La Gazette du Canada, Partie I, volume 153, numéro 3 : AVIS DU GOUVERNEMENT

Le 19 janvier 2019

MINISTÈRE DE L’ENVIRONNEMENT

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

Avis concernant la déclaration des gaz à effet de serre (GES) pour 2018

Avis est par les présentes donné, conformément au paragraphe 46(1) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [ci-après appelée la Loi], en ce qui a trait aux émissions de GES mentionnées à l’annexe 1 du présent avis et afin d’effectuer des recherches, de réaliser un inventaire des données, d’établir des objectifs et des codes de pratiques, de publier des directives, d’évaluer l’état de l’environnement ou de faire rapport sur cet état, que toute personne possédant ou exploitant une installation décrite à l’annexe 3 du présent avis durant l’année civile 2018 et détenant, ou pouvant normalement y avoir accès, l’information décrite aux annexes 4 à 18 du présent avis, doit communiquer cette information à la ministre de l’Environnement au plus tard le 1er juin 2019.

Les personnes visées par cet avis doivent faire parvenir leurs communications à l’adresse suivante :

Programme de déclaration des gaz à effet de serre
Division des inventaires et rapports sur les polluants
Environnement et Changement climatique Canada
Place Vincent Massey, 7e étage
351, boulevard Saint-Joseph
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Téléphone : 819-938-3258 ou 1-877-877-8375
Courriel : ec.ges-ghg.ec@canada.ca

Le présent avis s’applique à l’année civile 2018. Conformément au paragraphe 46(8) de la Loi, toute personne visée par cet avis doit conserver une copie de l’information exigée, de même que les calculs, les mesures et les autres données sur lesquels sont fondés les renseignements, à l’installation à laquelle ces calculs, mesures et autres données se rapportent ou à la société mère de l’installation située au Canada, pour une période de trois ans à partir de la date à laquelle l’information doit être communiquée. Dans le cas où une personne choisit de conserver les renseignements exigés par le présent avis, ainsi que les calculs, les mesures et les autres données, à la société mère de l’installation située au Canada, cette personne doit informer la ministre de l’adresse municipale de cette société mère.

Si une personne qui exploite une installation faisant l’objet d’une déclaration en réponse à l’Avis concernant la déclaration des gaz à effet de serre (GES) pour 2017 juge que l’installation ne répond pas aux critères énoncés à l’annexe 3 du présent avis, elle devra informer la ministre de l’Environnement que ladite installation ne répond pas à ces critères au plus tard le 1er juin 2019.

La ministre de l’Environnement prévoit publier l’information concernant les émissions totales de gaz à effet de serre par gaz et par installation qui seront déclarées en réponse au présent avis. En vertu de l’article 51 de la Loi, toute personne qui fournit de l’ information en réponse au présent avis peut présenter, avec ses renseignements et en respectant la date limite de dépôt, une demande écrite de traitement confidentiel de ces données pour les motifs énoncés à l’article 52 de la Loi. Les personnes qui demandent un traitement confidentiel de leurs renseignements doivent indiquer sur quels motifs de l’article 52 de la Loi se fonde leur demande. Toutefois, la ministre pourrait, conformément au paragraphe 53(3) de la Loi, décider de divulguer les renseignements communiqués en réponse au présent avis. Toute personne visée par le présent avis doit s’y conformer. Quiconque ne se conforme pas aux exigences du présent avis sera considéré comme contrevenant aux dispositions de la Loi relatives aux infractions.

La directrice générale
Direction des sciences et de l’évaluation des risques
Jacqueline Gonçalves
Au nom de la ministre de l’Environnement

ANNEXE 1

Gaz à effet de serre

Tableau 1 : Gaz à effet de serre visés par la déclaration obligatoire
 

Gaz à effet de serre

Formule

Numéro d’enregistrement CAS référence 1

Potentiel de réchauffement planétaire (PRP) sur 100 ans référence 2

Notes du tableau 1

Notes du tableau 1

Le numéro d’enregistrement du Chemical Abstracts Service (CAS) est la propriété de l’American Chemical Society. Toute utilisation ou redistribution est interdite sans l’autorisation écrite préalable de l’American Chemical Society, sauf en réponse à des besoins législatifs et aux fins des rapports destinés au gouvernement du Canada en vertu d’une loi ou d’une politique administrative.

Mène à l’appel 1 de note

Notes du tableau 2

Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques. (CCNUCC), 2014. FCCC/CP/2013/10/Add.3. Décision 24/CP.19. Révision des Directives de la CCNUCC pour la notification des inventaires annuels des Parties visées à l’annexe I de la Convention, novembre 2013.

Mène à l’appel 2 de note

1.

Dioxyde de carbone

CO2

124-38-9

1

2.

Méthane

CH4

74-82-8

25

3.

Oxyde de diazote

N2O

10024-97-2

298

4.

Hexafluorure de soufre

SF6

2551-62-4

22 800

Hydrofluorocarbures (HFC)

5.

HFC-23

CHF3

75-46-7

14 800

6.

HFC-32

CH2F2

75-10-5

675

7.

HFC-41

CH3F

593-53-3

92

8.

HFC-43-10mee

C5H2F10

138495-42-8

1 640

9.

HFC-125

C2HF5

354-33-6

3 500

10.

HFC-134

C2H2F4 (structure : CHF2CHF2)

359-35-3

1 100

11.

HFC-134a

C2H2F4 (structure : CH2FCF3)

811-97-2

1 430

12.

HFC-143

C2H3F3 (structure : CHF2CH2F)

430-66-0

353

13.

HFC-143a

C2H3F3 (structure : CF3CH3)

420-46-2

4 470

14.

HFC-152a

C2H4F2 (structure : CH3CHF2)

75-37-6

124

15.

HFC-227ea

C3HF7

431-89-0

3 220

16.

HFC-236fa

C3H2F6

690-39-1

9 810

17.

HFC-245ca

C3H3F5

679-86-7

693

Perfluorocarbures (PFC)

18.

Perfluorométhane

CF4

75-73-0

7 390

19.

Perfluoroéthane

C2F6

76-16-4

12 200

20.

Perfluoropropane

C3F8

76-19-7

8 830

21.

Perfluorobutane

C4F10

355-25-9

8 860

22.

Perfluorocyclobutane

c-C4F8

115-25-3

10 300

23.

Perfluoropentane

C5F12

678-26-2

9 160

24.

Perfluorohexane

C6F14

355-42-0

9 300

ANNEXE 2

Définitions

Les définitions suivantes s’appliquent au présent avis et à ses annexes :

« biomasse » Plantes ou matières végétales, déchets d’origine animale ou tout produit qui en est dérivé, notamment le bois et les produits de bois, le charbon, les résidus agricoles, la matière organique d’origine biologique dans les déchets urbains et industriels, les gaz d’enfouissement, les bioalcools, la liqueur noire, les gaz de digestion des boues, les huiles d’origine animale ou végétale. (biomass)

« capture de CO2 » Installation qui capte le CO2 qui serait autrement rejeté dans l’atmosphère. (CO2 capture)

« CO2 récupéré » Dans une usine de production d’hydrogène, récupération/captage du CO2 qui autrement serait généralement utilisé en aval dans d’autres industries manufacturières, utilisé dans la production sur place ou expédié aux fins de stockage permanent. (CO2 recovered)

« émissions » Rejets directs vers l’atmosphère provenant de sources situées sur les lieux de l’installation. (emissions)

« émissions associées à l’utilisation de produits industriels » Rejets provenant de l’utilisation d’un produit, pour un procédé industriel, qui n’est pas associé à une réaction chimique ou physique et qui ne réagit pas au procédé. Cela comprend les rejets provenant de l’utilisation de SF6, de HFC et de PFC comme gaz de couverture et de l’utilisation de HFC et de PFC pour le moussage de la mousse. Ne comprend pas les émissions de PFC et HFC par les systèmes de réfrigération et de climatisation, la production de semi-conducteurs, l’utilisation des solvants, d’aérosols et de SF6 dans la protection contre les explosions, la détection des fuites, les applications électroniques et l’extinction d’incendie. (industrial product use emissions)

« émissions d’évacuation » Rejets contrôlés d’un gaz de procédé ou d’un gaz résiduel, y compris les rejets de CO2 associés à la capture, au transport, à l’injection et au stockage de carbone. Cela comprend les rejets associés à la production d’hydrogène (associés à la production et au traitement de combustibles fossiles), les émissions de gaz de cuvelage, de gaz associé à un liquide (ou gaz en solution), de gaz de traitement, de stabilisation ou d’échappement des déshydrateurs, de gaz de couverture ainsi que les émissions des dispositifs pneumatiques utilisant le gaz naturel comme fluide de travail, de démarrage des compresseurs, des pipelines et d’autres systèmes de purge sous pression, et des boucles de contrôle des stations de mesure et de régulation. (venting emissions)

« émissions de CO2 provenant de la décomposition de la biomasse » Rejets de CO2 résultant de la décomposition aérobie et de la fermentation de la biomasse. (CO2 emissions from biomass decomposition)

« émissions de combustion stationnaire de combustible » Rejets provenant de sources de combustion, où la combustion de combustibles sert à produire de l’énergie ou du travail. Cela comprend les rejets provenant de la combustion de combustibles usés pour produire de la chaleur utile ou du travail. (stationary fuel combustion emissions)

« émissions de torchage » Rejets contrôlés de gaz au cours d’activités industrielles résultant de la combustion d’un flux gazeux ou liquide produit sur le site à des fins autres que la production d’énergie de la chaleur ou du travail. De tels rejets peuvent provenir de l’incinération de déchets du pétrole, des systèmes de prévention des émissions dangereuses (en mode pilote ou actif), des essais de puits, d’un réseau collecteur du gaz naturel, de l’exploitation d’une installation de traitement du gaz naturel, de la production de pétrole brut, de l’exploitation de pipelines, du raffinage du pétrole, de la production d’engrais chimique, ainsi que de la production d’acier. (flaring emissions)

« émissions des déchets » Rejets provenant de sources d’élimination des déchets à l’installation, comprenant celles provenant de l’enfouissement des déchets solides, du torchage des gaz d’enfouissement et de l’incinération des déchets. Ne comprend pas les émissions dues à la combustion de combustibles résiduaires pour produire de la chaleur ou du travail utile. (waste emissions)

« émissions des eaux usées » Rejets provenant des eaux usées et du traitement des eaux usées à l’installation. (wastewater emissions)

« émissions dues aux fuites » Désigne les rejets accidentels et les fuites de gaz provenant de la production et du traitement des combustibles fossiles; du transport et de la distribution; des batteries de fours à coke pour le fer et l’acier; de la capture, du transport, de l’injection et du stockage (infrastructure) de CO2. (leakage emissions)

« émissions fugitives » Rejets provenant de l’évacuation, du torchage ou de fuites de gaz venant de la production et de la transformation de combustibles fossiles; de fours à coke pour le fer et l’acier; des installations de capture, de transport, d’injection et de stockage de CO2. (fugitive emissions)

« émissions liées au transport sur le site » Rejets provenant de la machinerie utilisée pour le transport ou le déplacement sur le site de substances, de matières, de l’équipement ou de produits entrant dans le procédé de production à une installation intégrée. Cela comprend les rejets par les véhicules sans permis pour une utilisation sur la voie publique. (on-site transportation emissions)

« émissions liées aux procédés industriels » Rejets provenant d’un procédé industriel comportant des réactions chimiques ou physiques, et dont le but premier est de produire un produit, plutôt que de la chaleur ou du travail utile. Ne comprend pas l’évacuation provenant de la production d’hydrogène associée à la production et à la transformation de combustibles fossiles. (industrial process emissions)

« équivalent en dioxyde de carbone (éq. CO2) » Unité de mesure utilisée pour faire la comparaison des gaz dont le potentiel de réchauffement planétaire (PRP) est différentréférence 1. [carbon dioxide equivalent (CO2 eq.)]

« Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada » Désigne les Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada, Programme de déclaration des gaz à effet de serre, Environnement et Changement climatique Canada, 2018. (Canada’s Greenhouse Gas Quantification Requirements)

« exploitation minière » Désigne l’extraction, l’enrichissement ou toute autre préparation de minéraux métalliques et non métalliques, y compris le charbon. (mining)

« fuites en surface » Émissions de CO2 provenant des formations géologiques servant au stockage à long terme du CO2. (surface leakage)

« gazoducs » Tous les gazoducs appartenant à un propriétaire ou à un exploitant unique dans une province ou un territoire qui assurent le transport ou la distribution du CO2 ou du gaz naturel transformé, ainsi que toutes les installations connexes, y compris les ensembles de mesure et les installations de stockage, mais à l’exception des usines de chevauchement ou autres installations de transformation. (pipeline transportation system)

« GES » Gaz à effet de serre. (GHGs)

« HFC » Hydrofluorocarbures. (HFCs)

« injection de CO2 » Installation qui place le CO2 capturé dans un stockage géologique à long terme ou dans une opération de récupération de combustible fossile améliorée. (CO2 injection)

« installation » Installation intégrée, réseau de transport par pipeline, installation extracôtière. (facility)

« installation extracôtière » Plate-forme de forage, plate-forme ou navire de production, ou installation sous-marine qui sont rattachés ou fixés au plateau continental du Canada servant à l’exploitation pétrolière ou gazière. (offshore installation)

« installation intégrée » Désigne tous les bâtiments, équipements, structures, engins de transport sur place et éléments stationnaires situés sur un seul site, sur plusieurs sites, ou répartis entre plusieurs sites qui appartiennent à la même personne (ou aux mêmes personnes) ou sont exploités par elle et qui en font partie intégrante. Les « installations intégrées » excluent les voies publiques. (integrated facility)

« Lignes directrices 2006 du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre » Lignes directrices 2006 du GIEC pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre, préparées par le Programme pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre. [2006 Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) Guidelines]

« Loi sur les poids et mesures » Signifie la Loi sur les poids et mesures. (Weights and Measures Act)

« MSC » Matière soluble dans le cyclohexane. (CSM)

« numéro d’enregistrement CAS » Numéro d’enregistrement du Chemical Abstracts Service. (CAS Registry Number)

« opération améliorée de récupération des combustibles fossiles » Récupération améliorée du pétrole, récupération améliorée du gaz naturel et récupération améliorée de méthane de houille. (enhanced fossil fuel recovery operation)

« PFC » Perfluorocarbures. (PFCs)

« PFC » Poussières de four de cimenterie. (CKD)

« production d’acide nitrique » Utilisation d’un ou de plusieurs circuits pour produire de l’acide nitrique faible d’une concentration de 30 à 70 %. Un circuit d’acide nitrique produit de l’acide nitrique faible par oxydation catalytique de l’ammoniac, suivie de l’absorption des oxydes d’azote par l’eau. Les gaz de queue de l’absorbeur contiennent des oxydes d’azote non absorbés, y compris des émissions d’oxydes nitreux, dont les émissions peuvent être réduites par des technologies de réduction. (nitric acid production)

« production d’aluminium » Procédés primaires utilisés pour fabriquer de l’aluminium à partir d’alumine, comprenant l’électrolyse dans les cuves à anodes précuites et Søderberg, la cuisson d’anodes et de cathodes pour les cuves à anodes précuites et la calcination de coke vert. (aluminium production)

« production d’ammoniac » Procédés par lesquels l’ammoniac est fabriqué à partir d’une matière première d’origine fossile produite par reformage à la vapeur d’un hydrocarbure. Cela comprend également les procédés où l’ammoniac est fabriqué par gazéification de matières premières solides et liquides. (ammonia production)

« production d’éthanol » Procédés qui produisent de l’éthanol à partir de céréales pour l’utilisation dans des applications industrielles ou comme carburant. (ethanol production)

« production d’hydrogène » Procédés qui produisent de l’hydrogène gazeux par reformage à la vapeur d’hydrocarbures, oxydation partielle d’hydrocarbures ou une autre transformation de matières premières à base d’hydrocarbures. Cette activité peut se produire dans les usines de valorisation du bitume, les raffineries de pétrole, les usines chimiques, les usines d’engrais, les unités autonomes de production de gaz industriel et, au besoin, aux endroits nécessaires pour la purification ou la synthèse de substances. (hydrogen production)

« production de chaux » Désigne tous les procédés utilisés pour fabriquer un produit à base de chaux par calcination de calcaire ou d’autres matériaux calcaires. (lime production)

« production de ciment » Tout procédé utilisé pour la fabrication de divers types de ciment : portland, portland ordinaire, maçonnerie, pouzzolanique ou autres ciments hydrauliques. (cement production)

« production de fer et d’acier » Désigne les procédés de production primaire de fer et d’acier, les procédés secondaires de production d’acier, les procédés de production de fer, les procédés de production de batteries de fours à coke, les procédés de cuisson de boulettes de fer et les procédés avec poudre de fer et d’acier. (iron and steel production)

« production de métaux communs » Procédés de production primaires et secondaires utilisés pour récupérer le cuivre, le nickel, le zinc, le plomb et le cobalt. La production primaire comprend la fusion ou l’affinage des métaux communs à partir de matières premières provenant principalement de minerais. Les procédés de production secondaire comprennent la récupération des métaux communs à partir de diverses matières premières, notamment les métaux recyclés. Les activités liées à ces procédés peuvent comprendre l’élimination des impuretés à l’aide de flux de réactifs carbonatés, l’utilisation d’agents réducteurs pour extraire les métaux ou nettoyer le laitier, et la consommation d’électrodes de carbone. (base metal production)

« production de pâtes et papiers » Séparation des fibres de cellulose des autres matières dans les sources de fibres pour produire de la pâte, du papier et des produits du papier. Cela comprend la transformation du papier en produits de carton ou l’utilisation de procédés de couchage ou de contre-collage. (pulp and paper production)

« production et transformation de combustibles fossiles » Désigne l’exploration, l’extraction, la transformation (raffinage, valorisation), la transmission, le stockage et l’utilisation des combustibles de pétrole solide, liquide ou gazeux, de charbon ou de gaz naturel ou de tout autre combustible dérivé de ces sources. (fossil fuel production and processing)

« PRP » Potentiel de réchauffement planétaire. (GWP)

« raffineries de pétrole » Installations servant à produire de l’essence, des substances aromatiques, du kérosène, du mazout distillé, du mazout résiduel, des lubrifiants, de l’asphalte ou d’autres produits par la distillation du pétrole ou par la redistillation, le craquage, le réaménagement ou le reformage de dérivés de pétrole non finis. Cela comprend les unités de craquage catalytique; les unités de cokéfaction en lit fluidisé; les unités de cokéfaction retardée; les unités de reformage catalytique; les unités de calcination du coke; les opérations de soufflage d’asphalte; les systèmes de purge; les réservoirs de stockage; les composants d’équipement de traitement (compresseurs, pompes, valves et soupapes, dispositifs de protection contre la surpression, brides et connecteurs) dans le secteur du gaz; les opérations de chargement des navires, des barges, des camions-citernes et autres opérations similaires; les unités de torchage; les usines de récupération du soufre et les usines d’hydrogène non marchand qui sont sous la propriété ou le contrôle direct du propriétaire et de l’exploitant de la raffinerie. Cela ne comprend pas les installations qui distillent uniquement le contaminat des pipelines. (petroleum refineries)

« SCIAN » Désigne le Système de classification des industries de l’Amérique du Nord. (NAICS)

« SMECE » Systèmes de mesure et enregistrement en continu des émissions. (CEMS)

« société déclarante » Personne physique ou morale exploitant une ou plusieurs installations atteignant le seuil de déclaration défini à l’annexe 3 du présent avis. (reporting company)

« sources de combustion stationnaires » Désigne les dispositifs qui brûlent des combustibles solides, liquides, gazeux ou usés afin de produire de la chaleur ou du travail utile. Cela comprend les chaudières, les groupes électrogènes (y compris les unités de cogénération), les turbines à combustion, les moteurs, les incinérateurs, les appareils de chauffage industriels et tout autre dispositif de combustion stationnaire. Ne comprend pas les fusées éclairantes. (stationary fuel combustion sources)

« stockage de CO2 » Désigne le CO2 injecté dans une installation de stockage géologique à long terme. (CO2 storage)

« système de transport de CO2 » Désigne le transport du CO2 capturé par n’importe quel mode de transport. (CO2 transport)

« Systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions » Équipement d’échantillonnage, de traitement et d’analyse des émissions ou des paramètres d’exploitation et d’enregistrement des données. (Continuous Emission Monitoring Systems)

« tonnes de matières sèches » Biomasse solide qui ne contient aucune humidité (0 %). (bone dry tonnes)

« unité de cogénération » Dispositif de combustion de combustibles qui génère simultanément de l’électricité et de la chaleur ou de la vapeur. (cogeneration unit)

« unité de production d’électricité » Tout dispositif qui brûle du combustible solide, liquide ou gazeux dans le but de produire de l’électricité soit pour être vendue, soit pour être utilisée sur place. Cela comprend les unités de cogénération. Cela ne comprend pas les génératrices portables ou de secours (moins de 50 kW de capacité selon la plaque signalétique ou celles qui génèrent moins de 2 MWh durant l’année de déclaration). (electricity generating unit)

ANNEXE 3

Critères de déclaration

1. Le présent avis s’applique à quiconque exploite une des installations suivantes :

2. Quiconque exploite une installation décrite dans le présent avis doit déterminer si l’installation atteint ou dépasse le seuil de déclaration en utilisant l’équation suivante :

Où :

3. Quiconque exploite une installation qui se livre à plus d’une activité visée à l’alinéa 1b) doit déclarer séparément les émissions pour chaque activité.

4. Si la personne qui exploite une installation visée à l’article 1 change au cours de l’année civile 2018, l’exploitant de l’installation au 31 décembre 2018 doit produire un rapport pour toute l’année civile 2018. Si l’exploitation de l’installation prend fin au cours de l’année civile 2018, le dernier exploitant de l’installation doit présenter un rapport couvrant la partie de l’année pendant laquelle l’exploitation a eu lieu.

Tableau 2 : Codes du Système de classification des industries de l’Amérique du Nord (SCIAN) selon lesquels les installations font l’objet d’une déclaration obligatoire

212

324110

327410

221112

325120

331110

221119

325190

331313

221330

325313

331410

322

327310

 

ANNEXE 4

Informations administratives à déclarer

1. Quiconque exploite une installation visée à l’annexe 3 du présent avis doit, pour chaque installation, déclarer ce qui suit :

2. Les renseignements exigés par le présent avis doivent comprendre une déclaration de certification, signée par un signataire autorisé, indiquant que les renseignements fournis sont véridiques, exacts et complets.

ANNEXE 5

Exigences de base en matière de déclaration

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite aux alinéas 1a) ou 1b) de l’annexe 3 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit, pour chacun des GES énumérés dans le tableau 1 de l’annexe 1, déclarer ce qui suit :

3. Quiconque est visé par la présente annexe doit :

4. Quiconque est visé par la présente annexe, et à qui l’une des annexes 6 à 18 du présent avis s’applique, doit utiliser les méthodes décrites dans les annexes applicables pour quantifier les renseignements à déclarer aux termes de la présente annexe. Lorsque les méthodes ne sont pas décrites dans les annexes applicables à une source d’émission, les méthodes décrites à l’article 5 doivent être utilisées.

5. Quiconque est visé par la présente annexe, et à qui aucune des annexes 6 à 18 du présent avis ne s’applique, doit :

Tableau 3 : Tableau de déclaration des GES par catégorie de source

 

Catégories de source d’émission

Gaz à effet de serre

Émissions de combustion stationnaire de combustible

Émissions liées aux procédés industriels

Émissions associées à l’utilisation de produits industriels

Fugitives

Émissions liées au transport sur le site

Émission des déchets

Émissions des eaux usées

Émissions d’évacuation

Émissions de torchage

Émissions dues aux fuites

Dioxyde de carbone (excluant les émissions de CO2 dues à la combustion de biomasse, qui doivent être déclarées séparément)

 

 

s.o.

 

 

 

 

 

 

Méthane

 

 

s.o.

 

 

 

 

 

 

Oxyde nitreux

 

 

s.o.

 

 

 

 

 

 

Hexafluorure de soufre

s.o.

   

s.o.

s.o.

s.o.

s.o.

s.o.

s.o.

Hydrofluorocarbures

s.o.

Par espèce

Par espèce

s.o.

s.o.

s.o.

s.o.

s.o.

s.o.

Perfluorocarbures

s.o.

Par espèce

Par espèce

s.o.

s.o.

s.o.

s.o.

s.o.

s.o.

Total

 

   

 

 

 

 

 

 

ANNEXE 6

Exigences de déclarations relatives au CO2 : capture, transport, injection et stockage

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite à l’alinéa 1(c) de l’annexe 3 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification pour la capture, le transport et le stockage décrites à la section 1 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer la quantité annuelle totale de CO2 qui :

3. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la section 1 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer ce qui suit :

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la section 1 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer la quantité annuelle totale, exprimée en tonnes d’émissions fugitives de CO2 provenant de sources suivantes :

5. Quiconque est visé par la présente annexe doit déclarer la quantité annuelle totale, exprimée en tonnes, de fuites en surface de CO2 provenant de chaque site de stockage géologique à long terme et de l’installation améliorée de récupération des combustibles fossiles.

6. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la section 1 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer la quantité annuelle totale, exprimée en tonnes, des émissions d’évacuation de CO2 provenant de sources suivantes :

ANNEXE 7

Exigences de déclaration relatives à la combustion de combustible et au torchage

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite à l’alinéa 1b) de l’annexe 3 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe et qui exploite une installation classée selon le code SCIAN 221112 doit utiliser la section 2 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer la quantité annuelle totale d’émissions de CO2, de CH4 et de N2O exprimée en tonnes (t), par type et source de combustible pour :

3. Quiconque est visé par la présente annexe et qui n’est pas assujetti à l’article 2 doit utiliser la section 2 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer la quantité annuelle totale d’émissions de CO2, de CH4 et de N2O exprimée en tonnes (t), par type et source de combustible pour :

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit déclarer les méthodes utilisées pour quantifier les émissions de chaque gaz à effet de serre mentionnées aux articles 2 et 3 de la présente annexe, par type et par source.

5. Quiconque est visé par la présente annexe qui exploite une installation pourvue d’une ou de plusieurs cheminées surveillées par un SMECE peut utiliser les données annuelles du SMECE pour déclarer les quantités totales des émissions de CO2, de CH4 et de N2O. La personne doit déclarer les renseignements sur les combustibles par type de combustible conformément aux articles 6 et 7 ci-dessous.

