LES ÉMISSIONS ATMOSPHÉRIQUES DES CENTRALES ÉLECTRIQUE NORD-AMÉRICAINES

Des sommaires complets des émissions sont disponibles pour les polluants atmosphériques suivants : particules (totales, PM10 et PM2,5); dioxyde de soufre (SO2); oxydes d'azote (NOX, exprimés en NO2); composés organiques volatils (COV); monoxyde de carbone (CO). L'INRP contient également des données relatives à un certain nombre de substances toxiques, biocumulatives et persistantes et de métaux, dont le mercure.

Au Canada, les établissements industriels sont tenus de déclarer leurs émissions de principaux contaminants atmosphériques à l'INRP si les émissions d'un contaminant donné dépassent le seuil de déclaration prescrit. Les seuils de déclaration concernant les principaux contaminants atmosphériques ont été établis en 2002 et étaient toujours en vigueur en 2005; ils s'établissaient comme suit : 20 t (de rejets dans l'air) pour le CO, les NOX, le SO2 et les particules totales; 10 t pour les COV; 0,5 t et 0,3 t pour les PM10 et les PM2,5, respectivement. Il était prévu que ces exigences de déclaration viseraient 90 % de tous les établissements [26]. Le seuil pour le mercure et ses composés a été établi à 5 kg et s'applique non seulement aux émissions, mais aussi à la fabrication, au traitement et aux autres utilisations de cette substance.

Les émissions de gaz à effet de serre (GES) ne sont pas incluses dans l'INRP. Des données sur les émissions de GES par chaque établissement sont recueillies dans le cadre du Programme de déclaration des gaz à effet de serre (PDGES) [27], qui a été institué en 2004 au Canada et qui exigeait des déclarations de tous les établissements émettant plus de 100 kt éq.-CO2 de GES par année (en 2009, le seuil de déclaration du PDGES a été abaissé à 50 kt éq.-CO2 [28]).

Statistique Canada est une autre importante source de renseignements. Cet organisme gouvernemental publie des rapports périodiques sur la production, le transport et la distribution de l'électricité qui contiennent des renseignements précieux sur les technologies adoptées, la puissance installée et la répartition géographique des centrales. Des valeurs provinciales et nationales totales concernant la production d'électricité, l'utilisation de combustibles et les émissions de gaz à effet de serre ont été tirées de l'un de ces rapports [29].

Des données sur la production annuelle d'électricité à l'échelon des centrales ont été obtenues pour plusieurs installations à partir des rapports annuels des sociétés mères, des rapports sur la performance environnementale et d'autres documents publics de ces sociétés (voir l'Annexe pour de plus amples détails).

Il y a également au Canada de l'électricité produite par cogénération. Ainsi, de l'électricité peut être produite dans des installations qui ne se consacrent pas exclusivement à cette production. En 2005, de nombreuses installations tiraient parti des gains d'efficacité permis par des procédés tels que la production combinée de chaleur et d'électricité afin de répondre à leurs propres besoins et, même, de retourner leur électricité en surplus au réseau. Par conséquent, un certain nombre de producteurs d'électricité sont classés dans des catégories industrielles autres que le code SCIAN 221112, « Production d'électricité à partir de combustibles fossiles ». Toutefois, pour les besoins du présent rapport, seules les 189 installations classées sous ce code ont été prises en compte.

Ainsi que l'indique la section du rapport portant sur la méthodologie, les données annuelles relatives à la production d'électricité n'étaient pas publiées pour certaines centrales canadiennes. Dans ces cas, la production a été estimée à partir des émissions de CO2 de la centrale, de la consommation de chaleur typique de la technologie adoptée et des données sur la production totale dans la province en question. L'Annexe donne des précisions sur la méthodologie d'estimation et les sources de données.

En raison de la gamme variée des sources indépendantes d'information, il était prévu que chaque source pourrait produire des données différentes, ce qui a effectivement été le cas. Par exemple, certaines des installations transmettant des déclarations à l'INRP n'avaient pas déclaré d'émissions de gaz à effet de serre au PDGES, et vice versa; certaines des installations figurant dans la base de données de Statistique Canada ne transmettent de déclarations ni à l'INRP ni au PDGES. Néanmoins, avec les renseignements obtenus auprès des sources susmentionnées, une base de données unifiée a été créée à l'aide des numéros d'identification des installations utilisés dans les bases de données du PDGES et de l'INRP.

