Règlement sur les combustibles propres : DORS/2022-140

La Gazette du Canada, Partie II, volume 156, numéro 14

Enregistrement
DORS/2022-140 Le 21 juin 2022

LOI CANADIENNE SUR LA PROTECTION DE L’ENVIRONNEMENT (1999)
LOI SUR LES PÉNALITÉS ADMINISTRATIVES EN MATIÈRE D’ENVIRONNEMENT

C.P. 2022-704 Le 20 juin 2022

Attendu que, conformément au paragraphe 332(1)^{référence a} de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) ^{référence b}, le ministre de l’Environnement a fait publier dans la Partie I de la Gazette du Canada, le 19 décembre 2020, le projet de règlement intitulé Règlement sur les combustibles propres, conforme en substance au texte ci-après, et que les intéressés ont ainsi eu la possibilité de présenter leurs observations à cet égard ou un avis d’opposition motivé demandant la constitution d’une commission de révision;

Attendu que la gouverneure en conseil estime que le projet de règlement pourrait contribuer sensiblement à prévenir ou à réduire la pollution atmosphérique résultant directement ou indirectement de la combustion de combustibles fossiles liquides;

Attendu que, aux termes du paragraphe 140(4) de cette loi, le ministre de l’Environnement, avant de recommander la prise du règlement, a proposé de consulter les gouvernements provinciaux ainsi que les membres du comité consultatif national qui sont des représentants de gouvernements autochtones,

À ces causes, sur recommandation du ministre de l’Environnement et en vertu des articles 140^{référence c} et 326 et du paragraphe 330(2) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) b et du paragraphe 5(1) de la Loi sur les pénalités administratives en matière d’environnement ^{référence d}, Son Excellence la Gouverneure générale en conseil prend le Règlement sur les combustibles propres, ci-après.

TABLE ANALYTIQUE

Règlement sur les combustibles propres

Définitions et interprétation

1 Définitions

2 Incorporation par renvoi

3 Conditions normales

Application

4 Exemption — fournisseur principal

Exigences pour les combustibles liquides

Limites d’intensité en carbone

5 Exigence — intensité en carbone

6 Exigence volumétrique — essence

7 Exigence volumétrique — diesel

8 Stocks de combustibles liquides — volume

Exigence de réduction

9 Réduction en tonnes métriques

Enregistrement comme fournisseur principal

10 Rapport d’enregistrement

Unités de conformité

Utilisation

11 Satisfaction à l’exigence de réduction

12 Conformité réputée — essence

13 31 juillet — essence

14 15 décembre — essence

15 Limite d’utilisation — programme de financement

16 Report des exigences de réduction

17 Majoration de la partie reportée

18 Réduction au 31 juillet

Création

Réduction des émissions de CO₂e

19 Catégorie des combustibles liquides

20 Catégorie des combustibles gazeux

21 Accord de création d’unités

22 Transmission au ministre

Création d’unités de conformité provisoires

23 Création d’unités de conformité provisoires

24 Inscription au compte

Enregistrement comme créateur enregistré

25 Rapport d’enregistrement

26 Modification des renseignements

27 Annulation de l’enregistrement

Comptes des unités de conformité

28 Ouverture

29 Unités de conformité au compte

Projet de réduction des émissions de CO₂e

30 Série d’activités

31 Méthode de quantification générique

32 Méthode de quantification spécifique

33 Exception

34 Demande de reconnaissance

35 Reconnaissance — méthode de quantification générique

36 Reconnaissance — méthode de quantification spécifique

37 Demande de reconnaissance — changement de méthode

38 Demande de reconnaissance — pays étranger

39 Reconnaissance — projet dans un pays étranger

40 Demande de reconnaissance — changement de méthode

41 Nombre d’unités de conformité – étranger

42 Prolongation de la période — cinq ans

43 Textes législatifs fédéraux ou provinciaux

44 Non-conformité aux exigences relatives aux renseignements

Remplacement de l’utilisation de combustibles fossiles

Critères d’utilisation des terres et critères de biodiversité pour les combustibles à faible intensité en carbone

45 Quantité maximale

46 Conditions d’admissibilité

47 Quantité de charges d’alimentation admissibles

48 Habitat faunique

49 Agents nuisibles

50 Culture — changements indirects d’utilisation des terres

51 Cultures — terres exclues

52 Charges d’alimentation forestières

53 Exemption — approbation par l’EPA

54 Exemption — absence d’expansion nette

55 Exemption — autres textes législatifs

56 Combustibles à faible intensité en carbone

57 Producteurs ou importateurs — alinéa 46(1)a)

58 Déclaration du récoltant

59 Dossiers du producteur

60 Non-application

61 Certification

62 Approbation du ministre

63 Conditions d’admissibilité à l’accréditation

64 Aucune sous-traitance

65 Certifications consécutives

66 Membres de l’équipe de certification

67 Normes applicables à la certification

68 Audits de surveillance annuels

69 Visite de site

70 Identification non ambiguë

71 Rejet ou révocation

72 Rejet ou suspension du certificat

73 Non-conformité — autres situations

74 Certification antérieure — autre régime

Détermination de l’intensité en carbone

75 Combustible à faible intensité en carbone

76 Modèle ACV des combustibles

77 Combustibles cotraités à faible intensité en carbone

78 Gaz comprimés et liquéfiés

79 Électricité

80 Demande d’approbation — intensité en carbone

81 Approbation de la filière

82 Renseignements à fournir

83 Renseignements à fournir — article 78

84 Renseignements à fournir — article 79

85 Approbation

86 Fin de validité

87 Nouvelle demande

88 Ajustement des unités

89 Ajustement selon l’intensité en carbone réelle

90 Ajustement après le 30 juin 2024

91 Demande d’approbation temporaire

92 Enregistrement du fournisseur étranger

93 Contributeur à l’intensité en carbone — enregistrement

Combustibles à faible intensité en carbone

94 Catégorie des combustibles liquides

95 Catégorie des combustibles gazeux

96 Biogaz utilisé pour produire de l’électricité

97 Multiples charges d’alimentation

Combustibles ou autres sources d’énergie pour les véhicules

98 Gaz pour véhicules

99 Combustibles gazeux renouvelables

100 Créateur — producteur ou importateur

101 Électricité — hôtes d’une station de recharge

102 Électricité — exploitants d’un réseau de recharge

103 Utilisation des revenus — véhicules électriques

104 Hydrogène

Mécanisme de cession des unités de conformité

Règles générales

105 Créateur enregistré participant

106 Admissibilité à céder des unités

107 Juste valeur marchande

Cession à la création des unités de conformité

108 Cession à la création

109 Transfert immédiat

Marché de compensation des unités de conformité

110 Engagement de cession sur le marché

111 Absence de marché de compensation

112 Cession sur le marché de compensation

Programme enregistré de financement des réductions des émissions

113 Enregistrement

114 Demande d’enregistrement

115 Enregistrement — conditions

116 Annulation de l’enregistrement

117 Liste des programmes

118 Contribution au programme

119 Incessibilité

Rapports

120 Rapport annuel sur la création

121 Rapports trimestriels sur la création

122 Rapport d’ajustement des unités de conformité

123 Rapport — filières d’intensité en carbone

124 Rapport sur le bilan matières

125 Rapport — revenus des unités de conformité

126 Rapport sur le solde des unités

127 Rapport de conformité

128 Rapport de conformité complémentaire

Vérification

Exigence de vérification

129 Recevabilité des demandes et des rapports

130 Vérification des demandes

131 Vérification des rapports

132 Déclarations

133 Contenu du rapport de vérification

134 Système et processus de gestion

135 Transmission de tous les rapports

136 Plan de surveillance

Exigences relatives à l’organisme de vérification

137 Organisme accrédité

138 Conditions d’admissibilité à l’accréditation

139 Examinateur indépendant

140 Domaines techniques d’accréditation

141 Responsable d’équipe

142 Sous-traitance — conditions

143 Externalisation des vérifications — conditions

144 Autre rapport de vérification

145 Conflits d’intérêts

146 Aucune vérification sans décision du ministre

147 Cinq vérifications consécutives

Normes applicables

148 Vérification des demandes et des rapports

149 Critères

150 Seuils d’importance relative quantitative

151 Déclarations erronées qualitatives d’importance significative

152 Visites de site

153 Regroupement des déclarations erronées quantitatives

154 Avis

Excédent d’unités de conformité

155 Exportations — demande d’annulation

156 Rapport transmis à nouveau

157 Avis d’erreur

158 Suspension des unités de conformité excédentaires

159 Levée de la suspension

160 Annulation des unités de conformité

Mesure, rapports électroniques et consignation

Mesure

161 Exigences

162 Densité énergétique du biogaz

163 Arrondissement

Rapports électroniques

164 Transmission électronique — rapports ou avis

Consignation et conservation des renseignements

165 Moment de la consignation

166 Conservation des renseignements

167 Conservation des renseignements — unités de conformité

168 Demande du ministre — renseignements

Dispositions transitoires

169 Unités de conformité visant l’essence

170 Unités de conformité visant le distillat

171 Demande d’inscription d’unités

Modifications corrélatives

172 Règlement sur les carburants renouvelables

173 Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement

Abrogation

175 Abrogation

Entrée en vigueur

176 Enregistrement

ANNEXE 1

ANNEXE 2

ANNEXE 3

ANNEXE 4

ANNEXE 5

ANNEXE 6

ANNEXE 7

ANNEXE 8

ANNEXE 9

ANNEXE 10

ANNEXE 11

ANNEXE 12

ANNEXE 13

ANNEXE 14

ANNEXE 15

ANNEXE 16

ANNEXE 17

ANNEXE 18

ANNEXE 19

ANNEXE 20

ANNEXE 21

Règlement sur les combustibles propres

Définitions et interprétation

Définitions

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

agent autorisé

a) Dans le cas d’une personne morale, celui de ses dirigeants qui est autorisé à agir en son nom;
b) dans le cas d’un individu, celui-ci ou toute personne qui est autorisée à agir en son nom;
c) dans le cas de toute autre entité, toute personne qui est autorisée à agir en son nom. (authorized agent)

biogaz

Mélange gazeux récupéré de la décomposition anaérobique de la biomasse et composé principalement de méthane et de dioxyde de carbone qui contient d’autres composants qui le rendent impropre, selon les normes, à l’injection dans le pipeline de gaz naturel le plus proche. (biogas)

biomasse

Fraction biodégradable des produits, des déchets et des résidus d’origine biologique, notamment les substances végétales et animales, provenant de l’agriculture, de la sylviculture ou d’autres industries telles que la pêche et l’aquaculture, ainsi que la fraction des déchets — notamment les déchets industriels et municipaux — d’origine biologique. (biomass)

borne de recharge

Appareil utilisé au Canada pour charger la batterie à bord d’un véhicule électrique par la fourniture d’électricité au véhicule électrique et doté de la capacité de communiquer avec un serveur par Internet, par signal cellulaire ou par véhicule communicant pour faire rapport de l’heure et de la quantité d’électricité fournie. (charging station)

catégorie des combustibles gazeux

Catégorie constituée du propane et du gaz naturel. (gaseous class)

catégorie des combustibles liquides

Catégorie constituée des combustibles fossiles qui sont à l’état liquide dans des conditions normales. (liquid class)

charge d’alimentation à base de pétrole

Pétrole brut ou substance produite à partir de pétrole brut ou de gaz naturel, qui est principalement utilisé comme charge d’alimentation pour produire un combustible fossile dans une raffinerie ou une usine de valorisation. Sont exclues les charges d’alimentation produites à partir de produits pétrochimiques ou d’autres flux d’hydrocarbures qui ont subi un traitement supplémentaire tel que la transformation de gaz en liquide. (petroleum feedstock)

charge d’alimentation admissible

Charge d’alimentation qui est admissible aux termes de l’article 46 et qui satisfait aux exigences prévues aux articles 48 à 52, sauf si elle est exemptée des exigences prévues aux articles 53 à 55, ainsi qu’aux exigences prévues à l’article 57. (eligible feedstock)

CO₂e

Quantité de dioxyde de carbone, exprimée en grammes ou en tonnes métriques, qui serait nécessaire pour produire un effet de réchauffement équivalent à celui d’un autre gaz à effet de serre sur une période donnée, figurant dans le modèle ACV des combustibles. (CO₂e)

combustible à faible intensité en carbone

Combustible liquide ou gazeux qui n’entre ni dans la catégorie des combustibles liquides, ni dans la catégorie des combustibles gazeux et dont l’intensité en carbone, pour la période de conformité au cours de laquelle il a été produit ou importé, est d’au plus :

a) s’agissant d’un combustible qui est à l’état liquide dans des conditions normales, 90 % de l’intensité en carbone de référence prévue à l’article 1 de l’annexe 1, dans la colonne 2, pour cette période de conformité;
b) s’agissant du gaz naturel renouvelable comprimé ou du gaz naturel renouvelable liquéfié visés au paragraphe 99(1), du gaz naturel renouvelable visé au paragraphe 100(1) ou de l’hydrogène visé à l’alinéa 104(1)b), l’intensité en carbone de référence prévue à l’article 2 de l’annexe 1, dans la colonne 2, pour cette période de conformité;
c) s’agissant du propane renouvelable visé aux paragraphes 99(1) ou 100(1) ou du propane cotraité à faible intensité en carbone visé au paragraphe 99(1), l’intensité en carbone de référence prévue à l’article 3 de l’annexe 1, dans la colonne 2, pour cette période de conformité;
d) s’agissant de gaz naturel renouvelable ou d’hydrogène — non visés à l’alinéa b) — ou de biogaz, 90 % de l’intensité en carbone de référence prévue à l’article 2 de l’annexe 1, dans la colonne 2, pour cette période de conformité;
e) s’agissant de propane renouvelable ou de propane cotraité à faible intensité en carbone — non visés à l’alinéa c) —, 90 % de l’intensité en carbone de référence prévue à l’article 3 de l’annexe 1, dans la colonne 2, pour cette période de conformité. (low-carbon-intensity fuel)

combustible cotraité à faible intensité en carbone

Portion du combustible produit à partir d’un mélange de charges d’alimentation à base de pétrole et d’autres charges d’alimentation simultanément utilisées dans la même unité de traitement d’une raffinerie ou d’une usine de valorisation qui est produite à partir d’une charge d’alimentation qui n’est pas une charge d’alimentation à base de pétrole et qui est un combustible à faible intensité en carbone. (co-processed low-carbon-intensity fuel)

conditions normales

S’entend d’une température de 15 °C (59 °F) et d’une pression de 101,325 kPa (14,696 lb/po2 (abs.)). (standard conditions)

contributeur à l’intensité en carbone

Personne qui demande l’approbation d’une intensité en carbone au titre du paragraphe 80(1) pour un ensemble d’activités menées au cours du cycle de vie d’un combustible de la catégorie des combustibles liquides ou d’un combustible à faible intensité en carbone en vue de transférer l’intensité en carbone approuvée à un créateur enregistré, à un autre contributeur à l’intensité en carbone ou à un fournisseur étranger. (carbon-intensity contributor)

créateur enregistré

Personne enregistrée auprès du ministre aux termes du paragraphe 25(1). (registered creator)

culture

Comprend les cultures provenant de la biomasse ligneuse dont la période de rotation est d’au plus vingt-cinq ans. (crop)

déclaration erronée

Erreur, omission ou inexactitude, au sens des Méthodes de vérification et de certification, et figurant dans une demande ou un rapport prévu par le présent règlement. (misstatement)

diesel

Combustible à base de pétrole liquide qui, selon le cas :

a) est vendu ou présenté comme du diesel ou comme du combustible convenant au fonctionnement d’un moteur diesel;
b) s’évapore à la pression atmosphérique, a un point d’ébullition qui se situe entre 130 °C et 400 °C et convient au fonctionnement d’un moteur diesel. (diesel)

EPA

L’Environmental Protection Agency des États-Unis. (EPA)

essence

Combustible à base de pétrole liquide qui, selon le cas :

a) est vendu ou présenté comme de l’essence, comme du combustible convenant au fonctionnement d’un moteur à allumage par bougies ou comme nécessitant seulement l’ajout de combustible à faible intensité en carbone ou de produit oxygéné pour convenir au fonctionnement d’un tel moteur;
b) convient au fonctionnement d’un moteur à allumage par bougies et, selon la méthode d’essai applicable indiquée dans la norme nationale du Canada CAN/CGSB-3.5-2021, intitulée Essence automobile, présente les caractéristiques suivantes :
- (i) une tension de vapeur d’au moins 38 kPa,
- (ii) un indice antidétonant d’au moins 80,
- (iii) une température de distillation à laquelle 10 % du combustible s’est évaporé d’au moins 35 °C et d’au plus 70 °C,
- (iv) une température de distillation à laquelle 50 % du combustible s’est évaporé d’au moins 65 °C et d’au plus 120 °C. (gasoline)

exigence de réduction

Exigence de réduction déterminée conformément à l’article 9. (reduction requirement)

exigence de réduction totale

Somme des exigences de réduction pour l’essence et le diesel pour la dernière période de conformité ayant expiré et de la partie reportée des exigences de réduction pour chaque période de conformité antérieure. (total reduction requirement)

exploitant d’un réseau de recharge

Personne qui exploite un système de communication qui recueille les données relatives à l’électricité fournie par des bornes de recharge et qui est le propriétaire de ces données. (charging-network operator)

fournisseur étranger

Propriétaire de l’installation située à l’extérieur du Canada où sont produits des combustibles à faible intensité en carbone, ou personne qui loue, exploite, contrôle ou gère l’installation. (foreign supplier)

fournisseur principal

a) S’agissant d’essence ou de diesel produits dans une installation de production de combustibles au Canada, le propriétaire de l’installation ou la personne qui la loue, l’exploite, la contrôle ou la gère;
b) s’agissant d’essence ou de diesel importés au Canada, l’importateur. (primary supplier)

gaz naturel renouvelable

Gaz provenant du traitement du biogaz ou gaz naturel synthétique provenant de la biomasse qui, selon les normes, convient à l’injection dans le pipeline de gaz naturel le plus proche. (renewable natural gas)

GPS

Système mondial de localisation. (GPS)

hôte d’une station de recharge

Propriétaire ou locataire d’une borne de recharge légalement autorisé à la faire installer. (charging-site host)

intensité en carbone

Relativement à un combustible, à une source d’énergie ou à un apport matériel qui est du gaz naturel renouvelable, du biogaz, du propane renouvelable ou de l’hydrogène, quantité de CO₂e, exprimée en grammes, par mégajoule d’énergie contenue dans le combustible, la source d’énergie ou l’apport matériel, qui est rejetée au cours du cycle de vie du combustible, de la source d’énergie ou de l’apport matériel, y compris pendant les activités menées au cours des étapes du cycle de vie, notamment :

a) l’extraction ou la production de la charge d’alimentation utilisée pour produire le combustible, la source d’énergie ou l’apport matériel;
b) le traitement, le raffinage ou la valorisation de cette charge d’alimentation pour produire le combustible, la source d’énergie ou l’apport matériel;
c) le transport ou la distribution de cette charge d’alimentation, des produits intermédiaires, du combustible, de la source d’énergie ou de l’apport matériel;
d) la combustion du combustible. (carbon intensity)

intensité en carbone de base

Moyenne pondérée des intensités en carbone de l’essence ou du diesel utilisé au Canada en 2016 et prévue au paragraphe 5(3). (baseline carbon intensity)

Loi

La Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999). (Act)

mécanisme de cession des unités de conformité

Mécanisme géré par le ministre pour la cession d’unités de conformité conformément aux articles 105 à 112. (compliance-credit transfer system)

Méthodes de vérification et de certification

Le document intitulé Méthodes de vérification et de certification — Règlement sur les combustibles propres, élaboré et publié par le ministre. (Methods for Verification and Certification)

modèle ACV des combustibles

Modèle d’analyse du cycle de vie des combustibles élaboré par le ministre conformément à la norme ISO 14040 et constitué des procédures à suivre pour déterminer l’intensité en carbone de combustibles, d’apports matériels ou de sources d’énergie, à partir des inventaires des cycles de vie de différentes filières. (Fuel LCA Model)

navire

Tout bateau, toute embarcation ou tout bâtiment conçu, utilisé ou utilisable pour la navigation sur ou sous l’eau mais qui n’est pas conçu pour se déplacer hors de l’eau. (marine vessel)

norme ISO 14040

La norme internationale ISO 14040, intitulée Management environnemental — Analyse du cycle de vie — Principes et cadre, publiée par l’Organisation internationale de normalisation. (ISO Standard 14040)

norme ISO 14044

La norme internationale ISO 14044, intitulée Management environnemental — Analyse du cycle de vie — Exigences et lignes directrices, publiée par l’Organisation internationale de normalisation. (ISO Standard 14044)

norme ISO 14064-2

La norme internationale ISO 14064-2, intitulée Gaz à effet de serre — Partie 2: Spécifications et lignes directrices, au niveau des projets, pour la quantification, la surveillance et la rédaction de rapports sur les réductions d’émissions ou les accroissements de suppressions des gaz à effet de serre, publiée par l’Organisation internationale de normalisation. (ISO Standard 14064-2)

norme ISO 14064-3:2019

La norme internationale ISO 14064-3:2019, 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, publiée par l’Organisation internationale de normalisation, dans sa version du 1^er mai 2019. (ISO Standard 14064-3:2019)

norme ISO/IEC 17011

La norme internationale ISO/IEC 17011, intitulée Évaluation de la conformité — Exigences pour les organismes d’accréditation procédant à l’accréditation d’organismes d’évaluation de la conformité, publiée par l’Organisation internationale de normalisation. (ISO/IEC Standard 17011)

norme ISO/IEC 17021-1

La norme internationale ISO/IEC 17021-1, intitulée Évaluation de la conformité — Exigences pour les organismes procédant à l’audit et à la certification des systèmes de management — Partie 1: Exigences, publiée par l’Organisation internationale de normalisation. (ISO/IEC Standard 17021-1)

norme ISO/IEC 17065

La norme internationale ISO/IEC 17065, intitulée Évaluation de la conformité — Exigences pour les organismes certifiant les produits, les procédés et les services, publiée par l’Organisation internationale de normalisation. (ISO/IEC Standard 17065)

norme ISO 19011

La norme internationale ISO 19011, intitulée Lignes directrices pour l’audit des systèmes de management, publiée par l’Organisation internationale de normalisation. (ISO Standard 19011)

organisme de vérification

Organisme de vérification visé à l’article 137. (verification body)

participant

Fournisseur principal enregistré auprès du ministre aux termes du paragraphe 10(1) ou créateur enregistré qui participe au mécanisme de cession des unités de conformité. (participant)

partie reportée des exigences de réduction

Relativement à la somme des exigences de réduction pour l’essence et le diesel pour une période de conformité, la partie qui est reportée par un fournisseur principal conformément à l’article 16, après la majoration effectuée conformément à l’article 17 et après la réduction effectuée conformément à l’article 18. (deferred portion of the reduction requirements)

période de conformité

Selon le cas :

a) la période commençant à la date de l’enregistrement du présent règlement et se terminant le 31 décembre 2022;
b) la période commençant le 1^er janvier 2023 et se terminant le 30 juin 2023;
c) la période commençant le 1^er juillet 2023 et se terminant le 31 décembre 2023
d) par la suite, chaque année civile. (compliance period)

propane cotraité à faible intensité en carbone

Combustible cotraité à faible intensité en carbone qui est un mélange composé principalement de propane et qui est à l’état gazeux dans des conditions normales. (co-processed low-carbon-intensity propane)

propane renouvelable

Mélange qui est à l’état gazeux dans des conditions normales, qui est récupéré du traitement de la biomasse et qui est composé principalement de propane, à l’exclusion du propane cotraité à faible intensité en carbone. (renewable propane)

propriétaire du régime

S’entend au sens de « propriétaire du programme » au paragraphe 3.11 de la norme ISO/IEC 17065. (scheme owner)

résidu

Substance produite au cours d’un processus de production dont elle n’est pas l’objectif principal. La présente définition exclut toute substance que le processus de production a délibérément modifiée pour la produire. (residue)

spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles

Spécifications pour le calcul, au moyen du modèle ACV des combustibles, de l’intensité en carbone de combustibles, d’apports matériels ou de sources d’énergie, élaborées et rendues publiques par le ministre. (Specifications for Fuel LCA Model CI Calculations)

station de ravitaillement

Installation au Canada où les véhicules sont alimentés en combustibles ou en hydrogène utilisé comme source d’énergie, notamment une installation mobile. (fuelling station)

substitut du diesel

Combustible à faible intensité en carbone liquide qui convient au fonctionnement d’un moteur diesel, d’une fournaise ou d’un brûleur à flamme nue, ou qui est utilisé dans l’aviation. (diesel replacement)

substitut de l’essence

Combustible à faible intensité en carbone liquide qui convient au fonctionnement d’un moteur à allumage par bougies. (gasoline replacement)

titulaire

Relativement aux comptes ouverts au titre de l’article 28, le fournisseur principal ou le créateur enregistré pour qui le ministre a ouvert ces comptes. (account holder)

unité de conformité provisoire

Unité de conformité visée au paragraphe 23(1). (provisional compliance credit)

véhicule à pile à hydrogène

Véhicule propulsé uniquement par un moteur électrique qui consomme l’électricité produite à partir d’hydrogène par des cellules électrochimiques. (hydrogen fuel cell vehicle)

véhicule électrique

Véhicule propulsé par un moteur électrique alimenté en électricité par une batterie rechargeable qui est rechargée à partir d’une source d’électricité externe. La présente définition comprend les véhicules électriques hybrides rechargeables. (electric vehicle)

Hydrogène utilisé comme source d’énergie

(2) Pour l’application du présent règlement, l’hydrogène visé à l’alinéa 104(1)a) est réputé être un combustible à faible intensité en carbone si son intensité en carbone, pour la période de conformité au cours de laquelle il est utilisé, n’est pas supérieure à l’intensité en carbone de référence prévue pour cette période de conformité à l’article 2 de l’annexe 1, dans la colonne 2.

Gaz comprimé et gaz liquéfié

(3) Dans le présent règlement, la mention :

a) d’hydrogène vise également l’hydrogène comprimé et l’hydrogène liquéfié;
b) de gaz naturel vise également le gaz naturel comprimé et le gaz naturel liquéfié;
c) de gaz naturel renouvelable vise également le gaz naturel renouvelable comprimé et le gaz naturel renouvelable liquéfié.

Combustibles cotraités à faible intensité en carbone

(4) Les dispositions ci-après ne s’appliquent pas aux combustibles cotraités à faible intensité en carbone :

a) alinéas 19(1)b) et c);
b) alinéas 20b) et c);
c) alinéas 57(1)b) et (2)d);
d) paragraphe 59(2);
e) article 75;
f) article 76;
g) paragraphes 86(2) et (8);
h) article 91;
i) article 94;
j) article 95;
k) paragraphe 97(2);
l) article 100;
m) article 108;
n) article 123;
o) articles 5 et 6 de l’annexe 3;
p) articles 1 à 6 de l’annexe 14;
q) article 8 de l’annexe 15.

Incorporation par renvoi

2 (1) Dans le présent règlement, toute mention d’une norme ou d’une méthode incorporée par renvoi, à l’exception de la norme ISO 14064-3:2019, se rapporte à sa version éventuellement modifiée.

Interprétation des documents incorporés par renvoi

(2) Pour l’interprétation des documents incorporés par renvoi dans le présent règlement, le mot « should » dans la version anglaise ou l’emploi du conditionnel, ainsi que toute recommandation ou suggestion, expriment une obligation, sauf indication contraire du contexte. Il est entendu qu’une indication contraire du contexte ne peut prévaloir dans le cas de l’exactitude ou de la précision d’une mesure.

Incompatibilité avec le présent règlement

(3) Les dispositions du présent règlement l’emportent sur les dispositions incompatibles de tout document qui y est incorporé par renvoi.

Conditions normales

3 Dans le présent règlement, sauf disposition contraire, la mention d’un volume ou d’une quantité de gaz ou de liquide exprimés en mètres cubes vise un tel volume ou une telle quantité dans des conditions normales.

Application

Exemption — fournisseur principal

4 (1) Le fournisseur principal qui, au cours d’une période de conformité donnée, produit ou importe au Canada un volume d’essence ou de diesel inférieur à 400 m³ est soustrait à l’application du présent règlement à l’égard du combustible en cause pour cette période de conformité.

Non-application — certains combustibles

(2) Le présent règlement ne s’applique pas à l’égard de l’essence ou du diesel, selon le cas :

a) qui est de l’essence aviation;
b) qui est exporté du Canada;
c) qui est utilisé aux fins de recherche scientifique, à l’exception de la recherche portant sur les préférences des consommateurs à l’égard de diverses propriétés des combustibles ou des études de marché;
d) qui est vendu ou livré pour alimenter le moteur des véhicules — notamment les navires — utilisés exclusivement pour la compétition.

Exception

(3) Toutefois, le fournisseur principal qui, au cours d’une période de conformité donnée, produit ou importe au Canada un volume d’essence ou de diesel égal ou supérieur à 400 m³ consigne le volume de chaque combustible visé aux alinéas (2)a) à d) qui est produit ou importé au cours d’une période de conformité et indique ce volume dans le rapport de conformité transmis au ministre au titre de l’article 127.

Précision

(4) Il est entendu que les combustibles visés aux alinéas (2)a) à d) ne sont pas pris en compte dans la détermination des volumes visés au paragraphe (1) qui sont produits ou importés au Canada par le fournisseur principal.

Exigences pour les combustibles liquides

Limites d’intensité en carbone

Exigence — intensité en carbone

5 (1) Pour l’application de l’article 139 de la Loi, les stocks — déterminés conformément à l’article 8 — des combustibles fossiles liquides d’un fournisseur principal visés à la colonne 1 du tableau du présent paragraphe ne doivent pas avoir une intensité en carbone supérieure à la limite correspondante prévue à la colonne 2 pour la période de conformité correspondante.

TABLEAU

Limites d’intensité en carbone des combustibles
Article	Colonne 1 Combustibles fossiles liquides	Colonne 2 Limite pour chaque période de conformité (gCO₂e/MJ)
Article	Colonne 1 Combustibles fossiles liquides	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030 et après
1	Essence	91,5	90,0	88,5	87,0	85,5	84,0	82,5	81,0
2	Diesel	89,5	88,0	86,5	85,0	83,5	82,0	80,5	79,0

Diminution de l’intensité en carbone

(2) Le fournisseur principal se conforme au paragraphe (1), pour un combustible et une période de conformité donnés, en diminuant l’intensité en carbone de son stock de ce combustible pour cette période de conformité d’une portion égale à la différence entre l’intensité en carbone de base du combustible et la limite prévue au tableau de ce paragraphe pour ce combustible et cette période de conformité. L’intensité en carbone est diminuée par l’utilisation d’unités de conformité conformément à l’article 11 pour satisfaire à l’exigence de réduction pour cette période de conformité.

Intensité en carbone de base

(3) Pour l’application du paragraphe (2), l’intensité en carbone de base de l’essence est de 95 gCO₂e/MJ et celle du diesel est de 93 gCO₂e/MJ.

Non-application

(4) Le paragraphe (1) ne s’applique pas aux combustibles qui sont produits ou importés au Canada avant le 1^er juillet 2023.

Exigence volumétrique — essence

6 (1) Pour l’application de l’article 139 de la Loi, au moins 5 % du volume du stock d’essence du fournisseur principal déterminé conformément à l’article 8 est remplacé par un volume équivalent de substitut de l’essence pour chaque période de conformité.

Exclusion — Terre-Neuve-et-Labrador

(2) Pour l’application du paragraphe (1), le fournisseur principal peut, pour une période de conformité, déduire de son stock d’essence déterminé conformément à l’article 8 le volume d’essence qu’il a, au cours de la période de conformité, produit ou importé à Terre-Neuve-et-Labrador et vendu ou livré pour une utilisation dans cette province, s’il consigne les renseignements établissant que le volume d’essence remplit ces conditions.

Non-application

(3) Le paragraphe (1) ne s’applique pas à l’essence produite ou importée au Canada avant le 1^er juillet 2023.

Exigence volumétrique — diesel

7 (1) Pour l’application de l’article 139 de la Loi, au moins 2 % du volume du stock de diesel du fournisseur principal déterminé conformément à l’article 8 est remplacé par un volume équivalent de substitut du diesel pour chaque période de conformité.

Exclusion — Terre-Neuve-et-Labrador

(2) Pour l’application du paragraphe (1), le fournisseur principal peut, pour une période de conformité, déduire de son stock de diesel déterminé conformément à l’article 8 le volume de diesel qu’il a, au cours de la période de conformité, produit ou importé à Terre-Neuve-et-Labrador et vendu ou livré pour une utilisation dans cette province, s’il consigne les renseignements établissant que le volume de diesel remplit ces conditions.

Non-application

(3) Le paragraphe (1) ne s’applique pas au diesel produit ou importé au Canada avant le 1^er juillet 2023.

Stocks de combustibles liquides — volume

8 (1) Le fournisseur principal détermine, pour chaque période de conformité, le volume total, exprimé en mètres cubes, de son stock d’essence ou de diesel, selon le cas, qui remplit au moins l’une des conditions suivantes :

a) il a été produit par le fournisseur principal à une installation de production de combustibles au Canada et, au cours de la période de conformité :
- (i) soit il a été expédié à partir de l’installation,
- (ii) soit il a été utilisé pour alimenter le réservoir de carburant d’un véhicule ou d’un autre équipement mobile à l’installation;
b) il a été importé au Canada par le fournisseur principal au cours de la période de conformité.

Volumes soustraits

(2) Toutefois, le fournisseur principal peut, pour chaque période de conformité, déduire de son stock d’essence ou de diesel, selon le cas, tout volume de ce combustible qui remplit l’une des conditions ci-après si, avant le 1^er août de l’année civile suivant la fin de la période de conformité, il consigne les renseignements l’établissant :

a) il a été vendu ou livré pour une utilisation autre que sa combustion;
b) il a été vendu ou livré pour utilisation dans un navire à destination d’un port non canadien;
c) il a été vendu ou livré pour utilisation à des fins non industrielles dans une région géographique qui n’est desservie ni par un réseau de distribution d’électricité assujetti aux normes de la North American Electric Reliability Corporation, ni par un réseau de distribution de gaz naturel;
d) il a été vendu ou livré aux fins de chauffage de locaux;
e) il a été vendu ou livré pour utilisation dans la production d’électricité dans une région géographique qui n’est desservie ni par un réseau de distribution d’électricité assujetti aux normes de la North American Electric Reliability Corporation, ni par un réseau de distribution de gaz naturel.

Exigence de réduction

Réduction en tonnes métriques

9 Pour l’application du paragraphe 5(2), l’intensité en carbone du stock d’essence ou de diesel pour une période de conformité est considérée comme diminuée si le nombre de tonnes métriques de CO₂e rejetées pendant le cycle de vie de ce combustible est réduit de la valeur de l’exigence de réduction pour cette période de conformité déterminé selon la formule suivante :

IC_diff × (Q × D) × 10^-6: où :
IC_diff: représente la différence, exprimée en gCO₂e/MJ, entre l’intensité en carbone de base de ce combustible prévue au paragraphe 5(3) et la limite prévue à la colonne 2 du tableau du paragraphe 5(1) pour ce combustible et cette période de conformité;
Q: le volume du stock du combustible, déterminé conformément à l’article 8 pour la période de conformité et exprimé en mètres cubes;
D: la densité énergétique du combustible prévue à la colonne 2 de l’annexe 2 ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, au choix du fournisseur principal.

Enregistrement comme fournisseur principal

Rapport d’enregistrement

10 (1) Le fournisseur principal s’enregistre auprès du ministre en lui transmettant un rapport d’enregistrement comportant les renseignements prévus aux articles 1 à 3 de l’annexe 3 au plus tard quarante-cinq jours après la date à laquelle il produit ou importe au Canada, au cours d’une même période de conformité, un volume total d’essence ou de diesel égal ou supérieur à 400 m³.

Exception — enregistrement dans les 90 jours

(2) Toutefois, le rapport d’enregistrement peut également être transmis à tout moment au cours de la période commençant à la date d’enregistrement du présent règlement et se terminant quatre-vingt-dix jours plus tard.

Modification des renseignements

(3) En cas de modification des renseignements prévus à l’article 1 de l’annexe 3 et fournis dans le rapport d’enregistrement, le fournisseur principal transmet au ministre un avis comportant les nouveaux renseignements dans les trente jours suivant la date de la modification.

Avis d’annulation

(4) Le fournisseur principal dont l’enregistrement n’est pas exigé par le paragraphe (1) pour une période de conformité donnée et qui, pour toutes les périodes de conformité antérieures, s’est conformé aux exigences du présent règlement, notamment les exigences volumétriques prévues aux paragraphes 6(1) et 7(1) et l’exigence de réduction, peut annuler son enregistrement comme fournisseur principal en transmettant au ministre un avis à cet effet.

Annulation par le ministre

(5) Si, après avoir reçu l’avis prévu au paragraphe (4), il est convaincu que le fournisseur principal s’est conformé aux exigences du présent règlement pour toutes les périodes de conformité antérieures, le ministre, à la fois :

a) annule les unités de conformité qui se trouvent dans les comptes du fournisseur principal ouverts au titre de l’article 28, si le fournisseur principal n’est pas un créateur enregistré;
b) annule l’enregistrement du fournisseur principal à ce titre;
c) transmet au fournisseur principal un avis l’informant que son enregistrement est annulé.

Précision

(6) Il est entendu que le paragraphe (1) s’applique au fournisseur principal dont l’enregistrement a été annulé par le ministre conformément au paragraphe (5).

Unités de conformité

Utilisation

Satisfaction à l’exigence de réduction

11 (1) Le fournisseur principal utilise les unités de conformité qu’il crée au titre des articles 19 et 20 ou qui lui sont cédées au titre du mécanisme de cession des unités de conformité pour satisfaire à l’exigence de réduction totale.

Réductions réputées

(2) Chaque unité de conformité utilisée par le fournisseur principal pour l’essence ou le diesel produit ou importé au Canada pendant une période de conformité donnée est réputée réduire d’une tonne métrique la quantité de CO₂e rejetée par le combustible au cours de son cycle de vie pendant la période de conformité.

Création antérieure d’unités provisoires

(3) Le fournisseur principal n’utilise que les unités de conformité créées comme unités de conformité provisoires avant la fin d’une période de conformité ou créées au titre du paragraphe 19(2) pour satisfaire à l’exigence de réduction pour cette période de conformité.

Annulation après utilisation

(4) Le ministre annule toute unité de conformité dès qu’elle est utilisée.

Conformité réputée — essence

12 (1) Pour l’application du paragraphe 6(1), les unités de conformité qui sont créées au titre des alinéas 19(1)a), b) ou c) par la production ou l’importation au Canada d’un volume de substitut de l’essence et utilisées conformément à l’article 11 par le fournisseur principal pour une période de conformité donnée sont réputées remplacer, pour la période de conformité en cause, un volume équivalent de son stock d’essence.

Conformité réputée — diesel

(2) Pour l’application du paragraphe 7(1), les unités de conformité qui sont créées au titre des alinéas 19(1)a), b) ou c) par la production ou l’importation au Canada d’un volume de substitut du diesel et utilisées conformément à l’article 11 par le fournisseur principal pour une période de conformité donnée sont réputées remplacer, pour la période de conformité en cause, un volume équivalent de son stock de diesel.

Création antérieure d’unités provisoires

(3) Le fournisseur principal n’utilise que les unités de conformité créées comme unités de conformité provisoires avant la fin d’une période de conformité donnée pour satisfaire aux exigences volumétriques prévues aux paragraphes 6(1) ou 7(1) pour cette période de conformité.

31 juillet — essence

13 (1) Pour l’application du paragraphe 12(1), le fournisseur principal doit, au plus tard le 31 juillet suivant la fin de la période de conformité, utiliser conformément au paragraphe 12(3) les unités de conformité qui sont inscrites à son compte ouvert au titre de l’alinéa 28a), jusqu’à la première des éventualités suivantes :

a) l’exigence volumétrique prévue au paragraphe 6(1) est remplie pour la période de conformité;
b) aucune de ces unités de conformité ne demeure inscrite au compte.

31 juillet — diesel

(2) Pour l’application du paragraphe 12(2), le fournisseur principal doit, au plus tard le 31 juillet suivant la fin de la période de conformité, utiliser conformément au paragraphe 12(3) les unités de conformité qui sont inscrites à son compte ouvert au titre de l’alinéa 28a), jusqu’à la première des éventualités suivantes :

a) l’exigence volumétrique prévue au paragraphe 7(1) est remplie pour la période de conformité;
b) aucune de ces unités de conformité ne demeure inscrite au compte.

31 juillet — programme de financement

(3) Pour l’application de l’article 11 et sous réserve du paragraphe 15(1), le fournisseur principal utilise, au plus tard le 31 juillet suivant la fin de la période de conformité, toutes les unités de conformité qu’il a créées en contribuant à un programme enregistré de financement des réductions des émissions conformément à l’alinéa 118(1)a) pour satisfaire à l’exigence de réduction pour cette période de conformité.

31 juillet — exigence de réduction

(4) Pour l’application de l’article 11 et sous réserve des paragraphes 15(2) et (3), le fournisseur principal utilise, au plus tard le 31 juillet suivant la fin de la période de conformité, les unités de conformité qui sont inscrites à ses comptes ouverts au titre de l’article 28, jusqu’à la première des éventualités suivantes :

a) l’exigence de réduction est remplie pour la période de conformité;
b) aucune de ces unités de conformité ne demeure inscrite aux comptes.

Choix des unités de conformité

(5) Sous réserve des paragraphes (1) et (2), si l’éventualité visée à l’alinéa (4)a) se produit avant celle visée à l’alinéa (4)b), le fournisseur principal satisfait à l’exigence de réduction en utilisant les unités de conformité qu’il choisit et indique dans le rapport de conformité qu’il transmet au titre du paragraphe 127(1).

Annulation des unités le 1^er août

(6) Le 1^er août qui suit la fin de la période de conformité, le ministre annule toute unité de conformité visée au paragraphe (3) que le fournisseur principal n’a pas utilisée.

Non-application des paragraphes (1) à (4)

(7) Les paragraphes (1) à (4) ne s’appliquent pas aux périodes de conformité qui se terminent avant le 1^er juillet 2023.

15 décembre — essence

14 (1) Pour l’application du paragraphe 12(1), le fournisseur principal qui, le 1^er août suivant la fin de la période de conformité, ne s’est pas conformé à l’exigence volumétrique prévue au paragraphe 6(1) pour cette période de conformité utilise pour ce faire, au plus tard le 15 décembre suivant, les unités de conformité qui lui ont été cédées au titre de l’article 112.

15 décembre — diesel

(2) Pour l’application du paragraphe 12(2), le fournisseur principal qui, le 1^er août suivant la fin de la période de conformité, ne s’est pas conformé à l’exigence volumétrique prévue au paragraphe 7(1) pour cette période de conformité utilise pour ce faire, au plus tard le 15 décembre suivant, les unités de conformité qui lui ont été cédées au titre de l’article 112.

Autres unités

(3) Pour l’application de l’article 11 et sous réserve du paragraphe 15(1), le fournisseur principal qui, le 1^er août suivant la fin de la période de conformité, n’a pas satisfait à l’exigence de réduction pour cette période de conformité utilise pour ce faire, au plus tard le 15 décembre suivant, les unités de conformité qui lui ont été cédées au titre de l’article 112 ou qu’il a créées en contribuant à un programme enregistré de financement des réductions des émissions conformément à l’alinéa 118(1)b).

Conformité au 15 décembre

(4) Sous réserve des articles 16 à 18, le fournisseur principal utilise, au plus tard le 15 décembre suivant la fin de la période de conformité, pour satisfaire à l’exigence de réduction totale et se conformer aux exigences volumétriques prévues aux paragraphes 6(1) et 7(1) pour cette période de conformité, les unités de conformité qui se trouvent dans ses comptes ouverts au titre de l’article 28.

Annulation le 16 décembre

(5) Le 16 décembre qui suit la fin de la période de conformité, le ministre annule toute unité de conformité visée au paragraphe (3) que le fournisseur principal n’a pas utilisée.

Non-application des paragraphes (1) à (4)

(6) Les paragraphes (1) à (4) ne s’appliquent pas aux périodes de conformité qui se terminent avant le 1^er juillet 2023.

Limite d’utilisation — programme de financement

15 (1) Le fournisseur principal veille à ce que le nombre total d’unités de conformité créées au titre du paragraphe 19(2) qui sont utilisées conformément aux paragraphes 13(3) et 14(3), à l’alinéa 18(1)a) et au paragraphe 18(3) au cours de l’année civile suivant la fin de la période de conformité ne dépasse pas 10 % de l’exigence de réduction totale qui s’applique à lui.

Limite — alinéa 28b)

(2) Le fournisseur principal veille à ce que le nombre total d’unités de conformité inscrites à son compte ouvert au titre de l’alinéa 28b) qui sont utilisées conformément au paragraphe 13(4) et à l’alinéa 18(1)b) au cours de l’année civile suivant la fin de la période de conformité ne dépasse pas 10 % de l’exigence de réduction totale qui s’applique à lui.

Limite — méthode de quantification générique

(3) Le fournisseur principal veille à ce que le nombre total d’unités de conformité créées au titre de l’alinéa 19(1)a) pour un projet à l’égard duquel une méthode de quantification générique des réductions des émissions est applicable, qui sont utilisées conformément au paragraphe 13(4) et aux alinéas 18(1)b) et c) au cours de l’année civile suivant la fin de la période de conformité, ne dépasse pas 10 % de l’exigence de réduction totale qui s’applique à lui.

Report des exigences de réduction

16 (1) Au plus tard le 15 décembre suivant la fin de la période de conformité, le fournisseur principal peut reporter la satisfaction aux exigences de réduction qui s’appliquent à lui pour cette période de conformité d’un nombre d’unités de conformité n’excédant pas le plus élevé de zéro et du résultat de la formule suivante :

10 % × R_actuelle − R_reportée: où :
R_actuelle: représente la somme des exigences de réduction qui s’appliquent au fournisseur principal pour l’essence et le diesel pour la période de conformité;
R_reportée: la somme de toutes les parties reportées des exigences de réduction pour l’essence et le diesel pour les périodes de conformité antérieures.

Conditions du report

(2) Le fournisseur principal ne peut effectuer le report que si les conditions suivantes sont remplies :

a) le ministre a transmis l’avis conformément au paragraphe 111(2) pour la période de conformité ou le fournisseur principal a acquis pour cette période de conformité, par cession sur le marché de compensation des unités de conformité, le nombre d’unités de conformité déterminé conformément à l’alinéa 112(5)b);
b) par sa contribution à un programme enregistré de financement des réductions des émissions, le fournisseur principal a créé des unités de conformité en nombre suffisant pour satisfaire à 10 % de l’exigence de réduction totale pour tous les types de combustibles pour cette période de conformité.

Conformité sur cinq ans

(3) Le fournisseur principal qui reporte une partie de la satisfaction aux exigences de réduction qui s’appliquent à lui pour une période de conformité en vertu du paragraphe (1) satisfait à la partie reportée des exigences de réduction au plus tard le 15 décembre suivant le cinquième anniversaire de la fin de cette période de conformité.

Majoration de la partie reportée

17 Chaque 16 décembre suivant la fin de la période de conformité pour laquelle un report est effectué conformément au paragraphe 16(1) et précédant le cinquième anniversaire de la fin de cette période de conformité, la partie reportée des exigences de réduction est multipliée par 1,05.

Réduction au 31 juillet

18 (1) Afin de réduire conformément à l’article 11 la partie reportée des exigences de réduction, le fournisseur principal utilise, pendant la période qui commence le lendemain de la date à laquelle la période de conformité prend fin et se termine le 31 juillet suivant cette date, les unités de conformité ci-après qui sont inscrites à ses comptes ouverts au titre de l’article 28 en nombre supérieur à celui qui est nécessaire pour satisfaire à l’exigence de réduction pour la dernière période de conformité ayant expiré :

a) sous réserve du paragraphe 15(1), toutes les unités de conformité qu’il a créées par sa contribution à un programme enregistré de financement des réductions des émissions conformément à l’alinéa 118(1)a);
b) sous réserve des paragraphes 15(2) et (3), toute unité de conformité inscrite à son compte ouvert au titre de l’alinéa 28b);
c) sous réserve du paragraphe 15(3), toute unité de conformité inscrite à son compte ouvert au titre de l’alinéa 28a).

Choix

(2) Le fournisseur principal qui a des unités de conformité en nombre supérieur à celui qui est nécessaire pour satisfaire à la partie reportée des exigences de réduction conformément au paragraphe (1) peut choisir le nombre des unités visées aux alinéas (1)b) et c) qui seront utilisées.

Réduction au 15 décembre

(3) Sous réserve du paragraphe 15(1), le fournisseur principal qui, le 1^er août suivant la fin de la période de conformité, n’a pas satisfait à la partie reportée des exigences de réduction pour une période de conformité antérieure conformément au paragraphe (2) la réduit en utilisant, au plus tard le 15 décembre suivant, toutes les unités de conformité qui lui ont été cédées sur le marché de compensation des unités de conformité au titre de l’article 112, ou qu’il a créées par sa contribution à un programme enregistré de financement des réductions des émissions conformément à l’alinéa 118(1)b), et qui sont inscrites à son compte ouvert au titre de l’alinéa 28a) en nombre supérieur à celui qui est nécessaire pour satisfaire aux exigences de réduction pour la dernière période de conformité ayant expiré.

Multiples périodes de conformité

(4) Le fournisseur principal qui n’a pas satisfait à la partie reportée des exigences de réduction pour plus d’une période de conformité antérieure ne peut utiliser les unités de conformité conformément aux paragraphes (1) ou (3) afin de satisfaire à la partie reportée des exigences de réduction pour une période de conformité donnée que s’il satisfait à la partie reportée des exigences de réduction pour chaque période de conformité antérieure à la période de conformité donnée.

Non-application

(5) Les paragraphes (1) à (4) ne s’appliquent pas avant le 1^er janvier 2025.

Création

Réduction des émissions de CO₂e

Catégorie des combustibles liquides

19 (1) Le créateur enregistré peut créer des unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles liquides dans les cas suivants :

a) le créateur enregistré ou la personne avec laquelle il a conclu un accord de création au titre de l’article 21 diminue l’intensité en carbone d’un combustible de la catégorie des combustibles liquides en réalisant à l’égard de ce combustible un projet de réduction des émissions de CO₂e prévu à l’article 30 qui est reconnu conformément aux paragraphes 35(1), 36(1), 37(3), 39(1) ou 40(3), selon le cas;
b) le créateur enregistré importe au Canada une quantité de combustible à faible intensité en carbone à laquelle peut être attribuée une réduction du nombre de tonnes métriques de CO₂e qui auraient autrement été rejetées en utilisant un combustible de la catégorie des combustibles liquides, si le combustible à faible intensité en carbone remplit les conditions suivantes :
- (i) il est à l’état liquide dans des conditions normales,
- (ii) il est visé à l’article 94,
- (iii) il est utilisé ou vendu pour utilisation au Canada comme combustible pur ou dans un mélange,
- (iv) il satisfait aux exigences prévues à l’article 56;
c) le créateur enregistré ou la personne avec laquelle il a conclu un accord de création au titre de l’article 21 produit au Canada une quantité de combustible à faible intensité en carbone à laquelle peut être attribuée une réduction du nombre de tonnes métriques de CO₂e qui auraient autrement été rejetées en utilisant un combustible de la catégorie des combustibles liquides, si le combustible à faible intensité en carbone remplit les conditions suivantes :
- (i) il est à l’état liquide dans des conditions normales,
- (ii) il est visé à l’article 94,
- (iii) il est utilisé ou vendu pour utilisation au Canada comme combustible pur ou dans un mélange,
- (iv) il satisfait aux exigences prévues à l’article 56;
d) le créateur enregistré ou la personne avec laquelle il a conclu un accord de création au titre de l’article 21 réduit le nombre de tonnes métriques d’émissions de CO₂e lors de l’utilisation comme combustible dans un véhicule au Canada d’une quantité de combustible de la catégorie des combustibles liquides en remplaçant cette utilisation, selon le cas :
- (i) par l’utilisation comme combustible dans un véhicule au Canada, conformément à l’article 98, d’une quantité de propane, de gaz naturel comprimé ou de gaz naturel liquéfié,
- (ii) par l’utilisation comme combustible dans un véhicule au Canada, conformément à l’article 99, d’une quantité de propane renouvelable, de propane cotraité à faible intensité en carbone, de gaz naturel renouvelable comprimé ou de gaz naturel renouvelable liquéfié qui satisfont aux exigences prévues à l’article 56,
- (iii) par l’utilisation comme combustible dans un véhicule au Canada, conformément à l’article 100, d’une quantité de propane renouvelable ou de gaz naturel renouvelable qui satisfont aux exigences prévues à l’article 56,
- (iv) par l’utilisation comme source d’énergie dans un véhicule électrique au Canada, conformément aux articles 101 et 102, d’une quantité d’électricité,
- (v) par l’utilisation, conformément à l’article 104, d’une quantité d’hydrogène qui satisfait aux exigences prévues à l’article 56 :
  - (A) comme source d’énergie dans un véhicule à pile à hydrogène au Canada,
  - (B) comme combustible dans un véhicule au Canada, autre qu’un véhicule à pile à hydrogène.

Contribution à un programme de financement

(2) Le fournisseur principal peut créer des unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles liquides en contribuant à un programme enregistré de financement des réductions des émissions conformément à l’article 118.