6. Quiconque est visé par la présente annexe doit, pour chaque combustible visé par les articles 2 et 3, déclarer :

7. Quiconque est visé par la présente annexe doit, pour chaque combustible utilisé en vertu des articles 2 et 3, déclarer les quantités annuelles mesurées et pondérées suivantes :

8. Quiconque est visé par la présente annexe doit, pour chaque combustible utilisé en vertu des articles 2 et 3, déclarer les facteurs d’émissions par défaut de CO2, de CH4 et de N2O, quand on utilise les valeurs indiquées dans les tableaux 2-1 à 2-11 et dans les équations 2-20, 2-22 et 2-23 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada.

9. Quiconque est visé par la présente annexe doit déclarer, pour chaque combustible, le facteur d’oxydation du combustible lorsqu’il est appliqué et fournir la documentation à l’appui utilisée pour son calcul.

10. Quiconque est visé par la présente annexe doit, pour la vapeur utilisée pour quantifier les émissions visées aux articles 2 et 3, déclarer :

11. Quiconque est visé par la présente annexe dont l’installation est classée sous le code SCIAN 221112 doit déclarer les quantités annuelles :

12. Quiconque est visé par la présente annexe qui n’est pas assujetti à l’article 2 doit déclarer les quantités annuelles :

13. Quiconque est visé par la présente annexe doit, pour la production de chaleur et de vapeur, déclarer les quantités annuelles :

14. Quiconque est visé par les articles 11, 12 et 13 de la présente annexe doit utiliser des méthodes conformes à la Loi sur les poids et mesures pour mesurer les quantités annuelles achetées et vendues déclarées.

15. Quiconque est visé par la présente annexe doit soumettre des documents décrivant la méthode utilisée pour :

16. Quiconque est visé par la présente annexe qui effectue l’échantillonnage, l’analyse et la mesure de la consommation de combustible, ou qui les obtient d’un fournisseur, comme indiqué à la section 2.D des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada, doit déclarer les quantités de combustible, la teneur en carbone et le pouvoir calorifique supérieur pour toutes les périodes d’échantillonnage et de mesure.

17. Quiconque est visé par la présente annexe n’est pas tenu de déclarer les combustibles et les émissions qui y sont associées si la somme des émissions de CO2, de CH4 et de N2O (excluant le CO2 provenant de la biomasse), exprimée en éq. CO2, provenant de la combustion d’un ou de plusieurs de ces combustibles ne dépasse pas 0,5 % des émissions totales de GES de l’installation provenant de tous les combustibles brûlés (excluant le CO2 provenant de la combustion de biomasse).

ANNEXE 8

Exigences de déclaration pour la production de chaux

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite au sous-alinéa 1b)(iii) de l’annexe 3 du présent avis. Pour les émissions rejetées par la combustion de combustible et au torchage, la personne doit déclarer les émissions selon l’annexe 7 du présent avis. Pour les fours à chaux des usines de pâtes et papiers, la personne doit déclarer les émissions selon l’annexe 17 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre à la section 3 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer ce qui suit :

3. Quiconque est visé par la présente annexe et qui exploite une installation pourvue d’une ou de plusieurs cheminées surveillées par un SMECE peut utiliser les données d’émissions annuelles du SMECE pour déclarer les renseignements sur les émissions et la production conformément aux alinéas 2a), b) et f). Ces informations sur les émissions ne doivent pas comprendre les informations sur les émissions spécifiées pour le SMECE à l’annexe 7 du présent avis. La personne doit indiquer où l’on utilise un SMECE pour calculer les émissions.

ANNEXE 9

Exigences de déclaration pour la production de ciment

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite au sous-alinéa 1b)(iv) de l’annexe 3 du présent avis. Pour les émissions dues à la combustion de combustible et au torchage, la personne doit déclarer les émissions selon l’annexe 7 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre à la section 4 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer ce qui suit :

3. Quiconque est visé par la présente annexe et qui exploite une installation pourvue d’une ou de plusieurs cheminées surveillées par un SMECE peut utiliser les données d’émissions annuelles du SMECE pour déclarer les renseignements sur les émissions et la production conformément aux alinéas 2a), b), h), i), l) et m). Ces informations sur les émissions ne doivent pas comprendre les informations sur les émissions spécifiées pour le SMECE à l’annexe 7 du présent avis. La personne doit indiquer où l’on utilise un SMECE pour calculer les émissions.

ANNEXE 10

Exigences de déclaration pour la production d’aluminium

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite au sous-alinéa 1b)(v) de l’annexe 3 du présent avis. Pour les émissions dues à la combustion de combustible et au torchage, la personne doit déclarer les émissions selon l’annexe 7 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.1 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer ce qui suit :

3. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.2 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer ce qui suit :

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.3 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer la quantité annuelle totale des émissions de CO2 dues à la cuisson des anodes et des cathodes, exprimée en tonnes (t).

5. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.4 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer ce qui suit :

6. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.5 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer ce qui suit :

7. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.6 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer ce qui suit :

8. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.7 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer ce qui suit :

9. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.7 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer ce qui suit :

10. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.8 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer la quantité annuelle totale des émissions de SF6 utilisé comme gaz de couverture, exprimée en tonnes (t).

11. Quiconque est visé par la présente annexe doit déclarer la quantité annuelle totale d’aluminium liquide produit, exprimée en tonnes (t).

12. Quiconque est visé par la présente annexe et qui exploite une installation avec des cheminées surveillées par un SMECE peut utiliser les données annuelles du SMECE pour déclarer les informations sur les émissions visées aux articles 2 à 7 de la présente annexe. Ces informations sur les émissions ne doivent pas comprendre les informations sur les émissions spécifiées pour le SMECE à l’annexe 7 du présent avis. La personne doit indiquer où l’on utilise un SMECE pour calculer les émissions.

ANNEXE 11

Exigences de déclaration pour la production de fer et d’acier

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite au sous-alinéa 1b)(vi) de l’annexe 3 du présent avis. Pour les émissions dues à la combustion de combustible et le torchage, la personne doit déclarer les émissions selon l’annexe 7 du présent avis.

2. Quiconque est visé par cette annexe doit déclarer ce qui suit :

3. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.1 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada concernant un four à induration pour déclarer ce qui suit :

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.2 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada concernant un convertisseur basique à oxygène pour déclarer ce qui suit :

5. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.3 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada concernant une batterie de fours à coke pour déclarer ce qui suit :

6. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.4 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada concernant la production de matières frittées pour déclarer ce qui suit :

7. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.5 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada concernant un four électrique à arc pour déclarer ce qui suit :

8. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.6 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada concernant une cuve de décarburation à l’argon-oxygène pour déclarer ce qui suit :

9. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.7 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada concernant un four de réduction directe pour déclarer ce qui suit :

10. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.8 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada concernant un haut fourneau pour déclarer ce qui suit :

11. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.9 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada concernant un four-poche pour déclarer ce qui suit :

12. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.B.1 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada concernant l’atomisation de fonte fondue pour déclarer ce qui suit :

13. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.B.2 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada concernant la décarburation de la poudre de fer pour déclarer ce qui suit :

14. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.B.3 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada concernant la mise en nuance de l’acier pour déclarer ce qui suit :

15. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.B.4 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada concernant le recuit de la poudre d’acier pour déclarer ce qui suit :

16. Quiconque est visé par la présente annexe et qui exploite une installation pourvue d’une ou de plusieurs cheminées surveillées par un SMECE doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A pour la sidérurgie des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer ce qui suit :

ANNEXE 12

Production d’électricité et de chaleur

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite au sous-alinéa 1b)(vii) de l’annexe 3 du présent avis. Pour les émissions dues à la combustion de combustible et au torchage, la personne doit déclarer les émissions selon l’annexe 7 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 7 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer ce qui suit :

ANNEXE 13

Production d’ammoniac

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite au sous-alinéa 1b)(viii) de l’annexe 3 du présent avis. Pour les émissions dues à la combustion de combustible et au torchage, la personne doit déclarer les émissions selon l’annexe 7 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 8.A des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer la quantité annuelle totale de matières premières consommées, par type de matière première, exprimée en :

3. Quiconque est visé par la présente annexe doit, pour chaque type de matières premières utilisées selon l’article 3, déclarer la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone exprimée en :

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 8.A des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer ce qui suit :

5. Quiconque est visé par la présente annexe et qui exploite une installation pourvue d’une ou de plusieurs cheminées surveillées par un SMECE peut utiliser les données d’émissions annuelles du SMECE pour déclarer les émissions conformément à l’alinéa 4c). Cela ne comprend pas les renseignements sur les émissions précisés pour le SMECE à l’annexe 7 du présent avis. La personne doit indiquer où le SMECE est utilisé pour calculer les émissions.

ANNEXE 14

Production d’acide nitrique

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite au sous-alinéa 1b)(ix) de l’annexe 3 du présent avis. Pour les émissions dues à la combustion de combustible et au torchage, la personne doit déclarer les émissions selon l’annexe 7 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 9.A des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer ce qui suit :

3. Quiconque est visé par la présente annexe et qui exploite une installation pourvue de la technologie de réduction doit déclarer ce qui suit :

4. Quiconque est visé par la présente annexe et qui exploite une installation où la réduction du NOx est intégrée au procédé opérationnel et ne peut être contournée doit déclarer le facteur annuel moyen pondéré d’émissions de N2O, exprimé en kilogrammes (kg) de N2O/tonnes (t) d’acide nitrique, sur une base d’acide à 100 %.

5. Quiconque est visé par la présente annexe et qui exploite une installation pourvue d’une ou de plusieurs cheminées surveillées par un SMECE peut utiliser les données d’émissions annuelles du SMECE pour déclarer les émissions conformément à l’alinéa 2a). La personne doit indiquer où le SMECE est utilisé pour calculer les émissions.

ANNEXE 15

Production d’hydrogène

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite au sous-alinéa 1b)(x) de l’annexe 3 du présent avis. Pour les émissions dues à la combustion de combustible et au torchage, la personne doit déclarer les émissions selon l’annexe 7 du présent avis. Pour la production d’ammoniac, la personne doit déclarer les émissions selon l’annexe 13 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 10.A des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer ce qui suit :

3. Quiconque est visé par la présente annexe doit, dans le cas de l’alinéa 2b), préciser si le CO2 récupéré ou capté sera utilisé en aval, utilisé dans la production sur place ou expédié aux fins de stockage permanent.

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 10.A des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer la quantité annuelle totale de matières premières utilisées, par type de matière première, exprimée en :

5. Quiconque est visé par la présente annexe doit, pour chaque type de matières premières utilisées selon l’article 3, déclarer la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone exprimée en :

6. Quiconque est visé par la présente annexe et qui exploite une installation pourvue d’une ou de plusieurs cheminées surveillées par un SMECE peut utiliser les données d’émissions annuelles du SMECE pour déclarer les émissions conformément aux alinéas 2a) et b). Cela ne comprend pas les renseignements sur les émissions précisés pour le SMECE à l’annexe 7 du présent avis. La personne doit indiquer où le SMECE est utilisé pour calculer les émissions.

ANNEXE 16

Raffineries de pétrole

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite au sous-alinéa 1b)(xi) de l’annexe 3 du présent avis. Pour les émissions dues à la combustion de combustible et au torchage, la personne doit déclarer les émissions selon l’annexe 7 du présent avis. Pour les émissions dues à la production d’hydrogène, la personne doit déclarer les émissions selon l’annexe 15 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.A des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer la quantité annuelle totale d’émissions de CO2, de CH4 et de N2O provenant de la régénération des catalyseurs, exprimée en tonnes (t).

3. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.B des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer la quantité annuelle totale d’émissions de CO2, de CH4 et de N2O provenant de l’évacuation des procédés, exprimée en tonnes (t).

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.C des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer la quantité annuelle totale d’émissions de CO2, de CH4 et de N2O provenant de la production d’asphalte, exprimée en tonnes (t).

5. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.D des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer la quantité annuelle totale d’émissions de CO2 provenant des unités de récupération du soufre, exprimée en tonnes (t). La documentation de la méthode doit être fournie si l’on utilise une fraction molaire de CO2 spécifique à la source dans le gaz acide pour l’équation 11-14.

6. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.F des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer la quantité annuelle totale d’émissions de CH4 provenant de réservoirs de stockage en surface, exprimée en tonnes (t).

7. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.G des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer la quantité annuelle totale d’émissions de CH4 et de N2O d’usines de traitement des eaux usées, exprimée en tonnes (t).

8. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.H des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer la quantité annuelle totale d’émissions de CH4 provenant des séparateurs huile-eau, exprimée en tonnes (t).

9. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.I des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer la quantité annuelle totale d’émissions de CH4 provenant des fuites d’équipement à la raffinerie, exprimée en tonnes (t).

10. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.J des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer la quantité annuelle totale d’émissions de CO2, de CH4 et de N2O provenant des unités de calcination du coke, exprimée en tonnes (t).

11. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.K des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer la quantité annuelle totale d’émissions de CO2, de CH4 et de N2O provenant des systèmes de purge non contrôlés, exprimée en tonnes (t).

12. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.L des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer la quantité annuelle totale d’émissions de CH4 provenant des opérations de chargement, exprimée en tonnes (t).

13. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.M des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer la quantité annuelle totale d’émissions de CH4 provenant des unités de cokéfaction retardée, exprimée en tonnes (t).

14. Quiconque est visé par la présente annexe doit, pour tout pétrole brut, propane, butane et éthanol acheminé à l’installation aux fins de raffinage, déclarer ce qui suit :

15. Quiconque est visé par la présente annexe doit, pour chaque matière première utilisée et visée par les articles 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12 et 13, déclarer les quantités annuelles totales suivantes :

16. Quiconque est visé par la présente annexe et qui exploite une installation pourvue d’une ou de plusieurs cheminées surveillées par un SMECE peut utiliser les données d’émissions annuelles du SMECE pour déclarer les renseignements sur les émissions et la production conformément aux articles 2 à 13. Cela ne comprend pas les renseignements sur les émissions précisés pour le SMECE à l’annexe 7 et à l’annexe 15 du présent avis. La personne doit indiquer où le SMECE est utilisé pour calculer les émissions.

ANNEXE 17

Fabrication de pâtes et papiers

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite au sous-alinéa 1b)(xii) de l’annexe 3 du présent avis. Pour les émissions dues à la combustion de combustible et au torchage, la personne doit déclarer les émissions selon l’annexe 7 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la ou les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 12.A des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer ce qui suit :

3. Quiconque est visé par la présente annexe et qui exploite une installation pourvue d’une ou de plusieurs cheminées surveillées par un SMECE peut utiliser les données d’émissions annuelles du SMECE pour déclarer les émissions conformément aux alinéas 2a) et b). Cela ne comprend pas les renseignements sur les émissions précisés pour le SMECE à l’annexe 7 du présent avis. La personne doit indiquer où un SMECE est utilisé pour calculer les émissions.

ANNEXE 18

Production de métaux communs

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite au sous-alinéa 1b)(xiii) de l’annexe 3 du présent avis. Pour les émissions dues à la combustion de combustible et au torchage, la personne doit déclarer les émissions selon l’annexe 7 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 13.A des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada pour déclarer ce qui suit :

NOTE EXPLICATIVE

(La présente note ne fait pas partie de l’avis.)

En mars 2004, le gouvernement du Canada a établi le Programme de déclaration des gaz à effet de serre (PDGES) afin de recueillir annuellement des informations sur les émissions de gaz à effet de serre (GES) des plus grands émetteurs du Canada. Dans le cadre de ce programme de déclaration obligatoire, un avis est publié chaque année dans la Gazette du Canada, conformément à l’article 46 de la Loi, pour décrire les exigences en matière de déclaration. Les exploitants des installations qui répondent aux critères énoncés dans l’avis sont tenus de présenter une déclaration à Environnement et Changement climatique Canada avant le 1er juin de chaque année. Le PDGES s’inscrit dans le cadre des efforts continus déployés par le Canada pour élaborer, par un processus de collaboration avec les provinces et les territoires, un système de déclaration harmonisé et efficace qui répondra aux besoins en information de tous les ordres de gouvernement, qui fournira aux Canadiens une information rapide et fiable sur les émissions de gaz à effet de serre et qui soutiendra les initiatives réglementaires.

En décembre 2016, le gouvernement du Canada a publié l’Avis d’intention afin d’informer les intervenants des prochaines consultations au sujet des changements proposés au Programme de déclaration des gaz à effet de serre. Il poursuit l’expansion du PDGES pour :

L’avis requérant la déclaration des renseignements sur les GES pour 2017, publié en décembre 2017, représentait la phase 1 de cette expansion. Pour cette phase, le seuil de déclaration a été abaissé afin que toutes les installations émettant 10 kt ou plus de GES (en éq. CO2) soient visées. Il a aussi été requis de secteurs spécifiques de l’industrie de déclarer des renseignements supplémentaires, en utilisant des méthodes prescrites. Ces secteurs étaient ceux du ciment, de la chaux, de l’aluminium, du fer et de l’acier, ainsi que les installations participant à des activités de capture, de transport ou de stockage du CO2.

Dans le cadre de la phase 2 de l’expansion du PDGES, un ensemble proposé d’exigences et de méthodes de déclaration élargies, applicable à l’année civile 2018, a été distribué et des consultations ont été entreprises au sujet de ces changements en 2018. De plus amples renseignements sur ces consultations, y compris un document de réponse publié par le PDGES, sont disponibles sur la page Web Consultations du programme.

Le présent avis représente la deuxième année de l’expansion en plusieurs étapes des exigences de déclaration de GES pour les installations industrielles canadiennes. Il contient les principaux changements suivants :

Dans le cas des installations visées par les exigences de déclaration élargies des phases 1 et 2 de l’expansion et qui déclarent déjà des données identiques ou similaires aux programmes provinciaux (Colombie-Britannique, Ontario, Québec, Nouvelle-Écosse et Terre-Neuve-et-Labrador), le PDGES continuera de permettre aux dites installations de télécharger des rapports provinciaux.

Les renseignements qui doivent être déclarés conformément au présent avis continueront d’être recueillis par le biais du système à guichet unique d’Environnement et Changement climatique Canada (ECCC). Ce système recueille actuellement les données pour le PDGES de l’ECCC ainsi que pour la Colombie-Britannique, l’Alberta, l’Ontario et le Nouveau-Brunswick dans le but de soutenir les réglementations provinciales de déclarations des GES ainsi que pour l’Inventaire national des rejets de polluants, ses partenaires et divers autres programmes partenaires. Des renseignements complémentaires sur le PDGES ainsi que des instructions étape par étape sur comment naviguer dans le Guichet unique sont disponibles sur le site Web du Programme.

Le respect de la Loi est obligatoire, et des infractions particulières sont prévues par le paragraphe 272.1(1) de la Loi. Les paragraphes 272.1(2), (3) et (4) de la Loi déterminent les peines applicables pour quiconque contrevient à l’article 46 de la Loi. Les infractions comprennent l’omission de se conformer à une obligation découlant du présent avis et la communication de renseignements faux ou trompeurs. Les peines comprennent des amendes, dont le montant peut atteindre un maximum de 25 000 $ pour une personne déclarée coupable à la suite d’une procédure sommaire et un maximum de 500 000 $ pour une grande société déclarée coupable par mise en accusation. Les amendes maximales sont doublées en cas de récidive.

Le texte actuel de la Loi, y compris ses modifications récentes, est disponible sur le site Web de Justice Canada.

La Loi est mise en application en vertu de la Politique d’observation et d’application de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999). Les infractions présumées à la Loi peuvent être signalées à la Direction générale de l’application de la loi par courriel à l’adresse suivante : ec.enviroinfo.ec@canada.ca.

Pour de plus amples renseignements sur la PDGES, y compris les documents d’orientation, les rapports sommaires annuels et l’accès aux données déclarées, veuillez consulter le site Web du PDGES.

MINISTÈRE DE L’ENVIRONNEMENT
MINISTÈRE DE LA SANTÉ

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

Publication après évaluation préalable de 10 substances du groupe des cétones inscrites sur la Liste intérieure [alinéas 68b) et c) ou paragraphe 77(1) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)]

Attendu que huit substances figurant dans l’annexe sont des substances qui satisfont au paragraphe 73(1) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999);

Attendu qu’un résumé de l’ébauche d’évaluation préalable des substances réalisée en application de l’article 74 de la Loi pour huit substances et en application des alinéas 68b) et c) de la Loi pour deux substances est ci-annexé;

Attendu qu’il est proposé de conclure que l’éthyl méthyl cétone, la méthyl isobutyl cétone et la 2,4-pentanedione satisfont à un ou à plusieurs des critères de l’article 64 de la Loi;

Et attendu qu’il est proposé de conclure que les substances restantes ne satisfont à aucun des critères de l’article 64 de la Loi,

Avis est par les présentes donné que la ministre de l’Environnement et la ministre de la Santé (les ministres) proposent de recommander à Son Excellence la Gouverneure en conseil que l’éthyl méthyl cétone, la méthyl isobutyl cétone et la 2,4-pentanedione soient ajoutées à l’annexe 1 de la Loi.

Avis est de plus donné que les ministres proposent de ne rien faire pour le moment à l’égard de la méthyl propyl cétone, la méthyl isoamyl cétone, de l’alcool de diacétone, du diacétyle, de l’acétoïne et de l’oxyde de mésityle en application de l’article 77 de la Loi.

Avis est de plus donné que les ministres proposent de ne rien faire pour le moment à l’égard de la 2,3-pentanedione.

Avis est également donné que les ministres ont publié le cadre de gestion des risques concernant l’éthyl méthyl cétone, la méthyl isobutyl cétone et la 2,4-pentanedione pour entamer avec les parties intéressées des discussions sur l’élaboration de mesures de gestion des risques.

Délai pour recevoir les commentaires du public

Dans les 60 jours suivant la publication du présent avis, quiconque le souhaite peut soumettre par écrit à la ministre de l’Environnement ses commentaires sur la mesure que les ministres se proposent de prendre et sur les considérations scientifiques la justifiant. Des précisions sur les considérations scientifiques peuvent être obtenues à partir du site Web Canada.ca (Substances chimiques). Tous les commentaires doivent mentionner la Partie I de la Gazette du Canada et la date de publication du présent avis, et être envoyés au Directeur exécutif, Division de la mobilisation et de l’élaboration de programmes, Ministère de l’Environnement, Gatineau (Québec) K1A 0H3, 819-938-5212 (télécopieur), eccc.substances.eccc@canada.ca (courriel). Les commentaires peuvent aussi être envoyés à la ministre de l’Environnement au moyen du système de déclaration en ligne accessible par l’entremise du Guichet unique d’Environnement et Changement climatique Canada.

Conformément à l’article 313 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999), quiconque fournit des renseignements en réponse au présent avis peut en même temps demander que ceux-ci soient considérés comme confidentiels.

La directrice générale
Direction des sciences et de l’évaluation des risques
Jacqueline Gonçalves
Au nom de la ministre de l’Environnement

La directrice générale par intérim
Direction des secteurs industriels, substances chimiques et déchets
Gwen Goodier
Au nom de la ministre de l’Environnement

Le directeur général
Direction de la sécurité des milieux
David Morin
Au nom de la ministre de la Santé

ANNEXE

Résumé de l’ébauche d’évaluation préalable de 10 substances du groupe des cétones

En vertu des articles 68 ou 74 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [LCPE], la ministre de l’Environnement et la ministre de la Santé ont réalisé l’évaluation préalable de 10 substances formant le groupe des cétones. Les substances de ce groupe ont été jugées d’intérêt prioritaire pour une évaluation, car elles satisfont aux critères de catégorisation énoncés au paragraphe 73(1) de la LCPE ou suscitent d’autres préoccupations pour la santé humaine. Le tableau ci-dessous indique le numéro d’enregistrement du Chemical Abstracts Service (NE CAS référence 4) de ces substances, leur nom sur la Liste intérieure (LI) ainsi que leur nom commun et leur acronyme.

Substances du groupe des cétones

NE CAS

Sous-groupe

Nom dans la Liste intérieure

Nom commun (acronyme)

Notes du tableau

Note a du tableau 3

Cette substance n’a pas été désignée en vertu du paragraphe 73(1) de la LCPE, mais est visée par la présente évaluation, car elle est considérée d’intérêt prioritaire en raison d’autres préoccupations pour la santé humaine.

Retour au renvoi a de la note du tableau 3

78-93-3

1

2-butanone

éthyl méthyl cétone (MEK)

107-87-9

1

pentan-2-one

méthyl propyl cétone (MPK)

108-10-1

2

4-méthylpentan-2-one

méthyl isobutyl cétone (MIBK)

110-12-3

2

5-méthylexan-2-one

méthyl isoamyl cétone (MIAK)

123-42-2

2

4-hydroxy-4-méthylpentan-2-one

alcool de diacétone

431-03-8

3

butanedione

diacétyle

513-86-0

3

acétoïne

acétoïne

600-14-6 note adu tableau 3

3

pentane-2,3-dione

2,3-pentanedione (2,3-PD)

123-54-6 note adu tableau 3

séparé

pentane-2,4-dione

2,4-pentanedione (2,4-PD)

141-79-7

séparé

4-méthylpent-3-én-2-one

oxyde de mésityle

Les 10 substances du groupe des cétones sont produites commercialement et se retrouvent aussi naturellement dans l’environnement dans diverses plantes ou denrées alimentaires ou, encore, sont produites par des microbes ou d’autres organismes. Différentes cétones sont aussi produites de manière endogène par les humains, notamment la MEK, le diacétyle et l’acétoïne. On a détecté de la MEK, de la MPK et de la MIBK dans le lait maternel. Selon les renseignements recueillis lors d’enquêtes menées en vertu de l’article 71 de la LCPE, seuls l’alcool de diacétone (à raison de 23 000 kg) et la 2,3-PD (à raison 1 200 kg) ont été synthétisés au Canada en 2011. Les importations déclarées de ces cétones au Canada se situaient entre 100 kg (pour l’acétoïne) et 6 000 000 kg (pour la MEK) en 2011. Pour la même année, au Canada, on n’a déclaré aucune activité de fabrication ou d’importation d’oxyde de mésityle dépassant le seuil de 100 kg.

