Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement : DORS/2019-266

La Gazette du Canada, Partie II, volume 153, numéro 14

Enregistrement
DORS/2019-266 Le 28 juin 2019

LOI SUR LA TARIFICATION DE LA POLLUTION CAUSÉE PAR LES GAZ À EFFET DE SERRE

LOI SUR LES PÉNALITÉS ADMINISTRATIVES EN MATIÈRE D’ENVIRONNEMENT

C.P. 2019-974 Le 27 juin 2019

Sur recommandation de la ministre de l’Environnement, Son Excellence la Gouverneure générale en conseil prend le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement, ci-après :

• a) en vertu des articles 192, 193, 198 et 256 de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre ^{référence a};
• b) en vertu de l’article 5 ^{référence b} de la Loi sur les pénalités administratives en matière d’environnement ^{référence c}.

Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement

Définitions et interprétation

Définition de installation

1 (1) Pour l’application de la Loi et du présent règlement, installation s’entend, selon le cas :

• a) de l’ensemble constitué des éléments ci-après qui sont exploités de façon coordonnée et complémentaire afin de réaliser des activités industrielles :
  • (i) le site unique ou deux ou plusieurs sites où sont exercées les activités industrielles ainsi que les bâtiments, équipements, structures ou éléments stationnaires qui s’y trouvent,
  • (ii) tout autre site utilisé dans le cadre des activités industrielles, notamment une carrière, un bassin de résidus, une lagune, un bassin d’eaux usées ou un site d’enfouissement;
• b) de la partie du réseau de gazoducs située dans une province et utilisée pour transporter du gaz naturel traité, constituée de gazoducs et d’infrastructures ou équipements connexes — notamment stations de compression, infrastructures de stockage et compresseurs — qui sont exploités de façon coordonnée et complémentaire, à l’exclusion, toutefois, des gazoducs et infrastructures ou équipements situés en aval d’une station de comptage qui servent au transport du gaz naturel pour la distribution locale.

Plus d’une personne responsable — alinéa (1)a)

(2) Si plus d’une personne est responsable à titre de propriétaire ou autrement des éléments visés aux sous-alinéas (1)a)(i) et (ii), notamment en a la direction, la gestion ou la maîtrise, ou est le véritable décideur en ce qui a trait à leur exploitation, ceux-ci ne sont compris dans la définition d’installation que s’ils ont en commun une même personne qui en est ainsi responsable ou qui est le véritable décideur en ce qui a trait à leur exploitation.

Plus d’une personne responsable — alinéa (1)b)

(3) Si plus d’une personne est responsable à titre de propriétaire ou autrement des gazoducs et des infrastructures ou équipements connexes visés à l’alinéa (1)b), notamment en a la direction, la gestion ou la maîtrise, ou est le véritable décideur en ce qui a trait à leur exploitation, ceux-ci ne sont compris dans la définition d’installation que s’ils ont en commun une même personne qui en est ainsi responsable ou qui est le véritable décideur en ce qui a trait à leur exploitation.

Une seule installation

(4) Si deux ou plusieurs installations visées à l’alinéa b) de la définition de installation au paragraphe (1) situées dans une même province relèvent de la même personne responsable ou, si elles relèvent de plus d’une personne responsable, ont au moins une personne responsable en commun et sont exploitées de façon coordonnée et complémentaire, elles sont réputées constituer une seule installation.

Interprétation

(5) À l’égard d’une installation :

• a) toute partie d’une route publique ou d’une voie ferrée qui est bordée des deux côtés par l’installation et qui est utilisée afin de réaliser les activités industrielles de cette dernière est réputée faire partie de l’installation;
• b) il est entendu que toute partie d’une voie ferrée qui est utilisée exclusivement afin de réaliser les activités industrielles de l’installation fait partie de celle-ci;
• c) il est entendu que l’établissement où sont concentrées les activités juridiques, administratives et de gestion n’est pas visé par la définition de installation s’il n’est pas situé à l’endroit où les activités industrielles sont exercées;
• d) si deux ou plusieurs installations visées à l’alinéa b) de la définition de installation au paragraphe (1), étant situées dans une même province, relèvent de la même personne responsable ou, si elles relèvent de plus d’une personne responsable, ont au moins une personne responsable en commun et ne sont pas exploitées de façon coordonnée et complémentaire, chacune d’entre elles constitue une installation distincte.

Définitions

2 (1) Les définitions qui suivent s’appliquent au présent règlement.

• activité industrielle visée À l’égard d’une installation assujettie, toute activité industrielle visée à l’alinéa 5(2)a), aux sous-alinéas 5(2)b)(i) ou (ii) ou à l’alinéa 5(2)c), selon le cas. (specified industrial activity)
• agent autorisé
  • a) Dans le cas où la personne responsable de l’installation assujettie est une personne physique, celle-ci ou la personne physique autorisée à agir en son nom;
  • b) dans le cas où elle est une personne morale, celui de ses dirigeants qui est autorisé à agir en son nom;
  • c) dans le cas où elle est une autre entité, la personne physique autorisée à agir en son nom. (authorized official)
• biomasse Vise les plantes ou matières végétales, déchets d’origine animale ou leurs produits dérivés, notamment le bois et les produits de bois, le charbon de bois, les résidus d’origine agricole, la matière organique d’origine biologique dans les déchets urbains et industriels, les gaz d’enfouissement, les bioalcools, la liqueur de cuisson, les gaz de digestion des boues ainsi que les combustibles d’origine animale ou végétale. (biomass)
• capacité totale À l’égard d’un groupe ou de tout équipement qui produit de l’électricité :
  • a) soit la puissance maximale continue (la puissance nette maximale qui peut être maintenue en continu par le groupe ou l’équipement, sans l’utilisation de brûleurs de conduits, une température de 15° C et à une pression de 101,325 kPa) la plus récente déclarée à l’autorité provinciale responsable ou à l’exploitant de réseau électrique dans la province où se trouve le groupe ou l’équipement, exprimée en MW d’électricité;
  • b) soit, en l’absence d’une telle déclaration, la quantité maximale d’électricité, qui est produite de façon continue par le groupe ou l’équipement pendant deux heures au cours d’une année civile, exprimée en MW d’électricité. (total capacity)
• chaux dolomitique Chaux dérivée de calcaire contenant 5 % ou plus de carbonate de magnésium. (dolomitic lime)
• chaux forte en calcium Chaux dérivée de calcaire contenant moins de 5 % de carbonate de magnésium. (high-calcium lime)
• chaux spécialisée Chaux produite par le passage, à plusieurs reprises, de chaux dolomitique dans un four ou par l’ajout à cette chaux de matériaux supplémentaires en vue d’en modifier les propriétés. (speciality lime)
• ciment blanc Mélange composé principalement de clinker contenant 0,5 % d’oxyde ferrique par poids ou moins, de calcaire et de gypse. (white cement)
• ciment gris Mélange composé principalement de clinker contenant plus de 0,5 % d’oxyde ferrique par poids, de calcaire et de gypse. (grey cement)
• combustible gazeux Combustible fossile qui est à l’état gazeux à une température de 15° C et à une pression de 101,325 kPa. (gaseous fuel)
• combustible liquide Combustible fossile qui est à l’état liquide à une température de 15° C et à une pression de 101,325 kPa. (liquid fuel)
• combustible solide Combustible fossile qui est à l’état solide à une température de 15° C et à une pression de 101,325 kPa. (solid fuel)
• directive 017 La directive intitulée Directive 017: Measurement Requirements for Oil and Gas Operations, publiée le 13 décembre 2018 par le Alberta Energy Regulator. (Directive 017)
• directive PNG017 La directive intitulée Directive PNG017: Measurement Requirements for Oil and Gas Operations, publiée le 1er août 2017 par le gouvernement de la Saskatchewan. (Directive PNG017)
• émissions associées à l’utilisation de produits industriels Émissions provenant de l’utilisation d’un produit dans un procédé industriel qui n’occasionne aucune réaction chimique ou physique du produit lui-même, notamment les émissions provenant de l’utilisation d’hexafluorure de soufre (SF₆), de HFC ou de PFC comme gaz de couverture et de l’utilisation de HFC ou de PFC pour le gonflement de la mousse. (industrial product use emissions)
• émissions de combustion stationnaire de combustible Émissions provenant de la combustion, au moyen de dispositifs stationnaires, de combustibles solides, de combustibles liquides, de combustibles gazeux ou de pneus ou bardeaux bitumés, entiers ou partiels, pour produire de la chaleur utile. (stationary fuel combustion emissions)
• émissions des déchets Émissions provenant de l’élimination des déchets à l’installation, notamment de l’enfouissement des déchets solides, du traitement biologique ou de l’incinération des déchets et du torchage des gaz d’enfouissement. Sont exclues de la présente définition les émissions provenant de la combustion de pneus ou bardeaux bitumés, entiers ou partiels, pour produire de la chaleur utile ainsi que les émissions liées au transport sur le site. (waste emissions)
• émissions des eaux usées Émissions provenant des eaux usées industrielles et du traitement des eaux usées industrielles à l’installation. (wastewater emissions)
• émissions de torchage Émissions contrôlées de gaz au cours d’activités industrielles, provenant de la combustion d’un flux gazeux ou liquide produit à l’installation à des fins autres que la production de chaleur utile. Sont exclues de la présente définition les émissions provenant du torchage des gaz d’enfouissement. (flaring emissions)
• émissions d’évacuation Émissions contrôlées dues à la conception de l’installation, aux méthodes utilisées pour la fabrication ou le traitement d’une substance ou d’un produit ou à l’utilisation d’une pression supérieure à la capacité de l’équipement de l’installation. (venting emissions)
• émissions dues aux fuites Émissions incontrôlées. Sont exclues de la présente définition les émissions associées à l’utilisation de produits industriels et les émissions liées aux procédés industriels. (leakage emissions)
• émissions liées au transport sur le site Émissions provenant de véhicules, immatriculés ou non, et d’autres engins qui sont utilisés à l’installation pour le transport de substances, de matières, d’équipements ou de produits utilisés dans un procédé de production ou le transport de personnes et qui sont alimentés par du combustible dont la livraison est visée par un certificat d’exemption au titre du sous-alinéa 36(1)b)(v) de la Loi. (on-site transportation emissions)
• émissions liées aux procédés industriels Émissions provenant d’un procédé industriel comportant des réactions chimiques ou physiques autres que la combustion et dont le but n’est pas la production de chaleur utile. (industrial process emissions)
• énergie thermique Énergie thermique utile sous forme de vapeur ou d’eau chaude, qui est destinée à être utilisée à des fins industrielles. (thermal energy)
• gaz naturel Mélange d’hydrocarbures — tels que le méthane, l’éthane ou le propane — qui est composé d’au moins 70 % de méthane par volume ou a un pouvoir calorifique supérieur d’au moins 35 MJ/m³ normalisés et d’au plus 41 MJ/m³ normalisés, et qui est à l’état gazeux à une température de 15° C et à une pression de 101,325 kPa. Sont exclus de la présente définition les gaz d’enfouissement, les gaz de digesteur, les gaz de raffineries, les gaz de haut fourneau, les gaz de cokerie, les gaz dérivés du coke de pétrole ou du charbon au moyen de procédés industriels — y compris les gaz de synthèse. (natural gas)
• groupe Ensemble qui est constitué de chaudières ou de moteurs à combustion ainsi que de tout autre équipement raccordé à ceux-ci — notamment les brûleurs de conduit ou autres dispositifs de combustion, systèmes de récupération de la chaleur, turbines à vapeur, générateurs et dispositifs de contrôle des émissions — et qui produit de l’électricité et, le cas échéant, de l’énergie thermique à partir de la combustion de combustibles fossiles. (unit)
• groupe chaudière S’entend au sens du paragraphe 2(1) du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel. (boiler unit)
• groupe moteur à combustion S’entend au sens du paragraphe 2(1) du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel. (combustion engine unit)
• HFC Les hydrofluorocarbures qui figurent aux articles 6 à 24 de l’annexe 3 de la Loi. (HFC)
• installation de production d’électricité Installation assujettie, autre qu’une installation visée à l’alinéa 5(2)c), dont l’activité industrielle principale est la production d’électricité, qui est utilisée pour produire de l’électricité à partir de combustibles fossiles et qui est constituée d’un groupe ou d’un ensemble de groupes. (electricity generation facility)
• lignes directrices du GIEC Les Lignes directrices 2006 du GIEC pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre, publiées en 2006 par l’Institut des stratégies environnementales mondiales. (IPCC Guidelines)
• Loi La Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre. (Act)
• méthode d’ECCC Le document intitulé Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada, Programme de déclaration des gaz à effet de serre, publié en 2017 par le ministère de l’Environnement. (GHGRP)
• méthode de la WCI Le document intitulé Final Essential Requirements of Mandatory Reporting, publiée le 17 décembre 2010 par la Western Climate Initiative. (WCI Method)
• moteur à combustion Tout moteur, à l’exception du moteur autopropulsé et du moteur conçu pour être propulsé tout en accomplissant sa fonction :
  • a) soit qui fonctionne selon le cycle thermodynamique de Brayton et qui brûle des combustibles fossiles en vue de la production d’une quantité nette de force motrice;
  • b) soit qui brûle des combustibles fossiles et qui utilise un mouvement alternatif en vue de la conversion d’énergie thermique en travail mécanique. (combustion engine)
• norme ISO 14065 La norme ISO 14065 de l’Organisation internationale de normalisation, intitulée Gaz à effet de serre — Exigences pour les organismes fournissant des validations et des vérifications des gaz à effet de serre en vue de l’accréditation ou d’autres formes de reconnaissance, publiée en 2013. (ISO Standard 14065)
• PFC Les hydrocarbures perfluorés qui figurent aux articles 25 à 33 de l’annexe 3 de la Loi. (PFC)
• PRP ou potentiel de réchauffement planétaire Le potentiel de réchauffement planétaire indiqué à la colonne 2 de l’annexe 3 de la Loi pour le gaz à effet de serre qui figure à la colonne 1 de cette annexe. (global warming potential or GWP)
• rapport énergie thermique-électricité À l’égard d’un groupe ou de tout équipement qui produit de l’électricité, le rapport entre la quantité totale d’énergie thermique et la quantité totale d’électricité brute produites par le groupe ou l’équipement pour une année civile, sauf celles produites au moyen de brûleurs de conduits, et exprimées dans les mêmes unités. (thermal energy to electricity ratio)
• type d’émissions visé Tout type d’émissions énuméré au paragraphe 5(1). (specified emission type)

Incorporation par renvoi

(2) Sauf indication contraire, toute mention d’un document incorporé par renvoi dans le présent règlement constitue un renvoi au document avec ses modifications successives, sauf dans le cas de la méthode d’ECCC et de la norme ISO 14065.

Objet

Objet

3 Le présent règlement met en œuvre le système de tarification pour les émissions industrielles de gaz à effet de serre qui est fondé sur le rendement des installations assujetties où sont exercées des activités industrielles.

Survol

Composantes du système

4 Le présent règlement prévoit :

• a) les modalités selon lesquelles la personne responsable d’une installation assujettie est tenue, en application de la partie 2 de la Loi, de fournir un rapport comportant les renseignements relatifs à la limite d’émissions de gaz à effet de serre et de le faire vérifier;
• b) les règles de quantification des gaz à effet de serre provenant de l’installation assujettie et de la production pour chaque activité industrielle visée qui y est exercée;
• c) la façon de déterminer la limite d’émissions de gaz à effet de serre applicable à l’installation assujettie, à partir de sa production pour chaque activité industrielle visée et de la norme de rendement applicable;
• d) les modalités relatives au versement de la compensation pour les émissions excédentaires et à l’émission des crédits excédentaires.

Champ d’application

Quantification des gaz à effet de serre

5 (1) Sous réserve de l’article 22, les gaz à effet de serre sont quantifiés pour les types d’émissions suivants :

• a) les émissions de combustion stationnaire de combustible;
• b) les émissions liées aux procédés industriels;
• c) les émissions associées à l’utilisation de produits industriels;
• d) les émissions d’évacuation;
• e) les émissions de torchage;
• f) les émissions dues aux fuites;
• g) les émissions liées au transport sur le site;
• h) les émissions des déchets;
• i) les émissions des eaux usées.

Activités industrielles visées

(2) Des normes de rendement sont établies aux termes du présent règlement pour les activités industrielles suivantes :

• a) s’agissant d’une installation assujettie visée à l’alinéa a) de la définition de installation assujettie à l’article 169 de la Loi, les activités industrielles prévues à l’annexe 1 qui y sont exercées;
• b) s’agissant d’une installation assujettie visée à l’alinéa b) de la définition de installation assujettie à l’article 169 de la Loi, les activités industrielles suivantes :
  • (i) si, selon la demande présentée à son égard au titre du paragraphe 172(1) de la Loi, l’activité principale qui y est exercée est une activité industrielle prévue à l’annexe 1, les activités industrielles prévues à l’annexe 1 qui y sont exercées,
  • (ii) si, selon cette demande, l’activité principale qui y est exercée est une activité industrielle autre que celles prévues à l’annexe 1, les activités industrielles — y compris toute activité industrielle prévue à l’annexe 1 — qui y sont exercées et qui sont précisées dans l’avis que lui fait parvenir le ministre avec son certificat d’installation assujettie;
• c) s’agissant d’une installation assujettie visée à l’alinéa b) de la définition de installation assujettie à l’article 169 de la Loi où est exercée à titre principal une activité autre qu’une activité industrielle et où, selon la demande présentée à son égard au titre du paragraphe 172(1) de la Loi, est exercée une activité industrielle, les activités industrielles prévues à l’annexe 1 qui y sont exercées.

Fin de la désignation

Annulation de la désignation

6 (1) En application du paragraphe 172(3) de la Loi, le ministre peut annuler la désignation de toute installation assujettie qui a été désignée à la condition d’émettre, au cours d’au moins une des trois années civiles suivant la date où elle a commencé sa production, une quantité de gaz à effet de serre égale à au moins 10 kt de CO₂e si, au 31 décembre de la troisième année civile suivant cette date, cette condition n’est pas remplie.

Avis

(2) Le ministre avise la personne responsable de l’installation assujettie de son intention d’annuler la désignation au moins trente jours avant l’annulation.

Cesser d’être une installation assujettie

7 (1) Une installation cesse d’être une installation assujettie dans les circonstances suivantes :

• a) elle a cessé toute production dans le cadre des activités industrielles visées, durant cinq périodes de conformité consécutives;
• b) la personne responsable de l’installation assujettie en fait la demande car il est prévu que les activités industrielles visées qui y sont exercées cesseront durant au moins douze mois consécutifs.

Date de la cessation

(2) La date à laquelle l’installation assujettie cesse d’être une installation assujettie est la suivante :

• a) pour l’application de l’alinéa (1)a), le 31 décembre de la cinquième année civile consécutive à l’égard de laquelle le rapport annuel ne fait état d’aucune production;
• b) pour l’application de l’alinéa (1)b), la date qui correspond à la plus tardive des éventualités suivantes :
  • (i) le trentième jour suivant la date où le ministre reçoit la demande de la personne responsable;
  • (ii) le jour où l’installation assujettie cesse sa production.

Cessation pendant une période de conformité

(3) Si une installation cesse d’être une installation assujettie avant la fin d’une période de conformité, la personne qui en était responsable doit respecter les obligations prévues par la section 1 de la partie 2 de Loi, y compris celles prévues par le présent règlement, à l’égard de la partie de la période de conformité durant laquelle l’installation était une installation assujettie.

Installation assujettie

Critères — définition article 169 de la Loi

8 Pour l’application de l’alinéa a) de la définition de installation assujettie à l’article 169 de la Loi, les critères à remplir par l’installation située dans une province ou une zone figurant à la partie 2 de l’annexe 1 de la Loi sont les suivants :

• a) avoir fait l’objet d’un rapport établi en conformité avec un Avis concernant la déclaration des gaz à effet de serre (GES) publié en vertu de l’article 46 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) — indiquant qu’elle a émis une quantité de gaz à effet de serre de 50 kt de CO₂e ou plus, à titre d’une ou plusieurs installations, au sens de cet avis, pour l’année civile 2014 ou une année civile subséquente;
• b) être une installation où est exercée, à titre principal :
  • (i) soit l’une des activités industrielles prévues à l’annexe 1, si elle est située dans une province ou une zone figurant à la partie 2 de l’annexe 1 de la Loi, autre que la Saskatchewan,
  • (ii) soit l’une des activités industrielles prévues aux articles 5 ou 38 de l’annexe 1, si elle est située en Saskatchewan.

Période de conformité

Période de conformité

9 (1) Sous réserve du paragraphe (2), la période débutant le 1^er janvier et se terminant le 31 décembre de chaque année civile à compter de 2019 est précisée pour l’application de la définition de période de conformité à l’article 169 de la Loi.

Période de conformité partielle

(2) Si une installation devient une installation assujettie sous le régime de la Loi après le 1er janvier d’une année civile, la période précisée à son égard, pour l’application de la définition de période de conformité à l’article 169 de la Loi, débute, pour cette année civile, selon le cas :

• a) à la date de prise d’effet de l’inscription précisée dans l’avis donné par le ministre du Revenu national en application du paragraphe 64(2) de la Loi;
• b) à la date d’enregistrement précisée dans le certificat délivré en application du paragraphe 171(2) de la Loi, si l’installation assujettie est située à l’Île-du-Prince-Édouard.

Personne responsable

Personne responsable

10 Pour l’application du présent règlement, la personne responsable d’une installation ou d’une installation assujettie est celle qui en est responsable à titre de propriétaire ou autrement, notamment qui en a la direction, la gestion ou la maîtrise, ou qui est le véritable décideur en ce qui a trait à son exploitation.

Rapport annuel

Contenu

11 (1) Sous réserve du paragraphe (2) et de l’article 16, le rapport que la personne responsable d’une installation assujettie est tenue de fournir pour une période de conformité, en application de l’article 173 de la Loi, est établi annuellement pour chaque installation assujettie dont elle est responsable et comporte les renseignements qui figurent à l’annexe 2 ainsi que les renseignements suivants :

• a) s’agissant d’une installation assujettie, autre que celle visée aux alinéas b) ou c) :
  • (i) la quantité totale des gaz à effet de serre provenant de l’installation assujettie, déterminée conformément à l’article 17 pour la période de conformité et exprimée en tonnes de CO₂e,
  • (ii) la production de l’installation assujettie pour chacune des activités industrielles visées, quantifiée conformément à l’article 31 pour la période de conformité;
• b) s’agissant d’une installation de production d’électricité :
  • (i) la quantité totale des gaz à effet de serre attribuables à chacun des groupes dont elle est constituée, déterminée conformément à l’article 20 pour la période de conformité et exprimée en tonnes de CO₂e,
  • (ii) la somme, pour l’ensemble des groupes dont elle est constituée, de toute quantité totale des gaz à effet de serre visée au sous-alinéa (i), exprimée en tonnes de CO₂e,
  • (iii) la production de chacun des groupes dont elle est constituée pour chacune des activités industrielles prévues aux alinéas 38a) à c) de l’annexe 1 du groupe, quantifiée conformément à l’article 32 pour la période de conformité et exprimée séparément pour chacune des activités,
  • (iv) la somme, pour l’ensemble des groupes dont elle est constituée, de la production de tous ces groupes, pour la période de conformité, pour toutes les activités industrielles prévues aux alinéas 38a) à c) de l’annexe 1;
• c) s’agissant d’une installation assujettie où sont exercées d’une part l’activité industrielle de production de charbon à partir de l’exploitation de gisement de charbon et d’autre part, si elle est constituée d’un groupe ou d’un ensemble de groupes enregistrés en vertu du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone – secteur de l’électricité thermique au charbon, celle de production d’électricité :
  • (i) la quantité totale des gaz à effet de serre provenant de l’installation assujettie, soit la somme de la quantité totale des gaz à effet de serre attribuables à l’exploitation de gisement de charbon, déterminée conformément à l’article 17, et des quantités totales des gaz à effet de serre attribuables à la production d’électricité, déterminées conformément à l’article 20, pour la période de conformité, et exprimée en tonnes de CO₂e,
  • (ii) en ce qui a trait à la production de charbon à partir de l’exploitation de gisement de charbon, la production pour chaque activité industrielle visée, quantifiée conformément à l’article 31 pour la période de conformité,
  • (iii) en ce qui a trait à la production d’électricité :
  • (A) la production de chacun des groupes dont elle est constituée, pour chacune des activités industrielles prévues aux alinéas 38a) à c) de l’annexe 1 du groupe, quantifiée conformément à l’article 32 pour la période de conformité et exprimée séparément pour chacune des activités,
  • (B) la somme, pour l’ensemble des groupes dont elle est constituée, de la production de tous ces groupes, pour la période de conformité pour toutes les activités industrielles prévues aux alinéas 38a) à c) de l’annexe 1;
• d) la quantité de gaz à effet de serre émise par l’installation assujettie, déterminée conformément à l’article 35, pour la période de conformité et, si une quantité de CO₂ captée et stockée en a été soustraite au titre de cet article, la quantité totale de CO₂ qui a été captée et stockée dans le cadre d’un projet de stockage qui respecte les critères prévus au paragraphe 35(2);
• e) la limite d’émissions de gaz à effet de serre applicable à l’installation assujettie pour la période de conformité :
  • (i) s’agissant d’une installation visée à l’alinéa a), calculée conformément aux articles 36, 36.1 ou 36.2,
  • (ii) s’agissant d’une installation visée à l’alinéa b), calculée conformément aux articles 41, 41.1 ou 41.2,
  • (iii) s’agissant d’une installation visée à l’alinéa c), calculée conformément à l’article 42;
• f) le résultat positif (correspondant à la quantité de gaz à effet de serre émise au-delà de la limite d’émissions) ou négatif (correspondant à la différence entre la quantité de gaz à effet de serre émise et la limite d’émissions et indiquant des émissions en-deçà de la limite d’émissions) obtenu au moyen du calcul prévu à l’article 44 pour la période de conformité, exprimé en tonnes de CO₂e.

Ajout de capacité de production d’électricité

(1.1) Pour l’application du sous-alinéa (1)a)(ii), si l’article 36.2 s’applique à une installation assujettie, elle doit également inclure dans son rapport, la quantité brute d’électricité produite qui est attribuée à la capacité ajoutée de l’équipement et la quantité brute d’électricité produite qui est attribuée à la capacité de l’équipement avant l’ajout de capacité, quantifiées pour la période de conformité conformément à l’article 31 et au paragraphe 36.2(3) et exprimées séparément.

Ajout de capacité de production d’électricité

(1.2) Pour l’application des sous-alinéas (1)b)(iii) et (iv) et c)(iii), si l’article 41.2 s’applique à une installation de production d’électricité, elle doit également inclure dans son rapport :

• a) pour chacun des groupes dont la capacité de production d’électricité, à partir de combustibles gazeux, a augmenté de 50 MW ou plus et dont le rapport énergie thermique-électricité est inférieur à 0,9, la quantité brute d’électricité produite qui est attribuée à la capacité ajoutée du groupe et la quantité brute d’électricité produite qui est attribuée à la capacité du groupe avant l’ajout de capacité, quantifiées pour la période de conformité conformément à l’article 32 et au paragraphe 41.2(3) et exprimées séparément;
• b) la somme, pour l’ensemble des groupes visés à l’alinéa a), de la quantité brute d’électricité produite qui est attribuée à la capacité ajoutée des groupes et de la quantité brute d’électricité produite qui est attribuée à la capacité des groupes avant l’ajout de capacité et exprimées séparément.

Exception — installations assujetties récentes

(2) La personne responsable d’une installation assujettie qui est soustraite à l’application des articles 36 à 42 par effet de l’article 43 n’est pas tenue d’inclure les renseignements visés aux alinéas (1)e) et f) dans son rapport.

Contenu additionnel — énergie thermique

12 (1) La personne responsable d’une installation assujettie est tenue d’inclure dans son rapport annuel les renseignements ci-après si elle vend de l’énergie thermique produite à l’installation assujettie à d’autres installations assujetties ou si elle en achète d’autres installations assujetties :

• a) d’une part, la quantité d’énergie thermique, ainsi que sa température et sa pression, exprimée en gigajoules, qui :
  • (i) a été vendue à d’autres installations assujetties durant la période de conformité, déterminée selon la quantité d’énergie thermique indiquée sur les factures de vente ou selon une autre méthode objective,
  • (ii) a été achetée d’une autre installation assujettie durant la période de conformité, déterminée selon la quantité d’énergie thermique indiquée sur les factures d’achat ou selon une autre méthode objective;
• b) d’autre part, le coefficient de la chaleur provenant de la combustion des combustibles fossiles brûlés pour produire l’énergie thermique, déterminé conformément à l’article 34.

Contenu additionnel — produits de gypse

(2) La personne responsable d’une installation assujettie où est exercée l’activité industrielle visée prévue à l’article 10 de l’annexe 1 est tenue d’inclure dans son rapport annuel la quantité de chaque produit de gypse qui a été produit durant la période de conformité et dont le pourcentage en poids de sulfate de calcium dihydrate est d’au moins 70 %, exprimée en tonnes.

Contenu additionnel — hydrogène gazeux

(3) Si une installation assujettie où est exercée une activité industrielle visée prévue aux articles 2, 3, 15 ou 29 de l’annexe 1 produit de l’hydrogène gazeux, la personne qui en est responsable est tenue d’inclure dans son rapport annuel la quantité d’hydrogène gazeux qui a été produit durant la période de conformité et celle de l’hydrogène gazeux vendu durant cette période, exprimées en tonnes.

Transmission du rapport annuel

13 La personne responsable de l’installation assujettie transmet son rapport annuel au ministre, au plus tard le 1^er juin de l’année civile suivant la fin de la période de conformité à l’égard de laquelle le rapport est établi, ainsi qu’un rapport de vérification préparé conformément à l’article 52.

Ouverture du compte

14 Le compte qu’ouvre la personne responsable d’une installation assujettie dans le système de suivi en application du paragraphe 186(1) de la Loi est un compte de Système de tarification fondé sur le rendement (compte STFR).

Demande de confidentialité

Contenu de la demande

15 Les renseignements à fournir pour présenter une demande de confidentialité en vertu de l’article 254 de la Loi sont les suivants :

• a) les renseignements faisant l’objet de la demande, clairement identifiés;
• b) le motif de la demande, parmi ceux prévus aux alinéas 254a) à c) de la Loi;
• c) une justification portant que les renseignements visés à l’alinéa a) ont été traités de façon confidentielle par la personne qui présente la demande et ne sont pas et n’ont jamais été accessibles au public.

Quantification

Variation des règles générales

Production de produits pétrochimiques comme sous-produits

16 (1) La production de produits pétrochimiques visés à l’article 17 de l’annexe 1 comme sous-produit par une installation assujettie où est exercée une activité industrielle autre que celle visée à cet article n’est pas visée par une activité industrielle prévue à l’article 17 de l’annexe 1.

Production additionnelle de liquides de gaz naturel

(2) Si une installation assujettie où est exercée l’activité industrielle visée prévue aux articles 3 ou 17 de l’annexe 1 produit des liquides de gaz naturel, les règles suivantes s’appliquent :

• a) pour l’application de l’article 17, la personne responsable de l’installation assujettie détermine la quantité des gaz à effet de serre attribuables à la production de ces liquides en conformité avec les méthodes applicables à l’activité industrielle prévue aux articles 3 ou 17 de l’annexe 1, selon le cas;
• b) pour l’application des articles 31, 36 et 36.2, l’activité industrielle prévue à l’article 4 de l’annexe 1 est réputée ne pas être exercée à l’installation assujettie.

Production additionnelle d’hydrogène gazeux

(3) Si une installation assujettie où est exercée une activité industrielle visée prévue aux articles 2, 3, 15 ou 29 de l’annexe 1 produit de l’hydrogène gazeux, les règles suivantes s’appliquent :

• a) pour l’application de l’article 17, la personne responsable de l’installation assujettie détermine la quantité des gaz à effet de serre attribuables à la production de l’hydrogène gazeux en conformité avec les méthodes applicables à l’activité industrielle prévue aux articles 2, 3, 15 ou 29 de l’annexe 1, selon le cas;
• b) pour l’application des articles 31, 36 et 36.2, les activités industrielles prévues aux articles 6 ou 17 de l’annexe 1 sont réputées ne pas être exercées à l’installation assujettie.

Production additionnelle de tubes métalliques

(4) Si une installation assujettie où est exercée une activité industrielle visée prévue aux articles 19 ou 20 de l’annexe 1 produit des tubes métalliques, les règles suivantes s’appliquent :

• a) pour l’application de l’article 17, la personne responsable de l’installation assujettie détermine la quantité des gaz à effet de serre attribuables à la production des tubes métalliques en conformité avec les méthodes applicables à l’activité industrielle prévue aux articles 19 ou 20 de l’annexe 1, selon le cas;
• b) pour l’application des articles 31, 36 et 36.2, l’activité industrielle prévue à l’article 22 de l’annexe 1 est réputée ne pas être exercée à l’installation assujettie.

Production additionnelle de chaux

(5) Si une installation assujettie où est exercée l’activité industrielle visée prévue à l’article 20 de l’annexe 1 produit de la chaux, les règles suivantes s’appliquent :

• a) pour l’application de l’article 17, la personne responsable de l’installation assujettie détermine la quantité des gaz à effet de serre attribuables à la production de la chaux en conformité avec les méthodes applicables à l’activité industrielle prévue à l’article 20 de l’annexe 1;
• b) pour l’application des articles 36 et 36.2, l’activité industrielle prévue à l’article 8 de l’annexe 1 est réputée ne pas être exercée à l’installation assujettie.

Production additionnelle d’électricité

(6) Si une installation assujettie où est exercée l’activité industrielle visée prévue à l’article 20 de l’annexe 1 produit de l’électricité, les règles suivantes s’appliquent :

• a) pour l’application de l’article 17, la personne responsable de l’installation assujettie détermine la quantité des gaz à effet de serre attribuables à la production de l’électricité en conformité avec les méthodes applicables à l’activité industrielle prévue à l’article 20 de l’annexe 1;
• b) pour l’application de l’article 36, l’activité industrielle prévue à l’article 38 de l’annexe 1 est réputée ne pas être exercée à l’installation assujettie.

Fusion pyrométallurgique de zinc et de plomb

(7) Si une installation assujettie où est exercée une activité industrielle visée prévue à l’alinéa 23b) de l’annexe 1 fait de la fusion pyrométallurgique de zinc et de plomb, les règles suivantes s’appliquent :

• a) pour l’application de l’article 17, la personne responsable de l’installation assujettie détermine la quantité des gaz à effet de serre attribuables à la fusion pyrométallurgique du zinc et du plomb en conformité avec les méthodes applicables à l’activité industrielle prévue à l’alinéa 23b) de l’annexe 1;
• b) pour l’application des articles 31, 36 et 36.2, l’activité industrielle prévue à l’alinéa 23c) de l’annexe 1 est réputée ne pas être exercée à l’installation assujettie.

Production additionnelle de métaux précieux

(8) Si une installation assujettie où est exercée une activité industrielle visée prévue à l’alinéa 26d) de l’annexe 1 produit de l’or, de l’argent, du platine ou du palladium, les règles suivantes s’appliquent :

• a) pour l’application de l’article 17, la personne responsable de l’installation assujettie détermine la quantité des gaz à effet de serre attribuables à la production de l’or, de l’argent, du platine ou du palladium en conformité avec les méthodes applicables à l’activité industrielle prévue à l’alinéa 26d) de l’annexe 1;
• b) pour l’application des articles 31, 36 et 36.2, les activités industrielles prévues aux alinéas 26c) ou f) de l’annexe 1 sont réputées ne pas être exercées à l’installation assujettie.

Production additionnelle de produits pétrochimiques

(9) Si une installation assujettie où est exercée une activité industrielle visée prévue aux articles 3 ou 4 de l’annexe 1 produit des produits pétrochimiques visés à l’article 17 de l’annexe 1, les règles suivantes s’appliquent :

• a) pour l’application de l’article 17, la personne responsable de l’installation assujettie détermine la quantité des gaz à effet de serre attribuables à la production des produits pétrochimiques en conformité avec les méthodes applicables à l’activité industrielle prévue aux articles 3 ou 4 de l’annexe 1, selon le cas;
• b) pour l’application des articles 31, 36 et 36.2, l’activité industrielle prévue à l’article 17 de l’annexe 1 est réputée ne pas être exercée à l’installation assujettie.

Production additionnelle de métaux précieux

(10) Si une installation assujettie où est exercée une activité industrielle visée prévue à l’alinéa 26f) de l’annexe 1 produit de l’argent, du platine ou du palladium, les règles suivantes s’appliquent :

• a) pour l’application de l’article 17, la personne responsable de l’installation assujettie détermine la quantité des gaz à effet de serre attribuables à la production de l’argent, du platine ou du palladium en conformité avec les méthodes applicables à l’activité industrielle prévue à l’alinéa 26f) de l’annexe 1;
• b) pour l’application des articles 31, 36 et 36.2, l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 26c) de l’annexe 1 est réputée ne pas être exercée à l’installation assujettie.

Quantification des gaz à effet de serre

Quantité totale

17 (1) Sous réserve du paragraphe (5) et de l’article 18, la quantité totale des gaz à effet de serre provenant de l’installation assujettie, autre qu’une installation de production d’électricité, pour une période de conformité, est déterminée conformément à la formule ci-après, exprimée en tonnes de CO₂e :

• où :
• E_j représente la quantité du gaz à effet de serre de type « j » provenant de l’installation assujettie déterminée pour la période de conformité, pour chaque type d’émissions visé, conformément aux paragraphes (2) à (4) ou à l’article 19;
• PRP_j le potentiel de réchauffement planétaire du gaz à effet de serre de type « j »;
• i le i^e type d’émissions visé « i », « i » allant de 1 à n, où n représente le nombre de types d’émissions visés de l’installation;
• j le j^e type de gaz à effet de serre « j », « j » allant de 1 à m, où m représente le nombre de gaz à effet de serre.

Quantité de chaque gaz à effet de serre

(2) La quantité d’un gaz à effet de serre de type « j » provenant de l’installation assujettie pour la période de conformité pour un type d’émissions visé « i » est égale à la somme des quantités suivantes :

• a) s’agissant d’un gaz à effet de serre attribuable à des activités industrielles prévues aux articles 1 à 37 de l’annexe 1 et également prévu à la colonne 2 du tableau de la partie de l’annexe 3 applicable à ces activités qui provient d’un type d’émissions visé prévu à la colonne 1 du tableau, les quantités de ce gaz déterminées en conformité avec les exigences applicables prévues par les méthodes de calcul figurant à la colonne 3 pour le type d’émissions visé et le gaz à effet de serre en cause;
• b) s’agissant d’un gaz à effet de serre attribuable à ces activités industrielles, mais qui provient d’un type d’émissions visé non prévu à la colonne 1 du tableau de la partie de l’annexe 3 applicable à ces activités ou qui n’est pas prévu à la colonne 2 du tableau, les quantités de ce gaz déterminées en conformité avec :
  • (i) la méthode d’ECCC ou la méthode de la WCI, si ces méthodes sont applicables à ces activités industrielles en cause,
  • (ii) les lignes directrices du GIEC, si les méthodes visées au sous-alinéa (i) ne sont pas applicables;
• c) s’agissant d’un gaz à effet de serre attribuable à des activités industrielles non prévues à l’annexe 1, les quantités de ce gaz déterminées en conformité avec :
  • (i) la méthode d’ECCC ou la méthode de la WCI, si ces méthodes sont applicables à ces activités industrielles en cause,
  • (ii) les lignes directrices du GIEC, si les méthodes visées au sous-alinéa (i) ne sont pas applicables.

Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

(3) Les exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure ci-après doivent être respectées :

• a) si la quantité d’un gaz à effet de serre est déterminée conformément à l’alinéa (2)a), celles prévues à la colonne 4 du tableau de la partie applicable de l’annexe 3 pour le type d’émissions visé prévu à la colonne 1 et le gaz à effet de serre prévu à la colonne 2;
• b) si la quantité d’un gaz à effet de serre est déterminée conformément aux alinéas (2)b) ou c), celles prévues dans les méthodes ou les lignes directrices utilisées aux termes de ces alinéas.

Données manquantes

(4) Pour l’application du paragraphe (2), si, pour une raison indépendante de la volonté de la personne responsable de l’installation assujettie, il manque, pour une période donnée comprise dans une période de conformité, des données pour déterminer la quantité des gaz à effet de serre provenant de l’installation assujettie, des données de remplacement sont établies pour cette période en conformité avec les méthodes suivantes :

• a) si la quantité d’un gaz à effet de serre est déterminée conformément à l’alinéa (2)a), celles prévues à la colonne 5 du tableau de la partie applicable de l’annexe 3 pour les types d’émissions visés prévus à la colonne 1 et le gaz à effet de serre prévu à la colonne 2;
• b) si la quantité d’un gaz à effet de serre est déterminée conformément aux alinéas (2)b) ou c), celles prévues dans les méthodes ou les lignes directrices utilisées aux termes de ces alinéas.

Exclusion de CH₄ et de N₂O provenant de la biomasse

(5) Aux fins du calcul effectué aux termes du paragraphe (1), les quantités de CH₄ et de N₂O provenant de dispositifs stationnaires qui brûlent de la biomasse pour produire de la chaleur utile sont soustraites des quantités de CH₄ et de N₂O déterminées conformément aux paragraphes (2) à (4) pour les émissions de combustion stationnaire de combustible.

Production additionnelle d’électricité

18 Pour l’application de l’article 17, les quantités des gaz à effet de serre pour les types d’émissions visés attribuables à la production d’électricité à partir de combustibles fossiles par une installation assujettie — sauf celles visées aux alinéas 5(2)c) ou 11(1)c) — sont déterminées selon les méthodes applicables à l’une ou l’autre des activités industrielles exercées à l’installation.

Installation assujettie visée à l’alinéa 5(2)c)

19 Les quantités des gaz à effet de serre pour les types d’émissions visés provenant de l’installation assujettie visée à l’alinéa 5(2)c) sont déterminées en conformité avec :

• a) la méthode d’ECCC ou la méthode de la WCI, si ces méthodes sont applicables;
• b) les lignes directrices du GIEC, si les méthodes visées à l’alinéa a) ne sont pas applicables.

Quantité totale par groupe — électricité

20 (1) Sous réserve du paragraphe (6), la quantité totale des gaz à effet de serre attribuables à chacun des groupes dont est constituée l’installation de production d’électricité est déterminée conformément à la formule ci-après pour la période de conformité, exprimée en tonnes de CO₂e :

• où :
• E_j représente la quantité de chaque gaz à effet de serre de type « j » attribuable à un groupe donné déterminée pour la période de conformité, pour chaque type d’émissions visé, conformément aux paragraphes (2) à (5);
• PRP_j le potentiel de réchauffement planétaire du gaz à effet de serre de type « j »;
• i i^e type d’émissions visé « i », « i » allant de 1 à n, où n représente le nombre de types d’émissions visés du groupe;
• j le j^e type de gaz à effet de serre « j », « j » allant de 1 à m, où m représente le nombre de gaz à effet de serre.

Quantité de chaque gaz à effet de serre

(2) La quantité d’un gaz à effet de serre de type « j » attribuable à un groupe donné pour la période de conformité, pour un type d’émissions visé « i », est égale à la somme des quantités suivantes :

• a) s’agissant de CO₂, de CH₄ ou de N₂O qui proviennent des émissions de combustion stationnaire de combustible, la quantité de celui-ci quantifiée en conformité avec les dispositions prévues à l’article 1 de la partie 38 de l’annexe 3;
• b) s’agissant d’un gaz à effet de serre prévu à la colonne 2 du tableau de la partie 38 de l’annexe 3 qui provient d’un type d’émissions visé prévu à la colonne 1, la quantité de ce gaz déterminée en conformité avec les exigences applicables prévues par les méthodes de calcul figurant à la colonne 3 pour le type d’émissions visé en cause;
• c) s’agissant d’un gaz à effet de serre non visé aux alinéas a) ou b), la quantité de ce gaz déterminée en conformité avec :
  • (i) la méthode d’ECCC ou la méthode de la WCI, si ces méthodes sont applicables,
  • (ii) les lignes directrices du GIEC, si les méthodes visées au sous-alinéa (i) ne sont pas applicables.

