteurs comme une solution rentable pour la décarbonisation, présente une opportunité et un potentiel de croissance massifs dans le secteur.

Financement gouvernemental et incitations pour les projets RNG

La combinaison d’incitatifs et de programmes de subventions gouvernementales novateurs a contribué à réduire l’écart de prix entre le GNR et le gaz naturel conventionnel, permettant aux entreprises de répondre à la demande de GNR et d’aider à assurer le rôle du GNR dans la transition énergétique du Canada.

Le 7 avril 2022, le gouvernement fédéral a publié le budget fédéral 2022 (Budget 2022). Bien que le budget de 2022 ne cible pas spécifiquement le financement du GNR, il propose des opportunités de financement qui pourraient soutenir les projets de GNR. Par exemple, le budget de 2022 propose de fournir 2,2 milliards de dollars sur sept ans, à compter de 2022-2023, à Environnement et Changement climatique Canada pour élargir et prolonger le Fonds pour une économie à faibles émissions de carbone (LCEF). Le LCEF offre un financement aux provinces et aux territoires qui ont adopté le Cadre pancanadien sur la croissance propre et le défi climatique pour réduire les émissions. Il propose également 600 millions de dollars sur sept ans, à compter de 2022-2023, à Ressources naturelles Canada (RNCan) pour le programme Smart Renewables and Electrification Pathways (SREPs). Les SREP fourniront un soutien financier direct aux projets éligibles d’énergie renouvelable et de modernisation du réseau pendant la phase de construction. Les projets éligibles incluent la production d’électricité à partir de la biomasse. Cela s’ajoute aux programmes existants fournis par RNCan au niveau fédéral et provincial par le biais de programmes tels que Emissions Reduction Alberta (un bénéficiaire du financement par l’intermédiaire du LCEF) et le BC Centre for Innovation and Clean Energy, pour soutenir les projets de biomasse et de GNR.

Considérations réglementaires clés pour les projets de GNR en Alberta

Un élément clé de la réussite de tout projet RNG est de s’assurer qu’un plan de réglementation est établi dès le départ.

Agrément industriel

Bien que l’Alberta ne dispose pas actuellement d’un cadre législatif spécifique 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, comme les projets RNG sont hautement intégrés, utilisant du méthane capturé à partir de digesteurs de déchets agricoles et alimentaires, d’installations de traitement des eaux usées ou de sites d’enfouissement, l’un de ces composants peut nécessiter des approbations réglementaires et la conformité à d’autres procédures réglementaires. Une compréhension du régime réglementaire qui s’applique à chacune de ces composantes est essentielle à l’élaboration d’un plan réglementaire complet pour votre projet de GNR.

En Alberta, les propriétaires de projet doivent obtenir les approbations nécessaires auprès du ministère de l’Environnement et des Parcs de l’Alberta (AEP) en vertu de la loi provinciale. Loi sur la protection et la mise en valeur de l’environnement (EPEA). L’EPEA définit différents types d’exigences réglementaires et, en vertu de la partie 3 de l’EPEA, toutes les activités répertoriées dans la Règlement sur la désignation des activités (ADR) font l’objet d’un avis, d’un enregistrement ou d’un agrément, selon le calendrier auquel s’inscrit l’activité.

Un projet RNG peut nécessiter diverses autorisations en vertu de l’EPEA. Lorsque les projets RNG ont plusieurs composants, les propriétaires de projet doivent être conscients que chacun des composants peut avoir des exigences différentes en matière d’approbation, d’enregistrement ou de notification. L’annexe 1 de l’ADR énumère les activités pour lesquelles l’approbation de l’AEP est obligatoire. Un agrément est réservé aux activités les plus susceptibles d’avoir un impact significatif sur l’environnement. Bien que l’annexe 1 n’énumère pas explicitement les projets de GNR, elle comprend les usines de gestion des déchets à grande échelle telles que les décharges 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 ne nécessite qu’un enregistrement auprès de l’AEP, distinct d’une approbation, et à son tour, en vertu de l’annexe 3, le projet ne nécessite qu’une notification à l’AEP. Les activités nécessitant un avis en vertu de l’annexe 3 comprennent, entre autres, les installations de gestion des déchets qui décomposent la matière végétale ou le fumier au moyen d’un processus de bio-oxydation contrôlé.