Cette base de données comprend les paramètres suivants : code de secteur industriel (SCIAN), emplacement, combustibles et technologies utilisés, détails sur l'unité de production, puissance installée, émissions, production annuelle d'électricité et données sur la lutte contre la pollution.

Sources d'information et méthodologie relatives aux données sur la production d'électricité des centrales canadiennes

Saskatchewan

Pour les centrales de SaskPower qui utilisent du lignite comme combustible, la production d'électricité estimée correspond (dans une fourchette de 1,5 %) à la production nette totale déclarée par la compagnie [1]. Les valeurs relatives à la chaleur de combustion utilisées aux fins des calculs étaient les moyennes nationales pour chaque type de combustible [2].

Terre-Neuve-et-Labrador

Les valeurs relatives à la production d'électricité pour la province de Terre-Neuve-et-Labrador [2] ont été alignées sur la production de la seule centrale au charbon de cette province.

Nouvelle-Écosse

Les taux d'émission pour les centrales au charbon de la Nova Scotia Power (NSP) ont été obtenus sur le site Web de la NSP [3]. Cette société dévoile ses taux d'émission en conformité avec le Carbon Disclosure Project (CDP, Projet de communication d'information sur le carbone), organisme sans but lucratif international et indépendant qui tient une base de données contenant des renseignements sur les changements climatiques. La production totale calculée à partir de ces taux d'émission et des données de l'INRP relatives aux émissions de CO2 concordaient dans une fourchette de 2,7 % avec les données sur la production totale signalées pour la technologie correspondante dans cette province [2]. Les trois centrales à turbine à combustion de la NSP ont été considérées comme un tout, car un seul ensemble de données regroupées portant sur les trois centrales a été obtenu pour les émissions de CO2[3]. La production d'électricité correspondante par ces trois installations a été jugée négligeable comparativement à la production attribuable à ce type de technologie signalée pour cette province [2].

Nouveau-Brunswick

Dans la province du Nouveau-Brunswick, la société Énergie NB exploitait cinq centrales à vapeur en 2005 : Dalhousie, Belledune, Grand Lake, Courtenay Bay et Coleson Cove. En outre, il y avait trois centrales à turbine à combustion (Ste Rose, Millibank, Grand Manan) à l'égard desquelles aucune information n'était disponible dans l'INRP ou le PDGES. Cependant, selon le rapport annuel de 2005 d'Énergie NB [4], les deux premières sont incluses dans le Système de gestion environnementale (SGE) de la centrale de Belledune et la troisième est incluse dans le SGE de la centrale de Coleson Cove; il est donc possible que les émissions de ces unités aient été intégrées à celles des plus grosses centrales. La centrale de Courtenay Bay comprenait trois unités, mais en 2002, la société Irving Paper Ltd. a assumé la responsabilité de l'exploitation de l'unité 2 (no ID 8003 de l'INRP). Les unités 1 et 3 sont restées sous la responsabilité d'Énergie NB (no ID 1706 de l'INRP), mais Énergie NB n'a pas exploité la centrale de Courtenay Bay en 2005 [4]. Des émissions de CO2 ont été déclarées au PDGES pour l'unité 2 de Courtenay Bay, sous le code SCIAN 221330, même si cette installation était inscrite à l'INRP sous le code SCIAN 221112.

Les données sur les émissions de CO2 obtenues du PDGES pour les cinq centrales à vapeur concordaient avec les taux d'émission globaux de la production d'électricité à partir de combustibles fossiles [5] et la production totale d'électricité rapportée par Statistique Canada [2]. La production d'électricité estimée pour chaque centrale à partir des données sur les émissions de CO2 concordait également avec la production totale rapportée par Statistique Canada [2]. Une centrale additionnelle à turbine à combustion, celle de Bayside (alors possédée par Irving Oil Power L.P.), a fourni les données sur la production d'électricité rapportées par Statistique Canada [2] pour cette technologie. Elle compte une turbine à gaz naturel à cycle combiné [6] ayant un rendement thermique net estimé de 51,6 %. Des rendements de cet ordre et même supérieurs ont été signalés pour ce type de technologie [7, 8, 9].