En général, on utilise surtout les cétones comme solvants dans différents produits, dont des produits offerts aux consommateurs, comme les peintures, les revêtements et les adhésifs, ainsi que pour plusieurs applications industrielles, notamment comme produits intermédiaires et solvants. On peut aussi les utiliser comme agents aromatisants d’aliments, dans des cosmétiques et comme formulants dans des produits antiparasitaires.

Les risques pour l’environnement associés aux substances du groupe des cétones ont été caractérisés à l’aide de la classification du risque écologique des substances organiques (CRE). La CRE est une méthode de classification des risques qui tient compte de plusieurs paramètres liés au danger et à l’exposition et utilise une pondération des éléments de preuve pour catégoriser le risque. Les profils de danger reposent principalement sur des paramètres liés au mode d’action toxique, à la réactivité chimique, à des seuils de toxicité interne dérivés du réseau trophique, à la biodisponibilité et à l’activité biologique et chimique. Les paramètres pris en compte pour dresser les profils d’exposition sont le taux d’émission potentielle, la persistance globale et le potentiel de transport sur grande distance. À l’aide d’une matrice des risques, on assigne un potentiel de préoccupation — faible, moyen ou élevé — aux substances en fonction de leurs profils de danger et d’exposition. La CRE a permis d’établir que les 10 substances visées par l’évaluation ont un potentiel faible de causer des effets nocifs pour l’environnement.

Compte tenu de tous les éléments de preuve contenus dans l’ébauche d’évaluation préalable, la MEK, la MPK, la MIBK, la MIAK, l’alcool de diacétone, le diacétyle, l’acétoïne, la 2,3-PD, la 2,4-PD et l’oxyde de mésityle présentent un risque d’effets nocifs faible sur l’environnement. Il est proposé de conclure que la MEK, la MPK, la MIBK, la MIAK, l’alcool de diacétone, le diacétyle, l’acétoïne, la 2,3-PD, la 2,4-PD et l’oxyde de mésityle ne satisfont à aucun des critères énoncés aux alinéas 64a) ou 64b) de la LCPE, car ils ne pénètrent pas dans l’environnement en une quantité ou concentration ou dans des conditions qui ont ou peuvent avoir un effet nocif immédiat ou à long terme sur l’environnement ou sur sa diversité biologique ou qui constituent ou peuvent constituer un danger pour l’environnement nécessaire à la vie.

Certaines de ces cétones ont fait l’objet d’examens par des organismes internationaux. Dans l’évaluation préalable, les résultats de ces examens et évaluations ont été utilisés pour éclairer la caractérisation des effets sur la santé.

Pour estimer les risques pour la santé humaine, huit des substances de ce groupe ont été réparties en trois sous-groupes, et on a évalué séparément les deux dernières. Dans le cas des effets critiques sur la santé du sous-groupe 1, la MEK a des effets sur le développement, et la MEK et la MPK diminuent la prise de poids corporel. La population générale du Canada est exposée à la MEK et à la MPK présentes dans l’air et dans des denrées alimentaires (présence surtout naturelle), et présentes dans des produits offerts aux consommateurs, notamment dans des cosmétiques, des peintures et des produits de bricolages dans le cas de la MEK et dans des produits de peinture dans le cas de la MPK. Une comparaison entre les concentrations de MEK et MPK auxquels les Canadiens pourraient être exposés dans les milieux environnementaux et les aliments et les concentrations associées à des effets nocifs dans les études de laboratoire produit des marges considérées comme adéquates pour compenser les incertitudes des données sur l’exposition et les effets sur la santé utilisées pour caractériser les risques. On estime toutefois que les marges entre l’exposition à la MEK dans certains produits offerts aux consommateurs (nommément des décapants de laques et d’adhésifs, des produits de peinture et des ciments ou apprêts à PVC) et les concentrations donnant des effets critiques sur la santé pourraient ne pas compenser les incertitudes des données sur l’exposition utilisées pour caractériser les risques. Considérant la faible toxicité aiguë de la MPK et l’absence d’effets de l’inhalation sur le développement, il n’existe pas d’inquiétude relative à la présence de la MPK dans des produits offerts aux consommateurs.

Dans le cas du sous-groupe 2 (la MIBK, la MIAK et l’alcool de diacétone), le Centre international de recherche sur le cancer (CIRC) estime que la MIBK se range dans le groupe 2B (cancérogène humain probable), étant donné les « données probantes suffisantes » de cancérogénicité chez les animaux de laboratoire. En ce qui concerne les effets non cancérogènes, des effets sur le foie et les reins, ainsi que des effets sur le développement, ont été observés lors d’études en laboratoire. La population générale du Canada pourrait être exposée à la MIBK, à la MIAK et à l’alcool de diacétone à partir des milieux environnementaux et les aliments (surtout à cause de leur présence naturelle) et par l’utilisation de produits offerts aux consommateurs, notamment les cosmétiques, les stylos-feutres, les peintures et les produits de bricolage. La comparaison entre les concentrations estimées de l’exposition à la MIAK et à l’alcool de diacétone et les concentrations associées à des effets critiques produit des marges que l’on considère comme adéquates pour compenser les incertitudes des données sur l’exposition et la santé utilisées pour caractériser les risques. Toutefois, dans le cas de la MIBK, on estime que les marges résultantes associées à l’utilisation de divers produits de peinture et de laques pour bois pourraient être inadéquates.

Dans le cas du sous-groupe 3 (le diacétyle, la 2,3-PD et l’acétoïne), des études de laboratoire ont déterminé que le diacétyle était cancérigène. On a aussi observé des effets non cancéreux, notamment les effets du diacétyle sur les voies respiratoires. La population générale du Canada est principalement exposée au diacétyle, à la 2,3-PD et à l’acétoïne par les aliments (en raison de leur présence naturelle et de leur utilisation comme agent aromatisant), ainsi qu’au diacétyle et à la 2,3-PD à partir de l’utilisation d’un nombre réduit de produits offerts aux consommateurs, respectivement des cosmétiques et des assainisseurs d’air. La comparaison entre les concentrations estimées de l’exposition au diacétyle, à la 2,3-PD et à l’acétoïne et les concentrations associées à des effets critiques produit des marges considérées comme adéquates pour compenser les incertitudes des données sur les expositions de la santé utilisées pour caractériser les risques.

Les informations disponibles sur les effets de la 2,4-PD sur la santé indiquent une toxicité systémique générale et des effets sur le développement. On a montré que la 2,4-PD avait un potentiel de génotoxicité, mais on ne s’attend pas à ce qu’elle soit cancérogène. La population générale du Canada peut être exposée à la 2,4-PD par l’alimentation (présence naturelle) et l’utilisation d’un nombre réduit de produits offerts aux consommateurs, notamment des revêtements spéciaux. Les marges pour les concentrations de 2,4-PD dans les aliments sont considérées comme adéquates. La comparaison entre les concentrations estimées d’exposition à la 2,4-PD découlant de l’application d’un revêtement sur une grande surface (comme celle d’une remorque ou d’un bateau) et les concentrations associées à des effets critiques produit des marges considérées comme étant potentiellement inadéquates pour compenser les incertitudes des données sur l’exposition et les effets sur la santé utilisées pour caractériser les risques.

Les Canadiens pourraient être exposés à l’oxyde de mésityle présent dans l’air et dans les aliments. On ne s’attend pas à ce que l’oxyde de mésityle soit cancérigène ou génotoxique. Des études de laboratoire ont associé une toxicité systémique générale à l’exposition à l’oxyde de mésityle. La comparaison des concentrations estimées de l’exposition à l’oxyde de mésityle occasionnée par les milieux environnementaux et les aliments et les niveaux d’effets critiques produit des marges qui sont considérées comme étant adéquates pour compenser les incertitudes des données sur l’exposition et les effets sur la santé utilisées pour caractériser les risques.

Donc, à la lumière des renseignements contenus dans l’ébauche d’évaluation préalable, il est proposé de conclure que la MEK, la MIBK et la 2,4-PD satisfont au critère énoncé à l’alinéa 64c) de la LCPE, car elles pénètrent dans l’environnement en une quantité ou concentration ou dans des conditions de nature à constituer un danger au Canada pour la vie ou la santé humaines.

Toutefois, il est proposé de conclure que la MPK, la MIAK, l’alcool de diacétone, le diacétyle, la 2,3-PD, l’acétoïne et l’oxyde de mésityle ne satisfont pas au critère énoncé à l’alinéa 64c) de la LCPE, car ils ne pénètrent pas dans l’environnement en une quantité ou concentration ou dans des conditions de nature à constituer un danger au Canada pour la vie ou la santé humaines.

Conclusion proposée

Il est proposé de conclure que la MEK, la MIBK et la 2,4-PD satisfont à un ou à plusieurs des critères énoncés à l’article 64 de la LCPE.

Il est proposé de conclure que la MPK, la MIAK, l’alcool de diacétone, le diacétyle, la 2,3-PD, l’acétoïne et l’oxyde de mésityle ne satisfont à aucun des critères énoncés à l’article 64 de la LCPE.

Il est proposé de conclure que la MEK et la 2,4-PD satisfont au critère de persistance, mais non à celui de la bioaccumulation, tel qu’il est énoncé dans le Règlement sur la persistance et la bioaccumulation de la LCPE.

Il est proposé de conclure que la MIBK ne répond pas aux critères de persistance et de bioaccumulation énoncés dans le Règlement sur la persistance et la bioaccumulation de la LCPE.

L’ébauche d’évaluation préalable du groupe des cétones et le document sur le cadre de gestion des risques pour l’éthyl méthyl cétone, la méthyl isobutyl cétone et la 2,4-pentanedione substances sont accessibles sur le site Web Canada.ca (Substances chimiques).

MINISTÈRE DE L’INDUSTRIE

LOI SUR LES TÉLÉCOMMUNICATIONS

Avis no TIPB-001-2019 — Pétition présentée au gouverneur en conseil concernant la Politique réglementaire de télécom CRTC 2018-377

Avis est donné par la présente qu’une pétition de SouthWestern Integrated Fibre Technology Inc. (SWIFT) a été reçue par le gouverneur en conseil (GEC) aux termes de l’article 12 de la Loi sur les télécommunications concernant une décision rendue par le Conseil de la radiodiffusion et des télécommunications canadiennes (CRTC) au sujet de l’élaboration du fonds pour la large bande du CRTC.

Le paragraphe 12(1) de la Loi sur les télécommunications prévoit que, dans l’année qui suit la prise d’une décision par le CRTC, le gouverneur en conseil peut, par décret, soit de sa propre initiative, soit sur demande écrite présentée dans les 90 jours de cette prise, modifier ou annuler la décision ou la renvoyer au CRTC pour réexamen de tout ou partie de celle-ci.

Dans sa pétition datée du 19 décembre 2018, SWIFT demande que le GEC modifie la Politique réglementaire de télécom CRTC 2018-377, Élaboration du Fonds pour la large bande du Conseil. Les motifs de cette demande sont énoncés dans la pétition.

Les commentaires relatifs à cette pétition doivent être présentés dans les 30 jours suivant la publication du présent avis dans la Gazette du Canada. Tous les commentaires reçus seront publiés sur le site Web de Gestion du spectre et télécommunications d’Innovation, Sciences et Développement économique Canada.

Pour présenter des commentaires

Les commentaires doivent être adressés au Greffier du Conseil privé et secrétaire du Cabinet, 80, rue Wellington, Ottawa (Ontario) K1A 0A3.

Une copie de tous les commentaires doit également être transmise à la directrice générale, Direction générale de la politique des télécommunications et d’Internet, Innovation, Sciences et Développement économique Canada, préférablement sous forme électronique (Microsoft Word ou Adobe PDF), à l’adresse de courriel ic.telecomsubmission-soumissiontelecom.ic@canada.ca. Les copies imprimées peuvent être envoyées à la Directrice générale, Direction générale de la politique des télécommunications et d’Internet, Innovation, Sciences et Développement économique Canada, 235, rue Queen, 10e étage, Ottawa (Ontario) K1A 0H5.

Toutes les présentations doivent citer la Partie I de la Gazette du Canada, la date de publication, le titre et le numéro de référence de l’avis (TIPB-001-2019).

Pour obtenir des copies

Une copie de la pétition soumise par SWIFT, ainsi que des copies de toutes les pétitions pertinentes et de tous les commentaires pertinents reçus à leur sujet, peut être obtenue par voie électronique sur le site Web de Gestion du spectre et télécommunications, à la rubrique intitulée « Avis de la Gazette et demandes ». Il incombe aux parties intéressées de consulter le dossier public de temps à autre afin de se tenir au courant des commentaires reçus.

On peut obtenir la version officielle des avis sur le site Web de la Gazette du Canada.

Le 10 janvier 2019

La directrice générale
Direction générale de la politique des télécommunications et d’Internet
Pamela Miller

ENVIRONNEMENT ET CHANGEMENT CLIMATIQUE CANADA

Avis aux parties intéressées — Norme sur les combustibles propres : document de conception réglementaire

1. Introduction

Le gouvernement du Canada élabore une Norme sur les combustibles propres afin de réduire les émissions de gaz à effet de serre (GES) du Canada grâce à l’utilisation accrue de combustibles, de sources d’énergie et de technologies à plus faible teneur en carbone. L’objectif de la Norme sur les combustibles propres est d’engendrer des réductions annuelles des émissions totales de gaz à effet de serre de 30 millions de tonnes d’ici 2030, ceci représentant une contribution importante pour l’atteinte de l’objectif du Canada qui consiste à réduire les émissions nationales de GES de 30 % d’ici 2030 par rapport aux niveaux de 2005. La Norme sur les combustibles propres complétera la tarification de la pollution causée par le carbone en réduisant les émissions de gaz à effet de serre tout au long du cycle de vie des combustibles et en stimulant les investissements dans les combustibles et les technologies propres au Canada.