Répartition des gaz à effet de serre

(3) Pour l’application des alinéas (2)b) ou c), dans le cas où la quantité des gaz à effet de serre provenant d’un type d’émissions visé mentionné au paragraphe (2) ne peut être déterminée que pour l’ensemble de l’installation, la quantité de ces gaz à effet de serre doit être répartie entre les groupes de l’installation en fonction de la production individuelle d’électricité de ces groupes par rapport à la production totale d’électricité de l’installation.

Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

(4) Les exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure ci-après doivent être respectées :

• a) si la quantité de gaz à effet de serre est déterminée conformément à l’alinéa (2)a), celles prévues à l’article 2 de la partie 38 de l’annexe 3 pour chacun des groupes;
• b) si la quantité de gaz à effet de serre est déterminée conformément à l’alinéa (2)b), celles prévues à la colonne 4 du tableau de la partie 38 de l’annexe 3 pour le type d’émissions visé prévu à la colonne 1;
• c) si la quantité de gaz à effet de serre est déterminée conformément à l’alinéa (2)c), celles prévues dans les méthodes ou les lignes directrices utilisées aux termes de cet alinéa.

Données manquantes

(5) Pour l’application du paragraphe (2), si, pour une raison indépendante de la volonté de la personne responsable de l’installation assujettie, il manque, pour une période donnée comprise dans une période de conformité, des données pour déterminer la quantité des gaz à effet de serre attribuables à un groupe, des données de remplacement sont établies pour cette période en conformité avec les méthodes suivantes :

• a) si la quantité de gaz à effet de serre est déterminée conformément à l’alinéa (2)a), celles prévues à l’article 3 de la partie 38 de l’annexe 3;
• b) si la quantité de gaz à effet de serre est déterminée conformément à l’alinéa (2)b), celles prévues à la colonne 5 du tableau de la partie 38 de l’annexe 3 pour les types d’émissions visés prévus à la colonne 1;
• c) si la quantité de gaz à effet de serre est déterminée conformément à l’alinéa (2)c), celles prévues dans les méthodes ou les lignes directrices utilisées aux termes de cet alinéa.

Exclusion du CH₄ et du N₂O provenant de la biomasse

(6) Aux fins du calcul effectué aux termes du paragraphe (1), les quantités de CH₄ et de N₂O provenant de dispositifs stationnaires qui brûlent de la biomasse pour produire de la chaleur utile sont soustraites des quantités de CH₄ et de N₂O déterminées conformément aux paragraphes (2) à (5) pour les émissions de combustion stationnaire de combustible.

Configuration hybride

21 Pour l’application de l’article 20, si un groupe moteur à combustion et un groupe chaudière partagent une même turbine à vapeur, la quantité des gaz à effet de serre attribuables à chacun de ces groupes est déterminée de la façon suivante :

• a) s’agissant d’un groupe moteur à combustion, les dispositions relatives à la quantification de ces gaz s’appliquent à l’ensemble constitué des moteurs à combustion et de tout autre équipement raccordé à ces moteurs, y compris la turbine à vapeur partagée avec le groupe chaudière;
• b) s’agissant d’un groupe chaudière, les dispositions relatives à la quantification de ces gaz s’appliquent à l’ensemble constitué des chaudières et de tout autre équipement raccordé à ces chaudières, y compris la turbine à vapeur partagée avec le groupe moteur à combustion.

Biomasse — exclusion du CO₂

22 (1) N’est pas inclus dans la quantité de CO₂ déterminée conformément aux paragraphes 17(2) à (4) ou 20(2) à (5), le CO₂ provenant de la biomasse.

Méthane

(2) N’est pas inclus dans la quantité de CH₄ déterminée conformément aux paragraphes 17(2) à (4) pour une activité industrielle prévue aux articles 1, 2, 4 ou 5 de l’annexe 1, le CH₄ provenant des émissions d’évacuation et des émissions dues aux fuites.

Quantités minimes

23 (1) Sous réserve du paragraphe (2), si la quantité d’un gaz à effet de serre pour un type d’émissions visé n’excède pas 0,5 % de la quantité totale des gaz à effet de serre calculée conformément au paragraphe 17(1) ou 20(1), exprimée en tonnes de CO₂e, cette quantité peut ne pas être incluse dans la quantité de ce gaz à effet de serre déterminée conformément aux paragraphes 17(2) à (4) ou 20(2) à (5), pour ce type d’émissions visé.

Limite

(2) La quantité totale des gaz à effet de serre non incluse au titre du paragraphe (1) ne peut excéder 0,5 % de la quantité totale des gaz à effet de serre déterminée conformément aux paragraphes 17(1) ou 20(1).

Arrondissement

24 Le résultat de tout calcul effectué en application des paragraphes 17(1) ou 20(1) est arrondi au nombre entier le plus proche ou, si le chiffre est équidistant des deux nombres entiers, au plus élevé de ceux-ci.

Système de mesure et d’enregistrement en continu

25 Pour l’application de la méthode d’ECCC, si un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions est utilisé pour déterminer la quantité des gaz à effet de serre, la personne responsable de l’installation assujettie veille à ce que le système soit conforme aux exigences énoncées dans le document intitulé Méthode de référence pour le contrôle à la source : quantification des émissions de dioxyde de carbone des centrales thermiques par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, juin 2012, publié par le ministère de l’Environnement.

Permis autorisant l’utilisation d’une méthode alternative

Méthode alternative

26 Malgré les articles 17 et 20, la personne responsable d’une installation assujettie peut, en remplacement des méthodes ou lignes directrices prévues à ces articles, utiliser une méthode autre si elle est titulaire d’un permis délivré en vertu de l’article 28.

Demande de permis

27 (1) La demande de permis est présentée au ministre et comporte les renseignements prévus à l’annexe 4.

Attestation

(2) La demande de permis est accompagnée d’une attestation, datée et signée par la personne responsable de l’installation assujettie ou son agent autorisé, portant que les renseignements contenus dans la demande sont complets et exacts.

Conditions de délivrance

28 (1) Le ministre délivre le permis autorisant l’utilisation d’une méthode de quantification autre que celle prévue au présent règlement si les conditions ci-après sont remplies :

• a) la personne responsable de l’installation assujettie établit, au moment de la demande, qu’elle n’est pas en mesure, pour des raisons techniques ou économiques, d’utiliser la méthode ou les lignes directrices prévues par le présent règlement;
• b) elle démontre que la méthode de quantification qu’elle propose est aussi rigoureuse que la méthode ou les lignes directrices prévues par le présent règlement et donne des résultats équivalents à ceux qui auraient été obtenus à l’aide de celle-ci;
• c) elle fournit un plan décrivant les mesures qu’elle prendra pour être en mesure d’utiliser la méthode ou les lignes directrices prévues par le présent règlement et indique le délai — d’au plus deux ans — dans lequel le plan sera mis en œuvre;
• d) la durée de validité demandée n’excède pas la période pour laquelle le permis est nécessaire.

Durée de validité

(2) La durée de validité du permis ne peut excéder vingt-quatre mois.

Refus

(3) Le ministre refuse de délivrer le permis s’il a des motifs raisonnables de croire que le demandeur a fourni des renseignements faux ou trompeurs au soutien de sa demande.

Renouvellement

(4) Le permis ne peut être renouvelé qu’une fois.

Demande de renouvellement

29 (1) La demande de renouvellement de permis comporte les renseignements prévus à l’annexe 4 et précise les raisons pour lesquelles le plan fourni dans la demande initiale de permis n’a pas été mis en œuvre dans le délai prévu. Elle est présentée au ministre au moins quatre-vingt-dix jours avant la date d’expiration du permis.

Condition de renouvellement

(2) Le ministre renouvelle le permis si les conditions prévues au paragraphe 28(1) sont remplies.

Motifs de révocation

30 (1) Le ministre révoque le permis s’il a des motifs raisonnables de croire que le titulaire a fourni des renseignements faux ou trompeurs.

Conditions de révocation

(2) Le ministre ne peut révoquer le permis qu’après avoir pris les mesures suivantes :

• a) il a avisé par écrit le titulaire des motifs de la révocation;
• b) il lui a donné la possibilité de présenter des observations par écrit au sujet de la révocation.

Date de la révocation

(3) L’annulation du permis prend effet trente jours après la date à laquelle le ministre en avise le titulaire.

Quantification de la production pour les activités industrielles visées

Règle générale

31 (1) Sous réserve du paragraphe (4) et de l’article 16, la production d’une installation assujettie, autre qu’une installation de production d’électricité, pour chacune des activités industrielles visées durant une période de conformité est quantifiée de la façon suivante :

• a) s’agissant de la production pour une activité industrielle visée prévue aux articles 1 à 37 de l’annexe 1, elle est quantifiée selon l’unité de mesure de la production prévue à la colonne 2 de cette annexe pour l’activité, conformément aux exigences prévues, le cas échéant, à la partie applicable de l’annexe 3;
• b) s’agissant de la production pour une activité industrielle visée prévue aux alinéas 38a) à c) de l’annexe 1, selon le cas :
  • (i) elle est quantifiée en totalité pour la période de conformité, conformément aux exigences prévues aux articles 6 et 7 de la partie 38 de l’annexe 3,
  • (ii) elle n’est pas quantifiée, en totalité ou en partie, pour la période de conformité;
• c) s’agissant de la production pour une activité industrielle visée non prévue à l’annexe 1, elle est quantifiée selon l’unité de mesure indiquée dans la demande faite au titre du paragraphe 172(1) de la Loi.

Instrument de mesure

(2) Tout instrument de mesure utilisé pour déterminer une quantité pour l’application du présent règlement doit satisfaire aux conditions suivantes :

• a) être mis en place, utilisé, entretenu et étalonné conformément aux indications du fabricant ou à toute norme applicable généralement reconnue par l’industrie à l’échelle nationale ou internationale;
• b) maintenir en tout temps une exactitude de ± 5 %.

Estimations techniques ou bilans massiques

(3) S’il est impossible de mesurer directement la production à l’aide d’un instrument de mesure, elle est quantifiée à l’aide d’estimations techniques ou de bilans massiques.

Disposition transitoire

(4) Pour l’année civile 2019 :

• a) la production quantifiée selon les alinéas (1)a) et c) l’est avec une exactitude de ± 5 %;
• b) la production visée à l’alinéa (1)b) peut, au choix de la personne responsable, être quantifiée conformément au paragraphe 9(2) et à l’article 103 de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre, dans sa version avant le 1^er août 2019.

Installation de production d’électricité

32 (1) Sous réserve du paragraphe (2), la quantité brute d’électricité produite durant la période de conformité par chacun des groupes dont est constituée l’installation de production d’électricité est déterminée de la façon ci-après, pour chacune des activités industrielles prévues aux alinéas 38a) à c) de l’annexe 1 qui y sont exercées :

• a) s’agissant d’un groupe qui produit de l’électricité par la combustion d’un seul combustible fossile, conformément au paragraphe 4(1) et à l’article 5 de la partie 38 de l’annexe 3;
• b) s’agissant d’un groupe qui produit de l’électricité par la combustion d’un mélange de combustibles fossiles ou par la combustion de biomasse et de combustibles fossiles, conformément aux paragraphes 4(2) et (3) et à l’article 5 de la partie 38 de l’annexe 3.

Choix de ne pas quantifier

(2) La personne responsable de l’installation de production d’électricité peut choisir de ne pas quantifier une partie ou la totalité de la production d’électricité d’un groupe ou d’un ensemble de groupes.

Arrondissement

33 Le résultat de tout calcul effectué en application du paragraphe 31(1) ou de l’article 32 est arrondi à trois chiffres significatifs.

Coefficient de chaleur

Coefficient de chaleur

34 (1) Le coefficient de chaleur provenant de la combustion de combustibles fossiles durant une période de conformité, selon le cas :

• a) est égal à 1, si l’énergie thermique est produite par la combustion de combustibles fossiles seulement;
• b) correspond au résultat de la formule ci-après, si elle est produite par la combustion de combustibles fossiles et de biomasse par une installation assujettie autre que celle visée à l’alinéa c)  :

HF⁄(HF + B)

• où :
• HF représente le résultat de la formule suivante :

• où :
• QF_i représente la quantité de combustible fossile de type « i » brûlée à l’installation durant la période de conformité pour produire de l’énergie thermique déterminée conformément au paragraphe 7(2) de la partie 38 de l’annexe 3,
• HHV_i la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible fossile de type « i » brûlé à l’installation durant la période de conformité pour produire de l’énergie thermique déterminée conformément aux sections 2.C.1 et 2.C.3 de la méthode d’ECCC,
• i le i^e type de combustible fossile « i » brûlé à l’installation durant la période de conformité, « i » allant de 1 à n, où n représente le nombre de types de combustibles fossiles brûlés,
• B le résultat de la formule suivante :

• où :
• QBB_k représente la quantité de combustible de biomasse de type « k » brûlée à l’installation durant la période de conformité pour produire de l’énergie thermique déterminée conformément au paragraphe 7(2) de la partie 38 de l’annexe 3 et à la disposition WCI.214 de la méthode de la WCI,
• HHV_k la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible de biomasse de type « k » brûlé à l’installation durant la période de conformité pour produire de l’énergie thermique déterminée conformément aux sections 2.C.1 et 2.C.3 de la méthode d’ECCC et à la disposition WCI.214 de la méthode de la WCI,
• k le k^e type de combustible de biomasse « k » brûlé à l’installation durant la période de conformité, « k » allant de 1 à m, où m représente le nombre de types de combustibles de biomasse brûlés;
• c) correspond au résultat de la formule ci-après si elle est produite par la combustion de combustibles fossiles et de biomasse à une installation de production d’électricité :

HF⁄(HF + B)

• où :
• HF représente le résultat de la formule suivante :

• où :
• QF_i représente la quantité de combustible fossile de type « i » brûlée à l’installation durant la période de conformité pour produire de l’énergie thermique déterminée conformément au paragraphe 4(3) de la partie 38 de l’annexe 3,
• HHV_i la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible fossile de type « i » brûlé par l’installation durant la période de conformité pour produire de l’énergie thermique déterminée conformément au paragraphe 24(1) du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon,
• i le i^e type de combustible fossile « i » brûlé à l’installation durant la période de conformité, « i » allant de 1 à n, où n représente le nombre de types de combustibles fossiles brûlés,

B le résultat de la formule suivante :

• où :
• QBB_k représente la quantité de combustible de biomasse de type « k » brûlée à l’installation durant la période de conformité pour produire de l’énergie thermique déterminée conformément au paragraphe 4(3) de la partie 38 de l’annexe 3,
• HHV_k la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible de biomasse de type « k » brûlé à l’installation durant la période de conformité pour produire de l’énergie thermique déterminée conformément au paragraphe 24(1) du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon,
• k le k^e type de combustible de biomasse « k » brûlé à l’installation durant la période de conformité, « k » allant de 1 à m, où m représente le nombre de types de combustibles de biomasse brûlés.

Coefficient de chaleur par défaut

(2) Malgré les alinéas (1)b) et c), si, pour une raison indépendante de la volonté de la personne responsable d’une installation assujettie, il manque, pour une période donnée de l’année civile 2019 des données pour déterminer le coefficient de chaleur provenant de la combustion de combustibles fossiles, 1 peut être utilisé comme coefficient de chaleur provenant de la combustion de combustibles fossiles.

Émissions de gaz à effet de serre

Calcul

35 (1) La personne responsable d’une installation assujettie est tenue de déterminer la quantité de gaz à effet de serre émise par l’installation assujettie durant une période de conformité conformément à la formule suivante :

A − B

• où :
• A représente la quantité totale des gaz à effet de serre provenant de l’installation assujettie, durant la période de conformité, exprimée en tonnes de CO₂e :
  • a) s’agissant d’une installation visée à l’alinéa 11(1)a), déterminée conformément à l’article 17,
  • b) s’agissant d’une installation visée à l’alinéa 11(1)b), correspondant à la somme visée au sous-alinéa 11(1)b)(ii),
  • c) s’agissant d’une installation visée à l’alinéa 11(1)c), correspondant à la somme visée au sous-alinéa 11(1)c)(i);
• B la quantité de CO₂ captée à l’installation assujettie qui est stockée dans le cadre d’un projet de stockage durant la période de conformité, déterminée selon la méthode de quantification figurant à la section 1 de la méthode d’ECCC et exprimée en tonnes de CO₂e.

Exigences applicables au stockage

(2) Seule peut être comptabilisée sous l’élément B de la formule prévue au paragraphe (1), la quantité de CO₂ stockée de façon permanente dans le cadre d’un projet de stockage qui respecte les critères suivants :

• a) le CO₂ est injecté dans un site de stockage géologique :
  • (i) soit dans le seul but de le stocker dans un aquifère salin profond,
  • (ii) soit dans le but de permettre la récupération assistée d’hydrocarbures dans un gisement de pétrole épuisé;
• b) le CO₂ stocké aux fins du projet est capté, transporté et stocké conformément aux lois fédérales ou provinciales applicables ou aux lois applicables des États-Unis ou de l’un de ses États.

Biomasse

(3) N’est pas inclus dans la quantité de CO₂ comptabilisée sous l’élément B de la formule prévue au paragraphe (1), le CO₂ provenant de la biomasse.

Émissions réputées de CO₂

(4) Il est entendu que toute quantité de CO₂ provenant de l’installation assujettie qui a été captée mais n’a pas été stockée de façon permanente dans le cadre d’un projet de stockage qui respecte les critères prévus au paragraphe (2) est réputée avoir été émise par l’installation assujettie et est incluse dans la quantité de gaz à effet de serre émise par elle.

Limite d’émissions

Règle générale

36 (1) Sous réserve du paragraphe (2) et des articles 16, 36.1, 36.2 et 42, la personne responsable d’une installation assujettie, autre qu’une installation de production d’électricité, est tenue de calculer, pour chaque période de conformité, la limite d’émissions de gaz à effet de serre applicable à l’installation assujettie conformément à la formule ci-après, exprimée en tonnes de CO₂e :

• où :
• A_i représente la production de l’installation assujettie pour chaque activité industrielle visée « i » durant la période de conformité, quantifiée conformément à l’article 31;
• B_i la norme de rendement applicable à l’activité industrielle visée « i », soit :
  • a) s’agissant de l’activité industrielle visée prévue à l’annexe 1 et pour laquelle une norme de rendement est prévue à la colonne 3 de l’annexe 1, cette norme,
  • b) s’agissant de l’activité industrielle visée prévue à l’annexe 1 et pour laquelle la colonne 3 de l’annexe 1 prévoit que la norme de rendement est calculée conformément à l’article 37, la norme de rendement calculée conformément à cet article,
  • c) s’agissant de l’activité industrielle visée non prévue à l’annexe 1, la norme de rendement calculée conformément à l’article 37;
• i la i^e activité industrielle visée « i », « i » allant de 1 à n, où n représente le nombre total des activités industrielles visées exercées à l’installation assujettie.

Production d’éthanol

(2) Pour l’application du paragraphe (1), la personne responsable de l’installation assujettie ne peut prendre en compte l’activité industrielle visée à l’alinéa 13b) de l’annexe 1 que si elle prend également en compte celle visée à l’alinéa 13a) de cette annexe. L’activité industrielle visée prévue à l’article 32 de l’annexe 1 est alors réputée ne pas être exercée à l’installation assujettie.

Graines oléagineuses

(3) Pour l’application du paragraphe (1), la personne responsable de l’installation assujettie où est exercée l’activité industrielle visée prévue à l’article 31 de l’annexe 1 peut, pour l’année civile 2019, au lieu de quantifier la production pour cette activité dans l’unité de mesure de la production prévue à la colonne 2 et d’appliquer la norme de rendement prévue à la colonne 3, la quantifier en tonnes de produits finis de graines oléagineuses et appliquer une norme de rendement égale à 0,0431 tonne de CO₂e par unité de mesure de la production.

Précisions — engrais

(4) Il est entendu que si l’activité industrielle prévue à l’alinéa 29b) de l’annexe 1 et celle prévue aux alinéas 29c) ou d) de cette annexe sont exercées à l’installation assujettie, la norme de rendement applicable à l’égard de l’activité industrielle prévue à l’alinéa 29b) s’applique ainsi que celle applicable à l’égard de l’activité industrielle prévue aux alinéas 29c) ou d), selon le cas.

Norme de rendement calculée

(5) Pour l’application du paragraphe (1), si une norme de rendement doit être calculée, elle ne l’est qu’une fois, sauf dans le cas prévu à l’article 39.

Nouvelle production d’électricité — combustibles gazeux

36.1 (1) Malgré le paragraphe 36(1), si, le 1^er janvier 2021 ou après cette date, une installation assujettie commence à produire de l’électricité — sauf celle visée au paragraphe 16(6) — et respecte les critères ci-après, la personne qui en est responsable est tenue d’appliquer pour l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 38c) de l’annexe 1, pour chaque période de conformité à partir de celle où elle commence à produire de l’électricité, la norme de rendement applicable conformément au paragraphe (2) :

• a) l’électricité est produite à partir de combustibles gazeux et au moyen d’équipement conçu pour fonctionner à un rapport énergie thermique-électricité inférieur à 0,9;
• b) l’installation assujettie a une capacité de production d’électricité, à partir de cet équipement, de 50 MW ou plus.

Norme de rendement décroissante

(2) La norme de rendement ci-après est applicable pour l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 38c) de l’annexe 1, selon le cas :

• a) pour la période de conformité 2021, 370 tonnes de CO₂e par unité de mesure de la production;
• b) pour la période de conformité 2022, 329 tonnes de CO₂e par unité de mesure de la production;
• c) pour la période de conformité 2023, 288 tonnes de CO₂e par unité de mesure de la production;
• d) pour la période de conformité 2024, 247 tonnes de CO₂e par unité de mesure de la production;
• e) pour la période de conformité 2025, 206 tonnes de CO₂e par unité de mesure de la production;
• f) pour la période de conformité 2026, 164 tonnes de CO₂e par unité de mesure de la production;
• g) pour la période de conformité 2027, 123 tonnes de CO₂e par unité de mesure de la production;
• h) pour la période de conformité 2028, 82 tonnes de CO₂e par unité de mesure de la production;
• i) pour la période de conformité 2029, 41 tonnes de CO₂e par unité de mesure de la production;
• j) pour la période de conformité 2030 et les périodes de conformité suivantes, 0 tonnes de CO₂e par unité de mesure de la production.

Augmentation de la capacité de production d’électricité

36.2 (1) Sous réserve des paragraphes 16(1) à (5) et (7) à (10), si la capacité de production d’électricité d’une installation assujettie à partir de combustibles gazeux — sauf celle visée au paragraphe 16(6) — augmente de 50 MW ou plus, le 1^er janvier 2021 ou après cette date, et si cette capacité provient d’équipement dont le rapport énergie thermique-électricité est inférieur à 0,9 et soit qui a été ajouté depuis cette date soit dont la capacité de production a augmenté, la personne responsable de l’installation est tenue de calculer, pour chaque période de conformité à partir de laquelle la capacité est augmentée, la limite d’émissions de gaz à effet de serre applicable à l’installation assujettie conformément au paragraphe (2).

Différentes normes de rendement

(2) La limite d’émissions de gaz à effet de serre applicable à l’installation assujettie pour une période de conformité est calculée conformément à la formule ci-après, exprimée en tonnes de CO₂e :

• où :
• A_i représente la production de l’installation assujettie quantifiée pour la période de conformité conformément à l’article 31 pour les activités suivantes :
  • a) pour chaque activité industrielle visée « i » durant la période de conformité, sauf celle prévue à l’alinéa 38c) de l’annexe 1,
  • b) pour l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 38c) de l’annexe 1, sauf si elle provient d’équipement visé aux éléments C, E et F;
• B_i la norme de rendement applicable à l’activité industrielle visée « i », soit :
  • a) s’agissant de l’activité industrielle visée prévue à l’annexe 1 et pour laquelle une norme de rendement est prévue à la colonne 3 de l’annexe 1, cette norme,
  • b) s’agissant de l’activité industrielle visée prévue à l’annexe 1 et pour laquelle la colonne 3 de l’annexe 1 prévoit que la norme de rendement est calculée conformément à l’article 37, la norme de rendement calculée conformément à cet article,
  • c) s’agissant de l’activité industrielle visée non prévue à l’annexe 1, la norme de rendement calculée conformément à l’article 37;
• C la quantité brute d’électricité produite, pour l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 38c) de l’annexe 1 provenant d’équipement qui a commencé à produire de l’électricité à partir de combustibles gazeux le 1^er janvier 2021 ou après cette date et conçu pour fonctionner à un rapport énergie thermique-électricité est inférieur à 0,9, quantifiée pour la période de conformité conformément à l’article 31;
• D la norme de rendement prévue au paragraphe 36.1(2) qui est applicable selon la période de conformité en cause;
• E pour l’équipement dont la capacité de production d’électricité a augmenté et dont le rapport énergie thermique-électricité est inférieur à 0,9 — sauf s’il est visé à l’élément C —, la quantité brute d’électricité produite qui est attribuée à la capacité ajoutée de l’équipement, pour l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 38c) de l’annexe 1, quantifiée pour la période de conformité conformément à l’article 31 et au paragraphe (3);
• F pour l’équipement dont la capacité de production d’électricité a augmenté et dont le rapport énergie thermique-électricité est inférieur à 0,9 — sauf s’il est visé à l’élément C —, la quantité brute d’électricité produite qui est attribuée à la capacité de l’équipement avant l’ajout de capacité, pour l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 38c) de l’annexe 1, quantifiée pour la période de conformité conformément à l’article 31 et au paragraphe (3);
• G la norme de rendement applicable à l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 38c) de l’annexe 1, prévue à la colonne 3 de l’article 38 de cette annexe;
• i la i^e activité industrielle visée « i », « i » allant de 1 à n, où n représente le nombre total des activités industrielles visées exercées à l’installation assujettie.

Répartition de la production d’électricité

(3) Pour l’application des éléments E et F de la formule prévue au paragraphe (2), la quantité brute d’électricité produite par l’équipement visé à ces éléments est répartie entre, d’une part, la capacité ajoutée de l’équipement et, d’autre part, la capacité de l’équipement avant l’ajout de capacité en fonction du rapport entre la capacité ajoutée de l’équipement et sa capacité totale compte tenu de l’ajout de capacité, à l’aide d’estimations techniques.

Capacité augmentée — règle

(4) Pour l’application du paragraphe (1), la capacité de production d’électricité d’une installation augmente de 50 MW ou plus pour une année civile, à partir du moment où sa capacité de production d’électricité est supérieure de 50 MW à celle qu’elle avait en date du 31 décembre 2020. Il est entendu que toute augmentation est cumulative.

Présomption

36.3 Si la norme de rendement prévue au paragraphe 36.1(2) s’applique à l’égard de la production d’électricité d’une installation assujettie pour une période de conformité donnée, elle continue de s’appliquer pour toute période de conformité même si, selon le cas :

• a) pour l’application de l’article 36.1, l’installation assujettie ne produit plus l’électricité à partir de combustibles gazeux ou le rapport énergie thermique-électricité de l’équipement en cause change pour devenir égal ou supérieur à 0,9;
• b) pour l’application de l’article 36.2, l’équipement en cause ne produit plus l’électricité à partir de combustibles gazeux ou son rapport énergie thermique-électricité change pour devenir égal ou supérieur à 0,9.

Norme de rendement calculée

37 (1) Sous réserve du paragraphe (3) et des articles 38 à 40, la norme de rendement applicable à l’activité industrielle visée exercée à une installation assujettie et pour laquelle une norme de rendement doit être calculée conformément au présent article est calculée conformément à la formule suivante :

• où :
• A représente la quantité totale des gaz à effet de serre provenant de l’installation assujettie, pour l’année de référence « i », déterminée conformément à l’article 17 et exprimée en tonnes de CO₂e;
• B l’allocation pour l’énergie thermique nette, pour l’année de référence « i », qui correspond, selon le cas :
  • a) soit au résultat de la formule suivante :

0,062 tonnes de CO₂e/gigajoules × (M − N) × O

• où :
• M représente la quantité d’énergie thermique produite à l’installation assujettie qui a été vendue à d’autres installations assujetties au cours de l’année de référence « i », selon la quantité indiquée sur les factures de vente ou déterminée selon une autre méthode objective, exprimée en gigajoules,
• N la quantité d’énergie thermique achetée d’autres installations assujetties au cours de l’année de référence « i », selon la quantité indiquée sur les factures d’achat ou déterminée selon une autre méthode objective, exprimée en gigajoules,
• O le coefficient de chaleur provenant de la combustion de combustibles fossiles brûlés pour produire l’énergie thermique est le suivant :
  • (i) si M est supérieur à N, le coefficient de chaleur déterminé conformément à l’article 34 pour l’année de référence « i », pour l’installation assujettie,
  • (ii) si M est inférieur à N, le coefficient de chaleur déterminé conformément à l’article 34 pour l’année de référence « i », pour l’installation assujettie de laquelle a été achetée l’énergie thermique;
• b) soit à 0 pour toutes les années de référence, si le quotient de la somme des résultats du calcul effectué conformément à l’alinéa a) pour chaque année de référence « i » sur le nombre d’années de référence est inférieur au quotient du résultat de la formule ci-après par le nombre d’années de référence :

0,015 x A

• C la quantité totale des gaz à effet de serre attribuables à toutes les activités industrielles visées exercées à l’installation, pour chaque année de référence « i », sauf à l’activité industrielle à l’égard de laquelle la norme de rendement est calculée, déterminée conformément aux articles 17 et 18, pour chacune de ces activités;
• D la production de l’installation assujettie pour l’activité industrielle à l’égard de laquelle la norme de rendement est calculée, quantifiée conformément à l’article 31, pour l’année de référence « i »;
• E le facteur de réduction des gaz à effet de serre applicable à l’activité industrielle visée pour laquelle la norme de rendement est calculée, soit :
  • a) s’agissant de l’activité industrielle visée prévue aux alinéas 7c), 8b) et c) et 20d) de l’annexe 1, 95 %,
  • b) s’agissant de l’activité industrielle visée prévue à l’article 22 et aux alinéas 23a) et 29d) de l’annexe 1, 90 %,
  • c) s’agissant de toute autre activité industrielle visée, 80 %;
• i l’année de référence « i », « i » allant de 1 à « n », où n représente le nombre déterminé conformément au paragraphe (2).

Années de référence

(2) Les années de référence applicables à l’égard des activités industrielles visées prévues à l’annexe 1 d’une installation assujettie dont la limite d’émissions est calculée pour une période de conformité donnée sont les suivantes :

• a) sauf pour l’installation assujettie visée à l’alinéa b), au choix de la personne responsable de l’installation assujettie :
  • (i) soit les années civiles 2017 et 2018,
  • (ii) soit la période de conformité;
• b) pour l’installation assujettie dont la limite d’émissions est calculée pour la première fois, mais à l’égard de laquelle la personne responsable a fourni un rapport annuel en application du présent règlement pour la période de conformité précédente sans y inclure, au titre du paragraphe 11(2), les renseignements visés aux alinéas 11(1)e) et f) :
  • (i) les deux années civiles précédant la période de conformité pour laquelle la limite d’émissions est calculée, si les données sont disponibles pour ces années,
  • (ii) l’année civile précédant la période de conformité pour laquelle la limite d’émissions est calculée, si les données ne sont pas disponibles pour les deux années civiles visées aux sous-alinéa (i),
  • (iii) la période de conformité pour laquelle la limite d’émissions est calculée, si les données ne sont pas disponibles pour ces années civiles précédentes.

Allocation pour énergie thermique

(3) Pour l’application du paragraphe (1), dans le cas où la norme de rendement doit être calculée pour plus d’une activité industrielle visée, l’allocation pour énergie thermique ne peut être appliquée qu’à l’égard de l’une d’entre elles.

Arrondissement

(4) Le résultat du calcul aux termes du paragraphe (1) est arrondi à trois chiffres significatifs.

Exception — aciérie

38 (1) Pour l’application de l’élément C de la formule prévue au paragraphe 37(1), dans le cas où l’activité industrielle visée pour laquelle la norme de rendement est calculée est celle prévue à l’alinéa 20d) de l’annexe 1, si l’installation assujettie produit également de l’électricité, la quantité de gaz à effet de serre attribuable à la production d’électricité associée à l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 20d) de l’annexe 1 n’est pas incluse dans la quantité totale des gaz à effet de serre visée à cet élément.

Précisions

(2) Il est toutefois entendu que la quantité des gaz à effet de serre attribuable à la production d’électricité associée aux activités industrielles visées prévues aux alinéas 20a) à c) de l’annexe 1 est incluse dans la quantité totale des gaz à effet de serre visée à l’élément C.

Nouveau calcul de la norme de rendement

39 La norme de rendement applicable à une activité industrielle visée prévue à l’annexe 1 qui a été calculée pour une période de conformité ayant débuté après le 1er janvier d’une année donnée doit être calculée à nouveau en application du paragraphe 37(1), pour la prochaine période de conformité.

Installation assujettie — sous-alinéa 5(2)b)(ii)

40 Malgré l’article 37, dans le cas d’une activité industrielle visée au sous-alinéa 5(2)b)(ii), autre qu’une activité industrielle visée prévue à l’annexe 1, les renseignements qui ont été fournis dans la demande faite au titre du paragraphe 172(1) de la Loi sont utilisés pour le calcul de la norme de rendement aux termes du paragraphe 37(1).

Électricité

41 (1) Sous réserve du paragraphe (2) et des articles 41.1 et 41.2, la personne responsable d’une installation de production d’électricité est tenue de calculer, pour chaque période de conformité, la limite d’émissions de gaz à effet de serre applicable à l’installation de production d’électricité, conformément à la formule ci-après, exprimée en tonnes de CO₂e :

• où :
• A_j représente la quantité brute d’électricité produite quantifiée pour la période de conformité conformément à l’article 32, pour chacun des groupes « i » dont est constituée l’installation, pour chacune des activités industrielles visées prévues aux alinéas 38a) à c) de l’annexe 1 qui y sont exercées;
• B_j la norme de rendement applicable à chacune des activités industrielles visées prévues aux alinéas 38a) à c) de l’annexe 1 exercée au groupe « i », prévue à la colonne 3 de l’article 38 de cette annexe;
• i le i^e groupe « i », « i » allant de 1 à n, où n représente le nombre total de groupes dont est constituée l’installation de production d’électricité qui produisent de l’électricité à partir de combustibles fossiles;
• j la j^e activité industrielle « j » prévue aux alinéas 38a) à c) de l’annexe 1, « j » allant de 1 à m, où m représente le nombre total d’activités industrielles prévues aux alinéas 38a) à c) qui sont exercées à l’installation.

Norme de rendement — exception

(2) Si un groupe qui produit de l’électricité à partir de combustibles liquides ou gazeux répond aux critères ci-après, la norme de rendement applicable à l’activité industrielle prévue à l’alinéa 38a) de l’annexe 1 s’applique à ce groupe :

• a) il est enregistré en vertu du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone – secteur de l’électricité thermique au charbon;
• b) des combustibles solides ont été utilisés pour produire de l’électricité en 2018.

Nouvelle installation de production d’électricité — combustibles gazeux

41.1 (1) Si, le 1^er janvier 2021 ou après cette date, une installation de production d’électricité commence à produire de l’électricité et respecte les critères ci-après, la personne qui en est responsable est tenue de calculer, pour chaque période de conformité à partir de celle où elle commence à produire de l’électricité, la limite d’émissions de gaz à effet de serre applicable à l’installation conformément au paragraphe (2) :

• a) au moins l’un des groupes dont elle est constituée produit l’électricité à partir de combustibles gazeux;
• b) au moins l’un des groupes dont elle est constituée qui produit l’électricité à partir de combustibles gazeux a une capacité de production d’électricité de 50 MW ou plus et est conçu pour fonctionner à un rapport énergie thermique-électricité inférieur à 0,9.

Différentes normes de rendement

(2) La limite d’émissions de gaz à effet de serre applicable à l’installation de production d’électricité est calculée, pour chaque période de conformité, conformément à la formule ci-après, exprimée en tonnes de CO₂e :

• où :
• A_j représente pour chaque groupe « i » dont est constituée l’installation qui produit de l’électricité à partir de combustibles solides ou de combustibles liquides, la quantité brute d’électricité produite quantifiée pour la période de conformité conformément à l’article 32, pour chacune des activités industrielles visées prévues aux alinéas 38a) et b) de l’annexe 1 qui y sont exercées;
• B_j la norme de rendement applicable à chacune des activités industrielles visées prévues aux alinéas 38a) et b) de l’annexe 1 exercée au groupe « i », prévue à la colonne 3 de l’article 38 de cette annexe;

• C pour chaque groupe « k » dont est constituée l’installation qui produit de l’électricité à partir de combustibles gazeux et dont la capacité de production d’électricité est de 50 MW ou plus et le rapport énergie thermique-électricité est inférieur à 0,9, la quantité brute d’électricité produite, pour l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 38c) de l’annexe 1 qui y est exercée, quantifiée pour la période de conformité conformément à l’article 32;
• D la norme de rendement applicable, soit :
  • a) pour la période de conformité 2021, 370 tonnes de CO₂e par unité de mesure de la production,
  • b) pour la période de conformité 2022, 329 tonnes de CO₂e par unité de mesure de la production,
  • c) pour la période de conformité 2023, 288 tonnes de CO₂e par unité de mesure de la production,
  • d) pour la période de conformité 2024, 247 tonnes de CO₂e par unité de mesure de la production,
  • e) pour la période de conformité 2025, 206 tonnes de CO₂e par unité de mesure de la production,
  • f) pour la période de conformité 2026, 164 tonnes de CO₂e par unité de mesure de la production,
  • g) pour la période de conformité 2027, 123 tonnes de CO₂e par unité de mesure de la production;
  • h) pour la période de conformité 2028, 82 tonnes de CO₂e par unité de mesure de la production,
  • i) pour la période de conformité 2029, 41 tonnes de CO₂e par unité de mesure de la production,
  • j) pour la période de conformité 2030 et les périodes de conformité suivantes, 0 tonnes de  CO₂e par unité de mesure de la production;
• E pour chaque groupe « l » dont est constituée l’installation qui produit de l’électricité à partir de combustibles gazeux, dont la capacité de production d’électricité est inférieure à 50 MW ou dont le rapport énergie thermique-électricité est égal ou supérieur à 0,9, la quantité brute d’électricité produite, pour l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 38c) de l’annexe 1 qui y est exercée, quantifiée pour la période de conformité conformément à l’article 32;
• F la norme de rendement applicable à l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 38c) de l’annexe 1 exercée au groupe « l », prévue à la colonne 3 de l’article 38 de cette annexe;
• i le i^e groupe « i », « i » allant de 1 à n, où n représente le nombre total de groupes dont est constituée l’installation de production d’électricité qui produisent de l’électricité à partir de combustibles solides ou de combustibles liquides;
• j la j^e activité industrielle prévue aux alinéas 38a) à b) de l’annexe 1, allant de 1 à m, où m représente le nombre total d’activités industrielles prévues aux alinéas 38a) à b) qui sont exercées à l’installation;
• k le k^e groupe « k », « k » allant de 1 à r, où r représente le nombre total de groupes dont est constituée l’installation qui produisent de l’électricité à partir de combustibles gazeux et dont la capacité de production d’électricité est de 50 MW ou plus et le rapport énergie thermique-électricité est inférieur à 0,9;
• l le l^e groupe « l », « l » allant de 1 à s, où s représente le nombre total de groupes dont est constituée l’installation qui produisent de l’électricité à partir de combustibles gazeux et dont la capacité de production d’électricité est inférieure à 50 MW ou le rapport énergie thermique-électricité est égal ou supérieur à 0,9.

Augmentation de la capacité de production d’électricité

41.2 (1) Si, le 1^er janvier 2021 ou après cette date, la capacité de production d’électricité d’une installation de production d’électricité, à partir de combustibles gazeux, augmente de 50 MW ou plus et si cette capacité provient d’un groupe dont le rapport énergie thermique-électricité est inférieur à 0,9, la personne responsable de l’installation est tenue de calculer, pour chaque période de conformité à partir de laquelle la capacité est augmentée, la limite d’émissions de gaz à effet de serre applicable à l’installation conformément au paragraphe (2).

Différentes normes de rendement

(2) La limite d’émissions de gaz à effet de serre applicable à l’installation de production d’électricité, est calculée, pour chaque période de conformité, conformément à la formule ci-après, exprimée en tonnes de CO₂e :

où :

• A_j représente la quantité brute d’électricité produite quantifiée pour la période de conformité conformément à l’article 32, pour chacun des groupes suivants :
  • a) le groupe « i » dont est constituée l’installation, pour chacune des activités industrielles visées prévues aux alinéas 38a) et b) de l’annexe 1 qui y sont exercées,
  • b) le groupe « i » dont est constituée l’installation, pour l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 38c) de l’annexe 1 qui y est exercée :
    • (i) s’il produisait de l’électricité avant que la capacité de production d’électricité de l’installation soit augmentée, sauf s’il est visé aux éléments E ou F,
    • (ii) s’il a commencé à produire de l’électricité à partir de combustibles gazeux le 1^er janvier 2021 ou après cette date et si sa capacité de production d’électricité est inférieure à 50 MW ou il est conçu pour fonctionner à un rapport énergie thermique-électricité égal ou supérieur à 0,9;
• B_j la norme de rendement applicable à chacune des activités industrielles visées prévues aux alinéas 38a) à c) de l’annexe 1 exercée au groupe « i », prévue à la colonne 3 de l’article 38 de cette annexe;
• C pour chaque groupe « k » dont est constituée l’installation qui a commencé à produire de l’électricité à partir de combustibles gazeux le 1^er janvier 2021 ou après cette date et dont la capacité de production d’électricité est de 50 MW ou plus et le rapport énergie thermique-électricité est inférieur à 0,9, la quantité brute d’électricité produite, pour l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 38c) de l’annexe 1 qui y est exercée, quantifiée pour la période de conformité conformément à l’article 32;
• D la norme de rendement prévue à l’élément D de la formule qui figure au paragraphe 41.1(2) qui est applicable selon la période de conformité cause;
• E pour chaque groupe « l » dont est constituée l’installation qui produisait de l’électricité à partir de combustibles gazeux avant que la capacité de production d’électricité de l’installation soit augmentée et dont la capacité de production d’électricité a augmenté de 50 MW ou plus et le rapport énergie thermique-électricité est inférieur à 0,9, la quantité brute d’électricité produite qui est attribuée à la capacité ajoutée du groupe, pour l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 38c) de l’annexe 1 qui y est exercée, quantifiée pour la période de conformité conformément à l’article 32 et au paragraphe (3);
• F pour chaque groupe « l » dont est constituée l’installation qui produisait de l’électricité à partir de combustibles gazeux avant que la capacité de production d’électricité de l’installation soit augmentée et dont la capacité de production d’électricité a augmenté de 50 MW ou plus et le rapport énergie thermique-électricité est inférieur à 0,9, la quantité brute d’électricité produite qui est attribuée à la capacité du groupe avant l’ajout de capacité, pour l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 38c) de l’annexe 1 qui y est exercée, quantifiée pour la période de conformité conformément à l’article 32 et au paragraphe (3);
• G la norme de rendement applicable à l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 38c) de l’annexe 1 exercée au groupe « l », prévue à la colonne 3 de l’article 38 de cette annexe;
• i le i^e groupe « i », « i » allant de 1 à n, où n représente le nombre total de groupes dont est constituée l’installation de production d’électricité qui produisent de l’électricité à partir de combustibles fossiles, sauf les groupes « k » et « l »;
• j la j^e activité industrielle prévue aux alinéas 38a) à c) de l’annexe 1, allant de 1 à m, où m représente le nombre total d’activités industrielles prévues aux alinéas 38a) à c) qui sont exercées à l’installation;
• k le k^e groupe « k », « k » allant de 1 à r, où r représente le nombre total de groupes dont est constituée l’installation de production d’électricité qui ont commencé à produire de l’électricité le 1^er janvier 2021 ou après cette date à partir de combustibles gazeux et dont la capacité de production d’électricité est de 50 MW ou plus et le rapport énergie thermique-électricité est inférieur à 0,9;
• l le l^e groupe « l », « l » allant de 1 à s, où s représente le nombre total de groupes dont est constituée l’installation de production d’électricité qui produisait de l’électricité à partir de combustibles gazeux avant que la capacité de production d’électricité de l’installation soit augmentée et dont la capacité de production d’électricité a augmenté de 50 MW ou plus et le rapport énergie thermique-électricité est inférieur à 0,9.