Catégorie des combustibles gazeux

20 Le créateur enregistré peut créer des unités de conformité pour la catégorie des combustibles gazeux dans les cas suivants :

a) le créateur enregistré ou la personne avec laquelle il a conclu un accord de création au titre de l’article 21 diminue l’intensité en carbone d’un combustible de la catégorie des combustibles gazeux en réalisant à l’égard de ce combustible un projet de réduction des émissions de CO₂e prévu à l’alinéa 30d) qui réduit l’intensité en carbone d’un combustible de la catégorie des combustibles liquides et qui est reconnu conformément aux paragraphes 36(1), 37(3), 39(1) ou 40(3), selon le cas;
b) le créateur enregistré importe au Canada une quantité de combustible à faible intensité en carbone à laquelle peut être attribuée une réduction du nombre de tonnes métriques de CO₂e qui auraient autrement été rejetées en utilisant un combustible de la catégorie des combustibles gazeux, si le combustible à faible intensité en carbone remplit les conditions suivantes :
- (i) il est du biogaz, du gaz naturel renouvelable, du propane renouvelable ou de l’hydrogène,
- (ii) il est visé à l’article 95,
- (iii) il est utilisé ou vendu pour utilisation au Canada comme combustible pur ou dans un mélange,
- (iv) il satisfait aux exigences prévues à l’article 56;
c) le créateur enregistré ou la personne avec laquelle il a conclu un accord de création au titre de l’article 21 produit au Canada une quantité de combustible à faible intensité en carbone à laquelle peut être attribuée une réduction du nombre de tonnes métriques de CO₂e qui auraient autrement été rejetées en utilisant un combustible de la catégorie des combustibles gazeux, si le combustible à faible intensité en carbone remplit les conditions suivantes :
- (i) il est du biogaz, du gaz naturel renouvelable, du propane renouvelable ou de l’hydrogène,
- (ii) il est visé aux articles 95 ou 96, selon le cas,
- (iii) il est utilisé ou vendu pour utilisation au Canada comme combustible pur ou dans un mélange,
- (iv) il satisfait aux exigences prévues à l’article 56.

Accord de création d’unités

21 (1) Le créateur enregistré peut, avant de créer des unités de conformité provisoires, conclure un accord en vue de la création d’unités de conformité au cours d’une période de conformité donnée avec :

a) la personne qui réalise un projet de réduction des émissions de CO₂e prévu à l’article 30 ou la personne visée aux paragraphes 98(1), 99(1), 101(1), 102(1) ou 104(1);
b) si l’accord vise uniquement la création d’unités de conformité par la production au Canada d’une quantité de combustibles à faible intensité en carbone, le producteur visé aux paragraphes 94(1), 95(1), 96(1) ou 100(1).

Validité de l’accord — exigences

(2) L’accord n’est valide que s’il est signé par l’agent autorisé de chaque partie et contient les éléments suivants :

a) pour chaque partie à l’accord :
- (i) ses nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique,
- (ii) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de son agent autorisé,
- (iii) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique d’une personne-ressource, sauf si cette personne est l’agent autorisé;
b) la période de conformité visée par l’accord;
c) dans le cas où l’accord concerne la réalisation d’un projet de réduction des émissions de CO₂e prévu à l’article 30 :
- (i) le nom de l’installation où le projet est exécuté ou, si l’équipement avec lequel le projet est exécuté n’est pas situé dans une installation, le nom de l’équipement,
- (ii) les coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, l’adresse municipale de l’installation ou de l’équipement,
- (iii) le type de combustible cotraité à faible intensité en carbone produit à l’installation, le cas échéant;
d) dans le cas où l’accord concerne la production de combustibles visés aux paragraphes 94(1), 95(1), 96(1) ou 100(1) dans une installation, pour chaque installation où ils sont produits :
- (i) ses nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale,
- (ii) le type de combustible qui y est produit;
e) dans le cas où l’accord concerne la fourniture de combustibles visés aux paragraphes 98(1) ou 99(1) par des stations de ravitaillement, pour chacune d’elles :
- (i) ses nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale,
- (ii) le type de combustible qu’elle fournit;
f) dans le cas où l’accord est conclu avec l’exploitant d’un réseau de recharge visé au paragraphe 102(1), pour chaque borne de recharge comprise dans le réseau :
- (i) la province où elle est située,
- (ii) une mention indiquant si elle est destinée principalement à l’utilisation des occupants d’un logement privé, à l’utilisation du public ou à une autre utilisation;
g) dans le cas où l’accord est conclu avec l’hôte d’une station de recharge visé au paragraphe 101(1), pour chaque borne de recharge dont celui-ci est le propriétaire ou le locataire :
- (i) la province où elle est située,
- (ii) le cas échéant, le nom de l’exploitant d’un réseau de recharge qui exploite le système de communication recueillant les données de cette borne de recharge;
h) dans le cas où l’accord est conclu avec le propriétaire ou l’exploitant de stations de ravitaillement en hydrogène visé au paragraphe 104(1), les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de chaque station.

Transmission au ministre

22 (1) Le créateur enregistré transmet l’accord visé à l’article 21 au ministre et, sous réserve du paragraphe (2), ne crée des unités de conformité provisoires dans le cadre de l’accord qu’à compter du lendemain de la date de transmission.

Exception — transmission dans les soixante premiers jours

(2) Si l’accord est transmis au ministre dans les soixante premiers jours de la période de conformité visée par l’accord, les unités de conformité provisoires peuvent être créées dans le cadre de l’accord à compter du premier jour de cette période de conformité, sauf si l’accord prévoit une date ultérieure.

Création d’unités de conformité provisoires

Création d’unités de conformité provisoires

23 (1) Les unités de conformité créées au titre du paragraphe 19(1) et de l’article 20 sont considérées comme des unités de conformité provisoires lors de leur création.

Non-utilisation des unités provisoires

(2) Le fournisseur principal ne doit pas utiliser d’unités de conformité provisoires pour satisfaire à l’exigence de réduction totale ou aux exigences volumétriques prévues aux paragraphes 6(1) ou 7(1), ni les céder dans le cadre du mécanisme de cession des unités de conformité.

Utilisation unique pour création des unités provisoires

(3) Une quantité de combustible ou de source d’énergie utilisée par une personne pour la création d’unités de conformité provisoires au titre de l’un des paragraphes 94(1), 95(1), 96(1), 98(1), 99(1), 100(1), 101(1), 102(1) et 104(1) ne doit pas être utilisée à nouveau par une autre personne pour créer des unités de conformité au titre de la même disposition et la quantité utilisée plus d’une fois au titre d’une même disposition est réputée n’avoir créé aucune unité de conformité provisoire.

Perte du statut provisoire

(4) Les unités de conformité provisoires qui font l’objet du rapport sur la création transmis au titre des articles 120 ou 121 cessent d’être provisoires dès que le ministre les inscrit à un compte conformément aux paragraphes 24(1) ou (2).

Propriété des unités de conformité provisoires

(5) Dès lors que le créateur enregistré crée une unité de conformité provisoire, il en est le propriétaire.

Propriétaire unique

(6) L’unité de conformité provisoire ne peut avoir qu’un seul propriétaire à la fois.

Inscription au compte

24 (1) Les unités de conformité qui font l’objet du rapport sur la création transmis au titre des articles 120 ou 121 sont inscrites par le ministre au compte du créateur enregistré aussitôt que possible après la réception du rapport, conformément à ce qui suit :

a) les unités de conformité créées au titre du paragraphe 19(1) sont inscrites au compte ouvert au titre de l’alinéa 28a);
b) celles créées au titre de l’article 20 sont inscrites au compte ouvert au titre de l’alinéa 28b).

Inscription — ajustement des unités

(2) Les unités de conformité créées au titre des articles 88, 89 ou 90 qui font l’objet du rapport sur la création transmis au titre de l’article 120 ou du rapport d’ajustement transmis au titre de l’article 122 sont inscrites par le ministre à l’un des comptes du créateur enregistré ouverts au titre de l’article 28 aussitôt que possible après la réception du rapport.

Numéro d’identification

(3) Le ministre assigne un numéro d’identification à chaque unité de conformité lors de son inscription à un compte.

Enregistrement comme créateur enregistré

Rapport d’enregistrement

25 (1) La personne qui a l’intention de créer des unités de conformité au titre du paragraphe 19(1) ou de l’article 20 ou dans le cadre de l’accord de création visé à l’article 21 peut s’enregistrer auprès du ministre comme créateur enregistré en transmettant au ministre un rapport d’enregistrement comportant les renseignements prévus à l’article 1 de l’annexe 3 et à ceux des articles 4 à 12 de cette annexe qui s’appliquent.

Enregistrement avant la création

(2) Le créateur enregistré ne peut créer aucune unité de conformité provisoire au titre du paragraphe 19(1) ou de l’article 20 avant le lendemain de la date à laquelle il devient un créateur enregistré.

Exception — enregistrement dans les 60 jours

(3) Toutefois, la personne qui transmet au ministre un rapport d’enregistrement dans les soixante jours suivant la date d’enregistrement du présent règlement peut créer des unités de conformité provisoires à compter de cette date.

Modification des renseignements

26 (1) En cas de modification des renseignements prévus à l’article 1 de l’annexe 3 et fournis dans le rapport d’enregistrement, le créateur enregistré transmet au ministre un avis comportant les nouveaux renseignements dans les trente jours suivant la date de la modification.

Articles 4 à 12 de l’annexe 3

(2) En cas de modification des renseignements prévus aux articles 4 à 12 de l’annexe 3 et fournis dans le rapport d’enregistrement, le créateur enregistré transmet au ministre un avis comportant les nouveaux renseignements au plus tard à la date où il est tenu de transmettre le prochain rapport au titre des paragraphes 120(1) ou 121(1).

Nouvel accord de création

(3) Le créateur enregistré qui conclut un accord de création au titre de l’article 21 transmet au ministre un avis comportant les renseignements prévus à l’article 1 de l’annexe 3 et à ceux des articles 4 à 12 de cette annexe qui concernent les activités menées par la personne avec qui il a conclu l’accord.

Annulation de l’enregistrement

27 (1) Le créateur enregistré peut annuler son enregistrement comme créateur enregistré si, à la fois :

a) il transmet au ministre un avis indiquant son intention d’annuler son enregistrement;
b) il transmet au ministre tous les rapports et avis qu’il est tenu de transmettre au titre du présent règlement.

Annulation par le ministre

(2) Si, après avoir reçu l’avis prévu à l’alinéa (1)a), il est convaincu que le créateur enregistré s’est conformé aux exigences du présent règlement, le ministre, à la fois :

a) annule les unités de conformité qui se trouvent dans les comptes du créateur enregistré ouverts au titre de l’article 28, si le créateur enregistré n’est pas un fournisseur principal;
b) annule l’enregistrement du créateur enregistré à ce titre;
c) transmet au créateur enregistré un avis l’informant que son enregistrement est annulé.

Comptes des unités de conformité

Ouverture

28 Dès l’enregistrement du fournisseur principal aux termes du paragraphe 10(1) ou du créateur enregistré aux termes du paragraphe 25(1), le ministre lui ouvre les comptes ci-après dans le mécanisme de cession des unités de conformité :

a) un compte d’unités de conformité pour les combustibles liquides;
b) un compte d’unités de conformité pour les combustibles gazeux.

Unités de conformité au compte

29 Les unités de conformité demeurent au compte où elles ont été inscrites jusqu’à leur annulation ou leur cession.

Projet de réduction des émissions de CO₂e

Série d’activités

30 Le projet de réduction des émissions de CO₂e consiste en une série d’activités dont la réalisation a pour résultat, selon le cas :

a) de réduire le nombre de tonnes métriques des émissions de CO₂e rejetées pendant les activités menées au cours du cycle de vie d’un combustible fossile qui est à l’état liquide dans des conditions normales, notamment les émissions liées à l’extraction des hydrocarbures utilisés pour produire le combustible, au traitement, au raffinage ou à la valorisation de ces hydrocarbures pour produire le combustible, au transport ou à la distribution de ces hydrocarbures ou du combustible et à la combustion du combustible;
b) de séquestrer toutes émissions de CO₂e rejetées pendant les activités menées au cours du cycle de vie d’un combustible fossile qui est à l’état liquide dans des conditions normales, notamment les émissions liées à l’extraction des hydrocarbures utilisés pour produire le combustible, au traitement, au raffinage ou à la valorisation de ces hydrocarbures pour produire le combustible, au transport ou à la distribution de ces hydrocarbures ou du combustible et à la combustion du combustible;
c) d’utiliser toutes émissions de CO₂e rejetées pendant les activités menées au cours du cycle de vie d’un combustible fossile qui est à l’état liquide dans des conditions normales, notamment les émissions liées à l’extraction des hydrocarbures utilisés pour produire le combustible, au traitement, au raffinage ou à la valorisation de ces hydrocarbures pour produire le combustible, au transport ou à la distribution de ces hydrocarbures ou du combustible et à la combustion du combustible;
d) de produire une quantité de combustible cotraité à faible intensité en carbone auquel peut être attribuée une réduction du nombre de tonnes métriques de CO₂e qui auraient autrement été rejetées en utilisant un combustible de la catégorie des combustibles liquides ou de la catégorie des combustibles gazeux, si le combustible cotraité à faible intensité en carbone remplit les conditions suivantes :
- (i) il est utilisé ou vendu pour utilisation au Canada comme combustible pur ou dans un mélange,
- (ii) il satisfait aux exigences prévues à l’article 56.

Méthode de quantification générique

31 (1) Le ministre peut établir une méthode de quantification générique des réductions des émissions applicable à tout projet auquel aucune méthode de quantification spécifique ne s’applique à la date de reconnaissance du projet au titre des paragraphes 35(1) ou 39(1).

Conditions

(2) La méthode de quantification générique des réductions des émissions remplit les conditions suivantes :

a) elle est conforme à la norme ISO 14064-2;
b) elle établit une période de dix ans à compter de la date de reconnaissance du projet ou, si elle est postérieure, de la date visée à l’alinéa 34(2)b) qui est souhaitée pour la création d’unités de conformité provisoires à la fin de laquelle la réalisation du projet cessera de donner lieu à la création d’unités de conformité;
c) elle prévoit qu’elle s’applique aux projets réalisés au Canada ou dans le pays étranger, ou la subdivision d’un tel pays, qu’elle précise et qui a conclu avec le Canada l’accord visé à l’alinéa 39(1)b).

Méthode de quantification spécifique

32 (1) Le ministre peut établir une méthode de quantification spécifique des réductions des émissions applicable au projet d’un type spécifique.

Conditions

(2) La méthode de quantification spécifique des réductions des émissions remplit les conditions suivantes :

a) elle est conforme à la norme ISO 14064-2;
b) elle est fondée sur des données vérifiables pour une période donnée;
c) elle est fondée sur des facteurs d’émissions que des sources scientifiques généralement reconnues considèrent, à la fois :
- (i) comme étant appropriés pour la quantification de la réduction, de la séquestration ou de l’utilisation des émissions de CO₂e pour le projet,
- (ii) comme n’ayant pas pour résultat de surestimer cette quantification;
d) elle établit une période d’au moins dix ans à compter de la date de reconnaissance du projet ou, si elle est postérieure, de la date visée à l’alinéa 34(2)b) qui est souhaitée pour la création d’unités de conformité provisoires à la fin de laquelle la réalisation du projet cessera de donner lieu à la création d’unités de conformité;
e) elle prévoit les données nécessaires à la détermination du nombre d’unités de conformité créées au titre des alinéas 19(1)a) ou 20a) par la réalisation du projet au cours d’une période donnée;
f) elle prévoit qu’elle s’applique aux projets réalisés au Canada ou dans le pays étranger, ou la subdivision d’un tel pays, qu’elle précise et qui a conclu avec le Canada l’accord visé à l’alinéa 39(1)b).

Exception

33 Malgré les articles 31 et 32, aucune méthode de quantification des réductions des émissions ne s’applique aux types de projets ci-après et aucune unité de conformité n’est créée au titre des alinéas 19(1)a) ou 20a) dans le cadre de ces projets :

a) les projets qui comprennent un changement opérationnel ou physique visant uniquement à réduire la production de combustibles;
b) les projets qui sont des activités d’entretien;
c) les projets qui comprennent la réduction du nombre de tonnes métriques de CO₂e rejetées en raison du remplacement de l’utilisation d’un type de pétrole brut traité par une installation par l’utilisation d’un autre type de pétrole brut;
d) les projets qui consistent en des pratiques courantes utilisées dans le cours normal des affaires;
e) les projets qui comprennent la réduction du nombre de tonnes métriques des émissions de CO₂e rejetées lors de l’extraction des hydrocarbures utilisés pour produire le combustible, du traitement, du raffinage ou de la valorisation de ces hydrocarbures pour produire le combustible, du transport ou de la distribution de ces hydrocarbures ou du combustible et de la combustion du combustible en remplaçant l’utilisation de ce combustible par celle de combustibles, d’hydrogène ou d’électricité pour lesquels des unités de conformité peuvent être créées au titre de l’un ou l’autre des articles 94, 96, 98 à 102 et 104.

Demande de reconnaissance

34 (1) Le créateur enregistré peut demander au ministre la reconnaissance d’un projet de réduction des émissions de CO₂e visé à l’article 30 comme projet dont la réalisation au Canada permet la création d’unités de conformité.

Contenu de la demande

(2) La demande est signée par l’agent autorisé du créateur enregistré et contient les renseignements suivants :

a) ceux prévus à l’annexe 4;
b) le cas échéant, la date à compter de laquelle le créateur enregistré souhaite que la réalisation du projet donne lieu à la création d’unités de conformité provisoires et qui tombe au plus tard dix-huit mois après la date de la demande;
c) une mention précisant si le créateur enregistré sollicite l’utilisation de la méthode de quantification générique des réductions des émissions ou l’utilisation de la méthode de quantification spécifique des réductions des émissions, selon celle de ces méthodes qui s’applique au projet, et le nom de cette méthode.

Reconnaissance — méthode de quantification générique

35 (1) Si, dans la demande de reconnaissance d’un projet visée au paragraphe 34(1), le créateur enregistré sollicite l’utilisation de la méthode de quantification générique des réductions des émissions qui est applicable au projet, le ministre reconnaît le projet comme projet dont la réalisation donne lieu à la création d’unités de conformité s’il est convaincu, sur la base des renseignements que lui a fournis le créateur enregistré, que les conditions suivantes sont remplies :

a) les activités ayant pour résultat la réduction, la séquestration ou l’utilisation des émissions de CO₂e seront réalisées au Canada;
b) la réduction, la séquestration ou l’utilisation des émissions de CO₂e résultant du projet sera établie conformément à la méthode de quantification générique des réductions des émissions;
c) l’activité qui est précisée dans la méthode de quantification générique des réductions des émissions et qui permet de commencer à réduire, à séquestrer ou à utiliser les émissions de CO₂e a été ou sera menée le 1^er juillet 2017 ou après cette date;
d) les activités précisées qui seraient menées si le projet n’était pas réalisé et les émissions de CO₂e rejetées lors de ces activités, ainsi que les sources et puits de gaz à effet de serre choisis par le demandeur pour déterminer ces émissions, à la fois :
- (i) présentent une équivalence fonctionnelle avec le projet en termes de type et de niveau d’activité des produits fournis,
- (ii) sont conformes à la norme ISO 14064-2 et à la méthode de quantification générique des réductions des émissions,
- (iii) n’ont pas pour résultat de surestimer les émissions de CO₂e résultant des activités précisées qui auraient été réalisées par le demandeur;
e) les sources et puits de gaz à effet de serre qui sont pertinents pour le projet et qui sont choisis par le demandeur remplissent les conditions suivantes :
- (i) ils sont conformes à la norme ISO 14064-2 et à la méthode de quantification générique des réductions des émissions,
- (ii) ils n’ont pas pour résultat de sous-estimer les émissions de CO₂e rejetées au cours du projet.

Identifiant alphanumérique unique

(2) Le ministre assigne un identifiant alphanumérique unique au projet de réduction des émissions de CO₂e reconnu au titre du paragraphe (1).

Nombre d’unités de conformité

(3) La réalisation du projet reconnu au titre du paragraphe (1) peut donner lieu à la création, pour chaque période de conformité, du nombre d’unités de conformité provisoires déterminé au prorata de la quantité de combustible fossile liquide ou de pétrole brut dont l’intensité en carbone a été diminuée par la série d’activités réalisées dans le cadre du projet et qui n’est pas exportée du Canada, conformément à la méthode de quantification générique des réductions des émissions.

Fin du projet

(4) La réalisation du projet reconnu au titre du paragraphe (1) cesse de donner lieu à la création d’unités de conformité à compter de la fin de la période visée à l’alinéa 31(2)b) ou, le cas échéant, de la période de cinq ans prévue au paragraphe 42(1).

Reconnaissance — méthode de quantification spécifique

36 (1) Si, dans la demande de reconnaissance d’un projet visée au paragraphe 34(1), le créateur enregistré sollicite l’utilisation de la méthode de quantification spécifique des réductions des émissions qui est applicable au projet, le ministre reconnaît le projet comme projet dont la réalisation permet la création d’unités de conformité s’il est convaincu, sur la base des renseignements que lui a fournis le créateur enregistré, que les conditions suivantes sont remplies :

a) les activités ayant pour résultat la réduction, la séquestration ou l’utilisation des émissions de CO₂e seront menées au Canada;
b) la réduction, la séquestration ou l’utilisation des émissions de CO₂e résultant du projet sera établie conformément à la méthode de quantification spécifique des réductions des émissions;
c) l’activité qui est précisée dans la méthode de quantification spécifique des réductions des émissions et qui permet de commencer à réduire, à séquestrer ou à utiliser les émissions de CO₂e a été ou sera menée le 1^er juillet 2017 ou après cette date, sauf si la méthode prévoit que cette activité peut être menée avant cette date.

Identifiant alphanumérique unique

(2) Le ministre assigne un identifiant alphanumérique unique au projet de réduction des émissions de CO₂e reconnu au titre du paragraphe (1).

Nombre d’unités de conformité

Fin du projet

(4) La réalisation du projet reconnu au titre du paragraphe (1) cesse de donner lieu à la création d’unités de conformité à compter de la fin de la période visée à l’alinéa 32(2)d) ou, le cas échéant, de la période de cinq ans prévue au paragraphe 42(1).

Demande de reconnaissance — changement de méthode

37 (1) Si, après la reconnaissance d’un projet de réduction des émissions de CO₂e au titre du paragraphe 35(1), mais avant la fin de la période visée à l’alinéa 31(2)b) ou, le cas échéant, de la période de cinq ans prévue au paragraphe 42(1), le ministre établit au titre du paragraphe 32(1) une méthode de quantification spécifique des réductions des émissions applicable au projet, le créateur enregistré peut lui demander la reconnaissance du projet comme projet dont la réalisation au Canada permet la création d’unités de conformité par l’utilisation de cette méthode.

Contenu de la demande

(2) La demande est signée par l’agent autorisé du créateur enregistré et contient les renseignements suivants :

a) toute modification aux renseignements contenus dans la demande initiale de reconnaissance présentée au titre du paragraphe 34(1), autres que ceux prévus à l’alinéa 2d) de l’annexe 4;
b) une mention précisant que le créateur enregistré sollicite l’utilisation de la méthode de quantification spécifique des réductions des émissions et le nom de cette méthode;
c) les renseignements prévus à l’alinéa 2d) de l’annexe 4 pour cette méthode;
d) le cas échéant, la date à compter de laquelle le créateur enregistré souhaite que la réalisation du projet donne lieu à la création d’unités de conformité provisoires et qui tombe, à la fois :
- (i) au plus tard dix-huit mois après la date de la demande,
- (ii) avant la fin de la période visée à l’alinéa 31(2)b) ou, le cas échéant, de la période de cinq ans prévue au paragraphe 42(1).

Reconnaissance par le ministre

(3) Le ministre reconnaît le projet de réduction des émissions de CO₂e comme projet dont la réalisation permet la création d’unités de conformité s’il est convaincu, sur la base des renseignements que lui a fournis le créateur enregistré, que les conditions prévues aux alinéas 36(1)a) à c) sont remplies.

Identifiant alphanumérique unique

(4) Le ministre assigne un identifiant alphanumérique unique au projet de réduction des émissions de CO₂e reconnu au titre du paragraphe (3).

Période de création des unités de conformité

(5) Sous réserve du paragraphe 42(4), la période pendant laquelle la réalisation du projet peut donner lieu à la création d’unités de conformité provisoires commence à la date de reconnaissance du projet au titre du paragraphe (3) ou, si elle est postérieure, à la date visée à l’alinéa (2)d) qui est souhaitée pour la création d’unités de conformité provisoires, et sa durée est déterminée selon la formule suivante :

S − J: où :
S: représente la période mentionnée à l’alinéa 32(2)d), qui est prévue par la méthode de quantification spécifique des réductions des émissions applicable au projet, exprimée en nombre de jours;
J: le nombre de jours au cours de la période visée à l’alinéa 31(2)b) pendant lesquels la réalisation du projet a donné lieu à la création d’unités de conformité provisoires par l’utilisation de la méthode de quantification générique des réductions des émissions.

Nombre d’unités de conformité

(6) La réalisation du projet de réduction des émissions de CO₂e reconnu au titre du paragraphe (3) donne lieu à la création, pour la période visée au paragraphe (5) ou, le cas échéant, au paragraphe 42(4), du nombre d’unités de conformité provisoires déterminé au prorata de la quantité de combustible fossile liquide ou de pétrole brut dont l’intensité en carbone a été diminuée par la série d’activités réalisées dans le cadre du projet et qui n’est pas exportée du Canada, conformément à la méthode de quantification spécifique des réductions des émissions.

Fin du projet — méthode générique

(7) La réalisation du projet reconnu au titre du paragraphe (3) cesse de donner lieu à la création d’unités de conformité au titre de l’article 35 à compter de la veille de la date à laquelle commence la période visée au paragraphe (5).

Fin du projet — méthode spécifique

(8) La réalisation du projet reconnu au titre du paragraphe (3) cesse de donner lieu à la création d’unités de conformité au titre du paragraphe (6) à compter de la fin de la période visée au paragraphe (5) ou, le cas échéant, de la période de cinq ans prévue au paragraphe 42(1).

Demande de reconnaissance — pays étranger

38 (1) Le créateur enregistré peut demander au ministre la reconnaissance d’un projet de réduction des émissions de CO₂e visé à l’article 30 réalisé dans un pays étranger ou dans une subdivision d’un tel pays comme projet dont la réalisation permet la création d’unités de conformité, si un accord visé à l’alinéa 39(1)b) couvrant le type de projet a été conclu entre le Canada et le pays étranger ou la subdivision.

Contenu de la demande

(2) La demande est signée par l’agent autorisé du créateur enregistré et contient les renseignements suivants :

a) ceux prévus à l’annexe 4;
b) le cas échéant, la date à compter de laquelle le créateur enregistré souhaite que la réalisation du projet donne lieu à la création d’unités de conformité provisoires et qui tombe au plus tard dix-huit mois après la date de la demande;
c) une mention précisant si le créateur enregistré sollicite l’utilisation de la méthode de quantification générique des réductions des émissions ou de la méthode de quantification spécifique des réductions des émissions, selon celle de ces méthodes qui s’applique au projet et qui est prévue par l’accord visé au paragraphe (1), ainsi que le nom de cette méthode.

Reconnaissance — projet dans un pays étranger

39 (1) Le ministre reconnaît le projet de réduction des émissions de CO₂e réalisé dans un pays étranger, ou une subdivision d’un tel pays, comme projet dont la réalisation permet la création d’unités de conformité s’il est convaincu, à la fois :

a) sur la base des renseignements que lui a fournis le créateur enregistré, que les exigences prévues aux paragraphes (2) ou (3), selon le cas, sont remplies;
b) que le Canada a conclu avec le pays étranger ou la subdivision un accord qui remplit les exigences prévues au paragraphe (4).

Méthode de quantification générique

(2) Dans le cas de la demande visant, aux termes du paragraphe 38(1), la reconnaissance d’un projet de réduction des émissions de CO₂e et l’utilisation de la méthode de quantification générique des réductions des émissions qui est applicable au projet, le projet satisfait aux exigences suivantes :

a) les activités ayant pour résultat la réduction, la séquestration ou l’utilisation des émissions de CO₂e qui seront menées à l’étranger sont comparables en efficacité avec les projets réalisés au Canada à l’égard de la réduction, la séquestration ou l’utilisation des émissions de CO₂e rejetées pendant les activités menées au cours du cycle de vie d’un combustible fossile qui est à l’état liquide dans des conditions normales;
b) l’activité qui est précisée dans la méthode générique de quantification des réductions des émissions et qui permet de commencer à réduire, à séquestrer ou à utiliser les émissions de CO₂e a été ou sera menée le 1^er juillet 2017 ou après cette date;
c) la réduction, la séquestration ou l’utilisation des émissions de CO₂e qui résultent du projet seront déterminées conformément à la méthode de quantification générique des réductions des émissions;
d) les activités précisées qui seraient menées si le projet n’était pas réalisé et les émissions de CO₂e rejetées lors de ces activités, ainsi que les sources et puits de gaz à effet de serre choisis par le demandeur pour déterminer ces émissions, à la fois :
- (i) présentent une équivalence fonctionnelle avec le projet en termes de type et de niveau d’activité des produits fournis,
- (ii) sont conformes à la norme ISO 14064-2 et à la méthode de quantification générique des réductions des émissions,
- (iii) n’ont pas pour résultat de surestimer les émissions de CO₂e résultant des activités précisées qui auraient été réalisées par le demandeur;
e) les sources et puits de gaz à effet de serre qui sont pertinents pour le projet et qui sont choisis par le demandeur remplissent les conditions suivantes :
- (i) ils sont conformes à la norme ISO 14064-2 et à la méthode de quantification générique des réductions des émissions,
- (ii) ils n’ont pas pour résultat de sous-estimer les émissions de CO₂e rejetées au cours du projet.

Méthode de quantification spécifique

(3) Dans le cas de la demande visant, aux termes du paragraphe 38(1), la reconnaissance d’un projet de réduction des émissions de CO₂e et l’utilisation de la méthode de quantification spécifique des réductions des émissions qui est applicable au projet, le projet satisfait aux exigences suivantes :

a) les activités ayant pour résultat la réduction, la séquestration ou l’utilisation des émissions de CO₂e qui seront menées à l’étranger seront comparables en efficacité avec les projets réalisés au Canada à l’égard de la réduction, la séquestration ou l’utilisation des émissions de CO₂e rejetées pendant les activités menées au cours du cycle de vie d’un combustible fossile qui est à l’état liquide dans des conditions normales;
b) l’activité qui est précisée dans la méthode spécifique de quantification des réductions des émissions et qui permet de commencer à réduire, à séquestrer ou à utiliser les émissions de CO₂e a été ou sera menée le 1^er juillet 2017 ou après cette date, sauf si la méthode prévoit que l’activité peut être menée avant cette date;
c) la réduction, la séquestration ou l’utilisation des émissions de CO₂e qui résultent du projet seront déterminées conformément à la méthode de quantification spécifique des réductions des émissions.

Accord entre le Canada et le pays étranger

(4) L’accord avec le pays étranger ou une subdivision de ce pays mentionné à l’alinéa (1)b) satisfait aux exigences suivantes :

a) il prévoit toute méthode de quantification générique des réductions des émissions et toute méthode de quantification spécifique des réductions des émissions applicables aux projets de types précis réalisés dans le pays étranger ou dans la subdivision;
b) il reconnaît que les réductions des émissions qui résultent de ces types de projets précis ne résultent pas de pratiques courantes qui seraient utilisées dans le cours normal des affaires;
c) il reconnaît que les réductions des émissions qui résultent de ces types de projets précis sont permanentes;
d) il reconnaît qu’il existe des lois en matière d’environnement qui sont en vigueur et exécutoires dans le pays étranger ou la subdivision, qui s’appliquent aux types de projets précis et qui sont comparables, en termes d’efficacité, aux lois environnementales en vigueur au Canada;
e) il reconnaît qu’il existe des lois en lien avec les exigences prévues à l’alinéa c) qui sont en vigueur et exécutoires dans le pays étranger ou la subdivision et qui sont comparables, en termes d’efficacité, aux lois environnementales en vigueur au Canada;
f) il prévoit la façon dont le pays étranger ou la subdivision mène des activités d’application de la loi, notamment des inspections, des vérifications de conformité et des enquêtes sur les infractions, et la façon dont ce pays ou cette subdivision impose le respect des lois visées aux alinéas d) et e) à un niveau équivalent aux mécanismes d’application de la loi au Canada;
g) il prévoit la façon dont le pays étranger ou la subdivision coopérera et échangera des renseignements avec le Canada dans le but d’appuyer l’administration et le contrôle d’application du présent règlement.

Identifiant alphanumérique unique

(5) Le ministre assigne un identifiant alphanumérique unique au projet de réduction des émissions de CO₂e reconnu au titre du paragraphe (1).

Fin du projet

(6) La réalisation du projet reconnu au titre du paragraphe (1) cesse de donner lieu à la création d’unités de conformité au titre de l’article 41 à la première des dates suivantes :

a) à la date de fin de la période visée à l’alinéa 31(2)b) ou, le cas échéant, de la période de cinq ans prévue au paragraphe 42(1);
b) la date à laquelle le Canada n’a plus d’accord avec le pays étranger ou la subdivision où le projet est réalisé.

Demande de reconnaissance — changement de méthode

40 (1) Si, après la reconnaissance au titre du paragraphe 39(1) d’un projet de réduction des émissions de CO₂e qui utilise la méthode de quantification générique des réductions des émissions comme projet dont la réalisation permet la création d’unités de conformité, mais avant la fin de la période visée à l’alinéa 31(2)b) ou, le cas échéant, de la période de cinq ans prévue au paragraphe 42(1), le ministre établit au titre du paragraphe 32(1) une méthode de quantification spécifique des réductions des émissions applicable au projet et si l’accord visé à l’alinéa 39(1)b) est modifié pour prévoir l’utilisation de cette méthode de quantification spécifique pour ce type de projet, le créateur enregistré peut demander au ministre la reconnaissance du projet comme projet dont la réalisation permet la création d’unités de conformité par l’utilisation de cette méthode de quantification spécifique.

Contenu de la demande

(2) La demande est signée par l’agent autorisé du créateur enregistré et contient les renseignements suivants :

a) toute modification aux renseignements contenus dans la demande initiale présentée au titre du paragraphe 38(1), autres que ceux prévus à l’alinéa 2d) de l’annexe 4;
b) une mention précisant que le créateur enregistré sollicite l’utilisation de la méthode de quantification spécifique des réductions des émissions;
c) les renseignements prévus à l’alinéa 2d) de l’annexe 4 pour cette méthode;
d) le cas échéant, la date à compter de laquelle le créateur enregistré souhaite que la réalisation du projet donne lieu à la création d’unités de conformité provisoires et qui tombe, à la fois :
- (i) au plus tard dix-huit mois après la date de la demande,
- (ii) avant la fin de la période visée à l’alinéa 31(2)b) ou, le cas échéant, de la période de cinq ans prévue au paragraphe 42(1).

Reconnaissance par le ministre

(3) Le ministre reconnaît le projet comme projet dont la réalisation permet la création d’unités de conformité s’il est convaincu, sur la base des renseignements que lui a fournis le créateur enregistré, que les exigences prévues à l’alinéa 39(1)(b) et au paragraphe 39(3) sont remplies.

Identifiant alphanumérique unique

(4) Le ministre assigne un identifiant alphanumérique unique au projet de réduction des émissions de CO₂e reconnu au titre du paragraphe (3).

Création des unités de conformité

(5) Sous réserve du paragraphe 42(4), la période pendant laquelle la réalisation du projet peut donner lieu à la création d’unités de conformité provisoires commence à la date de reconnaissance du projet au titre du paragraphe (3) ou, si elle est postérieure, à la date visée à l’alinéa (2)d) et sa durée est déterminée selon la formule suivante :

S − J: où :
S: représente la période mentionnée à l’alinéa 32(2)d), qui est prévue par la méthode de quantification spécifique des réductions des émissions prévue par l’accord visé à l’alinéa 39(1)b) et applicable au projet, exprimée en nombre de jours;
J: le nombre de jours au cours de la période visée à l’alinéa 31(2)b) pendant lesquels la réalisation du projet a donné lieu à la création d’unités de conformité provisoires par l’utilisation de la méthode de quantification générique des réductions des émissions.

Fin du projet — méthode générique

(6) La réalisation du projet reconnu au titre du paragraphe (3) cesse de donner lieu à la création d’unités de conformité au titre de l’article 39 à la première des dates suivantes :

a) la veille de la date à laquelle commence la période visée au paragraphe (5);
b) la date à laquelle le Canada n’a plus d’accord avec le pays étranger ou la subdivision où le projet est réalisé.

Fin du projet — méthode spécifique

(7) La réalisation du projet reconnu au titre du paragraphe (3) cesse de donner lieu à la création d’unités de conformité au titre de l’article 41 à compter de la fin de la période visée au paragraphe (5) ou, le cas échéant, la période de cinq ans prévue au paragraphe 42(1).

Nombre d’unités de conformité – étranger

41 La réalisation du projet de réduction des émissions de CO₂e reconnu au titre des paragraphes 39(1) ou 40(3) donne lieu à la création du nombre d’unités de conformité provisoires déterminé au prorata de la quantité de combustible fossile liquide ou de pétrole brut dont l’intensité en carbone a été diminuée par la série d’activités réalisées dans le cadre du projet et qui est importée au Canada, conformément à la méthode de quantification des réductions des émissions applicable au projet prévue par l’accord visé à l’alinéa 39(1)b).

Prolongation de la période — cinq ans

42 (1) Sous réserve du paragraphe (3), au cours de l’année qui précède la fin de la période visée aux alinéas 31(2)b) ou 32(2)d) ou aux paragraphes 37(5) ou 40(5), selon le cas, le créateur enregistré peut demander au ministre de prolonger cette période pour une période unique de cinq ans.

Contenu de la demande

(2) La demande de prolongation est signée par l’agent autorisé du créateur enregistré et, en cas de modification aux renseignements contenus dans la demande initiale de reconnaissance du projet de réduction des émissions de CO₂e, elle contient les nouveaux renseignements.

Aucune prolongation

(3) Dans le cas d’un projet de réduction des émissions de CO₂e reconnu au titre des paragraphes 35(1) ou 39(1) comme projet dont la réalisation permet la création d’unités de conformité par l’utilisation d’une méthode générique de quantification des émissions, aucune demande de prolongation ne peut être présentée si, au cours de l’année qui précède la fin de la période de création d’unités de conformité visée à l’alinéa 31(2)b) le ministre établit au titre du paragraphe 32(1) une méthode de quantification spécifique des réductions des émissions applicable au projet.

Prolongation après changement de méthode

(4) Si, pendant la période de prolongation de cinq ans accordée par le ministre à l’égard du projet de réduction des émissions de CO₂e reconnu au titre des paragraphes 35(1) ou 39(1) comme projet dont la réalisation permet la création d’unités de conformité par l’utilisation d’une méthode de quantification générique des réductions des émissions, le ministre reconnaît le projet au titre des paragraphes 37(3) ou 40(3) comme projet dont la réalisation permet la création d’unités de conformité par l’utilisation d’une méthode de quantification spécifique des réductions des émissions, la période pendant laquelle la réalisation du projet peut donner lieu à la création d’unités de conformité provisoires commence à la date de reconnaissance du projet au titre des paragraphes 37(3) ou 40(3) ou, si elle est postérieure, à la date visée aux alinéas 37(2)d) ou 40(2)d) et sa durée est déterminée selon la formule suivante :

P − J: où :
P: représente la période de prolongation de cinq ans accordée par le ministre, exprimée en nombre de jours;
J: le nombre de jours au cours de la période P pendant lesquels la réalisation du projet a donné lieu à la création d’unités de conformité provisoires par l’utilisation de la méthode de quantification générique des réductions des émissions.

Textes législatifs fédéraux ou provinciaux

43 Si une des activités du projet de réduction des émissions de CO₂e cesse d’aller plus loin que les exigences des textes législatifs du Canada ou d’une province — autres que ceux relatifs aux systèmes de tarification des émissions de gaz à effet de serre, ceux relatifs à la réduction de l’intensité en carbone des combustibles ou ceux relatifs à l’utilisation de combustibles à faible intensité en carbone —, le nombre d’unités de conformité provisoires visées aux paragraphes 35(3), 36(3) et 37(6) et à l’article 41 qui sont créées par la réalisation du projet est réduit proportionnellement à la réduction des émissions de CO₂e résultant de cette activité.

Non-conformité aux exigences relatives aux renseignements

44 Si le créateur enregistré ne se conforme pas aux exigences des articles 166 et 168 à l’égard d’un projet de réduction des émissions de CO₂e, toute unité de conformité créée par la réalisation du projet pendant la période au cours de laquelle il ne s’y est pas conformé n’est pas valide et est considérée comme étant une unité de conformité excédentaire que le ministre peut suspendre au titre de l’article 158 ou annuler au titre de l’article 160.

Remplacement de l’utilisation de combustibles fossiles

Critères d’utilisation des terres et critères de biodiversité pour les combustibles à faible intensité en carbone

Quantité maximale

45 (1) La quantité maximale d’un combustible à faible intensité en carbone qui est produit à une installation donnée par un producteur au Canada ou par un fournisseur étranger au cours de chaque période prévue au paragraphe (3) pour laquelle des unités de conformité peuvent être créées par la réalisation d’un projet de réduction des émissions de CO₂e visé à l’alinéa 30d) ou au titre de l’un des articles 94 à 96, 99, 100 et 104 est déterminée selon la formule suivante :

Q_combustible × Q_admissibles ÷ (Q_admissibles + Q_{non-admissibles}): où :
Q_combustible: représente la quantité du combustible à faible intensité en carbone produit à l’installation pendant la période en cause, exprimée en kilogrammes ou en mètres cubes, selon le cas;
Q_admissibles: la quantité de charges d’alimentation admissibles qui satisfait aux exigences de l’article 47 utilisées à l’installation par le producteur au Canada ou par le fournisseur étranger pour produire le combustible à faible intensité en carbone au cours de la période en cause, exprimée en kilogrammes ou en mètres cubes, selon le cas;
Q_{non-admissibles}: la quantité de charges d’alimentation — autre que la quantité de charges d’alimentation admissibles — utilisées à l’installation par le producteur au Canada ou par le fournisseur étranger pour produire le combustible à faible intensité en carbone au cours de la période en cause, exprimée en kilogrammes ou en mètres cubes, selon le cas.

Intensité en carbone

(2) Pour l’application du paragraphe (1), le combustible à faible intensité en carbone est celui qui, selon le cas :

a) a une intensité en carbone à laquelle un identifiant alphanumérique a été assigné aux termes du paragraphe 85(2);
b) a l’intensité en carbone par défaut prévue à l’alinéa 75(1)a) ou déterminée conformément à la méthode de quantification des réductions des émissions applicable au projet prévu à l’alinéa 30d).

Périodes

(3) Les périodes de production des combustibles à faible intensité en carbone, pour chaque période de conformité qui se termine après le 1^er janvier 2024, sont les suivantes :

a) la période commençant le 1^er janvier de la période de conformité et se terminant le 31 mars suivant;
b) la période commençant le 1^er avril de la période de conformité et se terminant le 30 juin suivant;
c) la période commençant le 1^er juillet de la période de conformité et se terminant le 30 septembre suivant;
d) la période commençant le 1^er octobre de la période de conformité et se terminant le 31 décembre suivant.

Utilisation exclusive

(4) Toute personne qui utilise une quantité de combustible à faible intensité en carbone produite à partir de charges d’alimentation admissibles pour créer des crédits dans un ressort étranger ou pour satisfaire aux exigences relatives aux émissions de gaz à effet de serre dans un tel ressort ne doit pas utiliser cette quantité pour la création d’unités de conformité par la réalisation d’un projet de réduction des émissions de CO₂e visé à l’alinéa 30d) ou au titre de l’un des articles 94 à 96, 99, 100 et 104.

Conditions d’admissibilité

46 (1) Sous réserve du paragraphe (2) et des articles 48 à 55, 57 et 58, les charges d’alimentation suivantes sont admissibles :

a) celles qui ne proviennent pas de la biomasse;
b) celles qui proviennent de l’un des éléments suivants :
- (i) la biomasse forestière provenant des activités de protection et de prévention contre les incendies ou provenant des activités de défrichage sans lien avec la récolte, notamment l’installation d’infrastructures, la lutte contre les ravageurs et les maladies ainsi que l’entretien routier,
- (ii) les résidus de cultures ou les cultures endommagées,
- (iii) les résidus forestiers secondaires qui constituent des sous-produits d’opérations de transformation industrielle du bois,
- (iv) les matières organiques usagées ou non comestibles provenant de zones résidentielles, de magasins de vente au détail, de restaurants, de traiteurs ou d’usines de transformation des aliments,
- (v) les graisses ou huiles végétales usagées,
- (vi) les litières usagées pour animaux,
- (vii) les matières animales, notamment le fumier,
- (viii) les effluents industriels,
- (ix) les eaux usées municipales,
- (x) les matériaux de construction ou de démolition usagés;
c) celles qui proviennent de la biomasse agricole ou forestière et ne proviennent pas des matières ou d’une source visées à l’alinéa b).

Charges d’alimentation délibérément usagées

(2) La charge d’alimentation qui provient de la biomasse agricole ou forestière et qui a été intentionnellement altérée afin de remplir l’une des conditions visées à l’alinéa (1)b) est considérée comme n’étant pas une charge d’alimentation admissible pour l’application de cet alinéa.

Quantité de charges d’alimentation admissibles

47 (1) La quantité de charges d’alimentation admissibles d’un type donné qui, après le 31 décembre 2023, est retirée du lieu où elle a été récoltée, mélangée, traitée, séparée ou obtenue ne doit pas être supérieure au résultat de la formule suivante :

Q_inventaire + Q_entrante: où :
Q_inventaire: représente la quantité de charges d’alimentation admissibles de ce type qui se trouvaient dans le lieu après le dernier retrait d’une quantité de charges d’alimentation admissibles, exprimée en kilogrammes ou en mètres cubes, selon le cas;
Q_entrante: la quantité de charges d’alimentation admissibles de ce type récoltées ou apportées dans le lieu après le dernier retrait d’une quantité de charges d’alimentation admissibles, exprimée en kilogrammes ou en mètres cubes, selon le cas.

Production de combustible

(2) Pour chaque période visée au paragraphe 45(3), la somme de la quantité de charges d’alimentation admissibles d’un type donné qui sont utilisées pour produire des combustibles à faible intensité en carbone à une installation donnée et de la quantité de charges d’alimentation admissibles de ce type qui se trouvent à l’installation à la fin de la période doit être inférieure ou égale au résultat de la formule suivante :

Q_inventaire + Q_entrante: où :
Q_inventaire: représente la quantité de charges d’alimentation admissibles de ce type qui se trouvaient à l’installation au début de la période, exprimée en kilogrammes ou en mètres cubes, selon le cas;
Q_entrante: la quantité de charges d’alimentation admissibles de ce type apportées à l’installation pendant la période, exprimée en kilogrammes ou en mètres cubes, selon le cas.

Habitat faunique

48 (1) La charge d’alimentation visée à l’alinéa 46(1)c) ne doit pas être récoltée sur des terres situées dans une zone qui fournit un habitat à des espèces rares, vulnérables ou menacées.

Exception

(2) Toutefois, le ministre peut, sur demande de la personne qui est responsable de la récolte d’une charge d’alimentation visée à l’alinéa 46(1)c) ou qui produit des combustibles à partir d’une telle charge d’alimentation, autoriser l’utilisation des charges d’alimentation obtenues à partir d’activités visant le rétablissement ou l’amélioration des habitats menées sur des terres situées dans une zone qui fournit l’habitat visé au paragraphe (1), si le ministre est convaincu que ces activités n’ont pas d’effet nocif sur cet habitat.

Demande

(3) La demande contient :

a) la description des activités que la personne qui est responsable de la récolte mène ou a l’intention de mener dans la zone visée;
b) la démonstration que ces activités n’ont pas d’effet nocif sur l’habitat visé.

Agents nuisibles

49 La charge d’alimentation visée à l’alinéa 46(1)c) est récoltée et transportée conformément à des mesures permettant de surveiller, de prévenir et de contrôler l’introduction, la propagation et l’implantation d’agents nuisibles tels que les ravageurs, les espèces envahissantes et les maladies.

Culture — changements indirects d’utilisation des terres

50 (1) Les charges d’alimentation visées à l’un des sous-alinéas 46(1)b)(ii) à (vi) ou à l’alinéa 46(1)c) qui sont des cultures, des sous-produits de cultures ou des résidus de cultures sont produites d’une façon qui ne présente pas de risque élevé de changements indirects dans l’utilisation des terres ayant des effets nocifs sur l’environnement.

Règlement délégué de la Commission européenne

(2) Pour l’application du paragraphe (1), la production d’une charge d’alimentation présente un risque élevé de changements indirects dans l’utilisation des terres ayant des effets nocifs sur l’environnement si la valeur mentionnée pour cette charge d’alimentation à l’annexe du Règlement délégué (UE) 2019/807 de la Commission du 13 mars 2019 est supérieure, à la fois :

a) à 1 % dans la colonne intitulée « Extension annuelle moyenne de la surface de production depuis 2008 (%) »;
b) à 10 % dans la colonne intitulée « Part de l’extension gagnée sur les terres visées à l’art. 29, par. 4, pts b) et c), de la directive (UE) 2018/2001 ».

Cultures — terres exclues

51 (1) Les charges d’alimentation visées à l’alinéa 46(1)c) qui sont des cultures ne doivent pas être récoltées sur les terres suivantes :

a) la terre d’une superficie supérieure à 1 ha qui, à tout moment à compter du 1^er juillet 2020, était, selon le cas :
- (i) une forêt comptant des arbres qui ont ou peuvent avoir atteindre une hauteur de 5 m et dont le couvert arboricole s’étend ou peut s’étendre sur plus de 10 % de cette forêt,
- (ii) un milieu humide périodiquement saturé d’eau pendant une période suffisamment longue pour favoriser les activités biologiques adaptées à un environnement humide,
- (iii) une prairie dominée par une végétation herbacée ou arbustive n’ayant pas été récoltée depuis au moins dix ans;
b) la terre qui n’a pas été exploitée avant le 1^er juillet 2020 et qui, à tout moment à compter de cette date, était dans une zone riveraine.

Définition de zone riveraine

(2) Pour l’application du paragraphe (1), zone riveraine désigne les terres situées à 30 m ou moins — mesurés sur une distance en pente qui suit la topographie du terrain —, selon le cas :

a) de la ligne des hautes eaux d’un cours d’eau dont la largeur est supérieure à 3 m;
b) des rives d’un lac ou d’un milieu humide permanent dont la superficie est supérieure à 5 ha.

Charges d’alimentation forestières

52 La récolte des charges d’alimentation visées à l’alinéa 46(1)c) qui proviennent de la biomasse forestière est effectuée en suivant un plan de gestion qui satisfait aux exigences suivantes :

a) il peut être évalué par un organisme de vérification;
b) il est mis en œuvre, surveillé et tenu à jour par la personne qui est responsable de la récolte de la charge d’alimentation en fonction des résultats de la surveillance afin de promouvoir une gestion adaptative;
c) il précise la procédure à suivre pour assurer :
- (i) la gestion des terres où est récoltée la charge d’alimentation d’une manière qui favorise la régénération forestière de ces terres en temps opportun et dans l’état précédant la récolte, à l’aide d’espèces d’arbres qui sont écologiquement adaptées au lieu et qui proviennent, si possible, d’espèces indigènes ou de génotypes locaux,
- (ii) la prévention des effets nocifs sur les peuplements naturellement régénérés comprenant des canopées multicouches avec des arbres ayant presque atteint leur longévité maximale, des arbres morts sur pied ou tombés et des débris forestiers à différents stades de décomposition,
- (iii) la gestion des forêts et l’exercice des activités s’y rapportant dans les zones où la charge d’alimentation est récoltée de manière à prévenir ou à atténuer les effets nocifs sur la quantité et la qualité du sol, sur la qualité et la quantité des ressources en eaux de surface et souterraines et sur la biodiversité,
- (iv) la gestion des forêts et l’exercice des activités s’y rapportant dans les zones où la charge d’alimentation est récoltée de manière à maintenir la connectivité des cours d’eau.

Exemption — approbation par l’EPA

53 (1) Le ministre peut exempter de l’application de l’article 51 la charge d’alimentation qui est une culture si, à la fois :

a) le pays d’origine de la charge d’alimentation est les États-Unis ou est couvert par l’approche de conformité globale visée à l’article 80.1457, section de chapitre C, chapitre I, titre 40, du Code of Federal Regulations des États-Unis;
b) le ministre est convaincu que l’article 80.1457, section de chapitre C, chapitre I, titre 40 du Code of Federal Regulations des États-Unis fournit un niveau de protection environnementale suffisant à l’égard des terres sur lesquelles la charge d’alimentation est récoltée.

Prise d’effet de l’exemption

(2) L’exemption prend effet, pour les États-Unis, à la date d’entée en vigueur du présent article ou, pour tout autre pays, à celle des dates ci-après qui est postérieure à l’autre :

a) la date à laquelle l’EPA décide que le pays est couvert par l’approche de conformité globale;
b) la date d’entrée en vigueur du présent article.

Période de validité

(3) L’exemption cesse d’être valide à la première des dates suivantes :

a) pour les États-Unis, la date de publication par l’EPA d’une décision constatant que le nombre de terres agricoles aux États-Unis dépasse celui pour l’année de référence 2007 ou, pour tout autre pays, la date à laquelle l’EPA retire son approbation de l’approche de conformité globale pour le pays;
b) la date à laquelle le ministre juge que l’article 80.1457, section de chapitre C, chapitre I, titre 40 de ce code a été modifié depuis que l’exemption a été accordée et, compte tenu de ces modifications, n’est plus convaincu qu’un niveau de protection environnementale suffisant est fourni à l’égard des terres sur lesquelles la charge d’alimentation est récoltée.