L’évaluation de l’impact environnemental

L’EPEA exige une étude d’impact sur l’environnement (EIE) pour les activités obligatoires énumérées à l’annexe 1 de la Règlement sur l’évaluation environnementale (activités obligatoires et exemptées). Comme indiqué ci-dessus, les projets de GNR ne sont pas expressément répertoriés comme des activités obligatoires nécessitant une EIE, cependant, les projets de GNR intégrés peuvent avoir des composants qui relèvent des activités obligatoires. Même lorsque les projets RNG n’ont pas de composants qui nécessitent une EIE, l’AEP a le pouvoir discrétionnaire d’exiger qu’une EIE soit réalisée.

autres considérations

Le développement de projets RNG peut impliquer des exemptions ou des exigences réglementaires supplémentaires spécifiques au projet. Bien qu’une proposition spécifique doive être évaluée sur ses faits, un développeur de projet peut être exempté de certaines ou de toutes les exigences d’obtention de certaines approbations réglementaires eu égard à des facteurs tels que le fait qu’un projet (1) utilisera le stockage de fumier existant du propre bétail d’un développeur pour fabriquer du biogaz pour sa seule consommation ; (2) vendre l’électricité produite au réseau ; et (3) modifier le stockage de fumier existant ou exiger la construction d’un nouveau stockage de fumier.

Les considérations supplémentaires lors du développement de projets RNG incluent les éléments suivants :

  • Lorsque le projet RNG comprend une centrale électrique, des approbations peuvent être requises en vertu de la Loi sur l’énergie hydroélectrique et électrique et une demande à l’Alberta Utilities Commission (AUC) peut être requise. Si la capacité de production est minimale, le projet peut être admissible à la micro-génération.
  • Construction ou modification d’un entrepôt à fumier existant : une demande au Natural Resources Conservation Board (NRCB) peut être requise.
  • Détournement d’eau : un permis d’eau délivré par l’AEP peut être requis pour le détournement d’eau ou l’utilisation d’eau recyclée.
  • Permis municipaux : les maîtres d’ouvrage peuvent avoir besoin d’obtenir des permis auprès des municipalités locales.

Projet de loi 22

Les développeurs doivent également savoir qu’une demande de l’opérateur de système indépendant (ISO) visant à modifier sa conception tarifaire globale et régionale est actuellement examinée par l’AUC avec une audience prévue en juin 2022. La décision de l’AUC aura probablement un impact significatif sur la façon dont les coûts de transmission sont perçus auprès des clients, et peut avoir des répercussions sur l’économie du projet GNR en Alberta. Dans sa demande, l’AESO propose un changement important dans la façon dont les coûts de transport sont récupérés, notamment en proposant des frais mensuels de capacité de pointe et de facturation coïncidents inférieurs et des frais de consommation d’énergie plus élevés par rapport à la conception tarifaire actuelle de l’ISO. La demande de l’ISO et la décision de l’AUC qui en résulte, qui devrait être publiée au quatrième trimestre 2022.

De plus, le projet de loi 22, la Loi modifiant la Loi sur l’électricité (Modernizing Alberta’s Electricity Grid)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, Loi sur les services publics d’électricité et Loi sur l’énergie hydroélectrique et électrique entrent en vigueur par proclamation. Entre autres choses, le projet de loi 22 introduit des modifications visant à permettre aux producteurs de s’auto-approvisionner et d’exporter l’électricité excédentaire vers le réseau, ce qui est restreint en vertu de la législation actuelle. Le projet de loi 22 modifie également l’article 122 de la Loi sur les services publics d’électricité prévoir expressément que le tarif ISO permet de récupérer les coûts de réseau de transport justes et raisonnables auprès des auto-fournisseurs raccordés au réseau (sauf pour l’électricité consommée par les clients qui sont des systèmes industriels). L’ISO a indiqué qu’elle n’a pas l’intention de modifier son application actuelle à la lumière du projet de loi 22; cependant, l’ISO a déclaré qu’elle « envisagera des changements progressifs à [its proposed rate design] à l’avenir s’il identifie des transferts de coûts persistants et inappropriés liés à l’auto-approvisionnement (c’est-à-dire tels que [its proposed rate design] ne reflète plus une analyse approfondie des liens de causalité) et consulte les parties prenantes concernées conformément à son cadre d’engagement des parties prenantes » (pièce 26911-X1066).

Clé à emporter

Les projets de GNR peuvent utiliser différentes matières premières pour produire du GNR, une attention particulière est donc nécessaire pour évaluer les exigences réglementaires pour chaque composante du projet. Selon le projet, divers régulateurs tels que l’AEP, l’AUC et le NRCB peuvent être impliqués. L’identification précoce de ces exigences réglementaires et l’engagement avec les organismes de réglementation appropriés pour déterminer les exigences et le calendrier du processus réglementaire contribueront à la mise en œuvre réussie d’un plan d’exécution de projet.

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