Répartition de la production d’électricité

(3) Pour l’application des éléments E et F de la formule prévue au paragraphe (2), la quantité brute d’électricité produite par un groupe visé à ces éléments est répartie entre, d’une part, la capacité ajoutée du groupe et, d’autre part, la capacité du groupe avant l’ajout de capacité en fonction du rapport entre la capacité ajoutée du groupe et sa capacité totale compte tenu de l’ajout de capacité, à l’aide d’estimations techniques.

Capacité augmentée — règle

(4) Pour l’application du paragraphe (1), la capacité de production d’électricité d’une installation, à partir de combustibles gazeux, augmente de 50 MW ou plus pour une année civile à partir du moment où sa capacité de production d’électricité est supérieure de 50 MW à celle qu’elle avait en date du 31 décembre 2020. Il est entendu que toute augmentation de la capacité de production d’un groupe est cumulative.

Présomption

41.3 Pour l’application des articles 41.1 et 41.2, si la norme de rendement prévue au paragraphe 41.1(2) s’applique à l’égard d’un groupe ou un ensemble de groupes pour une période de conformité donnée pour l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 38c) de l’annexe 1, elle continue de s’appliquer à ce groupe ou ensemble de groupes même si le groupe ou l’ensemble de groupes ne produit plus l’électricité à partir de combustibles gazeux ou si le rapport énergie thermique-électricité est égal ou supérieur à 0,9.

Charbon et électricité

42 La personne responsable d’une installation assujettie où sont exercées l’activité industrielle visée de production de charbon à partir de l’exploitation de gisement de charbon, d’une part, et d’autre part, si elle est constituée d’un groupe ou d’un ensemble de groupes enregistrés en vertu du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone – secteur de l’électricité thermique au charbon, celle de production d’électricité est tenue de calculer, pour chaque période de conformité, la limite d’émissions de gaz à effet de serre applicable à l’installation assujettie en faisant la somme, pour la période de conformité, des limites d’émissions calculées conformément au paragraphe 36(1), pour l’activité industrielle visée prévue à l’article 25 de l’annexe 1, et conformément aux articles 41 ou 41.2, selon le cas, pour les activités industrielles visées prévues aux alinéas 38a) à c) de cette annexe, exprimée en tonnes de CO₂e.

Installations assujetties récentes

43 (1) Si, au 1^er janvier d’une période de conformité, la période de production d’une installation assujettie ne comprend pas deux années civiles de production depuis la date où celle-ci a commencé sa production, les articles 36 à 42 ne s’appliquent pas à l’installation pour cette période de conformité.

Activité principale

(2) Le paragraphe (1) s’applique uniquement à une installation assujettie dont l’activité principale est une activité industrielle visée.

Installations de production d’électricité

(3) Le paragraphe (1) ne s’applique pas à une installation de production d’électricité qui a commencé sa production d’électricité le 1^er janvier 2021 ou après cette date.

Date de production

(4) Pour déterminer la date où une installation assujettie a commencé sa production pour l’application du paragraphe (1), il est tenu compte de toute activité industrielle qui a été exercée par elle antérieurement ou qui est actuellement exercée par l’installation.

Bilan

Évaluation des émissions en fonction de la limite d’émissions

44 (1) La personne responsable d’une installation assujettie est tenue d’établir, pour chaque période de conformité, le bilan des émissions de gaz à effet de serre de l’installation assujettie conformément à la formule suivante :

A − B

où :

• A représente la quantité de gaz à effet de serre émise par l’installation assujettie, déterminée conformément à l’article 35 pour la période de conformité et exprimée en tonnes de CO₂e;
• B la limite d’émissions de gaz à effet de serre applicable à l’installation assujettie pour la période de conformité, calculée conformément aux articles 36, 36.1, 36.2, 41, 41.1, 41.2 ou 42 et exprimée en tonnes de CO₂e.

Installations assujetties récentes

(2) Si, au 1^er janvier d’une période de conformité, la période de production d’une installation assujettie ne comprend pas deux années civiles de production depuis la date où celle-ci a commencé sa production, le paragraphe (1) ne s’applique pas à l’installation pour cette période de conformité.

Activité principale

(3) Le paragraphe (2) s’applique uniquement à une installation assujettie dont l’activité principale est une activité industrielle visée.

Installations de production d’électricité

(4) Le paragraphe (2) ne s’applique pas à une installation de production d’électricité qui a commencé sa production d’électricité le 1^er janvier 2021 ou après cette date.

Date de production

(5) Pour déterminer la date où une installation assujettie a commencé sa production pour l’application du paragraphe (2), il est tenu compte de toute activité industrielle qui a été exercée par elle antérieurement ou qui est actuellement exercée par l’installation.

Registre

Contenu

45 (1) La personne responsable d’une installation assujettie est tenue de consigner dans un registre, pour chaque période de conformité, les renseignements relatifs à l’installation et à chacun des groupes dont elle est constituée, le cas échéant :

• a) la quantité totale des gaz à effet de serre pour chaque type d’émissions visé;
• b) la quantité de chaque gaz à effet de serre pour chaque type d’émissions visé;
• c) les données utilisées pour effectuer les calculs prévus par le présent règlement pour chaque type d’émissions visé et chaque gaz à effet de serre, y compris celles utilisées pour établir les données manquantes;
• d) les données d’échantillonnage, d’analyse et de mesure pour chaque type d’émissions visé et chaque gaz à effet de serre;
• e) les méthodes de calcul, d’échantillonnage, d’analyse et de mesure utilisées pour chaque type d’émissions visé;
• f) les méthodes et données utilisées pour quantifier la production;
• g) toutes les modifications apportées aux procédures de collecte et de calcul des données et aux instruments de mesure utilisés pour quantifier les gaz à effet de serre ou la production;
• h) la quantité de chaque gaz à effet de serre non incluse dans la quantité totale des gaz à effet de serre au titre de l’article 23 et le type d’émissions visé correspondant;
• i) les quantités de CO₂ captées, transportées ou stockées, exprimées en tonnes, et les données utilisées pour les quantifier;
• j) la norme de rendement calculée conformément à l’article 37 pour chacune des activités industrielles visées, ainsi que toutes les méthodes et données utilisées pour la calculer;
• k) les documents démontrant que l’utilisation, l’entretien et l’étalonnage des instruments de mesure ont été effectués conformément au présent règlement;
• l) si la personne responsable d’une installation assujettie où est produite l’énergie thermique en vend à des installations assujetties ou en achète d’autres installations assujetties :
  • (i) les factures de vente ou d’achat d’énergie thermique,
  • (ii) le nom de toute installation assujettie à laquelle de l’énergie thermique est vendue ou de laquelle celle-ci est achetée et le numéro du certificat d’installation assujettie qui a été délivré à son égard,
  • (iii) les méthodes et données utilisées pour quantifier l’énergie thermique vendue ou achetée, selon le cas, et les données relatives au coefficient de chaleur provenant de la combustion de combustibles fossiles;
• m) toutes les erreurs ou omissions relevées et les mesures prises pour les corriger, et les données et documents à l’appui;
• n) une copie de tout permis obtenu en vertu de l’article 28;
• o) des documents qui établissent que le CO₂ a été capté, transporté et stocké conformément aux lois du Canada ou d’une province, ou conformément aux lois des États-Unis ou de l’un de ses États.

Système de mesure et d’enregistrement en continu

(2) Pour chaque période de conformité durant laquelle elle utilise un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, la personne responsable est tenue de se conformer aux exigences relatives à la tenue de dossiers prévues à la section 8 du document intitulé Méthode de référence pour le contrôle à la source : quantification des émissions de dioxyde de carbone des centrales thermiques par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, juin 2012, publié par le ministère de l’Environnement.

Disponibilité des renseignements

(3) Les renseignements sont consignés dans le registre dans les trente jours suivant la date à laquelle ils sont disponibles.

Transmission électronique

46 (1) Les renseignements qui sont fournis au ministre en application du présent règlement à l’égard d’une installation assujettie sont transmis électroniquement en la forme qu’il précise et portent la signature électronique de la personne responsable de l’installation assujettie ou celle de son agent autorisé.

Support papier

(2) Si le ministre n’a pas précisé de forme ou si, en raison de circonstances indépendantes de sa volonté, la personne responsable ou son agent autorisé ne peut transmettre les renseignements conformément au paragraphe (1), elle les transmet sur support papier, signé par elle ou son agent autorisé, en la forme précisée par le ministre, ou autrement, si aucune forme n’est précisée.

Conservation de renseignements

47 (1) La personne responsable de l’installation assujettie conserve le registre visé à l’article 45 ainsi qu’une copie des renseignements qu’elle fournit au ministre en application du présent règlement, avec les documents à l’appui, y compris les calculs, mesures et autres données sur lesquels sont fondés les renseignements et ceux consignés dans le registre.

Lieu de conservation

(2) Les registres, copies et documents sont conservés à l’établissement principal au Canada de la personne responsable de l’installation assujettie ou, sur avis au ministre, à tout autre endroit au Canada où ils peuvent être examinés.

Changement de lieu

(3) Si le lieu de conservation change, la personne responsable de l’installation assujettie avise le ministre par écrit de l’adresse municipale du nouveau lieu dans les trente jours suivant le changement.

Obligation d’aviser

48 La personne responsable de l’installation assujettie avise le ministre par écrit de tout changement ci-après, dans les trente jours suivant la date à laquelle il se produit :

• a) un changement aux renseignements administratifs visés aux articles 1 et 2 des annexes 2 et 5 fournis en application du présent règlement;
• b) un changement au périmètre de l’installation;
• c) un changement aux renseignements fournis dans une demande d’enregistrement faite au titre du paragraphe 171(1) de la Loi ou dans une demande de désignation faite au titre du paragraphe 172(1) de la Loi;
• d) un changement aux renseignements fournis dans la demande de permis visée à l’article 27, si le permis est encore valide.

Rapport de vérification

Organisme de vérification

49 (1) Le tiers qui est habilité à vérifier le rapport annuel ou le rapport corrigé est tenu à la fois :

• a) de satisfaire aux exigences d’accréditation suivantes :
  • (i) il est accrédité par le Conseil canadien des normes, l’American National Standards Institute ou tout autre organisme d’accréditation membre de l’International Accreditation Forum, en qualité d’organisme de vérification selon la norme ISO 14065,
  • (ii) la portée de son accréditation permet la vérification du rapport annuel ou du rapport corrigé,
  • (iii) il ne fait pas l’objet d’une suspension par un organisme d’accréditation l’ayant accrédité;
• b) de procéder à la vérification conformément à la norme ISO 14064-3 de l’Organisation internationale de normalisation, intitulée Gaz à effet de serre — Partie 3: Spécifications et lignes directrices pour la validation et la vérification des déclarations des gaz à effet de serre, publiée en 2006 ou à celle publiée en 2019, intitulée Gaz à effet de serre — Partie 3: Spécifications et lignes directrices pour la vérification et la validation des déclarations des gaz à effet de serre, selon celle qui est prévue dans son accréditation, en appliquant des procédures lui permettant d’établir avec un niveau d’assurance raisonnable, au sens de cette norme, si :
  • (i) la quantité totale des gaz à effet de serre et la production pour une ou plusieurs des activités industrielles visées prises en compte dans le calcul de la limite d’émissions qui sont indiquées dans le rapport annuel ou le rapport corrigé présentent un écart important,
  • (ii) à son avis, le rapport annuel ou le rapport corrigé ont été établis en conformité avec le présent règlement.

Écart important

(2) Aux fins de la vérification du rapport annuel ou du rapport corrigé, un écart important existe dans les cas suivants :

• a) s’agissant d’une installation assujettie qui a émis une quantité de gaz à effet de serre inférieure à 50 kt de CO₂e pour la période de conformité :
  • (i) le résultat du calcul ci-après, exprimé en pourcentage, à l’égard d’une erreur ou d’une omission relative aux gaz à effet de serre qui a été relevée durant la vérification et qui peut être quantifiée, est égal ou supérieur à 8 % :

A⁄B × 100

• où :
• A représente la valeur absolue de la surévaluation ou de la sous-évaluation résultant de l’erreur ou de l’omission, exprimée en tonnes de CO₂e,
• B la quantité totale des gaz à effet de serre indiquée dans le rapport annuel ou le rapport corrigé, exprimée en tonnes de CO₂e,
• (ii) le résultat du calcul ci-après, exprimé en pourcentage, à l’égard de l’ensemble des erreurs et des omissions relatives aux gaz à effet de serre qui ont été relevées durant la vérification et qui peuvent être quantifiées, est égal ou supérieur à 8 % :

A⁄B × 100

• où :
• A représente la valeur absolue de la somme nette des surévaluations et des sous-évaluations résultant des erreurs et des omissions, exprimée en tonnes de CO₂e,
• B la quantité totale des gaz à effet de serre indiquée dans le rapport annuel ou le rapport corrigé, exprimée en tonnes de CO₂e;
• b) s’agissant d’une installation assujettie qui a émis une quantité de gaz à effet de serre égale ou supérieure à 50 kt de CO₂e, mais inférieure à 500 kt, pour la période de conformité :
  • (i) le résultat du calcul ci-après, exprimé en pourcentage, à l’égard d’une erreur ou d’une omission relative aux gaz à effet de serre qui a été relevée durant la vérification et qui peut être quantifiée, est égal ou supérieur à 5 % :

A⁄B × 100

• où :
• A représente la valeur absolue de la surévaluation ou de la sous-évaluation résultant de l’erreur ou de l’omission, exprimée en tonnes de CO₂e,
• B la quantité totale des gaz à effet de serre indiquée dans le rapport annuel ou le rapport corrigé, exprimée en tonnes de CO₂e,
• (ii) le résultat du calcul ci-après, exprimé en pourcentage, à l’égard de l’ensemble des erreurs et des omissions relatives aux gaz à effet de serre qui ont été relevées durant la vérification et qui peuvent être quantifiées, est égal ou supérieur à 5 % :

A⁄B × 100

• où :
• A représente la valeur absolue de la somme nette des surévaluations et des sous-évaluations résultant des erreurs et des omissions, exprimée en tonnes de CO₂e,
• B la quantité totale des gaz à effet de serre indiquée dans le rapport annuel ou le rapport corrigé, exprimée en tonnes de CO₂e;
• c) s’agissant d’une installation assujettie qui a émis une quantité de gaz à effet de serre égale ou supérieure à 500 kt de CO₂e pour la période de conformité :
  • (i) le résultat du calcul ci-après, exprimé en pourcentage, à l’égard d’une erreur ou d’une omission relative aux émissions de gaz à effet de serre qui a été relevée durant la vérification et qui peut être quantifiée, est égal ou supérieur à 2 % :

A⁄B × 100

• où :
• A représente la valeur absolue de la surévaluation ou de la sous-évaluation résultant de l’erreur ou de l’omission, exprimée en tonnes de CO₂e,
• B la quantité totale des gaz à effet de serre indiquée dans le rapport annuel ou le rapport corrigé, exprimée en tonnes de CO₂e,
• (ii) le résultat du calcul ci-après, exprimé en pourcentage, à l’égard de l’ensemble des erreurs et des omissions relatives aux gaz à effet de serre qui ont été relevées durant la vérification et qui peuvent être quantifiées, est égal ou supérieur à 2 % :

A⁄B × 100

• où :
• A représente la valeur absolue de la somme nette des surévaluations et des sous-évaluations résultant des erreurs et des omissions, exprimée en tonnes de CO₂e,
• B la quantité totale des gaz à effet de serre indiquée dans le rapport annuel ou le rapport corrigé, exprimée en tonnes de CO₂e;
• d) s’agissant de la production pour chaque activité industrielle visée prise en compte dans le calcul de la limite d’émissions, le résultat du calcul ci-après, exprimé en pourcentage, à l’égard d’une erreur ou d’une omission relative à la quantification de la production qui a été relevée durant la vérification et qui peut être quantifiée, est égal ou supérieur à 5 % :

A⁄B × 100

• où :
• A représente la valeur absolue de la surévaluation ou de la sous-évaluation résultant de l’erreur ou l’omission, exprimée dans l’unité de mesure applicable,
• B la production indiquée dans le rapport annuel ou le rapport corrigé pour l’activité industrielle visée en cause, exprimée dans l’unité de mesure applicable.

Conflit d’intérêts

50 (1) La personne responsable d’une installation assujettie veille à ce qu’il n’existe, entre elle et l’organisme de vérification, notamment les membres de l’équipe de vérification et tout individu ou toute entreprise associés à cet organisme, aucun conflit d’intérêts réel ou potentiel qui menace ou compromette l’impartialité de ce dernier et qui ne peut être géré efficacement.

Vérifications consécutives

(2) La personne responsable d’une installation assujettie ne peut faire vérifier un septième rapport annuel par l’organisme de vérification qui a vérifié les six rapports annuels consécutifs précédents établis à l’égard de l’installation en application du présent règlement, à moins que trois ans se soient écoulés depuis la vérification du dernier de ces rapports. Toutefois, elle peut faire vérifier par cet organisme un rapport corrigé en lien avec un rapport annuel qu’il a vérifié.

Visite de l’installation

51 (1) Sous réserve du paragraphe (2), la personne responsable d’une installation assujettie veille à ce qu’une visite de l’installation soit effectuée par l’organisme de vérification :

• a) il s’agit de la vérification initiale de l’installation assujettie en vertu du présent règlement ou par cet organisme;
• b) au moins trois années civiles se sont écoulées depuis la dernière vérification par cet organisme d’un rapport annuel de l’installation assujettie;
• c) relativement au dernier rapport annuel établi aux termes du présent règlement, l’organisme de vérification a tiré l’une des conclusions suivantes :
  • (i) la quantité totale des gaz à effet de serre ou la production pour l’une ou plusieurs des activités industrielles visées prises en compte dans le calcul de la limite d’émissions qui sont indiquées dans le rapport présentaient un écart important,
  • (ii) le rapport n’a pas été établi en conformité avec le présent règlement;
• d) l’organisme de vérification est d’avis qu’il est nécessaire d’effectuer une visite des lieux.

Visite autre

(2) Si l’établissement où sont concentrées les activités juridiques, administratives et de gestion n’est pas situé à l’endroit où les activités industrielles sont exercées, la personne responsable de l’installation assujettie veille à ce que l’organisme de vérification effectue une visite de cet établissement si des données ou les renseignements utilisés pour établir le rapport annuel ou le rapport corrigé s’y trouvent.

Contenu du rapport de vérification

52 Un rapport de vérification comprenant les renseignements prévus à l’annexe 5 est préparé par l’organisme de vérification à l’égard du rapport annuel et, à l’égard du rapport corrigé, le cas échéant, et des données et renseignements afférents.

Compensation et unités de conformité

Intervention du ministre

Décision

53 (1) Malgré ce qui est indiqué dans le rapport annuel ou le rapport corrigé à l’égard d’une installation assujettie pour une période de conformité, le ministre peut, dans les cas ci-après, établir la limite d’émissions ou déterminer la quantité de gaz à effet de serre émise par l’installation assujettie durant la période de conformité en cause :

• a) la quantité totale des gaz à effet de serre ou la production pour une ou plusieurs des activités industrielles visées prises en compte dans le calcul de la limite d’émissions qui sont indiquées dans le rapport annuel ou le rapport corrigé présentent un écart important;
• b) la déclaration de vérification visée à l’alinéa 3n) de l’annexe 5 fait état d’une impossibilité de conclure qu’il n’existe pas d’écart important ou que le rapport annuel ou le rapport corrigé a été établi en conformité avec le présent règlement.

Critères

(2) Le ministre, selon le cas, établit la limite d’émissions ou détermine la quantité de gaz à effet de serre émise par l’installation assujettie, pour la période de conformité en cause, en tenant compte des éléments suivants :

• a) le rapport annuel et le rapport de vérification pour la période de conformité et, si nécessaire, les rapports antérieurs;
• b) tout rapport établi en conformité avec l’Avis concernant la déclaration des gaz à effet de serre (GES) publié en vertu de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999);
• c) tout renseignement concernant des activités industrielles — au Canada ou ailleurs — semblables à celles exercées à l’installation assujettie et permettant de déterminer la production de l’installation;
• d) les méthodes reconnues utilisées pour déterminer la quantité des gaz à effet de serre provenant d’installations où est exercée la même activité industrielle ou une activité industrielle de même type;
• e) tout autre renseignement obtenu de la personne responsable de l’installation assujettie ou du vérificateur à la demande du ministre.

Avis

(3) Le ministre avise par écrit la personne responsable de l’installation assujettie de sa décision concernant la limite d’émissions de l’installation ou la quantité de gaz à effet de serre émise par elle durant la période de conformité en cause.

Compensation et émission de crédits excédentaires

Émissions excédentaires

54 Pour l’application du paragraphe 174(1) de la Loi, si une installation assujettie a émis, durant une période de conformité, une quantité de gaz à effet de serre au-delà de la limite d’émissions applicable, la compensation à verser par la personne responsable de l’installation est établie à partir de la quantité de gaz à effet de serre, exprimée en tonnes de CO₂e qui a été émise au-delà de la limite d’émissions, selon ce qui est indiqué dans le rapport annuel fourni pour la période de conformité ou, le cas échéant, selon la décision du ministre au titre de l’article 53.

Redevance

55 (1) La compensation versée par paiement d’une redevance pour émissions excédentaires s’effectue par paiement électronique à l’ordre du receveur général du Canada.

Crédits excédentaires

(2) La compensation versée par remise de crédits excédentaires s’effectue de la manière prévue l’article 70.

Autres unités de conformité

(3) La compensation versée par remise d’unités de conformité autres que des crédits excédentaires s’effectue de la manière prévue à l’article 71.

Pourcentage minimal — redevance

56 Au moins 25 % de la compensation exigée par l’article 174 de la Loi doit être versée par paiement d’une redevance pour émissions excédentaires.

Délai de compensation — taux régulier

57 (1) Pour l’application du paragraphe 174(3) de la Loi, le délai de compensation à taux régulier court du 1^er janvier de l’année civile au cours de laquelle doit être transmis le rapport annuel auquel se rapporte la compensation au 15 décembre de la même année.

Délai de compensation — taux élevé

(2) Pour l’application du paragraphe 174(4) de la Loi, le délai de compensation à taux élevé court de la fin du délai de compensation à taux régulier prévu au paragraphe (1) au 15 février suivant.

Avis visé au paragraphe 53(3)

(3) Si un avis est donné au titre du paragraphe 53(3) après le 31 octobre de l’année au cours de laquelle doit être transmis le rapport annuel auquel se rapporte l’avis, le délai de compensation court :

• a) s’agissant du délai de compensation à taux régulier, pendant quarante-cinq jours à compter du lendemain de la date où l’avis a été donné;
• b) s’agissant du délai de compensation à taux élevé, pendant soixante jours à compter de l’expiration du délai prévu à l’alinéa a).

Renseignements relatifs à la compensation

58 La personne responsable de l’installation assujettie fournit les renseignements ci-après au ministre au moment du versement de la compensation :

• a) le numéro de certificat de l’installation assujettie;
• b) l’article de la Loi en vertu duquel la compensation est versée;
• c) la période de conformité visée par la compensation;
• d) la quantité de gaz à effet de serre émise au-delà de la limite d’émissions pour laquelle la compensation est versée, exprimée en tonnes de CO₂e;
• e) les détails relatifs au paiement de la redevance pour émissions excédentaires, y compris :
  • (i) la somme en dollars versée au receveur général du Canada,
  • (ii) le taux applicable,
  • (iii) la date du paiement;
• f) les détails relatifs aux crédits excédentaires ou crédits compensatoires remis, y compris pour chaque type de crédit :
  • (i) le nombre de crédits remis,
  • (ii) la date de la transaction de la remise,
  • (iii) le numéro de transaction de la remise,
  • (iv) les numéros de série,
  • (v) la date ou les dates de l’émission des crédits;
• g) les détails relatifs aux unités ou crédits remis qui sont reconnus à titre d’unités de conformité, y compris :
  • (i) le nombre remis,
  • (ii) la province ou le territoire ou le responsable visés au paragraphe 78(1) qui les a émis,
  • (iii) la date à laquelle ils ont été retirés,
  • (iv) les numéros de série qui leur ont été attribués par la province ou le territoire ou le responsable visé au paragraphe 78(1),
  • (v) la date de début du projet à l’égard duquel ils ont été émis,
  • (vi) l’année où a eu lieu la réduction ou l’absorption de gaz à effet de serre pour laquelle ils ont été émis,
  • (vii) le protocole de crédits compensatoires applicable au projet pour lequel ils ont été émis, y compris le numéro de version et la date de publication,
  • (viii) le nom de l’organisme de vérification accrédité qui les a vérifiés.

Crédits excédentaires

59 Pour l’application de l’article 175 de la Loi, le nombre de crédits excédentaires équivalant à la différence entre la limite d’émissions et la quantité de gaz à effet de serre émise par l’installation assujettie que le ministre émet est établi à partir de ce qui est indiqué dans le rapport annuel fourni pour la période de conformité, à la condition qu’il n’existe aucun écart important au sens du paragraphe 49(2) en ce qui a trait à la quantité totale des gaz à effet de serre et à la production pour chaque activité industrielle visée prise en compte dans le calcul de la limite d’émissions.

Erreur ou omission

Identifiée par la personne responsable

61 L’avis fourni en application du paragraphe 176(1) de la Loi par la personne responsable qui a constaté une erreur ou une omission dans un rapport annuel précise :

• a) d’une part, si l’erreur ou l’omission aurait constitué un écart important selon le paragraphe 49(2) si elle avait été relevée durant la vérification du rapport annuel;
• b) d’autre part, si l’ensemble des erreurs et des omissions aurait constitué un écart important selon le paragraphe 49(2) si elles avaient été relevées durant la vérification du rapport annuel.

Rapport corrigé

62 (1) Dans les soixante jours suivant la date à laquelle l’avis a été fourni, la personne responsable de l’installation assujettie fournit au ministre un rapport corrigé. Toutefois, si l’avis précise que l’erreur ou l’omission ou l’ensemble des erreurs ou omissions aurait constitué un écart important selon le paragraphe 49(2), elle lui fournit, dans un délai de quatre-vingt-dix jours suivant cette date, en plus du rapport corrigé, un rapport de vérification préparé conformément à l’article 52.

Contenu

(2) Le rapport corrigé comprend les renseignements suivants :

• a) une description des corrections apportées au rapport annuel;
• b) les circonstances qui ont donné lieu à l’erreur ou à l’omission et la raison pour laquelle elle n’a pas été détectée plus tôt;
• c) une description des mesures prévues ou déjà mises en œuvre pour éviter que l’erreur ou l’omission ne se reproduise;
• d) la quantité de gaz à effet de serre à laquelle correspond l’erreur ou l’omission, si elle doit être corrigée;
• e) la production à laquelle correspond l’erreur ou l’omission, si elle doit être corrigée;
• f) le résultat du calcul visé à l’article 64;
• g) s’agissant de toute autre installation assujettie que celle visée aux alinéas h) ou i) :
  • (i) la quantité de chacun des gaz à effet de serre provenant de l’installation assujettie, exprimée en tonnes de CO₂e, pour chaque type d’émissions visé, déterminée conformément aux paragraphes 17(2) à (4), si elle doit être corrigée,
  • (ii) la quantité totale des gaz à effet de serre, déterminée conformément à l’article 17, si elle doit être corrigée,
  • (iii) la quantité de gaz à effet de serre émise et celle du CO₂ captée et stockée, déterminées conformément à l’article 35, si elles doivent être corrigées,
  • (iv) la production, déterminée conformément à l’article 31, si elle doit être corrigée;
• g.1) s’agissant d’une installation assujettie à laquelle s’applique l’article 36.2, les renseignements visés au paragraphe 11(1.1), s’ils doivent être corrigés;
• h) s’agissant d’une installation de production d’électricité :
  • (i) la quantité de chacun des gaz à effet de serre provenant de l’installation assujettie, exprimée en tonnes de CO₂e, pour chaque type d’émissions visé, si elle doit être corrigée,
  • (ii) la quantité totale des gaz à effet de serre attribuables à chacun des groupes dont elle est constituée, déterminée conformément à l’article 20, si elle doit être corrigée, et la somme de ces quantités totales pour tous les groupes dont elle est constituée, si elle doit être corrigée;
  • (iii) la quantité de gaz à effet de serre émise et celle du CO₂ captée et stockée, déterminées conformément à l’article 35, si elle doit être corrigée,
  • (iv) la quantité brute d’électricité produite par chacun des groupes dont elle est constituée, déterminée conformément à l’article 32, si elle doit être corrigée;
• i) s’agissant d’une installation assujettie où est exercée l’activité industrielle visée de production de charbon à partir de l’exploitation de gisement de charbon, d’une part, et, d’autre part, si elle est constituée d’un groupe ou d’un ensemble de groupes enregistrés en vertu du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon, celle de production d’électricité :
  • (i) la quantité de chacun des gaz à effet de serre provenant de l’installation assujettie, exprimée en tonnes de CO₂e, pour chaque type d’émissions visés, si elle doit être corrigée,
  • (ii) la quantité totale des gaz à effet de serre provenant de l’installation assujettie, déterminée conformément à l’article 17, à l’égard de l’exploitation de gisement de charbon, et les quantités totales des gaz à effet de serre déterminées conformément à l’article 20, à l’égard de la production d’électricité, si elles doivent être corrigées;
  • (iii) la quantité de gaz à effet de serre émise et celle de CO₂ captée et stockée, déterminées conformément à l’article 35, si elle doit être corrigée,
  • (iv) la production pour chaque activité industrielle visée exercée à l’installation assujettie, ainsi que la production de chacun des groupes dont elle est composée pour chacune des activités industrielles prévues aux alinéas 38a) à c) de l’annexe 1 et la somme de la production de tous les groupes, si elles doivent être corrigées;
• i.1) s’agissant d’une installation assujettie à laquelle s’applique l’article 41.2, les renseignements visés au paragraphe 11(1.2), s’ils doivent être corrigés;
• j) tout changement au résultat obtenu au moyen du calcul prévu à l’article 44;
• k) tout autre correction apportée aux renseignements fournis dans le rapport annuel.

Identification par le ministre

63 (1) Le paragraphe 62(2) s’applique au rapport corrigé demandé par le ministre au titre du paragraphe 177(2) de la Loi lequel lui est remis dans les délais suivants :

• a) s’agissant d’un rapport corrigé, dans les soixante jours suivant la demande;
• b) s’agissant d’un rapport corrigé et vérifié, dans les quatre-vingt dix jours suivant la demande.

Rapport de vérification

(2) Le rapport corrigé remis aux termes de l’alinéa (1)b) est accompagné d’un rapport de vérification préparé conformément à l’article 52.

Obligation modifiée

64 Pour l’application de l’article 178 de la Loi, la compensation révisée, ou le cas échéant, les crédits excédentaires à émettre correspondent à la différence entre le résultat obtenu au moyen du calcul prévu à l’article 44 qui est indiqué au rapport annuel et celui qui est indiqué dans le rapport corrigé.

Compensation révisée

65 (1) Pour l’application de l’alinéa 178(1)a) de la Loi, la compensation révisée est versée par paiement d’une redevance pour émissions excédentaires ou par remise d’unités de conformité. Elle est à verser si la différence visée à l’article 64 est égale ou supérieure à 500 tonnes de CO₂e.

Émission de crédits excédentaires

(2) Pour l’application de l’alinéa 178(1)b) de la Loi, le ministre peut émettre un nombre de crédits excédentaires équivalant, selon le cas, à la différence :

• a) entre le nombre de crédits excédentaires figurant dans le rapport corrigé et le nombre de crédits excédentaires émis en application de l’article 175 de la Loi sur la base du rapport annuel;
• b) entre la limite d’émissions applicable et la quantité de gaz à effet de serre émise par l’installation assujettie qui sont indiquées au rapport corrigé.

Émission en trop de crédits excédentaires

66 (1) Si le rapport corrigé démontre que des crédits excédentaires ont été émis en trop à l’intention de la personne responsable de l’installation assujettie et que ces crédits sont toujours inscrits à un compte lié à l’installation assujettie dans le système de suivi, le ministre les révoque sans autre avis et la révocation prend effet à la date où le rapport corrigé lui a été remis.

Crédits excédentaires manquants

(2) Si les crédits excédentaires ne sont plus, en tout ou en partie, inscrits à un compte lié à l’installation assujettie dans le système de suivi, la personne responsable de l’installation assujettie les comble dans les délais de compensation prévus aux paragraphes 69(1) ou (2) de l’une ou l’autre des manières suivantes :

• a) en remettant au ministre conformément à l’article 70, d’autres crédits excédentaires;
• b) en remettant au ministre conformément à l’alinéa à l’article 71, des unités de conformité;
• c) en payant la redevance pour émissions excédentaires prévue à l’article 55.

Redevance

67 La redevance pour émissions excédentaires visée au paragraphe 65(1) est versée de la manière prévue à l’article 55.

Crédits excédentaires

68 (1) La compensation révisée versée par remise de crédits excédentaires s’effectue de la manière prévue à l’article 70.

Autres unités de conformité

(2) La compensation révisée versée par remise d’unités de conformité autres que des crédits excédentaires s’effectue de la manière prévue à l’article 71.

Délai de compensation — taux régulier

69 (1) Pour l’application du paragraphe 174(3) de la Loi, le délai de compensation à taux régulier court pendant quarante-cinq jours à compter de la date de transmission du rapport corrigé.

Délai de compensation — taux élevé

(2) Pour l’application du paragraphe 174(4) de la Loi, le délai de compensation à taux élevé court pendant soixante jours à compter de la fin du délai prévu au paragraphe (1).

Autres délais de compensation

(3) Toutefois, si le rapport corrigé est établi à l’égard d’une période de conformité pour laquelle le délai de compensation à taux régulier prévu au paragraphe 57(1) est en cours, le délai de compensation est celui des délais ci-après qui expire en dernier :

• a) celui prévu aux paragraphes 57(1) ou (2), selon le cas;
• b) celui prévu aux paragraphes (1) ou (2), selon le cas.

Remise d’unités de conformité

Crédits excédentaires

70 Les crédits excédentaires remis au ministre en application du paragraphe 174(1) ou de l’alinéa 178(1)a) de la Loi ne doivent pas avoir été émis depuis plus de cinq années civiles.

Autres unités de conformités

71 Les unités ou crédits reconnus ou les crédits compensatoires remis au ministre en application du paragraphe 174(1) ou de l’alinéa 178(1)a) de la Loi ne doivent pas avoir été émis pour une réduction ou une absorption de gaz à effet de serre ayant eu lieu depuis plus de huit années civiles.

Suspension et révocation

Suspension

72 (1) Pour l’application du paragraphe 180(1) de la Loi, le ministre peut suspendre un crédit excédentaire ou un crédit compensatoire, dans un compte donné, s’il a des motifs raisonnables de croire que le crédit :

• a) a déjà été utilisé;
• b) a été émis sur la base de renseignements faux ou trompeurs;
• c) n’est plus valide.

Prise d’effet de la suspension

(2) Le ministre avise sans délai le titulaire du compte de la suspension, des raisons la motivant et de la date à laquelle elle prend effet.

Représentation

(3) Le titulaire du compte dispose de trente jours à compter de la date de transmission de l’avis pour présenter au ministre les raisons pour lesquelles le crédit ne devrait pas être suspendu.

Révocation

73 À la fin du délai prévu au paragraphe 72(3), le ministre procède à une révision approfondie des motifs sur lesquels repose la suspension et avise le titulaire du compte :

• a) de la révocation du crédit excédentaire ou compensatoire, s’il établit que la suspension est fondée;
• b) dans le cas contraire, de la fin de la suspension.

Demande d’annulation

74 Le demande d’annulation d’un crédit excédentaire ou compensatoire prévue au paragraphe 180(2) de la Loi doit être présentée au ministre et faire mention du numéro de série du crédit à annuler.

Erreur ou invalidité

Application du paragraphe 181(1) de la Loi

75 (1) Pour l’application du paragraphe 181(1) de la Loi, lorsque le ministre exige d’une personne qu’elle lui remette des unités de conformité, il l’avise par écrit de la raison de la remise, du nombre d’unités devant être remises et du délai dans lequel la remise doit être faite.

Modalités de remise

(2) Les unités de conformité remises au ministre en application du paragraphe 181(2) de la Loi le sont, selon le cas :

• a) s’agissant de crédits excédentaires, à même les crédits émis dans les cinq années civiles précédant la fin du délai indiqué dans l’avis visé au paragraphe (1);
• b) s’agissant d’unités ou de crédits reconnus ou de crédits compensatoires, à même ceux émis pour une réduction ou une absorption de gaz à effet de serre ayant eu lieu dans les huit années civiles précédant la fin du délai indiqué dans l’avis visé au paragraphe (1).

Système de suivi

Compte pour participant

76 Pour l’application du paragraphe 186(1) de la Loi, toute personne autre que la personne responsable d’une installation assujettie qui a l’intention d’ouvrir un compte dans le système de suivi en avise par écrit le ministre, qui lui transmet, conformément au paragraphe 186(2) de la Loi, les conditions d’utilisation à respecter.

Préavis de fermeture

77 (1) Si un compte est inactif depuis plus de sept ans, le ministre peut donner au titulaire du compte un préavis de soixante jours de son intention de fermer le compte.

Fermeture de compte

(2) Si le titulaire ne lui demande pas de maintenir le compte actif avant l’expiration du préavis, le ministre peut le fermer en application du paragraphe 186(3) de la Loi.

Unités ou crédits reconnus

Unités de conformité

78 (1) Sont reconnus à titre d’unités de conformité, les unités ou crédits qui, à la fois, sont émis :

• a) par une province ou un territoire ou, en leur nom par le responsable d’un programme;
• b) au titre d’un programme et d’un protocole de crédits compensatoires figurant sur la liste publiée sur le site Web du ministère de l’Environnement.

Programmes de crédits compensatoires

(2) Lorsqu’il établit la liste des programmes de crédits compensatoires, le ministre veille à ce que chacun de ces programmes contienne les éléments suivants :

• a) des règles de gouvernance, de supervision et de contrôle d’application;
• b) des règles concernant l’enregistrement et le renouvellement des projets;
• c) des règles concernant l’établissement des périodes pendant lesquelles les unités ou les crédits peuvent être émis;
• d) des règles permettant de déterminer qui a le droit d’obtenir une unité ou un crédit pour la réduction ou l’absorption de gaz à effet de serre;
• e) des mesures visant à garantir que la réduction ou l’absorption de gaz à effet de serre soient additionnelles et permanentes et que les risques de renversement soient atténués;
• f) des mesures visant à garantir que la réduction ou l’absorption d’une tonne de CO₂e correspond à une unité ou à un seul crédit et que l’unité ou le crédit ne soit utilisé qu’une fois;
• g) l’accès public à des renseignements relatifs aux protocoles, aux projets et aux unités ou aux crédits;
• h) l’obligation qu’un processus de vérification soit mené par un tiers indépendant avant l’émission des unités et des crédits selon des procédures permettant d’établir à un niveau d’assurance raisonnable la conformité du projet aux exigences du protocole et du programme.

Protocoles de crédits compensatoires

(3) Lorsqu’il établit la liste des protocoles de crédits compensatoires reconnus au titre d’un programme visé au paragraphe (2), le ministre veille à ce que chacun des protocoles permette d’assurer, à la fois :

• a) que la réduction ou l’absorption vise un gaz à effet de serre;
• b) que la réduction ou l’absorption de gaz à effet de serre n’est pas assujettie à la tarification du carbone;
• c) que la réduction ou l’absorption de gaz à effet de serre est quantifiée selon des méthodes scientifiques établies permettant :
  • (i) de calculer pour chaque source, puits ou réservoir de gaz à effet de serre la quantité de gaz à effet de serre émise ou absorbée,
  • (ii) de quantifier les renversements,
  • (ii.1) d’évaluer les risques de fuites,
  • (iii) de calculer la quantité de gaz à effet de serre réduite ou absorbée qui ne l’aurait pas été en comparaison avec le scénario de référence,
  • (iv) de quantifier ce qui doit l’être selon des hypothèses et des approches conservatrices;
• c.1) que le scénario de référence utilisé tient compte des plus récentes données disponibles, des exigences juridiques et des pratiques courantes liées à l’activité visée au protocole;
• d) que les meilleures pratiques sont utilisées à l’égard de ce qui suit :
  • (i) la collecte des données et leur gestion,
  • (ii) la conservation des dossiers,
  • (iii) la surveillance continue des projets, y compris le maintien de la permanence,
  • (iv) l’assurance et le contrôle de la qualité;
• e) que les potentiels de réchauffement planétaire de gaz à effet de serre utilisés dans les calculs sont inférieurs ou égaux à ceux qui figurent à la colonne 2 de l’annexe 3 de la Loi.

Unités ou crédits reconnus

(4) Les unités ou crédits reconnus doivent, au moment où ils sont remis, à la fois :

• a) être valide;
• b) avoir été émis en lien avec un projet où un protocole visé au paragraphe (3) est utilisé;
• c) avoir été émis en lien avec un projet réalisé au Canada qui a commencé en 2017 ou après;
• d) avoir été vérifiés par un organisme de vérification qui satisfait aux exigences suivantes :
  • (i) il est accrédité par le Conseil canadien des normes, l’American National Standards Institute ou tout autre organisme d’accréditation membre de l’International Accreditation Forum, en qualité d’organisme de vérification selon la norme ISO 14065,
  • (ii) il ne fait pas l’objet d’une suspension par l’organisme d’accréditation qui l’a accrédité.

Dispositions transitoires

Paragraphe 12(3)

79 Pour l’année civile 2019, malgré le paragraphe 12(3), si l’installation assujettie où est exercée une activité industrielle visée prévue aux articles 2 ou 3 de l’annexe 1 produit de l’hydrogène gazeux, la personne responsable de l’installation n’inclut, dans son rapport annuel, que ceux des renseignements visés à ce paragraphe qui sont disponibles.

Application

80 L’article 8 de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre, dans sa version avant le 1^er août 2019, s’applique, avec les adaptations nécessaires, à l’égard de la personne responsable d’une installation assujettie où est exercée une activité industrielle prévue à l’annexe 1 du présent règlement jusqu’au 1^er janvier 2020.

Registres

81 (1) Les renseignements consignés dans un registre, conformément à l’article 11 de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre, dans sa version avant le 1^er août 2019, pour la période commençant le 1^er janvier 2019 et se terminant le 1^er août 2019, sont réputés être consignés conformément au paragraphe 45(1) du présent règlement.

Méthode alternative

(2) Pour l’année civile 2019, si la personne responsable d’une installation assujettie a utilisé une méthode alternative de calcul, d’échantillonnage, d’analyse ou de mesure pour un type d’émissions visé, aux termes de l’article 8 de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre, dans sa version avant le 1^er août 2019, elle est tenue de consigner une description de cette méthode dans un registre.

Clinker

82 Pour l’année civile 2019, malgré l’alinéa 31(1)a) du présent règlement, la production de l’installation assujettie pour l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 7a) de l’annexe 1 du présent règlement peut être quantifiée conformément à l’alinéa 36c) de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre, dans sa version avant le 1^er août 2019. Le cas échéant, elle ne peut être prise en compte dans le calcul de la limite d’émissions aux termes du paragraphe 36(1) du présent règlement.

Contenants de verre

83 Pour l’année civile 2019, malgré l’alinéa 31(1)a) et du paragraphe 36(1) du présent règlement, la production de l’installation assujettie pour l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 9a) de l’annexe 1 du présent règlement peut être quantifiée conformément à l’article 103.2 de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre, dans sa version avant le 1^er août 2019.

Produits chimiques de grande valeur

84 Pour l’année civile 2019, malgré l’alinéa 31(1)a) du présent règlement, la production de l’installation assujettie pour l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 17a) de l’annexe 1 du présent règlement peut être quantifiée conformément à l’article 103.36 de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre, dans sa version avant le 1^er août 2019.