Exemption — absence d’expansion nette

54 (1) Sur demande d’un palier gouvernemental national d’un pays, le ministre peut exempter de l’application de l’article 51 la charge d’alimentation qui est une culture, s’il est convaincu que le pays d’origine de la charge d’alimentation n’a pas connu d’expansion nette des terres agricoles depuis le 1^er juillet 2020, compte tenu des éléments suivants :

a) l’absence, depuis le 1^er juillet 2020, d’expansion nette des frontières du pays à l’intérieur desquelles les terres agricoles sont mesurées;
b) la quantité de terres, à l’intérieur de ces frontières, qui étaient des terres agricoles au 1^er juillet 2020;
c) les données de l’année précédente sur la récolte des terres, y compris les données satellitaires, les photographies aériennes, les données de recensement et les données d’enquêtes agricoles;
d) les données sur l’utilisation des terres pour la récolte entre le 1^er juillet 2020 et le début de l’année précédente, y compris les données satellitaires, les photographies aériennes, les données de recensement et les données d’enquêtes agricoles;
e) les facteurs qui ont eu ou qui peuvent avoir une incidence sur l’utilisation des terres agricoles à l’intérieur des frontières visées à l’alinéa a), notamment les pratiques agricoles, les considérations économiques ainsi que le contenu, l’efficacité et la mise en application de la législation applicable;
f) la méthode de désignation de l’entité qui recueillera et analysera les données et les transmettra au ministre, ainsi que la fiabilité et la crédibilité de cette entité;
g) les éléments de preuve établissant si les données et les méthodes utilisées pour évaluer l’expansion nette des terres agricoles sont fiables et transparentes;
h) tout commentaire reçu du public par le ministre;
i) tout autre renseignement nécessaire pour décider si le pays d’origine de la charge d’alimentation a, depuis le 1^er juillet 2020, connu une expansion nette des terres agricoles.

Conditions

(2) L’exemption ne peut être accordée par le ministre au titre du paragraphe (1) que si les conditions suivantes sont remplies :

a) le palier gouvernemental national du pays d’origine de la charge d’alimentation a fourni au ministre les renseignements prévus aux alinéas (1)a) à g) et i) en français ou en anglais;
b) le palier gouvernemental national du pays d’origine de la charge d’alimentation a fourni au ministre une lettre, en français ou en anglais, signée par un individu dont le rôle est comparable à celui d’un ministre responsable du secteur gouvernemental ayant comme principal domaine d’expertise les modèles d’utilisation des terres agricoles ainsi que les pratiques, données et statistiques agricoles qui confirme, à la fois :
- (i) que les données à l’appui des éléments prévus aux alinéas (1)a) à g) et i) ont été revues par ce secteur gouvernemental,
- (ii) que ces données appuient la conclusion que le pays n’a pas, depuis le 1^er juillet 2020, connu d’expansion nette des terres agricoles;
c) les éléments prévus aux alinéas (1)a) à g) et i) ont été publiés sur le site Web du ministère de l’Environnement et le public a eu l’occasion de fournir des commentaires à leur égard et à l’égard du projet d’exemption pendant une période d’au moins soixante jours.

Période de validité

(3) L’exemption prend effet à la date à laquelle elle est accordée et cesse d’être valide un an après cette date, sauf si le ministre accorde une nouvelle exemption au titre du paragraphe (1).

Publication

(4) Le ministre publie sur le site Web du ministère de l’Environnement un avis de chaque exemption accordée à une charge d’alimentation au titre du paragraphe (1) qui précise le nom du pays d’origine de la charge d’alimentation et la date de prise d’effet de l’exemption.

Exemption — autres textes législatifs

55 (1) Sur demande d’un palier gouvernemental national ou infranational d’un pays, le ministre peut exempter une charge d’alimentation provenant de ce pays de l’application du paragraphe 48(1), de l’article 49 ou des sous-alinéas 52c)(i), (ii), (iii) ou (iv) s’il est convaincu que la charge d’alimentation satisfait aux exigences suivantes :

a) dans le cas de l’application du paragraphe 48(1), elle est assujettie à des textes législatifs qui interdisent effectivement la récolte de ces charges d’alimentation dans toute zone fournissant un habitat aux espèces rares, vulnérables ou menacées;
b) dans le cas de l’application de l’article 49, la charge d’alimentation est assujettie à des textes législatifs qui exigent effectivement qu’elle soit récoltée et transportée conformément à des mesures permettant de surveiller, de prévenir et de contrôler l’introduction, la propagation et l’implantation d’agents nuisibles, tels que les ravageurs, les espèces envahissantes et les maladies;
c) dans le cas de l’application du sous-alinéa 52c)(i), la charge d’alimentation est assujettie à des textes législatifs qui :
- (i) favorisent effectivement la régénération forestière des terres où est récoltée la charge d’alimentation en temps opportun et dans l’état précédant la récolte avec des espèces d’arbres qui sont écologiquement adaptées au lieu et qui proviennent, si possible, d’espèces indigènes ou de génotypes locaux,
- (ii) comprennent des exigences de mise en application à l’égard de la régénération de la terre où est récoltée la charge d’alimentation;
d) dans le cas de l’application du sous-alinéa 52c)(ii), la charge d’alimentation est assujettie à des textes législatifs qui :
- (i) préviennent effectivement les effets nocifs sur les peuplements naturellement régénérés comprenant des canopées multicouches avec des arbres ayant presque atteint leur longévité maximale, des arbres morts sur pied ou tombés et des débris forestiers à différents stades de décomposition,
- (ii) comprennent des exigences de mise en application en vue de la protection des peuplements mentionnés au sous-alinéa 52c)(ii);
e) dans le cas de l’application du sous-alinéa 52c)(iii) à l’égard des sols, la charge d’alimentation est assujettie à des textes législatifs qui :
- (i) exigent effectivement la gestion forestière des terres où est récoltée la charge d’alimentation et l’exercice des activités s’y rapportant de manière à prévenir les effets nocifs sur la quantité et la qualité du sol et à atténuer les effets nocifs qui se produisent,
- (ii) comprennent des exigences de mise en application en vue de prévenir les effets nocifs sur la quantité et la qualité du sol;
f) dans le cas de l’application du sous-alinéa 52c)(iii) à l’égard des ressources en eaux de surface et souterraines, la charge d’alimentation est assujettie à des textes législatifs qui :
- (i) exigent effectivement la gestion forestière des terres où est récoltée la charge d’alimentation et l’exercice des activités s’y rapportant de manière à prévenir les effets nocifs sur la quantité et la qualité des ressources en eaux de surface et souterraines et à atténuer les effets nocifs qui se produisent,
- (ii) comprennent des exigences de mise en application en vue de prévenir les effets nocifs sur la quantité et la qualité des ressources en eaux de surface et souterraines;
g) dans le cas de l’application du sous-alinéa 52c)(iii) à l’égard de la biodiversité, la charge d’alimentation est assujettie à des textes législatifs qui :
- (i) exigent effectivement la gestion forestière des terres où est récoltée la charge d’alimentation et l’exercice des activités s’y rapportant de manière à prévenir les effets nocifs sur la biodiversité et à atténuer les effets nocifs qui se produisent,
- (ii) comprennent des exigences de mise en application en vue de prévenir les effets nocifs sur la biodiversité;
h) dans le cas de l’application du sous-alinéa 52c)(iv), la charge d’alimentation est assujettie à des textes législatifs qui :
- (i) exigent effectivement la gestion forestière des terres où est récoltée la charge d’alimentation et l’exercice des activités s’y rapportant de manière à maintenir la connectivité des cours d’eau,
- (ii) comprennent des exigences de mise en application en vue de maintenir la connectivité des cours d’eau.

Langue des documents

(2) Tout renseignement ou document pertinent dans le cadre de la décision du ministre d’accorder ou non l’exemption est fourni à celui-ci en français ou en anglais.

Période de validité

(3) L’exemption accordée au titre du paragraphe (1) cesse d’être valide à la première des dates suivantes :

a) la date qui tombe sept ans après la date à laquelle l’exemption est accordée par le ministre;
b) la date à laquelle le ministre juge que, depuis que l’exemption a été accordée, le texte législatif applicable à la charge d’alimentation exemptée a été modifié et n’est plus, compte tenu de ces modifications, convaincu que ce texte législatif satisfait aux exigences du paragraphe (1).

Publication

(4) Le ministre publie sur le site Web du ministère de l’Environnement un avis de chaque exemption accordée à une charge d’alimentation au titre du paragraphe (1) qui précise le titre du texte législatif à laquelle la charge d’alimentation est assujettie et la date de prise d’effet de l’exemption.

Combustibles à faible intensité en carbone

56 Aucune unité de conformité n’est créée au moyen d’une quantité de combustibles à faible intensité en carbone par la réalisation d’un projet de réduction des émissions CO₂e visé à l’alinéa 30d) ou au titre des articles 94 à 96, 99, 100 et 104, sauf si, selon le cas :

a) la quantité de combustibles à faible intensité en carbone est produite à partir d’une quantité de charges d’alimentation admissibles visées à l’alinéa 46(1)a) et les conditions prévues au paragraphe 57(1) sont remplies à l’égard de la charge d’alimentation;
b) la quantité de combustibles à faible intensité en carbone est produite à partir d’une quantité de charges d’alimentation admissibles visées aux alinéas 46(1)b) ou c), les conditions prévues au paragraphe 57(2) sont remplies à l’égard de la charge d’alimentation et le créateur enregistré qui produit les combustibles ou le fournisseur étranger veille à ce que, pour chaque période prévue au paragraphe 45(3), la quantité de charges d’alimentation admissibles utilisée à chacune de ses installations pour produire les combustibles soit inférieure ou égale au résultat de la formule prévue au paragraphe 47(2).

Producteurs ou importateurs — alinéa 46(1)a)

57 (1) La charge d’alimentation visée à l’alinéa 46(1)a) n’est admissible que si les conditions suivantes sont remplies :

a) le créateur enregistré veille à ce que la personne qui produit des combustibles à faible intensité en carbone à partir de cette charge d’alimentation conserve dans ses dossiers :
- (i) les relevés de livraison, les contrats et les factures relatifs à chaque quantité de cette charge d’alimentation qui est apportée à l’une de ses installations,
- (ii) les documents relatifs aux ventes de tous les combustibles à faible intensité en carbone, autres que les combustibles cotraités à faible intensité en carbone, produits à partir de tout ou partie d’une quantité de cette charge d’alimentation,
- (iii) les documents relatifs à tous les combustibles cotraités à faible intensité en carbone démontrant que ceux-ci ont été produits à partir de tout ou partie d’une quantité de charge d’alimentation admissible;
b) le créateur enregistré qui importe au Canada une quantité de combustibles à faible intensité en carbone produits à partir de cette charge d’alimentation conserve dans ses dossiers :
- (i) les relevés de livraison, les contrats et les factures relatifs à cette quantité de combustibles à faible intensité en carbone,
- (ii) les documents relatifs aux ventes de cette quantité de combustibles à faible intensité en carbone.

Admissibilité — alinéas 46(1)b) ou c)

(2) Les charges d’alimentation visées aux alinéas 46(1)b) ou c) ne sont admissibles que si :

a) les personnes ci-après effectuent des déclarations conformément aux paragraphes 58(1) à (4) au moins une fois par année :
- (i) la personne possédant tout ou partie d’une quantité des charges d’alimentation lorsque celle-ci est mélangée à une autre quantité de charges d’alimentation,
- (ii) la personne possédant tout ou partie d’une quantité des charges d’alimentation lorsque celle-ci est traitée,
- (iii) la personne possédant tout ou partie d’une quantité des charges d’alimentation lorsque celle-ci est séparée en plusieurs parties,
- (iv) la personne qui est responsable de l’obtention de tout ou partie d’une quantité des charges d’alimentation depuis le premier point d’utilisation ou de rejet, dans le cas des charges d’alimentation visées à l’alinéa 46(1)b),
- (v) la personne responsable de la récolte de tout ou partie d’une quantité de ces charges d’alimentation, dans le cas des charges d’alimentation qui sont visées à l’alinéa 46(1)c);
b) le créateur enregistré ou le fournisseur étranger veille à ce que toute personne qui récolte, mélange, traite, sépare ou obtient tout ou partie d’une quantité de ces charges d’alimentation conserve :
- (i) la déclaration qu’elle a faite conformément à l’alinéa a),
- (ii) le cas échéant, une copie de la déclaration effectuée conformément à l’alinéa a) par la personne qui possédait cette quantité immédiatement avant elle,
- (iii) les dossiers établissant la quantité de ces charges d’alimentation qui sont amenées au lieu où elles sont récoltées, mélangées, traitées, séparées ou obtenues et en sont retirées;
c) le créateur enregistré ou le fournisseur étranger conserve les dossiers prévus au paragraphe 59(1);
d) le créateur enregistré qui importe des combustibles à faible intensité en carbone au Canada conserve les dossiers prévus au paragraphe 59(2);
e) le créateur enregistré ou le fournisseur étranger s’appuie sur une méthode pour établir si la quantité de charges d’alimentation qui sont retirées du lieu où elles ont été récoltées, mélangées, traitées, séparées ou obtenues est inférieure ou égale au résultat de la formule prévue au paragraphe 47(1).

Déclaration du récoltant

58 (1) La déclaration de la personne visée au sous-alinéa 57(2)a)(v) contient les éléments suivants :

a) les nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de la personne;
b) dans le cas où un agent autorisé fait la déclaration au nom de la personne, les nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de cet agent autorisé;
c) les coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale du lieu où est effectuée la récolte de la charge d’alimentation visée par la déclaration;
d) une mention précisant si ce lieu est situé en tout ou partie sur des terres visées au paragraphe 48(1) et, le cas échéant, la confirmation que la personne détient un dossier de l’autorisation du ministre prévue au paragraphe 48(2);
e) si la charge d’alimentation est vendue, les nom et adresses municipale et postale de l’acheteur;
f) le type de charges d’alimentation en cause;
g) la quantité vendue de charges d’alimentation, exprimée en kilogrammes ou en mètres cubes, selon le cas;
h) une mention confirmant que la charge d’alimentation est conforme aux exigences de l’article 48 ou fait l’objet d’une exemption au titre de l’alinéa 55(1)a);
i) une mention confirmant que la charge d’alimentation est conforme aux exigences de l’article 49 ou fait l’objet d’une exemption au titre de l’alinéa 55(1)b);
j) s’agissant de la charge d’alimentation qui constitue des cultures, une mention confirmant qu’elle n’a pas été récoltée sur les terres visées à l’article 51 ou fait l’objet d’une exemption au titre des paragraphes 53(1) ou 54(1);
k) s’agissant de la charge d’alimentation qui provient de la biomasse forestière :
- (i) une mention confirmant qu’elle a été récoltée conformément aux exigences du sous-alinéa 52c)(i) ou fait l’objet d’une exemption au titre de l’alinéa 55(1)c),
- (ii) une mention confirmant qu’elle a été récoltée conformément aux exigences du sous-alinéa 52c)(ii) ou fait l’objet d’une exemption au titre de l’alinéa 55(1)d),
- (iii) une mention confirmant qu’elle a été récoltée conformément aux exigences du sous-alinéa 52c)(iii) à l’égard des sols ou fait l’objet d’une exemption au titre de l’alinéa 55(1)e),
- (iv) une mention confirmant qu’elle a été récoltée conformément aux exigences du sous-alinéa 52c)(iii) à l’égard des ressources en eaux de surface et souterraines ou fait l’objet d’une exemption au titre de l’alinéa 55(1)f),
- (v) une mention confirmant qu’elle a été récoltée conformément aux exigences du sous-alinéa 52c)(iii) à l’égard de la biodiversité ou fait l’objet d’une exemption au titre de l’alinéa 55(1)g),
- (vi) une mention confirmant qu’elle a été récoltée conformément aux exigences de l’alinéa 52c)(iv) ou fait l’objet d’une exemption au titre de l’alinéa 55(1)h);
l) s’agissant de la charge d’alimentation qui constitue des cultures, une mention confirmant qu’elle est conforme aux exigences de l’article 50;
m) l’identifiant unique de la déclaration utilisé dans la comptabilité interne de la personne;
n) la date de la déclaration;
o) la signature de la personne ou de son agent autorisé.

Charge d’alimentation certifiée

(2) Si la charge d’alimentation visée à l’alinéa 46(1)c) est certifiée par un organisme de certification conformément à l’article 61, la déclaration est accompagnée de la copie du certificat et contient les éléments suivants :

a) l’indication des exigences prévues aux articles 48 à 52 auxquelles la charge d’alimentation certifiée est conforme;
b) le nom du régime de certification en vertu duquel elle a été certifiée;
c) le nom de l’organisme de certification qui l’a certifiée;
d) la date visée aux alinéas 70(2)c) ou d) à laquelle la certification doit cesser d’être valide.

Déclaration du fournisseur étranger

(3) La déclaration du fournisseur étranger contient les éléments suivants :

a) les nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique du fournisseur étranger;
b) dans le cas où un agent autorisé fait la déclaration au nom du fournisseur étranger ou de la personne, les nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de cet agent autorisé;
c) les coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale du lieu où est effectué le mélange, le traitement ou la séparation, selon le cas, de la quantité de charges d’alimentation, ou du lieu où cette quantité a été obtenue;
d) le type de charge d’alimentation utilisée;
e) la quantité de la charge d’alimentation utilisée au lieu visé à l’alinéa c) par la personne qui mélange, traite, sépare ou obtient des charges d’alimentation pour produire des combustibles à faible intensité en carbone, exprimée en kilogrammes ou en mètres cubes, selon le cas;
f) une mention confirmant que toute portion de la quantité de la charge d’alimentation utilisée pour produire des combustibles à faible intensité en carbone est conforme aux exigences du paragraphe 47(2) et que le fournisseur étranger conserve au lieu de production des combustibles à faible intensité en carbone les preuves de cette conformité;
g) une mention confirmant que la charge d’alimentation satisfait aux exigences prévues aux articles 48 à 52, sauf si elle est exemptée des exigences prévues aux articles 53 à 55;
h) la quantité totale de combustibles à faible intensité en carbone produits par le fournisseur étranger à l’extérieur du Canada et vendus pour être importés au Canada;
i) une mention confirmant que le fournisseur étranger se conforme aux exigences du paragraphe 59(1);
j) s’agissant du producteur de combustible à faible intensité en carbone produit à partir de la charge d’alimentation en cause, l’identifiant alphanumérique assigné à l’intensité en carbone du combustible, le cas échéant;
k) l’identifiant unique de la déclaration utilisé dans la comptabilité interne du fournisseur étranger;
l) la date de la déclaration;
m) la signature du fournisseur étranger ou de son agent autorisé.

Déclaration des autres personnes

(4) La déclaration de la personne visée à l’un ou l’autre des sous-alinéas 57(2)a)(i) à (iv) qui n’est pas un créateur enregistré ou un fournisseur étranger contient les éléments suivants :

a) les nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de la personne;
b) dans le cas où un agent autorisé fait la déclaration au nom de la personne, les nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de cet agent autorisé;
c) les coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale du lieu où est effectué le mélange, le traitement ou la séparation, selon le cas, de la quantité de charges d’alimentation, ou du lieu où cette quantité a été obtenue;
d) si la charge d’alimentation est vendue, les nom et adresses municipale et postale de l’acheteur;
e) le type de la charge d’alimentation;
f) la quantité de charges d’alimentation qui est retirée du lieu visé à l’alinéa c), exprimée en kilogrammes ou en mètres cubes, selon le cas;
g) une mention confirmant que la charge d’alimentation qui est retirée du lieu visé à l’alinéa c) ou qui y est mélangée, séparée ou obtenue est conforme aux exigences du paragraphe 47(1) et que la personne qui a mélangé, séparé ou obtenu la charge d’alimentation conserve les preuves de cette conformité à ce lieu;
h) une mention confirmant que la charge d’alimentation satisfait aux exigences prévues aux articles 48 à 52, sauf si elle est exemptée des exigences prévues aux articles 53 à 55;
i) dans le cas de la déclaration visée au sous-alinéa 57(2)a)(iv) relative à une quantité de charges d’alimentation visées à l’un des sous-alinéas 46(1)b)(ii) à (vi), une mention confirmant que les charges d’alimentation sont conformes aux exigences de l’article 50;
j) dans le cas de la déclaration visée au sous-alinéa 57(2)a)(iv), une mention confirmant que les relevés de livraison, les contrats et les factures qui mentionnent le lieu de la première utilisation de chaque quantité de charges d’alimentation visées à l’un des sous-alinéas 46(1)b)(iv) à (vi) sont conservés à ce lieu visé à l’alinéa c);
k) l’identifiant unique de la déclaration utilisé dans la comptabilité interne de la personne;
l) la date de la déclaration;
m) la signature de la personne ou de son agent autorisé.

Identifiant unique

(5) L’identifiant unique mentionné aux alinéas (1)m), (3)k) et (4)k) est propre à chaque déclaration et mentionne le numéro de lot de la charge d’alimentation en cause; il est utilisé dans tous les dossiers relatifs au bilan matières du lieu en question.

Dossiers du producteur

59 (1) Le producteur de combustibles à faible intensité en carbone produits à partir des charges d’alimentation visées aux alinéas 46(1)b) ou c) conserve dans ses dossiers :

a) les relevés de livraison, les contrats et les factures relatifs à chaque quantité des charges d’alimentation qui est apportée à l’une de ses installations;
b) les documents relatifs aux ventes de tous les combustibles à faible intensité en carbone, autres que les combustibles cotraités à faible intensité en carbone, produits à partir de tout ou partie d’une quantité des charges d’alimentation;
c) les documents relatifs à tous les combustibles cotraités à faible intensité en carbone démontrant que ceux-ci ont été produits à partir de tout ou partie d’une quantité de charge d’alimentation admissible;
d) la copie de la déclaration faite conformément à l’alinéa 57(2)a) par chaque personne qui possédait tout ou partie d’une quantité des charges d’alimentation immédiatement avant lui;
e) les renseignements utilisés pour effectuer les calculs prévus aux paragraphes 45(1) et 47(2), les éléments de preuve à l’appui de ces renseignements ainsi que les résultats des calculs;
f) une copie du certificat visé au paragraphe 70(1) délivré à l’égard de la charge d’alimentation, le cas échéant.

Dossiers de l’importateur

(2) La personne qui importe au Canada une quantité donnée de combustibles à faible intensité en carbone conserve dans ses dossiers :

a) les relevés de livraison, les contrats et les factures relatifs à cette quantité de combustibles;
b) les documents relatifs aux ventes de cette quantité de combustibles à faible intensité en carbone;
c) pour les combustibles à faible intensité en carbone produits à partir des charges d’alimentation admissibles visées aux alinéas 46(1)b) ou c), la copie de la déclaration faite conformément au paragraphe 58(3) par le fournisseur étranger du combustible.

Non-application

60 Les articles 48, 49 et 51 à 59 ne s’appliquent pas avant le 1^er janvier 2024.

Certification

61 Les charges d’alimentation admissibles visées à l’alinéa 46(1)c) ne peuvent être certifiées que par un organisme de certification qui remplit les conditions d’admissibilité prévues à l’article 63, conformément aux articles 64 à 74 dans le cadre du régime de certification approuvé par le ministre au titre de l’article 62.

Approbation du ministre

62 (1) Le ministre peut approuver le régime de certification si les conditions suivantes sont remplies :

a) il est convaincu que toutes les charges d’alimentation certifiées selon la procédure du régime seront conformes aux exigences des articles 48 à 52 qui s’appliquent;
b) le régime de certification est élaboré et tenu à jour par une personne qui en est le propriétaire et qui, à la fois :
- (i) s’appuie sur une structure en place pour assurer le fonctionnement et la gestion du régime,
- (ii) élabore, a sous sa responsabilité et tient à jour la documentation appropriée pour le fonctionnement, la gestion et l’amélioration du régime,
- (iii) s’appuie sur des mesures en place pour donner suite aux plaintes relatives au régime,
- (iv) s’appuie sur des mesures en place pour assurer la conservation des dossiers en toute sûreté pendant dix ans,
- (v) élabore, a sous sa responsabilité et tient à jour un système de gestion de l’information,
- (vi) protège la confidentialité des renseignements fournis par les parties concernées par le régime de certification,
- (vii) a élaboré des exigences conformes aux articles 63 à 67 pour les organismes de certification ainsi que des exigences sur les compétences spécifiques requises de ces organismes et la façon dont ils démontrent leur conformité à ces exigences;
c) dans le cas où les charges d’alimentation sont récoltées selon le plan de gestion forestière visé à l’article 52, le régime de certification prévoit l’évaluation du plan par un spécialiste en sylviculture;
d) un plan est en place pour la révision du régime de certification à intervalles prévus;
e) des procédures sont en place pour la révision du régime de certification en cas :
- (i) de modification significative du régime,
- (ii) de réception d’une plainte indiquant la nécessité d’une révision;
f) des procédures sont en place pour veiller à ce que l’intégrité, l’exhaustivité et l’efficacité du régime de certification soient vérifiées lors de la révision, notamment pour prendre en considération les commentaires des parties prenantes;
g) le régime de certification comprend des procédures pour assurer l’accès public aux renseignements suivants :
- (i) les versions les plus récentes du régime et de sa documentation qui sont dans la langue commune de chaque région où le régime s’applique,
- (ii) la liste à jour des personnes qui récoltent les charges d’alimentation certifiées en vertu du régime,
- (iii) la liste des organismes de certification autorisés à effectuer des audits dans le cadre du régime,
- (iv) la liste des organismes de certification qui étaient antérieurement autorisés à effectuer des audits dans le cadre du régime, avec une mention précisant s’ils n’y sont plus autorisés de façon temporaire ou permanente,
- (v) les coordonnées du propriétaire du régime;
h) le régime de certification prévoit la transmission au ministre, sur demande de celui-ci, de la liste des personnes qui ne s’y sont pas conformées;
i) le régime de certification qui autorise la certification de groupe de plusieurs producteurs comporte les exigences suivantes :
- (i) le groupe est constitué de producteurs qui utilisent des systèmes semblables de production et de gestion de l’information et qui récoltent le même type de charges d’alimentation dans des régions proches les unes des autres et avec des conditions climatiques similaires,
- (ii) les conditions et la procédure pour se joindre au groupe sont claires;
j) le régime de certification prévoit les mesures que l’organisme de certification doit prendre si les producteurs de charges d’alimentation ne s’y conforment pas, notamment :
- (i) le rejet de la demande de certification ou la révocation du certificat conformément à l’article 71, ou le rejet de la demande de certification ou la suspension du certificat conformément à l’article 72, dans les circonstances précisées par le régime,
- (ii) l’établissement de procédures visant à remédier aux situations de non-conformité visées à l’article 73;
k) le régime de certification prévoit les conditions d’utilisation des certificats par les personnes qui récoltent les charges d’alimentation;
l) le propriétaire du régime de certification contrôle l’utilisation des certificats délivrés dans le cadre du régime.

Fin de l’approbation

(2) L’approbation du régime de certification expire à la première des dates suivantes :

a) la date qui tombe soixante jours après la date de modification de la portée du régime, sauf si le propriétaire du régime avise le ministre de la modification et le ministre décide que les conditions d’approbation continuent d’être remplies malgré celle-ci;
b) la date qui tombe soixante jours après la date de modification de toute procédure prévue par le régime sur laquelle l’approbation était fondée, sauf si le propriétaire du régime avise le ministre de la modification et le ministre décide que les conditions d’approbation continuent d’être remplies malgré celle-ci;
c) la date du premier anniversaire de la plus récente approbation du régime par le ministre, sauf si avant cette date le propriétaire du régime transmet au ministre un rapport sur le fonctionnement du régime au cours de l’année précédente contenant les renseignements prévus à l’annexe 5;
d) la date du premier anniversaire de la plus récente transmission au ministre par le propriétaire du régime d’un rapport sur le fonctionnement du régime au cours de l’année précédente contenant les renseignements prévus à l’annexe 5;
e) la date du cinquième anniversaire de la plus récente approbation du régime par le ministre.

Conditions d’admissibilité à l’accréditation

63 (1) Est admissible à l’accréditation en qualité d’organisme de certification par le Conseil canadien des normes, par le National Accreditation Board de l’American National Standards Institute (ANSI) ou par tout organisme d’accréditation désigné toute personne qui, à la fois :

a) satisfait aux exigences applicables prévues par la norme ISO/IEC 17065 ou, dans le cas où elle évalue le plan de gestion forestière visé à l’article 52, à celles prévues par la norme ISO/IEC 17021-1;
b) établit qu’elle se conforme aux exigences relatives aux compétences prévues par le régime de certification pour lequel elle doit être accréditée.

Désignation des organismes d’accréditation

(2) Le ministre peut désigner comme organisme d’accréditation désigné tout organisme d’accréditation qui est membre de l’International Accreditation Forum ou d’un organisme équivalent et qui satisfait aux exigences de la norme ISO/IEC 17011.

Accréditation suspendue ou révoquée

(3) La certification des charges d’alimentation ne doit pas être effectuée par un organisme de certification dont l’accréditation est suspendue ou révoquée.

Aucune sous-traitance

64 Les activités de certification des charges d’alimentation ne peuvent pas être sous-traitées.

Certifications consécutives

65 La certification est effectuée par une équipe ne comprenant pas tout individu qui a contribué à la certification de la charge d’alimentation en cause pour cinq périodes de conformité consécutives, à moins que trois périodes de conformité ne se soient écoulées depuis la dernière de celles-ci.

Membres de l’équipe de certification

66 (1) La certification est effectuée par une équipe dont tous les membres satisfont aux exigences de l’article 7 de la norme ISO 19011 et qui comprend :

a) un chef d’équipe compétent à l’égard de la charge d’alimentation visée par la certification;
b) si cela est pertinent compte tenu de la charge d’alimentation visée, au moins un spécialiste en matière de sylviculture ou d’agriculture, selon le cas, reconnu comme ingénieur forestier, forestier professionnel, ingénieur agronome ou agrologue :
- (i) dans le cas de la sylviculture ou de l’agriculture pratiquée au Canada, par un ordre professionnel canadien,
- (ii) dans tout autre cas, par l’autorité nationale compétente du pays où la sylviculture ou l’agriculture est pratiquée;
c) si cela est pertinent compte tenu de la charge d’alimentation visée, au moins un spécialiste en biodiversité titulaire d’un baccalauréat en biologie, en sciences naturelles ou en sciences environnementales délivré par une université canadienne ou d’un diplôme équivalent délivré par une université étrangère.

Responsable de la prise des décisions

(2) Les décisions relatives à la certification sont prises par une personne qui possède au moins les mêmes compétences que celles prévues au paragraphe 7.2.3.4 de la norme ISO 19011 pour le responsable de l’équipe d’audit.

Normes applicables à la certification

67 (1) La certification est effectuée par l’organisme de certification conformément aux Méthodes de vérification et de certification et aux normes suivantes :

a) la norme ISO/IEC 17065 ou, dans le cas où les charges d’alimentation sont récoltées en suivant le plan de gestion forestière visé à l’article 52, la norme ISO/IEC 17021-1;
b) la norme ISO 19011.

Adaptations de la norme ISO/IEC 17065

(2) Pour l’application de la norme ISO/IEC 17065 :

a) la mention de « exigence de produit » à l’article 3.8 de cette norme vaut mention des exigences prévues aux articles 48 à 52 du présent règlement;
b) le terme « site » vise la ferme, la forêt ou tout autre lieu où la charge d’alimentation est récoltée.

Adaptations de la norme ISO/IEC 17021-1

(3) Pour l’application de la norme ISO/IEC 17021-1 :

a) la mention de « critères de l’audit » à l’article 9.2.1 de cette norme vaut mention des exigences prévues à l’article 52 du présent règlement;
b) le terme « site » vise la ferme, la forêt ou tout autre lieu où la charge d’alimentation est récoltée.

Audits de surveillance annuels

68 La certification d’une charge d’alimentation effectuée par l’organisme de certification comprend un audit de surveillance annuel qui permet de vérifier que les charges d’alimentation sont récoltées conformément aux exigences des articles 48 à 52.

Visite de site

69 (1) La certification d’une charge d’alimentation effectuée par l’organisme de certification comprend une visite de site lors de la première certification de la charge d’alimentation et, si le risque de non-conformité au régime de certification est élevé, lors de tout audit ultérieur.

Audit à distance

(2) Une visite de site n’est pas nécessaire lors de la réalisation d’un audit de surveillance lorsque, selon le cas :

a) les activités de collecte de données peuvent être effectuées à distance d’une façon qui réduit à un niveau raisonnable le risque que la non-conformité au régime de certification ne soit pas détectée;
b) le risque de non-conformité au régime de certification est faible.

Identification non ambiguë

70 (1) Le certificat délivré par un organisme de certification identifie sans ambiguïté la charge d’alimentation qu’il vise.

Fin de la certification

(2) Le certificat cesse d’être valide à la première des dates suivantes :

a) la date à laquelle l’organisme de certification, sur la base d’un audit qu’il effectue, n’est plus convaincu que les exigences applicables prévues aux articles 48 à 52 sont remplies;
b) la date du premier anniversaire de l’audit le plus récent effectué par l’organisme de certification;
c) la date du cinquième anniversaire de la date de délivrance du certificat;
d) toute date précisée dans le régime de certification en vertu duquel l’organisme de certification effectue la certification.

Rejet ou révocation

71 (1) La demande de certification est rejetée, ou le certificat est révoqué, dans les cas suivants :

a) la charge d’alimentation visée ne satisfait pas aux exigences applicables des articles 48 à 52 et aucune mesure ne peut être prise pour remédier à la situation;
b) le producteur de la charge d’alimentation omet de se conformer au régime de certification et aucune mesure ne peut être prise pour remédier à la situation;
c) le producteur de la charge d’alimentation omet de se conformer au régime de certification d’une façon telle que l’intégrité du régime est mise en péril.

Nouvelle demande

(2) Le producteur d’une charge d’alimentation à l’égard de laquelle une demande de certification a été rejetée ou un certificat a été révoqué au titre du paragraphe (1) peut présenter une nouvelle demande de certification après l’expiration du délai prévu par le régime de certification.

Rejet ou suspension du certificat

72 (1) La demande de certification est rejetée, ou le certificat est suspendu, dans les situations suivantes :

a) la charge d’alimentation visée ne satisfait pas aux exigences applicables des articles 48 à 52 et des mesures peuvent être prises pour remédier à la situation;
b) le producteur de la charge d’alimentation omet de façon répétée de se conformer au régime de certification, notamment dans les cas suivants :
- (i) plus de 5 % des preuves qu’il fournit à l’organisme de certification et qui sont comprises dans un échantillon représentatif présentent des lacunes ou des erreurs,
- (ii) il omet de déclarer sa participation à d’autres régimes de certification pendant le processus de certification,
- (iii) il ne fournit pas à l’organisme de certification les renseignements pertinents.

Durée de la suspension

(2) Le certificat est suspendu pour quatre-vingt-dix jours à compter de la date à laquelle l’avis de suspension est adressé au producteur de la charge d’alimentation.

Révocation

(3) Le certificat est révoqué à l’expiration du délai de quatre-vingt-dix jours si le producteur de la charge d’alimentation n’a pas remédié à la situation à l’origine de la suspension.

Non-conformité — autres situations

73 (1) Le régime de certification peut prévoir le délai dans lequel le producteur de charges d’alimentation doit remédier aux situations de non-conformité au régime de certification qui ne sont pas visées aux paragraphes 71(1) et 72(1).

Délai

(2) Le délai expire à la première des dates suivantes :

a) la date du prochain audit de surveillance pour la charge d’alimentation;
b) la date du renouvellement de la certification de la charge d’alimentation;
c) la date qui tombe douze mois après la date à laquelle l’avis de non-conformité a été donné par l’organisme de certification au producteur de la charge d’alimentation;
d) la date prévue par le régime de certification.

Certification antérieure — autre régime

74 Toute demande de certification contient les renseignements suivants :

a) une mention précisant si la charge d’alimentation visée a fait l’objet d’une certification par un autre régime de certification au cours des cinq années précédentes;
b) tous les renseignements pertinents en lien avec la certification de la charge d’alimentation visée par un autre régime de certification, notamment les rapports d’audit et, le cas échéant, les décisions visant la suspension ou la révocation du certificat au cours des cinq années précédentes, ainsi que les motifs de ces décisions;
c) une mention précisant les raisons pour lesquelles tout producteur de la charge d’alimentation s’est retiré d’un régime de certification avant le premier audit de surveillance.

Détermination de l’intensité en carbone

Combustible à faible intensité en carbone

75 (1) L’intensité en carbone d’un combustible à faible intensité en carbone — autre que l’hydrogène produit à partir d’un combustible fossile — ou d’un apport matériel qui est du gaz naturel renouvelable, du biogaz, du propane renouvelable ou de l’hydrogène — autre que l’hydrogène produit à partir d’un combustible fossile — est, au choix du créateur enregistré ou du fournisseur étranger :

a) égale à l’intensité en carbone par défaut prévue à l’article 1 de l’annexe 6;
b) déterminée selon la formule suivante :

IC_ec + IC_p + IC_cl + IC_e + IC_td + IC_c: où :
IC_ec: représente la quantité d’émissions de CO₂e prévue à l’article 2 de l’annexe 6 et correspondant à la quantité de CO₂e liée à l’extraction ou à la production, selon le cas, de la charge d’alimentation à partir de laquelle le combustible ou l’apport matériel est produit, par mégajoule d’énergie produite,
IC_p: la quantité d’émissions de CO₂e prévue à l’article 3 de l’annexe 6 et correspondant à la quantité de CO₂e rejetée pendant la production du combustible ou de l’apport matériel à partir de la charge d’alimentation, pendant le transport de la charge d’alimentation et des produits intermédiaires utilisés pour produire le combustible ou l’apport matériel et pendant la distribution du combustible ou de l’apport matériel à l’utilisateur final, par mégajoule d’énergie produite,
IC_cl: la quantité d’émissions de CO₂e prévue à l’article 4 de l’annexe 6 et correspondant à la quantité de CO₂e rejetée pendant la compression ou la liquéfaction du combustible ou de l’apport matériel, par mégajoule d’énergie produite,
IC_e: la quantité d’émissions de CO₂e prévue à l’article 5 de l’annexe 6 et correspondant à la quantité supplémentaire de CO₂e liée à la production de l’électricité utilisée dans la production du combustible ou de l’apport matériel, par mégajoule d’énergie produite,
IC_td: la quantité d’émissions de CO₂e prévue à l’article 6 de l’annexe 6 et correspondant à la quantité supplémentaire de CO₂e rejetée pendant le transport de la charge d’alimentation et des produits intermédiaires utilisés pour produire le combustible ou l’apport matériel et pendant la distribution du combustible ou de l’apport matériel à l’utilisateur final, par mégajoule d’énergie produite, dans le cas où la distance totale de transport est d’au moins 1 500 km,
IC_c: la quantité d’émissions de CO₂e prévue à l’article 7 de l’annexe 6 et correspondant à la quantité de CO₂e rejetée pendant la combustion du combustible ou l’utilisation de l’apport matériel, par mégajoule d’énergie produite.

Utilisation : limite de douze mois

(2) L’intensité en carbone par défaut visée à l’alinéa (1)a) ne peut pas être utilisée pour créer des unités de conformité pendant plus de douze mois consécutifs, ni pendant plus de douze mois au cours de deux périodes de conformité consécutives, sauf si le ministre, sur demande écrite du créateur enregistré, approuve l’utilisation de cette intensité en carbone pour la période plus longue qu’il précise.

Utilisation — attente d’approbation

(3) Toutefois, l’intensité en carbone par défaut visée à l’alinéa (1)a) peut être utilisée à tout moment pour créer des unités de conformité pendant la période commençant à la date à laquelle la demande d’approbation de l’intensité en carbone du combustible déterminée conformément à l’alinéa (1)b) ou au paragraphe 76(1) a été présentée au titre du paragraphe 80(1) et se terminant à la date où l’intensité en carbone faisant l’objet de cette demande est approuvée au titre du paragraphe 85(1), même si cette période est supérieure à douze mois consécutifs.

Moins de trois mois de données

(4) Le créateur enregistré ou le fournisseur étranger peut choisir de déterminer l’intensité en carbone conformément à l’alinéa (1)b) s’il possède des données d’entrée provenant des activités mentionnées à la définition de intensité en carbone au paragraphe 1(1) qui ont été menées au cours du cycle de vie du combustible ou de l’apport matériel, selon le cas, pour une période de moins de trois mois consécutifs.

Utilisation — trois périodes de conformité

(5) L’intensité en carbone visée à l’alinéa (1)b) ne peut être utilisée pour créer des unités de conformité que pendant une seule période d’au plus trois périodes de conformité consécutives.

Combustibles fossiles

(6) Pour l’application des paragraphes 98(2), 99(3) et (4) et 104(2), l’intensité en carbone d’un combustible qui est du propane, du gaz naturel, du gaz naturel comprimé, du gaz naturel liquéfié ou de l’hydrogène est, au choix du créateur enregistré, celle qui est prévue :

a) à l’article 8 de l’annexe 6;
b) par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.

Électricité

(7) L’intensité en carbone de l’électricité pour la province où est située la borne de recharge est, au choix du créateur enregistré, celle qui est prévue pour cette province :

a) à l’article 9 de l’annexe 6;
b) par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.

Modèle ACV des combustibles

76 (1) Le créateur enregistré ou le fournisseur étranger peut choisir de déterminer l’intensité en carbone d’un combustible à faible intensité en carbone, ou d’un apport matériel qui est du gaz naturel renouvelable, du biogaz, du propane renouvelable ou de l’hydrogène, en appliquant le modèle ACV des combustibles conformément à l’une des options prévues aux alinéas (3)a) et b), s’il possède des données d’entrée provenant des activités mentionnées à la définition de intensité en carbone au paragraphe 1(1) qui ont été menées au cours du cycle de vie du combustible ou de l’apport matériel, selon le cas, pour une période de vingt-quatre mois consécutifs au cours des trente mois précédant la date du choix.

Contributeur à l’intensité en carbone

(2) Le contributeur à l’intensité en carbone peut choisir de déterminer l’intensité en carbone d’un combustible à faible intensité en carbone ou d’un apport matériel qui est du gaz naturel renouvelable, du biogaz, du propane renouvelable ou de l’hydrogène conformément à l’une des options prévues aux alinéas (3)a) et b), s’il possède des données d’entrée provenant des activités mentionnées à la définition de intensité en carbone au paragraphe 1(1) qui ont été menées au cours du cycle de vie du combustible ou de l’apport matériel, selon le cas, pour une période de vingt-quatre mois consécutifs au cours des trente mois précédant la date du choix.

Options après le choix

(3) L’intensité en carbone peut être déterminée sur la base des données d’entrée visées aux paragraphes (1) ou (2), conformément à l’une des options suivantes :

a) une filière existante qui provient du modèle ACV des combustibles;
b) une nouvelle filière créée par le créateur enregistré, par le contributeur à l’intensité en carbone ou par le fournisseur étranger à partir du modèle ACV des combustibles, dans les cas suivants :
- (i) le combustible ou l’apport matériel n’est pas inclus dans le modèle ACV des combustibles,
- (ii) la charge d’alimentation utilisée pour produire le combustible ou l’apport matériel n’est pas inclus dans le modèle ACV des combustibles,
- (iii) les critères prévus par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles pour la création d’une nouvelle filière sont remplis.

Combustibles cotraités à faible intensité en carbone

77 Le créateur enregistré ou le fournisseur étranger détermine l’intensité en carbone du combustible cotraité à faible intensité en carbone au moyen du modèle ACV des combustibles conformément à la méthode de quantification spécifique des réductions des émissions applicable établie au titre du paragraphe 32(1) et à l’une des options suivantes :

a) une filière existante qui provient du modèle ACV des combustibles;
b) une nouvelle filière créée par le créateur enregistré ou par le fournisseur étranger à partir du modèle ACV des combustibles, dans les cas suivants :
- (i) le combustible n’est pas inclus dans le modèle ACV des combustibles,
- (ii) la charge d’alimentation utilisée pour produire le combustible n’est pas incluse dans le modèle ACV des combustibles,
- (iii) les critères prévus par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles pour la création d’une nouvelle filière sont remplis.

Gaz comprimés et liquéfiés

78 (1) Au lieu de déterminer conformément au paragraphe 75(6) l’intensité en carbone du propane, du gaz naturel comprimé ou du gaz naturel liquéfié, le créateur enregistré peut choisir de le faire conformément à l’une des options prévues aux alinéas (3)a) et b), s’il possède des données d’entrée concernant l’exploitation d’une station de ravitaillement ou le procédé de liquéfaction du propane, du propane renouvelable, du propane cotraité à faible intensité en carbone, du gaz naturel comprimé, du gaz naturel renouvelable comprimé, du gaz naturel liquéfié ou du gaz naturel renouvelable liquéfié pour une période de vingt-quatre mois consécutifs au cours des trente mois précédant la date du choix.

Combustibles renouvelables

(2) Dans le cas du propane renouvelable, du propane cotraité à faible intensité en carbone, du gaz naturel renouvelable comprimé et du gaz naturel renouvelable liquéfié, l’intensité en carbone est déterminée comme si :

a) le propane renouvelable ou le propane cotraité à faible intensité en carbone était du propane;
b) le gaz naturel renouvelable comprimé était du gaz naturel comprimé;
c) le gaz naturel renouvelable liquéfié était du gaz naturel liquéfié.

Options après le choix

(3) L’intensité en carbone peut être déterminée sur la base des données d’entrée visées au paragraphe (1), conformément à l’une des options suivantes :

a) une filière existante qui provient du modèle ACV des combustibles;
b) une nouvelle filière créée par le créateur enregistré à partir du modèle ACV des combustibles, dans les cas suivants :
- (i) le combustible n’est pas inclus dans le modèle ACV des combustibles,
- (ii) la charge d’alimentation utilisée pour produire le combustible n’est pas incluse dans le modèle ACV des combustibles,
- (iii) les critères prévus par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles pour la création d’une nouvelle filière sont remplis.

Électricité

79 (1) Le créateur enregistré ou le contributeur à l’intensité en carbone peut choisir de déterminer conformément au paragraphe (3) l’intensité en carbone de l’électricité fournie aux véhicules électriques par une borne de recharge qui n’est pas destinée principalement à être utilisée par les occupants d’un logement privé, s’il possède des données d’entrée sur la source et la quantité d’électricité fournie pour une période de vingt-quatre mois consécutifs au cours des trente mois précédant la date du choix.

Électricité

(2) Le créateur enregistré ou le contributeur à l’intensité carbone peut choisir de déterminer conformément au paragraphe (3) l’intensité en carbone de l’électricité fournie à une station de ravitaillement ou à une installation s’il possède des données d’entrée sur la source et la quantité d’électricité fournie pour une période de vingt-quatre mois consécutifs au cours des trente mois précédant la date du choix.

Options à choisir

(3) L’intensité en carbone peut être déterminée sur la base des données d’entrée visées aux paragraphes (1) ou (2) conformément à l’une des options suivantes :

a) une filière existante qui provient du modèle ACV des combustibles;
b) une nouvelle filière créée par le créateur enregistré ou par le contributeur à l’intensité carbone à partir du modèle ACV des combustibles, si la source de l’électricité n’est pas incluse dans le modèle ACV des combustibles ou si l’un des critères prévus par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles par la création d’une nouvelle filière est rempli.

Demande d’approbation — intensité en carbone

80 (1) Le créateur enregistré, le contributeur à l’intensité en carbone ou le fournisseur étranger peut demander au ministre l’approbation de l’intensité en carbone déterminée conformément à l’alinéa 75(1)b) ou aux articles 76, 77, 78 ou 79, selon le cas.

Valeur supplémentaire d’intensité en carbone

(2) Le créateur enregistré, le contributeur à l’intensité en carbone ou le fournisseur étranger peut ajouter une valeur supplémentaire d’intensité en carbone à l’intensité en carbone déterminée conformément aux articles 76, 78 ou 79. Le cas échéant, l’intensité en carbone faisant l’objet de la demande d’approbation correspond à la somme de l’intensité en carbone déterminée au moyen du modèle ACV des combustibles et de la valeur supplémentaire d’intensité en carbone.

Combustible importé

(3) Malgré le paragraphe (1), dans le cas du combustible produit à l’extérieur du Canada et importé au Canada pour lequel des unités de conformité sont créées au titre des alinéas 19(1)b) ou 20b) ou par la réalisation d’un projet de réduction des émissions de CO₂e visé à l’alinéa 30d), seul le fournisseur étranger peut présenter la demande d’approbation de l’intensité en carbone.

Demande distincte — chaque type de charge

(4) Une demande d’approbation distincte est requise pour chaque type des charges d’alimentation utilisées pour la production d’un combustible à faible intensité en carbone ou d’un apport matériel qui est du gaz naturel renouvelable, du biogaz, du propane renouvelable ou de l’hydrogène, y compris dans le cas où plusieurs types de charges d’alimentation sont utilisés simultanément pour produire le combustible à faible intensité en carbone ou l’apport matériel.

Approbation de la filière

81 (1) Le créateur enregistré, le contributeur à l’intensité en carbone ou le fournisseur étranger demande au ministre l’approbation de la création d’une nouvelle filière visée aux alinéas 76(3)b), 77b), 78(3)b) ou 79(3)b) avant de présenter une demande d’approbation de l’intensité en carbone au titre du paragraphe 80(1).

Demande

(2) La demande d’approbation nouvelle filière contient les renseignements prévus à l’annexe 7.

Approbation

(3) Le ministre approuve la nouvelle filière s’il est convaincu qu’elle est fondée sur :

a) un plan de collecte de données et de résultats qui sont tous deux vérifiables;
b) des calculs ne comportant aucune erreur qui atteint les seuils d’importance relative quantitative visés à l’alinéa 150a);
c) des processus unitaires, des paramètres de modélisation, des ensembles de données de référence et une méthode qui sont appropriés;
d) une méthode conforme à la norme ISO 14040, à la norme ISO 14044 et aux spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.

Identifiant alphanumérique unique

(4) Dès qu’il approuve la nouvelle filière, le ministre lui assigne un identifiant alphanumérique unique.

Renseignements à fournir

82 (1) Dans le cas où l’intensité en carbone est déterminée conformément à l’alinéa 75(1)b) ou aux articles 76 ou 77, la demande visée à l’article 80 contient les renseignements prévus à l’article 1 de l’annexe 8.

Renseignements supplémentaires — alinéa 75(1)b)

(2) Dans le cas où l’intensité en carbone est déterminée conformément à l’alinéa 75(1)b), la demande contient également les renseignements prévus à l’article 2 de l’annexe 8.

Renseignements supplémentaires — article 76

(3) Dans le cas où l’intensité en carbone est déterminée conformément à l’article 76, la demande contient également les renseignements prévus aux articles 3 et 6 de l’annexe 8 et dans la méthode de quantification des réductions des émissions applicable établie au titre du paragraphe 31(1) ou 32(1).

Renseignements supplémentaires — article 77

(4) Dans le cas où l’intensité en carbone est déterminée conformément à l’article 77, la demande contient également les renseignements prévus aux articles 3 et 6 de l’annexe 8 et ceux mentionnés dans la méthode de quantification spécifique des réductions des émissions applicable établie au titre du paragraphe 32(1), le cas échéant.

Renseignements à fournir — article 78

83 Dans le cas où l’intensité en carbone est déterminée conformément à l’article 78, la demande visée à l’article 80 contient les renseignements prévus aux articles 4 et 6 de l’annexe 8.

Renseignements à fournir — article 79

84 Dans le cas où l’intensité en carbone est déterminée conformément à l’article 79, la demande visée à l’article 80 contient les renseignements prévus aux articles 5 et 6 de l’annexe 8.

Approbation

85 (1) Le ministre approuve l’intensité en carbone faisant l’objet de la demande visée à l’article 80 s’il est convaincu que la détermination de cette intensité en carbone est fondée sur :

a) des données et des résultats qui sont tous deux vérifiables;
b) des calculs ne comportant aucune erreur qui atteint les seuils d’importance relative quantitative visés à l’alinéa 150a);
c) des processus unitaires, des paramètres de modélisation, des ensembles de données de référence et une méthode qui sont appropriés pour cette détermination et n’ont pas pour résultat de sous-estimer l’intensité en carbone;
d) dans le cas de la détermination effectuée conformément aux articles 76 ou 77, une méthode conforme à la norme ISO 14040, à la norme ISO 14044 et aux spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles;
e) un avis sans réserve rendu conformément à l’alinéa 154a) ou un avis avec réserve rendu conformément à l’alinéa 154b), relativement à une demande visée à l’article 130.

Identifiant alphanumérique unique

(2) Dès qu’il approuve l’intensité en carbone, le ministre lui assigne un identifiant alphanumérique unique.

Fin de validité

86 (1) L’intensité en carbone approuvée pour un combustible à faible intensité en carbone ou un apport matériel cesse d’être valide si sont apportés aux procédés d’extraction ou de production des charges d’alimentation utilisées pour produire le combustible ou l’apport matériel ou aux procédés de production des changements qui ne sont pas conformes aux données d’entrée, aux facteurs d’émissions, aux ensembles de données de référence et à la méthode utilisés pour la détermination de l’intensité en carbone et qui auraient comme résultat :

a) dans le cas de la détermination effectuée conformément à l’alinéa 75(1)b), des procédés de production différents de ceux utilisés pour déterminer l’intensité en carbone approuvée;
b) dans le cas de la détermination effectuée conformément à l’article 76, une intensité en carbone réelle précisée dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre du paragraphe 123(1), qui est supérieure à celle qui a été approuvée d’au moins :
- (i) 1 gCO₂e/MJ, si la valeur absolue de l’intensité en carbone approuvée est inférieure à 20 gCO₂e/MJ,
- (ii) 5 %, si la valeur absolue de l’intensité en carbone approuvée est comprise entre 20 et 100 gCO₂e/MJ,
- (iii) 5 gCO₂e/MJ, si la valeur absolue de l’intensité en carbone approuvée est supérieure à 100 gCO₂e/MJ;
c) dans le cas d’un projet mentionné à l’alinéa 30d), des procédés ou des conditions de production du combustible différents de ceux mentionnés dans la demande d’approbation de l’intensité en carbone visée au paragraphe 80(1).

Non-conformité — article 123

(2) L’intensité en carbone approuvée à l’égard d’un combustible ou d’un apport matériel cesse d’être valide si le créateur enregistré, le contributeur à l’intensité en carbone ou le fournisseur étranger qui présente la demande d’approbation visée au paragraphe 80(1) ne se conforme pas aux exigences de l’article 123.