Ontario

La société Ontario Power Generation (OPG) possédait et exploitait six centrales alimentées aux combustibles fossiles comptant des générateurs à turbine à vapeur en 2005. La centrale de Lakeview a été exploitée uniquement pendant le premier tiers de l'année, après quoi elle a cessé toute activité de façon permanente [10]. La production d'électricité de cette centrale a été estimée en fonction de ses émissions de CO2 et d'un rendement thermique supposé, caractéristique des centrales au charbon [11]. Pour les cinq autres installations, les données sur la production nette ont été tirées d'un rapport public d'OPG [12]. La centrale de Fort Frances, possédée par Abitibi Consolidated Inc., a également été en activité en 2005. Sa production a été estimée à partir de ses émissions déclarées de CO2 et d'une valeur de rendement semblable à celle de l'autre centrale à vapeur située en Ontario, la centrale de Tunis d'EPCOR. La production de la centrale de Tunis a été estimée à partir des données sur la production totale d'EPCOR en Ontario [13], répartie proportionnellement entre les centrales en fonction de la puissance installée de chacune d'entre elles.

La production totale en 2005 des centrales à vapeur alimentées aux combustibles fossiles en Ontario étudiées dans le présent rapport présentait un écart de 3,2 % par rapport à la production indiquée dans la publication de Statistique Canada [2]. Toutefois, les centrales à turbine à combustion dans la province consistaient en deux types, à cycle unique et à cycle combiné, et des valeurs différentes de rendement thermique leur ont donc été assignées pour l'estimation de la production à partir des émissions de CO2. Il y avait aussi certaines installations qui comptaient des unités des deux types, c'est-à-dire des turbines à vapeur et des turbines à combustion, mais il a été impossible d'estimer la production pour chacun des deux types, car les émissions de CO2 sont regroupées à l'échelon des centrales entières. Par conséquent, la valeur estimée pour la production totale des turbines à vapeur est légèrement inférieure à la valeur indiquée par Statistique Canada [2]. L'écart entre la production totale estimée et la production totale déclarée est inférieur à 0,1 %.

Québec

Les émissions de CO2 de deux centrales du Québec, Tracy et Cap-aux-Meules, ont été déclarées au PDGES. La première est une centrale à vapeur de 600 MW alimentée au mazout lourd qui remonte aux années 1960 [14, 15]. En 2005, elle n'était exploitée que lorsque le réseau faisait face à une demande de pointe. Les anciennes centrales à vapeur à faible rendement sont généralement utilisées pour répondre à la demande de pointe [16]. La centrale de Cap-aux-Meules est l'une des installations à combustion interne alimentées au diesel de la province. Hydro-Québec a publié les données sur la production totale de ses quatre principales centrales aux combustibles fossiles, de même que sur leurs émissions correspondantes de CO2[17, 18]. Il a été possible de déterminer la production combinée de la centrale de Tracy et des trois autres, Bécancour, La Citière et Cadillac. Ces trois dernières installations sont alimentées au mazout léger, comptent des turbines à combustion et sont également utilisées pour répondre à la demande de pointe. Par conséquent, il était raisonnable de les traiter comme une même unité.

Les émissions totales de ces quatre centrales peuvent être exprimées de la façon suivante :

E_T = r₁G₁ + r₂G₂

où

E correspond aux émissions de CO₂(Mg)

r est le taux d'émission de CO₂(Mg/MWh)

G est la production en MWh

l'indice 1 correspond à Tracy, l'indice 2 correspond aux trois centrales à turbine à combustion réunies et l'indice T correspond au total des quatre centrales étudiées.

Manifestement,

G_T = G₁ + G₂

et

E_T = E₁ + E₂

lorsque

E₁ = r₁G₁

et

E₂ = r₂G₂

Par conséquent, la production de Tracy peut être déterminée en tant que fonction de la production totale, des émissions totales de CO₂ des quatre centrales et des émissions de Tracy (qui sont tous des éléments connus) de concert avec le taux d'émission de Tracy.

où

et la relation suivante existe entre les taux d'émission

 

Le taux d'émission de Tracy (r1) a été estimé au moyen de la relation suivante :

où : F est le coefficient d'émission de CO₂ des centrales à générateur à vapeur alimentées au mazout lourd, supposé à 3,124 kg/l [19]; H est la teneur nette en chaleur du mazout lourd, supposée à 36 813,47 kJ/l [20]; et h est le rendement thermique, supposé à 28 %. Cette valeur de rendement a été choisie en tenant compte de la limite la plus basse de la gamme de rendements observée pour les centrales de ce type. En 2000, cette installation suscitait déjà des préoccupations en raison de ses taux d'émission élevés et de son faible rendement [15]. En outre, du fait que la centrale était exploitée à de faibles coefficients de capacité, le rendement aurait pu être réduit encore davantage [15, 21].