Alcool isopropylique

85 Pour l’année civile 2019, malgré le sous-alinéa 11(1)a)(ii), la personne responsable de l’installation assujettie n’est pas tenue de quantifier la production pour l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 3c) de l’annexe 1.

Produits spécialisés

85.1 (1) Pour l’année civile 2019, malgré l’alinéa 31(1)a) et le paragraphe 36(1) du présent règlement, la production de l’installation assujettie pour l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 36c) de l’annexe 1 du présent règlement peut être quantifiée conformément à l’article 102 de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre, dans sa version avant le 1^er août 2019. Dans ce cas, la norme de rendement applicable est la suivante :

• a) s’agissant d’une installation équipée d’une chaudière de récupération, d’un four à chaux ou d’un lessiveur à pâte, 0,203 tonnes de CO₂e par unité de mesure de la production;
• b) s’agissant d’une installation non équipée d’une chaudière de récupération, de four à chaux ou d’un lessiveur à pâte, 0,184 tonnes de CO₂e par unité de mesure de la production.

Rapport annuel

(2) Pour l’année 2019, si une installation assujettie où est exercée l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 36c) de l’annexe 1 du présent règlement quantifie sa production pour cette activité selon le paragraphe (1), elle inclut dans son rapport annuel la quantité de produits spécialisés produite, en tonnes, si celle-ci est disponible.

Modifications au Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement

86 L’article 2 du Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement ^{référence 1} est modifié par adjonction, après le paragraphe (3), de ce qui suit :

Autres dispositions

(4) La contravention au paragraphe 174(1) ou à l’alinéa 178(1)a) de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre est désignée comme violation punissable au titre de la Loi.

87 L’article 3 du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Type de violation

3 La contravention à toute disposition mentionnée dans la colonne 1 de l’annexe 1, à tout ordre ou à toute directive donnés en vertu d’une des dispositions figurant à la colonne 1 de l’annexe 2 ou à toute condition spécifiée à l’une des dispositions figurant à la colonne 1 de l’annexe 3 est une violation de type A, B, C, D ou E, selon ce qui est prévu à la colonne 2 de ces annexes respectives.

88 Les articles 4 et 5 du même règlement sont remplacés par ce qui suit :

Formule — types A, B et C

4 (1) Le montant de la pénalité applicable à une violation de type A, B, ou C est calculé selon la formule suivante :

W + X + Y + Z

où :

• W représente le montant de la pénalité de base prévu à l’article 5;
• X le cas échéant, le montant pour antécédents prévu à l’article 6;
• Y le cas échéant, le montant pour dommages environnementaux prévu à l’article 7;
• Z le cas échéant, le montant pour avantage économique prévu à l’article 8.

Formule — types D et E

(2) Le montant de la pénalité applicable à une violation de type D ou E est calculé selon la formule suivante :

W + X + Y

où :

• W représente le montant de la pénalité de base prévu à l’article 5;
• X le cas échéant, le montant pour antécédents prévu à l’article 6;
• Y le cas échéant, le montant pour avantage économique prévu à l’article 8.1.

Montant de la pénalité de base

5 Le montant de la pénalité de base applicable à une violation est celui prévu à la colonne 3 de l’annexe 4 ou de l’annexe 5, selon l’auteur et le type de violation commise figurant, respectivement, aux colonnes 1 et 2 de cette même annexe.

89 (1) Le paragraphe 6(1) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Montant pour antécédents

6 (1) Si l’auteur de la violation a des antécédents de non-conformité, le montant pour antécédents applicable à une violation est celui prévu à la colonne 4 de l’annexe 4 ou de l’annexe 5, selon l’auteur et le type de violation commise figurant, respectivement, aux colonnes 1 et 2 de cette même annexe.

(2) L’alinéa 6(2)c) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

• c) une violation de toute disposition de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre ou aux règlements d’application de cette loi, il a déjà fait l’objet d’une mesure de contrôle d’application à l’égard de cette même loi ou de ces règlements;
• d) une violation de toute loi environnementale — autre que la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) ou la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre — ou aux règlements d’application de ces lois, il a déjà fait l’objet d’une mesure de contrôle d’application à l’égard de ces mêmes lois ou de leurs règlements.

90 Le même règlement est modifié par adjonction, après l’article 8, de ce qui suit :

Montant pour avantage économique

8.1 Si l’auteur de la violation tire un avantage économique, y compris l’évitement d’une dépense, de la violation commise, le montant pour avantage économique est celui prévu à la colonne 5 de l’annexe 5, selon l’auteur et le type de violation commise figurant, respectivement, aux colonnes 1 et 2 de cette même annexe.

Cas particulier

8.2 (1) Sous réserve du paragraphe (2), le montant de la pénalité applicable à une violation visée au paragraphe 2(4) est de 0,25$.

Violation continue

(2) Si la violation visée au paragraphe (1) se continue pendant plus d’une journée, la pénalité pour chacune des violations distinctes comptées en application de l’article 12 de la Loi est égale au montant ci-après, selon le cas :

• a) 0,25$, pour celle comptée au cours de la période de neuf jours commençant le jour suivant le jour de la contravention;
• b) 0,50$, pour celle comptée au cours de la période de dix jours commençant le dixième jour suivant le jour de la contravention;
• c) 1,00$, pour celle comptée à compter du vingt et unième jour suivant la contravention.

91 L’annexe 1 du même règlement est modifiée par adjonction, après la partie 6, de ce qui suit :

PARTIE 7

Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre et ses règlements

SECTION 1

Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre

Article	Colonne 1 Disposition	Colonne 2 Type de violation
1	171(1)	D
2	173a)	E
3	173b)	E
4	176(1)	D
5	176(2)a)	D
6	176(2)b)	D
7	177(2)	D
8	181(2)	E
9	181(3)	E
10	186(1)	D
11	187(1)	D
12	187(3)	D
13	187(4)	D
14	187(5)	D
15	187(6)	D
16	197(4)	E
17	199(2)a)	E
18	199(2)b)	E
19	205(2)	E

SECTION 2

Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement

Article	Colonne 1 Disposition	Colonne 2 Type de violation
1	7(3)	E
2	11	E
3	12	E
4	13	E
5	16(2)a)	E
6	16(3)a)	E
7	16(4)a)	E
8	16(5)a)	E
9	16(6)a)	E
10	16(7)a)	E
11	16(8)a)	E
12	17(4)	E
13	18	E
14	25	E
15	35	E
16	36	E
17	36.1	E
18	36.2	E
19	36.3	E
20	37	E
21	41	E
22	41.1	E
23	41.2	E
24	41.3	E
25	45(1)	D
26	45(2)	D
27	47(1)	D
28	47(2)	D
29	47(3)	D
30	48	D
31	50(1)	E
32	50(2)	E
33	51(1)	D
34	51(2)	D
35	55(1)	D
36	55(2)	D
37	55(3)	D
38	56	E
39	58	D
40	61	E
41	62(1)	E
42	62(2)	E
43	63(1)a)	D
44	63(1)b)	D
45	63(2)	D
46	66(2)a)	E
47	66(2)b)	E
48	66(2)c)	E
49	67	D
50	68	D
51	69	D
52	70	E
53	71	E

92 Le même règlement est modifié par adjonction, après l’annexe 4, de l’annexe 5 figurant à l’annexe du présent règlement.

Entrée en vigueur

1^er janvier 2019

93 (1) Sous réserve des paragraphes (2) à (6), le présent règlement est réputé être entré en vigueur le 1^er janvier 2019.

1^er juillet 2019

(2) À l’égard du Yukon et du Nunavut, le présent règlement ne s’applique qu’à compter du 1^er juillet 2019.

1^er janvier 2020

(3) Les articles 26 à 30 et les paragraphes 31(2) et (3) du présent règlement entrent en vigueur le 1^er janvier 2020.

1^er août 2019

(4) Le paragraphe 45(2) du présent règlement entre en vigueur le 1^er août 2019.

16 février 2023

(5) L’article 56 entre en vigueur le 16 février 2023.

16 février 2021

(6) L’article 76 entre en vigueur le 16 février 2021.

ANNEXE 1

(paragraphe 5(2), alinéa 8b), sous-alinéas 11(1)b)(iii) et (iv), divisions 11(1)c)(iii)(A) et (B), paragraphes 12(2) et (3) et 16(1) à (8), alinéas 17(2 )a) et c), paragraphes 22(2), 31(1), 32(1), 36(1) à (4), 36.1(1) et (2), 36.2(2) et 37(1) et (2), articles 38 à 40, paragraphes 41(1) et (2) et 41.1(2) et 41.2(2), article 42, sous-alinéa 62(2)i)(iv), article 2 de la partie 4 de l’annexe 3, articles 1 et 2 de la partie 7 de l’annexe 3 et sous-alinéas 3g)(ii) et h)(iii) de l’annexe 5)

Activités industrielles et normes de rendement

TABLEAU

Article	Colonne 1 Activité industrielle	Colonne 2 Unité de mesure de la production	Colonne 3 Norme de rendement (tonnes de CO2e/ unité de mesure de la production)	Colonne 4 Partie applicable de l’annexe 3
Production pétrolière et gazière
1	Production de bitume et d’autre pétrole brut — autre que du bitume provenant de l’exploitation de surface — par une installation assujettie autre qu’une installation assujettie visée à l’article 3
	a) extraction, traitement et production de pétrole brut léger ayant une masse volumique inférieure à 940 kg/m3 à 15 °C	barils de pétrole brut léger	0,0159	partie 1
	b) extraction, traitement et production de bitume ou tout autre pétrole brut lourd ayant une masse volumique égale ou supérieure à 940 kg/m3 à 15 °C	barils de pétrole brut lourd et de bitume	0,0544	partie 1
2	Valorisation de bitume ou de pétrole lourd en vue de produire du pétrole brut synthétique	barils de pétrole brut synthétique	0,0408	partie 2
3	Traitement de pétrole brut ou des produits pétroliers secondaires ci-après à une installation assujettie dont le volume annuel combiné de production d’essence, de carburant diesel et d’huile de base lubrifiante est supérieur à 40 % de son volume annuel de production de produits pétroliers liquides :
	a) raffinage de pétrole brut, notamment de bitume, de pétrole brut lourd, de pétrole brut léger ou de pétrole brut synthétique	barils pondérés pour la complexité	0,00420	partie 3
	b) production d’huile de base lubrifiante	kilolitres d’huile de base lubrifiante	0,295	partie 3
	c) alcool isopropylique	tonnes d’alcool isopropylique	calculée conformément à l’article 37 du règlement	partie 3
4	Traitement de gaz naturel et production des produits suivants :
	a) gaz naturel de qualité gazoduc	100 000 mètres cubes de gaz naturel de qualité gazoduc à une température de 15°C et à une pression de 101,325 kPa	10,6	partie 4
	b) liquides de gaz naturel	mètres cubes de propane et butane combinés, à une température de 15 °C et à une pression d’équilibre	0,0301	partie 4
5	Transport, par une installation visée à l’alinéa b) de la définition de installation au paragraphe 1(1) du règlement, de gaz naturel traité	mégawattheures (MWh)	0,393	partie 5
6	Production d’hydrogène gazeux par reformage à la vapeur d’hydrocarbures ou par oxydation partielle d’hydrocarbures	tonnes d’hydrogène gazeux	9,84	partie 6
Traitement de minéraux
7	Production de clinker et de ciment :
	a) clinker	tonnes de clinker	0,799	partie 7
	b) ciment gris	tonnes de ciment gris	0,733	partie 7
	c) ciment blanc	tonnes de ciment blanc	calculée conformément à l’article 37 du règlement	partie 7
8	Production de chaux à partir de calcaire au moyen d’un four :
	a) chaux forte en calcium	tonnes de chaux forte en calcium produite et de poussière de four à chaux vendue	1,20	partie 8
	b) chaux dolomitique	tonnes de chaux dolomitique produite et de poussière de four à chaux vendue	calculée conformément à l’article 37 du règlement	partie 8
	c) chaux spécialisée	tonnes de chaux spécialisée produite	calculée conformément à l’article 37 du règlement	partie 8
9	Production de verre, notamment d’isolant en laine de verre, au moyen d’un four :
	a) récipients de verre	tonnes de verre emballé	0,370	partie 9
	b) verre, autre que des récipients de verre	tonnes de verre	calculée conformément à l’article 37 du règlement	partie 9
10	Production de produits de gypse dont le pourcentage en poids de sulfate de calcium dihydrate est d’au moins 70 %	tonnes de produits de gypse dont le pourcentage en poids de sulfate de calcium dihydrate est d’au moins 70 %	calculée conformément à l’article 37 du règlement	partie 10
11	Production d’isolant en laine minérale, à l’exclusion de l’isolant en laine de verre	tonnes d’isolant de laine minérale	calculée conformément à l’article 37 du règlement	partie 11
12	Production de briques ou d’autres produits à partir d’argile ou de schiste au moyen d’un four	tonnes de briques et d’autres produits produits à partir d’argile ou de schiste au moyen d’un four	0,223	partie 12
Produits chimiques
13	Production d’éthanol à base de céréales destiné à être utilisé comme carburant et production secondaire d’éthanol destiné à des applications industrielles :
	a) éthanol destiné à être utilisé comme carburant	kilolitres d’éthanol absolu	0,321	partie 13
	b) éthanol destiné pour des applications industrielles	kilolitres d’éthanol absolu	0,728	partie 13
14	Production de noir de fourneau sous toute forme, notamment sous forme de granules ou de poudre au moyen de l’oxydation thermique ou de la décomposition thermique d’hydrocarbures	tonnes de noir de fourneau	2,08	partie 14
15	Production de 2-méthylpentaméthylènediamine (MPMD)	tonnes de MPMD	4,65	partie 15
16	Production de nylon 6 ou de nylon 6,6, selon le cas :
	a) de résine de nylon 6 ou de nylon 6,6	tonnes de résine de nylon	0,480	partie 16
	b) de fibres de nylon 6 ou de nylon 6,6	tonnes de fibres de nylon	0,711	partie 16
17	Production des produits pétrochimiques ci-après à partir de pétrole et de gaz naturel liquéfié ou de matières premières dérivées du pétrole :
	a) produits chimiques de grande valeur produits par vapocraquage, notamment l’hydrogène gazeux, l’éthylène, le propylène, le butadiène et le benzène provenant du gaz de pyrolyse	tonnes de produits chimiques de grande valeur produits par vapocraquage	0,652	partie 17
	b) hydrocarbures aromatiques cycliques, notamment le benzène produit à partir de reformage catalytique	tonnes d’hydrocarbures aromatiques cycliques	0,694	partie 17
	c) oléfines supérieures	tonnes d’oléfines supérieures	0,954	partie 17
	d) solvants à base d’hydrocarbures	tonnes de solvants à base d’hydrocarbures	1,14	partie 17
	e) styrène	tonnes de styrène	0,925	partie 17
	f) polyéthylène	tonnes de polyéthylène	0,164	partie 17
Produits pharmaceutiques
18	Production de vaccins destinés aux humains ou aux animaux	litres de vaccins	calculée conformément à l’article 37 du règlement	partie 18
Fer, acier et tubes métalliques
19	Production d’acier à partir de matières premières composées principalement de ferraille de fer ou d’acier — à l’exclusion de la production d’articles moulés en métal selon une forme ou une conception qui leur confère une destination spécifique ou de lingots de métal
	a) acier coulé	tonnes d’acier coulé	0,124	partie 19
	b) acier laminé	tonnes d’acier laminé	0,0937	partie 19
20	Production de fer ou d’acier à partir de minerai de fer fondu ou production de coke métallurgique :
	a) production de coke métallurgique dans une batterie de four à coke	tonnes de coke	0,597	partie 20
	b) production de fer à partir de minerai de fer fondu	tonnes de fer	1,46	partie 20
	c) production d’acier au moyen d’un convertisseur basique à oxygène	tonnes d’acier	0,164	partie 20
	d) production d’acier dans un four à arc électrique	tonnes d’acier	calculée conformément à l’article 37 du règlement	partie 20
21	Production de boulettes de minerai de fer à partir de concentré de minerai de fer :
	a) boulettes autofondantes	tonnes de boulettes autofondantes	0,0990	partie 21
	b) autres types de boulettes que des boulettes autofondantes	tonnes d’autres types de boulettes	0,0560	partie 21
22	Production de tubes métalliques	tonnes de tubes métalliques	calculée conformément à l’article 37 du règlement	partie 22
Exploitation minière et traitement de minerai
23	Fusion ou affinage, à partir de matières premières provenant principalement de minerais, d’au moins un des métaux communs suivants :
	a) fusion pyrométallurgique de cuivre	tonnes d’anodes de cuivre	calculée conformément à l’article 37 du règlement	partie 23
	b) fusion et affinage pyrométallurgique de plomb	tonnes de plomb et d’alliages de plomb	2,45	partie 23
	c) fusion pyrométallurgique de zinc et de plomb	tonnes de zinc et de plomb	0,856	partie 23
	d) fusion pyrométallurgique de nickel	tonnes de matte de nickel	0,843	partie 23
	e) affinage hydrométallurgique de métaux communs, notamment de nickel, de cuivre, de zinc, de plomb ou de cobalt	tonnes de métaux communs produits	1,70	partie 23
	f) électroaffinage hydrométallurgique d’anodes de cuivre	tonnes de cathodes de cuivre	calculée conformément à l’article 37 du règlement	partie 23
24	Production de potasse par raffinage de minerai en contenant après extraction :
	a) production de potasse, au moyen d’un procédé d’extraction par dissolution	tonnes de potasse dont le contenu en chlorure de potassium est d’au moins 90 %	0,232	partie 24
	b) production de potasse, au moyen d’un procédé d’extraction minière souterraine conventionnel	tonnes de potasse dont le contenu en chlorure de potassium est d’au moins 90 %	0,0382	partie 24
25	Production de charbon à partir de l’exploitation de gisements de charbon
	a) charbon thermique	tonnes de charbon thermique	calculée conformément à l’article 37 du règlement	partie 25
	b) charbon métallurgique	tonnes de charbon métallurgique	0,0499	partie 25
26	Production de métaux ou de diamant à partir de l’extraction ou du broyage de minerai ou de kimberlite
	a) production de minerai de fer	tonnes de fer dans le minerai	0,0169	partie 26
	b) production de concentré de minerai d’uranium	tonnes d’uranium dans le concentré de minerai	9,26	partie 26
	c) production d’argent, de platine ou de palladium	kilogrammes d’argent, de platine et de palladium	calculée conformément à l’article 37 du règlement	partie 26
	d) production de concentré de minerai de métaux communs	tonnes de métaux communs dans le concentré de minerai	0,643	partie 26
	e) production de diamant	carats de diamants	0,0172	partie 26
	f) production d’or	kilogrammes d’or	7,71	partie 26
27	Carbonisation de charbon en vue de produire des résidus de carbonisation	tonnes de résidus de carbonisation du charbon	calculée conformément à l’article 37 du règlement	partie 27
28	Production de charbon actif à partir de charbon	kilogrammes de charbon actif	calculée conformément à l’article 37 du règlement	partie 28
Engrais à base d’azote
29	Production d’engrais à base d’azote, notamment :
	a) production d’acide nitrique par oxydation catalytique d’ammoniac	tonnes d’acide nitrique	0,331	partie 29
	b) production d’ammoniac anhydre ou aqueux par reformage à la vapeur d’hydrocarbures	tonnes d’ammoniac	1,82	partie 29
	c) production de liqueur d’urée, en plus de la production d’ammoniac anhydre ou aqueux par reformage à la vapeur d’hydrocarbures	tonnes de liqueur d’urée	0,162	partie 29
	d) production de phosphate d’ammonium en plus de la production d’ammoniac anhydre ou aqueux par reformage à la vapeur d’hydrocarbures	tonnes de phosphate d’ammonium	calculée conformément à l’article 37 du règlement	partie 29
Transformation alimentaire
30	Transformation industrielle de la pomme de terre destinée à la consommation humaine ou animale	tonnes de pommes de terre utilisées comme matière première	0,0728	partie 30
31	Transformation industrielle de graines oléagineuses destinées à la consommation humaine ou animale	tonnes de graines oléagineuses utilisées comme matière première	0,0481	partie 31
32	Production par distillation d’éthanol destiné à la production de boissons alcooliques	kilolitres d’alcool absolu	1,11	partie 32
33	Transformation de maïs par mouture humide	tonnes de maïs utilisé comme matière première	0,0991	partie 33
34	Production d’acide citrique	tonnes d’acide citrique anhydre	0,479	partie 34
35	Production de sucre raffiné à partir de sucre de canne brut	tonnes de sucre raffiné	0,102	partie 35
Pâtes et papiers
36	Production de pâte et autres produits :
	a) production de pâte à partir de bois, d’autres matières végétales ou de papier, ou de produits provenant directement de la pâte ou d’un procédé de mise en pâte — sauf de produits spécialisés — à une installation équipée d’une chaudière de récupération, d’un four à chaux ou d’un lessiveur à pâte	tonnes de produits finis	0,203	partie 36
	b) production de pâte à partir de bois, d’autres matières végétales ou de papier, ou de produits provenant directement de la pâte ou d’un procédé de mise en pâte — sauf de produits spécialisés — à une installation non équipée d’une chaudière de récupération, de four à chaux ou d’un lessiveur à pâte	tonnes de produits finis	0,184	partie 36
	c) production de l’un ou l’autre des produits spécialisés ci-après, à partir de bois, d’autres matières végétales ou de papier, ou de papier, ou de produits provenant directement de la pâte ou d’un procédé de mise en pâte : de support papier pour papier abrasif, de papier de qualité alimentaire imperméable aux graisses, de support papier pour papier ciré destiné à l’emballage, de papier à usage médical, de serviette de table en papier à usage commercial, d’essuie-tout en papier à usage commercial ou domestique, de papier hygiénique à usage domestique, de papier mouchoirs à usage domestique ou de pâte pour dissolution destinée à la fabrication de viscose	tonnes de produits spécialisés	calculée conformément à l’article 37 du règlement	partie 36
Automobile
37	Assemblage principal de véhicules autopropulsés à quatre roues conçus pour être utilisés sur une voie publique et dont le poids nominal brut est inférieur à 4 536 kg (10 000 lb)	nombre de véhicules	0,216	partie 37
Production d’électricité
38	Production d’électricité à partir :
	a) de combustibles solides	gigawattheures (GWh)	pour 2019, 800 pour 2020, 650 pour 2021, 622 pour 2022, 594 pour 2023, 566 pour 2024, 538 pour 2025, 510 pour 2026, 482 pour 2027, 454 pour 2028, 426 pour 2029, 398 pour 2030 et les années civiles subséquentes, 370	partie 38
	b) de combustibles liquides	gigawattheures (GWh)	550	partie 38
	c) de combustibles gazeux	gigawattheures (GWh)	370	partie 38

ANNEXE 2

(paragraphe 11(1))

Contenu du rapport annuel sur les émissions et la production

1 Renseignements sur la personne responsable de l’installation assujettie :

• a) une mention indiquant si elle est responsable à titre de propriétaire ou autrement, notamment si elle en a la direction, la gestion ou la maîtrise, ou si elle est le véritable décideur en ce qui a trait à son exploitation;
• b) ses nom et adresse municipale (y compris tout nom commercial ou autre nom qu’elle utilise);
• c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de son agent autorisé;
• d) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique d’une personne-ressource, si celle-ci n’est pas l’agent autorisé;
• e) le numéro d’entreprise fédéral que lui a attribué l’Agence du revenu du Canada, s’il y a lieu.

2 Renseignements concernant l’installation assujettie :

• a) son nom et l’adresse municipale de son emplacement physique, le cas échéant;
• b) ses coordonnées (latitude et longitude), présentées en degrés décimaux ou en degrés, minutes et secondes, sauf pour une installation visée à l’alinéa b) de la définition de installation au paragraphe 1(1) du règlement;
• c) son code à six chiffres du Système de classification des industries de l’Amérique du Nord (SCIAN) Canada;
• d) le numéro du certificat d’installation assujettie qui a été délivré à son égard;
• e) le numéro d’identification pour l’Inventaire national des rejets de polluants (INRP) qui lui a été attribué, le cas échéant, pour l’application de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) et, s’il y a lieu, son numéro d’identification pour le Programme de déclaration des gaz à effet de serre;
• f) s’agissant d’une installation de production d’électricité ou d’une installation assujettie visée à l’alinéa 11(1)c) du règlement qui est en partie constituée d’un groupe ou d’un ensemble de groupes :
  • (i) le nom unique de chaque groupe,
  • (ii) le numéro d’enregistrement assigné au groupe en vertu du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel, le cas échéant,
  • (iii) le numéro d’enregistrement assigné au groupe en vertu du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon, le cas échéant.

3 La quantité de chacun des gaz à effet de serre pour la période de conformité, exprimée en tonnes, pour chaque type d’émissions suivant :

• a) émissions de combustion stationnaire de combustible;
• b) émissions liées aux procédés industriels;
• c) émissions associées à l’utilisation de produits industriels;
• d) émissions d’évacuation;
• e) émissions de torchage;
• f) émissions dues aux fuites;
• g) émissions liées au transport sur le site;
• h) émissions des déchets;
• i) émissions des eaux usées.

4 Les quantités de CH₄ et de N₂O qui ont été soustraites des quantités de CH₄ et de N₂O au titre des paragraphes 17(5) ou 20(6) du règlement, exprimées en tonnes séparément.

5 Une liste des méthodes de calcul, d’échantillonnage, d’analyse et de mesure utilisées pour chaque type d’émissions visé et chaque gaz à effet de serre, pour la période de conformité.

6 Si l’installation assujettie utilise un système de mesure et d’enregistrement en continu et a capté ou stocké du CO₂, la quantité de CO₂ captée par elle durant la période de conformité.

7 Si du CO₂ a été capté, stocké et soustrait de la quantité totale de gaz à effet de serre aux termes de l’article 35 du règlement :

• a) une mention attestant du fait qu’il a été stocké en conformité avec le paragraphe 35(2) du règlement;
• b) le type de site de stockage géologique utilisé, selon ceux visés à l’alinéa 35(2)a) du règlement;
• c) les coordonnées (latitude et longitude) du site de stockage présentées en degrés décimaux ou en degrés, minutes et secondes;
• d) les nom et adresse du propriétaire ou de l’exploitant du site de stockage, s’ils diffèrent de ceux de la personne responsable de l’installation assujettie.

8 La norme de rendement pour chacune des activités industrielles visées de l’installation assujettie et, pour une norme de rendement calculée, les données utilisées pour la calculer.

9 La méthode utilisée pour quantifier la production de l’installation assujettie pour chacune des activités industrielles visées.

10 Si de l’énergie thermique est vendue ou achetée, en plus des renseignements exigés à l’article 12 du règlement, selon le cas :

• a) le nom de chaque installation assujettie de laquelle de l’énergie thermique a été achetée et le numéro du certificat d’installation assujettie qui a été délivré à son égard;
• b) le nom de chaque installation assujettie à laquelle de l’énergie thermique a été vendue et le numéro du certificat d’installation assujettie qui a été délivré à son égard.

11 S’agissant d’une installation de production de ciment :

• a) en plus de la quantité de ciment gris, les quantités individuelles de clinker, de calcaire et de gypse que le ciment gris contient, en tonnes et présentées séparément;
• b) en plus de la quantité de ciment blanc, les quantités individuelles de clinker, de calcaire et de gypse que le ciment blanc contient, en tonnes et présentées séparément.

12 S’agissant d’une installation de production de produits pétrochimiques, la quantité d’hydrogène gazeux produite durant la période de conformité, en tonnes, ainsi que la quantité d’hydrogène gazeux vendue, en tonnes, et sa concentration, exprimée en pourcentage de poids.

13 S’agissant d’une installation de production de métaux à partir de l’extraction ou du broyage de minerai :

• a) en plus de la quantité totale d’argent, de platine et de palladium dans présentée en tonnes, les quantités de chaque métal présentées séparément;
• b) en plus de la quantité totale de métaux communs dans le concentré de minerai, présentée en tonnes, les quantités de chaque métal commun présentées séparément.

14 S’agissant d’une installation de production d’électricité qui est constituée d’un groupe visé au paragraphe 41(2) du règlement, une mention précisant si des combustibles solides ont été utilisés par le groupe pour produire de l’électricité et si des combustibles liquides ou gazeux ont également été utilisés par lui, en 2018, si ces renseignements sont disponibles.

15 S’agissant d’une installation assujettie pour laquelle une partie ou la totalité de la production d’électricité provenant de la combustion de combustibles fossiles n’est pas quantifiée, la liste des groupes et de l’équipement qui produit de l’électricité mais dont la production n’est pas quantifiée.

16 S’agissant d’une installation assujettie visée aux articles 36.2 ou 41.2 du règlement, les renseignements suivants, à l’égard de tout équipement ou groupe dont la capacité est augmentée au cours d’une période de conformité :

• a) la capacité totale et le rapport énergie thermique-électricité de l’équipement ou du groupe, selon le cas, avant l’augmentation;
• b) la capacité totale et le rapport énergie thermique-électricité de l’équipement ou du groupe, selon le cas, après l’augmentation;
• c) la date à laquelle a été complétée la modification de l’équipement ou du groupe, selon le cas, pour augmenter sa capacité.

17 S’agissant d’une installation de production d’électricité visée à l’article 41.1 du règlement, la capacité totale et le rapport énergie thermique-électricité de chaque groupe qui produit de l’électricité à partir de combustibles gazeux.

ANNEXE 3

(paragraphes 17(2) à (4) et 20(2), (4) et (5), alinéas 31(1)a) et b), paragraphe 32(1), alinéas 34(1)b) et c) et annexe 1)

Exigences de quantification

PARTIE 1

Production de bitume et d’autre pétrole brut

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Directive 017 ou Directive PNG017	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions de torchage	CO2, CH4 et N2O	Méthode de la WCI, disposition WCI.363(k)	Directive 017 ou Directive PNG017	Méthode de la WCI, disposition WCI.365
3	Émissions des eaux usées, pour :
	a) traitement anaérobie des eaux usées	CH4 et N2O	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(g)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(g)	Méthode de la WCI, disposition WCI.205
	b) séparateurs huile-eau	CH4	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(h)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(h)	Méthode de la WCI, disposition WCI.205
4	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC section 2.D

PARTIE 2

Valorisation de bitume et de pétrole lourd

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Directive 017 ou Directive PNG017	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées aux procédés industriels, pour :
	a) production d’hydrogène	CO2	Méthode de la WCI, disposition WCI.133	Méthode de la WCI, disposition WCI.134	Méthode de la WCI, disposition WCI.135
	b) récupération du soufre	CO2	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(d)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(d)	Méthode de la WCI, disposition WCI.205
	c) régénération de catalyseur	CO2, CH4 et N2O	Méthode de la WCI, dispositions WCI.203(a)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(a)	Méthode de la WCI, disposition WCI.205
3	Émissions de torchage	CO2, CH4 et N2O	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(e)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(e)	Méthode de la WCI, disposition WCI.205
4	Émission d’évacuation, provenant :
	a) de conduits d’évacuation	CO2 et N2O	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(b)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(b)	Méthode de la WCI, disposition WCI.205
	b) de purges incontrôlées	CO2 et N2O	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(k)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(b)	Méthode de la WCI, disposition WCI.205
5	Émissions des eaux usées, pour :
	a) traitement anaérobie des eaux usées	CH4 et N2O	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(g)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(g)	Méthode de la WCI, disposition WCI.205
	b) séparateurs huile-eau	CH4	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(h)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(h)	Méthode de la WCI, disposition WCI.205
6	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 3

Raffinage de pétrole

SECTION 1

Quantification des émissions

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.C
2	Émissions d’évacuation provenant :
	a) des conduits d’évacuation	CO2, CH4 et N2O	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(b)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(b)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(b)
	b) de la production d’asphalte	CO2 et CH4	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(c)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(c)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(c)
	c) d’une unité de cokéfaction différée	CH4	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(m)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(m)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(m)
3	Émissions liées aux procédés industriels pour :
	a) production d’hydrogène	CO2	Méthode de la WCI, disposition WCI.133	Méthode de la WCI, disposition WCI.134	Méthode de la WCI, disposition WCI.134
	b) régénération de catalyseur	CO2, CH4 et N2O	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(a)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(a)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(a)
	c) récupération du soufre	CO2	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(d)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(d)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(d)
	d) calcination de coke	CO2, CH4 et N2O	Méthode de la WCI, WCI.203(j)	Méthode de la WCI, WCI.204(i)	Méthode de la WCI, WCI.204(i)
4	Émissions de torchage	CO2, CH4 et N2O	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(e)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(e)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(e)
5	Émissions dues aux fuites	CH4	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(i)	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(i)	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(i)
6	Émissions des eaux usées pour :
	a) traitement anaérobie des eaux usées	CH4 et N2O	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(g)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(g)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(g)
	b) séparateurs huile-eau	CH4	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(h)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(h)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(h)
7	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.C

SECTION 2

Quantification de la production

1 (1) La quantification en barils pondérés pour la complexité est faite en conformité avec les dispositions de la méthode intitulée CAN-CWB Methodology for Regulatory Support : Public Report, publiée en janvier 2014 par Solomon Associates, relatives à l’intensité directe d’émissions.

(2) Pour l’application du paragraphe (1) :

• a) la valeur utilisée pour calculer les ventes et exportations de vapeur et d’électricité (« Sales and Exports of Steam and Electricity ») est égale à 0;
• b) la valeur des émissions « EC Reported CO₂e Site Emissions » ne comprend pas :
  • (i) les émissions associées à l’électricité produite à l’installation assujettie,
  • (ii) les émissions associées à la vapeur produite mais non utilisée à l’installation assujettie;
• c) la valeur des émissions « Deemed Indirect CO₂e Emissions from imported electricity » :
  • (i) d’une part, comprend les émissions associées à l’électricité qui est produite et utilisée à l’installation assujettie,
  • (ii) d’autre part, est calculée en utilisant une valeur de 0,420 tonnes de CO₂e par MWh d’électricité achetée;
• d) la valeur des émissions « Deemed Indirect CO₂e Emissions from imported steam » est égale à 0;
• e) la valeur de « CWB Factor » utilisée pour calculer la production d’hydrogène est égale à 5,7 dans tous les cas.

PARTIE 4

Traitement du gaz naturel

SECTION 1

Quantification des émissions

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Directive 017 ou Directive PNG017	Directive 017 ou Directive PNG017
2	Émissions liées aux procédés industriels pour processus de retrait des gaz acides	CO2	Méthode de la WCI, disposition WCI.363(c)	Méthode de la WCI, disposition WCI.364	Méthode de la WCI, disposition WCI.364
3	Émissions de torchage	CO2, CH4 et N2O	Méthode de la WCI, disposition WCI.363(k)	Directive 017 ou Directive PNG017	Directive 017 ou Directive PNG017
4	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.C

SECTION 2

Quantification de la production

1 La quantité combinée de propane et butane exprimée en mètres cubes visée à l’alinéa 4b) de l’annexe 1 correspond à la somme de la quantité de propane, exprimée en m³ à une température de 15 °C et à la pression d’équilibre et de la quantité de butane, exprimée en m³ à une température de 15 °C et à la pression d’équilibre.

PARTIE 5

Transport du gaz naturel

SECTION 1

Quantification des émissions

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions de torchage	CO2, CH4 et N2O	Méthode de la WCI, disposition WCI.353(d)	Directive 017 ou Directive PNG017	Méthode de la WCI, disposition WCI.355

SECTION 2

Quantification de la production

1 (1) La production de l’installation assujettie, exprimée en MWh, correspond à la somme des résultats obtenus selon la formule ci-après pour chacun des conducteurs qu’elle exploite :

P_x × C_x × H_x

où :

• P représente la puissance au frein nominale du conducteur « x », exprimée en mégawatts;

• C la charge moyenne réelle annuelle en pourcentage du conducteur « x » ou, si celle-ci est indisponible, le résultat du calcul suivant :

rpm_moy/rpm_max

où :

• rpm _moyreprésente la vitesse moyenne annuelle réelle du conducteur « x » pendant son fonctionnement, exprimée en révolutions par minute,

• rpm _maxla vitesse maximale nominale du conducteur « x », exprimée en révolutions par minute;

• H le nombre d’heures pendant lesquelles le conducteur « x » a fonctionné durant la période de conformité;

(2) Les définitions qui suivent s’appliquent au présent article.

conducteur Moteur électrique, moteur alternatif ou turbine utilisé pour actionner un compresseur. (driver)

puissance au frein nominale Puissance au frein maximale d’un conducteur, spécifiée par le fabricant soit sur la plaque signalétique, soit autrement. (rated brake power)

PARTIE 6

Production d’hydrogène gazeux

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO2	Méthode de la WCI, disposition WCI.133	Méthode de la WCI, disposition WCI.134	Méthode de la WCI, disposition WCI.135
3	Émissions de torchage	CO2, CH4 et N2O	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(e)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(e)	Méthode de la WCI, disposition WCI.205
4	Émissions dues aux fuites	CH4	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(i)	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(i)	Méthode de la WCI, disposition WCI.205
5	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 7

Production de ciment et de clinker

SECTION 1

Quantification des émissions

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO2	Méthode d’ECCC, section 4.A	Méthode d’ECCC, section 4.B	Méthode d’ECCC, section 4.C
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

SECTION 2

Quantification de la production

1 La quantité de clinker visée à l’alinéa 7a) de l’annexe 1 vise uniquement celle qui est transportée à l’extérieur de l’installation.

2 Les quantités de ciment gris et de ciment blanc visées aux alinéas 7b) et c) de l’annexe 1 visent uniquement le ciment produit à partir de clinker qui a été produit à l’installation et qui n’a jamais été transporté à l’extérieur de l’installation.

PARTIE 8

Production de chaux

SECTION 1

Quantification des émissions

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO2	Méthode d’ECCC, section 3.A	Méthode d’ECCC, section 3.B	Méthode d’ECCC, section 3.C
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

SECTION 2

Quantification de la production

1 La quantité de chaux dolomitique ne comprend pas celle qui est utilisée dans la production de chaux spécialisée.

PARTIE 9

Production de verre

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO2	Méthode de la WCI, disposition WCI.143	Méthode de la WCI, disposition WCI.144	Méthode de la WCI, disposition WCI.145
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 10

Production de produits de gypse

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 11

Production d’isolant en laine minérale

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO2	Méthode de la WCI, disposition WCI.183	Méthode de la WCI, disposition WCI.184	Méthode de la WCI, disposition WCI.185
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 12

Production de briques

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO2	Méthode de la WCI, disposition WCI.183	Méthode de la WCI, disposition WCI.184	Méthode de la WCI, disposition WCI.185
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 13

Production d’éthanol

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 14

Production de noir de fourneau

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO2	Méthode de la WCI, disposition WCI.303(b)	Méthode de la WCI, disposition WCI.304(b)	Méthode de la WCI, disposition WCI.305
3	Émissions d’évacuation	CO2, CH4 et N2O	Méthode de la WCI, disposition WCI.303(a)(3)	Méthode de la WCI, disposition WCI.304(a)	Méthode de la WCI, disposition WCI.305
4	Émissions dues aux fuites	CH4	Méthode de la WCI, disposition WCI.303(a)(4)	Méthode de la WCI, disposition WCI.304(a)	Méthode de la WCI, disposition WCI.305
5	Émissions associées à l’utilisation de produits industriels	SF6 et PFC	Méthode de la WCI, disposition WCI.233	Méthode de la WCI, disposition WCI.234	Méthode de la WCI, disposition WCI.235
6	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 15

Production de 2-méthylpentaméthylènediamine (MPMD)

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO2	Méthode de la WCI, disposition WCI.133	Méthode de la WCI, disposition WCI.134	Méthode de la WCI, disposition WCI.135
3	Émissions associées à l’utilisation de produits industriels	SF6 et PFC	Méthode de la WCI, disposition WCI.233	Méthode de la WCI, disposition WCI.234	Méthode de la WCI, disposition WCI.235
4	Émissions de torchage	CO2, CH4 et N2O	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(e)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(e)	Méthode de la WCI, disposition WCI.205
5	Émissions dues aux fuites	CH4	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(i)	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(i)	Méthode de la WCI, disposition WCI.205
6	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 16

Production de nylon

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 17

Production de produits pétrochimiques

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO2	Méthode de la WCI, disposition WCI.303(b)	Méthode de la WCI, disposition WCI.304(b)	Méthode de la WCI, disposition WCI.305
3	Émissions d’évacuation	CO2, CH4 et N2O	Méthode de la WCI, disposition WCI.303(a)(3)	Méthode de la WCI, disposition WCI.304(a)	Méthode de la WCI, disposition WCI.305
4	Émissions de torchage	CO2, CH4 et N2O	Méthode de la WCI, dispositions WCI.303(a)(1), (a)(2) et (c)	Méthode de la WCI, disposition WCI.304(a)	Méthode de la WCI, disposition WCI.305
5	Émissions dues aux fuites	CH4	Méthode de la WCI, disposition WCI.303(a)(4)	Méthode de la WCI, disposition WCI.304(a)	Méthode de la WCI, disposition WCI.305
6	Émissions des eaux usées	CH4 et N2O	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(g)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(g)	Méthode de la WCI, disposition WCI.205
7	Émissions associées à l’utilisation de produits industriels	SF6 et PFC	Méthode de la WCI, disposition WCI.233	Méthode de la WCI, disposition WCI.234	Méthode de la WCI, disposition WCI.235
8	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 18

Production de vaccins

SECTION 1

Quantification des émissions

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions dues aux fuites	SF6	Méthode de la WCI, disposition WCI.233	Méthode de la WCI, disposition WCI.234	Méthode de la WCI, disposition WCI.235
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

SECTION 2

Quantification de la production

1 La production est quantifiée, à la fin de l’étape de la formulation, en litres de vaccins de la façon suivante :

La somme des produits de Ai par Bi pour chaque cuve « i »

où :

• A représente la capacité de chaque cuve utilisée pour mélanger les ingrédients ensemble à cette étape « i », exprimé en litres;

• B le nombre de lots produits dans la cuve « i »;

• i la ie cuve « i », « i » allant de 1 à n, où n représente le nombre de cuves utilisées pour mélanger les ingrédients ensemble à cette étape.

PARTIE 19

Production d’acier à base de ferraille

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émission de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées aux procédés industriels pour :
	a) four à arc électrique	CO2	Méthode d’ECCC, section 6.A.5	Méthode d’ECCC, section 6.C.1	Méthode d’ECCC, section 6.D
	b) décarburation à l’argon-oxygène ou dégazage sous vide	CO2	Méthode d’ECCC, section 6.A.6	Méthode d’ECCC, section 6.C.1	Méthode d’ECCC, section 6.D
	c) four-poche	CO2	Méthode d’ECCC, section 6.A.9	Méthode d’ECCC, section 6.C.1	Méthode d’ECCC, section 6.D
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, sections 2.D

PARTIE 20

Aciéries intégrées

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées aux procédés industriels pour :
	a) convertisseur basique à oxygène	CO2	Méthode d’ECCC, section 6.A.2	Méthode d’ECCC, section 6.C.1	Méthode d’ECCC, section 6.D
	b) batterie de fours à coke	CO2	Méthode d’ECCC, section 6.A.3	Méthode d’ECCC, section 6.C.1	Méthode d’ECCC, section 6.D
	c) four de réduction directe	CO2	Méthode d’ECCC, section 6.A.7	Méthode d’ECCC, section 6.C.1	Méthode d’ECCC, section 6.D
	d) four à arc électrique	CO2	Méthode d’ECCC, section 6.A.5	Méthode d’ECCC, section 6.C.1	Méthode d’ECCC, section 6.D
	e) haut fourneau	CO2	Méthode d’ECCC, section 6.A.8	Méthode d’ECCC, section 6.C.1	Méthode d’ECCC, section 6.D
	f) four-poche	CO2	Méthode d’ECCC, section 6.A.9	Méthode d’ECCC, section 6.C.1	Méthode d’ECCC, section 6.D
	g) décarburation à l’argon-oxygène ou dégazage sous vide	CO2	Méthode d’ECCC, section 6.A.6	Méthode d’ECCC, section 6.C.1	Méthode d’ECCC, section 6.D
3	Émissions des eaux usées	CH4 et N2O	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(g)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(g)	Méthode de la WCI, disposition WCI.205
4	Émissions associées à l’utilisation de produits industriels	SF6 et PFC	Méthode de la WCI, disposition WCI.233	Méthode de la WCI, disposition WCI.234	Méthode de la WCI, disposition WCI.235
5	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 21

Bouletage du minerai de fer

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées aux procédés industriels pour les fours de durcissement	CO2	Méthode d’ECCC, section 6.A.1	Méthode d’ECCC, section 6.C	Méthode d’ECCC, section 6.D
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 22

Production de tubes métalliques

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 23

Production de métaux communs

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées aux procédés industriels, pour :
	a) production de plomb	CO2	Méthode de la WCI, disposition WCI.163	Méthode de la WCI, disposition WCI.164	Méthode de la WCI, disposition WCI.165
	b) production de zinc	CO2	Méthode de la WCI, disposition WCI.243	Méthode de la WCI, disposition WCI.244	Méthode de la WCI, disposition WCI.245
	c) production de cuivre et de nickel	CO2	Méthode de la WCI, disposition WCI.263	Méthode de la WCI, disposition WCI.264	Méthode de la WCI, disposition WCI.265
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 24

Production de potasse

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 25

Exploitation de gisements de charbon

1 Pour l’application de l’article 2 du tableau 1 de la présente partie, la quantité de CH₄ pour les émissions dues aux fuites provenant de l’exploitation de mines de surface de charbon est obtenue par la multiplication de la quantité de charbon extraite du gisement par le coefficient d’émissions applicable prévu à la colonne 3 du tableau 2 de la présente partie, selon la province figurant à la colonne 1 du tableau 2 où l’extraction a lieu et le type de charbon extrait figurant à la colonne 2 du tableau.