Non-conformité — article 124

(3) L’intensité en carbone approuvée à l’égard d’un combustible à faible intensité en carbone liquide ou gazeux produit à partir d’une quantité d’une charge d’alimentation admissible visée aux alinéas 46(1)b) ou c) cesse d’être valide si le créateur enregistré ou le fournisseur étranger qui présente la demande d’approbation visée au paragraphe 80(1) ne se conforme pas aux exigences de l’article 124.

Non-conformité — méthode de quantification spécifique

(4) L’intensité en carbone approuvée à l’égard d’un combustible cotraité à faible intensité en carbone cesse d’être valide si le créateur enregistré ou le fournisseur étranger qui présente la demande d’approbation visée au paragraphe 80(1) ne se conforme pas à la méthode de quantification spécifique des réductions des émissions applicable établie au titre du paragraphe 32(1).

Non-conformité — exigences relatives aux renseignements

(5) L’intensité en carbone approuvée à l’égard d’un combustible à faible intensité en carbone ou d’un apport matériel peut être invalidée par le ministre si le créateur enregistré, le contributeur à l’intensité en carbone ou le fournisseur étranger qui présente la demande d’approbation visée au paragraphe 80(1) ne se conforme pas à l’une des exigences des articles 166 et 168 relatives à l’intensité en carbone approuvée.

Fin de validité — certains gaz

(6) L’intensité en carbone approuvée à l’égard du propane, du gaz naturel comprimé ou du gaz naturel liquéfié déterminée conformément à l’article 78 cesse d’être valide si sont apportés au procédé de compression ou de liquéfaction du combustible des changements qui ne sont pas conformes aux données d’entrée, aux facteurs d’émissions, aux ensembles de données de référence et à la méthode utilisés pour la détermination de l’intensité en carbone et qui auraient comme résultat une intensité en carbone réelle précisée dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre du paragraphe 123(1) qui est supérieure à celle qui a été approuvée pour ce combustible d’au moins :

a) 1 gCO₂e/MJ, si la valeur absolue de l’intensité en carbone approuvée est inférieure à 20 gCO₂e/MJ;
b) 5 %, si la valeur absolue de l’intensité en carbone approuvée est comprise entre 20 et 100 gCO₂e/MJ;
c) 5 gCO₂e/MJ, si la valeur absolue de l’intensité en carbone approuvée est supérieure à 100 gCO₂e/MJ.

Fin de validité — électricité

(7) L’intensité en carbone approuvée à l’égard de l’électricité et déterminée conformément à l’article 79 cesse d’être valide si sont apportés à la source et à la quantité d’électricité fournie aux véhicules électriques ou aux installations des changements qui auraient comme résultat une intensité en carbone réelle précisée dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre du paragraphe 123(1) qui est supérieure à celle qui a été approuvée d’au moins :

a) 1 gCO₂e/MJ, si la valeur absolue de l’intensité en carbone approuvée est inférieure à 20 gCO₂e/MJ;
b) 5 %, si la valeur absolue de l’intensité en carbone approuvée est comprise entre 20 et 100 gCO₂e/MJ;
c) 5 gCO₂e/MJ, si la valeur absolue de l’intensité en carbone approuvée est supérieure à 100 gCO₂e/MJ.

Intensité en carbone transférée

(8) L’intensité en carbone approuvée à l’égard d’un combustible ou d’un apport matériel cesse d’être valide si le créateur enregistré, le contributeur à l’intensité en carbone ou le fournisseur étranger qui présente la demande d’approbation visée au paragraphe 80(1) a déterminé cette intensité en carbone en utilisant une intensité en carbone qui cesse d’être valide aux termes de l’un des paragraphes (1) à (7).

Fin de validité — 31 décembre 2025

(9) L’intensité en carbone déterminée conformément aux articles 76, 77, 78 ou 79 qui a été approuvée par le ministre avant le 1^er juillet 2024 cesse d’être valide le 31 décembre 2025. À compter du 1^er juillet 2024, le créateur enregistré, le contributeur à l’intensité en carbone ou le fournisseur étranger peut présenter au ministre une nouvelle demande d’approbation de l’intensité en carbone au titre du paragraphe 80(1).

Nouvelle demande

87 (1) Le créateur enregistré ou le fournisseur étranger peut demander que l’intensité carbone réelle qu’il a déterminée conformément aux articles 76, 78 ou 79 remplace l’intensité carbone approuvée au titre du paragraphe 85(1) si l’intensité en carbone réelle précisée dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre du paragraphe 123(1) est inférieure à celle qui a été approuvée et si l’écart entre les deux intensités est d’au moins :

a) 1 gCO₂e/MJ, si la valeur absolue de l’intensité en carbone approuvée est inférieure à 20 gCO₂e/MJ;
b) 5 %, si la valeur absolue de l’intensité en carbone approuvée est comprise entre 20 et 100 gCO₂e/MJ;
c) 5 gCO₂e/MJ, si la valeur absolue de l’intensité en carbone approuvée est supérieure à 100 gCO₂e/MJ.

Contributeur à l’intensité en carbone

(2) Le contributeur à l’intensité en carbone peut demander que l’intensité carbone réelle qu’il a déterminée conformément aux articles 76 ou 79 remplace l’intensité carbone approuvée au titre du paragraphe 85(1) si l’intensité en carbone réelle précisée dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre du paragraphe 123(1) est inférieure à celle qui a été approuvée et si l’écart entre les deux intensités est d’au moins :

a) 1 gCO₂e/MJ, si la valeur absolue de l’intensité en carbone approuvée est inférieure à 20 gCO₂e/MJ;
b) 5 %, si la valeur absolue de l’intensité en carbone approuvée est comprise entre 20 et 100 gCO₂e/MJ;
c) 5 gCO₂e/MJ, si la valeur absolue de l’intensité en carbone approuvée est supérieure à 100 gCO₂e/MJ.

Ajustement des unités

88 (1) Le créateur enregistré peut, dans le premier rapport annuel sur la création d’unités de conformité qu’il transmet au ministre au titre de l’article 120 ou dans le premier rapport d’ajustement des unités de conformité qu’il transmet au ministre au titre de l’article 122 après l’approbation par le ministre, au titre du paragraphe 85(1), de l’intensité en carbone du combustible ou de la source d’énergie déterminée conformément aux articles 76, 78 ou 79, demander la création d’unités de conformité pour les trois périodes de conformité précédant l’approbation, si les conditions suivantes sont remplies :

a) l’intensité en carbone qui figure dans le rapport annuel sur la création d’unités de conformité ou dans le rapport d’ajustement des unités de conformité a été déterminée conformément à l’article 75 ou temporairement approuvée au titre du paragraphe 91(4);
b) le combustible dont l’intensité en carbone a été approuvée au titre du paragraphe 85(1) a été produit à partir du même type de charge d’alimentation et selon le même processus de production que le combustible ou l’électricité utilisés au cours des périodes de conformité précédentes pour lesquelles l’ajustement est demandé;
c) l’intensité en carbone approuvée au titre du paragraphe 85(1) a été déterminée conformément aux articles 76, 78 ou 79 après le 1^er juillet 2024.

Nombre d’unités de conformité

(2) Le nombre d’unités de conformité qui peuvent être créées par le créateur enregistré au titre du paragraphe (1) est égal à la différence entre :

a) d’une part, le nombre maximal d’unités de conformité qui seraient créées pour les trois périodes de conformité précédant l’approbation de l’intensité en carbone en utilisant les renseignements contenus dans le rapport transmis au titre des articles 120 ou 122 pour ces périodes de conformité et l’intensité en carbone du combustible déterminée conformément aux articles 76, 78 ou 79, selon le cas;
b) d’autre part, le nombre total d’unités de conformité qui peuvent être créées par le créateur enregistré pour les trois périodes de conformité précédant l’approbation de l’intensité en carbone en utilisant l’intensité en carbone déterminée conformément à l’article 75 ou temporairement approuvée au titre du paragraphe 91(4), selon le cas.

Ajustement selon l’intensité en carbone réelle

89 Le créateur enregistré peut, dans le rapport d’ajustement des unités de conformité qu’il transmet au titre du paragraphe 122(1), demander au ministre que les unités de conformité créées en utilisant l’intensité en carbone déterminée conformément à l’article 76 et approuvée au titre du paragraphe 85(1) soient ajustées selon l’intensité en carbone réelle précisée dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis pour la période de conformité au titre du paragraphe 123(1).

Ajustement après le 30 juin 2024

90 (1) Si l’intensité en carbone déterminée conformément aux articles 76, 77, 78 ou 79 qui a été approuvée par le ministre cesse d’être valide le 31 décembre 2025 aux termes du paragraphe 86(9) et le créateur enregistré, le contributeur à l’intensité en carbone ou le fournisseur étranger, avant le 30 septembre 2025, présente au ministre une nouvelle demande d’approbation de l’intensité en carbone conformément au paragraphe 80(1), le créateur enregistré peut, dans le premier rapport annuel sur la création d’unités de conformité qu’il transmet au titre de l’article 120 ou le premier rapport d’ajustement des unités de conformité qu’il transmet au titre de l’article 122 après l’approbation de cette intensité au titre du paragraphe 85(1), demander la création d’unités de conformité pour la période commençant à la date à laquelle il est devenu admissible à créer des unités de conformité au titre des paragraphes 25(2) ou (3) ou des alinéas 31(2)b) ou 32(2)d) et se terminant à la date de la nouvelle approbation par le ministre.

Nombre d’unités de conformité ajustées

(2) Le nombre d’unités de conformité qui peuvent être créées au titre du paragraphe (1) correspond à la différence entre :

a) d’une part, le nombre maximal d’unités de conformité qui seraient créées par le créateur enregistré au cours de la période visée au paragraphe (1) en utilisant les renseignements contenus dans les rapports transmis au titre des articles 120 ou 121 pour les périodes de conformité comprises dans cette période et l’intensité en carbone déterminée conformément aux articles 76, 77, 78 ou 79, selon le cas;
b) d’autre part, le nombre total d’unités de conformité créées par le créateur enregistré au cours de la période visée au paragraphe (1) en utilisant l’intensité en carbone utilisée par le créateur enregistré pour la création d’unités de conformité avant le 30 juin 2024.

Demande d’approbation temporaire

91 (1) Le créateur enregistré ou le fournisseur étranger qui possède des données d’exploitation d’une installation concernant les activités mentionnées à la définition de intensité en carbone au paragraphe 1(1) pour une période d’au moins trois mois consécutifs et d’au plus vingt-quatre mois consécutifs peut présenter au ministre une demande d’approbation temporaire d’une intensité en carbone.

Détermination de l’intensité en carbone

(2) L’intensité en carbone est déterminée conformément aux articles 76, 78 ou 79, selon le cas, sur la base des données concernant la période visée au paragraphe (1) et non celle de vingt-quatre mois consécutifs visée à ces articles.

Présentation de la demande

(3) La demande est présentée conformément aux articles 80 à 84.

Approbation temporaire

(4) Le ministre approuve temporairement l’intensité en carbone visée s’il est convaincu que la détermination en est fondée sur les critères prévus au paragraphe 85(1).

Identifiant alphanumérique unique

(5) Le ministre assigne un identifiant alphanumérique unique à l’intensité en carbone temporairement approuvée au titre du paragraphe (4).

Intensité en carbone considérée comme approuvée

(6) L’intensité en carbone temporairement approuvée doit être traitée comme si elle était approuvée au titre du paragraphe 85(1) jusqu’à la date suivante :

a) la date qui tombe vingt-quatre mois après la date d’approbation temporaire, dans le cas où le créateur enregistré ou le fournisseur étranger qui a demandé l’approbation temporaire de l’intensité en carbone n’a pas présenté de demande d’approbation au titre de l’article 80 pour cette intensité en carbone;
b) la date à laquelle le ministre approuve l’intensité en carbone au titre du paragraphe 85(1), dans tout autre cas.

Période de validité

(7) L’intensité en carbone approuvée temporairement cesse d’être valide à la date visée aux alinéas (6)a) ou b), selon le cas, ou à la date antérieure à laquelle sont apportés aux procédés d’extraction ou de production des charges d’alimentation utilisées pour produire le combustible ou aux procédés de production du combustible des changements qui ne sont pas conformes aux données d’entrée, aux facteurs d’émissions ou aux ensembles de données de référence.

Enregistrement du fournisseur étranger

92 (1) Le fournisseur étranger peut s’enregistrer à ce titre auprès du ministre en transmettant à celui-ci un rapport d’enregistrement comportant les renseignements suivants :

a) ses nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique;
b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de son agent autorisé;
c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique d’une personne-ressource, sauf si cette personne est l’agent autorisé;
d) à l’égard de chaque installation où il produit des combustibles à faible intensité en carbone :
- (i) ses nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale,
- (ii) le type de combustible à faible intensité en carbone qui est produit.

Condition préalable à la demande

(2) Le fournisseur étranger ne peut présenter une demande au titre des paragraphes 80(1), 81(1) ou 91(1) que s’il s’enregistre à ce titre auprès du ministre.

Contributeur à l’intensité en carbone — enregistrement

93 (1) Le contributeur à l’intensité en carbone peut s’enregistrer à ce titre auprès du ministre en transmettant à celui-ci un rapport d’enregistrement comportant les renseignements suivants :

a) ses nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique;
b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de son agent autorisé;
c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique d’une personne-ressource, sauf si cette personne est l’agent autorisé;
d) les renseignements ci-après sur chaque installation où du gaz naturel renouvelable, du propane renouvelable, de l’électricité, du biogaz ou de l’hydrogène est produit :
- (i) ses nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale,
- (ii) le type de combustible, de source d’énergie ou d’apport matériel qui y est produit.

Condition préalable à la demande

(2) Le contributeur à l’intensité en carbone ne peut présenter une demande au titre des paragraphes 80(1), 81(1) ou 91(1) que s’il s’enregistre à ce titre auprès du ministre.

Combustibles à faible intensité en carbone

Catégorie des combustibles liquides

94 (1) La personne qui, au cours d’une période de conformité, produit ou importe au Canada un volume de combustible à faible intensité en carbone liquide qui remplace ou a été vendu pour remplacer un volume de tout combustible de la catégorie des combustibles liquides peut créer des unités de conformité provisoires relatives à la catégorie des combustibles liquides pour cette période de conformité.

Nombre d’unités de conformité

(2) Le nombre d’unités de conformité que la personne peut créer pour la période de conformité est déterminé selon la formule suivante :

IC_diff × (Q × D) × 10^-6: où :
IC_diff: représente la différence entre, d’une part, l’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides prévue à l’article 1 de l’annexe 1, dans la colonne 2, et, d’autre part, l’intensité en carbone du combustible à faible intensité en carbone, à savoir l’intensité en carbone par défaut prévue à l’alinéa 75(1)a), l’intensité en carbone approuvée au titre du paragraphe 85(1) ou l’intensité en carbone réelle précisée dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre du paragraphe 123(1), selon le cas;
Q: sous réserve du paragraphe 45(1), le volume du combustible à faible intensité en carbone en cause produit à partir de charges d’alimentation admissibles ou importé au Canada par la personne au cours de la période de conformité et qui est utilisé ou vendu pour utilisation au Canada comme combustible pur ou dans un mélange, exprimé en mètres cubes;
D: la densité énergétique du combustible à faible intensité en carbone prévue à la colonne 2 de l’annexe 2 ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, au choix de la personne.

Catégorie des combustibles gazeux

95 (1) La personne qui, au cours d’une période de conformité donnée, produit ou importe au Canada une quantité de combustible à faible intensité en carbone qui est du biogaz, du gaz naturel renouvelable, du propane renouvelable ou de l’hydrogène et qui remplace ou a été vendu pour remplacer un volume de combustible de la catégorie des combustibles gazeux peut créer des unités de conformité provisoires pour la catégorie des combustibles gazeux pour cette période de conformité.

Gaz exclus

(2) Aucune unité de conformité provisoire ne peut être créée au titre du paragraphe (1) pour la période de conformité par la production ou l’importation des combustibles suivants :

a) le biogaz converti en gaz naturel renouvelable;
b) le biogaz, le gaz naturel renouvelable, le propane renouvelable ou l’hydrogène pour lesquels des unités de conformité provisoires ont été créées par la réalisation d’un projet de réduction des émissions de CO₂e visé à l’article 30;
c) le biogaz pour lequel des unités de conformité provisoires ont été créées au titre de l’article 96;
d) le gaz naturel renouvelable, le propane renouvelable ou l’hydrogène pour lesquels des unités de conformité provisoires ont été créées au titre des articles 100 ou 104.

Exception — biogaz utilisé dans un équipement

(3) Aucune unité de conformité provisoire ne peut être créée au titre du paragraphe (1) pour la période de conformité dans le cas de biogaz utilisé dans un équipement de production d’électricité, sauf si le résultat de la formule ci-après est supérieur à 0,7 :

(E_totale + C) ÷ (Q × D): où :
E_totale: représente la quantité d’électricité totale produite par l’équipement, exprimée en mégajoules;
C: l’énergie thermique produite par l’équipement et utilisée ou vendue, exprimée en mégajoules;
Q: la quantité du biogaz utilisée dans l’équipement, exprimée comme un volume en mètres cubes;
D: la densité énergétique du biogaz prévue à l’article 1 de l’annexe 2, dans la colonne 2, ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles ou mesurée conformément à l’article 162, au choix de la personne.

Nombre d’unités de conformité

(4) Le nombre d’unités de conformité que la personne peut créer pour la période de conformité pour un combustible donné est déterminé selon la formule suivante :

IC_diff × (Q × D) × 10^-6

où :

IC_diff

représente :

a) dans le cas du biogaz, du gaz naturel renouvelable ou de l’hydrogène, la différence entre, d’une part, l’intensité en carbone de référence du biogaz, du gaz naturel renouvelable et de l’hydrogène prévue à l’article 2 de l’annexe 1, dans la colonne 2, et, d’autre part, l’intensité en carbone du biogaz, du gaz naturel renouvelable ou de l’hydrogène, selon le cas, à savoir l’intensité en carbone par défaut prévue à l’alinéa 75(1)a), l’intensité en carbone approuvée au titre du paragraphe 85(1) ou l’intensité en carbone réelle précisée dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre du paragraphe 123(1), selon le cas;
b) dans le cas du propane renouvelable, la différence entre, d’une part, l’intensité en carbone de référence du propane renouvelable prévue à l’article 3 de l’annexe 1, dans la colonne 2, et, d’autre part, l’intensité en carbone du propane renouvelable, à savoir l’intensité en carbone par défaut prévue à l’alinéa 75(1)a), l’intensité en carbone approuvée au titre du paragraphe 85(1) ou l’intensité en carbone réelle précisée dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre du paragraphe 123(1), selon le cas;

Q

sous réserve du paragraphe 45(1), la quantité de biogaz — à l’exclusion du biogaz visé aux alinéas (2)a) et c) — ou de gaz naturel renouvelable, du propane renouvelable ou de l’hydrogène — à l’exclusion du gaz naturel renouvelable, du propane renouvelable ou de l’hydrogène visés à l’alinéa (2)d) — produit à partir de charges d’alimentation admissibles ou importé au Canada par la personne au cours de la période de conformité qui est utilisé ou vendu pour utilisation au Canada comme combustible pur ou dans un mélange, exprimée comme un volume en mètres cubes, dans le cas du biogaz, du gaz naturel renouvelable et du propane renouvelable, et en kilogrammes, dans le cas de l’hydrogène;

D

la densité énergétique du biogaz, du gaz naturel renouvelable, du propane renouvelable ou de l’hydrogène prévue à la colonne 2 de l’annexe 2 ou prévue par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles ou, dans le cas du biogaz, mesurée conformément à l’article 162, au choix de la personne.

Biogaz utilisé pour produire de l’électricité

96 (1) La personne qui, au cours d’une période de conformité, produit au Canada une quantité de biogaz qui est utilisée dans un équipement pour produire de l’électricité et qui remplace au Canada un volume de tout combustible de la catégorie des combustibles gazeux conformément aux alinéas 20b) ou c) peut créer des unités de conformité provisoires relatives à la catégorie des combustibles gazeux pour cette période de conformité.

Électricité produite à partir du biogaz

(2) L’intensité en carbone de l’électricité que la personne produit à partir du biogaz utilisé dans l’équipement de production d’électricité est déterminée selon la formule suivante :

IC_biogaz × (Q × D) ÷ E_totale: où :
IC_biogaz: représente l’intensité en carbone du biogaz utilisé pour produire de l’électricité, à savoir l’intensité en carbone par défaut prévue à l’alinéa 75(1)a), l’intensité en carbone approuvée au titre du paragraphe 85(1) ou l’intensité en carbone réelle précisée dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre du paragraphe 123(1), selon le cas;
Q: sous réserve du paragraphe 45(1), la quantité du biogaz produite à partir de charges d’alimentation admissibles, utilisée dans l’équipement et déterminée conformément aux spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, exprimée comme un volume en mètres cubes;
D: la densité énergétique du biogaz prévue à l’article 1 de l’annexe 2, dans la colonne 2, ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles ou mesurée conformément à l’article 162, au choix de la personne;
E_totale: la quantité d’électricité totale produite à partir du biogaz par l’équipement, exprimée en mégajoules.

Nombre d’unités de conformité

(3) Le nombre d’unités de conformité que peut créer la personne visée au paragraphe (1) pour la période de conformité est déterminé selon la formule suivante :

IC_diff × E × 10^-6: où :
IC_diff: représente la différence entre, d’une part, l’intensité en carbone de l’électricité pour la province où est situé l’équipement de production d’électricité, déterminée conformément au paragraphe (4), et, d’autre part, l’intensité en carbone de l’électricité produite à partir du biogaz, déterminée conformément au paragraphe (2);
E: la quantité d’électricité produite, exprimée en mégajoules.

Intensité en carbone — province

(4) L’intensité en carbone de l’électricité dans la province où est situé l’équipement de production d’électricité utilisant du biogaz est la moindre des intensités suivantes :

a) celle qui est prévue pour cette province à l’article 9 de l’annexe 6;
b) celle qui est prévue pour cette province par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles;
c) 96 g/MJ.

Multiples charges d’alimentation

97 (1) Pour l’application de l’alinéa 30d) et des articles 94 à 96, 100 et 104, le combustible à faible intensité en carbone produit à partir de plusieurs types de charges d’alimentation est considéré comme plusieurs combustibles, la quantité de chacun correspondant à la proportion de combustible à faible intensité en carbone produit à partir de chaque type de charges d’alimentation.

Détermination de la proportion

(2) Le créateur enregistré détermine la proportion de combustible à faible intensité en carbone produit à partir de chaque type de charge d’alimentation conformément aux spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.

Combustible cotraité à faible intensité en carbone

(3) Le créateur enregistré détermine la proportion de combustible cotraité à faible intensité en carbone produit à partir de chaque type de charge d’alimentation conformément à la méthode de quantification spécifique des réductions des émissions applicable établie au titre du paragraphe 32(1).

Combustibles ou autres sources d’énergie pour les véhicules

Gaz pour véhicules

98 (1) Le propriétaire ou l’exploitant d’une station de ravitaillement qui, au cours d’une période de conformité remplace l’utilisation d’un combustible de la catégorie des combustibles liquides par l’utilisation de propane, de gaz naturel comprimé ou de gaz naturel liquéfié qu’il fournit pour utilisation comme combustible dans un véhicule au Canada peut créer des unités de conformité provisoires relatives à la catégorie des combustibles liquides pour cette période de conformité.

Nombre d’unités de conformité

(2) Le nombre d’unités de conformité que le propriétaire ou l’exploitant peut créer au titre du paragraphe (1) pour la période de conformité est déterminé selon la formule suivante :

IC_diff × (Q × D) × 10^-6

où :

IC_diff

représente la différence entre :

a) d’une part, l’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides prévue à l’article 1 de l’annexe 1, dans la colonne 2;
b) d’autre part, l’intensité en carbone du propane, du gaz naturel comprimé ou du gaz naturel liquéfié déterminée conformément au paragraphe 75(6) ou approuvée au titre du paragraphe 85(1) ou l’intensité en carbone réelle précisée dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre du paragraphe 123(1), selon le cas;

Q

la différence entre :

a) d’une part, la quantité totale de combustible qui contient du propane, du gaz naturel comprimé ou du gaz naturel liquéfié et qui est fournie pour utilisation comme combustible dans un véhicule, mesurée par un compteur et exprimée :
- (i) dans le cas de combustible contenant du propane, en mètres cubes de combustible à l’état liquide,
- (ii) dans le cas de combustible contenant du gaz naturel comprimé, en mètres cubes,
- (iii) dans le cas de combustible contenant du gaz naturel liquéfié, en kilogrammes;
b) d’autre part :
- (i) dans le cas de combustible contenant du propane, du propane renouvelable ou du propane cotraité à faible intensité en carbone, la quantité de propane renouvelable ou de propane cotraité à faible intensité en carbone fournie pour utilisation comme combustible dans un véhicule, exprimée en mètres cubes de combustible à l’état liquide et déterminée au moyen des pièces justificatives visées au paragraphe 99(2),
- (ii) dans le cas de combustible contenant du gaz naturel comprimé, la quantité de gaz naturel renouvelable fournie pour utilisation comme combustible dans un véhicule, exprimée en mètres cubes et déterminée au moyen des pièces justificatives visées au paragraphe 99(2),
- (iii) dans le cas de combustible contenant du gaz naturel liquéfié, la quantité de gaz naturel renouvelable fournie pour utilisation comme combustible dans un véhicule, exprimée en kilogrammes et déterminée au moyen des pièces justificatives visées au paragraphe 99(2);

D

la densité énergétique du propane, du gaz naturel comprimé ou du gaz naturel liquéfié, selon le cas, prévue à la colonne 2 de l’annexe 2 ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, au choix du propriétaire ou de l’exploitant.

Combustibles gazeux renouvelables

99 (1) Le propriétaire ou l’exploitant d’une station de ravitaillement qui, au cours d’une période de conformité, remplace l’utilisation d’un combustible de la catégorie des combustibles liquides par l’utilisation d’un combustible à faible intensité en carbone — qu’il fournit — qui est du propane renouvelable, du propane cotraité à faible intensité en carbone, du gaz naturel renouvelable comprimé ou du gaz naturel renouvelable liquéfié pour utilisation comme combustible dans un véhicule au Canada ne peut créer des unités de conformité provisoires relatives à la catégorie des combustibles liquides pour cette période de conformité que s’il possède les pièces justificatives visées au paragraphe (2).

Pièces justificatives

(2) Les pièces justificatives doivent, à la fois :

a) démontrer que le combustible en cause a été fourni à la station de ravitaillement physiquement ou au moyen d’un contrat;
b) sous réserve du paragraphe 45(1), indiquer la quantité de combustible produit à partir de charges d’alimentation admissibles qui est fourni à la station de ravitaillement par le producteur du combustible en cause au cours de la période de conformité et le nom de la personne de qui ce combustible a été acheté;
c) si l’intensité en carbone du combustible a été approuvée par le ministre au titre du paragraphe 85(1), indiquer cette intensité en carbone, ainsi que l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci aux termes du paragraphe 85(2);
d) si l’intensité carbone du combustible n’a pas été approuvée par le ministre au titre du paragraphe 85(1), indiquer le nom du producteur du combustible, ses adresses municipales et postale, son numéro de téléphone et, le cas échéant, son adresse électronique, ainsi que les nom, les coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, l’adresse municipale de l’installation où le combustible a été produit;
e) si le combustible a été fourni au moyen d’un contrat, démontrer qu’il existe un lien physique entre la station de ravitaillement et le producteur du combustible et que la quantité de combustible fournie aux véhicules à la station de ravitaillement au cours de la période de conformité n’est pas supérieure à la quantité de combustible produite par le producteur et injectée dans un pipeline au cours de la période de conformité.

Nombre d’unités de conformité

(3) Le nombre d’unités de conformité que le propriétaire ou l’exploitant d’une station de ravitaillement qui fournit du combustible à faible intensité en carbone qui est du gaz naturel renouvelable comprimé ou du gaz naturel renouvelable liquéfié peut créer au titre du paragraphe (1) pour la période de conformité est déterminé selon la formule suivante :

(IC_diff1 + IC_diff2) × (Q × D) × 10^-6

où :

IC_diff1

représente la différence entre :

a) d’une part, l’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides prévue à l’article 1 de l’annexe 1, dans la colonne 2;
b) d’autre part, l’intensité en carbone du gaz naturel renouvelable comprimé ou du gaz naturel renouvelable liquéfié déterminée conformément au paragraphe 75(6) ou approuvée au titre du paragraphe 85(1) ou l’intensité en carbone réelle précisée dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre du paragraphe 123(1), selon le cas;

IC_diff2

la différence entre :

a) d’une part, l’intensité en carbone du gaz naturel, déterminée conformément au paragraphe 75(6);
b) d’autre part, l’intensité en carbone de référence du gaz naturel renouvelable prévue à l’article 2 de l’annexe 1, dans la colonne 2;

Q

sous réserve du paragraphe 45(1), la quantité de gaz naturel renouvelable fournie aux véhicules, exprimée en mètres cubes pour le gaz naturel renouvelable comprimé et en kilogrammes pour le gaz naturel renouvelable liquéfié et déterminée au moyen des pièces justificatives visées au paragraphe (2);

D

la densité énergétique du gaz naturel renouvelable prévue à l’article 2 de l’annexe 2, dans la colonne 2, ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, au choix du propriétaire ou de l’exploitant.

Propane renouvelable

(4) Le nombre d’unités de conformité que peut créer le propriétaire ou l’exploitant d’une station de ravitaillement qui fournit du combustible à faible intensité en carbone qui est du propane renouvelable ou du propane cotraité à faible intensité en carbone pour la période de conformité est déterminé selon la formule suivante :

(IC_diff1 + IC_diff2) × (Q × D) × 10^-6

où :

IC_diff1

représente la différence entre :

a) d’une part, l’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides prévue à l’article 1 de l’annexe 1, dans la colonne 2;
b) d’autre part, l’intensité en carbone du propane qui est déterminée conformément au paragraphe 75(6) ou approuvée au titre du paragraphe 85(1) ou l’intensité en carbone réelle précisée dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone visé au paragraphe 123(1), selon le cas;

IC_diff2

la différence entre :

a) d’une part, l’intensité en carbone du propane, déterminée conformément au paragraphe 75(6);
b) d’autre part, l’intensité en carbone de référence du propane renouvelable prévue à l’article 3 de l’annexe 1, dans la colonne 2;

Q

sous réserve du paragraphe 45(1), la quantité de propane renouvelable ou de propane cotraité à faible intensité en carbone fournie aux véhicules, exprimée en mètres cubes de combustible à l’état liquide et déterminée au moyen des pièces justificatives visées au paragraphe (2);

D

la densité énergétique du propane renouvelable prévue à l’article 7 de l’annexe 2, dans la colonne 2, ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, au choix du propriétaire ou de l’exploitant.

Créateur — producteur ou importateur

100 (1) La personne qui, au cours d’une période de conformité, remplace l’utilisation d’un combustible de la catégorie des combustibles liquides par l’utilisation d’une quantité — qu’elle produit ou importe au Canada — de combustible à faible intensité en carbone qui est du propane renouvelable ou du gaz naturel renouvelable pour utilisation comme combustible dans un véhicule au Canada ne peut créer des unités de conformité provisoires relatives à la catégorie des combustibles liquides pour cette période de conformité, que si elle possède les pièces justificatives nécessaires qui, à la fois :

a) démontrent que le combustible en cause a été fourni physiquement ou au moyen d’un contrat à une station de ravitaillement;
b) indiquent le nom du propriétaire ou de l’exploitant de la station de ravitaillement;
c) indiquent la quantité de combustible fourni à la station de ravitaillement pendant la période de conformité;
d) démontrent que la quantité de combustible fourni par le producteur à la station de ravitaillement pour créer les unités de conformité pendant la période de conformité n’est pas supérieure à la quantité de combustible fournie aux véhicules à la station de ravitaillement pendant la période de conformité;
e) si le combustible en cause a été fourni au moyen d’un contrat, démontrent qu’il existe un lien physique entre la station de ravitaillement et le producteur du combustible.

Nombre d’unités de conformité

(2) Le nombre d’unités de conformité que la personne visée au paragraphe (1) peut créer pour la période de conformité pour le combustible en cause est déterminé selon la formule suivante :

IC_diff × (Q × D) × 10^-6

où :

IC_diff

représente :

a) dans le cas du gaz naturel renouvelable, la différence entre, d’une part, l’intensité en carbone de référence du gaz naturel renouvelable prévue à l’article 2 de l’annexe 1, dans la colonne 2, et, d’autre part, l’intensité en carbone du gaz naturel renouvelable, à savoir l’intensité en carbone par défaut prévue à l’alinéa 75(1)a), l’intensité en carbone approuvée au titre du paragraphe 85(1) ou l’intensité en carbone réelle précisée dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre du paragraphe 123(1), selon le cas;
b) dans le cas du propane renouvelable, la différence entre, d’une part, l’intensité en carbone de référence du propane renouvelable prévue à l’article 3 de l’annexe 1, dans la colonne 2, et, d’autre part, l’intensité en carbone du propane renouvelable, à savoir l’intensité en carbone par défaut prévue à l’alinéa 75(1)a), l’intensité en carbone approuvée au titre du paragraphe 85(1) ou l’intensité en carbone réelle précisée dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre du paragraphe 123(1), selon le cas;

Q

sous réserve du paragraphe 45(1), la quantité du combustible en cause fournie à la station de ravitaillement, exprimée en mètres cubes et déterminée au moyen des pièces justificatives visées au paragraphe (1);

D

la densité énergétique du combustible en cause prévue à la colonne 2 de l’annexe 2 ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, au choix de la personne.

Électricité — hôtes d’une station de recharge

101 (1) L’hôte d’une station de recharge peut, pour une période de conformité, créer des unités de conformité provisoires relatives à la catégorie des combustibles liquides en remplaçant, au cours de la période de conformité, l’utilisation au Canada d’un volume de combustible de la catégorie des combustibles liquides par l’utilisation au Canada d’électricité comme source d’énergie dans un véhicule électrique d’une catégorie mentionnée dans les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles si l’électricité est fournie à ce véhicule électrique par une borne de recharge autre que celles visées au paragraphe 102(1).

Nombre d’unités de conformité

(2) Le nombre d’unités de conformité que l’hôte d’une station de recharge peut créer au titre du paragraphe (1) pour la période de conformité, par la fourniture d’électricité d’une intensité en carbone donnée à des véhicules électriques, est déterminé selon la formule suivante :

IC_diff × (Q × D) × 10^-6: où :
IC_diff: représente la différence entre, d’une part, l’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides prévue à l’article 1 de l’annexe 1, dans la colonne 2, pour la période de conformité, après ajustement au moyen du rapport d’efficacité énergétique des véhicules électriques en cause et, d’autre part, l’intensité en carbone de l’électricité utilisée par ces véhicules électriques et déterminée selon la formule suivante :

(R_ee × IC_ref) – IC_e

où :

R_ee

représente :

a) dans le cas de l’électricité fournie par des bornes de recharge inaccessibles aux navires électriques :
- (i) s’agissant des véhicules électriques légers, au choix du créateur enregistré, le rapport d’efficacité énergétique égal à 2,5 ou le rapport d’efficacité énergétique prévu au 1^er janvier de la période de conformité pour cette catégorie de véhicules électriques par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles,
- (ii) s’agissant des autres véhicules électriques, au choix du créateur enregistré le rapport d’efficacité énergétique égal à 2,5 ou le rapport d’efficacité énergétique pour ces catégories de véhicules électriques prévu au 1^er janvier de la période de conformité par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles;
b) dans le cas de l’électricité fournie par des bornes de recharge accessibles aux navires électriques, au choix du créateur enregistré le rapport d’efficacité énergétique égal à 2,5 ou le rapport d’efficacité énergétique prévu au 1^er janvier de la période de conformité pour la catégorie de véhicules électriques par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles;
c) dans le cas de l’électricité fournie par des bornes de recharge accessibles à plus d’une catégorie de véhicules électriques, s’il n’est pas possible d’établir la quantité d’électricité fournie à chaque catégorie, le rapport d’efficacité énergétique obtenu en application des alinéas a) ou b), selon celui qui est le plus petit;

IC_ref

l’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides prévue à l’article 1 de l’annexe 1, dans la colonne 2, pour la période de conformité;

IC_e

l’intensité en carbone de l’électricité fournie aux véhicules électriques déterminée conformément au paragraphe 75(7), approuvée au titre du paragraphe 85(1) ou l’intensité en carbone réelle précisée dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre du paragraphe 123(1), selon le cas;

Q

la quantité d’électricité fournie aux véhicules électriques, exprimée en kilowattheures et mesurée par les bornes de recharge autres que celles visées au paragraphe 102(1) conformément à la précision des mesures ou aux essais de tolérances de charge électrique prévus pour les bornes de recharge dans le document intitulé Specifications, Tolerances, and Other Technical Requirements for Weighing and Measuring Devices, publié par le National Institute of Standards and Technology des États-Unis;

D

3,6 mégajoules par kilowattheure.

Électricité — exploitants d’un réseau de recharge

102 (1) L’exploitant d’un réseau de recharge peut, pour une période de conformité, créer des unités de conformité provisoires relatives à la catégorie des combustibles liquides en remplaçant, au cours de la période de conformité, l’utilisation au Canada d’un volume de combustible de la catégorie des combustibles liquides par l’utilisation au Canada d’électricité comme source d’énergie dans un véhicule électrique d’une catégorie mentionnée dans les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles si, selon le cas :

a) l’électricité est fournie au véhicule électrique par une borne de recharge dont sont propriétaires les occupants d’un logement privé et qui est destinée principalement à être utilisée par eux, la borne de recharge est installée au plus tard le 31 décembre 2030 et la période de conformité commence au plus tard le 1^er janvier 2035;
b) l’électricité est fournie à ce véhicule électrique par une borne de recharge destinée principalement à être utilisée par le public et dont l’emplacement est indiqué sur le site Web ou l’application mobile de l’exploitant d’un réseau de recharge.

Nombre d’unités de conformité

(2) Le nombre d’unités de conformité que l’exploitant d’un réseau de recharge peut créer au titre du paragraphe (1) pour la période de conformité, par la fourniture d’électricité d’une intensité en carbone donnée, est déterminé selon la formule suivante :

IC_diff × (Q × D) × 10^-6: où :
IC_diff: représente la différence entre, d’une part, l’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides prévue à l’article 1 de l’annexe 1, dans la colonne 2, pour la période de conformité, après ajustement au moyen du rapport d’efficacité énergétique des véhicules électriques en cause et, d’autre part, l’intensité en carbone de l’électricité utilisée par ces véhicules déterminée selon la formule suivante :

(R_ee × IC_ref) – IC_e: où :
R_ee: représente, au choix du créateur enregistré, le rapport d’efficacité énergétique égal à 2,5 ou le rapport d’efficacité énergétique prévu au 1^er janvier de la période de conformité pour la catégorie des véhicules électriques légers par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles,
IC_ref: l’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides prévue à l’article 1 de l’annexe 1, dans la colonne 2, pour la période de conformité,
IC_e: l’intensité en carbone de l’électricité fournie aux véhicules électriques déterminée conformément au paragraphe 75(7) ou approuvée au titre du paragraphe 85(1) ou l’intensité en carbone réelle précisée dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre du paragraphe 123(1), selon le cas;
Q: la quantité d’électricité fournie aux véhicules électriques, exprimée en kilowattheures et mesurée par les bornes de recharge visées au paragraphe (1) conformément à la précision des mesures ou aux essais de tolérances de charge électrique prévus pour les bornes de recharge dans le document intitulé Specifications, Tolerances, and Other Technical Requirements for Weighing and Measuring Devices, publié par le National Institute of Standards and Technology des États-Unis;
D: 3,6 mégajoules par kilowattheure.

Utilisation des revenus — véhicules électriques

103 (1) L’exploitant d’un réseau de recharge ou la personne avec laquelle il a conclu un accord au titre de l’article 21 ne peuvent créer des unités de conformité conformément à l’article 102 au cours de la période de conformité que si tous les revenus qu’ils ont tiré des cessions des unités de conformité créées conformément à cet article au cours de toutes les périodes de conformité antérieures ont été utilisés dans le délai prévu au paragraphe (3) à l’appui d’une des activités ci-après qui est menée au Canada :

a) l’expansion des infrastructures de recharge des véhicules électriques, notamment les bornes de recharge et les infrastructures de distribution d’électricité appuyant la recharge de véhicules électriques, destinées principalement à être utilisées par les occupants d’un logement privé ou par le public;
b) la réduction des coûts de propriété des véhicules électriques par des incitatifs financiers à l’achat ou à l’utilisation de véhicules électriques.

Affectation aux activités

(2) L’exploitant d’un réseau de recharge ou la personne peuvent, à leur discrétion, affecter l’utilisation des revenus à l’appui de l’une ou l’autre de ces activités ou des deux.

Période d’utilisation

(3) Les revenus tirés des cessions des unités de conformité sont utilisés au plus tard au deuxième anniversaire de la fin de la période de conformité au cours de laquelle l’exploitant d’un réseau de recharge ou la personne les ont cédées.

Annulation des unités

(4) Si les revenus tirés des cessions n’ont pas été utilisés conformément au paragraphe (1), le ministre annule un nombre d’unités de conformité équivalent au nombre d’unités de conformité cédées.

Nombre insuffisant d’unités

(5) Si le nombre d’unités de conformité à annuler est supérieur au nombre d’unités de conformité qui sont inscrites au compte de l’exploitant d’un réseau de recharge ou de la personne, le ministre l’en avise en indiquant le nombre d’unités de conformité manquantes.

Obligation de remplacer les unités

(6) Dans les quatre-vingt-dix jours suivant la date d’envoi de l’avis prévu au paragraphe (5), l’exploitant d’un réseau de recharge ou la personne veillent à ce qu’un nombre d’unités de conformité équivalent au nombre d’unités de conformité manquantes figure dans le même compte.

Avis au ministre

(7) Lorsque figure à son compte le nombre équivalent d’unités de conformité exigé au paragraphe (6) et dans le délai prévu à ce paragraphe, l’exploitant d’un réseau de recharge ou la personne avisent le ministre que ce nombre d’unités de conformité se trouve dans leur compte.

Annulation des unités de conformité

(8) Dès la réception de l’avis prévu au paragraphe (7), le ministre annule le nombre d’unités de conformité mentionné dans l’avis.

Hydrogène

104 (1) Le propriétaire ou l’exploitant de stations de ravitaillement en hydrogène peut, pour une période de conformité, créer des unités de conformité provisoires relatives à la catégorie des combustibles liquides en remplaçant, au cours de la période de conformité, l’utilisation au Canada d’un volume de combustible de la catégorie des combustibles liquides par l’utilisation au Canada d’hydrogène :

a) soit comme source d’énergie dans un véhicule à pile à hydrogène d’une catégorie mentionnée dans les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles;
b) soit comme combustible à faible intensité en carbone dans un véhicule — autre qu’un véhicule à pile à hydrogène — d’une catégorie mentionnée dans les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.

Nombre d’unités de conformité provisoires

(2) Le nombre d’unités de conformité que le propriétaire ou l’exploitant peut créer pour la période de conformité au titre du paragraphe (1) par la fourniture d’hydrogène d’une intensité en carbone donnée, est déterminé selon la formule suivante :

IC_diff × (Q × D) × 10^{référence 6}: où :
IC_diff: représente la différence entre, d’une part, l’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides prévue à l’article 1 de l’annexe 1, dans la colonne 2, après ajustement au moyen du rapport d’efficacité énergétique des véhicules en cause et, d’autre part, l’intensité en carbone de l’hydrogène utilisé par ces véhicules déterminée selon la formule suivante :

(R_ee × IC_ref) − IC_h

où :

R_ee

représente :

a) dans le cas de l’utilisation visée à l’alinéa (1)a), au choix du propriétaire ou de l’exploitant, le rapport d’efficacité énergétique égal à 1,5 ou le rapport d’efficacité énergétique pour la catégorie des véhicules à pile à hydrogène prévu par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles,
b) dans le cas de l’utilisation visée à l’alinéa (1)b), au choix du propriétaire ou de l’exploitant, le rapport d’efficacité énergétique égal à 0,9 ou le rapport d’efficacité énergétique pour les catégories de véhicules autres que les véhicules à pile à hydrogène prévus par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles;

IC_ref

l’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides prévue à l’article 1 de l’annexe 1, dans la colonne 2;

IC_h

l’intensité en carbone de l’hydrogène fournie aux véhicules, à savoir l’intensité en carbone par défaut prévue à l’alinéa 75(1)a), l’intensité en carbone déterminée conformément à l’alinéa 75(1)b) ou au paragraphe 75(6) ou approuvée au titre du paragraphe 85(1) ou l’intensité en carbone réelle précisée dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre du paragraphe 123(1), selon le cas;

Q

sous réserve du paragraphe 45(1), la quantité d’hydrogène de l’intensité en carbone donnée qui est produit à partir de charges d’alimentation admissibles et fournie aux véhicules, mesurée par un compteur et exprimée en kilogrammes;

D

la densité énergétique de l’hydrogène prévue à l’article 4 de l’annexe 2, dans la colonne 2, ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, au choix du propriétaire ou de l’exploitant.

Mécanisme de cession des unités de conformité

Règles générales

Créateur enregistré participant

105 (1) Le créateur enregistré qui n’est pas un fournisseur principal auquel le paragraphe (2) s’applique devient un participant au mécanisme de cession des unités de conformité à compter du premier jour où il crée des unités de conformité provisoires.

Fournisseur principal participant

(2) Le fournisseur principal devient un participant au mécanisme de cession des unités de conformité à compter de la date de son enregistrement à ce titre conformément au paragraphe 10(1).

Admissibilité à céder des unités

106 (1) Seul un participant peut céder des unités de conformité et ce, uniquement à un autre participant.

Demande de cession

(2) Le participant qui souhaite céder des unités de conformité transmet au ministre une demande de cession signée par son agent autorisé et comportant les renseignements suivants :

a) les nom et adresses municipale et postale du cédant;
b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de l’agent autorisé du cédant;
c) les nom et adresses municipale et postale du cessionnaire;
d) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de l’agent autorisé du cessionnaire;
e) à l’égard des unités de conformité cédées :
- (i) leur nombre,
- (ii) leur type,
- (iii) l’année de leur création,
- (iv) le prix payé au cédant par le cessionnaire pour chacune, le cas échéant,
- (v) le volume et l’intensité en carbone du combustible utilisé pour créer les unités de conformité.

Types d’unités de conformité

(3) Les types d’unités de conformité sont les suivants :

a) s’agissant des unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles liquides créées au titre de l’alinéa 19(1)a) :
- (i) celles qui ont été créées par la réalisation d’un projet de réduction des émissions de CO₂e visé à l’alinéa 30d) par la production d’un volume de combustible cotraité à faible intensité en carbone qui est un substitut de l’essence visé au paragraphe 6(1);
- (ii) celles qui ont été créées dans le cadre de la réalisation d’un projet de réduction des émissions de CO₂e visé à l’alinéa 30d) par la production d’un volume de combustible cotraité à faible intensité en carbone qui est un substitut du diesel visé au paragraphe 7(1);
- (iii) celles qui ont été créées dans le cadre de la réalisation d’un projet de réduction des émissions de CO₂e, par l’utilisation de la méthode de quantification générique des réductions des émissions établie au titre du paragraphe 31(1),
- (iv) celles qui ont été créées dans le cadre de la réalisation d’un projet de réduction des émissions de CO₂e visé à l’article 30, à l’exception des projets visés aux sous-alinéas (i) à (iii),
b) s’agissant des unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles liquides créées au titre de l’alinéa 19(1)b) :
- (i) celles qui ont été créées par l’importation d’un substitut de l’essence visé au paragraphe 6(1),
- (ii) celles qui ont été créées par l’importation d’un substitut de diesel visé au paragraphe 7(1),
- (iii) celles qui ont été créées par l’importation de tout autre combustible à faible intensité en carbone liquide;
c) s’agissant des unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles liquides créées au titre de l’alinéa 19(1)c) :
- (i) celles qui ont été créées par la production d’un substitut de l’essence de remplacement visé au paragraphe 6(1),
- (ii) celles qui ont été créées par la production d’un substitut du diesel visé au paragraphe 7(1),
- (iii) celles qui ont été créées par la production de tout autre combustible à faible intensité en carbone liquide;
d) les unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles liquides créées au titre de l’alinéa 19(1)d);
e) les unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles gazeux créées au titre de l’alinéa 20a) dans le cadre de la réalisation d’un projet de réduction des émissions de CO₂e visé à l’alinéa 30d);
f) les unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles gazeux créées au titre de l’alinéa 20b) par l’importation de combustible à faible intensité en carbone gazeux;
g) les unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles gazeux créées au titre de l’alinéa 20c) par la production de combustible à faible intensité en carbone gazeux.

Confirmation du cessionnaire

(4) L’agent autorisé du cessionnaire signe la demande pour confirmer l’exactitude des renseignements et l’acceptation de la cession par le cessionnaire.

Cession des unités

(5) Si la demande de cession transmise au ministre satisfait aux exigences des paragraphes (2) à (4), les unités de conformité mentionnées dans la demande sont retirées du compte du cédant ouvert au titre des alinéas 28a) ou b), selon le cas, et inscrites au compte du cessionnaire ouvert au titre du même alinéa.

Exception — créateur enregistré

(6) Toutefois, aucune unité de conformité ne peut être cédée au créateur enregistré qui n’est pas un fournisseur principal et qui, selon le cas :

a) a conclu un accord de création au titre de l’article 21 pendant la période de conformité en cours ou les deux dernières périodes de conformité ayant expiré si, à la fois :
- (i) il n’est plus partie à un tel accord,
- (ii) son rapport d’enregistrement modifié conformément à l’article 26 ne mentionne pas qu’il exerce l’une des activités visées au paragraphe 19(1) ou à l’article 20;
b) n’a pas créé d’unités de conformité pour les deux dernières périodes de conformité ayant expiré.

Juste valeur marchande

107 Le prix des unités de conformité visées au paragraphe 102(1) qui sont cédées ne doit pas être inférieur à leur juste valeur marchande.

Cession à la création des unités de conformité

Cession à la création

108 (1) Le créateur enregistré qui a créé des unités de conformité provisoires au titre des alinéas 19(1)b) ou c) ou 20b) ou c) par la production ou l’importation au Canada d’une quantité de combustible à faible intensité en carbone ne peut céder ses unités de conformité provisoires au participant qui achète le combustible, que si le créateur enregistré et le cessionnaire transmettent au ministre une demande de cession à la création, signée par l’agent autorisé du créateur enregistré et par celui du cessionnaire, et qui contient les renseignements prévus au paragraphe (2).

Demande de cession à la création

(2) Le créateur enregistré et le cessionnaire indiquent dans la demande leur intention de procéder à la cession dès l’inscription des unités de conformité au compte du créateur enregistré, conformément aux paragraphes 24(1) ou (2), ainsi que les renseignements suivants :

a) les nom et adresses municipale et postale du créateur enregistré;
b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de l’agent autorisé du créateur enregistré;
c) les nom et adresses municipale et postale du cessionnaire;
d) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de l’agent autorisé du cessionnaire;
e) le type de combustible à faible intensité en carbone utilisé pour créer les unités de conformité;
f) l’intensité en carbone du combustible et, le cas échéant, l’identifiant alphanumérique qui lui a été assigné;
g) la période de conformité pour laquelle la demande est présentée.

Transfert immédiat

109 Après la réception de la demande par le ministre et jusqu’à la fin de la période de conformité mentionnée à l’alinéa 108(2)g), toute unité de conformité que le ministre inscrit dans le compte du créateur enregistré ouvert au titre des alinéas 28a) ou b), selon le cas, est immédiatement retirée du compte et est inscrite au compte du cessionnaire ouvert au titre du même alinéa.

Marché de compensation des unités de conformité

Engagement de cession sur le marché

110 (1) Tout participant peut, dans le rapport transmis au titre des paragraphes 126(1) ou 127(1), s’engager à offrir en cession, sur le marché de compensation des unités de conformité, les unités de conformité qui, à la fois :

a) figurent au compte ouvert au titre de l’alinéa 28a);
b) ont été créées comme unités de conformité provisoires au plus tard le dernier jour de la période de conformité en cause;
c) n’ont pas été suspendues au titre de l’article 158.

Limite

(2) À compter de la date de transmission du rapport visé au paragraphe (1) et jusqu’au 31 octobre qui suit ou, le cas échéant, jusqu’à la date à laquelle l’avis prévu au paragraphe 111(1) est transmis, le participant qui s’est engagé à offrir en cession des unités de conformité ne peut utiliser ces unités et ne peut les céder que sur le marché de compensation des unités de conformité.

Absence de marché de compensation

111 (1) Si les rapports de conformité transmis au titre du paragraphe 127(1) pour la période de conformité indiquent que tous les fournisseurs principaux ont satisfait à l’exigence de réduction totale, le ministre transmet, avant le 31 août qui suit, un avis à chaque participant qui s’est engagé à offrir en cession des unités de conformité au titre du paragraphe 110(1) pour les informer de l’absence de marché de compensation des unités de conformité pour la période de conformité.

Absence d’engagement

(2) Si aucun participant ne s’est engagé, dans le rapport transmis au titre des paragraphes 126(1) ou 127(1) pour la période de conformité, à offrir en cession des unités de conformité sur le marché de compensation des unités de conformité, le ministre transmet, avant le 31 août qui suit, un avis à chaque fournisseur principal qui n’a pas satisfait à l’exigence de réduction totale, pour les informer de l’absence de marché de compensation des unités de conformité pour la période de conformité.