Le règlement relatif à la Norme sur les combustibles propres établira des exigences distinctes pour les combustibles liquides, gazeux et solides. Le règlement sur le groupe des combustibles liquides est le premier en cours d’élaboration; le projet de règlement devrait être publié dans la Partie I de la Gazette du Canada au printemps/été 2019 suivi par le règlement définitif en 2020.

Ce document présente les principaux éléments de la conception du règlement relatif à la Norme sur les combustibles propres, en s’appuyant sur les caractéristiques décrites dans le cadre réglementaire de la Norme sur les combustibles propres qui a été publié en décembre 2017. Étant celui qui sera publié en premier, le règlement sur le groupe des combustibles liquides ne met pas seulement l’accent sur les exigences pour ce groupe, mais il fournit également des renseignements sur les groupes des combustibles gazeux et solides.

Les principaux éléments de conception abordés dans le présent document sont les suivants :

2. Application de la Norme sur les combustibles propres

La Norme sur les combustibles propres s’appliquera à quiconque produit, importe et, dans certains cas, distribue des combustibles fossiles au Canada. Les parties réglementées qui ont une obligation de conformité en matière d’intensité en carbone seront appelées fournisseurs principaux de combustibles fossiles dans le présent document.

Les fournisseurs principaux de combustibles fossiles liquides seront tenus de réduire l’intensité en carbone de leurs combustibles et auront une obligation de conformité en matière d’intensité en carbone fondée sur la quantité de combustibles fossiles liquides qu’ils produisent et importent au Canada.

Les exigences relatives à l’intensité en carbone pour les principaux fournisseurs de combustibles fossiles gazeux et solides seront établies à une date ultérieure. Les parties qui ne sont pas des fournisseurs principaux de combustibles fossiles pourront participer à la Norme sur les combustibles propres en tant que générateurs de crédits volontaires.

Parties réglementées en vertu de la Norme sur les combustibles propres

Fournisseur principal de combustibles fossiles

Le fournisseur principal de combustibles fossiles est la partie responsable du respect des exigences en matière d’intensité en carbone pour les combustibles fossiles qu’elle fournit. Ces parties peuvent également générer des crédits.

Pour les combustibles fossiles liquides, les personnes suivantes seront considérées comme étant des fournisseurs principaux de combustibles fossiles :

Pour les combustibles gazeux, les personnes suivantes seront considérées comme étant des fournisseurs principaux de combustibles fossiles référence 5 :

Pour les combustibles solides, les personnes suivantes seront considérées comme étant des fournisseurs principaux de combustibles fossiles :

Générateur de crédits volontaire

Un générateur de crédit volontaire est une partie, autre qu’un fournisseur principal de combustibles fossiles, qui n’a pas d’obligations en matière de réduction de l’intensité en carbone, mais qui choisit de générer des crédits en vertu de la Norme sur les combustibles propres :

Combustibles assujettis à la Norme sur les combustibles propres

Tous les combustibles fossiles fournis pour utilisation au Canada seront couverts par la Norme sur les combustibles propres, avec quelques exemptions.

Combustibles visés

Dans le cas des combustibles liquides, il s’agit de l’essence, du carburant diesel, du carburéacteur, du kérosène et des mazouts léger et lourd. Dans le cas des combustibles gazeux, il s’agit notamment du gaz naturel (incluant le gaz naturel liquéfié et le gaz naturel comprimé) et du propane.

Les combustibles solides comprennent le charbon, le coke de pétrole et le coke.

En vertu de la Norme sur les combustibles propres, les combustibles non fossiles ne seront pas assujettis à une obligation de conformité en matière d’intensité en carbone.

Exemptions

La Norme sur les combustibles propres ne s’appliquera pas :

La Norme sur les combustibles propres peut établir des exigences en matière de tenue de registres ou de rapport pour certaines de ces exemptions.

Carburants aviation

Les carburéacteurs utilisés au pays seront assujettis à la Norme sur les combustibles propres, cependant, la Norme sur les combustibles propres ne s’appliquera pas au carburéacteur utilisé pour les vols internationaux. Le carburant aviation renouvelable ou tout autre carburant aviation à faible intensité en carbone produit et importé sera admissible pour générer des crédits en vertu de la Norme sur les combustibles propres. Il est envisagé d’utiliser un facteur multiplicateur pour les crédits de carburant aviation à faible teneur en carbone.

Combustibles produits et utilisés à l’interne

Les combustibles fossiles sont parfois produits et utilisés sur place par les producteurs de combustibles fossiles pour produire un combustible fini ou faire fonctionner leurs installations. Ce combustible est appelé « combustible produit et utilisé à l’interne ». La Norme sur les combustibles propres établira une exigence distincte de réduction de l’intensité en carbone pour certains combustibles produits et utilisés à l’interne.

3. Calcul de l’intensité en carbone

En ce qui concerne les combustibles renouvelables ainsi que les autres combustibles et sources d’énergie à faible teneur en carbone, l’intensité en carbone fera l’objet d’une distinction selon le type et l’origine du combustible afin de refléter les émissions de GES associées aux différentes matières premières et aux différents processus de production.

Une valeur moyenne canadienne de l’intensité en carbone sera déterminée pour chaque combustible fossile produit ou importé au Canada. Comme indiqué dans le cadre de réglementation pour la Norme sur les combustibles propres, le règlement ne fera pas de distinction entre les différents types de pétrole brut, qu’ils soient produits au Canada ou importés au pays. Une valeur moyenne de l’intensité en carbone du pétrole brut utilisé au Canada sera utilisée.

Dans le cas des combustibles dérivés du gaz naturel, la Norme sur les combustibles propres ne fera pas de distinction entre le gaz non corrosif et le gaz corrosif, ni selon l’origine du gaz. La valeur moyenne canadienne de l’intensité en carbone du gaz naturel et du propane produits, importés et consommés au Canada sera déterminée. Le traitement du gaz naturel liquéfié et du gaz naturel comprimé reste à être déterminé.

Changements indirects dans l’utilisation des terres

Le changement direct d’utilisation des terres se produit lorsqu’une parcelle de terrain particulière est convertie pour permettre la production de biocarburants. Des changements indirects dans l’utilisation des terres se produisent lorsque des terres ou des cultures sont détournées pour la production de biocarburants ailleurs dans le système agricole mondial. Les changements indirects dans l’utilisation des terres représentent des changements qui n’auraient pas eu lieu sans une augmentation de la demande en biocarburants. Les valeurs d’intensité en carbone ne comprendront pas d’estimation de l’impact des changements indirects dans l’utilisation des terres sur les émissions de GES pour le moment, mais incluront les changements directs d’utilisation des terres.

Il est envisagé d’inclure des critères conçus pour protéger contre les impacts indirects défavorables importants sur l’utilisation des terres. Ceux-ci pourraient inclure, par exemple :

La Norme sur les combustibles propres comprendra une exigence relative à la tenue d’un examen quinquennal en 2025. Entre autres choses, cet examen portera sur des questions comme le règlement devrait-il prendre en compte les changements indirects dans l’utilisation des terres et, si oui, quelles seraient les méthodes appropriées susceptibles d’être utilisées pour tenir compte des changements indirects dans l’utilisation des terres.

Outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles

Environnement et Changement climatique Canada élabore un nouvel outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles pour appuyer la Norme sur les combustibles propres référence 9. L’outil servira à déterminer l’intensité en carbone des combustibles utilisés au Canada. Environnement et Changement climatique Canada rendra l’outil de modélisation disponible gratuitement. Des mises à jour périodiques des ensembles de données de base du modèle sont attendues (possiblement tous les trois à cinq ans).

Valeurs d’intensité en carbone des combustibles fossiles

Les valeurs canadiennes moyennes d’intensité en carbone des combustibles fossiles seront exprimées en grammes d’équivalent en dioxyde de carbone (g d’éq. CO2) par unité d’énergie en mégajoules (MJ), et tiendront compte des émissions de gaz à effet de serre produites durant tout le cycle de vie d’un combustible. L’intensité en carbone moyenne canadienne des combustibles sera calculée à partir de l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles en cours d’élaboration par Environnement et Changement climatique Canada, à partir des données de 2016. Ces valeurs de base serviront à établir les exigences de réduction en matière d’intensité en carbone que les principaux producteurs de combustibles fossiles devront respecter pour les combustibles qu’ils fournissent.

Les combustibles fossiles liquides importés, comme l’essence ou d’autres produits pétroliers raffinés, et la portion pétrolière des mélanges de combustibles fossiles (p. ex. E10) se verront attribuer la même valeur d’intensité en carbone que les valeurs moyennes canadiennes calculées.

La valeur nationale de l’intensité en carbone du pétrole brut sera examinée tous les trois à cinq ans.

Valeurs d’intensité en carbone des combustibles renouvelables et autres combustibles à faible intensité en carbone

Les producteurs de combustibles renouvelables et d’autres combustibles à faible teneur en carbone pourront générer des crédits de conformité à la Norme sur les combustibles propres. Le règlement exigera l’utilisation de l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles pour calculer les valeurs d’intensité en carbone propres aux installations et les soumettre à Environnement et Changement climatique Canada pour approbation, ainsi que les données à l’appui et la vérification par une tierce partie.

Les mêmes exigences s’appliqueront aux combustibles renouvelables importés ou aux autres combustibles à faible teneur en carbone importés ou à la portion importée dans un mélange de combustible à base de pétrole (p. ex. E10). Pour les combustibles importés, il y aura des exigences concernant la transmission de données, y compris des données sur les matières premières et les intrants énergétiques qui ne proviennent pas du Canada.

Valeurs d’intensité en carbone

Une fois approuvée par Environnement et Changement climatique Canada, une valeur d’intensité en carbone sera valide jusqu’à ce que les critères précisés dans le règlement exigeant un examen ou une mise à jour de la valeur soient déclenchés. Les valeurs d’intensité en carbone feront également partie des exigences annuelles de vérification par une tierce partie d’un générateur de crédit. Les données de base à l’appui de l’intensité en carbone de chaque combustible (p. ex. type de matière première et besoins énergétiques) seront vérifiées et les valeurs d’intensité en carbone pourraient être révoquées ou mises à jour si des changements constatés augmentent l’intensité en carbone du combustible ou si les données d’entrée sont erronées, désuètes ou manquantes. Les valeurs d’intensité en carbone feront également l’objet d’un examen par Environnement et Changement climatique Canada.

Exigences relatives au seuil minimal

Les changements apportés aux procédés qui réduisent l’intensité en carbone d’un combustible renouvelable ou à faible teneur en carbone pourraient déclencher une demande de mise à jour de l’intensité en carbone. Un seuil minimal d’amélioration de 1 g d’éq. CO2/MJ ou une différence de 5 % entre la valeur actuelle et la nouvelle valeur proposée, selon la plus élevée des deux éventualités, sera nécessaire pour présenter une demande de nouvelle valeur d’intensité en carbone.

Rapport d’efficacité énergétique

Le rapport d’efficacité énergétique mesure l’efficacité relative avec laquelle un véhicule ou un moteur utilise un combustible particulier. Plus le rapport d’efficacité énergétique est élevé, plus l’utilisation du combustible ou de l’énergie est efficace. Certains rapports d’efficacité énergétique pourraient être mis au point pour des crédits générés par le remplacement de combustibles à utilisation finale précise, par exemple, par le remplacement de l’essence par l’électricité pour alimenter des véhicules légers et lourds.

4. Exigences relatives à la réduction de l’intensité en carbone

Les fournisseurs principaux de combustibles fossiles liquides devront respecter des exigences de réduction de l’intensité en carbone pour chaque combustible qu’ils produisent et importent, et ce, pour chaque période de conformité annuelle (du 1er janvier au 31 décembre). Les exigences de réduction d’intensité en carbone seront exprimées en grammes d’équivalent en dioxyde de carbone (g d’éq. CO2) par unité d’énergie en mégajoules (MJ), et tiendront compte des émissions de gaz à effet de serre produites durant tout le cycle de vie d’un combustible. Les exigences de réduction en matière d’intensité en carbone deviendront plus strictes avec le temps. Les combustibles non fossiles ne seront pas assujettis à une exigence de réduction de l’intensité en carbone.

Obligation annuelle de conformité du fournisseur principal de combustible fossile liquide

La Norme sur les combustibles propres établira une norme (ou limite) maximale annuelle d’intensité en carbone pour chaque combustible fossile produit et importé au Canada. La norme d’intensité en carbone pour 2030 exigera une réduction de 10 g d’éq. CO2 par MJ par rapport à l’intensité en carbone moyenne canadienne de chaque combustible liquide fossile en 2016, telle qu’elle est déterminée par l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles. Cela représente une diminution de 10 % à 12 % de l’intensité en carbone par rapport aux valeurs d’intensité en carbone des combustibles fossiles de 2016, selon le type de combustible.