TABLEAU 1 — QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions dues aux fuites provenant :
	a) de l’entreposage du charbon	CH4	Méthode de la WCI, disposition WCI.103	Méthode de la WCI, disposition WCI.104	Méthode de la WCI, disposition WCI.105
	b) de l’exploitation minière sous-terraine de charbon	CH4	Méthode de la WCI, disposition WCI.253	Méthode de la WCI, disposition WCI.254	Méthode de la WCI, disposition WCI.255
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

TABLEAU 2 — COEFFICIENTS D’ÉMISSIONS

Article	Colonne 1 Province	Colonne 2 Type de charbon	Colonne 3 Coefficient d’émissions (tonnes de CH4/tonne de charbon)
1	Nouvelle-Écosse	Bitumineux	7 x 10-5
2	Nouveau-Brunswick	Bitumineux	7 x 10-5
3	Sas.katchewan	Lignite	7 x 10-5
4	Alberta	Bitumineux	5,5 x 10-4
5	Alberta	Subbitumineux	2 x 10-4
6	Colombie-Britannique	Bitumineux	8,6 x 10-4

PARTIE 26

Production de métaux ou de diamant

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 27

Production de résidus de carbonisation du charbon

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 28

Production de charbon actif

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 29

Production d’engrais à base d’azote

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées aux procédés industriels pour :
	a) acide nitrique	N2O	Méthode de la WCI, disposition WCI.313	Méthode de la WCI, disposition WCI.314	Méthode de la WCI, disposition WCI.315
	b) reformage à la vapeur — ammoniac	CO2	Méthode de la WCI, disposition WCI.83	Méthode de la WCI, disposition WCI.84	Méthode de la WCI, disposition WCI.85
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 30

Transformation industrielle de pommes de terre

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions des eaux usées	CH4 et N2O	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(g)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(g)	Méthode de la WCI, disposition WCI.205
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 31

Transformation industrielle de graines oléagineuses

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions des eaux usées	CH4 et N2O	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(g)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(g)	Méthode de la WCI, disposition WCI.205
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 32

Production d’alcool

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions des eaux usées	CH4 et N2O	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(g)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(g)	Méthode de la WCI, disposition WCI.205
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 33

Transformation de maïs par mouture humide

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions des eaux usées	CH4 et N2O	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(g)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(g)	Méthode de la WCI, disposition WCI.205
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 34

Production d’acide citrique

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 35

Raffinerie de sucre

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

PARTIE 36

Production de pâtes et papiers

SECTION 1

Quantification des émissions

1 Pour l’application du tableau de la présente section, les gaz à effet de serre provenant des émissions de combustion stationnaire de combustible de biomasse peuvent être quantifiées au moyen des équations 2-1, 2-2, 2-3, 2-7, 2-8, 2-9, 2-13, 2-14 et 2-18 prévues par la méthode d’ECCC, s’il y a lieu.

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible, pour :
	a) oxydateur thermique, turbine à combustion, moteur, gazéifieur ou tout autre dispositif de combustion qui génère de la chaleur, de la vapeur ou de l’énergie	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf que : a) pour les combustibles de biomasse, autres que ceux visés aux tableaux 2-3 et 2-11 de cette méthode, les coefficients d’émissions prévus au tableau 20-2 de la méthode de la WCI.20 sont utilisés note a du tableau c37 ; b) à l’égard du diesel, pour le CH4 le coefficient d’émissions 0,133 kg/kL est utilisé et pour le N2O le coefficient d’émissions 0,4 kg/kL est utilisé au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
	b) chaudière de récupération	CO2, CH4 et N2O	Pour les combustibles fossiles, méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL, pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL et pour la liqueur de cuisson, méthode de la WCI, disposition WCI.213(c) note a du tableau c37	Pour les combustibles fossiles, méthode d’ECCC, section 2.C et pour la liqueur de cuisson, méthode de la WCI, disposition WCI.214	Méthode d’ECCC, section 2.D et méthode de la WCI, disposition WCI.215
	c) four à chaux	CO2	Méthode d’ECCC, section 2.A	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
	d) four à chaux	CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, section 2.B, sauf que : a) les coefficients d’émissions par défaut prévus pour les fours à chaux dans le tableau 210-1 de la méthode de la WCI, disposition WCI.213, sont utilisés note a du tableau c37 ; b) à l’égard du diesel, pour le CH4 le coefficient d’émissions 0,133 kg/kL est utilisé et pour le N2O le coefficient d’émissions 0,4 kg/kL est utilisé au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions liées aux procédés industriels : ajout de composés carbonates dans les fours à chaux	CO2	Méthode de la WCI, disposition WCI.213(d)	Mesure directe des quantités de composés carbonates utilisées ou mesure indirecte selon les quantités de composés carbonates indiquées sur les factures de livraison	Méthode de la WCI, disposition WCI.215
3	Émissions des eaux usées	CH4 et N2O	Méthode de la WCI, disposition WCI.203(g)	Méthode de la WCI, disposition WCI.204(g)	Méthode de la WCI, disposition WCI.205
4	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
Note(s) du tableau c37 Note a du tableau c37 Si aucun coefficient d’émissions n’est prévu pour le CH4 et le N2O provenant de la combustion du combustible de biomasse utilisé, les lignes directrices du GIEC doivent être utilisées pour déterminer la quantité des émissions. Retour à la note a du tableau c37

SECTION 2

Quantification de la production

1 (1) La production de l’installation assujettie est quantifiée en tonnes de produits finis ou en tonnes de produits spécialisés de la façon suivante :

• a) dans le cas de la pâte, y compris la pâte pour dissolution destinée à la fabrication de viscose :
  • (i) si sa teneur en eau est supérieure à 10 %, son poids rajusté de manière à ce que cette teneur ne dépasse pas 10 %,
  • (ii) si sa teneur en eau est inférieure ou égale à 10 %, son poids, sans rajustement;
• b) dans le cas d’un produit fini ou d’un produit spécialisé visé au paragraphe (3) provenant directement de la pâte ou d’un procédé de mise en pâte, le poids du produit ou son poids après séchage à la machine, le cas échéant.

(2) La liqueur de cuisson, les déchets de bois, les gaz non condensables, les boues, l’huile de tall, la térébenthine, le biogaz, la vapeur, l’eau et les produits utilisés dans le processus de production ne sont pas compris dans les produits finis visés à l’alinéa (1)b).

(3) Pour l’application de l’alinéa (1)b), les produits spécialisés sont le support papier pour papier abrasif, le papier de qualité alimentaire imperméable aux graisses, le support papier pour papier ciré destiné à l’emballage, le papier à usage médical, les serviettes de table en papier à usage commercial, les essuie-tout en papier à usage commercial ou domestique, le papier hygiénique à usage domestique et le papier mouchoirs à usage domestique.

PARTIE 37

Production d’automobiles

SECTION 1

Quantification des émissions

QUANTIFICATION DES GES DE CERTAINS TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A et 2.B, sauf qu’à l’égard du diesel, au lieu des coefficients d’émissions figurant au tableau 2-6 de la section 2.B, pour le CH4 le coefficient d’émissions est 0,133 kg/kL et pour le N2O le coefficient d’émissions est 0,4 kg/kL	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D
2	Émissions associées à l’utilisation de produits industriels	HFC	Méthode de la WCI, disposition WCI.43(d)	Méthode de la WCI, disposition WCI.44	Méthode de la WCI, disposition WCI.45
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

SECTION 2

Quantification de la production

1 La production correspond au nombre de véhicules autopropulsés à quatre roues qui sont conçus pour être utilisés sur une voie publique, dont le poids nominal brut est inférieur à 4 536 kg (10 000 lb) et qui ont été assemblés durant la période de conformité.

PARTIE 38

Production d’électricité

SECTION 1

Quantification des émissions

Émissions de combustion stationnaire de combustible

1 (1) Le CO₂, le CH₄ et le N₂O qui proviennent des émissions de combustion stationnaire de combustible sont quantifiés conformément aux dispositions ci-après pour chacun des groupes :

• a) s’agissant du CO₂ :
  • (i) dans le cas d’un groupe auquel un numéro d’enregistrement a été assigné en vertu du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon, les articles 20 à 26 de ce règlement,
  • (ii) dans le cas d’un groupe auquel aucun numéro d’enregistrement n’a été assigné en vertu de ce même règlement et qui produit de l’électricité à partir de gaz naturel, les articles 12 à 18 du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel,
  • (iii) dans le cas de tout autre groupe, la section 2.A de la méthode d’ECCC;
• b) s’agissant du CH₄ et du N₂O, dans le cas de tous les groupes, la méthode d’ECCC, section 2.B.

(2) Pour l’application de l’alinéa (1)b), pour la combustion stationnaire de diesel, les coefficients d’émissions ci-après sont utilisés au lieu de ceux figurant au tableau 2-6 de la section 2.B de la méthode d’ECCC :

• a) CH₄ : 0,133 kg/kL;
• b) N₂O : 0,4 kg/kL.

2 Les exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure ci-après s’appliquent à l’égard des émissions de combustion stationnaire de combustible pour chacun des groupes :

• a) s’agissant du CO₂ :
  • (i) dans le cas d’un groupe auquel un numéro d’enregistrement a été assigné en vertu du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon, celles prévues à l’article 27 de ce règlement,
  • (ii) dans le cas d’un groupe auquel aucun numéro d’enregistrement n’a été assigné en vertu de ce même règlement et qui produit de l’électricité à partir de gaz naturel, celles prévues à l’article 19 du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel,
  • (iii) dans le cas de tout autre groupe, celles prévues à la section 2.C de la méthode d’ECCC;
• b) s’agissant du CH₄ et du N₂O, dans le cas de tous les groupes, celles prévues à la section 2.C de la méthode d’ECCC.

3 Toute donnée de remplacement pour des émissions de combustion stationnaire de combustible est établie conformément aux dispositions suivantes pour chacun des groupes :

• a) s’agissant du CO₂ :
  • (i) dans le cas d’un groupe auquel un numéro d’enregistrement a été assigné en vertu du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon, l’article 28 de ce règlement,
  • (ii) dans le cas d’un groupe auquel aucun numéro d’enregistrement n’a été assigné en vertu de ce même règlement et qui produit de l’électricité à partir de gaz naturel, l’article 20 du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel,
  • (iii) dans le cas de tout autre groupe, la section 2.D de la méthode d’ECCC;
• b) s’agissant du CH₄ et du N₂O, dans le cas de tous les groupes, la section 2.D de la méthode d’ECCC.

Certaines émissions d’autres types d’émissions visés

QUANTIFICATION DES GES D’AUTRES TYPES D’ÉMISSIONS VISÉS

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES	Colonne 3 Méthode de calcul des GES	Colonne 4 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure	Colonne 5 Méthode d’estimation des données manquantes
1	Émissions dues aux fuites provenant de l’entreposage du charbon	CH4	Méthode de la WCI, disposition WCI.103	Méthode de la WCI, disposition WCI.104	Méthode de la WCI, disposition WCI.105
2	Émissions liées aux procédés industriels provenant des épurateurs de gaz acide et des réactifs de gaz acide	CO2	Méthode de la WCI, disposition WCI.43(c)	Méthode de la WCI, disposition WCI.44	Méthode de la WCI, disposition WCI.45
3	Émissions associées à l’utilisation de produits industriels provenant :
	a) de l’équipement électrique	SF6 et PFC	Méthode de la WCI, disposition WCI.233	Méthode de la WCI, disposition WCI.234	Méthode de la WCI, disposition WCI.235
	b) des unités de refroidissement	HFC	Méthode de la WCI, disposition WCI.43(d)	Méthode de la WCI, disposition WCI.44	Méthode de la WCI, disposition WCI.45
4	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O	Méthode d’ECCC, sections 2.A.1.c, 2.A.1.d, 2.A.2.e et 2.B	Méthode d’ECCC, section 2.C	Méthode d’ECCC, section 2.D

SECTION 2

Quantification de la production — activité industrielle principale

4 (1) Sous réserve de l’article 5, dans le cas où un groupe produit de l’électricité par combustion d’un seul combustible fossile, la quantité brute d’électricité produite par ce groupe, exprimée en GWh, est mesurée aux bornes électriques des générateurs du groupe au moyen de compteurs conformes aux exigences de la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz et du Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz.

(2) Sous réserve de l’article 5, dans le cas où un groupe produit de l’électricité par combustion d’un mélange de combustibles fossiles ou par combustion de biomasse et de combustibles fossiles, la quantité d’électricité brute produite par ce groupe, exprimée en GWh, est calculée séparément pour les combustibles gazeux, les combustibles liquides et les combustibles solides conformément à la formule suivante :

• où :
• G_U représente la quantité brute d’électricité produite par le groupe durant la période de conformité qui est mesurée aux bornes électriques des générateurs du groupe au moyen de compteurs conformes aux exigences de la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz et du Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz, exprimée en GWh;

• HFF_k le résultat de la formule ci-après, calculé séparément pour les combustibles gazeux, les combustibles liquides et les combustibles solides « k » :

• où :
• QFF_j représente la quantité du combustible gazeux, liquide ou solide, selon le cas, de type « j » brûlée pour la production de l’électricité dans le groupe, durant la période de conformité, déterminée conformément au paragraphe (3),

• HHV_j la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible gazeux, liquide ou solide, selon le cas, de type « j » brûlé par le groupe déterminée conformément au paragraphe 24(1) du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon,

• j le j^e type de combustible fossile « j » brûlé par le groupe, « j » allant de 1 à m, où m représente le nombre de types de combustibles gazeux, liquides ou solides, selon le cas, brûlés;

H_B le résultat de la formule suivante :

• où :
• QB_i représente la quantité de biomasse de type « i » brûlée dans le groupe pour la production de l’électricité, durant la période de conformité, déterminée conformément au paragraphe (3),

• HHV_i la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible de biomasse de type « i » brûlé par groupe déterminée conformément au paragraphe 24(1) du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon,

• i le i^e type de combustible de biomasse « i » brûlé par le groupe, « i » allant de 1 à n, où n représente le nombre de types de combustibles de biomasse brûlés.

(3) Les quantités des combustibles QFF_j et QB_i sont déterminées sur la base suivante :

• a) pour un combustible solide, la quantité est basée sur la masse du combustible brûlé, humide ou sec, qui est exprimée en tonnes et mesurée par un appareil de mesure;
• b) pour un combustible liquide, la quantité correspond au volume du combustible brûlé, qui est exprimé en kL et mesuré à l’aide de débitmètres;
• c) pour un combustible gazeux, la quantité correspond au volume de combustible brûlé, qui est exprimé en mètre cube normalisé et mesuré à l’aide de débitmètres.

5 Dans le cas où un groupe moteur à combustion et un groupe chaudière partagent une même turbine à vapeur, la quantité d’électricité brute produite par un groupe donné est calculée en conformité avec le paragraphe 11(2) du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel.

SECTION 3

Quantification de la production — activité industrielle additionnelle

6 Si une installation assujettie produit de l’électricité par combustion d’un seul combustible fossile, la quantité brute d’électricité produite est exprimée en gigawattheures.

7 (1) Dans le cas où une installation assujettie produit de l’électricité par la combustion d’un mélange de combustibles fossiles ou par la combustion de la biomasse et de combustibles fossiles, la quantité d’électricité brute produite par cette installation, exprimée en GWh, est calculée séparément pour les combustibles gazeux, les combustibles liquides et les combustibles solides conformément à la formule suivante :

• où :
• G_U représente la quantité brute d’électricité produite par l’installation assujettie durant la période de conformité, exprimée en gigawattheures;

• HFF_k le résultat de la formule ci-après, calculé séparément pour les combustibles gazeux, les combustibles liquides et les combustibles solides « k » :

• où :
• QFF_j représente la quantité du combustible gazeux, liquide ou solide, selon le cas, de type « j » brûlée à l’installation pour la production de l’électricité, durant la période de conformité, déterminée conformément au paragraphe (2) et à la section 2.C.2 de la méthode d’ECCC,

• HHV_j la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible gazeux, liquide ou solide, selon le cas, de type « j » brûlé à l’installation pour la production d’électricité, déterminé conformément aux sections 2.C.1 et 2.C.3 de la méthode d’ECCC,

• j le j^e type de combustible fossile « j » brûlé à l’installation, « j » allant de 1 à m, où m représente le nombre de types de combustibles gazeux, liquides ou solides, selon le cas, brûlés;

H_B le résultat de la formule suivante :

• où :
• QB_i représente la quantité du combustible de biomasse de type « i » brûlée à l’installation pour la production de l’électricité durant la période de conformité, déterminée conformément au paragraphe (2) et en conformité avec la section 2.C.2 de la méthode d’ECCC et la disposition WCI.214 de la méthode de la WCI,

• HHV_i la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible de biomasse de type « i » brûlé à l’installation pour la production d’électricité, déterminé conformément aux sections 2.C.1 et 2.C.3 de la méthode d’ECCC et à la disposition WCI.214 de la méthode de la WCI,

• i le i^e type de combustible de biomasse « i » brûlé à l’installation, « i » allant de 1 à n, où n représente le nombre de types de combustibles de biomasse brûlés.

(2) Les quantités des combustibles QFF_j et QB_i sont déterminées sur la base suivante :

• a) pour un combustible solide, la quantité est basée sur la masse du combustible brûlé, humide ou sec, qui est exprimée en tonnes et mesurée conformément à la section 2.C.2 de la méthode d’ECCC;
• b) pour un combustible liquide, la quantité correspond au volume du combustible brûlé, qui est exprimé en kL et mesuré conformément à la section 2.C.2 de la méthode d’ECCC;
• c) pour un combustible gazeux, la quantité correspond au volume de combustible brûlé, qui est exprimé en mètre cube et mesuré conformément à la section 2.C.2 de la méthode d’ECCC.

ANNEXE 4

(paragraphes 27(1) et 29(1))

Renseignements à fournir dans la demande de permis

1 Renseignements sur le demandeur :

• a) ses nom, adresses municipale et postale au Canada, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique;
• b) les nom, titre, adresses municipale et postale au Canada, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de son agent autorisé, s’il y a lieu.

2 Le numéro du certificat d’installation assujettie qui a été délivré à l’égard de l’installation assujettie visée par la demande de permis.

3 Les précisions suivantes :

• a) chacune des méthodes ou les lignes directrices prévues qui ne peuvent être utilisées;
• b) le type d’émissions visé et le gaz à effet de serre en cause;
• c) l’exigence qui ne peut pas être remplie.

4 Les renseignements qui établissent que, au moment de la demande de permis, le demandeur n’est pas en mesure, sur le plan économique ou technique, d’utiliser la méthode de quantification ou les lignes directrices prévues.

5 Une description de la méthode alternative qui serait utilisée pour chaque méthode ou les lignes directrices visées par la demande et les renseignements qui établissent que la méthode de quantification qu’elle propose est aussi rigoureuse que la méthode ou la ligne directrice prévue par le présent règlement et donne des résultats équivalents à ceux qui auraient été obtenus à l’aide de celle-ci.

6 La durée de validité du permis demandée, laquelle doit correspondre à la période pour laquelle il est nécessaire.

ANNEXE 5

(article 52 et alinéa 53(1)b))

Contenu du rapport de vérification

1 Renseignements sur la personne responsable de l’installation assujettie :

• a) une mention indiquant si elle est responsable à titre de propriétaire ou autrement, notamment si elle en a la direction, la gestion ou la maîtrise, ou si elle est le véritable décideur en ce qui a trait à son exploitation;
• b) ses nom et adresse municipale (y compris tout nom commercial ou autre nom qu’elle utilise);
• c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de son agent autorisé;
• d) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique d’une personne-ressource, si celle-ci n’est pas l’agent autorisé;
• e) le numéro d’entreprise fédéral que lui a attribué par l’Agence du revenu du Canada, s’il y a lieu.

2 Renseignements concernant l’installation assujettie :

• a) son nom et l’adresse municipale de son emplacement physique, le cas échéant;
• b) ses coordonnées (latitude et longitude) de l’installation assujettie présentées en degrés décimaux ou en degrés, minutes et secondes, sauf pour une installation visée à l’alinéa b) de la définition de installation au paragraphe 1(1) du règlement;
• c) son code à six chiffres du Système de classification des industries de l’Amérique du Nord (SCIAN) Canada;
• c.1) le numéro du certificat d’installation assujettie qui a été délivré à son égard;
• d) le numéro d’identification pour l’Inventaire national des rejets de polluants (INRP) qui lui a été attribué, le cas échéant, pour l’application de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) et, s’il y a lieu, son numéro d’identification pour le Programme de déclaration des gaz à effet de serre;
• e) s’agissant d’une installation de production d’électricité ou d’une installation assujettie visée à l’alinéa 11(1)c) du règlement qui est en partie constituée d’un groupe ou d’un ensemble de groupes :
  • (i) le nom unique de chaque groupe,
  • (ii) le numéro d’enregistrement assigné au groupe en vertu du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel, le cas échéant,
  • (iii) le numéro d’enregistrement assigné au groupe en vertu du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon, le cas échéant.

3 Renseignements relatifs à la vérification :

• a) les nom et adresse municipale de l’organisme de vérification, ainsi que les nom, numéro de téléphone et adresse électronique du vérificateur principal de l’équipe qui effectue la vérification;
• b) le nom et les coordonnées de l’organisme d’accréditation qui a accrédité l’organisme de vérification ainsi que la date de l’accréditation;
• c) le nom et la fonction de chaque membre de l’équipe de vérification;
• d) la version de la norme ISO 14064-3 conformément à laquelle la vérification est faite et une description des objectifs, de la portée et des référentiels de vérification;
• e) un résumé de la procédure de vérification employée pour évaluer les données et les renseignements à l’appui du rapport annuel ou du rapport corrigé, notamment :
  • (i) de toute évaluation, tout échantillonnage de données, tout test et tout examen effectué au cours de la vérification,
  • (ii) de tout test effectué sur le système d’information sur les gaz à effet de serre et les contrôles associés,
  • (iii) la date de chaque visite effectuée en application de l’article 51 du règlement;
• f) s’agissant d’une installation assujettie, autre que celle visée aux alinéas g) ou h), la quantité totale des gaz à effet de serre provenant de l’installation assujettie, pour la période de conformité, et la production pour chaque activité industrielle visée prise en compte dans le calcul de la limite d’émissions, pour la période de conformité, selon ce qui figure dans son rapport annuel ou au rapport corrigé, selon le cas;
• f.1) si l’article 36.2 du règlement s’applique à une installation assujettie, la quantité brute d’électricité produite qui est attribuée à la capacité ajoutée de l’équipement et la quantité brute d’électricité produite qui est attribuée à la capacité de l’équipement avant l’ajout de capacité, quantifiées pour la période de conformité, selon ce qui figure dans son rapport annuel ou au rapport corrigé, selon le cas;
• g) s’agissant d’une installation de production d’électricité, les renseignements ci-après selon ce qui figure dans le rapport annuel ou le rapport corrigé, selon le cas :
  • (i) d’une part, la quantité totale des gaz à effet de serre attribuables à chacun des groupes dont elle est constituée et la somme des quantités totales de gaz à effet de serre de chacun des groupes dont elle est composée, pour la période de conformité,
  • (ii) d’autre part, la production de chacun des groupes dont elle est constituée pour chacune des activités industrielles visées prévues aux alinéas 38a) à c) de l’annexe 1 et la somme de la production de tous les groupes dont elle est constituée, pour la période de conformité;
• h) s’agissant d’une installation assujettie où sont exercées l’activité industrielle visée de production de charbon à partir de l’exploitation de gisement de charbon, d’une part, et, d’autre part, si elle est constituée d’un groupe ou d’un ensemble de groupes enregistrés en vertu du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone – secteur de l’électricité thermique au charbon, celle de production d’électricité, les renseignements ci-après selon ce qui figure dans le rapport annuel ou le rapport corrigé, selon le cas :
  • (i) la quantité totale des gaz à effet de serre provenant de l’installation, pour la période de conformité, et exprimée en tonnes de CO₂e,
  • (ii) en ce qui a trait à la production de charbon à partir de l’exploitation de gisement de charbon, la production pour chaque activité industrielle visée prise en compte dans le calcul de la limite d’émissions, pour la période de conformité,
  • (iii) en ce qui a trait à la production d’électricité, la production de chacun des groupes dont elle est constituée pour chacune des activités industrielles prévues aux alinéas 38a) à c) de l’annexe 1, pour la période de conformité et exprimées séparément, et la somme de la production de tous les groupes dont elle est constituée;
• h.1) si l’article 41.2 du règlement s’applique à l’installation de production d’électricité ou l’installation assujettie visée à l’alinéa h), les renseignements ci-après selon ce qui figure dans le rapport annuel ou le rapport corrigé, selon le cas :
  • (i) pour chacun des groupes dont la capacité de production d’électricité, à partir de combustibles gazeux, a augmenté de 50 MW ou plus et dont le rapport énergie thermique-électricité est inférieur à 0,9, la quantité brute d’électricité produite qui est attribuée à la capacité ajoutée du groupe et la quantité brute d’électricité produite qui est attribuée à la capacité du groupe avant l’ajout de capacité, quantifiées pour la période de conformité,
  • (ii) la somme, pour l’ensemble des groupes visés au sous-alinéa (i), de la quantité brute d’électricité produite qui est attribuée à la capacité des groupes avant l’ajout de capacité et de la quantité brute d’électricité produite qui est attribuée à la capacité des groupes avant l’ajout de capacité, quantifiées pour la période de conformité;
• i) s’agissant d’une installation assujettie pour laquelle une norme de rendement est calculée conformément à l’article 37 du règlement, la norme de rendement calculée et les renseignements associés à chaque terme de la formule;
• j) un registre de toutes les erreurs ou omissions relevées, durant la vérification, dans les renseignements, données ou méthodes utilisés pour l’établissement du rapport annuel ou du rapport corrigé, selon le cas, et susceptibles d’avoir un effet sur le bilan des émissions de gaz à effet de serre de l’installation assujettie pour la période de conformité, précisant :
  • (i) à l’égard de chaque erreur ou omission, si elle peut être quantifiée :
  • (A) dans le cas d’une erreur ou d’une omission relative aux gaz à effet de serre, le nombre de tonnes de CO₂e auquel elle correspond, le pourcentage auquel elle correspond selon le calcul effectué conformément aux sous-alinéas 49(2)a)(i), b)(i) ou c)(i) du règlement et une mention indiquant si cette erreur ou omission entraîne une sous-évaluation ou une surévaluation,
  • (B) dans le cas d’une erreur ou d’une omission relative à la production d’un type de produit donné, la quantification de cette erreur ou omission, exprimée dans l’unité de mesure applicable, le pourcentage auquel elle correspond selon le calcul effectué conformément à l’alinéa 49(2)d) du règlement et une mention indiquant si cette erreur ou cette omission entraîne une sous-évaluation ou une surévaluation,
  • (ii) à l’égard de l’ensemble des erreurs et des omissions relatives aux GES qui peuvent être quantifiées, le résultat net de la somme des erreurs et des omissions exprimée en tonnes de CO₂e, le pourcentage auquel ce résultat correspond selon le calcul effectué conformément aux sous-alinéas 49(2)a)(ii), b)(ii) ou c)(ii) du règlement et une mention indiquant si le résultat entraîne une sous-évaluation ou une surévaluation;
• k) un registre de toutes les corrections effectuées par la personne responsable de l’installation assujettie à l’égard des erreurs ou omissions relevées durant la vérification et susceptibles d’avoir un effet sur le bilan des émissions de gaz à effet de serre de l’installation assujettie;
• l) une attestation, signée et datée par le vérificateur principal, portant que les exigences prévues à l’article 50 du règlement ont été respectées et que tout conflit d’intérêts réel ou potentiel est géré efficacement;
• m) une attestation, signée et datée par un vérificateur ne faisant pas partie de l’équipe de vérification, portant qu’il approuve le rapport de vérification, ainsi que ses nom et adresse municipale, et ses numéro de téléphone et adresse courriel;
• n) la déclaration de vérification de l’organisme de vérification, indiquant :
  • (i) sa conclusion quant à savoir si la quantité totale des gaz à effet de serre et la production pour chaque activité industrielle visée prise en compte dans le calcul de la limite d’émissions qui figurent dans le rapport annuel ou le rapport corrigé, selon le cas, présentent un écart important et quant à savoir si le rapport annuel ou le rapport corrigé ont été établis conformément au règlement,
  • (ii) les réserves et les limites de l’organisme de vérification à l’égard de sa conclusion.

ANNEXE

(article 92)

ANNEXE 5

(article 5, paragraphe 6(1) et article 8.1)

Montant de la pénalité

Article	Colonne 1 Auteur de la violation	Colonne 2 Type de violation	Colonne 3 Montant de la pénalité de base ($)	Colonne 4 Montant pour antécédents ($)	Colonne 5 Montant pour avantage économique ($)
1	Personne physique
		a) D	400	1 200	400
		b) E	1 000	3 000	1 000
2	Autre personne
		a) D	2 000	6 000	2 000
		b) E	5 000	15 000	5 000

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

(Le présent résumé ne fait pas partie du Règlement ni de l’Arrêté.)

Résumé

Enjeux

Les émissions de gaz à effet de serre (GES) contribuent à la tendance au réchauffement planétaire qui est associée aux changements climatiques. Cette tendance entraînera des changements aux conditions climatiques moyennes et accentuera les phénomènes météorologiques extrêmes. La science confirme que les répercussions des changements climatiques empireront à mesure que la température moyenne à la surface de la planète augmentera. Le climat du Canada se réchauffe deux fois plus vite que la moyenne mondiale et même trois fois plus vite, dans le Nord. Si aucune mesure n’est prise pour lutter contre les changements climatiques, la gravité des répercussions qui se font déjà sentir au Canada (par exemple inondations, feux de forêt, vagues de chaleur et sécheresses) ne fera qu’empirer ^{référence 3}.

Reconnaissant le besoin d’agir pour le climat, le gouvernement du Canada, les provinces et les territoires ont élaboré et adopté en 2016 le Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques (Cadre pancanadien) — le plan du Canada pour réduire d’ici 2030 ses émissions de GES de 30 % sous les niveaux de 2005 ^{référence 4}. La tarification de la pollution par le carbone est un élément clé de ce plan. Il est largement reconnu que la tarification de la pollution par le carbone appliqués à l’ensemble de l’économie est le moyen le plus efficace de réduire les émissions de GES. Un prix sur la pollution par le carbone garantit que les émissions sont réduites au moindre coût, tout en favorisant des solutions novatrices qui permettent d’offrir aux consommateurs et aux entreprises des options à faibles émissions de carbone.

Ailleurs dans le monde, les administrations n’imposent pas toutes un prix équivalant sur la pollution par le carbone, ce qui crée un risque pour les installations industrielles à forte intensité d’émissions qui font face à la concurrence sur les marchés internationaux. Si ces installations canadiennes se voient imposer pour leurs émissions de GES, un coût que leurs concurrents internationaux n’ont pas à assumer, elles pourraient perdre une part de marché en faveur des installations situées dans d’autres administrations qui ont des coûts liés au carbone moins élevés. Cela peut entraîner un phénomène connu sous le nom de fuite de carbone, soit une situation dans laquelle la production est tout simplement déplacée à un autre endroit, avec pour conséquence que les émissions de GES nationales « fuient » du Canada pour aller à l’étranger. Si cela arrivait, les émissions mondiales de GES pourraient ne pas diminuer, ce qui nuirait à l’objectif de la politique de la tarification de la pollution par le carbone. Sans la mise en place de mesures appropriées pour les installations industrielles, il est probable que les répercussions sur la compétitivité et les fuites de carbone entraînant des pertes de production intérieure pourraient avoir une incidence correspondante sur le bien-être des foyers canadiens.

Contexte

En vertu de l’Accord de Paris, adopté par la communauté internationale en décembre 2015 et ratifié par le Canada le 5 octobre 2016, les pays signataires se sont engagés à réduire les émissions de GES pour limiter la hausse de la température moyenne mondiale à moins de deux degrés Celsius (2 °C) au-dessus des niveaux préindustriels, et de faire tous les efforts possibles pour limiter cette hausse à 1,5 °C ^{référence 5}.

En 2016, le gouvernement du Canada a travaillé avec les provinces et les territoires et a mobilisé les peuples autochtones, pour élaborer le Cadre pancanadien. Un des éléments clés du plan est de mettre en place un système de tarification de la pollution par le carbone qui s’applique à un large éventail de sources d’émissions à travers le Canada et dont la rigueur augmente au fil du temps.

Selon cette approche, les provinces et les territoires avaient la flexibilité de mettre en place le type de système de tarification de la pollution par le carbone convenant le mieux à leurs circonstances, c’est-à-dire soit un système explicite basé sur la tarification, soit un système de plafonnement et d’échange, à condition que le système réponde aux critères minimums établis afin qu’il soit rigoureux, équitable et efficace (ces critères représentent le modèle fédéral). Le gouvernement fédéral s’est également engagé à mettre en place un système fédéral de tarification de la pollution par le carbone à titre de filet de sécurité dans toute province ou tout territoire qui en fait la demande ou dont le système en place ne respecte pas le modèle fédéral ^{référence 6}.

La Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre (la Loi) a reçu la sanction royale le 21 juin 2018 ^{référence 7}. Elle fournit le cadre juridique et les pouvoirs habilitants pour établir le filet de sécurité fédéral sur la tarification de la pollution par le carbone (le filet de sécurité). Ce système est composé de deux parties : une redevance réglementaire sur les combustibles fossiles (la redevance sur les combustibles), et le Système de tarification fondé sur le rendement (STFR) pour les installations industrielles.

La partie 1 de la Loi établit la redevance sur les combustibles, qui est généralement payée par les producteurs ou les distributeurs de carburant et s’applique de manière générale aux combustibles fossiles produits, livrés ou utilisés soit dans une administration assujettie au filet de sécurité, soit introduits dans une administration assujettie au filet de sécurité en provenance d’un autre endroit au Canada, ou soit importés au Canada dans un endroit situé dans une administration assujettie au filet de sécurité. La redevance sur les combustibles fédérale est entrée en vigueur le 1^er avril 2019 en Ontario, au Nouveau-Brunswick, au Manitoba et en Saskatchewan et entrera en vigueur le 1^er juillet 2019 au Yukon et au Nunavut. La redevance sur les combustibles est mise en œuvre par l’Agence du revenu du Canada (ARC). La partie 2 de la Loi fournit le cadre juridique et les pouvoirs habilitants permettant d’établir un système d’échange réglementaire pour les installations industrielles (le STFR), qui sera administré par le ministère de l’Environnement (le Ministère) et l’ARC par l’application du Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement (le Règlement). Les installations assujetties au STFR ne paieront généralement pas le prix de la pollution par le carbone sur les combustibles qu’elles achètent pour l’utiliser à leur installation, mais elles devront le payer sur leurs émissions de GES qui excèdent leur limite.

La Loi autorise le gouverneur en conseil de déterminer où s’applique la Loi en établissant, par décret, la liste des provinces et des territoires qui figurent à l’Annexe 1 de la Loi. La rigueur du système provincial ou territorial de tarification de la pollution par le carbone et son alignement au modèle fédéral est la considération principale dans la décision d’ajouter une administration à la liste.

Les provinces et les territoires ont soumis leur plan de tarification de la pollution par le carbone au ministre de l’Environnement (le ministre) à l’automne 2018. Ces plans ont été évalués par rapport au modèle fédéral. Le Décret modifiant la partie 2 de l’annexe 1 de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre (le décret) a été publié le 19 octobre 2018 ^{référence 8}. Le décret identifie les administrations auxquelles la partie 2 de la Loi (le STFR) s’applique en ajoutant les provinces et territoires suivants à la partie 2 de l’annexe 1 de la Loi en tant que « administrations assujetties au filet de sécurité » :

• Ontario
• Nouveau-Brunswick
• Manitoba
• Île-du-Prince-Édouard
• Saskatchewan
• Yukon
• Nunavut

Deux autres instruments réglementaires ont également été publiés dans la Partie II de la Gazette du Canada, le 31 octobre 2018, pour que le STFR puisse entrer en vigueur le 1^er janvier 2019, avant la publication finale du Règlement ^{référence 9}.

• Les installations satisfaisant aux critères énoncés dans l’Avis concernant l’établissement des critères relatifs aux installations et aux personnes et la publication de mesures (Avis sur l’enregistrement) sont considérées être des installations assujetties en vertu de la partie 2 de la Loi et les personnes responsables de ces installations doivent faire une demande d’enregistrement de l’installation dans le STFR ^{référence 10}. Une fois enregistrée, l’installation obtient un certificat d’installation assujettie qui lui permet de s’inscrire en tant qu’émetteur auprès de l’ARC et d’obtenir un certificat d’exemption qui l’autorise de manière générale à acheter du combustible pour lequel la redevance sur les combustibles ne s’applique pas.
• L’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre (l’Arrêté) établissait également les exigences relatives à la quantification, les rapports et la vérification pour assurer que les installations assujetties au STFR commencent à recueillir les renseignements dès le 1^er janvier 2019 (le 1^er juillet 2019 au Yukon et au Nunavut) qui seront nécessaires pour évaluer la conformité au STFR ^{référence 11}.

Le Ministère a également publié un avis d’intention le 20 décembre 2018 qui permet au Règlement d’entrer en vigueur le 1^er janvier 2019, sauf au Nunavut et au Yukon où il entrera en vigueur le 1^er juillet 2019, avant la publication du Règlement ^{référence 12}.

Secteurs à forte intensité d’émissions et exposés aux échanges commerciaux dans les administrations assujetties au filet de sécurité

Le STFR apporte un allègement de la redevance sur les combustibles aux installations à forte intensité d’émissions et exposées aux échanges commerciaux (FIEEEC) qui exercent une activité inscrite à la colonne 1 de l’annexe 1 du Règlement. Ces activités ont été déterminées en identifiant les secteurs industriels dans les administrations n’ayant pas de tarification de la pollution par le carbone et pour lesquels au moins une installation a déclaré au Programme de déclaration des gaz à effet de serre des émissions (PDGES) 50 kilotonnes (kt) ou plus d’émissions de dioxyde de carbone équivalent (CO₂e) pour l’une des années de 2014 à 2016 ^{référence 13}. Le Tableau 1 ci-dessous définit les secteurs et les produits/activités couverts par le STFR.

Tableau 1 : Secteurs et produits/activités couverts par le STFR

Secteur	Produit/activité
Pétrole et gaz	Production de pétrole — pétrole léger; production de pétrole — pétrole lourd; valorisation du bitume; raffinerie de pétrole; production d’huile de base lubrifiante; alcool isopropylique; gazoducs; traitement du gaz naturel; liquides de gaz naturel; hydrogène
Ciment	Ciment gris; ciment blanc; Clinker transporté à l’extérieur de l’installation
Chaux	Chaux à forte teneur en calcium; chaux dolomitique; chaux spécialisée
Fabrication légère	Brique; automobile; verre; gypse; laine minérale
Éthanol	Combustible; industriel
2-méthylpenta-méthylènediamine (MPMD)	MPMD
Nylon 6 ou 6,6	fibres ou résine de nylon 6 ou 6,6
Produits pétrochimiques	Produits chimiques de grande valeur; hydrocarbures aromatiques cycliques; Polyéthylène; oléfines supérieures; solvants à base d’hydrocarbures; Styrène
Produits pharmaceutiques	Vaccins
Sidérurgie (petites aciéries)	Acier coulé; acier laminé
Sidérurgie (aciéries intégrées)	Coke; fer; acier de convertisseur basique à oxygène; acier de four électrique à arc
Fusion des métaux communs	Fusion pyrométallurgique du : • Cuivre; plomb; zinc; nickel Raffinage hydrométallurgique des : • métaux communs; anodes de cuivres
Potasse	Extraction minière souterraine conventionnelle; extraction par dissolution
Extraction minière	Minerai de fer; métaux communs (sauf fer, métaux précieux, uranium); uranium; or; autres métaux précieux; diamants; charbon thermique; charbon métallurgique
Boulettes de minerai de fer	Boulettes fondantes; boulettes autres que fondantes
Tubes de métal	Tubes de métal
Résidus de carbonisation	Résidus de carbonisation
Charbon actif	Charbon actif
Noir de carbone	Noir de fourneau
Engrais azotés	Acide nitrique; ammoniac; liqueur d’urée; phosphate d’ammonium
Transformation des aliments	Transformation des pommes de terre; transformation des graines oléagineuses; mouture humide de maïs; alcool (distilleries); acide citrique; sucre
Pâtes et papiers	a) À une installation équipée d’une chaudière de récupération, d’un four à chaux ou d’un digesteur de pâte b) À une installation non équipée de l’équipement mentionné à a) c) Produits spécialisés
Production d’électricité à partir de combustibles fossiles	Combustibles solides, combustibles liquides, combustibles gazeux

Il y a 122 installations situées dans les administrations à filet de sécurité qui satisfont aux critères dans l’Avis d’enregistrement et qui sont enregistrées au STFR en tant qu’installations à participation obligatoire. On en compte 15 en Saskatchewan, 7 au Manitoba, 86 en Ontario, 10 au Nouveau-Brunswick, 1 à l’Île-du-Prince-Édouard et 3 au Nunavut.

Le tableau 2 ci-dessous montre la part de toutes les émissions de GES visées par les deux systèmes fédéraux (la redevance sur les combustibles et le STFR, qui forment la Loi). On estime qu’en 2019 environ 27 % des émissions du Canada seront visées par le filet de sécurité, avec environ 16 % de toutes les émissions du Canada visées par la redevance sur les combustibles (partie 1 de la Loi) et 10 % émises par des installations visées par le STFR (partie 2 de la Loi) ^{référence 14}.

Tableau 2 : Proportion des émissions de GES pour 2019 visées par le filet de sécurité sur la tarification de la pollution par le carbone

Administrations assujetties au filet de sécurité	Émissions visées par la redevance sur les combustibles (%)	Émissions visées par le STFR (%)	Émissions visées par la Loi (%)
Manitoba	43 %	10 %	54 %
Nouveau-Brunswick	31 %	54 %	85 %
Nunavut	17 %	59 %	76 %
Ontario	53 %	29 %	82 %
Île-du-Prince-Édouard note * du tableau 2	Sans objet	4 %	4 %
Saskatchewan note ** du tableau 2	20 %	22 %	42 %
Yukon	71 %	12 %	83 %
Toutes les administrations assujetties au filet de sécurité	42 %	27 %	69 %
Canada	16 %	10 %	27 %
Note(s) du tableau 2 Note * du tableau 2 L’Île-du-Prince-Édouard perçoit sa propre redevance provinciale plutôt que la redevance sur les combustibles fédérale. Retour à la note * du tableau 2 Note ** du tableau 2 Le STFR s’applique uniquement aux secteurs des gazoducs et de la production d’électricité. Le régime de la Saskatchewan s’applique à d’autres secteurs industriels de la province. Retour à la note ** du tableau 2

Note : Les chiffres étant arrondis, ils peuvent ne pas correspondre au total indiqué et ils sont basés sur toutes les installations assujetties au STFR ^{référence 15}.