Avis aux participants

(3) Si les paragraphes (1) et (2) ne s’appliquent pas, le ministre transmet, avant le 31 août suivant la fin de la période de conformité, un avis à chaque participant qui s’est engagé à offrir en cession des unités de conformité au titre du paragraphe 110(1) et à chaque fournisseur principal n’ayant pas satisfait à l’exigence de réduction totale, pour les informer qu’il y aura un marché de compensation des unités de conformité pour la période de conformité. L’avis contient les renseignements suivants :

a) le nombre total d’unités de conformité de tous les participants qui font l’objet d’un engagement au titre du paragraphe 110(1);
b) le nom des participants qui se sont engagés à offrir en cession des unités de conformité au titre du paragraphe 110(1);
c) la valeur de l’exigence de réduction totale à laquelle tous les fournisseurs principaux n’ont pas encore satisfait.

Cession sur le marché de compensation

112 (1) Le participant ne peut céder des unités de conformité sur le marché de compensation des unités de conformité à un fournisseur principal que si la demande de cession visée au paragraphe 106(2) a été transmise au ministre, ainsi que le rapport de conformité visé au paragraphe 127(1) indiquant que le fournisseur principal n’a pas satisfait à l’exigence de réduction totale pour la période de conformité visée par le rapport par l’utilisation de toutes ses unités de conformité conformément aux paragraphes 13(1), (2) ou (4), selon le cas; le participant lui cède les unités de conformité au cours de la période commençant le 31 août suivant la fin de la période de conformité et se terminant le 31 octobre suivant.

Acquisition par le fournisseur principal

(2) Le fournisseur principal qui a transmis au ministre, au titre du paragraphe 127(1), pour la période de conformité donnée, un rapport de conformité indiquant qu’il n’a pas satisfait à l’exigence de réduction totale par l’utilisation de toutes ses unités de conformité conformément aux paragraphes 13(1), (2) ou (4), selon le cas, acquiert par cession sur le marché de compensation des unités de conformité pour cette période de conformité le nombre d’unités de conformité déterminé conformément au paragraphe (5).

Prix maximal

(3) Le participant qui s’est engagé à offrir en cession des unités de conformité accepte l’offre de les acquérir par cession sur le marché de compensation des unités de conformité si les unités sont toujours inscrites à son compte et si le prix offert pour la cession est inférieur ou égal au résultat de la formule suivante :

300 $ × (IPC_A ÷ IPC_B): où :
IPC_A: représente la moyenne de l’indice des prix à la consommation pour l’année civile correspondant à la période de conformité visée par le marché de compensation des unités de conformité, telle qu’elle est publiée par Statistique Canada sous le régime de la Loi sur la statistique;
IPC_B: la moyenne de l’indice des prix à la consommation durant les douze mois de l’année 2022, telle qu’elle est publiée par Statistique Canada sous le régime de cette loi.

Interdiction

(4) Le participant qui s’est engagé à offrir en cession des unités de conformité ne peut accepter l’offre de les acquérir par cession sur le marché de compensation des unités de conformité que si le prix offert pour la cession est supérieur au résultat de la formule prévue au paragraphe (3).

Nombre d’unités par fournisseur principal

(5) Le fournisseur principal ne peut pas acquérir sur le marché de compensation des unités de conformité un nombre d’unités supérieur au moindre des nombres suivants :

a) le nombre total d’unités de conformité nécessaire pour satisfaire à l’exigence de réduction totale et indiqué dans le rapport de conformité qu’il a transmis au titre du paragraphe 127(1);
b) le résultat de la formule suivante :

U × (R_f ÷ R_t): où :
U: représente le nombre total d’unités de conformité de tous les participants faisant l’objet d’un engagement au titre du paragraphe 110(1),
R_f: le nombre total d’unités de conformité nécessaire pour permettre au fournisseur principal de satisfaire à l’exigence de réduction totale,
R_t: le nombre total d’unités de conformité nécessaire pour permettre à tous les fournisseurs principaux de satisfaire à l’exigence de réduction totale.

Programme enregistré de financement des réductions des émissions

Enregistrement

113 Sous réserve de l’article 115, le ministre peut enregistrer un programme de financement dont l’objectif est la réduction des émissions de CO₂e :

a) sur demande, dans le cas du programme prévu à l’article 114, si les conditions prévues à cet article sont remplies;
b) de sa propre initiative, dans le cas du programme établi par une loi fédérale et exploité au Canada.

Demande d’enregistrement

114 (1) La personne qui administre un programme de financement des réductions des émissions peut demander au ministre d’enregistrer le programme si les conditions suivantes sont remplies :

a) elle est mandataire de Sa Majesté du chef du Canada ou d’une province ou est constituée sous forme de personne morale à but non lucratif sous le régime d’une loi du Canada ou d’une province;
b) le programme est exploité au Canada.

Contenu de la demande

(2) La demande d’enregistrement contient les renseignements prévus à l’annexe 9 et est accompagnée d’une attestation, signée par l’agent autorisé de la personne qui administre le programme, portant que :

a) le programme distribuera les contributions à des projets visés au paragraphe 115(1);
b) la personne rendra public, au plus tard le 31 décembre qui suit la fin de la période de conformité au cours de laquelle les contributions lui sont versées, un rapport contenant les renseignements prévus à l’article 2 de l’annexe 10.

Enregistrement — conditions

115 (1) Le ministre n’enregistre le programme de financement des réductions des émissions conformément à l’article 113 que s’il est convaincu que toutes les contributions versées à celui-ci seront utilisées pour financer des projets qui appuient le déploiement ou la commercialisation de technologies ou de procédés qui réduiront les émissions de CO₂e au plus tard :

a) le 31 décembre 2030, dans le cas des contributions versées au plus tard le 31 décembre 2025;
b) au cinquième anniversaire de la date à laquelle la contribution a été versée, dans tout autre cas.

Éléments

(2) Le ministre tient compte des éléments ci-après afin de décider s’il enregistre le programme :

a) les politiques, les critères ou les procédures de distribution des contributions du programme, notamment une politique visant à éviter les conflits d’intérêts concernant cette distribution;
b) la qualité des mécanismes de contrôle en matière de finances et de gestion, des systèmes d’information et des méthodes de gestion mis en œuvre par le programme;
c) la personne qui administre le programme omet de rendre public, au plus tard le 31 décembre suivant la fin de la période de conformité au cours de laquelle les contributions lui sont versées, les renseignements prévus à l’article 2 de l’annexe 10.

Annulation de l’enregistrement

116 Le ministre annule l’enregistrement du programme de financement des réductions des émissions dans les cas suivants :

a) il n’est plus, compte tenu des éléments prévus au paragraphe 115(2), convaincu que les contributions versées au programme sont utilisées conformément au paragraphe 115(1);
b) la personne qui administre le programme ne fait pas effectuer chaque année un audit des états financiers du programme ou, s’agissant du programme visé à l’alinéa 113a), ne fait pas effectuer un tel audit par un organisme indépendant;
c) la personne qui administre le programme ne transmet pas au ministre, au plus tard le 31 décembre suivant la fin de la période de conformité au cours de laquelle les contributions sont versées au programme pour l’application des paragraphes 13(3) ou 14(3), un rapport contenant les renseignements prévus à l’annexe 10 relatifs à l’exploitation du programme au cours de la période de conformité;
d) la personne qui administre le programme ne rend pas public, au plus tard le 31 décembre suivant la fin de la période de conformité au cours de laquelle les contributions lui sont versées, les renseignements prévus à l’article 2 de l’annexe 10;
e) s’agissant du programme visé à l’alinéa 113a), il ne satisfait plus aux exigences prévues au paragraphe 114(1);
f) s’agissant du programme visé à l’alinéa 113b), la disposition pertinente de la loi fédérale visée à cet alinéa qui établit le programme est abrogée ou le programme n’est plus exploité au Canada.

Liste des programmes

117 Le ministre rend public la liste des programmes enregistrés de financement des réductions des émissions.

Contribution au programme

118 (1) Tout fournisseur principal enregistré peut créer des unités de conformité pour une période de conformité en contribuant à un programme enregistré de financement des réductions des émissions au cours de l’une des périodes suivantes :

a) la période commençant le 1^er janvier suivant la fin de la période de conformité et se terminant le 31 juillet suivant;
b) la période commençant le 31 octobre suivant la fin de la période de conformité et se terminant le 30 novembre suivant.

Reçu

(2) Pour créer les unités de conformité, le fournisseur principal fournit au ministre, avec le rapport transmis au titre des articles 127 ou 128, selon le cas, le reçu que lui a délivré le programme de financement des réductions des émissions et qui établit qu’il a contribué à ce programme.

Unités de conformité créées

(3) Le nombre d’unités de conformité que peut créer le fournisseur principal au titre du paragraphe (1) pour la période de conformité donnée est déterminé selon la formule suivante :

C ÷ P: où :
C: représente le montant de la contribution du fournisseur principal au programme enregistré de financement des réductions des émissions;
P: 350 $.

Indice des prix à la consommation

(4) Chaque 1^er janvier suivant la fin d’une période de conformité, la valeur de la variable P de la formule prévue au paragraphe (3) est remplacée pas le résultat de la formule ci-après, arrondi au dollar près ou, si le chiffre est équidistant de deux nombres entiers consécutifs, au plus élevé de ceux-ci :

350 $ x (IPC_A ÷ IPC_B): où :
IPC_A: représente la moyenne de l’indice des prix à la consommation pour l’année civile correspondant à la période de conformité, telle qu’elle est publiée par Statistique Canada sous le régime de la Loi sur la statistique;
IPC_B: la moyenne de l’indice des prix à la consommation durant les douze mois de l’année 2022, telle qu’elle est publiée par Statistique Canada sous le régime de cette loi.

Inscription au compte

(5) Le nombre d’unités de conformité créé par le fournisseur principal au titre des paragraphes (1) à (4) est inscrit au compte du fournisseur principal ouvert au titre de l’alinéa 28a).

Incessibilité

119 (1) Le fournisseur principal ne peut céder les unités de conformité qu’il a créées conformément au paragraphe 118(1).

Annulation le 1^er décembre

(2) Le ministre annule toute unité de conformité créée conformément au paragraphe 118(1) qui n’a pas été utilisée le 1^er décembre suivant sa création.

Rapports

Rapport annuel sur la création

120 (1) Au plus tard le 30 avril de l’année civile qui suit la fin de la période de conformité, le créateur enregistré transmet au ministre un rapport sur la création d’unités de conformité au titre de l’alinéa 19(1)a), des sous-alinéas 19(1)d)(i), (ii), (iv) ou (v) ou de l’alinéa 20a) pour la période de conformité.

Contenu du rapport

(2) Le rapport sur la création d’unités de conformité est signé par l’agent autorisé du créateur enregistré et contient les renseignements prévus à l’annexe 11 pour la période de conformité.

30 juin 2023

(3) Malgré le paragraphe (1), le créateur enregistré transmet au plus tard le 30 juin 2023 le rapport sur la création d’unités de conformité pour la période de conformité se terminant le 31 décembre 2022.

30 avril 2024 — rapport unique

(4) Le créateur enregistré combine les rapports sur la création d’unités de conformité exigés au titre du paragraphe (1) pour la période de conformité se terminant le 30 juin 2023 et pour celle se terminant le 31 décembre 2023 dans un rapport unique qu’il transmet au plus tard le 30 avril 2024.

Rapports trimestriels sur la création

121 (1) Le créateur enregistré transmet au ministre un rapport sur la création d’unités de conformité au titre des alinéas 19(1)b) ou c), du sous-alinéa 19(1)d)(iii) ou des alinéas 20b) ou c) au plus tard :

a) le 30 juin de la période de conformité, pour la période commençant le 1^er janvier de cette période de conformité et se terminant le 31 mars suivant;
b) le 30 septembre de la période de conformité, pour la période commençant le 1^er avril de cette période de conformité et se terminant le 30 juin suivant;
c) le 31 décembre de la période de conformité, pour la période commençant le 1^er juillet de cette période de conformité et se terminant le 30 septembre suivant;
d) le 31 mars de l’année civile qui suit la fin de la période de conformité, pour la période commençant le 1^er octobre de la période de conformité et se terminant le 31 décembre suivant.

Contenu du rapport

(2) Chaque rapport sur la création d’unités de conformité pour les trimestres visés au paragraphe (1) est signé par l’agent autorisé du créateur enregistré et contient les renseignements prévus à l’annexe 12 pour le trimestre qu’il vise.

30 juin 2023

(3) Le créateur enregistré combine les rapports sur la création d’unités de conformité visés au paragraphe (1) pour la période de conformité se terminant le 31 décembre 2022 dans un rapport unique qu’il transmet au plus tard le 30 juin 2023 et qui contient les renseignements prévus à l’annexe 12 pour chaque trimestre visé à ce paragraphe.

Rapport d’ajustement des unités de conformité

122 (1) Le créateur enregistré qui, au cours de la période de conformité, a créé au titre des alinéas 19(1)b) ou c), du sous-alinéa 19(1)d)(iii) ou des alinéas 20b) ou c) des unités de conformité qui ont fait l’objet de rapports trimestriels sur la création au titre de l’article 121 transmet au ministre, au plus tard le 30 juin de l’année civile qui suit la fin de la période de conformité, un rapport sur tout ajustement fait au nombre d’unités de conformité inscrites à son compte conformément aux paragraphes 24(1) ou (2) pour cette période de conformité.

Contenu du rapport

(2) Le rapport d’ajustement des unités de conformité est signé par l’agent autorisé du créateur enregistré et contient les renseignements prévus à l’annexe 13 pour la période de conformité.

Non-application

(3) Le paragraphe (1) ne s’applique pas aux périodes de conformité qui se terminent avant le 1^er janvier 2023.

Rapport — filières d’intensité en carbone

123 (1) Le créateur enregistré, le contributeur à l’intensité en carbone ou le fournisseur étranger qui obtient l’approbation de l’intensité en carbone d’un combustible, d’une source d’énergie ou d’un apport matériel aux termes du paragraphe 85(1) transmet au ministre, pour la période de conformité au cours de laquelle l’approbation est obtenue et pour chaque période de conformité subséquente, un rapport sur les filières d’intensité en carbone au plus tard le 30 avril suivant la fin de chaque période de conformité.

Contenu du rapport

(2) Le rapport sur les filières d’intensité en carbone est signé par l’agent autorisé du créateur enregistré, du contributeur à l’intensité en carbone ou du fournisseur étranger et contient les renseignements prévus à l’annexe 14 pour la période de conformité.

Non-application

(3) Le paragraphe (1) ne s’applique pas pour les périodes de conformité qui se terminent avant le 1^er janvier 2024.

Période de conformité 2024

(4) Malgré le paragraphe (1), le créateur enregistré, le contributeur à l’intensité en carbone ou le fournisseur étranger qui obtient l’approbation d’une intensité en carbone aux termes du paragraphe 85(1) après le 1^er juillet 2024 peut, au plus tard le 30 avril 2025, transmettre le rapport pour la période de conformité qui se termine le 31 décembre 2024.

Rapport sur le bilan matières

124 (1) Le créateur enregistré ou le fournisseur étranger transmet au ministre un rapport sur le bilan matières au plus tard le 30 avril suivant la fin de la période de conformité à l’égard du combustible à faible intensité en carbone liquide ou gazeux dont l’intensité en carbone est visée au paragraphe 45(2) et qui a été produit à partir d’une quantité d’une charge d’alimentation admissible visée aux alinéas 46(1)b) ou c).

Contenu du rapport

(2) Le rapport sur le bilan matières est signé par l’agent autorisé du créateur enregistré ou du fournisseur étranger et contient les renseignements prévus à l’annexe 15 pour la période de conformité.

Non-application

(3) Le paragraphe (1) ne s’applique pas aux périodes de conformité qui se terminent avant le 1^er janvier 2024.

Rapport — revenus des unités de conformité

125 (1) Le créateur enregistré qui est l’exploitant d’un réseau de recharge transmet au ministre, pour la période de conformité, un rapport sur les revenus des unités de conformité :

a) au plus tard le 31 juillet suivant la fin de la période de conformité, et précisant le montant des revenus tirés des cessions des unités de conformité qu’il a créées au titre du paragraphe 102(1) au cours de celle-ci;
b) au plus tard le 31 juillet suivant la fin de la troisième période de conformité, et précisant l’utilisation qu’il a faite, au cours de la période de conformité et des deux périodes de conformité suivantes, des revenus visés à l’alinéa a).

Contenu du rapport

(2) Le rapport sur les revenus des unités de conformité est signé par l’agent autorisé du créateur enregistré et contient les renseignements prévus à l’annexe 16.

Non-application

(3) Le paragraphe (1) ne s’applique pas aux périodes de conformité qui se terminent avant le 1^er janvier 2023.

Rapport sur le solde des unités

126 (1) Au plus tard le 15 août suivant la fin de la période de conformité, le créateur enregistré ou le fournisseur principal transmet au ministre un rapport sur le solde des unités de conformité.

Contenu du rapport

(2) Le rapport sur le solde des unités de conformité est signé par l’agent autorisé du créateur enregistré ou du fournisseur principal, selon le cas, et contient les renseignements prévus à l’annexe 17 relativement aux unités de conformité qui sont inscrites à ses comptes à la date de transmission du rapport.

Non-application

(3) Le paragraphe (1) ne s’applique pas aux périodes de conformité qui se terminent avant le 1^er janvier 2023.

Rapport de conformité

127 (1) Au plus tard le 31 juillet suivant la fin de la période de conformité, le fournisseur principal enregistré transmet au ministre un rapport sur sa conformité, pour la période de conformité, aux exigences volumétriques prévues aux paragraphes 6(1) et 7(1) et à l’exigence de réduction totale.

Contenu du rapport

(2) Le rapport de conformité est signé par l’agent autorisé du fournisseur principal et contient les renseignements prévus à l’annexe 18 pour la période de conformité.

Non-application

(3) Le paragraphe (1) ne s’applique pas aux périodes de conformité qui se terminent avant le 1^er juillet 2023.

Rapport de conformité complémentaire

128 (1) Le fournisseur principal enregistré qui, au 31 juillet suivant la fin de la période de conformité donnée, n’a pas satisfait à l’exigence de réduction totale transmet au ministre un rapport de conformité complémentaire au plus tard le 15 décembre suivant la fin de la période de conformité.

Contenu du rapport

(2) Le rapport de conformité complémentaire est signé par l’agent autorisé du fournisseur principal et contient les renseignements prévus à l’annexe 19 pour la période de conformité.

Non-application

(3) Le paragraphe (1) ne s’applique pas aux périodes de conformité qui se terminent avant le 1^er juillet 2023.

Vérification

Exigence de vérification

Recevabilité des demandes et des rapports

129 Les demandes ou les rapports visés aux articles 130 ou 131 sont irrecevables s’ils ne font pas l’objet d’une vérification conformément aux articles 132 à 154.

Vérification des demandes

130 (1) Quiconque présente les demandes ci-après les fait vérifier par un organisme de vérification et les accompagne du rapport de vérification établi par celui-ci :

a) la demande présentée au titre du paragraphe 80(1) à l’égard d’une intensité en carbone déterminée conformément à l’un ou l’autre des articles 76 à 79;
b) la demande d’approbation temporaire d’une intensité en carbone présentée au titre du paragraphe 91(1).

Non-application

(2) Le paragraphe (1) ne s’applique pas aux demandes présentées avant le 30 juin 2024.

Vérification des rapports

131 (1) Toute personne tenue de transmettre un rapport au titre de l’article 120, du paragraphe 121(3) ou de l’un des articles 122 à 125 et 127 et 128 le fait vérifier par un organisme de vérification et obtient le rapport de vérification établi par celui-ci.

Exceptions

(2) Toutefois, le rapport n’a pas à être vérifié si :

a) s’agissant du rapport transmis au titre de l’article 120, du paragraphe 121(3) ou de l’article 122, aucune unité de conformité n’a été créée pendant la période de conformité visée;
b) s’agissant du rapport transmis au titre de l’article 125, aucun revenu n’est tiré des cessions d’unités de conformité au cours de la période de conformité visée ou des deux périodes de conformité précédentes.

Transmission — rapport de vérification

(3) La personne visée au paragraphe (1) transmet au ministre le rapport de vérification avec le rapport sur lequel celui-ci porte.

Déclarations

132 Quiconque fait vérifier l’un des rapports ci-après transmet à l’organisme de vérification une copie des déclarations prévues à l’alinéa 57(2)a) :

a) le rapport visé aux articles 120, 121 ou 122 qui indique que des unités de conformité ont été créées par la réalisation d’un projet de réduction des émissions visé à l’alinéa 30d) ou au titre de l’un des articles 94 à 96, 99, 100 ou 104, selon le cas, par la production ou l’importation au Canada de combustibles à faible intensité en carbone après le 31 décembre 2022;
b) le rapport visé à l’article 124.

Contenu du rapport de vérification

133 Le rapport de vérification contient les renseignements prévus à l’annexe 20.

Système et processus de gestion

134 Les livres et registres relatifs à la vérification qui doivent être conservés au titre du paragraphe 166(2) comprennent :

a) ceux qui appuient les renseignements contenus dans les demandes ou les rapports visés par la vérification et qui permettent de reconstituer ces renseignements;
b) ceux qui démontrent que les demandes ou les rapports visés par la vérification sont conformes au présent règlement;
c) ceux qui contiennent les renseignements relatifs au fonctionnement du système et des processus de gestion utilisés par l’organisme de vérification et à la conformité de celui-ci à ce système et à ces processus pendant la période au cours de laquelle la vérification a été effectuée;
d) ceux qui contiennent les renseignements relatifs aux membres de l’équipe ayant effectué la vérification et au rôle de chacun dans le cadre de celle-ci;
e) ceux qui précisent la portée de la vérification.

Transmission de tous les rapports

135 Toute personne qui présente une demande ou transmet un rapport qui font l’objet d’un rapport de vérification — notamment dans le cas de la décision prise aux termes de l’alinéa 154d) selon laquelle il est impossible de rendre un avis —, transmet au ministre tous les rapports de vérification qu’elle a obtenus antérieurement à l’égard de la demande ou du rapport.

Plan de surveillance

136 (1) Quiconque fait vérifier une demande ou un rapport élabore et tient à jour un plan de surveillance et le transmet à l’organisme de vérification avec la demande ou le rapport.

Contenu du plan

(2) Le plan de surveillance contient les renseignements prévus à l’annexe 21.

Exigences relatives à l’organisme de vérification

Organisme accrédité

137 La vérification de la demande ou du rapport est effectuée par un organisme de vérification accrédité dont l’accréditation n’est ni suspendue, ni révoquée.

Conditions d’admissibilité à l’accréditation

138 (1) Est admissible à l’accréditation en qualité d’organisme de vérification par le Conseil canadien des normes, par le National Accreditation Board de l’ANSI ou par tout organisme d’accréditation désigné toute personne qui, à la fois :

a) satisfait aux exigences prévues par la norme internationale ISO/IEC 17029, intitulée Évaluation de la conformité — Principes généraux et exigences pour les organismes de validation et de vérification, et par la norme internationale ISO 14065, intitulée Principes généraux et exigences pour les organismes de validation et de vérification de l’information environnementale, toutes deux publiées par l’Organisation internationale de normalisation;
b) satisfait aux exigences prévues par la partie 1 des Méthodes de vérification et de certification;
c) emploie une équipe de vérification qui satisfait aux exigences prévues par la norme internationale ISO 14066, intitulée Gaz à effet de serre — Exigences de compétence pour les équipes de validation et les équipes de vérification de gaz à effet de serre, publiée par l’Organisation internationale de normalisation.

Désignation des organismes d’accréditation

(2) Le ministre peut désigner comme organisme d’accréditation désigné visé au paragraphe (1) tout organisme d’accréditation qui est membre du International Accreditation Forum et qui satisfait aux exigences de la norme ISO/IEC 17011.

Examinateur indépendant

139 Pour l’application des paragraphes 9.6 de chacune des normes visées à l’alinéa 138(1)a), les personnes qui effectuent la revue sont des examinateurs indépendants qui, à la fois :

a) possèdent au moins les mêmes compétences que celles prévues pour le responsable d’équipe au paragraphe 7.3.9 de la norme ISO 14065 visée à cet alinéa;
b) sont employés de l’organisme de vérification.

Domaines techniques d’accréditation

140 (1) La vérification est effectuée par un organisme de vérification qui est accrédité conformément à l’article 138 en qualité d’organisme de vérification compétent dans les domaines ci-après qui s’appliquent à la demande ou au rapport qu’il vérifie :

a) la production, l’importation, la distribution et la livraison de combustibles fossiles, y compris l’hydrogène produit à partir de ceux-ci;
b) la production, l’importation, la distribution et la livraison de combustibles à faible intensité en carbone autres que l’hydrogène;
c) la production et la distribution d’électricité, ainsi que les transactions relatives à l’électricité;
d) la production, l’importation, la distribution et la livraison d’hydrogène produit à partir de sources renouvelables.

Définition de distribution

(2) Pour l’application du paragraphe (1), la distribution comprend celle qui est effectuée aux stations de ravitaillement.

Responsable d’équipe

141 (1) Chaque vérification est effectuée par une équipe qui comprend un responsable d’équipe employé par l’organisme de vérification.

Membres de l’équipe

(2) Chaque vérification est effectuée par une équipe qui comprend :

a) si la vérification concerne une demande ou un rapport relatif à un combustible à faible intensité en carbone produit à partir d’une charge d’alimentation admissible visée à l’alinéa 46(1)c), selon le cas :
- (i) un spécialiste en matière de sylviculture ou d’agriculture, selon le cas, reconnu comme ingénieur forestier, forestier professionnel, ingénieur agronome ou agrologue :
  - (A) dans le cas de la sylviculture ou de l’agriculture pratiquée au Canada, par un ordre professionnel canadien,
  - (B) dans tout autre cas, par l’autorité nationale compétente du pays où la sylviculture ou l’agriculture est pratiquée,
- (ii) un spécialiste en biodiversité titulaire d’un baccalauréat en biologie, en sciences naturelles ou en sciences environnementales délivré par une université canadienne ou d’un diplôme équivalent délivré par une université étrangère;
b) si la vérification concerne une demande ou un rapport relatif à la séquestration des émissions de CO₂e dans des formations géologiques — que ces émissions soient ou non utilisées pour améliorer la récupération du pétrole —, un spécialiste en matière de stockage géologique du carbone reconnu comme géologue :
- (i) dans le cas où la séquestration a lieu au Canada, par l’ordre professionnel des géologues canadien qui est compétent,
- (ii) dans tout autre cas, par l’autorité nationale compétente du pays où la séquestration ou l’utilisation a lieu;
c) si la vérification concerne une demande visée à l’article 130 ou le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre de l’article 123, un spécialiste qui est réviseur critique d’analyse du cycle de vie et qui, à la fois :
- (i) connaît les exigences de la norme ISO 14040 et de la norme ISO 14044 en matière d’analyse du cycle de vie et connaît la spécification technique ISO/TS 14071, intitulée Management environnemental — Analyse du cycle de vie — Processus de revue critique et compétences des vérificateurs : exigences et lignes directrices supplémentaires à l’ISO 14044:2006, publiée par l’Organisation internationale de normalisation,
- (ii) connaît :
  - (A) les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles et les pratiques courantes en matière d’analyse du cycle de vie,
  - (B) l’établissement et la révision des ensembles de données d’analyse de cycle de vie,
  - (C) la revue critique des analyses de cycle de vie,
  - (D) toutes les disciplines scientifiques pertinentes dans le cadre de l’analyse de cycle de vie,
  - (E) les aspects pertinents du rendement des systèmes de produits évalués, notamment les aspects environnementaux et techniques,
- (iii) a effectué au moins deux analyses de cycle de vie,
- (iv) au cours des dix années précédentes, a participé à au moins une revue critique d’analyse de cycle de vie en qualité d’expert interne ou à au moins deux revues critiques d’analyse de cycle de vie en qualité d’expert externe;
d) si la vérification concerne un rapport transmis au titre des articles 125, 127 ou 128, un spécialiste en comptabilité financière qui remplit les conditions suivantes :
- (i) ses titres de compétence sont reconnus par l’ordre professionnel des comptables canandien qui est compétent;
- (ii) il connaît la méthode comptable de base utilisée pour l’entité visée par l’audit et il est capable d’appliquer cette méthode.

Définition de spécialiste

(3) Aux alinéas (2)a) à d), spécialiste s’entend de l’individu qui possède au moins quatre ans d’expérience de travail acquises au cours des dix dernières années, dans le domaine de spécialisation en cause.

Sous-traitance — conditions

142 (1) Les activités menées dans le cadre de la vérification de la demande ou du rapport, autres que celles menées par le responsable d’équipe visé au paragraphe 141(1) ou par l’examinateur indépendant visé à l’article 139, peuvent être sous-traitées si les conditions suivantes sont remplies :

a) le sous-traitant a conclu un contrat écrit avec l’organisme de vérification pour l’exercice des activités;
b) le sous-traitant a conclu un accord de confidentialité écrite à l’égard des renseignements obtenus lors des activités;
c) l’organisme de vérification a mis en place un processus permettant d’évaluer le travail du sous-traitant.

Exigences applicables

(2) Les paragraphes 141(2) et (3) et les articles 145 à 153 s’appliquent aux activités sous-traitées à une autre personne aux termes du paragraphe (1).

Externalisation des vérifications — conditions

143 (1) Toute activité menée dans le cadre de la vérification de la demande ou du rapport ou toute partie des activités menées dans le cadre de la vérification de la demande ou du rapport peuvent être externalisées à tout autre organisme de vérification accrédité conformément à l’article 138 si les conditions suivantes sont remplies :

a) le nombre d’heures de travail effectuées par les autres organismes de vérification, par rapport au nombre total d’heures de travail consacrées à la vérification, ne dépasse pas le pourcentage prévu par les Méthodes de vérification et de certification;
b) l’organisme de vérification a conclu un contrat écrit avec tout organisme de vérification auquel les activités sont externalisées;
c) l’organisme de vérification qui exerce les activités externalisées est accrédité comme étant compétent dans les domaines d’accréditation prévus au paragraphe 140(1) qui s’appliquent à la demande ou au rapport vérifiés;
d) le rapport de vérification est préparé conformément à l’article 133 par l’organisme de vérification ayant externalisé les activités;
e) l’organisme de vérification ayant externalisé les activités demeure responsable de veiller à ce que la vérification, notamment les activités externalisées, soit effectuée dans son intégralité.

Exigences applicables

(2) L’article 137, les paragraphes 138(1) et (2), l’article 140, les paragraphes 141(2) et (3) et les articles 145 à 153 s’appliquent aux activités externalisées.

Autre rapport de vérification

144 Le rapport de vérification préparé par un autre organisme de vérification peut être utilisé à l’appui d’une nouvelle vérification si les conditions suivantes sont remplies :

a) le nombre d’heures de travail effectuées par l’autre organisme de vérification, par rapport au nombre total d’heures de travail consacrées à la nouvelle vérification, ne dépasse pas le pourcentage prévu par les Méthodes de vérification et de certification;
b) le nouveau rapport de vérification est préparé conformément à l’article 133 par l’organisme de vérification qui s’appuie sur le rapport de l’autre organisme de vérification;
c) l’organisme de vérification qui s’appuie sur le rapport de l’autre organisme de vérification demeure responsable de veiller à ce que le nouveau rapport de vérification, notamment l’avis rendu conformément à l’article 154, soit établi dans son intégralité;
d) la vérification par l’autre organisme de vérification a été effectuée conformément aux exigences applicables du présent règlement.

Conflits d’intérêts

145 (1) La personne qui effectue les activités de vérification ou l’examen indépendant des vérifications est indépendante des personnes suivantes :

a) les employés de l’administration publique fédérale qui appliquent ou mettent en œuvre le présent règlement ou qui mènent toute activité en lien avec celui-ci;
b) la personne qui présente la demande ou qui est tenue de transmettre le rapport.

Conflit d’intérêts — information au ministre

(2) Avant le début de la vérification par l’organisme de vérification, la personne qui présente la demande ou qui est tenue de transmettre le rapport informe le ministre de l’existence de tout conflit d’intérêts entre elle, ou tout employé visés à l’alinéa (1)a), et tout individu devant effectuer la vérification ou devant agir comme examinateur indépendant.

Découverte d’un conflit

(3) L’organisme de vérification qui découvre l’existence d’un conflit d’intérêts en informe le ministre dans les cinq jours suivant la date de cette découverte.

Mesures prises pour gérer le conflit

(4) La personne ou l’organisme de vérification qui informe le ministre de l’existence d’un conflit aux termes des paragraphes (2) ou (3) lui donne une description du conflit et des mesures qui seront prises pour le gérer.

Aucune vérification sans décision du ministre

146 (1) Si un conflit d’intérêts a été découvert, aucune activité de vérification ne peut être effectuée par la personne qui est en conflit d’intérêts et aucun examen indépendant des vérifications ne peut avoir lieu, sauf si le ministre décide que les mesures prises au titre du paragraphe 145(4) permettront de gérer le conflit efficacement.

Décision dans les vingt jours

(2) Dans les vingt jours suivant la date à laquelle il a été informé de l’existence du conflit d’intérêts, le ministre informe la personne qui présente la demande ou qui est tenue de transmettre le rapport de sa décision.

Cinq vérifications consécutives

147 (1) L’individu qui a agi comme examinateur indépendant à l’égard de la vérification d’une demande ou d’un rapport qu’une personne présente ou transmet ou qui a effectué des activités de vérification à l’égard de la demande ou du rapport, ne doit procéder à aucun examen indépendant ni à aucune activité de vérification à l’égard du même type de demande ou de rapport pour cette personne pendant plus de cinq périodes de conformité consécutives.

Trois périodes de conformité

(2) L’individu qui a agi comme examinateur indépendant à l’égard de la vérification d’une demande ou d’un rapport qu’une personne présente ou transmet ou qui a effectué des activités de vérification à l’égard de la demande ou du rapport pendant cinq périodes de conformité consécutives ne doit procéder à aucun examen indépendant ni à aucune activité de vérification du même type de demande ou de rapport pour cette personne pendant trois périodes de conformité consécutives à compter de la date à laquelle le dernier rapport de vérification a été transmis au ministre.

Limite — cinq périodes de conformité

(3) La personne qui a présenté une demande ou qui a transmis un rapport ne doit effectuer aucun examen indépendant ni aucune activité de vérification à l’égard du même type de demande ou de rapport, à moins que cinq périodes de conformité ne se soient écoulées entre la date de présentation de la demande ou la date de transmission du rapport et la date à laquelle commence l’examen indépendant ou la vérification, selon le cas.

Employés de l’administration publique fédérale

(4) Aucune activité de vérification d’un rapport ni aucun examen indépendant d’une vérification ne doit être effectué par les employés de l’administration publique fédérale qui appliquent ou mettent en œuvre le présent règlement ou qui mènent toute activité en lien avec celui-ci, à moins que cinq périodes de conformité ne se soient écoulées entre la cessation de leur emploi et le début de l’examen indépendant ou de la vérification, selon le cas.

Vérification de rapports liés aux demandes

(5) Aucune activité de vérification du rapport transmis au titre de l’un des articles 120 à 123 ni aucun examen indépendant d’une telle vérification, ne doit être effectué par l’individu qui, au cours des cinq années précédentes, a effectué des activités de vérification à l’égard de la demande présentée au titre des paragraphes 80(1) ou 91(1) pour l’approbation d’une intensité en carbone visée dans le rapport ou a agi comme examinateur indépendant dans le cadre des vérifications effectuées à l’égard de cette demande.

Vérification de certains rapports

(6) L’individu ayant agi comme examinateur indépendant ou ayant effectué des activités de vérification à l’égard du rapport transmis au titre de l’article 123 ne doit effectuer aucun examen indépendant ni aucune activité de vérification à l’égard du rapport transmis par la même personne, au titre des articles 120, 121 ou 122 pour la même période de conformité et concernant la même intensité en carbone.

Normes applicables

Vérification des demandes et des rapports

148 (1) La vérification d’une demande ou d’un rapport est effectuée par l’organisme de vérification conformément :

a) à la norme ISO 14064-3:2019, à un niveau d’assurance raisonnable;
b) aux Méthodes de vérification et de certification.

Audit des renseignements financiers

(2) La vérification des demandes ou des rapports où figurent des renseignements financiers comprend un audit de ces renseignements effectué conformément aux normes canadiennes d’audit dont la source principale est le Manuel de CPA Canada — Certification, à un niveau d’assurance raisonnable.

Revue critique

(3) La vérification des demandes visées à l’article 130 ou du rapport transmis au titre de l’article 123 où figurent des renseignements relatifs au cycle de vie du combustible comprend une revue critique de l’analyse du cycle de vie effectuée conformément à la norme ISO 14044.

Critères

149 Pour l’application de la norme ISO 14064-3:2019, la mention de « critères » au paragraphe 3.6.10 de cette norme vaut mention :

a) dans le cas de l’audit des renseignements financiers visé au paragraphe 148(2), des Normes internationales d’information financière, publiées par l’International Accounting Standards Board, ou des Normes comptables pour les entreprises à capital fermé, publiées par le Conseil des normes comptables, selon le cas;
b) dans le cas de la revue critique de l’analyse du cycle de vie visée au paragraphe 148(3), de la norme ISO 14044;
c) dans tout autre cas, du présent règlement et de la méthode de quantification des réductions des émissions applicable établie au titre des paragraphes 31(1) ou 32(1).

Seuils d’importance relative quantitative

150 Pour l’application du paragraphe 5.1.7 de la norme ISO 14064-3:2019, le seuil d’importance relative à l’égard de l’importance relative quantitative est égal :

a) dans le cas de l’intensité en carbone :
- (i) à 1 gCO₂e/MJ, pour les valeurs absolues inférieures à 20 gCO₂e/MJ,
- (ii) à 5 %, pour les valeurs absolues comprises entre 20 et 100 gCO₂e/MJ,
- (iii) à 5 gCO₂e/MJ, pour les valeurs absolues supérieures à 100 gCO₂e/MJ;
b) dans tout autre cas, à 5 %.

Déclarations erronées qualitatives d’importance significative

151 L’organisme de vérification évalue les déclarations erronées qualitatives figurant dans la demande ou le rapport pour déterminer si elles sont d’importance significative.

Visites de site

152 (1) En plus de satisfaire aux exigences de la norme ISO 14064-3:2019 relatives aux visites de sites, la vérification contient :

a) s’agissant de la vérification de la demande ou du rapport qui concerne au plus cinq sites, la visite par l’organisme de vérification de chaque site au moins une fois tous les cinq ans après la première visite;
b) s’agissant de la vérification de la demande ou du rapport qui concerne plus de cinq sites, la visite par l’organisme de vérification de chaque site d’importance significative pour lequel il existe un risque élevé d’inexactitude lorsque la cause probable de l’inexactitude est sur le site et que les activités de collecte de preuves à distance ne permettent pas de réduire les risques à un niveau raisonnable.

Adaptation de la norme ISO 14064-3:2019

(2) Pour l’application de la norme ISO 14064-3:2019, la mention de « site » au paragraphe 3.6.13 de cette norme vaut mention, selon le cas :

a) de l’installation de production de combustibles, d’apports matériels ou de sources d’énergie;
b) du lieu où le projet de réduction des émissions de CO₂e visé à l’article 30 est réalisé;
c) du lieu où sont récoltées les charges d’alimentation utilisées pour produire un combustible à faible intensité en carbone;
d) du lieu d’importation d’un combustible à faible intensité en carbone au Canada;
e) d’une borne de recharge ou d’une station de ravitaillement;
f) de l’emplacement du système centralisé de gestion des données informatiques en lien avec la demande ou le rapport.

Regroupement des déclarations erronées quantitatives

153 (1) Les déclarations erronées quantitatives contenues dans une demande ou un rapport, autres que celles qui sont négligeables, sont additionnées pour déterminer leur effet global sur les renseignements figurant dans la demande ou le rapport.

Déclaration erronée quantitative négligeable

(2) Pour l’application du paragraphe (1), la déclaration erronée quantitative est considérée comme étant négligeable si sa valeur est inférieure à 5 % du seuil d’importance relative quantitative applicable visé à l’article 150.

Déclarations erronées quantitatives d’importance significative

(3) La valeur de la somme des déclarations erronées quantitatives figurant dans la demande ou le rapport sont considérées comme étant d’importance significative lorsque le résultat du calcul ci-après est supérieur au seuil d’importance relative quantitative applicable visé à l’article 150 :

(A ÷ B) × 100: où :
A: représente la valeur de la somme des déclarations erronées quantitatives figurant dans la demande ou le rapport;
B: la valeur absolue corrigée des déclarations erronées quantitatives, à savoir la valeur déterminée par l’organisme de vérification au moyen des données qui, à son avis, auraient dû être utilisées dans la demande ou le rapport.

Avis

154 La vérification d’une demande ou d’un rapport par l’organisme de vérification se conclut :

a) par un avis sans réserve, si l’organisme de vérification conclut que la demande ou le rapport ne contient aucune déclaration erronée d’importance significative et a été préparé conformément au présent règlement;
b) par un avis avec réserve, si l’organisme de vérification conclut que la demande ou le rapport contient des déclarations erronées qui ne sont pas d’importance significative ou s’il conclut qu’il n’y a pas de preuves suffisantes pour déterminer si les déclarations erronées sont d’importance significative, mais que leur effet sur la demande ou le rapport n’est pas significatif;
c) par un avis défavorable, si l’organisme de vérification conclut que la demande ou le rapport ne donnent pas une image fidèle, dans tous les aspects d’importance relative, ou s’il conclut que la demande ou le rapport ne remplit pas les critères visés à l’article 149;
d) par une décision selon laquelle il est impossible de rendre un avis, si l’organisme de vérification conclut qu’il ne dispose pas des renseignements suffisants pour rendre un avis.

Excédent d’unités de conformité

Exportations — demande d’annulation

155 (1) Si des unités de conformité sont créées par la production ou l’importation au Canada de combustibles à faible intensité en carbone qui sont ensuite exportés, la personne ci-après demande au ministre l’annulation des unités de conformité et lui fait rapport sur les combustibles exportés :

a) le fournisseur principal ou le créateur enregistré, dans le cas où il a exporté les combustibles;
b) le fournisseur principal ou le créateur enregistré qui a acquis les combustibles du créateur enregistré ayant créé les unités de conformité, dans le cas où celle-ci ont fait l’objet d’une demande visée à l’article 108 et les combustibles sont exportés par une personne qui n’est pas un fournisseur principal ou un créateur enregistré;
c) le créateur enregistré qui a créé les unités de conformité comme unités de conformité provisoires, dans tout autre cas.

Demande d’annulation dans le rapport

(2) La personne visée au paragraphe (1) veille à ce que la demande d’annulation figure :

a) si elle est présentée par le créateur enregistré, dans le rapport que celui-ci transmet au titre de l’article 122;
b) si elle est présentée par le fournisseur principal qui n’est pas un créateur enregistré, dans le rapport que ce fournisseur principal transmet au titre de l’article 127.

Rapport annuel sur la création

(3) Dans le rapport qu’il transmet au titre de l’article 120 sur la création d’unité de conformité provisoires pendant la période de conformité, le créateur enregistré déduit les nombres ci-après du nombre total d’unités de conformité créées :

a) les unités de conformité qui ont été créées par la production ou l’importation au Canada de combustibles à faible intensité en carbone au titre des articles 19 ou 20 qui sont ensuite exportés;
b) le nombre d’unités de conformité déterminé conformément aux paragraphes 88(2) ou 90(2).

Rapport transmis à nouveau

156 Le créateur enregistré qui apprend qu’une erreur a été commise dans le rapport qu’il a transmis au titre d’une disposition du présent règlement, à l’exception de l’article 121, et que cette erreur dépasse le seuil d’importance prévue dans les Méthodes de vérification et de certification doit transmettre au ministre, dans les soixante jours suivant la date de la constatation de l’erreur, à la fois :

a) un rapport dans lequel l’erreur a été corrigée;
b) le rapport de vérification à jour contenant l’énoncé de vérification à l’égard de la version corrigée du rapport.

Avis d’erreur

157 Le créateur enregistré qui apprend l’existence d’une erreur dans le rapport qu’il a transmis au titre des paragraphes 120(1) ou 122(1) ayant donné lieu à l’inscription à l’un de ses comptes ouverts au titre de l’article 28 d’un nombre d’unités de conformité supérieur à celui qui aurait dû être inscrit en avise le ministre dans les cinq jours suivant la date de la constatation de l’erreur en indiquant :

a) le rapport qui contient l’erreur et la date à laquelle il a été transmis;
b) la nature de l’erreur et la disposition des annexes 11 ou 13 qui est pertinente;
c) la différence entre le nombre d’unités de conformité inscrites et le nombre d’unités de conformité qui aurait dû être inscrites;
d) l’alinéa de l’article 28 au titre duquel a été ouvert le compte auquel les unités de conformité ont été inscrites.

Suspension des unités de conformité excédentaires

158 (1) Sous réserve du paragraphe (2), si, à la suite de la transmission d’un rapport au titre de l’article 120, du paragraphe 121(3) ou des articles 122 ou 127, ou suite à la réception du formulaire prévu à l’article 171, le ministre a des raisons de croire que des unités de conformité excédentaires ont été créées, il peut suspendre celles qui sont inscrites à l’un des comptes du créateur enregistré qui les a créées ou du fournisseur principal.

Exportations

(2) Si, à la suite de la transmission d’un rapport par le créateur enregistré au titre des articles 120 ou 122 ou par le fournisseur principal au titre de l’article 127, le ministre a des raisons de croire que des unités de conformité excédentaires ont été créées par la production ou l’importation au Canada de combustibles à faible intensité en carbone qui sont ensuite exportés, il peut suspendre celles qui sont inscrites à l’un des comptes dont est titulaire :

a) le fournisseur principal ou le créateur enregistré qui a exporté les combustibles, dans le cas où les combustibles sont exportés par un fournisseur principal ou un créateur enregistré;
b) le fournisseur principal ou le créateur enregistré qui a acheté les combustibles du créateur enregistré ayant créé les unités de conformité, dans le cas où les combustibles ont fait l’objet d’une demande visée à l’article 108 et sont exportés par une personne qui n’est pas un fournisseur principal ou un créateur enregistré;
c) le créateur enregistré qui a créé les unités de conformité comme unités de conformité provisoires, dans tout autre cas.

Suspension des unités de conformité équivalentes

(3) Dans le cas où un nombre d’unités de conformité excédentaires ne sont pas inscrites au compte visé aux paragraphes (1) ou (2), le ministre peut suspendre le même nombre d’unités de conformité équivalentes qui sont inscrites à ce compte ou qui le sont ultérieurement.

Avis de suspension

(4) Lorsqu’il suspend les unités de conformité excédentaires au titre des paragraphes (1) ou (2) et lors de la première suspension d’unités de conformité à l’égard d’un compte au titre du paragraphe (3), le ministre en avise le titulaire du compte.

Contenu de l’avis

(5) L’avis de suspension contient les renseignements suivants :

a) le rapport dans lequel le ministre a des raisons de croire qu’une erreur se trouve;
b) la nature de l’erreur et la disposition des annexes 11, 12, 13 ou 18, ou de celle du formulaire prévu à l’article 171, qui est pertinente;
c) la mention du compte auquel sont inscrites les unités de conformité excédentaires;
d) la mention du nombre d’unités de conformité excédentaires créées qui doivent être annulées;
e) la mention du nombre d’unités de conformité suspendues au titre des paragraphes (1) ou (2), le cas échéant;
f) la mention du nombre d’unités de conformité équivalentes suspendues au titre du paragraphe (3), le cas échéant, et la période de conformité au cours de laquelle elles ont été créées;
g) une mention indiquant si les unités de conformité suspendues figurent dans le compte d’unités de conformité pour les combustibles liquides ouvert au titre de l’alinéa 28a) ou dans le compte d’unités de conformité pour les combustibles gazeux ouvert au titre de l’alinéa 28b);
h) la déclaration que le ministre suspendra toute unité de conformité équivalente supplémentaire jusqu’à ce que le nombre d’unités suspendues soit égal au nombre d’unités de conformité excédentaires.

Ni utilisation ni cession

(6) À compter de la date de réception de l’avis prévu au paragraphe (4), le titulaire du compte ne doit pas utiliser les unités de conformité suspendues pour se conformer à l’exigence de réduction totale ou aux exigences volumétriques prévues aux paragraphes 6(1) ou 7(1), ni les céder conformément aux articles 106 ou 112 et ce, jusqu’à la levée de la suspension.

Levée de la suspension

159 Si un examen supplémentaire par le ministre confirme qu’aucune unité de conformité excédentaire n’a été créée, le ministre lève la suspension des unités de conformité.

Annulation des unités de conformité

160 (1) Le ministre annule les unités de conformité excédentaires, ou un nombre correspondant d’unités de conformité équivalentes qui sont inscrites au compte visé aux paragraphes 158(1) ou (2), dans les cas suivants :

a) une personne présente la demande d’annulation des unités de conformité visée au paragraphe 155(1);
b) le créateur enregistré avise le ministre conformément à l’article 157;
c) après la suspension des unités de conformité excédentaires au titre des paragraphes 158(1) ou (2), un examen supplémentaire par le ministre confirme que des unités de conformité excédentaires ont été créées.

Nombre insuffisant d’unités

(2) Si le nombre d’unités de conformité excédentaires ou le nombre d’unités de conformité équivalentes qui doivent être annulées est supérieur au nombre de ces unités de conformité inscrites au compte, le ministre en avise le titulaire du compte en indiquant le nombre d’unités de conformité manquantes.

Obligation du titulaire du compte

(3) Dans les quatre-vingt-dix jours suivant la date de réception de l’avis, le titulaire du compte, à la fois :

a) veille à ce qu’un nombre d’unités de conformité équivalentes égal au nombre d’unités de conformité manquantes soit inscrit à ce compte;
b) demande au ministre d’annuler les unités de conformité équivalentes.

Annulation des unités de conformité équivalentes

(4) Dès la réception de la demande prévue à l’alinéa (3)b), le ministre annule les unités de conformité équivalentes.

Mesure, rapports électroniques et consignation

Mesure

Exigences

161 (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), la personne tenue, aux termes du présent règlement, de consigner un volume ou une quantité détermine ce volume ou cette quantité, selon le cas :

a) à l’aide d’un ou de plusieurs instruments de mesure conformes aux exigences de la Loi sur les poids et mesures et de ses règlements;
b) conformément à une norme de mesure ou à une méthode de mesure qui conviennent à cette détermination et qui sont mentionnées dans le Manual of Petroleum Measurement Standards de l’American Petroleum Institute;
c) conformément à la méthode de quantification des réductions des émissions applicable établie au titre des paragraphes 31(1) ou 32(1).

Non-application

(2) Si aucun instrument, norme ou méthode de mesure visés au paragraphe (1) ne permet de déterminer le volume ou la quantité, la personne consigne le volume ou la quantité exacts déterminés par une autre personne n’ayant aucun lien de dépendance avec elle, ainsi que les renseignements ci-après obtenus de celle-ci :

a) les nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de l’autre personne;
b) le volume, exprimé en mètres cubes, ou la quantité, exprimée en kilogrammes pour les solides, en mètres cubes pour les liquides, en mètres cubes ou en kilogrammes pour les gaz et en kilowattheures pour l’électricité, ainsi que le combustible en cause;
c) la date et le lieu de la détermination;
d) l’instrument, la norme ou la méthode de mesure utilisés pour la détermination.

Correction volumétrique

(3) Sauf disposition contraire du présent règlement, la personne qui détermine le volume conformément au paragraphe (1) le corrige en fonction des conditions normales. Toutefois, la personne qui importe au Canada un volume de combustible peut le corriger en fonction d’une température de 15,6 °C (59 °F), auquel cas elle consigne la correction.

Densité énergétique du biogaz

162 (1) Les mesures de la densité énergétique du biogaz peuvent être effectuées conformément aux exigences de mesure du contenu calorifique des combustibles prévues à la section 2.D.3 du document intitulé Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada / Programme de déclaration des gaz à effet de serre, publié par le ministre, et sont corrigées en fonction des conditions normales.

Échantillonnage minimum

(2) Le fournisseur principal effectue l’échantillonnage du biogaz au moins une fois par mois.

Détermination de la densité énergétique

(3) La moyenne pondérée de la densité énergétique du biogaz pour chaque période de conformité est déterminée par la pondération des mesures de densité énergétique par le volume de biogaz produit.

Arrondissement

163 (1) Sauf disposition contraire du présent règlement, la personne qui effectue un calcul ou transmet un rapport exigé aux termes du présent règlement arrondit le résultat du calcul ou les valeurs contenues dans le rapport conformément à la procédure d’arrondissement prévue par la norme ASTM E29-22, intitulée Standard Practice for Using Significant Digits in Test Data to Determine Conformance with Specifications et publiée par l’ASTM International.

Tonnes métriques de CO₂e

(2) Le fournisseur principal arrondit le résultat du calcul qu’il effectue en application de l’article 9 à la tonne métrique entière de CO₂e la plus proche ou, si ce résultat est équidistant de deux nombres entiers consécutifs, au plus élevé de ceux-ci.

Intensité en carbone approuvée

(3) Le créateur enregistré, le contributeur à l’intensité en carbone enregistré ou le fournisseur étranger arrondit l’intensité en carbone approuvée par le ministre au titre du paragraphe 85(1) au nombre entier le plus proche ou, si elle est équidistante de deux nombres entiers consécutifs, au plus élevé de ceux-ci.

Unités de conformité

(4) Le nombre d’unités de conformité créées au titre d’une disposition du présent règlement est arrondi au nombre entier le plus proche ou, s’il est équidistant de deux nombres entiers consécutifs, au plus élevé de ceux-ci.

Rapports électroniques

Transmission électronique — rapports ou avis

164 (1) Toute personne tenue, en application du présent règlement, de transmettre un rapport ou un avis le transmet au ministre électroniquement en la forme que le ministre précise et le rapport et l’avis portent la signature de l’agent autorisé.

Support papier

(2) Si le ministre n’a pas précisé de forme électronique ou s’il est difficile pour la personne tenue de transmettre un rapport ou un avis de le faire électroniquement en raison de circonstances indépendantes de sa volonté, le rapport ou l’avis, signé par un agent autorisé, est transmis sur support papier en la forme que le ministre précise, ou sous une forme acceptable si aucune forme n’est précisée.