L'application de la méthode décrite ci-dessus a permis d'assurer la comparabilité de toutes les valeurs déclarées relativement à la production et aux émissions.

En 2005, Hydro-Québec exploitait une centrale à générateur à vapeur (Tracy), trois centrales à turbine à combustion alimentées au mazout léger (Bécancour, La Citière et Cadillac) et 24 centrales à combustion interne alimentées au diesel, pour une puissance installée totale de 1 595 MW [18]. Les centrales à combustion interne fournissaient de l'électricité de base hors réseau, principalement dans les régions du Nord. En 2005, ces 24 centrales ont produit au total 277,1 GWh d'électricité [22, 23], quoique la centrale de Cap-aux-Meules ait été à l'origine de près de 65 % de ce total. Cette installation a également déclaré des émissions de CO₂ au PDGES.

La centrale de Boralex, à Kinsey Falls, était inscrite dans le PDGES sous le code SCIAN 221112 (« Production d'électricité à partir de combustibles fossiles »), alors que dans l'INRP, elle était inscrite sous le code SCIAN 221119 (« Autres activités de production d'électricité »). Comme les émissions de CO₂ dépassaient le seuil de déclaration et la centrale était alimentée au gaz naturel, elle a été incluse dans le présent rapport sous le code SCIAN concernant la production d'électricité à partir de combustibles fossiles. La production de la centrale de Kingsey Falls a été estimée à partir de ses émissions de CO2.

Alberta

Les données sur la production en Alberta ont été obtenues d'ATCO Power [24] pour ses centrales dans cette province, ainsi que sur la page Web de l'Alberta Electric System Operator (AESO) [25]. Les données relatives à la production de certaines des centrales indiquées dans le tableau n'étaient pas publiquement disponibles et les valeurs ont par conséquent été estimées à partir des émissions de CO₂ et du rendement de centrales analogues.

Colombie-Britannique

Certaines valeurs déclarées pour la Colombie-Britannique ne sont pas cohérentes. Par exemple, la centrale thermique de Burrard est une centrale classique au gaz naturel qui a produit 456 GWh d'électricité [26]. La consommation de chaleur de cette centrale pour les années 1999 et 2000, calculée à partir de données sur la production et l'apport d'énergie indiquées dans une analyse avantages-coûts de l'installation effectuée en 2001 [27], était d'environ 10 000 BTU/kWh, ce qui est la norme pour les centrales de ce type. L'utilisation de ce taux, de la valeur citée pour la production et soit de coefficients d'émission de CO₂ typiques [28], soit de l'intensité déclarée des émissions de CO₂ [27] a produit comme résultat des émissions de CO₂ se situant entre 239,4 et 244,8 kt CO₂. La valeur déclarée au PDGES pour les émissions de CO₂ de la centrale de Burrard en 2005 n'était que de 68,1. Cette valeur n'est manifestement pas cohérente par rapport à la production déclarée par la BC Hydro. Il ressort clairement d'une analyse des émissions de CO₂ déclarées au PDGES et de la production déclarée par la BC Hydro que cette incohérence dans les données s'étend sur plusieurs années. Il semblerait que les valeurs relatives aux GES signalées par la BC Hydro soient rajustées en fonction de mesures globales de réduction des GES [29].

Les données sur la production de l'autre centrale à turbine à vapeur, Duke Energy Gas Transmission — McMahon Cogeneration Plant, exploitée en Colombie-Britannique en 2005 ont été obtenues en rajustant le rendement thermique de telle sorte que la production totale des centrales à turbine à vapeur corresponde à la valeur déclarée [2]. Enfin, les deux centrales à turbine à combustion étudiées étaient probablement celles dont la production était la plus élevée parmi les centrales de la Colombie-Britannique faisant appel à cette technologie. Un certain nombre de centrales à combustion interne ont été exploitées dans cette province en 2005 pour fournir de l'électricité de réserve ou répondre à la demande de pointe, mais elles n'ont pas été prises en compte dans le présent rapport, aucune information à leur égard n'étant disponible. La différence relative totale pour chaque technologie était inférieure à 1 %.

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