Les fournisseurs principaux de combustibles fossiles généreront des excédents d’éq. CO2 annuels en fonction de la quantité (en MJ d’énergie) de chaque combustible fossile qu’ils produisent et importent pour utilisation au Canada. La somme des excédents d’éq. CO2 de chaque combustible correspondra à leur obligation annuelle de conformité en matière d’intensité en carbone. Chaque excédent d’éq. CO2 représente une tonne d’équivalent en dioxyde de carbone (t d’éq. CO2).

À la fin de chaque période de conformité, chacun des fournisseurs principaux de combustibles fossiles doit annuler un nombre de crédits correspondant à son obligation de conformité relative à l’intensité en carbone pour cette année, auxquels s’ajoutent tous les excédents d’éq. CO2 reportés des années précédentes.

La méthode de calcul de l’obligation annuelle relative à l’intensité en carbone est présentée à l’annexe 1.

5. Génération de crédits

Trois types d’actions distinctes pourront générer des crédits selon la Norme sur les combustibles propres :

  1. actions qui réduisent l’intensité en carbone du combustible fossile tout au long de son cycle de vie;
  2. fourniture de combustibles renouvelables et d’autres combustibles à faible intensité en carbone;
  3. certains remplacements du combustible à utilisation finale.

Les crédits peuvent être générés par les fournisseurs principaux de combustibles fossiles ou par les générateurs de crédit volontaires qui font les actions mentionnées ci-dessus.

Les combustibles qui peuvent être utilisés dans plus d’un groupe de combustibles généreront des crédits dans le groupe où ils sont réellement utilisés (p. ex., le gaz naturel utilisé pour remplacer les combustibles liquides dans le secteur des transports générerait des crédits dans le groupe des combustibles liquides).

Catégorie de conformité 1 : réduction de l’intensité en carbone du combustible fossile tout au long de son cycle de vie

La Norme sur les combustibles propres reconnaîtra des mesures qui réduisent les émissions de gaz à effet de serre à tout moment dans le cycle de vie des combustibles fossiles. Ces mesures peuvent inclure l’amélioration des processus, l’électrification, le remplacement d’un combustible à plus haute intensité en carbone par un combustible à plus faible intensité en carbone, ainsi que le captage et le stockage du carbone (c.-à-d., les mesures qui réduisent l’intensité en carbone du cycle de vie des combustibles faisant l’objet d’obligations). Ces mesures peuvent être prises par les fournisseurs principaux de combustibles fossiles et par d’autres intervenants en amont ou en aval d’une raffinerie.

Un projet ou une mesure qui réduit les émissions tout au long du cycle de vie d’un combustible dans un seul groupe générerait des crédits dans ce même groupe. Si l’intensité en carbone des combustibles est réduite dans plus d’un groupe (par exemple, dans les raffineries produisant des combustibles liquides, solides et gazeux), le générateur de crédits sera autorisé à choisir le groupe dans lequel les crédits sont générés.

La capacité d’une mesure ou d’un type de projet à générer un crédit sera régie par des protocoles, dont certains peuvent être élaborés par Environnement et Changement climatique Canada. Le règlement relatif à la Norme sur les combustibles propres permettra également aux parties de soumettre un protocole à Environnement et Changement climatique Canada si les protocoles existants ne s’appliquent pas à leur projet. La réglementation précisera les exigences relatives à l’élaboration et à l’obtention de l’approbation d’un protocole.

Une fois qu’un protocole a été approuvé, les parties qui souhaitent obtenir des crédits en entreprenant un projet visé par ledit protocole devront transmettre les renseignements précisés dans ce protocole. Ces renseignements devront être accompagnés d’une vérification effectuée par une tierce partie. Une demande de projet peut inclure un total des réductions d’émissions de plusieurs installations appartenant au fournisseur de combustibles fossiles ou au générateur de crédit volontaire ou exploitées par celui-ci. Le projet doit produire des réductions mesurables des émissions de gaz à effet de serre supérieures à un seuil annuel.

Chaque protocole définira (entre autres choses) :

La Norme sur les combustibles propres reconnaîtra les projets suivants comme étant admissibles à la génération de crédits, tant et aussi longtemps que le projet est conforme à l’ensemble des critères énoncés dans les protocoles pertinents :

Toutefois, la Norme sur les combustibles propres ne permettra pas la génération de crédits pour les éléments suivants :

Il n’y aura aucune limite pour l’utilisation des crédits générés selon la catégorie de conformité 1 sur le marché du crédit ou de l’échange (à savoir, les crédits pourraient être négociables ou être utilisés pour équilibrer les déficits).

Catégorie de conformité 2 : fourniture de combustibles à faible teneur en carbone

La Norme sur les combustibles propres permettra aux producteurs et aux importateurs de combustibles renouvelables ou d’autres combustibles à faible teneur en carbone de générer des crédits, en fonction de la quantité (énergie en MJ) de combustibles renouvelables ou d’autres combustibles à faible teneur en carbone, qu’ils fournissent annuellement au marché canadien.

Les combustibles admissibles doivent avoir une intensité en carbone inférieure à la valeur de référence de l’intensité en carbone du groupe de combustibles et peuvent inclure (sans s’y limiter) le gaz naturel renouvelable, l’éthanol et le diesel renouvelable, le biodiesel, l’huile végétale hydrotraitée, le carburéacteur de remplacement, l’hydrogène, le biogaz, les combustibles synthétiques, le propane renouvelable, la biomasse, les granules de bois, le biocharbon; les déchets solides municipaux, et les résidus forestiers et agricoles.

La génération de crédits

Les crédits seront générés en fonction de la différence entre l’intensité en carbone du combustible renouvelable ou à faible teneur en carbone et la valeur de référence de l’intensité en carbone du groupe dans lequel il est utilisé. Tout combustible renouvelable ou autre combustible à faible teneur en carbone fourni au marché canadien peuvent générer des crédits, y compris les combustibles utilisés pour se conformer aux exigences de combustibles renouvelables existants.

Exigences volumétriques relatives aux combustibles renouvelables

Le Règlement sur les carburants renouvelables fédéral exige que l’essence contienne 5 % de contenu renouvelable et que le carburant diesel et le mazout de chauffage en contiennent 2 %. La Norme sur les combustibles propres intégrera les exigences volumétriques du Règlement sur les carburants renouvelables lorsque les exigences pour le groupe liquide de la Norme sur les combustibles propres seront en vigueur en 2022. Les fournisseurs principaux de combustibles fossiles devront démontrer qu’ils respectent les exigences que l’essence contienne 5 % de contenu renouvelable et que le carburant diesel et le mazout de chauffage en contiennent 2 %. Cela pourrait être fait par le biais du système d’échange de crédits. La norme sur les carburants propres ne fixera pas d’exigences volumétriques renouvelables pour le gaz naturel.

Point de génération de crédits

Les crédits pour les combustibles renouvelables et à faible teneur en carbone seront générés par le producteur et l’importateur de ces combustibles. Pour les combustibles renouvelables qui sont importés dans un produit mélangé (p. ex. E10), le crédit ira à l’importateur du combustible mélangé. Environnement et Changement climatique Canada envisage de permettre le transfert de la génération de crédits aux parties en aval de la production et de l’importation jusqu’aux points de mélange, et sollicite des commentaires à ce sujet.

L’annexe 1 présente les calculs d’une génération de crédits à partir de combustibles renouvelables ou à faible teneur en carbone.

Catégorie de conformité 3 : remplacement de combustible à utilisation finale précise

La Norme sur les combustibles propres permettra certains remplacements de combustible à utilisation finale pour générer des crédits. Il y a remplacement de combustible à utilisation finale lorsqu’un utilisateur final de combustibles change ou modernise ses appareils de combustion (p. ex. un moteur) pour être alimenté par un autre combustible ou une autre source d’énergie. L’utilisation finale du combustible ne réduit pas l’intensité en carbone du combustible fossile. Il réduit plutôt les émissions de gaz à effet de serre en remplaçant le combustible fossile par un combustible ou une énergie à plus faible intensité en carbone.

Dans le groupe des combustibles liquides, le remplacement d’un combustible fossile d’intensité plus élevée en carbone utilisé pour le transport par les combustibles à plus faible teneur en carbone suivants seront admissibles à la génération de crédits : le gaz naturel, le propane et les autres sources d’énergie sans carbone, comme l’électricité ou l’hydrogène. En ce qui concerne les groupes des combustibles gazeux et solides, il reste à déterminer quels remplacements de combustible à utilisation finale seront reconnus pour la génération de crédits.

Remplacement de combustible à utilisation finale en électricité

L’électricité utilisée par les véhicules électriques légers et lourds générera des crédits proportionnels aux émissions évitées si l’on tient compte des émissions de combustibles fossiles sur leur cycle de vie et de l’électricité utilisée pour charger les véhicules électriques. Les crédits pour véhicules électriques légers de tourisme et véhicules électriques lourds seront calculés en remplacement de l’essence et du diesel, respectivement. Une base de référence des véhicules électriques existants et de la consommation d’électricité associée estimée au Canada pour une année de référence (p. ex. 2016) sera déduite de la consommation d’électricité future pour la charge de véhicules électriques dans le calcul des crédits.

La Norme sur les combustibles propres permettra la génération de crédits pour les parties suivantes :

Environnement et Changement climatique Canada examine si la Norme sur les combustibles propres devrait permettre à d’autres acteurs (autres que les entreprises de distribution, les hôtes de sites et les exploitants de réseaux) de générer des crédits et qui devrait être le générateur de crédit pour les véhicules électriques lourds.

Les règles permettront que des crédits soient générés pour les véhicules hors route électriques et les véhicules à pile à hydrogène de la même manière que les véhicules électriques routiers. Cependant, les calculs de crédits seront liés au type de combustibles remplacé et au taux de rendement énergétique des véhicules de remplacement utilisés.

Une exigence pour les bénéficiaires de ces crédits (les entreprises de distribution, les hôtes des sites, et les opérateurs de réseau) de recycler la totalité ou un pourcentage minimal des revenus générés par les crédits de recharge de véhicules électriques est envisagée.

Génération anticipée de crédits

La Norme sur les combustibles propres permettra de générer des crédits pour chaque groupe de combustible. Des crédits pour les combustibles liquides, gazeux et solides peuvent être générés à compter de la date de publication du règlement final sur le groupe des combustibles liquides, qui est prévue en 2020. Tous les crédits de combustibles solides ou gazeux générés avant l’entrée en vigueur du règlement sur les combustibles solides ou gazeux peuvent être mis en banque pour conformité future.

Échange entre les groupes de combustibles

Lorsque les exigences relatives au groupe de combustible liquide entreront en vigueur, un fournisseur principal de combustible fossile sera en mesure de satisfaire jusqu’à 10 % de son obligation reliée au groupe de combustibles liquides avec des crédits issues des groupes de combustibles gazeux ou solides.

Une fois que les exigences relatives aux trois groupes de combustibles seront en vigueur, la Norme sur les combustibles propres permettra aux fournisseurs principaux de combustibles fossiles de chaque volet de s’acquitter d’un pourcentage modeste de leur obligation de conformité en matière d’intensité en carbone en utilisant des crédits des autres groupes de combustibles. Environnement et Changement climatique Canada envisage de fixer cette limite à 10 %.

6. Système d’échange de crédits

Participation au système d’échange de crédits

Les participants au système d’échange de crédits comprennent les fournisseurs principaux de combustibles fossiles et les générateurs de crédit volontaires. Ces participants pourront générer, posséder et acquérir des crédits. Environnement et Changement climatique Canada se demande si d’autres parties devraient être autorisées à participer au système dans des conditions limitées, dans le but d’agir pour le compte de petites entités génératrices de crédit ou d’agréger des crédits.

Un générateur de crédits volontaire sera en mesure de mettre fin à sa participation à la Norme sur les combustibles propres (c.-à-d., être exempté des exigences en matière de déclaration) avec des exigences appropriées en matière de tenue de dossiers et de rapports pour annuler les crédits accumulés ou la propriété de ces crédits.

Dispositions visant à assurer l’intégrité du système de crédits et d’échanges

La Norme sur les combustibles propres établira des exigences pour assurer l’intégrité du système de crédits et d’échanges. Celles-ci incluent :

Dispositions à l’appui de la liquidité des systèmes de crédits et d’échanges

La Norme sur les combustibles propres inclura certaines dispositions pour soutenir la liquidité du système de crédits et d’échanges. Les voici :

Autres dispositions relatives au système du marché des crédits

Production de rapports et émission de crédits

Les générateurs de crédits seront tenus de présenter un rapport sur les transactions de combustibles une fois par année, le 28 février, ou une fois par trimestre, s’ils souhaitent générer des crédits sur une base trimestrielle. Environnement et Changement climatique Canada s’efforcera à déposer les crédits dans le compte de chaque partie dans les 10 jours ouvrables suivant la réception du rapport. Les crédits peuvent ensuite être échangés, conservés ou utilisés à des fins de conformité.

Un diagramme illustrant le cycle de vie d’un crédit (c.-à-d. toutes les étapes entre la prise d’une mesure qui génère un crédit et la présentation du rapport annuel) est inclus à l’annexe 2.