Transmission électronique — calculs

(3) Toute personne tenue, en application du présent règlement, de transmettre les calculs nécessaires à la détermination de l’intensité en carbone des combustibles transmet ces calculs électroniquement, en la forme que le ministre précise, ou sous une forme acceptable si aucune forme n’est précisée.

Consignation et conservation des renseignements

Moment de la consignation

165 Sauf disposition contraire du présent règlement, toute personne tenue, en application du présent règlement, de consigner des renseignements le fait dans les trente jours suivant la date où ils sont accessibles.

Conservation des renseignements

166 (1) Toute personne tenue, en application du présent règlement, de consigner ou de tenir à jour des renseignements ou de transmettre un rapport, un plan ou un avis conserve les renseignements ou une copie du rapport, du plan ou de l’avis, ainsi que tout document à l’appui, pendant au moins dix ans après la date de la consignation ou de la mise à jour des renseignements ou de la transmission du rapport, du plan ou de l’avis.

Organisme de vérification ou certification

(2) Tout organisme de vérification ou de certification conserve, conformément aux Méthodes de vérification et de certification, les livres et registres qu’il a vérifiés ou certifiés, ou une copie de ces livres et registres, pendant au moins dix ans après la date de leur vérification ou certification.

Projets de réduction des émissions

(3) Toute personne qui, en application du présent règlement, est tenue de conserver des renseignements et documents — notamment les rapports, plans, avis et documents à l’appui — qui concernent un projet de réduction des émissions de CO₂e visé aux alinéas 19(1)a) ou 20a), les conserve pendant au moins dix ans après la date à laquelle le projet cesse de donner lieu à la création d’unités de conformité.

Lieu de conservation

(4) Le fournisseur étranger, le fournisseur principal, le contributeur à l’intensité en carbone ou le créateur enregistré conserve les renseignements et documents — notamment les rapports, plans, avis et documents à l’appui — visés aux paragraphes (1) ou (3) à l’établissement principal de celui-ci au Canada ou en tout autre lieu au Canada où ils peuvent être examinés. Si ces renseignements et documents sont conservés à cet autre lieu, le fournisseur étranger, le fournisseur principal, le contributeur à l’intensité en carbone ou le créateur enregistré en fournit l’adresse municipale au ministre.

Exception

(5) Toutefois, le créateur enregistré qui réalise à l’étranger un projet de réduction des émissions de CO₂e reconnu, ou le fournisseur étranger ou le contributeur à l’intensité en carbone qui se trouve à l’étranger peut conserver les renseignements et documents visés au paragraphe (4) à son établissement principal à l’extérieur du Canada s’il en fournit l’adresse municipale au ministre.

Conservation des renseignements — unités de conformité

167 (1) Le fournisseur principal qui au 31 décembre 2022 est tenu, conformément à l’article 38 du Règlement sur les carburants renouvelables, de conserver des renseignements ou la copie d’un rapport ou d’un avis ou tout document à l’appui, concernant les unités de conformité visant l’essence mentionnées au paragraphe 169(1) ou les unités de conformité visant le distillat mentionnées au paragraphe 170(1), est tenu de les conserver jusqu’au 31 mars 2033.

Conservation de tout autre renseignement

(2) Le fournisseur principal qui au 31 décembre 2023 est tenu, conformément à l’article 38 du Règlement sur les carburants renouvelables, de conserver des renseignements ou la copie d’un rapport ou d’un avis autres que les renseignements ou la copie visés au paragraphe (1) est tenu de les conserver, ainsi que tout document à l’appui, pendant dix ans après la date de consignation des renseignements ou de transmission du rapport ou de l’avis.

Lieu de conservation

(3) Le fournisseur principal conserve les renseignements, copies et documents à l’appui visés aux paragraphes (1) ou (2) à son établissement principal au Canada ou en tout autre lieu au Canada où ils peuvent être examinés. S’ils sont conservés à cet autre lieu, le fournisseur principal en fournit l’adresse municipale au ministre.

Demande du ministre — renseignements

168 Toute personne tenue de consigner des renseignements en application du présent règlement en fournit la copie au ministre sur demande.

Dispositions transitoires

Unités de conformité visant l’essence

169 (1) Si le fournisseur principal est propriétaire d’unités de conformité visant l’essence au titre du Règlement sur les carburants renouvelables le 30 avril 2024, le nombre d’unités de conformité déterminé selon la formule ci-après est inscrit à son compte ouvert au titre de l’alinéa 28a) :

IC_diff × (UCE × D) × 10^-9: où :
IC_diff: représente la différence entre l’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides prévue à l’article 1 de l’annexe 1, dans la colonne 2, et 59 gCO₂e/MJ;
UCE: le nombre d’unités de conformité visant l’essence dont le fournisseur principal était propriétaire à la fin de la période d’échange prévue par le Règlement sur les carburants renouvelables pour la période de conformité de 2022;
D: 23 419 MJ/m³.

Exigence volumétrique

(2) Pour l’application du paragraphe 12(1), chaque unité de conformité est réputée créée au titre des alinéas 19(1)b) ou c) par la production ou l’importation au Canada d’un volume équivalent de combustible à faible intensité en carbone qui est de l’éthanol.

Unités de conformité visant le distillat

170 (1) Si le fournisseur principal est propriétaire d’unités de conformité visant le distillat au titre du Règlement sur les carburants renouvelables le 30 avril 2024, le nombre d’unités de conformité déterminé selon la formule ci-après est inscrit à son compte ouvert au titre de l’alinéa 28a) :

IC_diff × (UCD × D) × 10^-9: où :
IC_dif: _freprésente la différence entre l’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides prévue à l’article 1 de l’annexe 1, dans la colonne 2, et 35 gCO₂e/MJ;
UCD: le nombre d’unités de conformité visant le distillat dont le fournisseur principal était propriétaire à la fin de la période d’échange prévue par le Règlement sur les carburants renouvelables pour la période de conformité de 2022;
D: 35 057 MJ/m³.

Exigence volumétrique

(2) Pour l’application du paragraphe 12(2), chaque unité de conformité inscrite au compte au titre du paragraphe (1) est réputée créée au titre des alinéas 19(1)b) ou c) par la production ou l’importation au Canada d’un volume équivalent de substitut du diesel.

Demande d’inscription d’unités

171 Le fournisseur principal peut demander l’inscription à son compte des unités de conformité conformément aux articles 169 ou 170 en fournissant au ministre, au plus tard le 30 avril 2024, un formulaire signé par son agent autorisé qui contient les renseignements suivants :

a) le nombre d’unités de conformité visant l’essence dont il était propriétaire à la fin de la période d’échange prévue par le Règlement sur les carburants renouvelables pour la période de conformité de 2022;
b) le nombre d’unités de conformité visant le distillat dont le fournisseur principal était propriétaire à la fin de la période d’échange prévue par le Règlement sur les carburants renouvelables pour la période de conformité de 2022;
c) le nombre d’unités de conformité qui seront inscrites à son compte ouvert au titre de l’alinéa 28a).

Modifications corrélatives

Règlement sur les carburants renouvelables

172 (1) L’alinéa c) de la définition de période de conformité visant le distillat, au paragraphe 1(1) du Règlement sur les carburants renouvelables ^{référence 1}, est remplacé par ce qui suit :

c) par la suite, chaque année civile jusqu’au 31 décembre 2022. (distillate compliance period)

(2) L’alinéa b) de la définition de période de conformité visant l’essence, au paragraphe 1(1) du même règlement, est remplacé par ce qui suit :

b) par la suite, chaque année civile jusqu’au 31 décembre 2022. (gasoline compliance period)

Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement

173 La section 14 de la partie 5 de l’annexe 1 du Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement ^{référence 2} est abrogée.

174 La partie 5 de l’annexe 1 du même règlement est modifiée par adjonction, après la section 17, de ce qui suit :

Règlement sur les combustibles propres

SECTION 18
Article	Colonne 1 Disposition	Colonne 2 Type de violation
1	4(3)	A
2	10(1)	A
3	10(3)	A
4	11(3)	B
5	12(3)	B
6	13(1)	B
7	13(2)	B
8	13(3)	B
9	13(4)	B
10	13(5)	B
11	14(1)	B
12	14(2)	B
13	14(3)	B
14	14(4)	B
15	15(1)	B
16	15(2)	B
17	15(3)	B
18	16(3)	B
19	18(1)	B
20	18(3)	B
21	18(4)	B
22	22(1)	A
23	23(2)	B
24	25(2)	A
25	26(1)	A
26	26(2)	A
27	26(3)	A
28	45(4)	B
29	59(1)	A
30	59(2)	A
31	95(2)	B
32	95(3)	B
33	97(2)	B
34	97(3)	B
35	99(1)	A
36	100(1)	A
37	103(1)	B
38	103(6)	B
39	103(7)	A
40	108(1)	B
41	108(2)	B
42	110(2)	B
43	112(1)	B
44	112(2)	B
45	112(3)	B
46	112(4)	B
47	112(5)	B
48	118(2)	B
49	119(1)	B
50	120(1)	B
51	120(2)	B
52	120(3)	B
53	120(4)	B
54	121(1)	B
55	121(2)	B
56	121(3)	B
57	122(1)	B
58	122(2)	B
59	123(1)	B
60	123(2)	B
61	124(1)	B
62	124(2)	B
63	125(1)	B
64	125(2)	B
65	126(1)	B
66	126(2)	B
67	127(1)	B
68	127(2)	B
69	128(1)	B
70	128(2)	B
71	130(1)	B
72	131(1)	B
73	131(3)	B
74	132	B
75	135	B
76	136(1)	B
77	136(2)	B
78	145(2)	B
79	145(4)	B
80	155(1)	B
81	155(2)	B
82	155(3)	B
83	156	B
84	157	B
85	158(6)	B
86	160(3)	B
87	161(1)	A
88	161(2)	A
89	161(3)	A
90	162(2)	A
91	163(1)	A
92	163(2)	A
93	163(3)	A
94	164(1)	A
95	164(2)	A
96	164(3)	A
97	165	A
98	166(1)	A
99	166(3)	A
100	166(4)	A
101	166(5)	A
102	167(1)	A
103	167(2)	A
104	167(3)	A
105	168	B

Abrogation

Abrogation

175 Le Règlement sur les carburants renouvelables ^{référence 1} est abrogé.

Entrée en vigueur

Enregistrement

176 (1) Sous réserve du paragraphe (2), le présent règlement entre en vigueur à la date de son enregistrement.

30 septembre 2024

(2) Les articles 173 et 175 entrent en vigueur le 30 septembre 2024.

ANNEXE 1

(paragraphes 1(1) et (2), 94(2), 95(4), 98(2), 99(3) et (4), 100(2), 101(2), 102(2), 104(2), 169(1) et 170(1))

Intensité en carbone de référence
Article	Colonne 1 Combustibles	Colonne 2 Intensité en carbone de référence (gCO₂e/MJ)
Article	Colonne 1 Combustibles	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030 et après
1	Catégorie des combustibles liquides	89,2	89,2	87,9	86,6	85,3	84,0	82,7	81,4	80,1
2	Biogaz, gaz naturel renouvelable ou hydrogène	67,8	67,8	67,8	67,8	67,8	67,8	67,8	67,8	67,8
3	Propane renouvelable ou propane cotraité à faible intensité en carbone	75,4	75,4	75,4	75,4	75,4	75,4	75,4	75,4	75,4

ANNEXE 2

(article 9 et paragraphes 94(2), 95(3) et (4), 96(2), 98(2), 99(3) et (4), 100(2) et 104(2) et annexes 11, 12 et 13)

Densité énergétique des combustibles
Article	Colonne 1 Combustible ou source d’énergie	Colonne 2 Densité énergétique	Colonne 3 Unité
1	Biogaz	18,57	MJ/m3
2	Gaz naturel renouvelable	38	MJ/m3
3	Gaz naturel comprimé	38	MJ/m3
4	Hydrogène	141,8	MJ/kg
5	Éthanol	23 419	MJ/m3
6	Gaz naturel liquéfié	55,21	MJ/kg
7	Propane renouvelable (à l’état liquide)	25 310	MJ/m3
8	propane (à l’état liquide)	25 310	MJ/m3
9	Essence	34 690	MJ/m3
10	Diesel renouvelable produit par hydrogénation	34 921	MJ/m3
11	Biodiesel	35 183	MJ/m3
12	Combustible à faible intensité en carbone utilisé dans l’aviation	37 400	MJ/m3
13	Diesel	38 650	MJ/m3

ANNEXE 3

(alinéa 1(4)o), paragraphes 10(1) et (3) et 25(1) et article 26)

Contenu du rapport d’enregistrement

1 Les renseignements ci-après sur le fournisseur principal ou le créateur enregistré, selon le cas :

a) ses nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique;
b) son numéro d’entreprise, le cas échéant;
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, sauf si cette personne est l’agent autorisé.

2 Les renseignements ci-après sur chaque installation où le fournisseur principal produit de l’essence ou du diesel :

a) ses nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale;
b) s’il s’agit d’essence ou de diesel qui y est produit;

3 Les renseignements ci-après pour chaque province où le fournisseur principal importe au Canada de l’essence ou du diesel en provenance d’un autre pays :

a) le nom de cette province;
b) s’il s’agit d’essence ou de diesel qui est importé par le fournisseur principal dans cette province.

4 Dans le cas où le créateur enregistré a l’intention de créer des unités de conformité en réalisant un projet de réduction des émissions de CO₂e prévu à l’article 30 du présent règlement, les renseignements suivants :

a) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de l’installation où le projet est réalisé ou, s’il est réalisé dans un lieu autre qu’une installation, de l’équipement utilisé pour le réaliser;
b) le type de combustible, d’apport matériel ou de source d’énergie utilisé pour réaliser le projet pour lequel une demande d’approbation de l’intensité en carbone est requise par la méthode de quantification des réductions des émissions applicable établie au titre des paragraphes 31(1) ou 32(1) du présent règlement;
c) dans le cas d’un projet prévu à l’alinéa 30d) du présent règlement, pour chaque combustible cotraité à faible intensité en carbone importé au Canada pour utilisation au Canada comme combustible pur ou dans un mélange, son type et le nom de la province où le combustible cotraité à faible intensité en carbone est importé.

5 Dans le cas où le créateur enregistré a l’intention de créer des unités de conformité en important au Canada des combustibles à faible intensité en carbone pour utilisation au Canada comme combustible pur ou dans un mélange, les renseignements suivants, pour chaque province d’importation :

a) le nom de cette province;
b) le type de combustible qui sera importé.

6 Dans le cas où le créateur enregistré a l’intention de créer des unités de conformité en produisant des combustibles à faible intensité en carbone pour utilisation au Canada comme combustible pur ou dans un mélange, les renseignements ci-après sur chaque installation où les combustibles seront produits :

a) ses nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale;
b) le type de combustible qui y sera produit.

7 Dans le cas où le créateur enregistré a l’intention de créer des unités de conformité en produisant du biogaz pour utilisation dans un équipement de production d’électricité, les renseignements suivants :

a) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de chaque installation où le biogaz sera produit;
b) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de chaque installation où l’électricité sera produite.

8 Dans le cas où le créateur enregistré a l’intention de créer des unités de conformité en remplaçant l’utilisation d’une quantité de combustible de la catégorie des combustibles liquides par l’utilisation, comme combustible dans un véhicule au Canada, d’une quantité de propane, de propane renouvelable, de propane cotraité à faible intensité en carbone, de gaz naturel comprimé, de gaz naturel renouvelable comprimé, de gaz naturel liquéfié, de gaz naturel renouvelable liquéfié, les renseignements ci-après sur chaque station de ravitaillement où est fourni le combustible de remplacement :

a) ses nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale;
b) le type de chaque combustible qui sera fourni à la station de ravitaillement et pour lequel le créateur enregistré a l’intention de créer des unités de conformité.

9 Dans le cas où le créateur enregistré est l’exploitant d’un réseau de recharge et si celui-ci a l’intention de créer des unités de conformité en remplaçant l’utilisation d’une quantité de combustible de la catégorie des combustibles liquides par l’utilisation au Canada d’une quantité d’électricité comme source d’énergie fournie à un véhicule électrique par une borne de recharge dont sont propriétaires les occupants d’un logement privé et qui est destinée principalement à être utilisée par eux, le nom de chaque province où sont situées les bornes de recharge fournissant l’électricité.

10 Dans le cas où le créateur enregistré est l’exploitant d’un réseau de recharge et si celui-ci a l’intention de créer des unités de conformité en remplaçant l’utilisation d’une quantité de combustible de la catégorie des combustibles liquides par l’utilisation au Canada d’une quantité d’électricité comme source d’énergie fournie à un véhicule électrique par une borne de recharge destinée principalement à être utilisée par le public et dont l’emplacement est indiqué sur le site Web ou l’application mobile de l’exploitant d’un réseau de recharge, le nom de chaque province où sont situées les bornes de recharge fournissant l’électricité.

11 Dans le cas où le créateur enregistré est l’hôte d’une station de recharge et si celui-ci a l’intention de créer des unités de conformité en remplaçant l’utilisation d’une quantité de combustible de la catégorie des combustibles liquides par l’utilisation au Canada d’une quantité d’électricité comme source d’énergie fournie à un véhicule électrique par une borne de recharge autre que celle visée aux articles 9 et 10 de la présente annexe, le nom de chaque province où sont situées les bornes de recharge fournissant l’électricité.

12 Dans le cas où le créateur enregistré a l’intention de créer des unités de conformité en remplaçant l’utilisation d’une quantité de combustible de la catégorie des combustibles liquides par l’utilisation d’une quantité d’hydrogène comme source d’énergie fournie à un véhicule à pile à hydrogène au Canada, les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de chaque station de ravitaillement en hydrogène où est fourni l’hydrogène.

ANNEXE 4

(alinéas 34(2)a), 37(2)a) et c), 38(2)a) et 40(2)a) et c))

Contenu de la demande de reconnaissance d’un projet de réduction des émissions de CO₂e

1 Les renseignements ci-après sur le demandeur :

a) ses nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique;
b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de son agent autorisé;
c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique d’une personne-ressource, sauf si cette personne est l’agent autorisé.

2 La description du projet, notamment :

a) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de toute installation où le projet doit être réalisé;
b) les nom, numéro de série, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de tout équipement avec lequel le projet doit être réalisé;
c) la durée du projet, ainsi que les dates prévues de début et de fin de sa réalisation;
d) les renseignements exigés par la méthode de quantification des réductions des émissions applicable établie au titre des paragraphes 31(1) ou 32(1) du présent règlement, notamment une explication de la façon dont il est prévu que le projet réduira l’intensité en carbone d’un combustible de la catégorie des combustibles liquides ou de la catégorie des combustibles gazeux, et tout document à l’appui;
e) dans le cas où le demandeur sollicite l’utilisation d’une méthode de quantification générique des réductions des émissions établie au titre du paragraphe 31(1) du présent règlement, les renseignements suivants :
- (i) les activités précisées qui seraient menées si le projet n’était pas réalisé et les émissions de CO₂e rejetées lors de ces activités, ainsi que les sources et puits de gaz à effet de serre choisis par le demandeur pour déterminer ces émissions et les raisons du choix de ces sources et puits de gaz à effet de serre,
- (ii) les sources et puits de gaz à effet de serre qui sont pertinents pour le projet et qui sont choisis par le demandeur, ainsi que les raisons du choix de ces sources et puits de gaz à effet de serre;
f) les réductions annuelles des émissions de CO₂e prévues qui résultent du projet, exprimées en tonnes métriques de CO₂e, y compris les données et les calculs pertinents ou tout autre document technique à l’appui de ces calculs;
g) la mention du régime réglementaire et des textes législatifs fédéraux ou provinciaux sous le régime desquels le projet fonctionne et au titre desquels il est financé.

ANNEXE 5

(alinéa 62(2)c) et d))

Contenu du rapport de fonctionnement du régime de certification

1 Les renseignements ci-après sur le propriétaire du régime :

a) ses nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique;
b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de son agent autorisé;
c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique d’une personne-ressource, sauf si cette personne est l’agent autorisé.

2 Les renseignements ci-après sur les membres du régime de certification :

a) le nombre de membres actuels;
b) le nombre de nouveaux membres;
c) le nombre de membres suspendus;
d) le nombre de membres dont la participation au régime a pris fin et les motifs pour lesquels elle a pris fin.

3 Les renseignements ci-après sur le fonctionnement du régime de certification :

a) le nombre d’années restantes à la période d’approbation du régime;
b) les changements apportés à la portée du régime;
c) la quantité de charges d’alimentation certifiées, par catégorie et pays d’origine;
d) le nombre d’audits, par membre du régime et par type de charges d’alimentation;
e) le nombre de situations de non-conformité, par membre du régime;
f) le nombre de situations de non-conformité, par catégorie et degré de gravité;
g) le nombre de cas de fraude ou d’irrégularités détectées.

4 Les renseignements ci-après sur la conception et le fonctionnement du système de gestion du régime de certification :

a) la description de la participation des intervenants pendant la rédaction et l’examen du régime, ainsi que les réponses à leurs contributions, le cas échéant;
b) les critères de reconnaissance et d’accréditation des organismes de certification;
c) les qualifications exigées des auditeurs, selon leurs fonctions;
d) les exigences liées à l’impartialité des organismes de certification et des auditeurs;
e) les procédures de détection et de traitement des situations de non-conformité;
f) les procédures de surveillance des organismes de certification;
g) les procédures de prévention des activités frauduleuses, notamment la détection, le traitement et les procédures de suivi en cas de fraude présumée ou d’autres irrégularités;
h) une description de toutes plaintes déposées contre le régime et de la manière dont elles ont été résolues;
i) l’analyse des exigences du régime par rapport aux pratiques exemplaires actuelles de l’industrie.

5 La description des procédures permettant l’accessibilité des documents suivants :

a) la traduction des exigences et des procédures du régime de certification dans la langue commune des pays et des régions d’où proviennent les charges d’alimentation certifiées;
b) la liste des producteurs de charges d’alimentation certifiées et des certificats correspondants;
c) les rapports des auditeurs.

6 La description des améliorations apportées au régime de certification par le propriétaire du régime et, le cas échéant, toute recommandation formulée par celui-ci à l’égard de toute question liée au régime réglementaire.

ANNEXE 6

(alinéas 75(1)a) et b), (6)a) et (7)a) et 96(4)a))

Intensité en carbone par défaut

1 L’intensité en carbone par défaut est égale à :

a) 80 gCO₂e/MJ, pour 2022 et 2023;
b) 79 gCO₂e/MJ pour 2024;
c) 78 gCO₂e/MJ pour 2025;
d) 77 gCO₂e/MJ pour 2026;
e) 76 gCO₂e/MJ pour 2027;
f) 74 gCO₂e/MJ pour 2028;
g) 73 gCO₂e/MJ pour 2029;
h) 72 gCO₂e/MJ pour 2030 et après.

2 La quantité de CO₂e liée à l’extraction ou à la production, selon le cas, d’une charge d’alimentation est égale :

a) à 0 gCO₂e/MJ pour le combustible ou l’apport matériel produit à partir d’une charge d’alimentation qui provient de l’une des sources suivantes :
- (i) la biomasse forestière provenant des activités de protection et de prévention contre les incendies ou provenant des activités de défrichage sans lien avec la récolte, notamment l’installation d’infrastructures, la lutte contre les ravageurs et les maladies ainsi que l’entretien routier,
- (ii) les résidus de cultures et les cultures endommagées,
- (iii) les résidus forestiers secondaires qui constituent des sous-produits d’opérations de transformation industrielle du bois,
- (iv) les matières organiques usagées ou non comestibles provenant de zones résidentielles, de magasins de vente au détail, de restaurants, de traiteurs ou d’usines de transformation des aliments,
- (v) les graisses ou huiles végétales usagées,
- (vi) les litières usagées pour animaux,
- (vii) les matières animales, notamment le fumier,
- (viii) les effluents industriels,
- (ix) les eaux usées municipales,
- (x) les matériaux de construction ou de démolition usagés,
- (xi) les résidus directement générés par l’agriculture, par l’aquaculture et par la pêche, autres que les résidus issus d’industries connexes ou de la transformation,
- (xii) l’eau,
- (xiii) les déchets provenant des installations de traitement des déchets pour la production de biogaz,
- (xiv) le dioxyde de carbone capté de l’atmosphère;
b) à 15 gCO₂e/MJ pour le combustible ou l’apport matériel produit à partir d’une charge d’alimentation provenant de cultures qui sont destinées uniquement à la production d’énergie et qui ne sont pas traditionnellement utilisées à des fins alimentaires et fourragères;
c) à 20 gCO₂e/MJ pour le combustible ou l’apport matériel produit à partir d’une charge d’alimentation qui est de l’huile extraite de cultures oléagineuses;
d) à 35 gCO₂e/MJ pour le combustible ou l’apport matériel produit à partir de toute autre charge d’alimentation.

3 La quantité de CO₂e rejetée pendant la production du combustible ou de l’apport matériel à partir de la charge d’alimentation, pendant le transport de cette charge d’alimentation et des produits intermédiaires utilisés pour produire le combustible ou l’apport matériel et pendant la distribution du combustible ou de l’apport matériel à l’utilisateur final, est égale :

a) à 13 gCO₂e/MJ pour le combustible ou l’apport matériel produit à une installation qui, à la fois :
- (i) utilise de l’énergie thermique et de l’électricité dont plus de 50 % provient de sources non fossiles, d’électricité dont l’intensité en carbone est de moins de 100 gCO₂e/MJ, d’hydrogène produit à partir de sources renouvelables, d’hydrogène produit à partir de gaz naturel avec captage et stockage du carbone ou d’une combinaison de ces sources,
- (ii) n’utilise pas de combustibles fossiles qui est à l’état liquide ou solide dans des applications stationnaires;
b) à 30 gCO₂e/MJ pour le combustible ou l’apport matériel produit à une installation autre celle visée au sous-alinéa a)(i) et qui n’utilise pas de combustibles fossiles qui est à l’état liquide ou solide dans des applications stationnaires;
c) à 65 gCO₂e/MJ pour un combustible ou un apport matériel produit à toute autre installation de production de combustibles.

4 La quantité de CO₂e rejetée pendant le procédé de compression ou de liquéfaction du combustible ou de l’apport matériel est égale :

a) à 12 gCO₂e/MJ pour l’hydrogène comprimé fourni par une station de ravitaillement en hydrogène;
b) à 60 gCO₂e/MJ pour l’hydrogène liquéfié fourni par une station de ravitaillement en hydrogène;
c) à 0 gCO₂e/MJ pour tout autre combustible, notamment l’hydrogène visé à l’article 95 du présent règlement qui est fourni pour une utilisation comme combustible.

5 La quantité de CO₂e qui est liée à la production de l’électricité utilisée dans la production du combustible ou de l’apport matériel est égale :

a) à 25 gCO₂e/MJ pour l’hydrogène produit par électrolyse à l’aide d’électricité dont l’intensité en carbone est d’au plus 30 g/MJ;
b) à 150 gCO₂e/MJ pour tout autre hydrogène produit par électrolyse;
c) à 0 gCO₂e/MJ pour tout autre combustible.

6 La quantité de CO₂e rejetée pendant le transport de la charge d’alimentation et des produits intermédiaires utilisés pour produire le combustible ou l’apport matériel et pendant la distribution du combustible ou de l’apport matériel à l’utilisateur final, dans le cas où la distance totale de transport est égale ou supérieure à 1 500 km, est égale :

a) à 0 gCO₂e/MJ, dans le cas du combustible ou de l’apport matériel à l’égard duquel la somme des distances, d’une part, entre le site où la charge d’alimentation est extraite, récoltée ou produite et l’installation de production du combustible ou de l’apport matériel et, d’autre part, entre cette installation et le lieu de distribution finale du combustible à l’utilisateur final, est inférieure à 1 500 km;
b) à 4 gCO₂e/MJ dans le cas de tout autre combustible ou tout autre apport matériel.

7 La quantité de CO₂e rejetée par la combustion du combustible ou par l’utilisation de l’apport matériel est égale :

a) à 0 gCO₂e/MJ pour l’hydrogène ou pour le dioxyde de carbone qui provient du dioxyde de carbone atmosphérique;
b) à 1 gCO₂e/MJ pour le biogaz ou le gaz naturel renouvelable;
c) à 2 gCO₂e/MJ pour l’éthanol ou un combustible provenant de la biomasse autre que le biodiesel;
d) à 3 gCO₂e/MJ pour le biodiesel;
e) à 72 gCO₂e/MJ pour tout autre combustible.

8 L’intensité en carbone des combustibles fossiles et sources d’énergie est égale :

a) à 110 gCO₂e/MJ pour l’hydrogène comprimé;
b) à 150 gCO₂e/MJ pour l’hydrogène liquéfié;
c) à 76 gCO₂e/MJ pour le propane;
d) à 68 gCO₂e/MJ pour le gaz naturel;
e) à 113 gCO₂e/MJ pour le gaz naturel liquéfié;
f) à 72 gCO₂e/MJ pour le gaz naturel comprimé.

9 L’intensité en carbone de l’électricité dans la province est :

a) de 14 gCO₂e/MJ en Ontario;
b) de 5 gCO₂e/MJ au Québec;
c) de 224 gCO₂e/MJ en Nouvelle-Écosse;
d) de 89 gCO₂e/MJ au Nouveau-Brunswick;
e) de 7 gCO₂e/MJ au Manitoba;
f) de 11 gCO₂e/MJ en Colombie-Britannique;
g) de 2 gCO₂e/MJ à l’Île-du-Prince-Édouard;
h) de 237 gCO₂e/MJ en Saskatchewan;
i) de 218 gCO₂e/MJ en Alberta;
j) de 16 gCO₂e/MJ à Terre-Neuve-et-Labrador;
k) de 30 gCO₂e/MJ au Yukon;
l) de 71 gCO₂e/MJ dans les Territoires du Nord-Ouest;
m) de 313 gCO₂e/MJ au Nunavut.

ANNEXE 7

(paragraphe 81(2))

Contenu de la demande d’approbation d’une nouvelle filière

1 Les renseignements ci-après sur le demandeur :

a) ses nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique;
b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de son agent autorisé;
c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique d’une personne-ressource, sauf si cette personne est l’agent autorisé.

2 Les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de l’installation où le combustible, la source d’énergie ou l’apport matériel a été produit.

3 Le type de combustible, le type de source d’énergie ou le type d’apport matériel, à savoir du gaz naturel renouvelable, du biogaz, du propane renouvelable ou de l’hydrogène, pour lequel la détermination a été effectuée.

4 Le type de charges d’alimentation utilisées pour produire le combustible ou l’apport matériel et la région où les charges d’alimentation ont été extraites, récoltées ou produites, selon le cas.

5 Les motifs de la demande et la démonstration que les critères prévus par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles sont remplis.

6 Le type d’intensité en carbone déterminée au moyen de la nouvelle filière, à savoir « du berceau à la porte » ou « du berceau à la tombe », au sens prévu par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.

7 La description de toute modification apportée aux processus unitaires, aux paramètres de modélisation ou aux ensembles de données de référence provenant du modèle ACV des combustibles, ainsi que les motifs de la modification, qui sont conformes à la norme ISO 14040, à la norme ISO 14044 et aux spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.

8 La description de la nouvelle filière conforme à la norme ISO 14040, à la norme ISO 14044 et aux spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.

9 La description des sources des données et des méthodes utilisées pour déterminer et collecter les données qui sont entrées dans le classeur de données.

10 La description des calculs effectués sur les données entrées dans le classeur de données, notamment l’ajout de données de référence utilisées dans les calculs.

11 Une copie du classeur de données qui contient tous les calculs effectués sur les données, qui est conforme aux spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles et qui est utilisée pour déterminer les données saisies dans le modèle ACV des combustibles.

12 Toute pièce justificative requise conformément aux spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.

13 Une copie de la nouvelle filière provenant du modèle ACV des combustibles avec ou sans les données d’entrée.

14 Les renseignements mentionnés dans la méthode de quantification des réductions des émissions applicable établie au titre des paragraphes 31(1) ou 32(1) du présent règlement.

15 Si la demande d’approbation d’une nouvelle filière inclut l’intensité en carbone transférée d’un contributeur à l’intensité en carbone, d’un fournisseur étranger ou d’un créateur enregistré, les renseignements suivants :

a) les nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique du contributeur à l’intensité en carbone, du fournisseur étranger ou du créateur enregistré;
b) le type de combustible à faible intensité en carbone, d’apport matériel ou de source d’énergie fournie par le contributeur à l’intensité en carbone, le fournisseur étranger ou le créateur enregistré;
c) si l’intensité en carbone du combustible à faible intensité en carbone, de l’apport matériel ou de la source d’énergie visée à l’alinéa b) a été déterminée en utilisant une intensité en carbone approuvée par le ministre, l’intensité en carbone approuvée et l’identifiant alphanumérique unique assigné à celle-ci aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement.

ANNEXE 8

(articles 82 à 84)

Contenu de la demande d’approbation de l’intensité en carbone

1 S’agissant d’une demande concernant un combustible à faible intensité en carbone ou un apport matériel, les renseignements suivants :

a) les nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique du demandeur;
b) les nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de l’agent autorisé du demandeur;
c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique d’une personne-ressource pour le demandeur, sauf si cette personne est l’agent autorisé;
d) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de l’installation où le combustible ou l’apport matériel a été produit;
e) le type de combustible ou d’apport matériel pour lequel la détermination a été effectuée;
f) l’intensité en carbone déterminée pour le combustible ou pour l’apport matériel, selon le cas, arrondie au centième de gramme de CO₂e par mégajoule;
g) le cas échéant, la valeur supplémentaire d’intensité carbone visée au paragraphe 80(2) du présent règlement pour le combustible ou l’apport matériel, selon le cas, qui a été ajoutée à l’intensité en carbone prévue à l’alinéa f), ainsi que la somme de la valeur supplémentaire et de l’intensité en carbone, arrondie au centième de gramme de CO₂e par mégajoule;
h) le type de charges d’alimentation utilisées pour produire le combustible ou l’apport matériel;
i) le cas échéant, la région où les charges d’alimentation ont été extraites, récoltées ou produites, selon le cas;
j) un schéma des procédés utilisés pour produire le combustible ou l’apport matériel.

2 Si l’intensité en carbone est déterminée conformément à l’alinéa 75(1)b) du présent règlement, les renseignements suivants :

a) le type d’énergie thermique et la source d’électricité utilisés à l’installation de production;
b) si la demande mentionne que la variable IC_p de la formule prévue à l’alinéa 75(1)b) du présent règlement est égale à 13 g/MJ, le pourcentage d’énergie thermique et d’électricité utilisée à l’installation de production qui provient de sources non fossiles, d’électricité dont l’intensité en carbone est inférieure à 100 g/MJ, d’hydrogène produit à partir de sources renouvelables, d’hydrogène produit à partir de gaz naturel avec captage et stockage du carbone, ou une combinaison de ces sources, ainsi qu’une estimation de la quantité d’énergie thermique et d’électricité provenant de chacune de ces sources;
c) si la demande mentionne que la variable IC_td de la formule prévue à l’alinéa 75(1)b) du présent règlement est égale à 0 g/MJ, la distance entre le site d’extraction, de récolte ou de production de la charge d’alimentation et l’installation de production où le combustible ou l’apport matériel a été produit ainsi que la distance entre l’installation et le lieu de distribution finale du combustible à l’utilisateur final.

3 Si l’intensité en carbone est déterminée conformément aux articles 76 ou 77 du présent règlement, les renseignements suivants :

a) la mention de l’option utilisée pour cette détermination relativement à la filière provenant du modèle ACV des combustibles, à savoir une filière existante ou une nouvelle filière;
b) dans le cas d’une nouvelle filière, l’identifiant alphanumérique assigné aux termes du paragraphe 81(4) du présent règlement à la filière approuvée;
c) la copie de la filière du modèle ACV des combustibles utilisée pour la détermination, y compris toutes les données entrées dans le modèle et les résultats que le modèle a produits;
d) le type d’intensité en carbone, à savoir « du berceau à la porte » ou « du berceau à la tombe », au sens prévu par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles;
e) la description des sources des données et des méthodes utilisées pour déterminer et collecter les données qui sont entrées dans le classeur de données;
f) une copie du classeur de données qui contient tous les calculs effectués sur les données, qui est conforme aux spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles et qui est utilisée pour déterminer les données saisies dans le modèle ACV des combustibles;
g) toute pièce justificative requise conformément aux spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles;
h) les renseignements mentionnés dans la méthode de quantification des réductions des émissions applicable établie au titre des paragraphes 31(1) ou 32(1) du présent règlement.

4 Si l’intensité en carbone est déterminée conformément à l’article 78 du présent règlement, les renseignements suivants :

a) les nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique du demandeur;
b) les nom et adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de l’agent autorisé du demandeur;
c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique d’une personne-ressource pour le demandeur, sauf si cette personne est l’agent autorisé;
d) les coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, l’adresse municipale de chaque lieu où le combustible est fourni par une station de ravitaillement;
e) les coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, l’adresse municipale de tout lieu — autre qu’une station de ravitaillement — où le propane, le propane renouvelable, le propane cotraité à faible intensité en carbone, le gaz naturel, le gaz naturel renouvelable ou l’hydrogène est comprimé ou liquéfié pour utilisation à une station de ravitaillement;
f) le cas échéant, le type de combustible fossile fourni à des véhicules par la station de ravitaillement visée à l’alinéa d);
g) le cas échéant, le type de combustible à faible intensité en carbone fournis à des véhicules par la station de ravitaillement visée à l’alinéa d);
h) l’intensité en carbone déterminée pour le combustible, arrondie au centième de gramme de CO₂e par mégajoule;
i) le cas échéant, la valeur supplémentaire d’intensité carbone prévue au paragraphe 80(2) du présent règlement, qui a été ajoutée à l’intensité en carbone prévue à l’alinéa h), ainsi que la somme de la valeur supplémentaire et de l’intensité en carbone, arrondie au centième de gramme de CO₂e par mégajoule;
j) un schéma de chaque procédé de compression ou de liquéfaction;
k) la mention de l’option utilisée pour la détermination de l’intensité en carbone du combustible visé à l’alinéa e) relativement à la filière provenant du modèle ACV des combustibles, à savoir une filière existante ou une nouvelle filière et, dans le cas d’une nouvelle filière, l’identifiant alphanumérique qui lui a été assigné aux termes du paragraphe 81(4) du présent règlement;
l) la copie de la filière provenant du modèle ACV des combustibles utilisée pour la détermination, y compris toutes les données entrées dans le modèle et les résultats que le modèle a produits;
m) la description des sources des données et des méthodes utilisées pour déterminer et collecter les données qui sont entrées dans le classeur de données;
n) une copie du classeur de données qui contient tous les calculs effectués sur les données, qui est conforme aux spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles et qui est utilisée pour déterminer les données saisies dans le modèle ACV des combustibles;
o) toute pièce justificative requise conformément aux spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles;
p) les renseignements mentionnés dans la méthode de quantification des réductions des émissions applicable établie au titre des paragraphes 31(1) ou 32(1) du présent règlement.

5 Si l’intensité en carbone est déterminée conformément à l’article 79 du présent règlement, les renseignements suivants :

a) les nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique du demandeur;
b) les nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de l’agent autorisé du demandeur;
c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique d’une personne-ressource pour le demandeur, sauf si cette personne est l’agent autorisé;
d) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de chaque installation ou de chaque lieu où sont situées les bornes de recharge ou les stations de ravitaillement auxquelles l’électricité a été fournie;
e) les coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, l’adresse municipale du lieu où l’électricité a été produite, si ce lieu est différent de l’installation ou du lieu visés à l’alinéa d);
f) l’intensité en carbone déterminée pour l’électricité, arrondie au centième gramme près de CO₂e par mégajoule;
g) le cas échéant, la valeur supplémentaire d’intensité carbone prévue au paragraphe 80(2) du présent règlement pour l’électricité, qui a été ajoutée à l’intensité en carbone prévue à l’alinéa f), ainsi que la somme de la valeur supplémentaire et de l’intensité en carbone, arrondie au centième de gramme de CO₂e par mégajoule;
h) la source d’électricité fournie aux installations, aux bornes de recharge ou aux stations de ravitaillement, selon le cas;
i) la mention de l’option utilisée pour la détermination de l’intensité en carbone de l’électricité relativement à la filière provenant du modèle ACV des combustibles, à savoir une filière existante ou une nouvelle filière et, dans le cas d’une nouvelle filière, l’identifiant alphanumérique qui lui a été assigné aux termes du paragraphe 81(4) du présent règlement;
j) la copie de la filière provenant du modèle ACV des combustibles utilisée pour la détermination, y compris toutes les données entrées dans le modèle et les résultats que le modèle a produits;
k) la description des sources des données et des méthodes utilisées pour déterminer et collecter les données qui sont entrées dans le classeur de données;
l) une copie du classeur de données qui contient tous les calculs effectués sur les données, qui est conforme aux spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles et qui est utilisée pour déterminer les données saisies dans le modèle ACV des combustibles;
m) toute pièce justificative requise conformément aux spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles;
n) les renseignements mentionnés dans la méthode de quantification des réductions des émissions applicable établie au titre des paragraphes 31(1) ou 32(1) du présent règlement.

6 Si la demande d’approbation inclut l’intensité en carbone transférée d’un contributeur à l’intensité en carbone, d’un fournisseur étranger ou d’un créateur enregistré et qui a été approuvée au titre du paragraphe 85(1) du présent règlement, les renseignements suivants :

a) les nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique du contributeur à l’intensité en carbone, du fournisseur étranger ou du créateur enregistré;
b) le type de combustible à faible intensité en carbone, d’apport matériel ou de source d’énergie fournie par le contributeur à l’intensité en carbone, le fournisseur étranger ou le créateur enregistré;
c) le cas échéant, l’intensité en carbone approuvée pour le combustible à faible intensité en carbone, l’apport matériel ou la source d’énergie visée à l’alinéa b) et l’identifiant alphanumérique unique assigné à cette intensité en carbone au titre du paragraphe 85(2) du présent règlement.

ANNEXE 9

(paragraphe 114(2))

Contenu de la demande d’enregistrement d’un programme de financement des réductions des émissions

1 Les renseignements ci-après relatifs à la personne qui administre le programme de financement des réductions des émissions :

a) ses nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique;
b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de son agent autorisé;
c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique d’une personne-ressource, sauf si cette personne est l’agent autorisé;
d) son numéro d’entreprise, le cas échéant;
e) l’adresse de son site Web, le cas échéant;
f) ses documents constitutifs, notamment ses statuts constitutifs et leurs modifications, contrats de société de personnes ou déclarations de fiducie;
g) son organigramme;
h) les noms et titres des membres de son conseil d’administration, le cas échéant;
i) la description détaillée de son mécanisme de contrôle en matière de finances et de gestion;
j) la description détaillée de ses méthodes de gestion;
k) la description détaillée de son système d’information.

2 Les renseignements ci-après relatifs au programme de financement des réductions des émissions :

a) sa description;
b) la liste des types de projets admissibles à un financement par le programme;
c) une estimation de la durée des projets qui seront financés par le programme;
d) les politiques, critères, procédures et étapes clés des projets aux termes desquels les projets sont financés;
e) les politiques relatives aux conflits d’intérêts;
f) si le programme de financement est opérationnel depuis au moins trois ans, ses trois derniers audits des états financiers;
g) si le programme de financement est opérationnel depuis moins de trois ans, les renseignements sur sa stabilité financière et sur les ressources nécessaires à ses opérations.

ANNEXE 10

(alinéas 114(2)b), 115(2)c) et 116c) et d))

Contenu du rapport sur le programme enregistré de financement des réductions des émissions

1 Les renseignements ci-après sur la personne qui administre le programme de financement des réductions des émissions :

a) ses nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique;
b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de son agent autorisé;
c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique d’une personne-ressource, sauf si cette personne est l’agent autorisé.

2 Pour chaque projet financé par le programme enregistré de financement des réductions des émissions, les renseignements suivants :

a) son nom;
b) sa description;
c) le montant du financement qu’il a reçu ;
d) son emplacement;
e) les étapes clés de son exécution et les dates estimatives de son achèvement;
f) les réductions des émissions de CO₂e réelles ou prévues qui résultent du projet, ainsi que la date à laquelle ces réductions ont été réalisées ou la date estimative de leur réalisation;
g) la description de la méthode utilisée pour calculer les réductions réalisées et la documentation utilisée pour prouver les données d’entrée utilisées dans les calculs.

3 La copie de l’audit des états financiers visé à l’alinéa 116b) du présent règlement.

ANNEXE 11

(paragraphe 120(2) et alinéas 157b) et 158(5)b))

Contenu du rapport annuel sur la création d’unités de conformité

1 Les renseignements ci-après sur le créateur enregistré :

a) ses nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique;
b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de son agent autorisé;
c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique d’une personne-ressource, sauf si cette personne est l’agent autorisé.

2 Les renseignements ci-après sur chaque projet de réduction des émissions de CO₂e réalisé par le créateur enregistré ou la personne avec laquelle celui-ci a conclu un accord de création au titre de l’article 21 du présent règlement :

a) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de l’installation où le projet est réalisé ou, s’il est réalisé dans un lieu autre qu’une installation, de l’équipement utilisé pour le réaliser et précisé dans la méthode de quantification des réductions des émissions applicable établie au titre des paragraphes 31(1) ou 32(1) du présent règlement;
b) l’identifiant alphanumérique qui lui est assigné;
c) le nombre d’unités de conformité provisoires relatives à la catégorie des combustibles liquides créées au cours de la période de conformité;
d) le cas échéant, une mention indiquant que le nombre d’unités de conformité créées a été déterminé en utilisant la méthode de quantification générique des réductions des émissions établie au titre du paragraphe 31(1) du présent règlement;
e) les renseignements exigés par la méthode de quantification des réductions des émissions applicable établie au titre des paragraphes 31(1) ou 32(1) du présent règlement;
f) la description de toute modification aux renseignements fournis dans la demande visée aux paragraphes 34(2), 37(2), 38(2), 40(2) ou 42(2) du présent règlement, autres que les renseignements suivants :
- (i) ceux prévus aux alinéas 34(2)c), 37(2)b), 38(2)c) ou 40(2)b) du présent règlement,
- (ii) tout renseignement pour lequel la méthode de quantification des réductions des émissions indique qu’il ne peut pas être modifié;
g) dans le cas d’un projet de réduction des émissions de CO₂e prévu à l’alinéa 30d) du présent règlement, pour chaque combustible cotraité à faible intensité en carbone produit :
- (i) son type,
- (ii) une mention indiquant si le combustible est un substitut de l’essence ou un substitut du diesel,
- (iii) l’intensité en carbone par défaut déterminée conformément à la méthode de quantification applicable au projet ou l’intensité en carbone approuvée au titre du paragraphe 85(1) du présent règlement et, le cas échéant, tout identifiant alphanumérique assigné à celle-ci aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement,
- (iv) le nombre d’unités de conformité provisoires créées conformément à la méthode de quantification applicable au projet par la production du combustible,
- (v) une mention indiquant si les unités de conformité sont créées relativement à la catégorie des combustibles liquides ou à la catégorie des combustibles gazeux.

3 Dans le cas où le créateur enregistré ou la personne avec laquelle celui-ci a conclu un accord de création au titre de l’article 21 du présent règlement est le propriétaire ou l’exploitant d’une station de ravitaillement visée au paragraphe 98(1) du présent règlement, les renseignements ci-après à l’égard du propane, du gaz naturel comprimé et du gaz naturel liquéfié fourni, pour chaque combustible :

a) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de chaque station de ravitaillement où le combustible a été fourni à des véhicules;
b) pour chaque station de ravitaillement visée à l’alinéa a) :
- (i) le type de combustible pour lequel les unités de conformité sont créées,
- (ii) la quantité du combustible visé au sous-alinéa (i),
- (iii) la quantité totale de combustible contenant celui visé au sous-alinéa (i) qui est fournie aux véhicules, mesurée par un compteur, exprimée en mètres cubes de combustible à l’état liquide, en mètres cubes ou en kilogrammes, selon le cas,
- (iv) la quantité totale de propane renouvelable, de propane cotraité à faible intensité en carbone ou de gaz naturel renouvelable fournie aux véhicules déterminée au moyen des pièces justificatives visées au paragraphe 99(2) du présent règlement, exprimée en mètres cubes de combustible à l’état liquide, en mètres cubes ou en kilogrammes, selon le cas;
c) pour chaque type de combustible visé au sous-alinéa b)(i) :
- (i) l’intensité en carbone du propane, du gaz naturel comprimé ou du gaz naturel liquéfié qui est déterminée conformément au paragraphe 75(6) du présent règlement, l’intensité en carbone approuvée au titre du paragraphe 85(1) du présent règlement ou l’intensité en carbone réelle précisée dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone visé au paragraphe 123(1) du présent règlement, selon le cas,
- (ii) la densité énergétique du propane ou du gaz naturel comprimé, exprimée en mégajoules par mètre cube, ou du gaz naturel liquéfié, exprimée en mégajoules par kilogramme, selon le cas, prévue à la colonne 2 de l’annexe 2 ou prévue par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, au choix du créateur enregistré;
d) le nombre d’unités de conformité provisoires créées par la fourniture du combustible au titre du paragraphe 98(1) du présent règlement.

4 Dans le cas où le créateur enregistré ou la personne avec laquelle celui-ci a conclu un accord de création au titre de l’article 21 du présent règlement est le propriétaire ou l’exploitant d’une station de ravitaillement visée au paragraphe 99(1) du présent règlement, les renseignements ci-après à l’égard du propane renouvelable, du propane cotraité à faible intensité en carbone, du gaz naturel renouvelable comprimé, du gaz naturel renouvelable liquéfié, fourni à cette station de ravitaillement :

a) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de chaque station de ravitaillement où le combustible a été fourni à des véhicules;
b) pour chaque station de ravitaillement visé à l’alinéa a), les types de combustibles fournis à des véhicules pour lesquels des unités de conformité ont été créées;
c) pour chaque type de combustible visé à l’alinéa b) :
- (i) l’intensité en carbone du gaz naturel comprimé, du gaz naturel liquéfié ou du propane déterminée conformément au paragraphe 75(6) du présent règlement, l’intensité en carbone approuvée au titre du paragraphe 85(1) du présent règlement ou l’intensité en carbone réelle précisée dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone visé au paragraphe 123(1) du présent règlement, selon le cas et, le cas échéant, l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement,
- (ii) sa densité énergétique prévue à la colonne 2 de l’annexe 2 ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, au choix du créateur enregistré, exprimée en mégajoules par mètre cube ou en mégajoules par kilogramme, selon le cas,
- (iii) la quantité fournie aux véhicules, exprimée en mètres cubes de combustible à l’état liquide, dans le cas du propane renouvelable ou du propane cotraité à faible intensité en carbone, en mètres cubes, dans le cas du gaz naturel renouvelable comprimé ou en kilogrammes, dans le cas du gaz naturel renouvelable liquéfié,
- (iv) le nom de la personne de qui le combustible a été acheté;
d) le nombre d’unités de conformité provisoires créées au titre du paragraphe 99(1) du présent règlement pour le propane renouvelable, le propane cotraité à faible intensité en carbone, le gaz naturel renouvelable comprimé, le gaz naturel renouvelable liquéfié, selon le cas.

5 Dans le cas où le créateur enregistré ou la personne avec laquelle celui-ci a conclu un accord de création au titre de l’article 21 du présent règlement est l’hôte d’une station de recharge visé au paragraphe 101(1) du présent règlement, les renseignements ci-après à l’égard de l’électricité fournie aux véhicules électriques :

a) pour chaque province où l’électricité est fournie aux véhicules électriques :
- (i) l’intensité en carbone déterminée conformément au paragraphe 75(7) du présent règlement, l’intensité en carbone approuvée au titre du paragraphe 85(1) du présent règlement ou l’intensité en carbone réelle précisée dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone visé au paragraphe 123(1) du présent règlement, selon le cas,
- (ii) le numéro de série et le nom ou l’identifiant de chaque borne de recharge dans la province;
b) pour chaque borne de recharge visée au sous-alinéa a)(ii) inaccessible aux navires :
- (i) ses coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, son adresse municipale,
- (ii) le rapport d’efficacité énergétique égal à 2,5 ou le rapport d’efficacité énergétique prévu au 1^er janvier de la période de conformité pour les véhicules électriques légers par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, au choix du créateur enregistré,
- (iii) le rapport d’efficacité énergétique égal à 2,5 ou le rapport d’efficacité énergétique prévu au 1^er janvier de la période de conformité pour les véhicules électriques, autres que ceux visés au sous-alinéa (ii), par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, au choix du créateur enregistré,
- (iv) la quantité d’électricité fournie à chaque catégorie de véhicule électrique visée aux sous-alinéas (ii) et (iii);
c) pour chaque borne de recharge visée au sous-alinéa a)(ii) accessible aux navires :
- (i) ses coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, son adresse municipale,
- (ii) le rapport d’efficacité énergétique égal à 2,5 ou le rapport d’efficacité énergétique prévu au 1^er janvier de la période de conformité pour les navires électriques par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, au choix du créateur enregistré,
- (iii) la quantité d’électricité fournie aux navires électriques;
d) le nombre d’unités de conformité provisoires créées au titre du paragraphe 101(1) du présent règlement par la fourniture d’électricité aux véhicules électriques.