Approches en matière de tarification des émissions de GES industrielles au Canada

Les systèmes de tarification de la pollution par le carbone au Canada ont adopté différentes approches en matière de tarification des émissions de GES industrielles. La redevance sur les combustibles fédérale s’applique depuis le 1^er avril 2019 en Ontario, au Nouveau-Brunswick, au Manitoba et en Saskatchewan. Le STFR est entré en vigueur le 1^er janvier 2019 en Ontario, au Nouveau-Brunswick, au Manitoba, à l’Île-du-Prince-Édouard et dans deux secteurs de la Saskatchewan (électricité et transport de gaz naturel par gazoducs). La Saskatchewan travaille à la mise en œuvre d’un système de tarification fondé sur le rendement qui s’applique aux secteurs qui ne sont pas couverts par le système fédéral. Pour tenir compte de la situation unique des territoires, les deux parties du filet de sécurité entreront en vigueur le 1^er juillet 2019 au Yukon et au Nunavut.

La Nouvelle-Écosse a un système de plafonnement et d’échange de droits d’émission qui s’applique aux installations industrielles et Terre-Neuve-et-Labrador a un système fondé sur le rendement pour les installations industrielles. En 2007, l’Alberta a mis en œuvre son « Specified Gas Emitters Regulation » établissant des cibles d’intensité des émissions propres à chaque installation pour les grandes installations industrielles. En 2018, ce règlement a ensuite été remplacé par le « Carbon Competitiveness Incentive Regulation » qui établit des seuils fondés sur les extrants pour les produits fabriqués par les installations industrielles ^{référence 16}.

La taxe générale sur le carbone de la Colombie-Britannique s’applique aux carburants achetés par l’ensemble des acteurs économiques, y compris par les installations industrielles. La Colombie-Britannique annonçait récemment son intention d’aider les installations industrielles afin de répondre à leurs préoccupations liées aux fuites de carbone. Le système de plafonnement et d’échange de droits d’émission du Québec s’applique aux grands émetteurs industriels et aux distributeurs de carburant, et il comprend l’allocation d’unités d’émission gratuitement à certains secteurs pour faire face aux risques de fuite de carbone.

Diverses approches de tarification des émissions de GES industrielles à l’échelle internationale

À l’échelle internationale, 57 initiatives visant la tarification de la pollution par le carbone ont été mises en œuvre ou sont sur le point de l’être, touchant ainsi 46 administrations nationales et 28 administrations infranationales ^{référence 17}. Les systèmes internationaux qui présentent un intérêt particulier pour le Canada, en tant que modèles et parce qu’ils sont le fruit de partenaires commerciaux, sont le système d’échange de quotas d’émission de l’Union européenne (SEQE-UE) et le système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de la Californie.

Le SEQE-UE était le premier système de plafonnement et d’échange de droits d’émission des GES d’envergure au monde. Dans ce système, un plafond dégressif a été fixé pour limiter la quantité de GES émis par les installations industrielles afin de réduire les émissions de GES dans l’UE. Le système permet aux installations industrielles de s’acquitter de leurs obligations en matière de conformité par l’échange de crédits avec d’autres installations industrielles du système.

L’État de la Californie a adopté son système de plafonnement et d’échange en 2013. Le système s’applique aux grandes centrales électriques, aux installations industrielles et aux distributeurs de carburant responsables d’environ 85 % des émissions de GES de la Californie. Ce système est lié au programme de plafonnement et d’échange du Québec; permettant ainsi aux entreprises des deux territoires d’échanger des crédits.

Ces deux systèmes ont abordé les questions liées à la compétitivité et aux fuites de carbone en évaluant des paramètres tels que l’exposition aux échanges commerciaux et l’intensité des émissions, et en fournissant des allocations gratuites aux secteurs à haut risque.

Bien que de plus en plus de pays et d’administrations infranationales mettent en œuvre ou envisagent de mettre en place une tarification de la pollution par le carbone, les fuites de carbone demeurent un risque.

Objectif

L’objectif du Règlement est de maintenir un prix sur la pollution par le carbone qui crée un incitatif pour les installations à FIEEEC à réduire les émissions par unité de production, tout en atténuant le risque de diminution de la production intérieure et de fuites de carbone vers d’autres administrations. Le système offre de la souplesse dans la façon dont la compensation est fournie pour inciter les installations à réduire leurs émissions de GES au plus faible coût.

Description

Le Règlement décrit les installations auxquelles s’applique le STFR et précise les normes d’intensité des émissions, les normes de rendement, pour des activités précises. Il prévoit aussi les règles et les exigences en matière de surveillance, de quantification, de rapports et de vérification liées à la compensation pour émissions excédentaires et l’émission de crédit excédentaires. Toutes les obligations prévues par le Règlement sont imposées à la personne responsable de l’installation assujettie.

Dans le cadre du STFR, les participants doivent verser compensation pour les émissions de GES qui dépassent la limite annuelle des émissions de l’installation. Le ministre émettra des crédits excédentaires aux installations qui émettent une quantité de GES inférieure à leur limite. Ces crédits excédentaires pourront être accumulés pour une utilisation future ou encore revendus à d’autres installations ayant besoin de crédits pour se conformer. Les installations qui dépassent la limite applicable devront verser une compensation pour les émissions ayant dépassé cette limite. Cela crée un incitatif financier continu pour les installations à diminuer l’intensité de leurs émissions afin de réduire la compensation à verser ou encore à émettre des GES en deçà de leur limite et d’obtenir des crédits excédentaires.

Participants obligatoires

Le STFR fédéral est obligatoire pour les installations qui sont situées dans une administration assujettie au filet de sécurité et qui :

• ont déclaré des émissions annuelles de 50 kt de CO₂e ou plus au PDGES pour l’année civile 2014 ou toute année civile subséquente;
• ont mené une activité inscrite à l’annexe 1 du Règlement en tant qu’activité principale ^{référence 18}.

Les installations qui répondent à ces critères doivent soumettre une demande d’enregistrement et participer au STFR (ci-après appelées « participants obligatoires »). Les activités inscrites à l’annexe 1 du Règlement concernent des secteurs au sein d’administrations qui n’avaient pas mis en place une tarification sur la pollution causée par le carbone en 2018 et où au moins une installation a déclaré des émissions de 50 kt ou plus de CO₂e au PDGES entre 2014 et 2016, quelle que soit l’année.

Afin de permettre l’enregistrement des installations assujetties avant la mise en œuvre de la redevance sur les combustibles, l’Avis d’enregistrement (publié le 31 octobre 2018) dresse la liste des critères pour les participants obligatoires. Ces critères ont été incorporés, avec de légères améliorations, dans le Règlement pour permettre l’enregistrement continu des installations. Maintenant que le contenu de l’Avis d’enregistrement est intégré dans le Règlement, il n’est plus pertinent. La ministre a par conséquent pris le Décret abrogeant certains instruments législatifs afin d’abroger l’Avis d’enregistrement.

Participants volontaires

La Loi permet au ministre de désigner d’autres installations dans les provinces et territoires assujettis filet de sécurité comme des installations assujetties si celles-ci choisissent de participer volontairement au STFR (participation volontaire). La Politique concernant la participation volontaire au Système de tarification fondé sur le rendement (Politique concernant la participation volontaire) décrit les considérations qui guident la décision du ministre de désigner, au cas par cas, une installation comme une installation assujettie ^{référence 19}. Conformément à cette politique, le ministre devra considérer la participation volontaire des installations situées dans des provinces ou territoires assujettis au filet de sécurité qui déclarent une quantité d’émissions annuelles d’au moins 10 kt de CO₂e au PDGES, quelle que soit l’année (à partir de l’année de déclaration de 2017), pourvu que leur activité principale soit énumérée à l’annexe 1 du Règlement.

La Politique concernant la participation volontaire permet également aux installations exerçant une activité qui ne fait pas partie de celles inscrites dans le Règlement de participer volontairement au STFR, à condition qu’elles se trouvent dans un des secteurs à risque de fuite de carbone et où l’application de la tarification pourrait occasionner des risques relatifs à la compétitivité. L’annexe A de la Politique concernant la participation volontaire contient la liste des secteurs actuellement identifiés. D’autres secteurs seront ajoutés à l’annexe A s’il est démontré que ces secteurs satisfont aux critères relatifs au risque important de fuites de carbone et à la compétitivité résultant de la tarification de la pollution par le carbone. Les installations qui font une demande conformément à cette partie de la Politique concernant la participation volontaire doivent joindre suffisamment de renseignements à leur demande pour qu’une norme de rendement soit établie pour leur installation.

Enfin, la Politique concernant la participation volontaire permet à des installations récemment mises en service, agrandies ou modernisées dans les provinces et territoires assujetties au filet de sécurité qui n’ont pas encore émis plus de 10 kt de CO₂e de faire une demande afin de participer volontairement au STFR si elles font la preuve que leurs émissions annuelles dépasseront 10 kt de CO₂e au cours d’au moins une des trois années suivant la date où l’installation a commencé sa production.

Limites annuelles d’émissions des installations

La limite annuelle d’émissions (en tonnes de CO₂e) d’une installation sera établie en multipliant la production annuelle de l’installation par la valeur de la norme de rendement qui s’applique. La norme de rendement correspond généralement à 80 % de l’intensité des émissions nationales moyennes pondérée en fonction de la production d’une activité en particulier. Certaines normes de rendement sont ajustées selon une évaluation du potentiel de compétitivité et des risques potentiels relatifs aux fuites de carbone et à la compétitivité attribuables à la tarification de la pollution par le carbone. Ces ajustements ont été faits pour les secteurs où les émissions de procédés industriels sont d’une proportion moyenne de 30 % ou plus. Le tableau 3 ci-dessous présente les secteurs et les activités pour lesquels une norme de rendement a été établie ainsi que le niveau de rigueur de cette norme.

Tableau 3 : Secteurs, activités et niveaux de rigueur établis dans le STFR

Niveau de rigueur	Secteur (en gras) – activité
95 %	Engrais azotés – acide nitrique, ammoniac Fer et acier – petites aciéries d’acier coulé, petites aciéries d’acier laminé, aciérie intégrée-four à coke, aciérie intégrée-fer, aciérie intégrée-convertisseur basique à oxygène, aciérie intégrée-four à arc électrique Ciment – ciment gris, ciment blanc, clinker transporté à l’extérieur de l’installation Chaux – à forte teneur en calcium, dolomitique, spécialisée
90 %	Fusion de métaux communs – fusion pyrométallurgique de cuivre, de plomb et de nickel Boulettes de minerai de fer – boulettes autofondantes Engrais azotés – liqueur d’urée, phosphate d’ammonium Produits pétrochimiques – produits chimiques de grande valeur, hydrocarbures aromatiques cycliques, polyéthylène, oléfines supérieures, solvants à base d’hydrocarbures, styrène Raffineries de pétrole, production d’huile de base lubrifiante, hydrogène, noir de fourneau, MPMD, tubes métalliques, briques
80 %	Fusion de métaux communs – fusion pyrométallurgique de zinc; affinage hydrométallurgique de métaux communs et d’anodes de cuivre; Mines – minerai, métaux communs (excluant le fer, les métaux précieux et l’uranium), uranium, or, autres métaux précieux, diamants, charbon thermique, charbon métallurgique Éthanol – carburant, industriel Nylon 6 ou 6,6 – fibres, résine Pâtes et papiers – a) à une installation équipée d’une chaudière de récupération, d’un four à chaux ou d’un lessiveur à pâte; b) à une installation ne possédant pas l’équipement mentionné au point a), c) produits spécialisés Résidus de carbonisation, charbon actif, boulettes de fer et d’acier – autres types de boulettes que les boulettes autofondantes, potasse – extraction par dissolution, potasse – extraction minière souterraine conventionnelle, production de pétrole – pétrole léger, production de pétrole – pétrole lourd/bitume, valorisation du bitume, pipelines de gaz naturel, traitement du gaz naturel, liquides du gaz naturel, vaccins, automobiles, verre, gypse, laine minérale, transformation de la pomme de terre, transformation de graines oléagineuses, transformation du maïs par mouture humide, alcool (distilleries), production d’acide citrique et production de sucre, alcool isopropylique

L’intensité moyenne des émissions pondérée en fonction de la production est calculée en divisant les émissions totales d’une activité industrielle donnée (ou d’un groupe d’installations exerçant la même activité inscrite sur la liste) par la production totale de ce secteur (ou activité) selon les données de toutes les installations canadiennes dans ce secteur qui ont rejeté une quantité de 50 kt et plus de CO₂e, généralement au cours des années 2014, 2015 et 2016. Les années 2014, 2015 et 2016 représentent les données les plus récentes qui étaient disponibles au moment d’établir les normes.

La production d’électricité représente la seule exception à cette approche. La norme de rendement pour la production d’électricité à partir de combustibles solides est établie à 800 tonnes (t) de CO₂e/gigawattheures (GWh) pour 2019, 650 t de CO₂e/GWh pour 2020, puis diminuant de façon linéaire à 370 t de CO₂e/GWh jusqu’en 2030. La norme de 2030 pour les combustibles solides s’harmonise avec la norme qui s’applique en 2019 aux installations alimentées aux combustibles gazeux existantes. Une norme de 370 t de CO₂e/GWh, qui est cohérente avec le rendement de la meilleure installation de production d’électricité à partir du gaz naturel, continuera d’envoyer un signal de prix pour plusieurs installations alimentées aux combustibles gazeux. À compter de 2021, une norme de rendement décroissante de 370 t de CO₂e/GWh en 2021 diminuant linéairement jusqu’à 0 t de CO₂e/GWh en 2030 s’appliquera à une installation industrielle ou de production d’électricité qui commence à produire de l’électricité à partir de combustibles gazeux au moyen d’un équipement ou d’un groupe dont la capacité est de 50 mégawatts (MW) ou plus et qui est conçu pour fonctionner à un rapport énergie thermique-électricité inférieur à 0,9. Cette norme décroissante s’appliquera seulement à la portion de la capacité qui a été augmentée dans le cas d’un nouvel équipement ajouté qui ne modifie pas l’équipement de production d’électricité déjà en place. Cette norme s’appliquera également aux installations industrielles et aux installations de production d’électricité existantes qui augmentent cumulativement leur capacité de production d’électricité de 50 MW ou plus après le 1^er janvier 2021 et dont la capacité augmentée est conçue pour fonctionner selon un rapport chaleur-électricité inférieur à 0,9. Puisque le diesel est utilisé dans des régions éloignées où les options d’utilisation d’énergie moins émettrice sont limitées, la norme pour la production d’électricité à partir de combustibles liquides a été établie à 550 t de CO₂e/GWh.

Le Règlement précise une norme de rendement numérique pour la plupart des activités inscrites à l’annexe 1 du Règlement. Toutefois, étant donné que les normes de rendement sont calculées selon les données de l’installation, la divulgation des valeurs de normes de rendement pour certains secteurs qui comprennent seulement une ou deux installations peut nuire à la confidentialité des données fournies par les installations. Pour éviter ceci, les installations de ces secteurs exerçant des activités pour lesquelles il est indiqué dans l’annexe 1 du Règlement que la norme de rendement est « calculée » devront établir une norme de rendement selon l’équation prévue dans le Règlement basé sur l’année de conformité en cours ou 2017 et 2018, au choix de l’installation. La rigueur de ces normes de rendement issues d’un calcul repose sur la même évaluation de la compétitivité que les normes de rendement numériques ^{référence 20}.

Une norme de rendement devra aussi être calculée par les installations participant volontairement au STFR qui exerce une activité qui n’est pas inscrite à l’annexe 1 du Règlement. La rigueur de la norme de rendement issue d’un calcul pour ces activités est établie à 80 % ^{référence 21}.

Périodes de conformité

Dès le 1^er janvier 2019, chaque année civile représentera une période de conformité aux termes du STFR. Cependant, pour une installation assujettie située au Yukon ou au Nunavut, la première période de conformité commence le 1^er juillet 2019 et prend fin le 31 décembre 2019. Pour ce qui est des installations qui ne satisfont pas aux critères de l’Avis d’enregistrement, mais qui pourraient être assujetties à l’avenir (c’est-à-dire les participants volontaires au STFR), leur période de conformité commencera à la date de prise d’effet de leur inscription à titre d’émetteur sous la partie 1 de la Loi ^{référence 22}. Par exemple, si la date de prise d’effet de l’inscription d’une installation à titre d’émetteur est le 1^er septembre 2019, sa première période de conformité s’étendrait du 1^er septembre au 31 décembre 2019.

Les exigences en matière de quantification, rapport et vérification

Les installations assujetties seront tenues de quantifier leurs émissions et leur production, au moyen des méthodes décrites par le Règlement, et de fournir un rapport relativement à ces quantités chaque année. Les types d’émissions visés comprennent les émissions liées à la combustion stationnaire de combustible, aux procédés industriels, à l’utilisation de produits industriels, à l’évacuation, au torchage, aux fuites, au transport sur le site, aux déchets et aux eaux usées.

Les installations assujetties devront fournir des rapports annuels qui comprendront la limite annuelle d’émissions pour une installation, les émissions totales et l’obligation de compensation calculée, ainsi que tout renseignement supplémentaire nécessaire à l’évaluation de la conformité de l’installation à la Loi et au Règlement. Le Règlement contient aussi certaines exigences en matière de collecte de données, comme la déclaration de la quantité d’énergie thermique (c’est-à-dire la vapeur) transférée et d’hydrogène vendu afin de déterminer si des modifications au Règlement seront nécessaires dans le futur. Les installations assujetties doivent prendre les dispositions nécessaires pour que leurs rapports annuels soient vérifiés par un tiers accrédité à la norme ISO 14065 par le Conseil canadien des normes, l’American National Standards Institute ou tout autre organisme membre de l’International Accreditation Forum. Les rapports annuels, accompagnés des rapports de vérification connexes, doivent être fournis au plus tard le 1^er juin de l’année suivant chaque période de conformité.

Dans la mesure du possible, les méthodes de quantification décrites dans le Règlement sont alignées sur le PDGES et, sinon, sur les méthodes utilisées dans les systèmes de de déclaration provinciaux, principalement fondées sur la Western Climate Initiative (WCI). Cependant, en raison de délais de publication différents, un alignement complet n’est pas possible entre le Règlement et le PDGES de 2018. Le Ministère évaluera le potentiel d’un meilleur alignement au fil du temps.

Les exigences en matière de quantification, de rapport et de vérification du Règlement s’accordent, à quelques modifications près, avec celles de l’Arrêté qui est entré en vigueur le 1^er janvier 2019 pour les installations assujetties. Le Règlement contient des dispositions transitoires pour la période de conformité de 2019, afin de s’assurer que les installations qui se sont conformées à l’Arrêté soient considérées comme s’étant conformées au Règlement.

Le ministre prend donc l’Arrêté visant l’abrogation de certains textes législatifs afin d’abroger l’Arrêté et ainsi éviter tout dédoublement des exigences.

Compensation

Une installation assujettie qui émet moins d’émissions que sa limite annuelle recevra des crédits excédentaires, chacun représentant une tonne de CO₂e. Lorsque les émissions de GES d’une installation assujettie dépassent la limite annuelle de cette dernière, l’installation sera tenue de verser une compensation pour ses émissions excédentaires dans le respect du délai prévu ^{référence 23}. L’installation peut respecter son obligation en matière de compensation en payant la redevance pour émissions excédentaires prévue à la partie 2 de la Loi ou en remettant des unités de conformité ^{référence 24}. Les unités de conformité comprennent les crédits excédentaires émis en vertu du STFR, les crédits compensatoires émis par le ministre (si un règlement le permet) et certains crédits compensatoires de GES provinciaux et territoriaux reconnus comme unités de conformité ^{référence 25}. Une unité ou un crédit sera reconnu à titre d’unité de conformité s’il est émis au titre d’un programme et d’un protocole de crédits compensatoires qui répondent aux critères d’admissibilité prévus par le Règlement. Le Ministère publiera la liste de programmes et de protocoles admissibles sur son site Web.

Le Ministère établira et maintiendra un système de suivi de la conformité au STFR, qui comprendra le suivi des crédits excédentaires et des crédits compensatoires fédéraux émis, transférés, remis (utilisés) et retirés, et l’utilisation d’unités reconnues et des paiements de la redevance pour émissions excédentaires. À compter de la période de conformité de 2022, les installations seront tenues de payer la redevance pour émissions excédentaires à titre de compensation pour un minimum de 25 % de leurs émissions excédentaires. Les crédits excédentaires peuvent être utilisés comme compensation pour un maximum de cinq années suivant l’année que les crédits sont émis. Les crédits compensatoires et les unités reconnus peuvent être utilisés comme compensation pour un maximum de huit années suivant l’année où la réduction ou l’absorption des émissions de GES ayant généré les crédits ou les unités a eu lieu.

Le délai de compensation à taux régulier pour verser la compensation pour émissions excédentaires est le 15 décembre de l’année civile suivant une période de conformité. Si ce délai est dépassé, la compensation devra être versée à un taux élevé de quatre pour un (4:1) au plus tard le 15 février de la deuxième année suivant la période de conformité. Si la compensation pour émissions excédentaires n’est pas versée dans le respect du délai de compensation à taux élevé, l’installation commet une infraction au Règlement.

Sanctions administratives pécuniaires

Le Règlement apporte aussi des modifications connexes au Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement ^{référence 26}. Ces modifications permettront aux agents d’application de la loi d’imposer une sanction administrative pécuniaire (SAP) pour certaines infractions à la Loi et au Règlement. Il précise aussi la méthode utilisée pour calculer le montant de la SAP, y compris les montants de base pour différents types de violations et d’auteurs de la violation, ainsi que les facteurs aggravants qui, le cas échéant, peuvent accroître le montant de la sanction.

Élaboration de la réglementation

Consultation

Depuis 2017, le Ministère a tenu plus de 800 heures de mobilisation avec des intervenants et des partenaires provinciaux, y compris des webinaires, des téléconférences, des réunions en personne, des discussions techniques et des réunions bilatérales. Des représentants de l’industrie, des provinces, des territoires, des organisations non gouvernementales environnementales (ONGE) et des organisations représentant des peuples autochtones ont participé aux consultations. En outre, un document technique sur les deux parties du système fédéral de tarification de la pollution par le carbone ^{référence 27}, le Cadre de réglementation du système de tarification fondé sur le rendement ^{référence 28} et le document Options de conformité conformément au système fédéral de tarification fondé sur le rendement ^{référence 29} décrivant les unités de conformité et leur utilisation dans le cadre du STFR, ont été publiés afin d’obtenir de la rétroaction des intervenants et des Canadiens en général. En décembre 2018, le Ministère a fourni plus de détails sur le STFR fédéral proposé dans le Projet réglementaire pour le système de tarification fondé sur le rendement en vertu de la Loi sur la tarification de la pollution par les gaz à effet de serre (le Projet réglementaire) ^{référence 30}.

Vue d’ensemble des modifications de politique qui ont été prises en compte dans le Projet réglementaire pour le système de tarification fondé sur le rendement en vertu de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre

Pour répondre aux préoccupations relatives à la compétitivité de l’industrie et aux fuites de carbone, le Ministère a élaboré et effectué une analyse du risque relatif à la compétitivité et aux fuites de carbone pour chaque secteur en raison de la tarification de la pollution par le carbone au moyen d’une approche en trois phases. Au cours de la phase 1, des données historiques, provenant principalement de sources de données publiques nationales, ont été utilisées pour évaluer les secteurs dépassant les seuils pour l’intensité des émissions et l’exposition aux échanges commerciaux. La phase 2 comportait la même analyse, mais estimait l’intensité des émissions et l’exposition aux échanges commerciaux à l’aide des résultats du modèle EC-PRO du Ministère pour les projections à l’horizon 2022 ^{référence 31}. La phase 3 examinait les soumissions des intervenants et d’autres facteurs, notamment :

• la preuve des répercussions significatives associées à la tarification de la pollution par le carbone à 80 % de rigidité;
• la capacité de refiler les coûts de la tarification de la pollution au carbone;
• considérations du marché national ou international susceptibles d’accroître les risques pour la compétitivité en raison de la tarification de la pollution par le carbone à 80 % de rigidité;
• prise en compte des coûts indirects liés à la tarification de la pollution par le carbone;
• autres considérations spécifiques liées à la tarification de la pollution par le carbone pouvant affecter le secteur dans son ensemble, une région particulière de ce secteur ou des installations individuelles.

Basé sur les résultats préliminaires des phases 1 et 2, le Ministère a révisé la rigueur initiale de toutes les normes de rendement, soit de 70 % à 80 % de l’intensité moyenne des émissions pondérée en fonction de la production intérieure, et précisé que des ajustements supplémentaires pourraient être faits pour les secteurs évalués comme étant exposés à un risque élevé sur le plan de la compétitivité et des fuites de carbone découlant de l’exposition à la tarification de la pollution par le carbone au point de départ de 80 %. Suite à l’analyse en trois phases, la rigueur des normes de rendement a été ajustée à 90 % pour trois secteurs (fabrication du fer et de l’acier, engrais azotés et produits pétrochimiques) et à 95 % pour deux secteurs pour lesquels le risque demeurait élevé à une rigueur de 90 % (ciment et chaux).

En réponse aux commentaires des plus petites installations industrielles qui n’étaient pas admissibles pour la participation volontaire dans proposition originale du STFR qu’à partir de 2020, le Ministère a révisé son approche pour permettre l’adhésion au STFR à compter de 2019. Le Ministère a aussi proposé que les installations des secteurs qui pourraient faire face à des risques importants relatifs à la compétitivité et aux fuites de carbone en raison de la tarification de la pollution par le carbone puissent être admissibles à la participation volontaire.

Un certain nombre d’améliorations ont été apportées aux unités de mesure de la production (dénominateur) proposées pour les normes de rendement en réaction aux commentaires, aux nouvelles données et aux nouveaux renseignements fournis par les intervenants. Une norme de rendement calculée, déterminée en fonction de chaque installation, a été ajoutée pour assurer la confidentialité des données industrielles dans les secteurs qui comptent une seule ou très peu d’installations. Cette norme pourra aussi être utilisée pour les installations qui sont désignées comme des installations assujetties dans le cadre de la Politique concernant la participation volontaire, mais pour lesquelles le Règlement ne précise pas de norme de rendement. Le traitement proposé de l’électricité dans le cadre du STFR a été réexaminé de manière à encourager la décarbonisation de la production d’électricité tout en atténuant les effets sur le prix de l’électricité pour les commerces et les ménages.

Consultations au sujet du Projet réglementaire

En décembre 2018, le Ministère a publié de nouveaux renseignements sur le STFR fédéral proposé, notamment le Projet réglementaire, le Cadre d’analyse coûts-avantages pour un système de tarification fondé sur le rendement ^{référence 32}, la Politique concernant la participation volontaire et une modification proposée cette politique aux fins de commentaires. De l’information concernant le processus d’élaboration de la réglementation a été publiée par le Ministère à la fin de 2018 ^{référence 33}. Une réunion multisectorielle avec les membres du groupe de travail technique et un webinaire regroupant de multiples intervenants ont été tenus au début de 2019. En outre, de nombreuses réunions bilatérales et réunions de groupes de travail technique ont eu lieu avec des représentants de l’industrie pour effectuer le suivi des commentaires propres à chaque secteur.

Le Ministère a reçu 107 soumissions, principalement de la part de représentants de l’industrie et d’associations de l’industrie. Les provinces et les territoires, des organisations ou communautés autochtones, des organismes non gouvernementaux, des promoteurs de projet de crédits compensatoires, des professionnels de la vérification et des spécialistes du domaine ont aussi offert des commentaires.

Vue d’ensemble de la rétroaction reçue au sujet du Projet réglementaire

La vaste majorité des commentaires reçus de la part des intervenants de l’industrie étaient centrés sur la rigueur proposée des normes de rendement et la méthodologie utilisée pour les élaborer. D’autres commentaires ont été reçus sur les unités de mesure de la production proposées pour des normes de rendement spécifiques, et certains intervenants ont mis de l’avant l’adoption de normes propres aux installations. D’autres ont demandé que la rigueur de certaines normes de rendement soit revue à la baisse (moins rigoureuses) en fonction de divers facteurs comme le niveau d’exposition aux échanges commerciaux, les réductions d’émissions antérieures atteintes à l’installation, le rendement des concurrents mondiaux ou les facteurs techniques ou financiers limitant les réductions d’émissions. Les industries avec une importante proportion d’émissions liées aux procédés industriels ont soulevé des préoccupations quant à la difficulté inhérente à la réduction de ces émissions ainsi qu’au temps et aux investissements requis pour élaborer de nouvelles technologies et de nouveaux processus pour réduire les émissions liées aux procédés industriels à long terme. Des commentaires appuyant tant une approche plus rigoureuse qu’une approche moins rigoureuse en matière de traitement de l’électricité ont été reçus. De plus, un certain nombre de commentaires ont été présentés à l’appui d’une norme de rendement pour la vapeur, afin d’encourager la cogénération et les réseaux énergétiques de quartier.

Près du tiers des soumissions d’intervenants de l’industrie soulignaient l’importance d’offrir un maximum de souplesse en matière de conformité en éliminant les limites proposées pour l’utilisation et l’expiration des unités de conformité. Certains commentaires appuyaient un renforcement des limites liées à l’utilisation des unités de conformité. Plusieurs commentaires appuyaient la création d’un système de crédits compensatoires fédéral. Les soumissions des gouvernements provinciaux, des organismes non gouvernementaux et d’autres intervenants de l’industrie et de spécialistes du domaine abondaient généralement dans le même sens que les commentaires et les recommandations de l’industrie, quoiqu’elles soulignaient davantage l’importance d’assurer la mise en place d’un marché de crédits fongibles qui fonctionne bien.

Vue d’ensemble des changements apportés au Projet réglementaire

Le Ministère a révisé certains aspects du Projet réglementaire en réponse à l’examen approfondi de la rétroaction des intervenants et de l’analyse interne, en se fondant sur des données supplémentaires fournies par les intervenants. Les changements apportés devraient réduire davantage les risques relatifs à la compétitivité et aux fuites de carbone pour l’industrie canadienne, tout en maintenant l’incitatif pour celle-ci de réduire ses émissions de GES. Quelques-uns de ces changements tiennent aussi compte des données améliorées utilisées pour élaborer les normes de rendement, et quelques-uns vont réduire le fardeau administratif.

Vue d’ensemble des changements aux normes de rendement

Un certain nombre de normes de rendement ont été modifiées comparativement à ce qui a été proposé dans le Projet réglementaire. Ces modifications tiennent compte de nouvelles données, d’une meilleure corrélation entre les émissions et la production, et d’un examen approfondi de l’analyse en trois phases de la compétitivité et des fuites de carbone.

Changements aux normes de rendement découlant des nouvelles données

À l’aide de données et d’informations nouvelles, la valeur numérique des normes de rendement a été modifiée pour : les gazoducs; la production d’acier laminé; la fabrication de coke dans une aciérie intégrée; la fabrication de fer dans une aciérie intégrée; la production d’acier au moyen d’un convertisseur basique à oxygène; la production d’acide citrique; la production de phosphate d’ammonium; la production de liqueur d’urée; et la production de sucre.

Changements aux unités de mesure de la production des normes de rendement

Des changements ont été apportés aux unités de mesure de la production de cinq normes de rendement afin d’établir une meilleure corrélation entre les émissions et la production, de mieux s’aligner sur les pratiques actuelles de déclaration de l’industrie ou de mieux s’aligner sur l’approche uniforme adoptée dans l’ensemble des secteurs. Dans le cadre de ces changements, quatre normes de rendement supplémentaires ont été ajoutées pour englober des activités distinctes supplémentaires dans des installations assujetties qui n’étaient pas identifiées auparavant.

La norme de rendement pour :

• la transformation de graines oléagineuses a été modifiée de manière à utiliser les intrants de matières premières plutôt que les extrants de produits finis comme unité de production (dénominateur);
• la production de verre a été modifiée pour ajouter des sous-secteurs distincts et les unités de mesure de la production correspondantes, afin de tenir compte des différences entre les produits fabriqués;
• les métaux précieux a été ventilée de manière à établir une distinction entre les unités de production pour la production d’or et la production d’argent, de palladium ou de platine;
• la fabrication d’automobiles a été modifiée de manière à retirer la taille des installations de l’unité de mesure de la production proposée.
• les pâtes et papier a été modifiée pour ajouter une norme de rendement pour les produits spécialisés;
• l’alcool isopropylique a été ajoutée;
• les vaccins a été modifiée pour une norme calculée.

Étant donné que l’Arrêté incluait déjà les exigences pour quantifier la production d’une manière particulière, les industries de transformation des graines oléagineuses, de la production de verre et des produits spécialisés de pâtes et papier auront le choix entre la quantification de production selon l’Arrêté ou le Règlement pour la période de conformité 2019.

Changements aux normes de rendement en raison de risques relatifs à la compétitivité et aux fuites de carbone

L’industrie a fait part de ses préoccupations concernant les risques relatifs à la compétitivité et aux fuites de carbone en raison de la rigueur des normes de rendement. Un certain nombre d’intervenants ont fourni des informations supplémentaires à prendre en compte. Le Ministère a procédé à un examen approfondi de l’analyse en trois phases des risques relatifs à la compétitivité et aux fuites de carbone, en intégrant les nouvelles informations, le cas échéant.

Les normes de rendement pour les secteurs jugés comme faisant face à des risques importants relatifs à la compétitivité et aux fuites de carbone en raison de l’application de la tarification de la pollution par le carbone, ou qui ont une forte proportion d’émissions liées aux procédés industriels, ont été ajustées à un niveau de rigueur de 90 %. Pour les secteurs dont les risques relatifs à la compétitivité et aux fuites de carbone causés par la tarification de la pollution par le carbone étaient encore jugés élevés à 90%, ou avec une proportion élevée d’émissions liées aux procédés industriels, un deuxième ajustement a été fait à 95%. La possibilité de réduire les émissions liées aux procédés industriels sera réévaluée en 2022 dans le cadre de l’examen prévu du Règlement.

Au total, onze normes de rendement ont été établies à un niveau de rigueur de 90 % : fusion pyrométallurgique du cuivre, du plomb et du zinc, production de boulettes autofondantes, production de tubes métalliques, raffinage du pétrole, production d’huile de base lubrifiante, production autonome d’hydrogène, production de noir de fourneau (noir de charbon), production de 2-méthylpenta-méthylènediamine (MPMD) et production de briques. Par ailleurs, huit normes de rendement ont été ajustées à un niveau de rigueur de 95 % : production d’acide nitrique, production d’ammoniac, sidérurgie au sein d’aciéries intégrées (production de coke, production de fer, production d’acier au moyen d’un convertisseur basique à oxygène et production d’acier dans un four à arc électrique) et sidérurgie au sein de petites aciéries (acier laminé et acier coulé).

Changements aux normes de rendement du secteur de l’électricité

En ce qui concerne la norme de rendement pour l’électricité produite à partir de combustibles solides, qui vise aussi les installations au charbon converties au gaz, des intervenants de la Saskatchewan et du Nouveau-Brunswick se sont opposés à la norme de rendement décroissante. Ces derniers ont indiqué que la norme fait double emploi aux réglementations existantes et qu’elle entraînerait des coûts très élevés qui seraient refilés aux consommateurs et aux installations industrielles. D’autres intervenants ont fait valoir que les installations au charbon converties au gaz ne devraient pas générer de crédits pour les émissions issues de la génération d’électricité à un rendement inférieur à la norme de rendement pour l’électricité produite à partir de combustibles solides, et ils ont exprimé la crainte que cette norme favorise la génération à émissions élevées au détriment de celle à faibles émissions. Le Ministère est d’avis que la norme de rendement pour l’électricité produite à partir de combustibles solides permet d’atteindre un équilibre qui envoie un signal incitant la conversion à une production d’électricité plus propre avec le temps, n’a pas d’effet dissuasif sur la conversion du charbon au gaz, et réduit au minimum l’incidence des tarifs d’électricité sur les entreprises et les ménages des provinces où les services publics continueront de produire de l’électricité à partir du charbon jusqu’à l’abandon du charbon en 2030 ^{référence 34}.

En ce qui concerne la norme de rendement pour l’électricité produite à partir de combustibles liquides, des intervenants ont fait remarquer que la norme ne peut pas être respectée par les centrales alimentées au mazout lourd en raison des conditions d’exploitation et de l’absence de solutions de rechange à plus faibles émissions. Le Ministère est d’avis que la norme de rendement pour l’électricité produite à partir de combustibles liquides concorde avec l’approche générale utilisée pour établir des normes de rendement, en ce sens où elle offre un allègement tout en envoyant le signal de prix nécessaire pour encourager la transition vers des technologies à faibles émissions ou non émettrices. Par conséquent, la norme n’a pas été modifiée.

En ce qui concerne la norme de rendement pour l’électricité produite à partir de combustibles gazeux (c’est-à-dire 370 t de CO₂e/GWh), certains intervenants de l’industrie ont mentionné qu’une norme de 420 t de CO₂e/GWh serait préférable pour les centrales destinées à répondre aux fortes demandes et les centrales de cogénération. Des groupes de l’industrie de production d’électricité à partir de sources non émettrices ont souligné que la norme pour les nouvelles installations au gaz naturel n’est pas suffisamment stricte pour prévenir les investissements dans le secteur du gaz naturel, aux dépens d’investissements dans la production d’électricité à partir de sources à faibles émissions; ce qui fera en sorte que le Canada n’atteindra pas l’objectif du Cadre pancanadien de produire, d’ici 2030, 90 % de l’électricité du pays à partir de sources non émettrices. Le secteur de la production d’électricité à partir de sources non émettrices et des ONGE ont recommandé un signal à long terme pour que les nouveaux investissements dans la production d’électricité à partir de sources émettrices soient redirigés vers des sources à faibles intensités d’émissions au fil du temps, c’est-à-dire une norme de rendement pour les nouvelles installations de production d’électricité au gaz naturel qui passerait progressivement de 370 t de CO₂e/GWh à 0 t de CO₂e/GWh en 2030. Le Ministère reconnaît qu’au fil du temps la nouvelle capacité de production d’électricité devrait être issue de sources non émettrices et a accepté de mettre en œuvre cette recommandation.

Un certain nombre des commentaires reçus indiquaient qu’en vertu du Projet réglementaire, la production d’électricité à partir de biomasse serait découragée parce que les émissions de méthane (CH₄) et d’oxyde nitreux (N₂O) provenant de la combustion de biomasse qui seraient prises en compte dans les émissions totales d’une installation pour la détermination de la compensation, tandis que les normes pour la production d’électricité ne tiennent pas compte des émissions résultant de la combustion de biomasse. Inversement, certains commentaires ont été reçus, faisant craindre que le STFR pourrait entraîner une demande accrue de biomasse pour la production d’énergie et que ceci pourrait faire augmenter le prix de la biomasse utilisée comme matière première par d’autres industries. Le Ministère est d’avis que le STFR devrait éviter de décourager la production d’électricité à partir de biomasse et donc les émissions de CH₄ et de N₂O provenant de la combustion de biomasse ont été exclues des émissions totales de l’installation pour le calcul de la compensation aux fins de la conformité. L’obligation de quantifier et de déclarer ces émissions demeure en vigueur afin que l’exemption puisse être réévaluée ultérieurement.

Approche relative à l’énergie thermique

La plupart des intervenants ont indiqué se sentir à l’aise avec l’approche proposée relativement à l’énergie thermique (c’est-à-dire la production de vapeur ou d’eau chaude), dans le cadre de laquelle les émissions attribuables à la production d’énergie thermique et les transferts importants provenant d’autres installations sont incluses dans les normes de rendement pour les produits des secteurs industriels. Cette méthode est conforme à l’approche générale consistant à établir des normes qui favorisent la réduction de l’intensité moyenne des émissions au Canada liées à la production d’un produit donné, et incitent les installations à réduire leur consommation d’énergie thermique ou à utiliser de l’énergie thermique à faibles émissions, qu’elle soit produite sur place ou achetée auprès d’un tiers.

Certains opérateurs de centrales de cogénération alimentant un réseau électrique public (c’est-à-dire les générateurs d’électricité qui vendent l’excès de vapeur et d’eau chaude à d’autres installations réglementées) craignent que le système n’encourage pas la cogénération au gaz et que les installations de cogénération de services publics existantes puissent être incapables de refiler les coûts associés au carbone pour l’énergie thermique qu’elles produisent et vendent à d’autres installations. Certains intervenants ont indiqué que l’approche pour la cogénération au gaz naturel est trop rigoureuse. Les intervenants du secteur de la production d’énergie de quartier qui fournissent de la chaleur ou du refroidissement à un groupe de bâtiments, généralement résidentiels ou commerciaux, craignent que l’exclusion des systèmes énergétiques de quartier de la portée du STFR et les soumettre ainsi à la redevance sur les combustibles pourrait augmenter le coût de la fourniture de cette chaleur ou de refroidissement; donc, incitant l’électrification des immeubles plutôt que le recours aux réseaux énergétiques de quartier. Certains intervenants ont recommandé l’ajout d’une norme de rendement pour l’énergie thermique.

Le Ministère considère que l’approche relative à l’énergie thermique est la meilleure approche pour inciter la consommation d’une énergie thermique à faibles émissions et augmenter l’efficacité des processus. D’après les commentaires reçus de spécialistes du domaine et d’intervenants, le Ministère est d’avis que les installations de cogénération devraient pouvoir refiler les coûts associés à la production d’énergie thermique aux utilisateurs industriels, que ce soit immédiatement ou dans une période de temps raisonnable. Les utilisateurs industriels devraient utiliser l’allocation fournie pour l’énergie thermique conformément à la norme de rendement industrielle à laquelle ils sont assujettis pour compenser les coûts que les fournisseurs d’énergie thermique tiers leur refilent ou pour justifier leurs émissions produites sur place par la production d’énergie thermique.

En ce qui a trait à la production d’énergie thermique pour des applications non industrielles, comme les intervenants d’énergie de quartier qui fournissent le chauffage des immeubles, l’approche est conforme à l’objectif du STFR de seulement viser les installations industrielles à forte intensité d’émissions et exposées aux échanges commerciaux. Il est prévu que le signal de prix provenant de la tarification de la pollution par le carbone sur les combustibles et l’énergie utilisés par les consommateurs d’énergie de quartier devrait inciter ceux-ci à utiliser des options d’énergie à faibles émissions.

Années de référence différentes pour calculer les normes de rendement

En général, les normes de rendement ont été établies en fonction des données de 2014 à 2016 d’installations qui émettent 50 kt de CO₂e ou plus. Les données de 2014 à 2016 ont été utilisées parce qu’il s’agissait de la période la plus récente pour laquelle des données étaient accessibles au moment où les normes de rendement étaient en cours d’élaboration. Certains intervenants ont demandé à ce que les données de référence soient revues afin de représenter les changements cycliques dans les cycles de vie des produits ou qu’elles incluent les données d’installations qui émettent moins de 50 kt de CO₂e. Inclure les années antérieures à 2014 pourrait réduire l’incitatif de faire des réductions différentielles. En plus, des ensembles de données complets pour les installations émettant moins de 50 kt de CO₂e n’étaient pas disponibles. Afin d’assurer une certaine uniformité dans l’ensemble des secteurs et d’inciter les réductions différentielles, aucun changement n’a été apporté à la portée des données utilisées pour établir les normes de rendement numériques.

Périodes de conformité

Afin de réduire le fardeau administratif et d’assurer une plus grande souplesse en matière de conformité, certains intervenants ont recommandé au Ministère d’adopter des périodes de conformité pluriannuelles. Le Ministère a maintenu les périodes de conformité annuelles pour un certain nombre de raisons, notamment l’évaluation annuelle des systèmes provinciaux et territoriaux de tarification de la pollution par le carbone par rapport au modèle fédéral et l’annualité de la remise des revenus du STFR à l’administration d’origine pour soutenir les mesures visant à lutter contre la pollution par le carbone.