Transparence

Tout en protégeant les renseignements confidentiels, Environnement et Changement climatique Canada peut publier les renseignements suivants publiquement :

Crédits annulés pour les combustibles renouvelables et autres combustibles à faible intensité en carbone exportés

Les crédits générés pour les combustibles renouvelables et à faible teneur en carbone exportés à partir du Canada devront être annulés. Un mécanisme sera élaboré en vertu de la Norme sur les combustibles propres qui exigera l’annulation des crédits pour tous les combustibles renouvelables et à faible teneur en carbone exportés par la partie qui les exporte.

7. Respect des obligations

Chaque fournisseur principal de combustibles fossiles doit respecter son obligation en matière de conformité d’intensité en carbone pour la période de conformité en démontrant, par la présentation de son rapport de conformité annuel, qu’il a retiré de son compte un certain nombre de crédits qui respecte son obligation en matière de conformité d’intensité en carbone pour la période de conformité plus tout excédent d’éq. CO2 reporté. Les fournisseurs principaux de combustibles fossiles ne peuvent emprunter ou utiliser les crédits prévus provenant des réductions de l’intensité en carbone prévues ou projetées à des fins de conformité.

Crédits générés par le système fédéral de tarification fondé sur le rendement et d’autres programmes

Les fournisseurs principaux de combustibles fossiles ne peuvent pas utiliser les crédits qui ont été générés en vertu d’un autre programme ou règlement fédéral, provincial ou territorial, comme les crédits du système fédéral de tarification fondé sur le rendement, pour se conformer à la Norme sur les combustibles propres.

Toutefois, comme il est mentionné à l’article 5, la Norme sur les combustibles propres permettra la génération de crédits pour les mesures qui génèrent également des crédits ou qui sont conformes à d’autres systèmes fédéraux, provinciaux et territoriaux de tarification du carbone, dans le cas où ces mesures sont également conformes à la Norme sur les combustibles propres. Par exemple, une raffinerie qui entreprend une amélioration des procédés qui réduit l’intensité en carbone de son installation peut avoir droit à des crédits supplémentaires en vertu du système fédéral de tarification fondé sur le rendement. Cette même amélioration du processus pourrait également réduire l’intensité en carbone du combustible qu’il fournit. Des crédits seraient accordés en vertu de la Norme sur les combustibles propres pour l’amélioration des procédés.

Calcul du solde de crédits

Le solde de crédits pour les fournisseurs principaux de combustibles fossiles est calculé séparément pour chacun des trois groupes de combustibles.

Autres mesures de souplesse en matière de conformité

En plus de générer ou d’acquérir des crédits auprès d’autres participants au système d’échange de crédits, un fournisseur principal de combustibles fossiles pourra profiter de mesures de souplesse en matière de conformité supplémentaires :

8. Vérification

La Norme sur les combustibles propres mettra en œuvre un programme de vérification. Ce programme exigera qu’un organisme de vérification accrédité et indépendant assure que les informations soumises à Environnement et Changement climatique Canada sont précises et complètes, et conformes aux exigences de la réglementation.

La réglementation nécessitera une vérification indépendante par une tierce partie des rapports de conformité soumis à Environnement et Changement climatique Canada par les fournisseurs principaux de combustibles fossiles et les participants au système de crédits et d’échanges. La réglementation définira le niveau d’assurance requis. Le règlement inclura également les exigences d’accréditation des vérificateurs tiers, y compris les exigences en matière d’indépendance et de conflit d’intérêts.

9. Examen et bilan

L’outil canadien de modélisation du cycle de vie des combustibles et les valeurs d’intensité en carbone seront mis à jour et révisés périodiquement.

La Norme sur les combustibles propres comprendra un examen quinquennal (c.-à-d., en 2025). L’examen portera sur la question de savoir si et comment les répercussions des changements indirects d’utilisation des terres devraient être prises en compte et sur le traitement des exigences relatives à la teneur minimale en combustibles renouvelables.

10. Prochaines étapes

Échéancier du règlement

L’avant-projet de règlement sur le groupe des combustibles liquides devrait être publié dans la Partie I de la Gazette du Canada au printemps/été 2019, alors que la version définitive sera publiée en 2020 pour une entrée en vigueur en 2022.

Le projet de règlement sur les groupes des combustibles gazeux et solides devrait être publié dans la partie I de la Gazette du Canada vers la fin de 2020, et sa version définitive en 2021, pour une entrée en vigueur en 2023.

Secteurs touchés par les échanges et rejetant de grandes quantités d’émissions

Les secteurs touchés par les échanges et rejetant de grandes quantités d’émissions ont exprimé leur inquiétude quant aux effets des coûts cumulés de la Norme sur les combustibles propres, combinés à la fixation du prix du carbone pouvant affecter leur compétitivité. En juillet 2018, Environnement et Changement climatique Canada a annoncé que, afin de donner le temps nécessaire pour élaborer efficacement la politique, le processus réglementaire sera repoussé d’environ 18 mois pour les obligations de conformité pour les combustibles solides et gazeux.

Environnement et Changement climatique Canada a mis sur pied un groupe de travail multipartite sur les secteurs à forte intensité d’émissions et exposés au commerce dans le cadre des consultations sur la Norme sur les combustibles propres. Ce groupe de travail offrira une tribune pour mieux comprendre les préoccupations de ces secteurs et examiner les options qui pourraient être intégrées à la Norme sur les combustibles propres afin d’atténuer les répercussions sur la compétitivité des secteurs tout en atteignant l’objectif de réduction des émissions de la Norme sur les combustibles propres de 2030.

Commentaires

Les parties intéressées peuvent soumettre des commentaires par courriel ou par la poste au plus tard le 1er février 2019 à l’adresse ci-après.

La Norme pour les combustibles propres : document de conception réglementaire
Division du pétrole, du gaz et de l’énergie de remplacement
Direction de l’énergie et des transports
Environnement et Changement climatique Canada
351, boulevard Saint-Joseph
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Courriel : ec.cfsncp.ec@canada.ca

Annexe I — Méthode de calcul de l’obligation de conformité en matière d’intensité en carbone et des crédits

Calcul de l’obligation de conformité en matière d’intensité en carbone

Création de crédits : Calcul d’un crédit pour l’approvisionnement en combustibles à faible teneur en carbone

Calcul de la valeur d’intensité en carbone de référence du groupe pour le calcul des crédits

Environnement et Changement climatique Canada calculera la valeur d’intensité en carbone de référence du groupe pour le calcul des crédits pour chaque année de conformité (la référence du groupe pour le calcul des crédits).

Annexe II — Cycle de vie du crédit selon la norme sur les combustibles propres

Diagramme-Des renseignements complémentaires se trouvent dans les paragraphes adjacents.

INNOVATION, SCIENCES ET DÉVELOPPEMENT ÉCONOMIQUE CANADA

LOI SUR LA RADIOCOMMUNICATION

Avis no SMSE-017-18 — Publication de la NMB-005, 5e édition

Avis est par la présente donné qu’Innovation, Sciences et Développement économique Canada (ISDE) a publié le document suivant :

Cette norme entrera en vigueur au moment de sa publication sur la page des publications officielles du site Web de Gestion du spectre et télécommunications.

Renseignements généraux

La liste des normes sur le matériel brouilleur sera modifiée en conséquence.

Présentation de commentaires

Les commentaires et suggestions pour améliorer cette norme peuvent être soumis en ligne en utilisant le formulaire Demande de changement à la norme.

Obtention de copies

Le présent avis ainsi que les documents cités sont affichés sur le site Web de Gestion du spectre et télécommunications.

On peut consulter la version officielle des avis sur le site Web de la Gazette du Canada.

Le 17 décembre 2018

Le directeur général
Direction générale du génie, de la planification et des normes
Martin Proulx

BUREAU DU CONSEIL PRIVÉ

Possibilités de nominations

Nous savons que notre pays est plus fort et notre gouvernement plus efficace lorsque les décideurs reflètent la diversité du Canada. Le gouvernement du Canada a mis en œuvre un processus de nomination transparent et fondé sur le mérite qui reflète son engagement à assurer la parité entre les sexes et une représentation adéquate des Autochtones et des groupes minoritaires dans les postes de direction. Nous continuons de rechercher des Canadiens qui incarnent les valeurs qui nous sont chères : l’inclusion, l’honnêteté, la prudence financière et la générosité d’esprit. Ensemble, nous créerons un gouvernement aussi diversifié que le Canada.

Nous nous engageons également à offrir un milieu de travail sain qui favorise la dignité et l’estime de soi des personnes et leur capacité à réaliser leur plein potentiel au travail. Dans cette optique, toutes les personnes nommées devront prendre des mesures pour promouvoir et maintenir un environnement de travail sain, respectueux et exempt de harcèlement.

Le gouvernement du Canada sollicite actuellement des candidatures auprès de divers Canadiens talentueux provenant de partout au pays qui manifestent un intérêt pour les postes suivants.

Possibilités d’emploi actuelles

Les possibilités de nominations des postes pourvus par décret suivantes sont actuellement ouvertes aux demandes. Chaque possibilité est ouverte aux demandes pour un minimum de deux semaines à compter de la date de la publication sur le site Web des nominations par le gouverneur en conseil.

Poste

Organisation

Date de clôture

Administrateur en chef

Service canadien d’appui aux tribunaux administratifs

 

Président du conseil

Fondation Asie-Pacifique du Canada

 

Administrateur

Fondation Asie-Pacifique du Canada

11 février 2019

Administrateur

Banque de développement du Canada

 

Directeur

Conseil des Arts du Canada

 

Président

Fondation du Canada pour l’appui technologique au développement durable

 

Président du conseil

Société immobilière du Canada Limitée

 

Président et premier dirigeant

Société immobilière du Canada Limitée

 

Président (nommé par le gouverneur en conseil fédéral et le lieutenant-gouverneur de la province)

Office Canada — Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers

 

Président et premier dirigeant de la société

Société canadienne des postes

 

Président

Musée des sciences et de la technologie du Canada

 

Vice-président

Musée des sciences et de la technologie du Canada

 

Président et chef de la direction

Corporation commerciale canadienne

 

Président, vice-président et administrateur

Régie canadienne de l’énergie

 

Commissaire en chef, Commissaire en chef adjoint et commissaire

Régie canadienne de l’énergie

 

Président

Instituts de recherche en santé du Canada

 

Vice-président

Musée canadien pour les droits de la personne

 

Vice-président

Musée canadien de l’immigration du Quai 21

 

Vice-président

Musée canadien de la nature

 

Membre régional (Québec)

Conseil de la radiodiffusion et des télécommunications canadiennes

 

Président du conseil et membre

Conseil consultatif canadien de la statistique

 

Président-directeur général (premier dirigeant)

Commission canadienne du tourisme

 

Président

Commission civile d’examen et de traitement des plaintes relatives à la Gendarmerie royale du Canada

 

Président et premier dirigeant

Construction de défense (1951) Limitée

 

Président et premier dirigeant

Exportation et développement Canada

 

Président du conseil

Financement agricole Canada

 

Président-directeur général

Financement agricole Canada

 

Vice-président

Conseil des produits agricoles du Canada

 

Premier dirigeant

La Société des ponts fédéraux Limitée

 

Commissaire

Agence de la consommation en matière financière du Canada

 

Président

Conseil de gestion financière des Premières Nations

 

Président

Commission de la fiscalité des premières nations

 

Vice-président

Commission de la fiscalité des premières nations

 

Administrateur

Office de commercialisation du poisson d’eau douce

 

Administrateur (fédéral)

Administration portuaire de Hamilton

 

Commissaire et président

Commission mixte internationale

 

Membre (nomination à une liste)

Organes de règlement des différends en matière de commerce international et d’investissement international

 

Premier dirigeant

Les Ponts Jacques Cartier et Champlain Incorporée

 

Administrateur

Les Ponts Jacques Cartier et Champlain Incorporée

7 février 2019

Bibliothécaire et archiviste du Canada

Bibliothèque et Archives du Canada

 

Président et premier dirigeant

Marine Atlantique S.C.C.

 

Président

Société du Centre national des Arts

 

Vice-président

Société du Centre national des Arts

 

Premier dirigeant

Commission de la capitale nationale

 

Membre

Commission de la capitale nationale

 

Commissaire du gouvernement à la cinématographie

Office national du film

 

Directeur

Musée des beaux-arts du Canada

 

Premier conseiller

Conseil national de recherches du Canada

 

Président

Conseil de recherches en sciences naturelles et en génie du Canada

 

Ombudsman canadien

Bureau de l’ombudsman canadien pour la responsabilité des entreprises

 

Commissaire de la concurrence

Bureau du commissaire de la concurrence

 

Ombudsman

Bureau de l’Ombudsman de la Défense nationale et des Forces canadiennes

 

Administrateur (fédéral)

Administration portuaire d’Oshawa

 

Président du conseil

Administration de pilotage du Pacifique

 

Directeur général

Parcs Canada

 

Vice-président et membre

Conseil d’examen du prix des médicaments brevetés

 

Membre du Comité consultatif

Comité consultatif sur les paiements versés en remplacement d’impôts

 

Président de la monnaie

Monnaie royale canadienne

 

Président et vice-président

Comité externe d’examen de la Gendarmerie royale du Canada

 

Recteur

Collège militaire royal du Canada

 

Administrateur (fédéral)

Administration portuaire du Saguenay

 

Président

Téléfilm Canada

 

Conseiller (maritime et médical)

Tribunal d’appel des transports du Canada

 

Président et chef de la direction

VIA Rail Canada Inc.