6 Dans le cas où le créateur enregistré ou la personne avec laquelle celui-ci a conclu un accord de création au titre de l’article 21 du présent règlement est l’exploitant d’un réseau de recharge visé au paragraphe 102(1) du présent règlement, les renseignements ci-après à l’égard de l’électricité fournie aux véhicules électriques :

a) pour chaque province où l’électricité est fournie aux véhicules électriques :
- (i) l’intensité en carbone de l’électricité déterminée conformément au paragraphe 75(7) du présent règlement, l’intensité en carbone approuvée au titre du paragraphe 85(1) du présent règlement ou l’intensité en carbone réelle précisée dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone visé au paragraphe 123(1) du présent règlement, selon le cas,
- (ii) la quantité totale d’électricité d’une intensité en carbone donnée, fournie aux véhicules électriques dans la province, exprimée en kilowattheures;
b) le rapport d’efficacité énergétique égal à 2,5 ou le rapport d’efficacité énergétique prévu au 1^er janvier de la période de conformité pour les véhicules électriques légers par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, au choix du créateur enregistré;
c) pour chaque borne de recharge destinée principalement à être utilisée par les occupants d’un logement privé :
- (i) la province où elle est située et son numéro de série,
- (ii) la quantité d’électricité d’une intensité en carbone donnée, fournie aux véhicules électriques et exprimée en kilowattheures;
d) pour chaque borne de recharge destinée principalement à être utilisée par le public :
- (i) la province où elle est située, ses coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, son nom ou son identifiant, son adresse civique et son numéro de série,
- (ii) la quantité d’électricité d’une intensité en carbone donnée, fournie aux véhicules électriques et exprimée en kilowattheures;
e) le nombre d’unités de conformité provisoires créées par la fourniture d’électricité aux véhicules électriques au titre du paragraphe 102(1) du présent règlement.

7 Dans le cas où le créateur enregistré ou la personne avec laquelle celui-ci a conclu un accord de création au titre de l’article 21 du présent règlement est le propriétaire ou l’exploitant de stations de ravitaillement en hydrogène, les renseignements ci-après à l’égard de l’hydrogène fourni par ces stations pour être utilisé au Canada comme source d’énergie dans un véhicule à pile à hydrogène conformément à l’alinéa 104(1)a) du présent règlement :

a) pour chaque station de ravitaillement en hydrogène :
- (i) ses nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, son adresse municipale,
- (ii) la quantité d’hydrogène, exprimée en kilogrammes, fournie à chaque catégorie de véhicules à pile à hydrogène prévue par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles;
b) l’intensité en carbone de l’hydrogène fourni aux véhicules visés au sous alinéa a)(ii), déterminée par le créateur enregistré, à savoir l’intensité en carbone par défaut prévue à l’alinéa 75(1)a) du présent règlement, l’intensité en carbone déterminée conformément à l’alinéa 75(1)b) ou au paragraphe 75(6) du présent règlement, l’intensité en carbone approuvée au titre du paragraphe 85(1) du présent règlement ou l’intensité en carbone réelle précisée dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone visé au paragraphe 123(1) du présent règlement, selon le cas, et, le cas échéant, l’identifiant alphanumérique assigné à l’intensité en carbone;
c) le cas échéant, le type de charge d’alimentation utilisée pour produire l’hydrogène et la région où la charge d’alimentation a été extraite, récoltée ou produite;
d) le cas échéant, la quantité d’hydrogène visée au paragraphe 45(1) du présent règlement, exprimée en mètres cubes, qui est produite à partir de charges d’alimentation admissibles afin de créer des unités de conformité conformément à l’alinéa 104(1)a) du présent règlement, et qui est fournie aux véhicules à chaque station de ravitaillement en hydrogène;
e) le nombre d’unités de conformité provisoires créées au titre de l’alinéa 104(1)a) du présent règlement.

8 Dans le cas où le créateur enregistré ou la personne avec laquelle celui-ci a conclu un accord de création au titre de l’article 21 du présent règlement est le propriétaire ou l’exploitant de stations de ravitaillement en hydrogène, les renseignements ci-après à l’égard de l’hydrogène fourni par ces stations pour être utilisé au Canada comme combustible dans un véhicule autre qu’un véhicule à pile à hydrogène conformément à l’alinéa 104(1)b) du présent règlement :

a) pour chaque station de ravitaillement en hydrogène :
- (i) ses nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, son adresse municipale,
- (ii) la quantité d’hydrogène, exprimée en kilogrammes, fournie à chaque catégorie de véhicules prévue par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles;
b) l’intensité en carbone de l’hydrogène fourni aux véhicules visés au sous alinéa a)(ii), déterminée par le créateur enregistré, à savoir l’intensité en carbone par défaut prévue à l’alinéa 75(1)a) du présent règlement, l’intensité en carbone déterminée conformément à l’alinéa 75(1)b) ou au paragraphe 75(6) du présent règlement, l’intensité en carbone approuvée au titre du paragraphe 85(1) du présent règlement ou l’intensité en carbone réelle précisée dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone visé au paragraphe 123(1) du présent règlement, selon le cas, et, le cas échéant, l’identifiant alphanumérique assigné à l’intensité en carbone;
c) le cas échéant, le type de charge d’alimentation utilisée pour produire l’hydrogène et la région où la charge d’alimentation a été extraite, récoltée ou produite;
d) le cas échéant, la quantité d’hydrogène visée au paragraphe 45(1) du présent règlement, exprimée en mètres cubes, qui est produite à partir de charges d’alimentation admissibles afin de créer des unités de conformité conformément à l’alinéa 104(1)b) du présent règlement et qui est fournie aux véhicules à chaque station de ravitaillement en hydrogène;
e) le nombre d’unités de conformité provisoires créées au titre de l’alinéa 104(1)b) du présent règlement.

9 Les renseignements ci-après sur chaque combustible à faible intensité en carbone liquide produit ou importé au Canada pour créer des unités de conformité et que le créateur enregistré a exporté ou vendu pour exportation au cours de la période de conformité ou qui est acheté conformément à l’article 108 du présent règlement et qu’une personne, autre qu’un fournisseur principal ou un créateur enregistré, a, au cours de la période de conformité, exporté ou vendu pour exportation :

a) sa quantité, exprimée en mètres cubes;
b) son intensité en carbone et, le cas échéant, l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci;
c) le nombre d’unités de conformité à annuler et le compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’article 28 du présent règlement dans lequel elles se trouvent.

10 Les renseignements ci-après sur chaque combustible à faible intensité en carbone gazeux produit ou importé au Canada pour créer des unités de conformité et que le créateur enregistré a exporté ou vendu pour exportation au cours de la période de conformité ou qui est acheté conformément à l’article 108 du présent règlement et qu’une personne, autre qu’un fournisseur principal ou un créateur enregistré a, au cours de la période de conformité, exporté ou vendu pour exportation :

a) sa quantité, exprimée en kilogrammes ou en mètres cubes, selon le cas;
b) son intensité en carbone et, le cas échéant, l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci;
c) le nombre d’unités de conformité à annuler et le compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’article 28 du présent règlement dans lequel elles se trouvent.

11 Les renseignements ci-après sur tout combustible ou toute source d’énergie pour lesquels des unités de conformité sont créées par le créateur enregistré conformément à l’article 88 du présent règlement :

a) son intensité en carbone et, le cas échéant, l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement;
b) dans le cas du combustible ou de la source d’énergie dont l’intensité en carbone a fait l’objet d’une demande d’approbation temporaire aux termes du paragraphe 91(1) du présent règlement :
- (i) son intensité en carbone approuvée temporairement au titre du paragraphe 91(4) du présent règlement et l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci aux termes du paragraphe 91(5) du présent règlement,
- (ii) la période au cours de laquelle l’intensité en carbone approuvée temporairement a été utilisée pour créer des unités de conformité,
- (iii) la quantité fournie pendant la période visée au sous-alinéa (ii),
- (iv) la densité énergétique du combustible ou de la source d’énergie,
- (v) le nombre d’unités de conformité créées pour la période visée au sous-alinéa (ii) et dont l’ajustement a été demandé;
c) dans le cas du combustible ou de la source d’énergie dont l’intensité en carbone utilisée pour créer les unités de conformité est visée aux alinéas 75(1)a) ou b) du présent règlement :
- (i) son intensité en carbone;
- (ii) la période au cours de laquelle l’intensité en carbone a été utilisée pour créer des unités de conformité,
- (iii) la quantité fournie pendant la période visée au sous-alinéa (ii),
- (iv) la densité énergétique du combustible ou de la source d’énergie,
- (v) le nombre d’unités de conformité créées pour la période visée au sous-alinéa (ii) et dont l’ajustement a été demandé;
d) le nombre total d’unités de conformité visées aux sous-alinéas b)(v) et c)(v) dont l’ajustement a été demandé.

12 Les renseignements ci-après sur tout combustible ou toute source d’énergie pour lesquels des unités de conformité sont créées par le créateur enregistré après le 30 juin 2024 :

a) son intensité en carbone approuvée après le 30 juin 2024 et l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement;
b) le cas échéant, son intensité en carbone approuvée au plus tard le 30 juin 2024 et l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement, ainsi que les renseignements suivants :
- (i) la période au cours de laquelle l’intensité en carbone a été utilisée pour créer des unités de conformité,
- (ii) la quantité fournie pendant la période visée au sous-alinéa (i),
- (iii) la densité énergétique du combustible ou de la source d’énergie;
c) le cas échéant, toute intensité en carbone approuvée temporairement au titre du paragraphe 91(4) du présent règlement ou l’intensité en carbone déterminée conformément à l’article 75 du présent règlement utilisée pour créer des unités de conformité avant le 30 juin 2024 et l’identifiant alphanumérique assignée à celle-ci, ainsi que les renseignements suivants :
- (i) la période pendant laquelle l’intensité en carbone a été utilisée pour créer des unités de conformité,
- (ii) la quantité fournie pendant la période visée au sous-alinéa (i),
- (iii) la densité énergétique du combustible ou de la source d’énergie;
d) le nombre total d’unités de conformité créées dont l’ajustement est demandé.

13 Le nombre total d’unités de conformité visées aux articles 8 à 12 dont l’ajustement est demandé, dans tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’article 28 du présent règlement.

ANNEXE 12

(paragraphes 121(2) et (3), alinéa 158(5)b) et annexe 13)

Contenu du rapport trimestriel sur la création d’unités de conformité

1 Les renseignements ci-après sur le créateur enregistré :

a) ses nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique;
b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de son agent autorisé;
c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique d’une personne-ressource, sauf si cette personne est l’agent autorisé.

2 Les renseignements ci-après sur chaque combustible à faible intensité en carbone liquide visé à l’article 94 du présent règlement qui est produit au Canada par le créateur enregistré ou la personne avec laquelle celui-ci a conclu un accord au titre de l’article 21 du présent règlement au cours de la période visée par le rapport :

a) son type;
b) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de chaque installation où il est produit;
c) son intensité en carbone, à savoir son intensité en carbone par défaut prévue à l’alinéa 75(1)a) du présent règlement ou son intensité en carbone approuvée au titre du paragraphe 85(1) du présent règlement et, le cas échéant, l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement;
d) le type de charge d’alimentation utilisée pour produire le combustible;
e) la région où la charge d’alimentation a été extraite, récoltée ou produite;
f) sa densité énergétique prévue à la colonne 2 de l’annexe 2 ou prévue par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, au choix du créateur enregistré, exprimée en mégajoules par mètre cube;
g) sa quantité déterminée conformément au paragraphe 45(1) du présent règlement, exprimée en mètres cubes, qui est produite à partir de charges d’alimentation admissibles afin de créer des unités de conformité conformément à l’article 94 du présent règlement et qui est utilisée au Canada;
h) une mention indiquant si le combustible à faible intensité en carbone est un substitut de l’essence ou un substitut du diesel;
i) le nombre d’unités de conformité provisoires créées au titre du paragraphe 94(2) du présent règlement par la production du combustible.

3 Les renseignements ci-après sur chaque combustible à faible intensité en carbone gazeux visé aux articles 95 ou 100 du présent règlement qui est produit au Canada par le créateur enregistré ou la personne avec laquelle celui-ci a conclu un accord au titre de l’article 21 du présent règlement au cours de la période visée par le rapport :

a) son type;
b) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de chaque installation où il est produit;
c) son intensité en carbone, à savoir son intensité en carbone par défaut prévue à l’alinéa 75(1)a) du présent règlement ou son intensité en carbone approuvée au titre du paragraphe 85(1) du présent règlement et, le cas échéant, l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement;
d) le type de charge d’alimentation utilisée pour produire le combustible;
e) la région où la charge d’alimentation a été extraite, récoltée ou produite;
f) sa densité énergétique prévue à la colonne 2 de l’annexe 2 ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, ou mesurée conformément à l’article 162 du présent règlement, au choix du créateur enregistré;
g) s’agissant du biogaz, du gaz naturel renouvelable, du propane renouvelable ou de l’hydrogène pour lesquels des unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles gazeux sont créées :
- (i) sa quantité déterminée conformément au paragraphe 45(1) du présent règlement, exprimée en mètres cubes, qui est produite à partir de charges d’alimentation admissibles afin de créer des unités de conformité conformément à l’article 95 du présent règlement et qui est utilisée au Canada,
- (ii) le nombre d’unités de conformité provisoires créées au titre du paragraphe 95(1) du présent règlement par sa production;
h) s’agissant du gaz naturel renouvelable ou du propane renouvelable pour lesquels des unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles liquides sont créées :
- (i) le nom du propriétaire ou de l’exploitant de chaque station de ravitaillement à laquelle il a été fourni,
- (ii) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de chaque station de ravitaillement à laquelle il a été fourni,
- (iii) sa quantité visée au paragraphe 45(1) du présent règlement, exprimée en mètres cubes, qui est produite à partir de charges d’alimentation admissibles afin de créer des unités de conformité conformément à l’article 100 du présent règlement et qui est fournie à des véhicules à chaque station de ravitaillement,
- (iv) le nombre d’unités de conformité provisoires créées au titre du paragraphe 100(1) du présent règlement par sa production;
i) s’agissant du biogaz utilisé dans un équipement de production d’électricité, le résultat de la formule prévue au paragraphe 95(3) du présent règlement et les valeurs suivantes :
- (i) l’électricité totale produite par l’équipement, exprimée en mégajoules,
- (ii) l’énergie thermique produite par l’équipement et utilisée ou vendue, exprimée en mégajoules,
- (iii) la quantité de biogaz utilisée dans l’équipement, exprimée en mètres cubes,
- (iv) la densité énergétique du biogaz prévue à l’article 1 de l’annexe 2, dans la colonne 2, ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles ou mesurée conformément à l’article 162 du présent règlement, au choix du créateur enregistré.

4 Les renseignements ci-après sur chaque combustible à faible intensité en carbone liquide visé à l’article 94 du présent règlement qui est importé au Canada par le créateur enregistré au cours de la période visée par le rapport :

a) son type;
b) la province où il est importé;
c) le nom du fournisseur étranger qui en a fourni une quantité, ainsi que les coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, l’adresse municipale de chaque installation où il a été produit;
d) son intensité en carbone, à savoir son intensité en carbone par défaut prévue à l’alinéa 75(1)a) du présent règlement ou son intensité en carbone approuvée au titre du paragraphe 85(1) du présent règlement et, le cas échéant, l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement;
e) le type de charge d’alimentation utilisée pour produire le combustible;
f) la région où la charge d’alimentation a été extraite, récoltée ou produite;
g) sa densité énergétique prévue à la colonne 2 de l’annexe 2 ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, au choix du créateur enregistré, exprimée en mégajoules par mètre cube;
h) sa quantité déterminée conformément au paragraphe 45(1) du présent règlement, exprimée en mètres cubes, qui est produite à partir de charges d’alimentation admissibles et qui est importée afin de créer des unités de conformité conformément à l’article 94 du présent règlement;
i) une mention indiquant si le combustible est un substitut de l’essence ou un substitut du diesel;
j) le nombre d’unités de conformité provisoires créées au titre du paragraphe 94(2) du présent règlement par l’importation du combustible.

5 Les renseignements ci-après sur chaque combustible à faible intensité en carbone gazeux visé aux articles 95 ou 100 du présent règlement qui est importé au Canada par le créateur enregistré au cours de la période visée par le rapport :

a) son type;
b) le nom du fournisseur étranger qui en a fourni une quantité, ainsi que les coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, l’adresse municipale de chaque installation où il a été produit;
c) son intensité en carbone, à savoir son intensité en carbone par défaut prévue à l’alinéa 75(1)a) du présent règlement ou son intensité en carbone approuvée au titre du paragraphe 85(1) du présent règlement et, le cas échéant, l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement;
d) le type de charge d’alimentation utilisée pour produire le combustible;
e) la région où la charge d’alimentation a été extraite, récoltée ou produite;
f) sa densité énergétique prévue à la colonne 2 de l’annexe 2 ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, ou mesurée conformément à l’article 162 du présent règlement, au choix du créateur enregistré;
g) s’agissant du biogaz, du gaz naturel renouvelable, du propane renouvelable ou de l’hydrogène pour lesquels des unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles gazeux sont créées :
- (i) la province où le combustible est importé,
- (ii) sa quantité déterminée conformément au paragraphe 45(1) du présent règlement, exprimée en mètres cubes, qui est produite à partir de charges d’alimentation admissibles et qui est importée afin de créer des unités de conformité conformément à l’article 95 du présent règlement,
- (iii) le nombre d’unités de conformité provisoires créées au titre du paragraphe 95(4) du présent règlement par l’importation du combustible;
h) s’agissant du gaz naturel renouvelable ou du propane renouvelable pour lesquels des unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles liquides sont créées :
- (i) le nom du propriétaire ou de l’exploitant de chaque station de ravitaillement à laquelle il a été fourni,
- (ii) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de chaque station de ravitaillement à laquelle il a été fourni,
- (iii) sa quantité déterminée conformément au paragraphe 45(1) du présent règlement, exprimée en mètres cubes, qui est produite à partir de charges d’alimentation admissibles et importée afin de créer des unités de conformité conformément à l’article 100 du présent règlement, et qui est fournie à des véhicules à chaque station de ravitaillement,
- (iv) le nombre d’unités de conformité provisoires créées conformément au paragraphe 100(2) du présent règlement par l’importation du combustible;
i) s’agissant du biogaz utilisé dans un équipement de production d’électricité, le résultat de la formule prévue au paragraphe 95(3) du présent règlement et les valeurs suivantes :
- (i) l’électricité totale produite par l’équipement, exprimée en mégajoules,
- (ii) l’énergie thermique produite par l’équipement et utilisée ou vendue, exprimée en mégajoules,
- (iii) la quantité de biogaz utilisée dans l’équipement, exprimée en mètres cubes,
- (iv) la densité énergétique du biogaz prévue à l’article 1 de l’annexe 2, dans la colonne 2, ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles ou mesurée conformément à l’article 162 du présent règlement, au choix du créateur enregistré.

6 Dans le cas où les unités de conformité créées pour un combustible à faible intensité en carbone visé aux articles 2 à 5 sont cédées par le créateur enregistré à un autre participant conformément au paragraphe 108(1) du présent règlement, les renseignements suivants :

a) le nom de chaque participant à qui les unités de conformité sont cédées;
b) la quantité de combustible à faible intensité en carbone vendu à chaque participant, exprimée en mètres cubes;
c) l’intensité en carbone de chaque combustible vendu à chaque participant, à savoir l’intensité en carbone par défaut prévue à l’alinéa 75(1)a) du présent règlement ou l’intensité en carbone approuvée au titre du paragraphe 85(1) du présent règlement et, le cas échéant, l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement;
d) le nombre d’unités de conformité cédées à chaque participant pour chaque combustible.

7 Les renseignements ci-après concernant chaque quantité d’électricité produite à partir du biogaz pour laquelle des unités de conformité provisoires ont été créées conformément au paragraphe 96(3) du présent règlement au cours de la période visée par le rapport :

a) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de chaque installation où le biogaz est produit;
b) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de chaque installation où l’électricité est produite;
c) l’intensité en carbone du biogaz, à savoir l’intensité en carbone par défaut prévue à l’alinéa 75(1)a) du présent règlement ou l’intensité en carbone approuvée au titre du paragraphe 85(1) du présent règlement et, le cas échéant, l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement;
d) le type de charge d’alimentation utilisée pour produire le combustible;
e) la région où la charge d’alimentation a été extraite, récoltée ou produite;
f) la densité énergétique du biogaz prévue à l’article 1 de l’annexe 2, dans la colonne 2, ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, ou mesurée conformément à l’article 162 du présent règlement, au choix du créateur enregistré, exprimée en mégajoules par mètre cube;
g) la quantité de biogaz, exprimée en mètres cubes, déterminée conformément au paragraphe 45(1) du présent règlement, qui est produite à partir de charges d’alimentation admissibles et qui est utilisée au Canada dans un équipement de production d’électricité;
h) l’intensité en carbone de l’électricité produite à partir du biogaz, déterminée conformément au paragraphe 96(2) du présent règlement;
i) l’électricité totale produite par les équipements utilisant le biogaz à chaque installation et utilisée dans le calcul de l’intensité carbone de l’électricité;
j) la quantité d’électricité produite à partir du biogaz à chaque installation et utilisée pour créer des unités de conformité provisoires;
i) le nombre d’unités de conformité provisoires créées au titre du paragraphe 96(3) du présent règlement par la production d’électricité.

ANNEXE 13

(paragraphe 122(2) et alinéas 157b) et 158(5)b))

Contenu du rapport d’ajustement des unités de conformité

1 Les renseignements ci-après sur le créateur enregistré :

a) ses nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique;
b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de son agent autorisé;
c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique d’une personne-ressource, sauf si cette personne est l’agent autorisé.

2 Pour chaque période de trois mois de la période de conformité, les renseignements ci-après sur chaque combustible à faible intensité en carbone liquide d’une intensité en carbone donnée dont la production au Canada au cours de cette période de conformité donne lieu à l’inscription d’unités de conformité au compte de leur créateur enregistré :

a) son type;
b) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de chaque installation où il est produit;
c) son intensité en carbone et, le cas échéant, l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement figurant dans le rapport transmis au titre du paragraphe 121(1) du présent règlement pour la même période;
d) le cas échéant, l’intensité en carbone figurant dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre du paragraphe 123(1) du présent règlement pour la même période de conformité;
e) le type de charge d’alimentation utilisée pour produire le combustible;
f) la région où la charge d’alimentation a été extraite, récoltée ou produite;
g) la densité énergétique du combustible, prévue à la colonne 2 de l’annexe 2 ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, au choix du créateur enregistré, exprimée en mégajoules par mètre cube;
h) une mention indiquant si le combustible est un substitut de l’essence ou un substitut du diesel;
i) la quantité du combustible déterminée conformément au paragraphe 45(1) du présent règlement, exprimée en mètres cubes, qui est produite à partir de charges d’alimentation admissibles afin de créer des unités de conformité au cours de la même période et qui est utilisée au Canada;
j) la différence entre la quantité prévue à l’alinéa i) et la quantité figurant dans le rapport transmis au titre du paragraphe 121(1) du présent règlement pour la même période;
k) la quantité de combustible à faible intensité en carbone qui a été exportée ou vendue pour exportation au cours de la période visée par le rapport transmis au titre du paragraphe 121(1) du présent règlement;
l) le nombre total d’unités de conformité à inscrire à tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’article 28 du présent règlement et la description de la modification ou de l’erreur, le cas échéant, qui nécessite l’ajustement des unités de conformité;
m) le nombre total d’unités de conformité à annuler de tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’article 28 du présent règlement, et la description de la modification ou de l’erreur, le cas échéant, qui motive l’annulation;
n) le nombre d’unités de conformité cédées à chaque participant au titre du paragraphe 108(1) du présent règlement, le cas échéant.

3 Pour chaque période de trois mois de la période de conformité, les renseignements ci-après sur chaque combustible à faible intensité en carbone gazeux d’une intensité en carbone donnée visé aux articles 95 ou 100 du présent règlement dont la production au Canada au cours de la période de conformité donne lieu à l’inscription d’unités de conformité au compte de leur créateur enregistré :

a) son type;
b) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de chaque installation où il est produit;
c) le type de charge d’alimentation utilisée pour produire le combustible;
d) la région où la charge d’alimentation a été extraite, récoltée ou produite;
e) la densité énergétique du combustible, prévue à la colonne 2 de l’annexe 2 ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, ou mesurée conformément à l’article 162 du présent règlement, au choix du créateur enregistré, exprimée en mégajoules par mètre cube ou en mégajoules par kilogramme, selon le cas;
f) s’agissant du biogaz, du gaz naturel renouvelable, du propane renouvelable ou de l’hydrogène pour lesquels des unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles gazeux sont créées :
- (i) son intensité en carbone figurant dans le rapport transmis au titre du paragraphe 121(1) du présent règlement pour la même période et, le cas échéant, l’identifiant alphanumérique assigné à l’intensité en carbone aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement,
- (ii) le cas échéant, l’intensité en carbone figurant dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre du paragraphe 123(1) du présent règlement pour la même période de conformité,
- (iii) sa quantité déterminée conformément au paragraphe 45(1) du présent règlement, exprimée en mètres cubes ou en kilogrammes, selon le cas, produite à partir de charges d’alimentation admissibles afin de créer des unités de conformité au cours de la même période au titre du paragraphe 95(1) du présent règlement et utilisée au Canada,
- (iv) la différence entre la quantité prévue au sous-alinéa (iii) et la quantité figurant dans le rapport transmis au titre du paragraphe 121(1) du présent règlement pour la même période;
g) s’agissant du gaz naturel renouvelable ou du propane renouvelable pour lesquels des unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles liquides sont créées :
- (i) le nom du propriétaire ou de l’exploitant de chaque station de ravitaillement à laquelle il a été fourni,
- (ii) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de chaque station de ravitaillement à laquelle il a été fourni,
- (iii) son intensité en carbone figurant dans le rapport transmis au titre du paragraphe 121(1) du présent règlement pour la même période et, le cas échéant, l’identifiant alphanumérique assigné à l’intensité en carbone aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement,
- (iv) le cas échéant, l’intensité en carbone figurant dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre du paragraphe 123(1) du présent règlement pour la même période de conformité,
- (v) sa quantité déterminée conformément au paragraphe 45(1) du présent règlement, exprimée en mètres cubes, qui est produite à partir de charges d’alimentation admissibles afin de créer des unités de conformité au cours de la même période conformément à l’article 100 du présent règlement, et qui est fournie aux véhicules dans chaque station de ravitaillement,
- (vi) la différence entre la quantité prévue au sous-alinéa (v) et la quantité figurant dans le rapport trimestriel transmis au titre du paragraphe 121(1) du présent règlement pour la même période;
h) la quantité de combustible à faible intensité en carbone qui a été exportée ou vendue pour exportation au cours de la période visée par le rapport transmis au titre du paragraphe 121(1) du présent règlement;
i) dans le cas où la production du combustible a pour résultat la création d’unités de conformité au titre du paragraphe 95(1) du présent règlement :
- (i) le nombre total d’unités de conformité à inscrire à tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’alinéa 28b) du présent règlement et la description de la modification ou de l’erreur, le cas échéant, qui nécessite l’ajustement des unités de conformité,
- (ii) le nombre total d’unités de conformité à annuler de tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’alinéa 28b) du présent règlement, et la description de la modification ou de l’erreur, le cas échéant, qui motive l’annulation;
j) dans le cas où la production du combustible a pour résultat la création d’unités de conformité au titre du paragraphe 100(1) du présent règlement :
- (i) le nombre total d’unités de conformité à inscrire à tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’alinéa 28a) du présent règlement et la description de la modification ou de l’erreur, le cas échéant, qui motive l’inscription,
- (ii) le nombre total d’unités de conformité à annuler de tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’alinéa 28a) du présent règlement, et la description de la modification ou de l’erreur, le cas échéant, qui motive l’annulation;
k) le nombre d’unités de conformité cédées à chaque participant au titre du paragraphe 108(1) du présent règlement, le cas échéant, et le nom de chacun des participants à qui les unités de conformité ont été cédées.

4 Pour chaque période de trois mois de la période de conformité, les renseignements ci-après sur chaque combustible à faible intensité en carbone liquide d’une intensité en carbone donnée dont l’importation au Canada au cours de la période de conformité donne lieu à l’inscription d’unités de conformité au compte de leur créateur enregistré :

a) son type;
b) la province où il est importé;
c) le nom du fournisseur étranger qui en a fourni une quantité, ainsi que les coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, l’adresse municipale de chaque installation où il a été produit;
d) son intensité en carbone figurant dans le rapport transmis au titre du paragraphe 121(1) du présent règlement pour la même période et, le cas échéant, l’identifiant alphanumérique assigné à l’intensité en carbone aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement;
e) le cas échéant, l’intensité en carbone figurant dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre du paragraphe 123(1) du présent règlement pour la même période de conformité;
f) le type de charge d’alimentation utilisée pour produire le combustible;
g) la région où la charge d’alimentation a été extraite, récoltée ou produite;
h) la densité énergétique du combustible, prévue à la colonne 2 de l’annexe 2 ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, au choix du créateur enregistré, exprimée en mégajoules par mètre cube;
i) la quantité du combustible déterminée conformément au paragraphe 45(1) du présent règlement, exprimée en mètres cubes, qui est produite à partir de charges d’alimentation admissibles afin de créer des unités de conformité au cours de la même période et qui est importée et utilisée au Canada;
j) la différence entre la quantité prévue à l’alinéa i) et la quantité figurant dans le rapport transmis au titre du paragraphe 121(1) du présent règlement pour la même période;
k) la quantité du combustible qui a été exportée ou vendue pour exportation au cours de la période visée par le rapport transmis au titre du paragraphe 121(1) du présent règlement;
l) le nombre total d’unités de conformité à inscrire à tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’article 28 du présent règlement et la description de la modification ou de l’erreur, le cas échéant, qui nécessite l’ajustement des unités de conformité;
m) le nombre total d’unités de conformité à annuler de tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’article 28 du présent règlement et la description de la modification ou de l’erreur, le cas échéant, qui motive l’annulation;
n) le nombre d’unités de conformité cédées à chaque participant au titre du paragraphe 108(1) du présent règlement, le cas échéant.

5 Pour chaque période de trois mois de la période de conformité, les renseignements ci-après concernant chaque combustible à faible intensité en carbone gazeux d’une intensité en carbone donnée visé aux articles 95 ou 100 du présent règlement dont l’importation au Canada au cours de cette période de conformité donne lieu à l’inscription d’unités de conformité au compte de leur créateur enregistré :

a) son type;
b) la province où il est importé;
c) le nom du fournisseur étranger qui en a fourni une quantité, ainsi que les coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, l’adresse municipale de chaque installation où il a été produit;
d) le type de charge d’alimentation utilisée pour produire le combustible;
e) la région où la charge d’alimentation a été extraite, récoltée ou produite;
f) l’intensité en carbone du combustible figurant dans le rapport transmis au titre du paragraphe 121(1) du présent règlement pour la même période et dans tout rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre du paragraphe 123(1) du présent règlement ainsi que, le cas échéant, l’identifiant alphanumérique assigné à l’intensité en carbone aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement;
g) la densité énergétique du combustible, prévue à la colonne 2 de l’annexe 2 ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, ou mesurée conformément à l’article 162 du présent règlement, au choix du créateur enregistré, exprimée en mégajoules par mètre cube ou en mégajoules par kilogramme, selon le cas;
h) s’agissant du biogaz, du gaz naturel renouvelable, du propane renouvelable ou de l’hydrogène pour lesquels des unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles gazeux sont créées :
- (i) son intensité en carbone figurant dans le rapport transmis au titre du paragraphe 121(1) du présent règlement pour la même période et, le cas échéant, l’identifiant alphanumérique assigné à l’intensité en carbone aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement,
- (ii) le cas échéant, l’intensité en carbone figurant dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre du paragraphe 123(1) du présent règlement pour la même période de conformité,
- (iii) sa quantité déterminée conformément au paragraphe 45(1) du présent règlement, exprimée en mètres cubes ou en kilogrammes, selon le cas, qui est produite à partir de charges d’alimentation admissibles, qui est importée afin de créer des unités de conformité au cours de la même période au titre du paragraphe 95(1) du présent règlement et qui est utilisée au Canada,
- (iv) la différence entre la quantité prévue au sous-alinéa (iii) et la quantité figurant dans le rapport trimestriel sur la création d’unités de conformité transmis au titre du paragraphe 121(1) du présent règlement pour la même période;
i) s’agissant du gaz naturel renouvelable ou du propane renouvelable pour lesquels des unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles liquides sont créées :
- (i) le nom du propriétaire ou de l’exploitant de chaque station de ravitaillement à laquelle il a été fourni,
- (ii) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de chaque station de ravitaillement à laquelle il a été fourni,
- (iii) son intensité en carbone figurant dans le rapport transmis au titre du paragraphe 121(1) du présent règlement pour la même période et, le cas échéant, l’identifiant alphanumérique assigné à l’intensité en carbone aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement,
- (iv) le cas échéant, l’intensité en carbone figurant dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre du paragraphe 123(1) du présent règlement pour la même période de conformité,
- (v) sa quantité déterminée conformément au paragraphe 45(1) du présent règlement, exprimée en mètres cubes, qui est produite à partir de charges d’alimentation admissibles et importée afin de créer des unités de conformité au cours de la même période conformément à l’article 100 du présent règlement,
- (vi) la différence entre la quantité prévue au sous-alinéa (v) et la quantité figurant dans le rapport transmis au titre du paragraphe 121(1) du présent règlement pour la même période;
j) la quantité du combustible qui a été exportée ou vendue pour exportation au cours de la période visée par le rapport transmis au titre du paragraphe 121(1) du présent règlement;
k) dans le cas où l’importation du combustible a pour résultat la création d’unités de conformité au titre du paragraphe 95(1) du présent règlement :
- (i) le nombre total d’unités de conformité à inscrire à tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’alinéa 28b) du présent règlement et la description de la modification ou de l’erreur, le cas échéant, qui nécessite l’ajustement des unités de conformité,
- (ii) le nombre total d’unités de conformité à annuler de tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’alinéa 28b) du présent règlement et la description de la modification ou de l’erreur, le cas échéant, qui motive l’annulation;
l) dans le cas où l’importation du combustible a pour résultat la création d’unités de conformité au titre du paragraphe 100(1) du présent règlement :
- (i) le nombre total d’unités de conformité à inscrire à tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’alinéa 28a) du présent règlement et la description de la modification ou de l’erreur, le cas échéant, qui nécessite l’ajustement des unités de conformité,
- (ii) le nombre total d’unités de conformité à annuler de tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’alinéa 28a) du présent règlement et la description de la modification ou de l’erreur, le cas échéant, qui motive l’annulation;
m) le nombre d’unités de conformité cédées à chaque participant au titre du paragraphe 108(1) du présent règlement, le cas échéant.

6 Pour chaque combustible à faible intensité en carbone, autres que ceux visés aux articles 2 à 5, pour lequel des unités de conformité ont été créées :

a) la quantité exportée ou vendue pour exportation pendant la période visée par le rapport;
b) son intensité en carbone et, le cas échéant, l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement;
c) le nombre total d’unités de conformité à annuler de tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’article 28 du présent règlement.

7 Pour chaque période de trois mois de la période de conformité, les renseignements ci-après concernant chaque quantité d’électricité produite à partir du biogaz d’une intensité en carbone donnée et dont la production au Canada au cours de cette période de conformité donne lieu à l’inscription d’unités de conformité au compte de leur créateur enregistré :

a) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de chaque installation où le biogaz est produit;
b) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de chaque installation où l’électricité est produite;
c) l’intensité en carbone du biogaz figurant dans le rapport transmis au titre du paragraphe 121(1) du présent règlement pour la même période et, le cas échéant, l’identifiant alphanumérique assigné à l’intensité en carbone aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement;
d) le cas échéant, l’intensité en carbone figurant dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone pour le biogaz transmis au titre du paragraphe 123(1) du présent règlement pour la même période de conformité;
e) le type de charge d’alimentation utilisée pour produire le combustible;
f) la région où la charge d’alimentation a été extraite, récoltée ou produite;
g) l’intensité en carbone de l’électricité produite à partir du biogaz figurant dans le rapport trimestriel sur la création des unités de conformité transmis au titre du paragraphe 121(1) du présent règlement pour la même période;
h) l’intensité en carbone de l’électricité produite à partir du biogaz, déterminée conformément au paragraphe 96(2) du présent règlement;
i) la densité énergétique du biogaz, prévue à l’article 1 de l’annexe 2, dans la colonne 2, ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, ou mesurée conformément à l’article 162 du présent règlement, au choix du créateur enregistré, exprimée en mégajoules par mètre cube;
j) la quantité de biogaz, exprimée en mètres cubes et déterminée conformément au paragraphe 45(1) du présent règlement, qui est produite à partir de charges d’alimentation admissibles et utilisée dans un équipement de production d’électricité au Canada afin de créer des unités de conformité au cours de la même période;
k) la différence entre la quantité prévue à l’alinéa j) et celle figurant dans le rapport transmis au titre du paragraphe 121(1) du présent règlement pour la même période;
l) l’électricité totale produite par les équipements utilisant le biogaz à chaque installation au cours de la même période et utilisée dans le calcul de l’intensité en carbone de l’électricité;
m) la différence entre l’électricité totale prévue à l’alinéa l) et celle figurant dans le rapport trimestriel sur la création d’unités de conformité transmis au titre du paragraphe 121(1) du présent règlement pour la même période;
n) la quantité d’électricité produite à partir du biogaz à chaque installation et utilisée pour créer des unités de conformité au cours de la même période;
o) la différence entre la quantité d’électricité visée à l’alinéa n) et celle figurant dans le rapport trimestriel sur la création d’unités de conformité transmis au titre du paragraphe 121(1) du présent règlement pour la même période;
p) pour le biogaz utilisé pour produire de l’électricité, le nombre total d’unités de conformité à inscrire à tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’article 28 du présent règlement et la description de la modification ou de l’erreur, le cas échéant, qui nécessite l’ajustement des unités de conformité;
q) pour le biogaz utilisé pour produire de l’électricité, le nombre total d’unités de conformité à annuler de tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’article 28 du présent règlement et la description de la modification ou de l’erreur, le cas échéant, qui motive l’annulation.

8 Pour chaque combustible à faible intensité en carbone pour lequel le créateur enregistré a demandé la création d’unités de conformité conformément aux articles 88 et 89 du présent règlement :

a) son intensité en carbone et l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement;
b) dans le cas du combustible dont l’intensité en carbone a fait l’objet d’une demande d’approbation provisoire aux termes du paragraphe 91(1) du présent règlement :
- (i) son intensité en carbone approuvée temporairement au titre du paragraphe 91(4) du présent règlement et l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci aux termes du paragraphe 91(5) du présent règlement,
- (ii) la période au cours de laquelle l’intensité en carbone approuvée temporairement a été utilisée pour créer des unités de conformité,
- (iii) la quantité de combustible déterminée conformément au paragraphe 45(1) du présent règlement, exprimée en mètres cubes ou en kilogrammes, selon le cas, qui est produite à partir de charges d’alimentation admissibles et fournie pendant la période visée au sous-alinéa (ii),
- (iv) la densité énergétique du combustible prévue à la colonne 2 de l’annexe 2 ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, ou mesurée conformément à l’article 162 du présent règlement, au choix du créateur enregistré, exprimée en mégajoules par mètre cube ou en mégajoules par kilogramme, selon le cas,
- (v) le nombre d’unités de conformité à inscrire à tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’article 28 du présent règlement pour la période visée au sous-alinéa (ii),
- (vi) le nombre d’unités de conformité à annuler de tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’article 28 du présent règlement pour la période visée au sous-alinéa (ii);
c) dans le cas du combustible dont l’intensité en carbone utilisée pour créer les unités de conformité est visée à l’alinéa 75(1)a) du présent règlement :
- (i) son intensité en carbone,
- (ii) la période au cours de laquelle l’intensité en carbone a été utilisée pour créer des unités de conformité,
- (iii) la quantité de combustible déterminée conformément au paragraphe 45(1) du présent règlement, exprimée en mètres cubes ou en kilogrammes, selon le cas, qui est produite à partir de charges d’alimentation admissibles et fournie pendant la période visée au sous-alinéa (ii),
- (iv) la densité énergétique du combustible prévue à la colonne 2 de l’annexe 2 ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, ou mesurée conformément à l’article 162 du présent règlement, au choix du créateur enregistré, exprimée en mégajoules par mètre cube ou en mégajoules par kilogramme, selon le cas,
- (v) le nombre d’unités de conformité à inscrire à tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’article 28 du présent règlement pour la période visée au sous-alinéa (ii),
- (vi) le nombre d’unités de conformité à annuler de tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’article 28 du présent règlement pour la période visée au sous-alinéa (ii);
d) dans le cas du combustible dont l’intensité en carbone est déterminée conformément à l’alinéa 75(1)b) du présent règlement :
- (i) son intensité en carbone et l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement,
- (ii) la période au cours de laquelle l’intensité en carbone a été utilisée pour créer des unités de conformité,
- (iii) la quantité de combustible déterminée conformément au paragraphe 45(1) du présent règlement, exprimée en mètres cubes ou en kilogrammes, selon le cas, qui est produite à partir de charges d’alimentation admissibles et fournie pendant la période visée au sous-alinéa (ii),
- (iv) la densité énergétique du combustible prévue à la colonne 2 de l’annexe 2 ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, ou mesurée conformément à l’article 162 du présent règlement, au choix du créateur enregistré, exprimée en mégajoules par mètre cube ou en mégajoules par kilogramme, selon le cas,
- (v) le nombre d’unités de conformité à inscrire à tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’article 28 du présent règlement pour la période visée au sous-alinéa (ii),
- (vi) le nombre d’unités de conformité à annuler de tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’article 28 du présent règlement pour la période visée au sous-alinéa (ii).

9 Pour chaque combustible à faible intensité en carbone pour lequel le créateur enregistré a demandé la création d’unités de conformité après le 1^er juillet 2024 :

a) son intensité en carbone approuvée après le 1^er juillet 2024, et l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement;
b) le cas échéant, l’intensité en carbone figurant dans le rapport sur les filières d’intensité en carbone transmis au titre du paragraphe 123(1) du présent règlement pour la même période de conformité;
c) si l’intensité en carbone a été approuvée avant le 30 juin 2024, cette intensité en carbone et l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement ainsi que les renseignements suivants :
- (i) la période pendant laquelle l’intensité en carbone approuvée a été utilisée pour créer des unités de conformité,
- (ii) la quantité de combustible déterminée conformément au paragraphe 45(1) du présent règlement, exprimée en mètres cubes ou en kilogrammes, selon le cas, qui est produite à partir de charges d’alimentation admissibles et fournie pendant la période visée au sous-alinéa (i),
- (iii) la densité énergétique du combustible, prévue à la colonne 2 de l’annexe 2 ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, ou mesurée conformément à l’article 162 du présent règlement, au choix du créateur enregistré, exprimée en mégajoules par mètre cube;
d) dans le cas de l’intensité en carbone approuvée temporairement au titre du paragraphe 91(4) du présent règlement ou déterminée conformément à l’alinéa 75(1)b) du présent règlement et utilisée pour créer des unités de conformité avant le 30 juin 2024, cette intensité en carbone et l’identifiant alphanumérique assignée à celle-ci aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement, ainsi que les renseignements suivants :
- (i) la période pendant laquelle l’intensité en carbone a été utilisée pour créer des unités de conformité,
- (ii) la quantité de combustible déterminée conformément au paragraphe 45(1) du présent règlement, exprimée en mètres cubes ou en kilogrammes, selon le cas, qui est produite à partir de charges d’alimentation admissibles et fournie pendant la période visée au sous-alinéa (i),
- (iii) la densité énergétique du combustible, prévue à la colonne 2 de l’annexe 2 ou par les spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, ou mesurée conformément à l’article 162 du présent règlement, au choix du créateur enregistré, exprimée en mégajoules par mètre cube ou en mégajoules par kilogramme, selon le cas;
e) le nombre total d’unités de conformité à inscrire à tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’article 28 du présent règlement.

10 Les renseignements ci-après, pour toute modification ou erreur, autres que celles visées aux articles 2 à 9 :

a) sa nature;
b) la disposition de l’annexe 12 qui s’y rapporte;
c) le nombre total d’unités de conformité à inscrire à tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’article 28 du présent règlement;
d) le nombre total d’unités de conformité à annuler de tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’article 28 du présent règlement.

11 Le nombre total d’unités de conformité mentionnées aux articles 2 à 9, qui devraient être annulées de tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’article 28 du présent règlement.

12 Le nombre total d’unités de conformité mentionnées aux articles 2 à 9 qui devraient être créées et déposées dans tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’article 28 du présent règlement.

13 Le nombre total net d’unités de conformité dont l’ajustement est demandé dans tout compte du créateur enregistré ouvert au titre de l’article 28 du présent règlement.

ANNEXE 14

(alinéa 1(4)p) et paragraphe123(2))

Contenu du rapport sur les filières d’intensité en carbone

1 Les renseignements ci-après sur le créateur enregistré, le contributeur à l’intensité en carbone ou le fournisseur étranger :

a) ses nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique;
b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de son agent autorisé;
c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique d’une personne-ressource, sauf si cette personne est l’agent autorisé.

2 Dans le cas du combustible ou de l’apport matériel dont l’intensité en carbone approuvée est déterminée conformément à l’alinéa 75(1)b) ou aux articles 76 ou 77 du présent règlement :

a) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de l’installation de production où le combustible à faible intensité en carbone ou l’apport matériel a été produit;
b) le type de combustible à faible intensité en carbone ou d’apport matériel pour lequel la détermination a été effectuée;
c) si l’intensité en carbone a été déterminée conformément à l’alinéa 75(1)b) du présent règlement :
- (i) le type de charges d’alimentation utilisées pour produire le combustible ou l’apport matériel,
- (ii) le cas échéant, la région où chaque charge d’alimentation a été extraite, récoltée ou produite, selon le cas,
- (iii) l’intensité en carbone approuvée au titre du paragraphe 85(1) du présent règlement pour le combustible ou pour l’apport matériel et l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci,
- (iv) le type d’énergie thermique et la source d’électricité utilisés à l’installation de production,
- (v) si la demande d’approbation de l’intensité en carbone mentionne que la variable IC_p de la formule prévue à l’alinéa 75(1)b) du présent règlement est égale à 13 g/MJ, le pourcentage d’énergie thermique et d’électricité utilisée à l’installation de production qui provient de sources non fossiles, d’électricité dont l’intensité en carbone est inférieure à 100 g/MJ, d’hydrogène produit à partir de sources renouvelables, d’hydrogène produit à partir de gaz naturel avec captage et stockage du carbone ou une combinaison de ces sources, ainsi qu’une estimation de la quantité d’énergie thermique et d’électricité provenant de chacune de ces sources,
- (vi) si la demande d’approbation de l’intensité en carbone mentionne que la variable IC_td de la formule prévue à l’alinéa 75(1)b) du présent règlement est égale à 0 g/MJ, la distance entre le site d’extraction, de récolte ou de production de la charge d’alimentation et le lieu où est située l’installation de production où le combustible ou l’apport matériel est produit ainsi que la distance entre celle-ci et le lieu de distribution finale du combustible ou de l’apport matériel à l’utilisateur final;
d) si l’intensité en carbone approuvée a été déterminée conformément aux articles 76 ou 77 du présent règlement :
- (i) la copie de la filière provenant du modèle ACV des combustibles, y compris les données entrées dans le modèle et les résultats que le modèle a produits en utilisant des données d’entrée pour la période de conformité et celle qui précède,
- (ii) l’intensité en carbone déterminée pour le combustible ou pour l’apport matériel, arrondie au centième de gramme de CO₂e par mégajoule,
- (iii) le cas échéant, la valeur supplémentaire d’intensité carbone visée au paragraphe 80(2) du présent règlement pour le combustible ou l’apport matériel, selon le cas, qui a été ajoutée à l’intensité en carbone prévue au sous-alinéa (ii), ainsi que la somme de la valeur supplémentaire et de l’intensité en carbone, arrondie au centième de gramme de CO₂e par mégajoule,
- (iv) dans le cas d’une nouvelle filière, l’identifiant alphanumérique qui lui a été assigné aux termes du paragraphe 81(4) du présent règlement,
- (v) la description des sources des données et des méthodes utilisées pour déterminer et collecter les données qui sont entrées dans le classeur de données,
- (vi) une copie du classeur de données qui contient tous les calculs effectués sur les données, qui est conforme aux spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles et qui est utilisée pour déterminer les données saisies dans le modèle ACV des combustibles,
- (vii) toute pièce justificative requise conformément aux spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles,
- (viii) les renseignements mentionnés dans la méthode de quantification des réductions des émissions applicable établie au titre des paragraphes 31(1) ou 32(1) du présent règlement.

3 Dans le cas où l’intensité en carbone est déterminée conformément à l’article 78 du présent règlement :

a) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale du lieu où une station de ravitaillement a fourni le combustible;
b) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale du lieu, autre qu’une station de ravitaillement, où le propane, le propane renouvelable, le propane cotraité à faible intensité en carbone, le gaz naturel, le gaz naturel renouvelable ou l’hydrogène est comprimé ou liquéfié pour utilisation à la station de ravitaillement visée à l’alinéa a);
c) le cas échéant, le type de combustible fossile fourni à des véhicules par la station de ravitaillement visée à l’alinéa a);
d) le cas échéant, le type de combustible à faible intensité en carbone fourni à des véhicules par la station de ravitaillement visée à l’alinéa a);
e) la copie de la filière provenant du modèle ACV des combustibles, y compris les données entrées dans le modèle et les résultats que le modèle a produits en utilisant des données d’entrée pour la période de conformité et celle qui précède;
f) l’intensité en carbone du combustible déterminée au moyen du modèle ACV des combustibles, arrondie au centième de gramme de CO₂e par mégajoule;
g) le cas échéant, la valeur supplémentaire d’intensité carbone prévue au paragraphe 80(2) du présent règlement pour le combustible, qui a été ajoutée à l’intensité en carbone prévue à l’alinéa f), ainsi que la somme de la valeur supplémentaire et de l’intensité en carbone, arrondie au centième de gramme de CO₂e par mégajoule;
h) dans le cas d’une nouvelle filière, l’identifiant alphanumérique qui lui a été assigné aux termes du paragraphe 81(4) du présent règlement;
i) la description des sources des données et des méthodes utilisées pour déterminer et collecter les données qui sont entrées dans le classeur de données;
j) une copie du classeur de données qui contient tous les calculs effectués sur les données, qui est conforme aux spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles et qui est utilisée pour déterminer les données saisies dans le modèle ACV des combustibles;
k) toute pièce justificative requise conformément aux spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles;
l) les renseignements mentionnés dans la méthode de quantification des réductions des émissions applicable établie au titre des paragraphes 31(1) ou 32(1) du présent règlement.

4 Dans le cas où l’intensité en carbone est déterminée conformément à l’article 79 du présent règlement :

a) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de chaque installation ou de chaque lieu où sont situées une ou plusieurs bornes de recharge ou stations de ravitaillement auxquelles l’électricité a été fournie;
b) les coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, l’adresse municipale du site où l’électricité a été produite, si ce site est différent de l’installation ou du lieu visés à l’alinéa a);
c) la copie de la filière provenant du modèle ACV des combustibles, y compris les données entrées dans le modèle et les résultats que le modèle a produits en utilisant des données d’entrée pour la période de conformité et celle qui précède;
d) l’intensité en carbone déterminée pour l’électricité au moyen du modèle ACV des combustibles, arrondie au centième de gramme de CO₂e par mégajoule;
e) le cas échéant, la valeur supplémentaire d’intensité carbone prévue au paragraphe 80(2) du présent règlement pour l’électricité, qui a été ajoutée à l’intensité en carbone prévue à l’alinéa d), ainsi que la somme de la valeur supplémentaire et de l’intensité en carbone, arrondie au centième de gramme de CO₂e par mégajoule;
f) dans le cas d’une nouvelle filière, l’identifiant alphanumérique qui lui a été assigné aux termes du paragraphe 81(4) du présent règlement;
g) la description des sources des données et des méthodes utilisées pour déterminer et collecter les données qui sont entrées dans le classeur de données;
h) une copie du classeur de données, qui contient tous les calculs effectués sur les données, qui est conforme aux spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles et qui est utilisée pour déterminer les données saisies dans le modèle ACV des combustibles;
i) toute pièce justificative requise conformément aux spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles;
j) les renseignements mentionnés dans la méthode de quantification des réductions des émissions applicable établie au titre des paragraphes 31(1) ou 32(1) du présent règlement.

5 Si la détermination de l’intensité en carbone inclut l’intensité en carbone transférée d’un contributeur à l’intensité en carbone, d’un fournisseur étranger ou d’un créateur enregistré et qui a été approuvée au titre du paragraphe 85(1) du présent règlement, les renseignements suivants :

a) les nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique du contributeur à l’intensité en carbone, du fournisseur étranger ou du créateur enregistré;
b) le type de combustible à faible intensité en carbone, d’apport matériel ou de source d’énergie fournis par le contributeur à l’intensité en carbone, le fournisseur étranger ou le créateur enregistré;
c) l’intensité en carbone approuvée pour le combustible à faible intensité en carbone, l’apport matériel ou la source d’énergie visés à l’alinéa b) et l’identifiant alphanumérique unique assigné à cette intensité en carbone aux termes du paragraphe 85(2) du présent règlement.

6 Si l’intensité en carbone réelle précisée dans le rapport est différente de l’intensité en carbone approuvée au titre du paragraphe 85(1) du présent règlement, les raisons expliquant cette différence.

ANNEXE 15

(alinéa 1(4)q) et paragraphe 124(2))

Contenu du rapport sur le bilan matières

1 Les renseignements ci-après sur le créateur enregistré ou le fournisseur étranger :

a) ses nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique;
b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de son agent autorisé.

2 Une mention précisant si la charge d’alimentation utilisée pour produire le combustible à faible intensité en carbone est visée aux alinéas 46(1)b) ou c) du présent règlement.

3 Le type de charge d’alimentation utilisée pour produire le combustible à faible intensité en carbone afin de créer des unités de conformité par la réalisation d’un projet de réduction des émissions visé à l’alinéa 30d) du présent règlement ou au titre des articles 94 à 96, 99, 100 et 104 du présent règlement.

4 Le type de combustible à faible intensité en carbone produit.

5 L’identifiant alphanumérique assigné à l’intensité en carbone du combustible aux termes du paragraphe 72(2) du présent règlement, ou l’intensité en carbone par défaut prévue à l’alinéa 75(1)a) du présent règlement, selon le cas.