Obligation de soumettre un rapport

Un certain nombre d’intervenants ont suggéré l’introduction de deux échéances distinctes pour la soumission du rapport annuel et du rapport de vérification afin de simplifier la planification et la production de rapports et d’accorder plus de temps pour la préparation du rapport de vérification. De même, d’autres intervenants ont recommandé de repousser la date d’échéance de soumission du rapport annuel et du rapport de vérification au 1^er septembre de l’année suivant la période de conformité pour laquelle les rapports sont préparés.

Après avoir envisagé diverses options d’échéance, le Ministère a décidé de maintenir la date d’échéance pour la soumission du rapport annuel de l’installation et du rapport de vérification au 1^er juin de l’année suivant la période de conformité pour laquelle les rapports sont préparés. Le maintien de cette échéance aide à réduire le fardeau pour l’industrie en harmonisant la date d’échéance pour la soumission avec celle de la déclaration au PDGES fédéral. Cela permettra d’appuyer le développement d’un marché d’échange de crédits d’émissions en accordant aux installations plus de temps pour obtenir des unités de conformité entre la date d’échéance de soumission des rapports du 1^er juin et la date d’échéance de compensation du 15 décembre.

Exigences de vérification

Un seuil d’écart important est le seuil auquel une erreur individuelle ou un regroupement d’erreurs ou d’omissions affecte la fiabilité des données rapportées. Les intervenants de l’industrie ainsi que certains professionnels de la vérification se sont dits préoccupés par le fait que le seuil d’écart important de ± 0,1 % pour les données de production était trop rigoureux et irréalisable. Le Ministère a conclu que, dans certains cas, en raison du degré d’incertitude entourant la quantification de l’unité de production (dénominateur de la norme de rendement), il serait difficile de respecter le seuil d’écart important proposé. En conséquence, le seuil d’écart important pour les données de production a été révisé à ± 5 %, ce qui correspond à la valeur suggérée dans la plupart des commentaires et recommandations reçus. Le Ministère envisage de revoir le seuil d’écart important pour la production en vue de le resserrer dans la mesure du possible au fil du temps.

Le Ministère a également modifié le seuil d’écart important pour les émissions totales de GES des petites installations (émettant moins de 50 kt de CO₂e par année). Ce seuil d’écart important a été révisé à ± 8 % pour tenir compte de la possibilité que les systèmes de gestion des données des petites installations soient affectés par une plus grande incertitude. Le seuil d’écart important pour les installations dont les émissions sont égales ou supérieures à 500 kt de CO₂e est maintenu à ± 2 % afin de tenir compte de l’impact beaucoup plus important que les erreurs ou les omissions de la quantification peuvent avoir sur les obligations de conformité.

Règles pour la norme de rendement calculée

Un certain nombre d’intervenants étaient préoccupés par l’utilisation de l’année 2019 comme année de référence dans le développement d’une norme de rendement calculée des installations exerçant des activités industrielles inscrites à l’annexe 1 du Règlement. Cette année n’est pas nécessairement représentative de l’intensité moyenne des émissions des installations, n’incite pas la réalisation de réductions en 2019 et prendrait en compte les efforts plus récents pour réduire les émissions comparativement à la norme de rendement du secteur qui utilise des données de 2014 à 2016. Compte tenu de ces préoccupations et afin de mieux s’aligner avec l’approche générale d’établissement des normes de rendement, le Ministère a ajouté l’option de calculer les normes de rendement en utilisant les données des années 2017 à 2018, si celles-ci sont disponibles. Cette approche s’aligne avec celle des installations qui n’exercent pas d’activités inscrites sur la liste et qui sont admises en vertu de la Politique concernant la participation volontaire. Elle tient également compte de la disponibilité des données des petites installations qui ont fait une première déclaration au PDGES en 2017. Le Ministère a l’intention d’élaborer des normes de rendements sectorielles supplémentaires au fil du temps.

Limites relatives à l’utilisation des unités de conformité

Un certain nombre d’intervenants se sont fortement opposés à la limite proposée quant à l’utilisation des unités de conformité (crédits excédentaires, crédits compensatoires et unités reconnues), parce qu’elle réduirait l’accès à des options de conformité potentiellement moins coûteuses, et nuirait au développement d’un marché d’échange de droits d’émission qui fonctionne bien. Les recommandations précises comprenaient l’élimination de la limite liée à l’utilisation des unités de conformité, le prolongement de la durée de vie des crédits excédentaires et des unités reconnues, et l’élargissement des critères d’admissibilité des unités reconnues pour veiller à ce que l’ensemble des protocoles et des crédits compensatoires provinciaux et territoriaux puissent être utilisés dans le cadre du STFR. Une autre recommandation consistait à permettre l’utilisation des crédits ou des unités d’un autre pays (résultats d’atténuation transférés à l’échelle internationale [RATI]) dans le cadre du STFR ^{référence 35}. Certains commentaires appuyaient aussi le renforcement de la limite liée à l’utilisation des unités de conformité.

Une limite quant à l’utilisation des unités de conformité, tout comme l’expiration des crédits, fait partie des règles communes utilisées dans d’autres systèmes d’échange de droits d’émission pour maintenir le signal de prix provenant de la tarification de la pollution par le carbone. Les concepteurs du système visent à atteindre un bon équilibre entre le niveau de rigueur des normes et les options de conformité. Si trop de crédits sont disponibles, le signal de prix, qui entraîne les réductions d’émissions, pourrait être affaibli. L’introduction de ces règles à l’adoption du STFR assurera que ce signal soit maintenu dans l’éventualité d’un excédent de crédits, et permettra aussi aux installations de planifier leur stratégie de conformité. Le Ministère reportera l’entrée en vigueur du paiement minimum de 25 % en redevance pour émissions excédentaires afin qu’il s’applique à l’égard de la période de conformité de 2022 et de permettre aux installations assujetties plus de temps pour utiliser et échanger des unités de conformité et au Ministère de recueillir des données pour évaluer l’existence d’un excédent de crédits. Le paiement minimum en redevance pour émissions excédentaires sera réévalué en 2022 lors de la révision prévue pour le Règlement.

Le Ministère évaluera les programmes et les protocoles de crédits compensatoires provinciaux et territoriaux d’après les critères fondés sur le Cadre pancanadien pour les crédits compensatoires de GES élaboré par le Conseil canadien des ministres de l’environnement pour veiller à ce que les crédits compensatoires respectent une norme cohérente pour être reconnus à titre d’unités de conformité. Les nouveaux systèmes de crédits compensatoires de GES provinciaux ou territoriaux seront évalués en fonction des critères du programme à mesure de leur mise en œuvre. Le Ministère pourrait envisager de modifier le Règlement de manière à permettre l’utilisation de RATI une fois que les négociations aux termes de l’article 6 de l’Accord de Paris seront achevées.

Consultations sur le Cadre d’analyse coûts-avantages (ACA)

Le Ministère a publié le projet de Cadre d’ACA proposé en décembre 2018. Certains commentaires reçus soulèvent des préoccupations relatives au fait que l’ACA du Ministère n’évaluera pas les effets cumulatifs du STFR, de la redevance sur les combustibles (partie 1 de la Loi), de la Loi complète, de la Norme sur les combustibles propres (NCP) et d’autres mesures réglementaires du Cadre pancanadien. Un intervenant de l’industrie s’est également dit préoccupé par l’absence de projet de publication d’une ACA distincte pour la redevance sur les combustibles. L’ACA porte sur toutes les politiques fédérales et provinciales actuellement en place incluant la redevance sur les combustibles, ainsi que sur les données économiques pertinentes, dans le cadre de la situation de référence. Cette procédure est conforme au guide d’ACA du Secrétariat du Conseil du Trésor (SCT). L’objectif est de tenir compte des effets supplémentaires du Règlement par rapport au contexte réglementaire existant. Les effets cumulatifs de toutes les mesures réglementaires du Cadre pancanadien, et de la redevance sur les combustibles en particulier, se situent hors de la portée de cette analyse réglementaire. Cependant, ces effets font l’objet de discussions avec l’industrie et les intervenants dans le cadre du processus d’un comité multipartite et d’études de cas sectorielles qui examinent les effets cumulatifs des mesures réglementaires.

Publication préalable

Pour veiller à ce que le STFR fédéral soit appliqué dès le 1^er janvier 2019, il y a eu une exemption à l’exigence réglementaire de publier officiellement l’ébauche de règlement pour le STFR dans la Partie I de la Gazette du Canada. Pour veiller à ce que les intervenants aient la chance de fournir de la rétroaction sur les aspects réglementaires du STFR proposé, le Ministère a publié le Projet réglementaire sur son site Web en décembre 2018, afin de recueillir des commentaires. De plus, le Ministère a entrepris de vastes consultations préliminaires auprès des intervenants sur les détails du Règlement, ce qui a compris la publication d’un document technique et d’une ébauche de cadre réglementaire et l’obtention de commentaires dans le cadre de multiples séances de consultation et groupes de travail totalisant plus de 800 heures de mobilisation.

Obligations relatives aux traités modernes et consultation et mobilisation des Autochtones

Obligations relatives aux traités modernes

Conformément à la Directive du Cabinet sur l’approche fédérale pour la mise en œuvre des traités modernes, une évaluation des répercussions des traités modernes a été réalisée. L’évaluation initiale a examiné la portée géographique et le thème de l’initiative en fonction des traités modernes en vigueur et n’a pas permis de révéler l’existence de répercussions liées à des traités modernes pour le moment. L’initiative n’est pas visée par les thèmes abordés dans les traités modernes. Bien qu’aucune répercussion liée à des traités modernes n’ait été révélée lors de l’examen du système fédéral de tarification de la pollution par le carbone, le gouvernement du Canada est déterminé à faire participer les peuples autochtones afin de trouver des solutions adaptées à leurs circonstances particulières en lien avec la tarification de la pollution par le carbone, y compris le coût élevé de la vie et de l’énergie, en particulier dans les collectivités éloignées.

Mobilisation et consultation des Autochtones

Le gouvernement fédéral discute des politiques relatives aux changements climatiques avec les peuples autochtones dans le cadre de tables bilatérales distinctes de hauts responsables avec les Premières Nations, les Métis et les Inuits. Le Ministère et Finances Canada ont participé aux tables, à compter d’octobre 2017, dans le but d’établir des relations, de partager des renseignements et d’obtenir de la rétroaction auprès des peuples autochtones sur l’élaboration de l’Approche pancanadienne pour une tarification de la pollution par le carbone. Des séances d’information technique ont été offertes tout au long de l’année 2018 à l’ensemble des groupes concernés, à mesure que les éléments du plan fédéral étaient publiés, notamment les propositions législatives visant le filet de sécurité pour la tarification du carbone, le Projet réglementaire et l’utilisation potentielle de crédits compensatoires dans le système fédéral.

Jusqu’à présent, la majorité des commentaires ont porté sur les aspects du filet de sécurité qui concernent la redevance sur les combustibles fédérale et sur le fait que les peuples autochtones doivent recevoir une portion équitable des produits de la tarification de la pollution par le carbone dans toutes les régions du pays. Bien qu’aucun problème particulier n’ait été soulevé par les organisations de peuples autochtones au sujet du Règlement, certaines collectivités de Premières Nations de la côte ouest ont indiqué que leur projet de crédits compensatoires existant devrait être inclus dans le programme fédéral de crédits compensatoires, si ce dernier était élaboré. Des représentants autochtones se sont également dits préoccupés par les effets de la tarification de la pollution par le carbone sur les collectivités autochtones, par exemple en raison du coût déjà élevé de l’énergie, du faible revenu des ménages et d’un accès limité à des solutions de rechange. Certains gouvernements autochtones ont indiqué qu’ils auraient préféré être totalement exemptés de la tarification de la pollution par le carbone, tandis que d’autres ont affirmé vouloir recevoir directement les produits de cette tarification. Les organisations autochtones nationales ont constamment exprimé leur désir d’être consultées sur la question de l’utilisation des produits et ont critiqué le manque de dialogue officiel et significatif sur l’élaboration de l’approche fédérale dans son ensemble.

L’exemption de la redevance sur les combustibles s’appliquant au diesel utilisé pour produire de l’électricité dans les collectivités éloignées et l’exemption de la redevance sur les combustibles s’appliquant aux carburants d’aviation dans les territoires aideront à réduire les répercussions sur les collectivités autochtones éloignées, au même titre que le financement que l’on propose d’accorder aux collectivités autochtones et qui proviendrait des produits de la redevance sur les combustibles.

Le gouvernement fédéral continuera de faire participer les peuples autochtones à l’égard de la tarification de la pollution par le carbone. Le Canada entend établir un dialogue avec les peuples autochtones dans les administrations où le gouvernement fédéral est chargé de la gestion du retour du produit (c’est-à-dire en Saskatchewan, au Manitoba, en Ontario et au Nouveau-Brunswick), afin d’élaborer conjointement des solutions novatrices visant à remettre les produits de la redevance sur les combustibles aux collectivités autochtones de ces administrations.

Choix de l’instrument

Le Règlement est nécessaire pour mettre en œuvre le STFR tel que présenté dans la partie 2 de la Loi. Cependant, la Loi offre une certaine flexibilité en permettant d’établir ou non certaines règles relatives à des éléments clés du système par règlement. Le Ministère a considéré les mérites des approches réglementaire et non réglementaire relativement à l’émission de crédits excédentaires, à la désignation des installations assujetties, au retrait et à l’annulation volontaire sur demande d’unités de conformité et au recouvrement d’une compensation.

Le Ministère a déterminé qu’un règlement devrait être adopté pour établir des règles concernant l’émission de crédits excédentaires, afin d’apporter de la certitude aux entités réglementées. Par conséquent, le Règlement dicte les circonstances dans lesquelles des crédits excédentaires seront émis. Pour veiller à ce que les registres soient facilement accessibles aux agents de l’autorité, le Règlement comporte des exigences qui précisent les endroits où les registres doivent être conservés et prévoit l’obligation d’informer le ministre lorsque les registres sont déplacés.

La Loi permet au ministre de désigner une installation en tant qu’installation assujettie. Au lieu d’inclure des règles sur la participation volontaire dans le Règlement, le Ministère a décidé de mettre en place la Politique concernant la participation volontaire pour décrire les facteurs qui guideront la décision du ministre. La décision de ne pas inclure dans le Règlement des règles concernant la participation volontaire a été prise dans le but de laisser la possibilité de modifier la politique au fil du temps afin de tenir compte des nouveaux secteurs à FIEEEC. Cette approche est conforme à l’objectif de la Loi, qui vise à atténuer les risques relatifs à la compétitivité et aux fuites de carbone. De même, les exigences liées à l’annulation volontaire d’une désignation au titre de la Loi n’ont pas été incluses dans le Règlement.

Le Ministère a jugé que les dispositions de la Loi concernant le retrait des unités de conformité, l’annulation volontaire des unités de conformité et le recouvrement de la compensation comprennent suffisamment de détails pour permettre le bon fonctionnement du STFR. Au cours des prochaines années, le Ministère exercera une surveillance de l’utilisation de ces dispositions pour déterminer si des exigences devraient être ajoutées au Règlement à la suite de l’examen qui est prévu en 2022.

Analyse de la réglementation

L’analyse réglementaire compare un « Scénario réglementaire » (le Règlement) avec un « Scénario de référence » dans lequel la redevance sur les combustibles complète s’applique à toute l’industrie. L’analyse coûts-avantages évalue ensuite la valeur monétaire de l’allègement de la redevance sur les combustibles que le STFR procure pour les secteurs à FIEEEC, ainsi que l’atténuation des pressions de la concurrence en termes d’augmentation de la production à l’échelle des secteurs et au sein de chaque administration assujettie au filet de sécurité (analyse de la distribution). Le Règlement augmente les coûts administratifs du gouvernement et de l’industrie, ainsi que les coûts de vérification pour l’industrie. Les augmentations de la production sectorielle contribuent à l’augmentation du produit intérieur brut (PIB) total, ce qui améliore le bien-être économique des ménages (avantage social), mais augmente également les émissions de GES et les émissions de polluant atmosphériques (coûts sociaux) comparativement au Scénario de référence où la redevance sur les combustibles s’applique à toute utilisation de combustibles industriels.

L’analyse coûts-avantages utilise un modèle d’équilibre général (EG) de l’économie pour estimer les augmentations monétisées du bien-être des ménages et les augmentations quantifiées en émissions de GES nationales résultant de la mise en œuvre du STFR (Scénario réglementaire) au lieu de la redevance sur les combustibles (Scénario de référence). Cette analyse utilise le coût social des GES pour monétiser les coûts de l’augmentation des émissions de GES nationales ^{référence 36}. Les coûts de vérification et d’administration du STFR sont estimés séparément dans l’analyse coûts-avantages. Une analyse monétisée de la réduction des risques de fuites de carbone (avantage social) ou de l’impact négatif de l’augmentation de la pollution atmosphérique (coût social) n’était pas possible et ces répercussions sont évaluées de façon qualitative.

D’ici 2030, comparativement au Scénario de référence où seulement la redevance sur les combustibles s’applique sur toutes les émissions industrielles dans les installations assujetties au filet de sécurité, le Règlement devrait entraîner une augmentation du bien-être des ménages de 3,2 milliards de dollars, ce qui est une estimation de la valeur que les ménages obtiennent de la hausse en consommation. Globalement, on prévoit que 290 installations seront assujetties au STFR ^{référence 37}. Même si le Règlement offrira à ces installations un incitatif financier continu à réduire les émissions de GES, il y aura un peu moins de réductions des émissions de GES nationales que sous le Scénario de référence en raison d’une production accrue sous le Scénario réglementaire. On estime que les pertes cumulatives en réductions d’émissions de GES nationales à 22 mégatonnes de CO₂e au cours de la période 2019-2030 et le coût estimé des dommages causés sur le climat mondial associés à ces émissions est d’environ 916 millions de dollars. Les coûts de vérification et d’administration pour l’industrie sont estimés à 129 millions de dollars, et les coûts administratifs pour le gouvernement sont estimés à 25 millions de dollars. Les avantages monétisés nets du Règlement comparativement au Scénario de référence sont donc d’environ 2,15 milliards de dollars ^{référence 38}.

Figure A : Coûts et avantages du Règlement par rapport au Scénario de référence où la redevance sur les combustibles s’applique

Cadre analytique

Lignes directrices du SCT : Les répercussions du Règlement ont été évaluées conformément au Guide d’analyse coûts-avantages pour le Canada du SCT ^{référence 39}. Les répercussions réglementaires ont été cernées, quantifiées et monétisées dans la mesure du possible, puis comparées de manière différentielle à un Scénario de référence.

Principales répercussions : Les principales répercussions prévues du Règlement comparativement au Scénario de référence sont illustrées dans le modèle logique (figure B) ci-dessous. Le Règlement aura des avantages, comme l’augmentation du bien-être des ménages et l’atténuation des risques de fuites de carbone, et des coûts, comme une perte en termes de réductions nationales des émissions de GES et des polluants atmosphériques, en plus d’entraîner des coûts administratifs pour l’industrie et le gouvernement, ainsi que des coûts de vérification pour l’industrie. Les effets distributifs, comme les résultats par secteur et par région, sont analysés séparément.

Figure B : Répercussions du Règlement comparativement au Scénario réglementaire où la redevance sur les combustibles s’applique à toute utilisation de combustibles industriels

Scénario de référence (la redevance sur les combustibles s’applique à toute utilisation de combustibles industriels dans les installations assujetties au filet de sécurité) : Le Scénario de référence suppose que les administrations non assujetties au filet de sécurité exploitent leurs propres systèmes de tarification de la pollution par le carbone, qui sont harmonisés avec les éléments du modèle fédéral. Dans les administrations assujetties au filet de sécurité, la partie 1 de la Loi (la redevance sur les combustibles) s’appliquerait par défaut à tous les combustibles fossiles utilisés. Le Scénario de référence suppose donc que seul le régime de la redevance sur les combustibles est mis en œuvre dans les administrations assujetties au filet de sécurité, ce qui signifie que la redevance sur les combustibles s’appliquerait généralement à tous les combustibles fossiles utilisés par les installations à FIEEEC dans les administrations assujetties au filet de sécurité. Le Scénario de référence ne comprend pas la quantification des fuites de carbone potentielles associées à l’application complète de la redevance sur les combustibles fédérale dans les administrations assujetties au filet de sécurité.

Scénario réglementaire : Dans le Scénario réglementaire, le STFR est appliqué dans les administrations assujetties au filet de sécurité. La redevance sur les combustibles ne s’applique pas aux combustibles qui sont utilisés aux installations assujetties. Les installations assujetties sont tenues de verser compensation pour la partie de leurs émissions qui dépasse la limite de leur installation.

Répercussions différentielles : L’analyse compare les répercussions prévues du Scénario réglementaire relativement au Scénario de référence. Cette analyse n’évalue pas les répercussions de la tarification de la pollution par le carbone dans son ensemble. Elle évalue la différence entre les répercussions résultant de l’application du STFR au lieu de la redevance sur les combustibles.

Période visée par l’analyse : La période visée par cette analyse est de 2019 à 2030. Le Règlement entre en vigueur le 1^er janvier 2019 (le 1^er juillet 2019 pour le Yukon et le Nunavut), ce qui allège la redevance sur les combustibles fixée à 20 $/t de CO₂e, qui est entrée en vigueur le 1^er avril 2019 (le 1^er juillet 2019 pour le Yukon et le Nunavut), pour les combustibles achetés par les installations assujetties et utilisés à l’installation. Pendant toutes les années de la période visée par l’analyse, les avantages estimés dépassent les coûts, comme le montre la figure A ci-dessus. Ainsi, l’échéancier 2019-2030 est considéré comme suffisant pour déterminer si le Règlement atteindra les objectifs du STFR ^{référence 40}.

Résultats monétaires : Tous les résultats monétaires sont indiqués en dollars canadiens de 2018 et les prix autres que ceux de 2018 sont gonflés en utilisant les données du déflateur du PIB obtenues de Finances Canada. Lorsqu’ils sont présentés en forme de valeurs actualisées, les incidences des années futures ont été actualisées à un taux de 3 % par année, conformément aux lignes directrices du SCT, jusqu’en 2018 (année de base de l’analyse).

Portée du Règlement

Le Règlement prévoit les critères que remplit une installation assujettie qui doit participer au STFR (participants obligatoires) soit toute installation d’une administration assujettie au filet de sécurité qui exerce une activité inscrite à l’annexe 1 du Règlement en tant que son activité principale et qui a déclaré des émissions annuelles de 50 kt de CO₂e ou plus au PDGES, pour l’année de déclaration 2014 ou toute année civile subséquente. D’autres installations exposées aux échanges commerciaux situées dans une administration assujettie au filet de sécurité peuvent soumettre une demande pour participer à titre d’installation assujettie (participation volontaire). Ces installations peuvent demander à participer si elles ont déclaré des émissions annuelles de 10 kt de CO₂e ou plus dans le cadre du PDGES, pour l’année de déclaration 2017 ou toute année civile subséquente ^{référence 41}. Aux fins de la présente analyse, le modèle suppose que toutes les installations des secteurs visés qui produisent un produit ou mènent une activité pour laquelle il existe une norme de rendement opteront pour le STFR afin de réduire leur obligation de compensation ^{référence 42}. En 2019, dans les administrations assujetties au filet de sécurité, on estime que 42 % des émissions de GES seront visées par la redevance sur les combustibles et 27 % par le STFR, avec un total de 69 % des émissions visées par le régime fédéral de tarification de la pollution par le carbone (c’est-à-dire la Loi).

Le tableau 1 présente les divers sous-secteurs et les diverses activités pour lesquels une norme de rendement a été établie dans le Règlement. Des installations dans les secteurs énumérés dans l’Annexe A de la Politique concernant la participation volontaire qui entreprennent d’autres activités peuvent aussi demander à participer au STFR. Des secteurs supplémentaires, autres que ceux actuellement énumérés dans la politique, pourraient être éventuellement ajoutés conformément à la Politique concernant la participation volontaire publiée en mars 2019. Ceci permet aux installations de demander que leur secteur soit pris en compte s’il n’est pas sur la liste actuelle, mais démontre que le secteur est à risque significatif de fuites de carbone et de répercussions sur la compétitivité en raison de la tarification de la pollution par le carbone.

Il y a une couverture partielle à l’Île-du-Prince-Édouard et en Saskatchewan puisque l’Île-du-Prince-Édouard a une redevance provinciale sur le carbone et que la Saskatchewan met en œuvre son propre STFR. L’Île-du-Prince-Édouard n’est pas complètement assujettie par la Loi parce qu’il a sa propre redevance sur les combustibles et n’est pas énuméré dans la partie 1 de l’annexe 1 de la Loi. Le STFR de la Saskatchewan s’applique aux grandes installations industrielles, à l’exception des installations de production d’électricité et aux gazoducs (le STFR fédéral s’applique à ces deux secteurs).

Modélisation

Il existe habituellement deux méthodes d’analyse pour calculer les répercussions des règlements : le modèle d’équilibre partiel et le modèle d’équilibre général. Le modèle d’équilibre partiel est couramment utilisé lorsque la mesure réglementaire touche un ou quelques marchés étroitement liés, alors que le modèle d’équilibre général (EG) est plus pertinent lorsqu’on s’attend à ce que la mesure réglementaire ait des répercussions importantes sur la macroéconomie, y compris la production. On s’attend à ce que le Règlement ait une incidence sur la production dans divers marchés de l’économie canadienne; par conséquent, la présente analyse utilise un modèle d’équilibre général pour calculer les répercussions du Règlement ^{référence 43}.

Le Scénario de référence et le Scénario réglementaire ont été modélisés à l’aide du modèle EC-PRO, le modèle d’équilibre général calculable (EGC) des politiques sur les changements climatiques du Ministère, examiné par des pairs, multirégions, multisectoriel et provincial-territorial. EC-PRO est en mesure d’évaluer les variables d’intérêt, y compris les émissions de GES, le bien-être économique des ménages, le PIB et la valeur ajoutée brute (VAB). EC-PRO simule l’économie canadienne et calcule les répercussions du Règlement en calculant le nouvel ensemble de prix et de variables qui ramèneront l’économie à l’équilibre. On peut estimer les effets différentiels du Règlement en comparant les résultats à l’équilibre de l’EGC du Scénario de référence (redevance sur les combustibles seulement) au Scénario réglementaire (STFR).

Les changements des émissions attribuables aux changements technologiques entraînant la réduction des émissions de combustion sont modélisés par la réactivité des intrants de production aux variations des prix relatifs. Par exemple, un producteur représentatif pourrait passer à du combustible moins émetteur. Pour modéliser les émissions non reliées à la combustion, le modèle suppose que les installations pourraient faire un changement technologique afin de réduire les coûts sous le STFR. Les changements dans les émissions de combustion et celles non reliées à la combustion peuvent aussi être attribuables à des changements dans la production.

EC-PRO suppose que les ménages possèdent une capacité de main d’œuvre et du capital (facteurs de production), de sorte que les ménages se voient attribuer tous les salaires et les profits. À mesure que la production augmente (ou diminue), la demande pour la main d’œuvre et le capital peut aussi augmenter (ou diminuer). Les prix des facteurs sont égaux au revenu marginal que les entreprises tirent de l’utilisation d’une unité supplémentaire de main d’œuvre ou de capital, et les ménages allouent le revenu provenant de la vente de ces facteurs de production à la consommation de biens afin de maximiser le bien-être. En réponse aux variations des revenus ou des prix relatifs, les ménages peuvent modifier leurs habitudes de consommation en ce qui concerne leur niveau de consommation global et la combinaison de biens et de services qu’ils choisissent de consommer. Le compromis entre la consommation et le loisir ne figure pas dans EC-PRO.

EC-PRO saisit les différences importantes entre les provinces et les territoires et prévoit les répercussions du filet de sécurité nationales. EC-PRO simule la réponse au STFR dans les principaux secteurs économiques du Canada dans chaque administration et modélise les interactions entre les secteurs, y compris le commerce interprovincial. Il saisit les caractéristiques de la production et des habitudes de consommation des provinces au moyen d’un tableau détaillé des entrées-sorties et relie les provinces et les territoires au moyen du commerce bilatéral. Chaque province et territoire est explicitement représenté en tant que région; la représentation du reste du monde est réduite aux flux d’importation et d’exportation vers les provinces canadiennes, qui sont considérées être des preneurs de prix sur les marchés internationaux. Enfin, pour permettre l’analyse des politiques énergétiques et climatiques, le modèle intègre des renseignements sur la consommation d’énergie et les émissions de combustion et celles non reliées à la combustion.

Le modèle tient compte de l’échange de crédits en présumant que les installations qui émettent moins que leur limite annuelle d’émissions obtiennent plutôt la valeur du crédit. Le crédit est modélisé comme une subvention aux installations dont les niveaux d’émissions sont inférieur

s à leur limite, et cette subvention est évaluée au niveau du prix de la pollution par le carbone fédéral pour chacune des années. Le modèle ne tient pas compte des partenaires d’échange pour ces crédits ou de la possibilité de conserver les crédits pour plus tard; on suppose donc que les installations gagnent plutôt la valeur du prix de la pollution par le carbone pour l’année en question.

Le scénario de référence sur les GES de 2017 du Ministère (le scénario de référence de 2017) constitue un élément clé du modèle EC-PRO ^{référence 44}, ^{référence 45}. Ce scénario de référence comprend l’incidence future des politiques et des mesures prises ou annoncées en détail par les gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux à l’automne 2017, y compris les systèmes de tarification de la pollution par le carbone en Colombie-Britannique, en Alberta et au Québec. Dans le Scénario de référence, le scénario de référence de 2017 modifié EC-PRO suppose que les administrations non assujetties au filet de sécurité exploitent leurs propres systèmes de tarification de la pollution par le carbone qui demeurent alignés sur les éléments du modèle fédéral. Dans le scénario de référence de 2017, les variables macroéconomiques clés comme le PIB, le taux de change et l’inflation sont alignées sur les projections de Finances Canada. Les projections économiques pour l’année 2021 sont étalonnées sur celles des perspectives financières du budget de 2017 de Finances Canada ^{référence 46}. Les années 2022 à 2030 sont fondées sur les projections économiques et financières à long terme de Finances Canada. Les projections de la croissance démographique sont obtenues de Statistique Canada et mises à jour en collaboration avec les provinces et les territoires. Les prévisions des prix et de la production du pétrole et du gaz naturel sont tirées de la publication de 2017 de l’Office national de l’énergie intitulée Avenir énergétique du Canada ^{référence 47}. Le modèle utilise les données les plus récentes au moment de la modélisation; les hypothèses et les données peuvent changer au fil du temps, ce qui n’est pas reflété dans le modèle.

Dans EC-PRO, le filet de sécurité (le système fédéral de tarification de la pollution par le carbone dans les administrations qui sont énumérées dans la partie 2 de l’annexe 1 de la Loi) est modélisé comme une tarification de la pollution par le carbone qui s’applique à l’achat de tous les combustibles fossiles qui produisent des émissions de GES lorsqu’ils sont brûlés, à un prix de 20 $/t de CO₂e en 2019 (la première année où le système fédéral est entré en vigueur), qui augmente de 10 $/t de CO₂e par année pour atteindre 50 $/t de CO₂e en 2022. L’analyse suppose que les 50 $/t de CO₂e sont maintenus jusqu’en 2030. Pour créer le Scénario réglementaire, EC-PRO modélise le STFR en attribuant à chaque paire région-secteur une « remise » de rendement, qui est appliquée au Scénario de référence susmentionné et qui correspond à la rigueur des normes de rendement sectorielles pour les installations assujetties dans les administrations assujetties au filet de sécurité. Le modèle tient également compte de la différence de couverture des émissions entre le Scénario de référence, qui ne couvre que les émissions de combustion, et le Scénario réglementaire, qui couvre aussi les émissions non reliées à la combustion. Pour les secteurs industriels dans les administrations assujetties au filet de sécurité qui ne sont pas visés par le STFR, l’analyse suppose que la tarification de la pollution par le carbone est fixée à 15 $/t de CO₂e pour la première période de conformité (2019). Cette hypothèse a été faite pour modéliser une année partielle, puisque la redevance sur les combustibles est entrée en vigueur le 1^er avril 2019 (le 1^er juillet 2019 pour le Yukon et le Nunavut).

Par exemple, si une norme de rendement est établie à 80 % de l’intensité moyenne des émissions de GES d’un secteur donné (émissions par unité de production) pour une activité de production, la tarification de la pollution par le carbone serait imposée à toutes les émissions de GES visées par le STFR (c’est-à-dire à toutes les émissions visées, y compris les émissions liées à des procédés industriels et à la combustion). Le modèle retournerait ensuite 80 % (la rigueur de la norme fondée sur la production du secteur basée sur les émissions par dollar de production) du produit de l’imposition du STFR (la « remise ») au secteur après le paiement de la tarification de la pollution par le carbone (ou les crédits, représentés dans le modèle comme subvention, ont été donnés au secteur ^{référence 48}. Cette norme de rendement modélisée est adaptée à chaque région et secteur pour correspondre à la portion des émissions de GES des installations des administrations assujetties au filet de sécurité dans le secteur donné qui sont tenues de participer au STFR. Les secteurs du modèle EC-PRO se situent à un niveau d’agrégation plus élevé que ceux pour lesquels des normes de rendement sont établies. La norme de rendement applicable est mise à l’échelle en fonction de comparaisons des émissions sectorielles de GES du PDGES et du Rapport d’inventaire national ^{référence 49}.

Coûts de tarification de la pollution pour les installations à FIEEEC

Les installations qui dépassent leur limite seront tenues de verser compensation au gouvernement pour les émissions qui dépassent leur limite annuelle d’émissions. En règle générale, le STFR devrait réduire les coûts de la tarification de la pollution par le carbone pour les installations assujetties au Règlement par rapport au Scénario de référence (voir le tableau 4 ci-dessous). Dans le modèle EC-PRO, chaque secteur est modélisé comme une entreprise représentative par province ou territoire. Ainsi, les résultats démontrent les répercussions pour chaque secteur et ne reflètent pas le rendement des installations individuelles. Le modèle intègre les améliorations continues aux installations, comme les mises à jour technologiques et d’équipement et l’entretien général.

Les résultats du modèle démontrent que trois secteurs sont déjà en deçà du niveau d’intensité historique national (modélisé en tant qu’émissions par dollar de production, au lieu d’émissions par unité physique de production dans le Règlement) lorsque le STFR est déployé. Ces résultats divergent de ceux obtenus par le Ministère lors de l’analyse des répercussions sur la compétitivité utilisant des données historiques au niveau des installations. La différence peut être attribuée au fait que le modèle EC-PRO suppose que les améliorations continuent d’intensité des émissions, incluant les améliorations en raison de la tarification de la pollution par le carbone. De plus, la distribution régionale des intensités diffère et certains secteurs sont plus agrégés dans le modèle que dans le Règlement. Il y a aussi des différences entre le paramètre d’intensité des émissions modélisé et celui utilisé dans le Règlement. L’analyse des répercussions sur la compétitivité du Ministère conclut que dès le début du STFR, tous les secteurs, lorsqu’analysés au niveau provincial et territorial, auraient une obligation de compensation qui dépend de leur intensité d’émissions respective.

Tableau 4 : Coûts de la tarification de la pollution par le carbone en 2022 par administration assujettie au filet de sécurité (en millions de dollars)

Secteur	Scénario de référence (redevance sur les combustibles)	Scénario réglementaire (STFR)
Ciment	66	9
Fabrication de produits chimiques, en plastique et en caoutchouc	217	−201
Extraction de pétrole et de gaz	3	−4
Production, transport et distribution d’électricité	860	130
Transformation des aliments, des boissons et du tabac	106	67
Fabrication de produits minéraux non métalliques	37	−12
Autres activités minières	123	4
Fabrication de produits du pétrole et du charbon	317	89
Première transformation des métaux	187	26
Fabrication de papier	77	22
Fabrication de matériel de transport	57	3
Fabrication de produits de bois	13	10
Total	2 063	144

Note : Le modèle prend en compte les coûts de la tarification de la pollution par le carbone et la norme de rendement pour les gazoducs. Cependant, les gazoducs sont inclus dans le secteur du transport agrégé dans le modèle et les estimations sectorielles ne sont donc pas présentes dans le tableau 4 parce qu’elles ne sont pas représentatives du secteur des gazoducs.

L’obligation de compensation est basée sur les niveaux d’intensité d’émissions historiques nationaux de 2014 à 2016 pour chaque secteur. Cette moyenne nationale est calculée en fonction des émissions provenant des administrations assujetties au filet de sécurité et des administrations non assujetties. Dans les cas où les installations les plus économes en carbone sont à l’extérieur des administrations assujetties au filet de sécurité, les obligations de compensation pour les entreprises représentatives à l’intérieur des administrations assujetties au filet de sécurité sont plus importantes.

Le STFR pourrait entraîner une augmentation des coûts pour certaines installations dont les niveaux d’émissions sont relativement élevés et qui ne sont pas attribuables à des activités de combustion stationnaire, mais qui sont néanmoins associés à des processus de production (c’est-à-dire des émissions liées aux procédés industriels). La redevance sur les combustibles s’applique aux combustibles fossiles qui entraînent des émissions de GES par la combustion (c’est-à-dire des émissions liées à la combustion), mais pas aux émissions liées aux procédés industriels. En comparaison, le STFR s’applique généralement à tous les types d’émissions, y compris les émissions fugitives et celles non reliées à la combustion, etc. Certaines installations industrielles peuvent émettre plus d’émissions globales non reliées à la combustion que d’émissions liées à la combustion stationnaire. Ces cas devraient être limités étant donné la conception et la souplesse du STFR.

Dans la présente analyse, les économies de coûts liées à la tarification de la pollution par le carbone attribuées à l’application du STFR au lieu de la redevance sur les combustibles sont considérées comme un paiement de transfert du gouvernement aux installations à FIEEEC. Les paiements de transfert sont des paiements financiers sans contrepartie en biens ou en services. Les paiements de transfert sont habituellement éliminés d’une ACA puisque le coût du paiement est compensé par un avantage égal, mais opposé. Par conséquent, ces répercussions de la politique ne sont pas incluses dans l’ACA.

Avantages

En raison de l’allègement des coûts pour les installations en vertu du STFR, on estime que la production intérieure sera plus élevée dans le Scénario réglementaire (où le STFR s’applique) par rapport au Scénario de référence (où la redevance sur les combustibles s’applique). En raison de cette augmentation de la production intérieure, le revenu et la consommation des ménages augmentent aussi. Une mesure recommandée du bien-être des ménages dans les modèles d’équilibre général, comme EC-PRO, est la variation équivalente (VÉ) ^{référence 50}. La VÉ est basée sur le concept de la volonté à payer : le montant maximum qu’un ménage serait prêt à payer pour un produit particulier ou un service, étant donné sa contrainte budgétaire. Le changement de la VÉ du Scénario de référence au Scénario réglementaire représente le revenu supplémentaire dont un ménage aurait besoin dans le Scénario de référence pour s’en tirer aussi bien comme il le ferait avec le STFR ^{référence 51, référence 52}. Ce montant peut être considéré comme étant équivalent au changement du bien-être que les ménages obtiennent d’une augmentation en consommation en vertu du STFR.

Tel qu’il est démontré dans le tableau 5 ci-dessous, entre 2019 à 2030, l’avantage au bien-être des ménages attribuable au Règlement est estimé à 3,2 milliards de dollars.

Tableau 5 : Effets cumulatifs sur le bien-être des ménages résultant de l’application du STFR (Scénario réglementaire) au lieu de la redevance sur les combustibles (Scénario de référence) [en millions de dollars]

Année	2019-2022	2023-2026	2027-2030	Cumulatif (2019-2030)
Changement du bien-être des ménages	631	1 087	1 505	3 224

Note : Les totaux peuvent ne pas correspondre en raison de l’arrondissement.

Coûts

Le STFR offre un allègement à l’industrie à FIEEEC en exigeant que les installations assujetties paient la tarification de la pollution par le carbone seulement sur la partie de leurs émissions de GES qui excède leur limite annuelle d’émissions de leur installation. Ces installations ont un incitatif similaire à améliorer l’intensité des émissions sous les deux scénarios. Cependant, comme les installations font face à une baisse du coût du carbone dans le Scénario réglementaire, il y a un risque plus faible qu’elles déplacent leur production vers d’autres administrations. Dans la modélisation effectuée pour cette analyse, les installations assujetties au STFR devraient réagir à la baisse des coûts avec une production intérieure plus élevée. On s’attend à ce que cette augmentation de la production intérieure se traduise par une légère réduction d’émissions de GES et de polluants atmosphériques nationales que ce qui se serait produit dans le Scénario de référence. Celles-ci représentent le coût social du Règlement. Il y a aussi des coûts de vérification et d’administration de l’industrie et des coûts administratifs du gouvernement associés au Règlement.

Pertes de réductions des émissions de GES à l’échelle nationale

Les pertes de réduction des émissions de GES nationales estimées par le modèle à cause de l’application du STFR comparé à l’application de la redevance sur les combustibles sur toutes les émissions industrielles peuvent être représentées par un coût pour la société sous la forme de dommages climatiques futurs. La différence entre les émissions du Scénario réglementaire et celles du Scénario de référence est illustrée à la figure C ci-dessous. Relativement au Scénario de référence, la perte de réduction des émissions de GES nationales augmentera chaque année à mesure que la tarification du carbone augmentera jusqu’en 2022. Pour les années qui suivront 2022, on suppose que le prix du carbone demeurera à 50 $/t CO₂e, et que les normes de rendement ne changeront pas.

Figure C : Pertes de réductions des émissions de GES à l’échelle nationale

Étant donné que l’incitatif à réduire l’intensité des émissions, créée par le Scénario de la redevance sur les combustibles, est maintenu par le STFR, le changement technologique est modélisé de la même façon dans les scénarios de référence et réglementaire (à l’exception des émissions non liées à la combustion). Par conséquent, l’augmentation des émissions de GES en vertu du STFR relativement au scénario d’application complète de la redevance sur les combustibles est attribuable à la production accrue.

Ces estimations risquent d’être surestimées, car elles ne tiennent pas compte des fuites de carbone évitées par l’application du STFR plutôt que par la redevance sur les combustibles. En raison des fuites de carbone, on s’attend à ce que certaines des émissions de GES à l’échelle nationale qui sont produites après la mise en œuvre du STFR aient probablement été émises à l’extérieur du Canada à la suite de l’application complète de la redevance sur les combustibles dans le Scénario de référence. Si le Ministère avait été en mesure d’estimer quelle part de la perte de production, dans le Scénario de référence, aurait été déplacée à l’extérieur du Canada, où exactement elle aurait été déplacée, et l’intensité de la production de carbone dans ces endroits, il aurait été alors possible de quantifier l’augmentation des émissions à l’échelle internationale dans le Scénario de référence. Cette augmentation pourrait compenser l’augmentation des émissions de GES nationales dans le Scénario réglementaire. L’ampleur de cet effet compensatoire dépendrait de l’ampleur des fuites de carbone et de l’intensité de la production de carbone dans les pays étrangers. On s’attend à ce que le STFR réduise les risques de fuites de carbone, de sorte que les estimations des pertes de réductions d’émissions seront probablement surestimées.

La répartition sectorielle des réductions d’émissions de GES est présentée au tableau 6. La majorité des secteurs devraient avoir moins de réductions d’émissions GES dans le cadre du STFR. Par exemple, on estime que l’allègement de la redevance sur les combustibles accordé au secteur agrégé de la « production, du transport et de la distribution d’électricité » se traduira par moins d’émissions dans le Scénario réglementaire par rapport au Scénario de référence. Dans certains secteurs, le niveau des émissions de GES émis en vertu du STFR est inférieur à la redevance sur les combustibles, étant donné que le STFR couvre les émissions non liées à la combustion. Par exemple, le secteur de la « fabrication de produits chimiques, en plastique et en caoutchouc » produit relativement plus d’émissions non liées à la combustion. Cette couverture supplémentaire entraîne des réductions en vertu du STFR que la redevance sur les combustibles n’aurait pas favorisées.

Tableau 6 : Réductions des émissions de GES en 2022 par secteur (Mt de CO₂e)

Secteur	Scénario de référence (redevance sur les combustibles)	Scénario réglementaire (STFR)
Ciment	0,33	0,20
Fabrication de produits chimiques, en plastique et en caoutchouc	0,33	0,54
Extraction de pétrole et de gaz note * du tableau e4	0,00	0,00
Production, transport et distribution d’électricité	2,90	0,75
Transformation des aliments, des boissons et du tabac	0,16	0,16
Fabrication de produits minéraux non métalliques	0,11	0,09
Autres activités minières	0,13	0,12
Fabrication de produits du pétrole et du charbon	0,35	0,29
Première transformation des métaux	1,10	1,14
Fabrication de papier	0,18	0,18
Fabrication de matériel de transport	0,09	0,09
Fabrication de produits de bois	0,02	0,04
Total	5,70	3,60
Note(s) du tableau e4 Note * du tableau e4 Note : Les chiffres inférieurs à 0,005 sont indiqués comme étant 0,00 dans ce tableau. Retour à la note * du tableau e4

Note : Le modèle prend en compte les coûts de la tarification de la pollution par le carbone et la norme de rendement pour les gazoducs. Cependant, les gazoducs sont inclus dans le secteur du transport agrégé dans le modèle et les estimations sectorielles ne sont donc pas présentes dans le tableau 6 parce qu’elles ne sont pas représentatives du secteur des gazoducs.

Le coût social des GES est appliqué aux augmentations différentielles prévues d’émissions de GES nationales dans le Scénario réglementaire (perte de réductions dans le Scénario de référence). Le coût social des GES est une mesure des dommages différentiels résultant d’une augmentation des émissions de GES; ces dommages sont considérés comme étant distribués à l’échelle mondiale. Il y a deux aspects uniques aux changements climatiques qui justifient l’utilisation de valeurs mondiales pour estimer la valeur des avantages des réductions de GES : (1) cela implique une externalité mondiale, où les émissions partout dans le monde contribuent aux dommages à l’échelle mondiale; (2) la seule façon de lutter efficacement contre les changements climatiques est de prendre des mesures à l’échelle mondiale. Le Ministère utilise le coût social du carbone (CSC), le coût social de méthane (CSCH₄) et le coût social de l’oxyde nitreux (CSN₂O) pour estimer la valeur monétaire des changements dans les émissions de dioxyde de carbone, méthane et d’oxyde nitreux, respectivement. En utilisant le coût social des GES, le coût différentiel des pertes de réductions des émissions de GES nationales est d’environ 916 millions de dollars sur la période de douze ans de l’analyse. Comme indiqué ci-dessus, la présente analyse n’estime pas l’avantage monétisé de la réduction des fuites de carbone; par conséquent, ce coût est probablement surestimé.

Pertes de réductions des émissions de polluants atmosphériques

EC-PRO a été choisi pour modéliser le Règlement parce qu’il tient compte des répercussions macroéconomiques du Règlement. Toutefois, les émissions de polluants atmosphériques ne sont pas encore un extrant de ce modèle. De plus, alors que les scénarios de référence du Ministère incluent des estimations publiées des projections de GES et de polluants atmosphériques jusqu’à 2030, ni les scénarios de référence 2017 ni ceux de 2018 n’ont tenu compte des effets de la redevance sur les combustibles sur les émissions dans les administrations assujetties au filet de sécurité. Les options d’estimation de la variation de ces émissions étaient donc limitées au moment de l’analyse.

Ainsi, ces impacts ont été évalués qualitativement. Dans le scénario de base, puisque la redevance sur les combustibles réduit les émissions de GES, il est raisonnable de s’attendre à ce qu’elle réduise aussi d’autres émissions et, tout compte fait, qu’elle ait un effet global positif sur la qualité de l’air. En ce qui concerne les réductions des polluants atmosphériques du Scénario de référence, on s’attend à ce que le Scénario réglementaire entraîne de plus faibles réductions des émissions de ces polluants et une perte des améliorations de la qualité de l’air à certains endroits au Canada.

Coûts de vérification de l’industrie

Afin de se conformer au Règlement, les installations assujetties doivent prendre des dispositions pour que leurs rapports annuels soient vérifiés par une tierce partie accréditée. Le Ministère estime que les coûts de la vérification par un tiers en vertu du Règlement varieront de 5 000 $ à 40 000 $ par rapport d’installation ^{référence 53}. Les coûts varieront en fonction d’un certain nombre de facteurs, comme la complexité des sources de GES à l’installation, le nombre de vérifications à l’installation, le nombre d’organismes de vérification disponibles et les frais de déplacement (le Règlement s’applique dans certaines régions du Nord). Le coût cumulatif de vérification pour les 122 installations à participation obligatoire et 168 installations à participation volontaire est estimé à 104 millions de dollars de 2019 à 2030 ^{référence 54, référence 55}.

Coûts administratifs pour l’industrie et le gouvernement

Dans cette analyse, les installations qui sont admissibles à la participation volontaire en vertu de la Politique pour la participation volontaire sont réputées faire partie du STFR et donc engagent des frais d’administration aussi. Cette hypothèse a été incluse afin de s’aligner sur le reste de l’ACA qui suppose que les installations admissibles participeront volontairement. Il est possible que des installations identifiées par le ministère comme admissibles à participer dans le système décideront de ne pas participer, puisque des facteurs comme les coûts administratifs et de vérification auront une incidence sur les décisions des installations. Par conséquent, les coûts administratifs pourraient être surestimés.

Les installations qui sont déjà enregistrées dans le STFR engageront des coûts annuels liés à l’apprentissage, à la collecte de données, à la quantification, à la production de rapports et à la vérification. Les installations qui participent volontairement engageront des frais d’enregistrement. Une demande d’enregistrement devra être faite à l’égard de chacune de ces installations ministre au moyen du système de Gestion de l’information du guichet unique ^{référence 56, référence 57}. Ce processus d’enregistrement entraînera des coûts d’enregistrement ponctuels et initiaux pour les nouveaux participants au STFR en 2019. Si le ministre est convaincu que la demande d’enregistrement satisfait aux exigences applicables, l’installation sera enregistrée et recevra un certificat d’installation assujettie. Les installations assujetties seront tenues de collecter et de consigner des renseignements afin de se conformer aux exigences, de quantifier et de faire rapport de leurs émissions de GES et leur production. Les coûts administratifs de l’industrie sont estimés à 25 millions de dollars de 2019 à 2030.

Le Ministère engagera des coûts pour l’application du Règlement. Un coût ponctuel d’environ 700 000 $ est nécessaire pour la formation, le renseignement et l’élaboration de stratégies. Les coûts annuels d’application de la loi sont estimés à 220 000 $ pour les inspections, les mesures visant à traiter les violations présumées, les enquêtes, les poursuites et les renseignements en cours. Au total, les coûts d’application de la loi sont estimés à 3 millions de dollars de 2019 à 2030.

La mise en œuvre du Règlement impliquera l’élaboration, l’exploitation et l’entretien de solutions de technologie de l’information (TI) pour l’enregistrement, la production de rapports, le suivi et les activités de promotion de la conformité. Les coûts des activités de promotion de la conformité comprennent un bureau d’aide et un service d’assistance téléphonique. Les activités opérationnelles incluent l’examen des demandes et des rapports, la surveillance de l’émission et le suivi de crédits. Au total, les coûts administratifs du gouvernement, comprenant les coûts d’application, de mise en place et de promotion de la conformité, sont estimés à 25 millions de dollars de 2019 à 2030 ^{référence 58}. Pour de plus amples renseignements sur les hypothèses relatives aux coûts administratifs, veuillez consulter la section « Règle du “un pour un” ». Le tableau 7 ci-dessous résume les coûts de vérification et d’administration pour l’industrie et les coûts administratifs pour le gouvernement.

Tableau 7 : Coûts d’administration et de vérification pour l’industrie et les coûts administratifs pour le gouvernement (en millions de dollars)

	2019-2022	2023-2026	2027-2030	Cumulatif (2019-2030)
Coûts administratifs pour l’industrie	10	8	7	25
Coûts de vérification pour l’industrie	32	38	34	104
Coûts administratifs pour le gouvernement	13	7	6	25
Total des coûts administratifs et de vérification	54	53	47	155

Remarque : Les chiffres étant arrondis, leur somme peut ne pas correspondre aux totaux indiqués.

Résumé des avantages et des coûts

D’ici 2030, comparativement à un scénario dans lequel la redevance sur les combustibles s’applique à toutes les utilisations de combustibles industriels dans les administrations assujetties au filet de sécurité, on estime que le Règlement devrait entraîner une augmentation globale de la production économique. Cela devrait améliorer le bien-être des ménages de 3,2 milliards de dollars à cause de l’augmentation de la consommation. L’augmentation de la production intérieure devrait également diminuer les réductions des émissions de GES cumulatives à l’échelle nationale de 22 Mt de CO₂e, évaluées à 916 millions de dollars. Les coûts cumulatifs d’administration et de vérification du STFR sont estimés à 155 millions de dollars. L’augmentation du bien-être des ménages moins le coût de la perte des réductions des émissions de GES à l’échelle nationale et du fardeau d’administration et de vérification se traduit par un avantage monétisé net estimé à 2,15 milliards de dollars. Ces résultats ne tiennent pas compte de la réduction de fuites de carbone ou des impacts de pollution atmosphérique.

Tableau 8 : Résumé des avantages et des coûts du Scénario réglementaire (application du STFR)

Répercussions	2022	Cumulatif (2019-2030)
RÉPERCUSSIONS MONÉTISÉES (en millions de dollars)
Avantages pour les Canadiens
Augmentation du bien-être des ménages	179	3 224
Coûts climatiques
Pertes de réduction des émissions de GES nationales note * du tableau e6	86	916
Coûts pour l’industrie et le gouvernement
Frais administratifs pour l’industrie	2	25
Coûts de vérification pour l’industrie	10	104
Frais administratifs pour le gouvernement	2	25
Coûts totaux	101	1 071
Avantages nets	79	2 153
RÉPERCUSSIONS QUANTIFIÉES (Mt de CO2e)
Pertes de réductions des émissions de GES nationales	2	22
RÉPERCUSSIONS QUALITATIVES
Avantages climatiques mondiaux : réduction du risque de fuites de carbone Coûts environnementaux et de santé au pays : moins de gains sur le plan de la qualité de l’air au Canada
Note(s) du tableau e6 Note * du tableau e6 Ne prend pas en compte les avantages du risque réduite de fuites de carbone par rapport au Scénario de référence (application de la redevance sur les combustibles à toutes les émissions industrielles). Retour à la note * du tableau e6

Remarque : Les chiffres étant arrondis, leur somme peut ne pas correspondre aux totaux indiqués.

Analyse distributionnelle des répercussions sur la compétitivité par secteur et administration

Le Règlement offrira à divers secteurs un allègement de la redevance sur les combustibles. Reconnaissant que tous les secteurs du STFR ne seront pas touchés également, le Ministère a travaillé en consultation avec les intervenants pour évaluer les répercussions de la tarification de la pollution par le carbone sur la compétitivité au niveau des secteurs et des installations. Ce travail est servi à déterminer le degré d’allègement fourni pour maintenir la compétitivité du secteur et réduire au minimum les risques de fuites de carbone. Parmi les facteurs jugés pertinents aux fins des évaluations de la compétitivité, mentionnons les suivants :

• le niveau des coûts directs de la tarification de la pollution par le carbone par rapport aux paramètres économiques, y compris la VAB, la rentabilité et les revenus;
• la capacité de refiler les coûts, comme le démontre l’exposition aux échanges commerciaux;
• la preuve de répercussions importantes au niveau de l’installation;
• les considérations liées aux marchés nationaux ou internationaux qui pourraient accroître les risques pour la compétitivité;
• la prise en compte des coûts indirects associés à la tarification de la pollution par le carbone;
• tout autre facteur pertinent propre au secteur.

Pour déterminer la rigueur finale des normes de rendement, le Ministère a élaboré une approche en trois étapes qui tient compte des facteurs énumérés ci-dessus. Le Ministère a peaufiné son approche à l’égard de la participation volontaire afin de permettre une participation plus précoce au STFR que ce qui avait été proposé à l’origine. Le traitement proposé de l’électricité dans le cadre du STFR a également été mis à jour pour encourager la décarbonisation de la production d’électricité tout en atténuant les répercussions sur les prix de l’électricité sur les entreprises et les ménages. Un système fédéral de crédits compensatoires est également envisagé, selon lequel des crédits compensatoires fédéraux pourraient être utilisés à des fins de compensation dans le cadre du STFR.

Répercussions par secteur

La figure D ci-dessous illustre l’obligation de compensation au titre du STFR en pourcentage de la valeur ajoutée brute du secteur, comparativement à la même mesure en vertu de la redevance sur les combustibles. La valeur ajoutée brute est équivalente au PIB d’un producteur, d’une industrie ou d’un secteur, en tenant compte des subventions et des taxes sur les produits. Les secteurs « fabrication de produits chimiques, en plastique et en caoutchouc », « extraction pétrolière et gazière » et « fabrication de produits minéraux non métalliques » ont des coûts en pourcentage de la VAB du secteur qui sont négatifs (c’est-à-dire des économies de coûts). Ces résultats de EC-PRO ne sont pas entièrement alignés sur ceux obtenus lors de l’analyse des risques relatifs à la compétitivité du Ministère utilisant des données historiques au niveau des installations en raison de différences d’hypothèses et la modélisation des normes utilisant les émissions par dollar de production, alors que les normes de rendement sont fondées sur les émissions par unité physique de production, tel qu’il est décrit dans la section « Coûts ». L’analyse des risques relatifs à la compétitivité du Ministère prévoit que dès le début du STFR, tous les secteurs, lorsqu’analysés au niveau provincial et territorial, auraient une obligation de compensation.

Figure D : Coût en pourcentage de la valeur ajoutée brute du secteur en 2022

Certains secteurs subissent des effets plus importants sur la VAB que d’autres, en grande partie en raison d’émissions visées par le STFR supérieures à la moyenne. Le Ministère a ajusté les normes de rendement de ces secteurs afin de réduire au minimum les risques pour la compétitivité des installations à FIEEEC. Les coûts présentés à la figure D ne s’appliquent qu’aux administrations assujetties au filet de sécurité, ce qui peut entraîner des écarts entre ces résultats et ceux utilisés par le Ministère dans son analyse des impacts sur la compétitivité, qui a été réalisée au niveau national.

Répercussions par région

D’ici 2030, on estime que le Règlement devrait augmenter la production économique cumulative de 11 milliards de dollars au Canada comparativement à un Scénario de référence dans lequel la redevance sur les combustibles s’applique à toute l’utilisation de combustibles industriels. Il est prévu que la majorité de cette augmentation en production économique nationale se produira dans les administrations assujetties au filet de sécurité où le STFR s’applique (voir le tableau 9). La majorité des installations assujetties au STFR sont situées en Ontario et en Saskatchewan. Ainsi, les répercussions économiques du Règlement sont concentrées dans ces provinces. Les répercussions régionales sont proportionnelles à la taille de l’économie de chaque administration.

Tableau 9 : Répercussions au PIB, par administration assujettie au filet de sécurité en 2022 associée à l’application du STFR au lieu d’appliquer la redevance sur les combustibles à toute utilisation de combustibles industriels dans les administrations assujetties au filet de sécurité (en millions de dollars)

Administration assujettie au filet de sécurité	Répercussions au PIB
Manitoba	25
Nouveau-Brunswick	21
Nunavut	10
Ontario	345
Île-du-Prince-Édouard	12
Saskatchewan	183
Yukon	3

Répercussions par niveau de revenu

Bien que le modèle ne tienne pas compte de la répartition du revenu, on s’attend à ce que les avantages pour le bien-être des ménages ne soient pas répartis uniformément dans l’ensemble de la population. Le STFR se traduira par une augmentation de la production dans les installations assujetties, ce qui se traduira par une augmentation du revenu de certains propriétaires de capitaux et par une augmentation des salaires de certains travailleurs.

Incertitude des estimations des répercussions

Les résultats de cette analyse sont fondés sur des estimations de paramètres clés, qui peuvent être supérieures ou inférieures à celles indiquées par les données probantes disponibles. Compte tenu de cette incertitude, des analyses de sensibilité ont été réalisées pour évaluer l’incidence des changements apportés à ces paramètres sur les avantages nets attendus du Règlement, dans la mesure du possible.

Participation volontaire : Il existe une incertitude relativement au nombre de participants volontaires puisque le modèle suppose que toutes les installations dans les secteurs visés qui produisent un produit ou exercent une activité pour laquelle une norme de rendement a été établie décideront de participer au STFR de façon volontaire afin de réduire l’obligation de payer la redevance sur les combustibles. Par conséquent, les répercussions du Règlement peuvent être surestimées.

Fuites de carbone : Dans le Scénario de référence, il y a un risque accru que la production intérieure se déplace vers des pays étrangers en raison de l’augmentation des coûts de production attribuable à la redevance sur les combustibles. La mesure selon laquelle ces changements dans la production entraînent des pertes de réductions d’émissions de GES à l’étranger dépend de l’intensité des émissions des installations où la production est relocalisée et des quantités de production associées, deux variables inconnues. Ainsi, le Scénario réglementaire ne tient compte que des pertes différentielles de réductions d’émissions de GES au Canada. Il est toutefois probable que les pertes de réductions d’émissions de GES nationales soient éventuellement compensées dans une certaine mesure par une diminution des émissions de sources étrangères dans le Scénario réglementaire. Par conséquent, les coûts nets associés à la perte des réductions d’émissions de GES sont probablement surestimés en raison de la portée de l’analyse.

Bien-être des ménages et émissions de GES : Les variables comme les prix de l’énergie et du carburant et les prévisions de production contribuent à l’incertitude entourant les estimations des variations du bien-être des ménages et des émissions de GES découlant du Règlement. Toutefois, les variations en production, et ainsi du bien-être des ménages, sont fortement corrélées aux changements dans les émissions de GES. Ainsi, si le bien-être des ménages augmente (diminue), les émissions de GES augmenteront (diminueront) probablement de façon proportionnelle. Même si une surestimation des augmentations du bien-être des ménages entraînait une diminution proportionnelle des avantages nets, le ratio des avantages par rapport aux coûts ne devrait pas changer de façon significative.

Évaluation des coûts : Les valeurs utilisées pour déterminer les coûts associés aux pertes de réductions des émissions de GES nationales sont sujettes à l’incertitude. Le coût social des GES utilisé pour évaluer les coûts climatiques futurs est généré à l’aide de modèles qui s’appuient sur des prévisions des résultats naturels et économiques pour les 50 à 300 prochaines années, ce qui rend ces estimations intrinsèquement incertaines. Pour évaluer l’incidence des différences potentielles dans les valeurs réelles de ces variables par rapport aux valeurs estimées, la valeur des coûts attribués au Règlement a été estimée à l’aide des estimations du coût social des GES du 95^e centile. Ce scénario entraînerait un coût net de 1,8 milliard de dollars, comme le montre le tableau 10 ci-dessous. On s’attend à ce que certaines des émissions de GES nationales émises après la mise en place du STFR aient probablement été émises à l’extérieur du Canada dans le Scénario de référence en raison d’une fuite de carbone, en raison de l’application complète de la redevance sur les combustibles. On prévoit que le STFR réduira les risques de fuites de carbone, donc il est probable que les coûts estimés des pertes de réductions des émissions seront surestimés.

Taux d’actualisation : Le SCT recommande un taux d’actualisation de 7 % pour les analyses coûts-avantages dans la plupart des cas; toutefois, lorsque les règlements ont des répercussions à long terme, un taux d’actualisation plus bas (3 %) est approprié. Une analyse de sensibilité a été effectuée pour comparer l’analyse centrale (taux d’actualisation de 3 %) au taux d’actualisation supérieur (7 %), qui produit toujours un avantage net attendu de 1,6 milliard de dollars, comme le montre le tableau 10 ^{référence 59}.

Tableau 10 : Analyse de sensibilité, cumulatif 2019-2030 (en millions de dollars)

Scénario	Avantages sociaux (B)	Coûts (C)	Avantages nets (B-C)
Analyse centrale (du tableau 8)	3 224	1 071	2 153
95e centile – Coût social des GES	2 587	4 434	−1 847
Taux d’actualisation de 7 %	2 417	848	1 569

Lentille des petites entreprises

Afin d’étendre la participation au STFR aux petites installations, le Ministère a élaboré la Politique concernant la participation volontaire au STFR pour les installations situées dans les administrations assujetties au filet de sécurité dont les émissions annuelles déclarées dans le cadre du PDGES pour une année donnée (à compter de l’année de déclaration 2017) sont d’au moins 10 kt de CO₂e. En réponse aux commentaires des plus petites installations industrielles, qui n’étaient pas admissibles à la participation volontaire dans la proposition originale du STFR avant 2020, le Ministère a révisé son approche afin de permettre la participation au STFR à compter de 2019.

Aucun participant obligatoire visé par le STFR n’est considéré comme une petite entreprise. Cependant, il est possible que certains participants volontaires choisissant d’adhérer au STFR soient des petites entreprises. Les coûts engagés par les participants volontaires en raison du Règlement ne représentent pas des coûts réglementaires obligatoires pour les petites entreprises, étant donné que ces installations peuvent choisir entre la redevance sur les combustibles et la participation au STFR. On s’attend à ce que n’importe quelle petite entreprise se trouvant dans une administration assujettie au filet de sécurité qui participe volontairement au STFR choisisse de le faire afin de réduire leurs coûts, comparativement à la redevance sur les combustibles qu’elle devrait payer pour les combustibles fossiles qu’elle utilise. Ainsi, le STFR devrait avantager toutes les installations assujetties, y compris les petites entreprises participantes.

Le STFR est aussi conçu pour offrir une souplesse en matière de conformité, qui s’étendra aux participants volontaires, y compris les petites entreprises. Quand les émissions de GES d’une installation assujettie dépassent sa limite annuelle, l’installation devra verser une compensation pour ses émissions excédentaires. L’installation aura les possibilités suivantes pour satisfaire à son obligation de conformité :

• payer la redevance pour les émissions excédentaires;
• soumettre des unités de conformité (crédits excédentaires fédéraux du STFR, crédits compensatoires octroyés par le ministre [si permis dans la réglementation] et certains crédits compensatoires de GES provinciaux et territoriaux reconnus à titre d’unités de conformité); ou
• soumettre une combinaison des deux possibilités précédentes.

Règle du « un pour un »

Les coûts du fardeau administratif augmenteront en raison du Règlement comparativement au Scénario de référence. On compte 122 installations se trouvant dans des administrations assujetties au filet de sécurité qui ont enregistré auprès du STFR en tant que participant obligatoire. Les coûts engagés par les installations dans les administrations assujetties au filet de sécurité qui choisissent de participer volontairement au STFR ne représentent pas des coûts obligatoires en raison du Règlement, étant donné que les personnes responsables des installations pourront choisir entre le régime de redevances sur les combustibles et la participation au STFR. Ainsi, la règle du « un pour un » ne s’applique qu’aux installations dont la participation est obligatoire dans les administrations assujetties au filet de sécurité.

Conformément à l’Avis d’enregistrement, les installations à participation obligatoire se sont enregistrées auprès du STFR avant le 1^er avril 2019. Les coûts d’enregistrement engagés par ces installations sont indiqués dans le Résumé de l’étude d’impact de la réglementation publié pour l’Avis d’enregistrement le 31 octobre 2018. Étant donné que ces coûts d’enregistrement ont été déboursés avant la publication du Règlement, ils ne font pas partie de la portée de la présente analyse. La Loi exige également que les participants au STFR s’inscrivent auprès de l’ARC et fournissent des rapports mensuels sur la redevance sur les combustibles. Comme ces coûts sont engagés en vertu de la Loi, ils ne font pas non plus partie de la portée de la présente analyse et n’ont pas été inclus dans les calculs des coûts du fardeau administratif associés au Règlement.

À compter du 1^er janvier 2019, les installations enregistrées doivent quantifier annuellement leurs émissions de GES et de leur production, respectivement, à l’aide des méthodes prévues dans le Règlement et qui sont applicables aux activités inscrites à l’annexe 1 de ce Règlement qui sont menées à l’installation. D’autres exigences doivent également être respectées en matière de collecte de données. Par conséquent, les participants au STFR devront chaque année assumer des coûts administratifs permanents pour la surveillance, la collecte et l’enregistrement de renseignements, notamment les données sur la production et les niveaux d’émissions de GES des installations. Le Règlement comporte des exigences concernant la préparation de rapports annuels et leur vérification connexe, ainsi que le versement de la redevance pour émissions excédentaires à l’ARC.

Le Règlement introduit des coûts administratifs qui s’ajoutent aux coûts que les participants obligatoires se trouvant dans les administrations assujetties au filet de sécurité assument déjà en raison des exigences existantes dans le cadre du PDGES et des exigences provinciales de déclaration des GES. Pour les 122 installations qui doivent participer au STFR, les répercussions administratives supplémentaires estimées par installation sont les suivantes :

• 20 heures en 2019 pour les activités d’apprentissage pour les participants sous le STFR;
• 90 heures par année en moyenne, de 2019 à 2029, pour la collecte de renseignements et la quantification des émissions de GES et de la production;
• 30 heures par année en moyenne, de 2019 à 2029, pour la rédaction, l’approbation et la présentation du rapport annuel;
• 56 heures par année en moyenne, de 2020 à 2029, pour des activités de vérification à l’interne et par des tiers associées au rapport annuel;
• 7,5 heures par année en moyenne, de 2020 à 2029, pour le paiement des redevances sur les émissions excédentaires ou la remise d’unités de conformité et la présentation d’un rapport relatif à la compensation.

Les coûts administratifs annualisés totaux que devront assumer les entités réglementées pour se conformer aux exigences réglementaires sur une période de dix ans (de 2019 à 2029) sont d’environ 592 657 $, ou 4 858 $ par installation ^{référence 60}.

Le Règlement est considéré comme an « AJOUT » en vertu de la règle du « un pour un » en raison des augmentations prévues des coûts administratifs qui en découleront. Par conséquent, ces hausses des coûts devront être compensées à valeur égale par une réduction des coûts administratifs. Étant donné que le Règlement constitue un nouveau titre réglementaire, un titre réglementaire existant devra également être abrogé en vertu de la règle du « un pour un ».

Le Règlement remplacera les deux instruments réglementaires qui ont été publiés dans la Partie II de la Gazette du Canada à l’automne 2018, soit l’Avis d’enregistrement et l’Arrêté. La ministre abrogera ces instruments en vertu de l’Arrêté visant l’abrogation de certains textes législatifs. L’Arrêté visant l’abrogation de certains textes législatifs entraînera l’élimination du fardeau administratif connexe; cependant, il y aura un fardeau administratif associé au Règlement ^{référence 61}. Les abrogations de l’Avis d’enregistre ment et de l’Arrêté seront considérées comme deux SUPPRESSIONS de titres réglementaires en vertu de l’Élément B de la règle du « un pour un ». Par conséquent, les « SUPPRESSIONS » en vertu de cette règle devraient correspondre à 553 660 $, et les coûts administratifs annualisés par entreprise sont de 4 163 $, selon le fardeau administratif qui devrait être assumé par les installations à participation obligatoire de 2019 à 2029 ^{référence 62}.

Coopération et harmonisation en matière de réglementation

À l’échelle internationale

Le Règlement n’est pas directement lié à un plan de travail ou à un engagement du gouvernement du Canada dans le cadre d’une tribune officielle de coopération internationale en matière de réglementation. Toutefois, le Règlement est lié à des accords internationaux portant sur la lutte contre les changements climatiques et l’adaptation à leurs effets. Le Canada travaille en partenariat avec la communauté internationale pour mettre en œuvre l’Accord de Paris en vue d’appuyer l’objectif visant à limiter la hausse des températures mondiales du présent siècle bien en deçà de 2 °C et à poursuivre les efforts pour la limiter à 1,5 °C. Ce partenariat international est lié aux objectifs et aux résultats généraux des mesures de lutte contre les changements climatiques, mais ne prescrit pas les objectifs auxquels chaque pays s’est engagé ni la façon dont chaque pays devrait réduire ses émissions.

Dans le cadre de son engagement pris en vertu de l’Accord de Paris, le Canada a promis de réduire ses émissions de GES nationales de 30 % en deçà des niveaux de 2005 d’ici 2030. Pour respecter cet engagement, le gouvernement du Canada met en place une série de mesures, y compris l’Approche pancanadienne pour une tarification de la pollution par le carbone. Le Règlement est un élément essentiel de cette approche. D’autres pays adoptent une diversité d’approches, dont certaines comprennent la tarification du carbone. Le STFR contribue de façon positive à l’objectif général du Canada de lutter contre les changements climatiques en encourageant les installations à FIEEEC à diminuer l’intensité de leurs émissions. Un incitatif monétaire est appliqué à toutes les émissions, car les installations assujetties qui émettent en deçà de leur limite annuelle d’émissions peuvent recevoir des crédits excédentaires qu’elles peuvent vendre ou utiliser à titre de compensation pour leurs futures émissions.

Comme il en a été question auparavant, les fuites de carbone constituent un risque considérable, car des politiques sur la tarification du carbone ne sont pas en place pour la majorité des émissions mondiales, ce qui entraîne des coûts inégaux du carbone à travers le monde. Le STFR est un type de système d’échange de droits d’émission, selon lequel les conditions de référence pour les niveaux d’émissions sont définies pour des installations réglementées individuelles et des crédits peuvent être émis à ces entités si elles ont réduit leurs émissions en deçà du niveau attribué (un « système fondé sur des niveaux de référence et des crédits ») ^{référence 63}. Le STFR compte parmi plusieurs types de systèmes qui peuvent maintenir une tarification sur le carbone tout en aidant à assurer une protection contre les risques liés à la compétitivité et aux fuites de carbone.

Des approches semblables fondées sur le rendement ou la production visant à réduire les coûts pour les industries à risques élevés ont été utilisées avec succès dans le cadre des systèmes de tarification du carbone au Canada et partout dans le monde. Au Canada, ces approches comprennent le règlement de l’Alberta connu sous le nom de Carbon Competitiveness Incentive Regulation, qui adopte une approche très semblable au STFR du gouvernement fédéral et au système de plafonnement et d’échange des droits d’émission du Québec, qui alloue des unités d’émissions gratuitement selon les intensités historiques des émissions et du rendement. Les paramètres utilisés pour évaluer les risques liés à la compétitivité et aux fuites de carbone sont semblables dans la plupart des évaluations. Les conclusions de ces évaluations se ressemblent, trouvant que des groupes de secteurs similaires font face aux risques les plus élevés. Les différences entre les systèmes comprennent les normes de rendement précises établies pour les secteurs industriels, les mécanismes de conformité et des détails sur les définitions des secteurs ou des installations. Jusqu’à 57 autres administrations dans le monde, comme l’État de la Californie, l’Union européenne, le Mexique, la Chine et la République de la Corée prévoient créer un tel système ou ont déjà mis en œuvre diverses formes de régime de tarification des émissions, y compris un système d’échange de droits d’émission ^{référence 64}.

Bien que cette approche ne soit pas en cours à l’heure actuelle, la Loi permet l’échange de crédits avec d’autres marchés du carbone, qu’ils soient nationaux ou internationaux. Le gouvernement du Canada, conjointement avec d’autres Parties à la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques (CCNUCC), s’est engagé dans des discussions sur les RATI et sur les approches non liées au marché pour faire progresser l’élaboration de la directive pour mettre en œuvre l’Accord de Paris. Une fois élaborée, cette directive faciliterait l’échange de crédits et les liens avec d’autres systèmes de tarification du carbone. Une modification du Règlement serait requise pour reconnaître tout crédit international à titre d’unité de conformité.

À l’échelle nationale

Le Cadre pancanadien, adopté par le premier ministre du Canada et la majorité des premiers ministres provinciaux et territoriaux en décembre 2016, établit un plan collectif pour réduire les émissions de GES du Canada, faire croître l’économie et promouvoir l’adaptation aux changements climatiques. L’Approche pancanadienne pour une tarification de la pollution par le carbone et le Règlement sont au cœur du Cadre pancanadien.

Le Ministère reconnaît les systèmes de tarification du carbone équivalents dans les provinces et les territoires au Canada, lorsqu’ils respectent le modèle fédéral. Les provinces et les territoires disposent de la souplesse requise pour mettre en œuvre le type de système de tarification du carbone qui est adapté à leurs circonstances; cela signifie un système explicite fondé sur les tarifs (comme une taxe sur le carbone ou un système d’émissions fondé sur le rendement) ou un système de plafonnement et d’échange des droits d’émission. Dans le cadre du modèle fédéral, le gouvernement du Canada s’est aussi engagé à assurer qu’un filet de sécurité pour la tarification du carbone qui s’applique à toute province ou à tout territoire qui le demande ou qui ne dispose pas d’un système de tarification du carbone qui respecte le modèle fédéral.

Les administrations assujetties au filet de sécurité (Ontario, Nouveau-Brunswick, Manitoba, Île-du-Prince-Édouard, Saskatchewan, Yukon et Nunavut) ont été inscrites à la partie 2 de l’annexe 1 de la Loi le 19 octobre 2018. Afin d’offrir la stabilité nécessaire, ces provinces et territoires demeureront assujettis au filet de sécurité jusqu’en 2022; toutefois, le ministre pourrait recommander au gouverneur en conseil d’ajouter des administrations à la partie 2 de l’annexe 1 de la Loi au besoin. Le Cadre pancanadien prévoit l’engagement d’effectuer un examen de l’approche générale de la tarification du carbone au début de 2022 pour confirmer les prochaines étapes. Un rapport intérimaire sera aussi achevé en 2020. La conception du STFR pourrait être adaptée à la suite de ces examens.

Chevauchement de la réglementation avec les administrations non assujetties au filet de sécurité

Les administrations non assujetties au filet de sécurité comme la Colombie-Britannique, l’Alberta, le Québec, la Nouvelle-Écosse, Terre-Neuve et Labrador et les Territoires du Nord-Ouest mettent en œuvre un système de tarification de la pollution par le carbone qui respecte suffisamment le modèle fédéral et ne sont donc pas assujetties au filet de sécurité ^{référence 65}. L’abrogation par l’Alberta d’une partie de son système de tarification de la pollution par le carbone, la redevance sur le carbone, en date du 30 mai 2019 est un changement significatif et ce changement sera évalué en fonction du modèle fédéral.

Évaluation environnementale stratégique

Le Règlement a été élaboré dans le contexte du Cadre pancanadien, plus précisément l’Approche pancanadienne pour une tarification de la pollution par le carbone. Le Règlement appuie la mise en œuvre du Cadre pancanadien et de l’Approche pancanadienne pour une tarification de la pollution par le carbone. Une évaluation environnementale stratégique (EES) a été achevée pour le Cadre pancanadien en 2016. L’EES a conclu que les propositions contenues dans le cadre réduiront les émissions de GES et sont harmonisées avec la Stratégie fédérale de développement durable de 2016-2019. Des EES ont été achevées pour certains éléments de la tarification de la pollution par le carbone en mai 2017, en juin 2018, en septembre 2018 et en octobre 2018. Ces évaluations ont conclu que, même s’il est prévu que le Règlement entraînera moins de réductions des émissions de GES nationales relativement à la redevance sur les combustibles, le Règlement appuie la mise en œuvre du Cadre pancanadien et réduit le risque de fuites de carbone et de répercussions sur la compétitivité. Conjointement avec d’autres mesures décrites dans le Cadre pancanadien, le filet de sécurité pour la tarification de la pollution par le carbone appuie un certain nombre des objectifs de la Stratégie fédérale de développement durable, plus précisément les mesures efficaces pour lutter contre les changements climatiques, la croissance propre et l’énergie propre.

Analyse comparative entre les sexes plus (ACS+)

On s’attend à ce que la composante STFR du filet de sécurité ait un effet économique positif net général dans l’ensemble de tous les groupes démographiques, car le système est conçu pour alléger les incidences économiques sur les industries à FIEEEC. Le STFR devrait aussi atténuer les incidences négatives sur les coûts et la compétitivité et de réduire les fuites de carbone en fournissant généralement un allègement de la redevance sur les combustibles et en tarifiant les émissions des installations au-dessus d’une certaine limite. Au lieu de payer la redevance pour émissions excédentaires sur les émissions qui dépassent la limite, les installations ont aussi l’option de remettre des unités de conformité, ce qui permet d’assurer un coût de conformité moindre.

Les répercussions spécifiques du STFR dépendent du type d’installation visée par le système, de la façon dont les produits seront utilisés, du tarif que les installations devront payer et du nombre de crédits excédentaires que ces dernières pourraient recevoir. Tous les produits directs générés par le STFR seront retournés dans la province ou le territoire d’origine afin d’aider à réduire encore plus les émissions de GES. De plus amples détails sur la façon dont ces investissements seront affectés seront fournis en 2019.

• Situation d’emploi : Dans l’ensemble, on s’attend à ce que les répercussions sur les emplois soient moindres avec le STFR, comparativement à un scénario où les installations industrielles feraient face à la redevance sur les combustibles complète. Il est possible que certaines installations industrielles soient confrontées à des coûts plus élevés en vertu du STFR qu’en vertu de la redevance sur les combustibles, le Ministère a cependant tenu compte des risques relatifs à la compétitivité et aux fuites de carbone lors de la détermination de la rigueur des normes de rendement afin de maintenir la compétitivité de l’industrie au Canada.
• Genre : La réduction du risque de fuites de carbone et de perte d’emplois connexes pourrait indirectement être plus avantageuse pour les hommes que pour les femmes, puisque les hommes forment généralement une plus grande partie de la main-d’œuvre des industries à FIEEEC.
• Collectivités autochtones : Les répercussions sur les collectivités autochtones dépendront de l’administration assujettie au filet de sécurité, de la façon dont les produits du système fédéral de tarification du carbone sont utilisés, et des impacts des autres investissements et programmes mis en œuvre pour faciliter la transition vers des carburants et des sources d’énergie plus propres, une efficacité énergétique améliorée et des investissements dans les infrastructures. L’exemption de la redevance sur les combustibles pour le diesel utilisé pour la production d’électricité dans les collectivités éloignées et celle pour les carburants d’aviation dans les territoires aidera à réduire les impacts sur les collectivités autochtones éloignées, tout comme le feraient des fonds provenant des produits de la redevance sur les combustibles pour les collectivités autochtones. Le STFR pourrait également fournir des occasions de projets de crédits compensatoires (réductions volontaires dans des secteurs non réglementés) pour les peuples autochtones. En Colombie-Britannique, dans certains cas, des collectivités autochtones ont pu profiter d’occasions économiques directement liées à la tarification du carbone.
• Géographie : Souvent, les installations établies dans les collectivités rurales contribuent à l’économie rurale en accordant des salaires avantageux, en payant des taxes municipales et en effectuant des investissements dans les infrastructures. Les réductions au chapitre de la production, des salaires et des emplois dans de telles installations pourraient potentiellement nuire à l’activité économique et à la rétention de la population dans les collectivités rurales. Le STFR profite à ces installations en réduisant l’exposition de ces installations à la tarification de la pollution par le carbone comparativement avec l’application de la redevance sur les combustibles.
• Âge : Lorsqu’ils se cherchent de nouveaux emplois, les travailleurs plus âgés du Canada, notamment ceux de 55 à 64 ans, doivent faire face à certains obstacles. Ces obstacles comprennent l’âgisme; le manque d’éducation et d’accès à la formation; des difficultés à trouver et à postuler pour de nouveaux emplois; des problèmes de santé; des problèmes de conciliation travail-famille, et un manque de mesure d’accommodement ^{référence 66, référence 67, référence 68}. De façon générale, les répercussions sur l’emploi sont prévues être moins élevées sous le STFR que si les installations faisaient face à la redevance sur les combustibles.

Mise en œuvre, conformité et application, et normes de service

Mise en œuvre

La mise en œuvre des activités liées au Règlement est axée sur trois obligations statutaires clés qui sont décrites de façon détaillée dans le Règlement : l’enregistrement, le rapport annuel et le versement de la compensation (sous forme de paiement ou de crédits).

Les activités de mise en œuvre reposent sur l’actuelle mise en œuvre de la composante d’enregistrement du programme, qui a commencé à la fin de l’année 2018 par la publication des instruments réglementaires et de la Politique concernant la participation volontaire. Le Ministère a conçu et gère un système électronique par lequel les demandeurs peuvent présenter une demande d’enregistrement au STFR, ainsi que des ressources pour passer en revue, évaluer et coordonner les décisions relatives à l’enregistrement.

Le Ministère développe présentement un système à partir duquel les entités réglementées pourront soumettre les rapports annuels et de vérification de leur installation, verser leur compensation ou percevoir des crédits excédentaires. Le Ministère procède à l’embauche d’un fournisseur de service pour concevoir et maintenir un système de suivi, conformément à la Loi. L’ARC fournira un système électronique acceptant le paiement des redevances sur les émissions excédentaires des installations assujetties au STFR et le Ministère collaborera avec l’ARC pour s’assurer que les paiements recueillis sont imputés aux obligations en matière de compensation des entités réglementées.

Afin d’aider les entités réglementées du STFR à comprendre les exigences réglementaires et à répondre rapidement aux demandes de renseignements, le Ministère continuera de mettre à leur disposition une adresse courriel et une ligne téléphonique réservées. Les activités de promotion de la conformité auprès des entités réglementées du STFR et des associations industrielles se poursuivront au moyen de documents imprimés et virtuels, de webinaires et de séances d’information. Le Ministère prévoit également conclure des ententes avec le Conseil canadien des normes et l’American National Standards Institute pour appuyer l’agrément de vérificateurs par ces organismes en fonction des besoins du STFR.

Les résultats de la mesure du rendement du Règlement seront ajoutés aux rapports annuels au Parlement concernant la mise en œuvre de la Loi, conformément à la partie 4 de la Loi. Par exemple, les indicateurs qui seront utilisés pour vérifier le rendement incluent la connaissance du Règlement et les exigences associées, les niveaux de crédits compensatoires annuels, et les changements de l’intensité d’émissions de l’industrie.

Conformité et application

La Loi contient des dispositions relatives aux infractions, qui comprennent le non-respect d’une obligation découlant de la Loi et la présentation de renseignements faux ou trompeurs, ainsi que les sanctions correspondantes. Le Ministère, conformément à ses politiques de conformité et d’application de la loi, prendra des mesures de mise en œuvre et d’application de la loi au besoin ^{référence 69}.

En vérifiant la conformité, les agents de l’autorité appliqueront les principes énoncés dans les politiques de conformité et d’application de la loi élaborées par le Ministère. Ces politiques énoncent l’éventail des mesures d’application possibles en cas d’infraction présumée. Si un agent de l’autorité constate une infraction présumée à la suite d’une inspection ou d’une enquête, il choisira la mesure appropriée d’application de la loi en fonction des politiques.

Normes de service

Dans le cadre de l’administration du programme de réglementation, le Ministère répondra en temps opportun aux demandes d’enregistrement, de rapports annuels et de compensation de la collectivité réglementée, en tenant compte de la complexité et de l’exhaustivité de la demande. Le Ministère a l’intention d’élaborer des normes de service pour la prise de décisions relatives aux demandes d’enregistrement et à l’émission des crédits excédentaires. Il a déjà élaboré et publié des directives sur l’enregistrement et a l’intention de produire des documents d’orientation pour aider la collectivité réglementée à présenter les rapports annuels et les rapports de vérification exigés. Le Ministère fournira aussi un document d’orientation sur la compensation pour les émissions excédentaires, lorsqu’elle doit être versée. Le nouveau document d’orientation comprendra une description des renseignements requis, ainsi que le format et les étapes à suivre.

Personnes-ressources

Katherine Teeple
Directrice
Division du système fédéral de la tarification sur le carbone
Bureau de la tarification du carbone
Direction générale de la protection de l’environnement
Environnement et Changement climatique Canada
351, boulevard Saint-Joseph
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Courriel : ec.tarificationducarbonecarbonpricing.ec@canada.ca

Matthew Watkinson
Directeur
Division de l’analyse réglementaire et de l’évaluation
Direction de l’analyse économique
Direction générale de la politique stratégique
Environnement et Changement climatique Canada
200, boulevard Sacré-Cœur
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Courriel : ec.darv-ravd.ec@canada.ca