6 La densité énergétique du combustible à faible intensité en carbone, exprimée en mégajoules par mètre cube.

7 Pour chaque période prévue au paragraphe 45(3) du présent règlement, les renseignements suivants :

a) la quantité totale du combustible à faible intensité en carbone visé au paragraphe 45(1) du présent règlement;
b) la quantité de combustible à faible intensité en carbone produit en utilisant des charges d’alimentation admissibles ou importé au Canada, afin créer des unités de conformité, et qui est inférieure ou égale à la quantité visée au paragraphe 45(1) du présent règlement;
c) la quantité de charges d’alimentation admissibles utilisées pour produire le combustible à faible intensité en carbone visé au paragraphe 45(1) du présent règlement, exprimée en kilogrammes ou en mètres cubes, selon le cas;
d) la quantité de charges d’alimentation — autre que la quantité de charges d’alimentation admissibles — qui a été utilisée pour produire le combustible à faible intensité en carbone visé au paragraphe 45(1) du présent règlement, exprimée en kilogrammes ou en mètres cubes, selon le cas;
e) la quantité de charges d’alimentation admissibles visées au paragraphe 47(2) du présent règlement, utilisée pour produire le combustible à faible intensité en carbone dans chacune des installations au début de la période, exprimée en kilogrammes ou en mètres cubes, selon le cas;
f) la quantité de charges d’alimentation admissibles visée au paragraphe 47(2) du présent règlement, utilisée pour produire le combustible à faible intensité en carbone et apportée à l’installation pendant la période, exprimée en kilogrammes ou en mètres cubes, selon le cas.

8 S’agissant de combustible à faible intensité en carbone fourni par le fournisseur étranger et importé au Canada :

a) les nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de chaque personne qui importe le combustible au Canada;
b) l’identifiant unique de chaque déclaration visée au paragraphe 58(3) du présent règlement utilisé dans la comptabilité interne du fournisseur étranger et fourni par ce dernier à la personne qui importe le combustible au Canada;
c) la quantité de combustible produite à partir des charges d’alimentation admissibles et fournie à la personne qui importe le combustible au Canada afin de créer des unités de conformité, exprimée en kilogrammes ou en mètres cubes, selon le cas.

ANNEXE 16

(paragraphe 125(2))

Contenu du rapport sur les revenus des unités de conformité

1 Les renseignements ci-après sur le créateur enregistré :

a) ses nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique;
b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de son agent autorisé;
c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique d’une personne-ressource, sauf si cette personne est l’agent autorisé.

2 Le nombre d’unités de conformité cédées par le créateur enregistré au cours de la période de conformité visée à l’alinéa 125(1)a) du présent règlement.

3 Les revenus totaux tirés de la cession des unités visées à l’article 2.

4 La somme utilisée par le créateur enregistré au soutien des activités ci-après au cours de chacune des périodes de conformité visées à l’alinéa 125(1)b) du présent règlement :

a) l’expansion des infrastructures de recharge des véhicules électriques — notamment les bornes de recharge et les infrastructures de distribution d’électricité permettant la recharge de véhicules électriques — destinées principalement à être utilisées par les occupants d’un logement privé ou par le public;
b) la réduction des coûts de propriété des véhicules électriques par des incitatifs financiers à l’achat ou à l’utilisation de tels véhicules.

5 La description de chaque activité menée par le créateur enregistré visée à l’article 4.

6 Pour chaque période de conformité visée à l’alinéa 125(1)b) du présent règlement, le montant des revenus tirés des cessions d’unités de conformité qui doit être utilisé conformément au paragraphe 103(1) du présent règlement et qui n’a pas été déjà utilisé.

7 Le cas échéant, le montant des revenus tirés des cessions des unités de conformité au cours de chacune des périodes de conformité précédant celle visée à l’article 6 qui n’a pas été déjà utilisé.

ANNEXE 17

(paragraphe 126(2))

Contenu du rapport sur le solde des unités de conformité

1 Les renseignements ci-après sur le créateur enregistré ou le fournisseur principal :

a) ses nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique;
b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de son agent autorisé;
c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique d’une personne-ressource, sauf si cette personne est l’agent autorisé.

2 Les renseignements ci-après sur chaque type d’unités de conformité prévu au paragraphe 106(3) du présent règlement :

a) le nombre de ces unités de conformité que le créateur enregistré a créées comme unités de conformité provisoires pendant la période de conformité;
b) le nombre de ces unités de conformité que le créateur enregistré ou le fournisseur principal a cédées conformément au paragraphe 106(5) du présent règlement pendant la période de conformité;
c) le nombre de ces unités de conformité qui ont été inscrites aux comptes du créateur enregistré ou du fournisseur principal conformément au paragraphe 106(5) du présent règlement pendant la période de conformité;
d) le nombre de ces unités de conformité qui ont été retirées du compte du créateur enregistré en application du paragraphe 108(1) du présent règlement pendant la période de conformité;
e) le nombre de ces unités de conformité qui ont été inscrites aux comptes du créateur enregistré ou du fournisseur principal en application du paragraphe 108(1) du présent règlement pendant la période de conformité;
f) le nombre de ces unités de conformité que le créateur enregistré ou le fournisseur principal a cédées conformément à l’article 109 du présent règlement pendant la période de conformité;
g) le nombre de ces unités de conformité créées comme unités de conformité provisoires pendant la période de conformité ou toute période de conformité antérieure et qui étaient inscrites au compte du créateur enregistré ou du fournisseur principal le 31 juillet suivant la fin de la période de conformité en cause;
h) le nombre de ces unités de conformité que le créateur enregistré ou le fournisseur principal s’engage à offrir en cession sur le marché de compensation des unités de conformité conformément au paragraphe 110(1) du présent règlement;
i) le nombre de ces unités de conformité que le créateur enregistré ou le fournisseur principal a cédées pendant la période de conformité précédant la période de conformité en cause, conformément au paragraphe 112(1) du présent règlement.

ANNEXE 18

(paragraphe 127(2) et alinéa 158(5)b))

Contenu du rapport de conformité

1 Les renseignements ci-après sur le fournisseur principal :

a) ses nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique;
b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de son agent autorisé;
c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique d’une personne-ressource, sauf si cette personne est l’agent autorisé.

2 Les renseignements ci-après concernant chaque combustible visé aux alinéas 8(1)a) ou b) du présent règlement :

a) son type;
b) s’il est produit au Canada :
- (i) les nom, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de chaque installation où il a été produit,
- (ii) la quantité de combustible, autre que celui mentionné aux alinéas 4(2)a) à d) du présent règlement, qui est produite à chaque installation visée au sous-alinéa (i), exprimée en mètres cubes;
c) s’il est importé au Canada :
- (i) la quantité de combustible, autre que celui mentionné aux alinéas 4(2)a) à d) du présent règlement, qui est importée dans chaque province, exprimée en mètres cubes, et le point d’entrée dans la province,
- (ii) la méthode utilisée pour son transport,
- (iii) le cas échéant, les composants du mélange dont il fait partie et la proportion de combustible fossile dans le mélange;
d) s’agissant d’essence, le volume visé au paragraphe 6(2) du présent règlement;
e) s’agissant de diesel, le volume visé au paragraphe 7(2) du présent règlement;
f) pour chaque installation de production de combustibles du fournisseur principal visée au sous-alinéa b)(i), la quantité de chaque combustible prévu aux alinéas 8(2)a) à e) du présent règlement produit à l’installation et que le fournisseur principal soustrait de son stock, exprimée en mètres cubes;
g) pour chaque province, la quantité de chaque combustible prévu aux alinéas 8(2)a) à e) du présent règlement qui est importé par le fournisseur principal et que celui-ci soustrait de son stock, exprimée en mètres cubes;
h) le volume de chaque combustible qui est assujetti aux exigences volumétriques prévues aux paragraphes 6(1) ou 7(1) du présent règlement;
i) le volume de chaque combustible assujetti à l’exigence de réduction;
j) l’exigence de réduction du fournisseur principal à l’égard du combustible;
k) l’exigence de réduction totale du fournisseur principal.

3 La quantité de chaque combustible mentionné aux alinéas 4(2)a) à d) du présent règlement qui est produit ou importé au Canada par le fournisseur principal, exprimée en mètres cubes.

4 Si le fournisseur principal a contribué à un programme enregistré de financement des réductions des émissions conformément à l’alinéa 118(1)a) du présent règlement :

a) le nom du programme;
b) le montant de la contribution;
c) le nombre d’unités de conformité créées par la contribution;
d) le reçu prévu au paragraphe 118(2) du présent règlement.

5 Les renseignements ci-après concernant les unités de conformité que le fournisseur principal utilisera pour satisfaire à l’exigence de réduction et aux exigences volumétriques prévues aux paragraphes 6(1) ou 7(1) du présent règlement à l’égard de son stock d’essence ou de diesel, conformément aux articles 11 et 12 du présent règlement :

a) le nombre d’unités de conformité prévu à l’alinéa 4c) de la présente annexe qu’il utilisera pour satisfaire à l’exigence de réduction;
b) le nombre d’unités de conformité de chacun des types prévus au paragraphe 106(3) du présent règlement qu’il utilisera pour satisfaire à l’exigence de réduction et aux exigences volumétriques prévues aux paragraphes 6(1) ou 7(1) du présent règlement;
c) le nombre d’unités de conformité de chacun des types prévus au paragraphe 106(3) du présent règlement qui ont été créées pour le substitut de l’essence et, pour chacune de ces unités, le volume du combustible qui lui est associé, ainsi que l’intensité en carbone du combustible et l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci;
d) le nombre d’unités de conformité de chacun des types prévus au paragraphe 106(3) du présent règlement qui ont été créées pour du substitut du diesel et, pour chacune de ces unités, le volume du combustible qui lui est associé, ainsi que l’intensité en carbone du combustible et l’identifiant alphanumérique assigné celle-ci;
e) le nombre total des unités de conformité provenant de chaque compte du fournisseur principal que celui-ci utilisera pour satisfaire à l’exigence de réduction.

6 Si le fournisseur principal a reporté la satisfaction des exigences de réduction à l’égard de l’essence ou du diesel conformément au paragraphe 16(1) du présent règlement pour une des cinq périodes de conformité qui précèdent immédiatement celle visée par le rapport, les renseignements suivants :

a) le nombre d’unités de conformité que le fournisseur principal doit utiliser conformément au paragraphe 18(1) du présent règlement pour satisfaire à la partie reportée des exigences de réduction conformément au paragraphe 16(3) du présent règlement;
b) le nombre d’unités de conformité de chacun des types prévus au paragraphe 106(3) du présent règlement que le fournisseur principal doit utiliser conformément au paragraphe 18(1) du présent règlement;
c) le nombre d’unités de conformité prévu à l’alinéa 4c) de la présente annexe que le fournisseur principal doit utiliser pour réduire la partie reportée des exigences de réduction.

7 Sauf si ce renseignement est fourni par le fournisseur principal dans le rapport qu’il transmet au titre des articles 120 ou 122 du présent règlement, la quantité et l’intensité en carbone de chaque combustible à faible intensité en carbone gazeux ou liquide qui est produit ou importé au Canada pour créer des unités de conformité, qui a été utilisé pour créer des unités de conformité, et qui, selon le cas :

a) est exporté ou vendu pour exportation par le fournisseur principal au cours de la période de conformité;
b) est acheté par le fournisseur principal conformément à l’article 108 du présent règlement et pendant la période de conformité, est exporté ou vendu pour exportation par une personne, autre qu’un fournisseur principal ou un créateur enregistré.

8 Pour chaque combustible à faible intensité en carbone visé à l’article 7 de la présente annexe, le nombre d’unités de conformité qui doivent être annulées et les comptes où elles sont inscrites.

ANNEXE 19

(paragraphe 128(2))

Contenu du rapport de conformité complémentaire

1 Les renseignements ci-après sur le fournisseur principal :

a) ses nom, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique;
b) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique de son agent autorisé;
c) les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, adresse électronique d’une personne-ressource, sauf si cette personne est l’agent autorisé.

2 Si le fournisseur principal ne satisfait pas à l’exigence de réduction pour l’essence ou le diesel pour une période de conformité le 31 juillet qui suit l’expiration de la période de conformité, les renseignements suivants :

a) la valeur de l’exigence de réduction qui n’a pas été remplie pour l’essence ou le diesel, exprimée en tonnes métriques de CO₂e;
b) la valeur de l’exigence volumétrique qui n’a pas été remplie, déterminée au titre du paragraphe 6(1) du présent règlement, dans le cas de l’essence, et au titre du paragraphe 7(1) du présent règlement, dans le cas du diesel, exprimée en mètres cubes.

3 Le nombre d’unités de conformité de chacun des types prévus au paragraphe 106(3) du présent règlement qui ont été cédées au fournisseur principal sur le marché de compensation des unités de conformité conformément à l’article 112 du présent règlement.

4 Le nombre d’unités de conformité visées à l’article 3 qui ont été créées pour un substitut de l’essence ou un substitut du diesel et, pour chacune de ces unités, le volume du combustible qui lui est associé, ainsi que l’intensité en carbone du combustible et l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci.

5 Si le fournisseur principal a contribué à un programme enregistré de financement des réductions des émissions conformément à l’alinéa 118(1)b) du présent règlement :

a) le nom du programme;
b) le montant de la contribution;
c) le nombre d’unités de conformité créées par la contribution;
d) le reçu prévu au paragraphe 118(2) du présent règlement.

6 Si le fournisseur principal reportera la satisfaction des exigences de réduction à l’égard de l’essence ou du diesel pour la période de conformité en cause conformément au paragraphe 16(1) du présent règlement, la valeur de l’exigence de réduction qui a été reportée et les types de combustibles visés par le report.

7 Si le fournisseur principal a reporté la satisfaction aux exigences de réduction à l’égard de l’essence ou du diesel pour une des cinq périodes de conformité qui précèdent immédiatement celle visée par le rapport conformément au paragraphe 16(1) du présent règlement, les renseignements suivants :

a) le nombre d’unités de conformité que le fournisseur principal doit utiliser conformément au paragraphe 18(1) du présent règlement pour satisfaire à la partie reportée des exigences de réduction pour chaque période de conformité précédente conformément au paragraphe 16(3) du présent règlement;
b) le nombre d’unités de conformité de chacun des types prévus au paragraphe 106(3) du présent règlement que le fournisseur principal doit utiliser conformément au paragraphe 18(1) du présent règlement;
c) le nombre d’unités de conformité prévu à l’alinéa 5c) que le fournisseur principal doit utiliser pour réduire la partie reportée des exigences de réduction.

ANNEXE 20

(article 133)

Contenu du rapport de vérification

1 L’énoncé de vérification qui comporte les renseignements suivants :

a) concernant la demande ou le rapport faisant l’objet de la vérification :
- (i) le nom de la demande ou du rapport,
- (ii) la date de la demande et la période de conformité visée par le rapport,
- (iii) un résumé de la demande ou du rapport,
- (iv) le nom de la personne qui présente la demande ou qui transmet le rapport, et celui de toute installation visée par la demande ou le rapport,
- (v) le nom de tout individu responsable de la préparation ou de la transmission de la demande ou du rapport;
b) concernant les activités de vérification :
- (i) les déclarations de l’organisme de vérification sur ses responsabilités et le fondement de son avis,
- (ii) la description des seuils d’importance significative utilisés par l’organisme de vérification,
- (iii) la déclaration de l’organisme de vérification portant que l’équipe de vérification, l’examinateur indépendant et tous les vérificateurs auxquels des activités de vérification ont été externalisées sont indépendants de la personne qui présente la demande ou qui transmet le rapport et des employés de l’administration publique fédérale qui appliquent ou mettent en œuvre le présent règlement ou qui mènent toute activité en lien avec celui-ci,
- (iv) la déclaration de l’organisme de vérification portant qu’il a effectué la vérification de la demande ou du rapport conformément à la norme ISO 14064-3:2019 et une mention indiquant les exigences du présent règlement ayant été vérifiées conformément aux normes canadiennes d’audit ou à la norme ISO 14044, le cas échéant,
- (v) la description des activités menées dans le cadre de la vérification, notamment les lieux où les visites de site visées à l’article 152 du présent règlement ont été effectuées, le numéro d’identification pour l’Inventaire national des rejets de polluants attribué, le cas échéant, pour l’application de l’article 48 de la Loi aux lieux visités et, dans le cas des installations de production, la date de la dernière visite de site à l’installation,
- (vi) pour chaque membre de l’équipe de vérification, le nom, la fonction occupée pendant les activités de vérification et une mention précisant s’il s’agit d’un employé de l’organisme de vérification, d’un sous-traitant ou d’une personne à qui des activités de vérification ont été externalisées,
- (vii) le nom de la personne ayant agi comme examinateur indépendant dans le cadre de la vérification, conformément à l’article 139 du présent règlement,
- (viii) pour chaque vérification externalisée, la portée de la vérification, notamment les éventuelles lacunes dans le cycle de vie et le pourcentage de la vérification qui est externalisé;
c) concernant la conclusion de la vérification de la demande ou du rapport :
- (i) l’avis rendu par l’organisme de vérification — y compris le niveau d’assurance appliqué et les critères utilisés — conformément aux alinéas 154a), b) ou c) du présent règlement ou la décision selon laquelle il est impossible de rendre un avis prise par l’organisme de vérification conformément à l’alinéa 154d) du présent règlement, selon le cas,
- (ii) dans le cas où la vérification a pour résultat un avis avec réserve conformément à l’alinéa 154b) du présent règlement, la description des réserves et des limites, ainsi que de leurs effets possibles sur la demande ou le rapport;
d) l’adresse des bureaux du ministère de l’Environnement à laquelle le rapport de vérification est transmis, ainsi que les nom et titre du destinataire;
e) la signature et l’emplacement de l’organisme de vérification, ainsi que la date de l’avis ou de la décision selon laquelle il est impossible de rendre un avis, selon le cas.

2 Tout autre renseignement que l’organisme de vérification estime pertinent pour la vérification.

ANNEXE 21

(paragraphe 136(2))

Contenu du plan de surveillance

1 La liste des autres mécanismes d’échange d’unités auxquels le participant participe et la liste des autres programmes d’audit par un tiers auxquels il se conforme.

2 La description des opérations à vérifier, notamment la description de ce qui suit :

a) les activités et les processus en cause;
b) les limites géographiques à l’intérieur desquelles les opérations sont menées;
c) les technologies, les installations et les infrastructures utilisées pour mener les opérations.

3 Le schéma fonctionnel simplifié des opérations qui contient les éléments suivants :

a) les charges d’alimentation et les combustibles ou les sources d’énergie thermique ou d’électricité utilisées pendant les opérations;
b) les produits intermédiaires et finaux que les opérations produisent;
c) l’équipement mécanique utilisé pour mener les opérations;
d) les instruments de contrôle des processus utilisés pour contrôler les opérations, notamment les capteurs et les dispositifs de mesure;
e) les emplacements d’échantillonnage utilisés afin de surveiller les opérations;
f) la désignation de chaque élément du schéma fonctionnel.

4 La description de chaque source des données sur lesquelles la demande ou le rapport à vérifier est fondé, notamment, le cas échéant :

a) son exactitude;
b) ses caractéristiques d’échantillonnage;
c) la fréquence des collectes de données.

5 La description du système de gestion des données utilisé pour gérer les données sur lesquelles la demande ou le rapport à vérifier est fondé, notamment :

a) les procédures et les politiques qui assurent la qualité des données, notamment en ce qui concerne :
- (i) la collecte et la mesure des données,
- (ii) les méthodes de quantification des réductions des émissions utilisées,
- (iii) la transmission de rapports,
- (iv) l’entretien, l’inspection et la réparation des systèmes de surveillance en continu, des débitmètres, des instruments de laboratoire et des autres instruments utilisés pour recueillir les renseignements, y compris les procédures de report de leur entretien et de leur inspection,
- (v) les dispositifs d’urgence à activer en cas de défaillance d’un instrument de mesure ou d’une composante d’un système de surveillance en continu,
- (vi) la tenue des registres, notamment celle du journal des réparations, des étalonnages et des remplacements des instruments de mesure et de laboratoire,
- (vii) la formation du personnel clé responsable de la gestion des données,
- (viii) la fréquence d’échantillonnage,
- (ix) les procédures de laboratoire et les méthodes d’analyse,
- (x) le programme de contrôle de la qualité que les laboratoires utilisent;
b) les rôles et les responsabilités du personnel à l’égard du système de gestion des données;
c) la conception, notamment de l’infrastructure et des applications des technologies de l’information utilisées pour gérer les données;
d) les contrôles du système de gestion des données, notamment l’emplacement, le but, la fréquence et le type de contrôle;
e) les procédures relatives aux données manquantes;
f) les procédures relatives aux données qui ne sont pas représentatives, notamment les données obtenues lors d’arrêt d’une installation ou de situation d’urgence;
g) les sous-traitants ou les logiciels utilisés pour gérer les données;
h) les méthodes de sécurité utilisées pour assurer l’intégrité des données;
l) les procédures de sauvegarde des données.

6 Les renseignements ci-après relativement à chaque instrument de mesure utilisé pour mesurer les données sur lesquelles la demande ou le rapport à vérifier est fondé :

a) sa description;
b) sa marque, son modèle et son numéro de série;
c) son emplacement, la méthode d’installation utilisée et la date approximative de son installation;
d) ses caractéristiques de mesurage, notamment les unités de mesure, l’exactitude et les limites de détection inférieures;
e) son entretien, notamment la méthode et la fréquence des étalonnages;
f) tout report de son étalonnage et tout document en lien avec le report;
g) sa fréquence de prise de mesures.

7 Les renseignements sur les calculs et l’utilisation des données sur lesquels la demande ou le rapport à vérifier est fondé, notamment :

a) les équations utilisées aux fins suivantes :
- (i) le calcul des flux en unités de mesure de masse, de volume ou d’énergie,
- (ii) la conversion des unités,
- (iii) l’estimation des paramètres non mesurés,
- (iv) le regroupement des données,
- (v) l’estimation, l’interpolation ou l’extrapolation des données;
b) les logiciels utilisés pour traiter les données;
c) les méthodes statistiques ou techniques appliquées afin de transformer les données, le cas échéant.

8 Dans le cas où la vérification vise la demande faite au titre de l’article 80 du présent règlement ou le rapport prévu à l’article 123 du présent règlement :

a) l’explication des processus et des méthodes suivis pour la collecte des données figurant dans la demande ou dans le rapport, ainsi que tout document à l’appui;
b) la description des mesures prises et des calculs effectués pour regrouper les données;
c) la méthode suivie pour l’attribution des volumes de combustible, de source d’électricité ou d’apport matériel à chaque valeur d’intensité en carbone;
d) la méthode suivie pour la surveillance et le calcul de la distance moyenne pondérée de chaque moyen de transport du combustible, de la source d’électricité ou de l’apport matériel, ainsi que tout document à l’appui.

9 Une explication du processus et de la méthode utilisés pour calculer la quantité maximale du combustible à faible intensité en carbone visé au paragraphe 45(1) du présent règlement, accompagnée des documents et des données à l’appui.

10 Dans le cas où la vérification vise le rapport sur la création d’unités de conformité transmis au titre de l’article 120 du présent règlement, le rapport d’ajustement des unités de conformité transmis au titre de l’article 122 du présent règlement ou le rapport de conformité transmis au titre de l’article 127 du présent règlement, la mention des documents relatifs à la quantité de tout combustible ou source d’énergie produits et à la vente, à l’achat ou au transport de tout combustible ou source d’énergie.

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

(Le présent résumé ne fait pas partie du Règlement.)

Résumé

Enjeux : Les gaz à effet de serre (GES) sont les principaux responsables des changements climatiques. Les plus grandes sources d’émissions de GES au Canada proviennent de l’extraction, du traitement et de la combustion des combustibles fossiles. Afin d’atteindre l’objectif de réduction des émissions de GES du Canada en vertu de l’Accord de Paris, et atteindre la cible de zéro émission nette d’ici 2050, un certain nombre de mesures de réductions d’émissions de GES ont été mises en œuvre. Bien que ces mesures rapprochent le Canada de la réalisation de ses objectifs climatiques, d’autres mesures sont nécessaires.

Description : Le Règlement sur les combustibles propres (le règlement) exige que les fournisseurs principaux d’essence et de diesel (soit, les producteurs et les importateurs) réduisent l’intensité en carbone (IC) de l’essence et du diesel qu’ils produisent et importent au Canada de 3,5 grammes d’équivalent de dioxyde de carbone par mégajoule (g éq. CO₂/MJ) en 2023, par rapport aux niveaux d’IC de 2016, et que cette réduction atteigne 14 g éq. CO₂/MJ en 2030. Le règlement établit également un marché d’unités de conformité dans le cadre duquel l’exigence annuelle de réduction de l’IC serait respectée au moyen de trois catégories principales de mesures créatrices d’unités de conformité : (1) mesures qui réduisent l’IC du combustible fossile le long de son cycle de vie, (2) fourniture de combustibles à faible IC, (3) fourniture de combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe. Des parties autres que les fournisseurs principaux de combustible fossile pourraient participer au marché d’unités de conformité à titre de créateurs volontaires d’unités en réalisant certaines mesures (par exemple les producteurs et importateurs de combustibles à faible IC). De plus, le règlement conserve les exigences volumétriques minimales qui sont actuellement énoncées dans le Règlement sur les carburants renouvelables (RCR) fédéral (soit une teneur minimale de 5 % de combustible à faible IC dans l’essence et de 2 % dans le carburant diesel et le mazout léger). Le RCR sera abrogé.

Élaboration de la réglementation : Les exigences annuelles de réduction de l’IC sont le fruit de vastes consultations auprès des intervenants et des associations de l’industrie (dont le secteur gazier et pétrolier, les secteurs de l’énergie à faible IC et les secteurs industriels qui utilisent des combustibles liquides), des organisations non gouvernementales environnementales (ONGE), des représentants des gouvernements provinciaux et territoriaux, des associations représentant les peuples autochtones, des administrateurs de règlements similaires dans d’autres juridictions et des universitaires. Les ONGE et les intervenants des secteurs de l’énergie à faible IC appuient le règlement, tandis que certains gouvernements provinciaux et certains intervenants du secteur gazier et pétrolier ont soulevé des préoccupations au sujet du coût lié à la conformité. Depuis que le règlement a été présenté pour la première fois dans un document de travail au mois de février 2017, le Ministère a apporté plusieurs modifications à la conception du règlement en réponse aux commentaires des intervenants.

Le règlement se veut un outil stratégique souple, fondé sur le rendement, qui réduit l’IC des combustibles fossiles liquides fournis au Canada. À ce titre, il fait plus qu’intégrer le RCR fédéral; il l’améliore. Il sera également complémentaire à la tarification de la pollution par le carbone, car il fournirait une mesure incitative supplémentaire pour réduire les émissions de GES en réduisant l’IC des combustibles liquides, qui sont principalement utilisés dans le secteur des transports, une source majeure des émissions de GES au Canada.

Énoncé des coûts et des avantages : Entre 2022 et 2040, les réductions cumulatives d’émissions de GES attribuables au règlement sont estimées être de 151 à 267 mégatonnes d’équivalent de dioxyde de carbone (Mt éq. CO₂), l’estimation centrale étant d’environ 204 Mt éq. CO₂. Pour réaliser ces réductions, la modélisation réalisée pour cette analyse estime que le règlement pourrait entraîner un coût pour la société compris entre 22,6 et 46,0 milliards de dollars, l’estimation centrale étant de 30,7 milliards de dollars. Par conséquent, les réductions d’émissions de GES seraient réalisées à un coût par tonne pour la société compris entre 111 $ et 186 $, l’estimation centrale étant de 151 $. Pour évaluer les résultats, une analyse du seuil de rentabilité a été effectuée; on y compare le coût par tonne du règlement pour la société à la valeur ministérielle du coût social du carbone (CSC) publié en 2016, et à des estimations de la valeur du CSC publiées plus récemment dans les articles universitaires. Étant donné qu’il existe une gamme d’estimations récentes du CSC accessibles au public, et que ces estimations sont largement plus élevées que l’estimation du coût par tonne du règlement pour la société, le Ministère en conclut qu’il est plausible que les avantages monétaires du règlement excèdent son coût.

Le règlement fera augmenter les coûts de production des fournisseurs principaux, ce qui ferait augmenter les prix pour les consommateurs de combustibles liquides (c’est-à-dire les ménages et l’industrie). De plus, les revenus générés par la création d’unités de conformité feraient diminuer les coûts de production des fournisseurs d’énergie à faible IC, ce qui rendrait les sources d’énergie à faible IC (comme les biocarburants et l’électricité) relativement moins coûteuses, en comparaison. Ces effets de prix entraîneraient une réduction de la demande de combustibles fossiles et une augmentation de la demande de sources d’énergie à plus faible IC, et réduiraient ainsi les émissions de GES au niveau national. Une analyse macro-économique a été effectuée pour évaluer l’impact direct du règlement ainsi que l’effet de la variation des prix relatifs sur l’activité économique canadienne et les émissions de GES. Lorsqu’on tient compte de ces effets, il est estimé que le règlement entraînera une baisse du PIB du Canada d’au plus 9,0 milliards de dollars (ou d’au plus 0,3 % du PIB du Canada) de même qu’une réduction d’au plus 26,6 Mt d’émissions de GES en 2030, en utilisant un scénario de limite supérieure où toutes les unités de conformité sont vendues au coût marginal par unité.

Le règlement fonctionnera en conjonction avec d’autres politiques fédérales, provinciales et territoriales sur les changements climatiques pour créer un incitatif aux entreprises à investir dans des technologies et des combustibles novateurs en établissant des cibles de réduction à long terme, strictes et prévisibles. Le large éventail de stratégies de conformité autorisées en vertu du règlement donnera également aux fournisseurs de combustibles fossiles la flexibilité de choisir les mesures de conformité les moins coûteuses disponibles. Si le règlement entraîne plus d’innovation à long terme et d’économies d’échelle que ce qui est prévu dans les estimations présentées dans cette analyse, le règlement pourrait entraîner des réductions plus importantes et une baisse des coûts, en particulier sur une période plus longue.

Règle du « un pour un » : Le règlement entraînera une augmentation nette de la valeur actualisée des coûts administratifs d’environ 228 000 $ pour les producteurs et les importateurs de combustible fossile. La valeur actualisée des coûts nets administratifs pour les producteurs et les importateurs de combustibles renouvelables est estimée à 846 000 $. La valeur actualisée des coûts nets administratifs pour tous les autres créateurs volontaires d’unités de conformité est estimée à 459 000 $. Dans l’ensemble, l’augmentation nette des coûts totaux administratifs est estimée à 1,5 million de dollars pour tous les intervenants. Le règlement sera considéré comme un « AJOUT » selon la règle du « un pour un » du gouvernement du Canada.

Lentille des petites entreprises : La lentille des petites entreprises ne s’applique pas au règlement, puisqu’aucun des participants n’est considéré faire partie de la catégorie des petites entreprises.

Enjeux

Les gaz à effet de serre (GES) sont les principaux responsables des changements climatiques. Les plus grandes sources d’émissions de GES au Canada proviennent de l’extraction, du traitement et de la combustion de combustibles fossiles. Les émissions de GES provenant du secteur pétrolier et gazier et du secteur du transport sont responsables respectivement de 26 % et 25 % des émissions de GES totales au Canada^{référence 3}. Afin d’atteindre la cible actuelle d’émissions GES du Canada en vertu de l’Accord de Paris qui est de réduire les émissions de GES de 40-45 % sous les niveaux de 2005 d’ici 2030 et pour atteindre la cible de zéro émission nette d’ici 2050, plusieurs mesures de réduction d’émissions de GES ont déjà été mises en œuvre^{référence 4}. Cependant, il est nécessaire de prendre encore d’autres mesures pour réussir à atteindre les objectifs de réduction des émissions de GES du Canada. Tout particulièrement, sans mesure supplémentaire, les émissions provenant du secteur pétrolier et gazier et du secteur du transport au Canada continueront d’augmenter d’une année à l’autre.

Contexte

Selon les prévisions, le réchauffement planétaire entraînera des changements dans les conditions climatiques moyennes et les événements météorologiques extrêmes. On s’attend à ce que les répercussions des changements climatiques empirent à mesure que la température moyenne à la surface de la planète augmentera. Les effets des changements climatiques sont une préoccupation majeure pour la société : les changements de températures et de précipitations peuvent affecter les habitats naturels, l’approvisionnement agricole et alimentaire, et la hausse du niveau de la mer peut menacer les collectivités côtières^{référence 5}.

Le gouvernement du Canada s’est engagé à agir à l’égard des changements climatiques. À la conférence de la Convention-cadre des Nations-Unies sur les changements climatiques (CCNUCC) de décembre 2015, la communauté internationale, y compris le Canada, a adopté l’Accord de Paris, un accord visant à réduire les émissions mondiales de GES dans le but de limiter la hausse de la température moyenne mondiale à moins de 2 °C au-dessus des niveaux préindustriels et de cibler une limite de la hausse de température de 1,5 °C. Dans le cadre de son engagement de contributions déterminées au niveau national en vertu de l’Accord de Paris, le Canada a promis de réduire les émissions nationales de GES de 40-45 % par rapport aux niveaux de 2005, d’ici 2030^{référence 6}.

Le 9 décembre 2016, le premier ministre ainsi que la plupart des premiers ministres au Canada ont adopté le Cadre pancanadien (CPC) sur la croissance propre et les changements climatiques. Le CPC a été élaboré pour établir la voie à suivre pour respecter les engagements du Canada en vertu de l’Accord de Paris^{référence 7}. Le 25 novembre 2016, dans le cadre du CPC, le gouvernement du Canada a annoncé son plan de développer une Norme sur les combustibles propres (NCP) afin de réduire les GES du Canada de 30 Mt annuellement d’ici 2030 sur la base du cycle de vie des combustibles utilisés au Canada^{référence 8}. Depuis l’annonce de la politique à la fin de 2016, Environnement et Changement climatique Canada (le Ministère) a largement consulté les intervenants sur la conception de la NCP et un certain nombre de documents de consultation officiels ont été publiés, notamment :

le document de travail sur la Norme sur les combustibles propres a été publié en février 2017, qui présentait les différentes approches de diverses juridictions et posait des questions techniques liées à l’applicabilité potentielle de divers éléments;
le document de conception réglementaire de la Norme sur les combustibles propres a été publié en décembre 2018, qui décrivait les principaux éléments de conception et l’approche de la NCP pour la classe des combustibles liquides;
le cadre d’analyse coûts-avantage (ACA) a été publié en février 2019, qui décrivait la méthode utilisée pour effectuer l’ACA;
l’approche réglementaire proposée a été publiée en juin 2019, qui mettait à jour le document de conception réglementaire de la Norme sur les combustibles propres de décembre 2018 et fournissait une description plus détaillée des exigences^{référence 9};
des présentations aux parties intéressées en juin 2020 qui ont également été publiées et qui fournissaient une mise à jour sur la conception du projet de règlement à venir;
le projet de Règlement sur les combustibles propres (projet de règlement), publié dans la Partie I de la Gazette du Canada, le 19 décembre 2020^{référence 10}.

Également en décembre 2020, le gouvernement du Canada a publié un document intitulé Un environnement sain et une économie saine – Le plan climatique renforcé du Canada pour créer des emplois et soutenir la population, les communautés et la planète (le plan climatique renforcé)^{référence 11}. Ce plan s’appuie sur les efforts actuellement déployés dans le cadre du CPC. Dans le contexte des mesures supplémentaires proposées dans le plan climatique renforcé, la portée du Règlement sur les combustibles propres (le règlement) a été réduite pour s’appliquer uniquement aux combustibles fossiles liquides comme l’essence, le diesel et le mazout, qui sont principalement utilisés dans le secteur des transports. C’est une avancée dans la conception du règlement par rapport à la discussion initiale de 2016, car on proposait alors que la nouvelle mesure s’applique aux combustibles liquides, gazeux et solides.

En juin 2021, une version actualisée du plan climatique renforcé a été publiée. Ce document a donné un aperçu des mesures de lutte contre les changements climatiques au Canada, mettant l’accent sur les mesures prises depuis décembre 2020. À cette occasion, la portée du règlement a été de nouveau réduite en supprimant l’obligation relative au mazout léger, au mazout lourd et au kérosène, et en permettant aux fournisseurs principaux de soustraire le combustible vendu ou livré pour le chauffage des locaux de leur stock de combustible assujettis à une obligation.

Le 16 décembre 2021, le ministre de l’Environnement et du Changement climatique (le ministre) a reçu une lettre de mandat du premier ministre lui enjoignant de poursuivre les efforts pangouvernementaux visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre, à créer des emplois propres et à relever les défis liés au climat avec lesquels les collectivités composent déjà. Cette lettre de mandat précise que le ministre devra piloter le plan climatique du gouvernement pour atteindre les objectifs climatiques fixés par la loi pour 2030, notamment rendre obligatoire la vente de véhicules carboneutres et engager le Canada dans la réalisation d’un réseau électrique carboneutre d’ici 2035. Le ministre devra également mettre en œuvre les mesures stratégiques et financières prévues dans le plan climatique renforcé en adoptant des mesures supplémentaires pour atteindre la carboneutralité d’ici 2050, et en faisant progresser le Plan de réduction des émissions visant la réduction des émissions de 40 à 45 % d’ici 2030 par rapport au niveau de 2005.

Le Plan de réduction des émissions pour 2030, publié en 2022, décrit les mesures qui permettent déjà des réductions importantes et les nouvelles mesures qui feront en sorte que le Canada poursuive son travail de réduction des émissions secteur par secteur pour atteindre sa cible de réduction des émissions de 40-45 % par rapport au niveau de 2005 d’ici 2030, ainsi que l’objectif de la carboneutralité d’ici 2050. Le règlement est l’une des mesures décrites dans le Plan de réduction des émissions qui permettra des réductions importantes d’émissions générées par les combustibles fossiles liquides.

Les combustibles fossiles et les alternatives aux combustibles fossiles produisent des quantités différentes d’émissions de GES lorsque le cycle de vie complet du combustible est pris en compte, qui varient selon le procédé utilisé pour produire le combustible, la composition réelle du combustible et la manière dont le combustible est utilisé. L’analyse du cycle de vie du combustible comprend toutes les émissions liées à l’extraction, la production, le transport et la combustion d’un combustible donné. Les normes sur les combustibles propres (comme la NCP) sont basées sur l’analyse du cycle de vie (ACV) et exigent un calcul de l’intensité en carbone (IC) sur le cycle de vie, qui s’exprime sous la forme de la quantité des émissions en équivalent de CO₂ par unité d’énergie produite (g éq. CO₂/MJ), utilisée pour évaluer les différentes valeurs de réduction des émissions de GES des combustibles.

En général, les normes ou les exigences relatives à l’IC sont conçues de manière à ce que les valeurs d’IC soient évaluées pour chaque combustible selon une approche d’ACV et qu’elles soient comparées à une limite de l’IC qui diminue chaque année. Les combustibles à faible IC dont les valeurs sont inférieures à la limite de l’IC peuvent créer des unités de conformité, tandis que ceux qui la dépassent génèrent des déficits. Les unités de conformité et les déficits sont exprimés en tonnes métriques d’émissions de GES sur le cycle de vie. Les fournisseurs de combustibles (les parties réglementées) doivent démontrer que le mélange de combustibles total qu’ils fournissent à des fins d’utilisation dans l’administration réglementée (nationale ou régionale) respecte les normes relatives à l’IC, pour chaque période de conformité (généralement un an). Une entité réglementée satisfait à ses exigences de réduction en veillant à ce que le nombre des unités de conformité qu’elle crée ou qu’elle acquiert d’une tierce partie soit égal ou supérieur aux déficits qu’elle a accumulés.

La Colombie-Britannique et la Californie ont mis en œuvre des normes en vue de diminuer l’IC des combustibles (appelées normes sur les combustibles à faible teneur en carbone ou normes sur les combustibles propres). En vertu de ces normes, des exigences sont définies pour réduire d’un certain pourcentage, par rapport à une année de référence stipulée (par exemple 10 % d’ici 2020 à partir de l’IC de base de 2010)^{référence 12}, l’intensité des émissions de GES sur le cycle de vie des combustibles fournis au cours d’une année donnée. Les sections ci-dessous décrivent les exigences en matière d’IC des combustibles qui existent actuellement au Canada, aux États-Unis et dans l’Union européenne.

Exigences relatives aux combustibles renouvelables —Canada

Le Règlement sur les carburants renouvelables (RCR) fédéral est en vigueur depuis le mois d’août 2010. Il exige des producteurs et importateurs de combustibles fossiles que la teneur moyenne en carburants renouvelables soit d’au moins 5 % du volume de leurs stocks d’essence et d’au moins 2 % du volume de leurs stocks de diesel et de mazout de chauffage^{référence 13}. Le RCR a pour but de réduire les émissions générales de GES provenant de l’essence et du diesel, qui sont principalement utilisés dans les transports. Il y a des exemptions pour les combustibles spéciaux (par exemple ceux utilisés dans les aéronefs, les véhicules de compétition ou l’équipement militaire de combat), pour les combustibles utilisés dans les régions nordiques, pour l’exportation, pour le chauffage de locaux, ainsi que pour la province de Terre-Neuve-et-Labrador. Contrairement au règlement, le RCR n’exige pas de réduction des émissions de GES sur la base du cycle de vie, et il ne contient pas non plus de garanties pour assurer que la production de biocarburants n’affecte pas négativement la biodiversité (changement direct d’utilisation des terres).

Six provinces (Colombie-Britannique, Alberta, Saskatchewan, Manitoba, Ontario et Québec) ont déjà des exigences relatives aux combustibles renouvelables dont les exigences sont égales ou supérieures aux exigences fédérales actuelles établies dans le RCR. La plupart de ces provinces possèdent des industries de combustibles renouvelables établies. Certaines administrations (comme l’Alberta ou l’Ontario) exigent également que les combustibles renouvelables utilisés satisfassent à une norme de rendement précise en ce qui concerne les GES.

Exigences relatives aux combustibles renouvelables — États-Unis

Établie au mois de décembre 2005, la United States Renewable Fuel Standard (U.S. RFS) exige que des volumes croissants de combustibles renouvelables soient mélangés aux combustibles fossiles^{référence 14}. La norme américaine traite différemment les combustibles renouvelables selon leurs réductions des émissions de GES le long de leur cycle de vie, y compris les émissions provenant de changements indirects à l’utilisation des terres. En réponse à la demande accrue pour les biocarburants, les impacts indirects des changements d’utilisation des terres sont liés à la libération de plus d’émissions de carbone causée par les changements d’utilisation des terres provoqués par la croissance des terres cultivées pour la production de biocarburants. Les exigences volumétriques annuelles de la U.S. RFS sont définies pour quatre catégories de combustibles renouvelables. Ces catégories sont conçues pour favoriser une utilisation accrue des combustibles renouvelables ayant une IC plus faible sur le cycle de vie. Chaque catégorie doit atteindre un certain seuil de réduction des GES (20 % pour les combustibles renouvelables traditionnels ou de la première génération, 50 % pour les biocarburants avancés, 50 % pour le diesel à base de biomasse et 60 % pour les biocombustibles cellulosiques). Toutefois, les combustibles qui se qualifient dans une catégorie ayant un seuil de réduction des GES plus élevé (par exemple l’éthanol cellulosique) peuvent aussi être utilisés pour respecter les volumes minimaux requis dans les catégories ayant un seuil de réduction plus faible (comme celui des combustibles renouvelables traditionnels). En plus des exigences volumétriques annuelles, la U.S. RFS exige la création d’unités de conformité, représentant des volumes de combustibles renouvelables, et a un système d’échange des unités de conformité. Actuellement, la norme exige que les combustibles servant aux transports comportent 11% de combustibles renouvelables traditionnels, 3 % de biocombustibles avancés, 2 % de diesel à base de biomasse et moins de 1 % de biocombustibles cellulosiques^{référence 15}.

Sept États ont également des exigences relatives aux combustibles renouvelables : Louisiane, Minnesota, Missouri, Montana, Oregon, Pennsylvanie et Washington.

Exigences relatives à l’IC des combustibles — Colombie-Britannique, Californie, Oregon et l’Union européenne

Le règlement de la C.-B. sur les exigences en matière de carburants renouvelables et à faible teneur en carbone (Renewable and Low Carbon Fuel Requirements Regulation [RLCFRR]) est entré en vigueur en janvier 2010. Le RLCFRR exige des réductions de l’IC sur le cycle de vie des combustibles destinés aux transports et fournis lors d’une année donnée. De plus, l’essence et le diesel doivent respectivement contenir 5 % et 4 % de carburants renouvelables sur une base volumétrique^{référence 16}. Initialement, les fournisseurs de combustibles devaient progressivement diminuer l’IC moyenne de leurs combustibles en vue de réaliser une réduction de 9 % en 2020 par rapport à l’IC de référence de 2010^{référence 17}. En décembre 2018, le ministère de l’Énergie, des Mines et des Ressources pétrolières de la Colombie-Britannique a annoncé dans son Plan sur l’énergie propre que l’objectif de réduction de l’IC passerait à 20 % d’ici 2030 par rapport à 2010^{référence 18}. En juillet 2020, ces modifications au RLCFRR sont entrées en vigueur^{référence 17}. À ce jour, la Colombie-Britannique est la seule province à avoir une norme sur les carburants à faible teneur en carbone.

Le RLCFRR s’applique à tous les combustibles utilisés pour le transport en Colombie-Britannique, à l’exception du combustible utilisé par les aéronefs ou pour les opérations militaires. Cette exigence de la Colombie-Britannique ne fait pas de distinction entre les différents types de pétrole brut. Les fournisseurs peuvent se conformer au règlement des manières suivantes : en réduisant l’IC globale des combustibles qu’ils fournissent; en acquérant des unités de conformité d’autres fournisseurs; ou en concluant un accord avec la province. En vertu de ces accords, les fournisseurs de combustibles sont en mesure de créer des unités de conformité pour des actions (projets) qui permette de réduire les émissions GES par l’utilisation de combustibles à faible IC plus tôt que cela n’aurait été possible si l’action visée par l’accord n’avait pas été réalisée. Les projets qui sont soutenus par la création des unités de conformité en vertu de ces accords sont par exemple l’installation et l’exploitation de nouvelles pompes qui fournissent de l’essence contenant au moins 15 % d’éthanol ou du diesel contenant au moins 10 % de biodiesel ou 50 % de diesel renouvelable produit par hydrogénation.

Adoptée en avril 2010, la norme sur les carburants à faible teneur en carbone de la Californie exigeait à l’origine que les fournisseurs de combustibles réduisent d’au moins 10 % d’ici 2020 l’IC de leurs carburants de transport par rapport aux intensités en carbone de référence de 2010^{référence 19}. La norme californienne sur les carburants à faible teneur en carbone a été adoptée à nouveau en novembre 2015 afin de corriger des lacunes juridiques constatées dans la norme initiale tout en augmentant l’exigence de réduction de l’IC afin d’atteindre l’objectif initial^{référence 20}. En juillet 2020, la California Air Resource Board a approuvé des modifications au règlement, selon lesquelles les fournisseurs doivent réduire l’IC des carburants de transport qu’ils fournissent d’au moins 20 % d’ici 2030, par rapport à 2010. La commission a également ajouté de nouvelles possibilités de créer des unités de conformité afin de promouvoir l’adoption de véhicules zéro émission, le carburéacteur de remplacement, le captage et la séquestration du carbone et les technologies avancées permettant une décarbonatation importante du secteur des transports.

Le programme des combustibles propres de l’Oregon, entré en vigueur en 2016, exige une réduction de l’IC moyenne des carburants de transports de l’Oregon (essence et diesel) de 10 % d’ici 2025 par rapport aux niveaux de 2015^{référence 21}. Le programme établit des limites de l’IC qui diminuent chaque année.

L’Union européenne a également une politique semblable en place. Établie en avril 2019, la Directive sur la qualité des carburants exige des fournisseurs de carburant qu’ils réduisent les émissions de GES sur le cycle de vie des combustibles de 10 % d’ici 2020, par rapport à 2010^{référence 22}. Cette directive va de concert avec la Directive sur l’énergie renouvelable, qui prévoit que la part des biocombustibles dans le secteur des transports devrait être de 10 % (selon la teneur en énergie) pour chaque État membre d’ici 2020^{référence 23}.

Objectif

Le règlement vise à réduire les émissions de GES en réduisant l’IC le long du cycle de vie des combustibles fossiles liquides utilisés au Canada, et par conséquent, la gouverneure générale en conseil estime qu’il satisfait aux exigences réglementaires énoncées au paragraphe 140(2) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [LCPE]. Pour atteindre cet objectif, le règlement stimule l’adoption de combustibles à faible IC, le changement de combustibles par l’utilisateur final dans les transports et l’amélioration des procédés dans le secteur du pétrole. Le règlement vise à réduire l’IC de l’essence et du diesel de 14 grammes d’équivalent de dioxyde de carbone par mégajoule (g éq. CO₂/MJ) d’ici 2030, ce qui représente une diminution d’environ 15 % de l’IC par rapport aux niveaux de 2016. Ce règlement va de concert avec d’autres politiques fédérales, provinciales et territoriales pour aider à atteindre l’objectif actuel de réduction des émissions de GES de 2030 du Canada en vertu de l’Accord de Paris et pour mettre le Canada sur la voie de l’atteinte de la cible de zéro émission nette d’ici 2050. Ce faisant, le règlement encourage l’innovation et la croissance en augmentant les incitatifs pour le développement et l’adoption de combustibles propres et de technologies et procédés écoénergétiques.

Description

Le paragraphe 139 (1) de la LCPE stipule qu’il est interdit à quiconque de produire, d’importer ou de vendre un combustible non conforme aux normes réglementaires. Le règlement, qui a été pris en vertu du paragraphe 140(1) et, en ce qui a trait au marché des unités de conformité, en vertu de l’article 326 de la LCPE, mettra en œuvre cette interdiction.

Exigences relatives à l’intensité en carbone

Le règlement exige que les producteurs et importateurs d’essence et de diesel, appelés les fournisseurs principaux, réduisent l’IC le long du cycle de vie de l’essence et du diesel qu’ils produisent ou importent au Canada pour utilisation au Canada. La plupart de ces fournisseurs principaux sont des sociétés qui possèdent des raffineries et des usines de valorisation. Le règlement établit des limites annuelles de l’IC le long du cycle de vie de l’essence et du diesel, exprimées en g éq. CO₂/MJ. L’obligation revient aux fournisseurs principaux qui produisent ou importent au pays au moins 400 mètres cubes (m³) d’essence et de diesel pour utilisation au Canada. Les combustibles non fossiles ne sont pas assujettis à une exigence de réduction de l’IC.

L’exigence annuelle de réduction de l’IC le long du cycle de vie de l’essence et du diesel entreront en vigueur le 1^er juillet 2023, commençant par une réduction de 3,5 g éq. CO₂/MJ de l’IC et ce, jusqu’à la fin de l’année 2023, et augmentant à une réduction de 14 g éq. CO₂/MJ d’ici 2030 à un taux de 1,5 g éq. CO₂/MJ par année. Les exigences de réduction de l’IC pour les années au-delà de 2030 demeureront constantes à 14 g éq. CO₂/MJ, sous réserve de l’examen du règlement et de modifications futures. Les exigences annuelles de réduction de l’IC que les fournisseurs principaux doivent satisfaire pour l’essence et le diesel qu’ils fournissent au Canada correspondent à la différence entre la valeur de base et la limite de l’IC pour l’essence et le diesel. L’essence et le diesel ont la même exigence annuelle de réduction de l’IC. Le règlement ne fait pas de distinction entre les combustibles fossiles sur la base du type de pétrole brut, ou selon que le pétrole brut est produit au Canada ou y est importé.

L’exigence annuelle de réduction d’un fournisseur principal est exprimée en tonnes d’équivalent de dioxyde de carbone (t éq. CO₂) et est calculée à l’échelle de l’entreprise, en additionnant les réductions exigées pour l’essence et le diesel, pour chacune des installations de production de l’entreprise et pour la totalité de ses importations, sur la base de la teneur en énergie de chaque combustible fossile (essence et diesel). Le règlement intègre également les exigences volumétriques minimales actuellement établies dans le RCR fédéral, soit une proportion minimum de combustible à faible IC de 5 % dans l’essence et de 2 % dans le diesel.

Le règlement établit les valeurs d’IC de base de l’essence et du diesel produit et importé à des fins d’utilisation au Canada. Ces valeurs de base sont des valeurs moyennes canadiennes d’IC le long du cycle de vie, calculées à l’aide du modèle d’analyse du cycle de vie des combustibles du Ministère. Cela signifie que tous les combustibles d’un type donné (essence et diesel) se verront attribuer la même valeur moyenne canadienne. Les émissions de GES de tous les stades du cycle de vie d’un combustible sont incluses dans le calcul des valeurs d’IC de base.

Exemption et exclusions

Le règlement comprend un nombre limité d’exemptions et d’exclusions de l’exigence annuelle de réduction de l’essence et du diesel. Le règlement ne s’applique pas à l’essence aviation, au combustible fossile exporté du Canada, aux combustibles fossiles utilisés aux fins de recherche scientifique, et aux combustibles fossiles vendus ou livrés à des fins d’utilisation dans des véhicules de compétition. De plus, certains volumes peuvent être exclus des stocks d’essence et de diesel des fournisseurs principaux si des renseignements sont consignés. Ces volumes comprennent les volumes d’essence et de diesel vendus ou livrés pour une utilisation autre que la combustion, produits dans une installation pour utilisation dans cette installation (usage autre que pour des équipements mobiles), vendus ou livrés pour utilisation dans un navire à destination d’un port non canadien, vendus ou livrés aux fins de chauffage de locaux et vendus ou livrés pour utilisation à des fins non industrielles ou dans la production d’électricité dans les collectivités éloignées. Une collectivité éloignée est définie comme une région géographique qui n’est desservie ni par un réseau de distribution électrique qui relève de la compétence de la North American Electric Reliability Corporation, ni par un réseau de distribution de gaz naturel.

Mise en place d’un marché d’unités de conformité

Le règlement établit un marché d’unités de conformité, dans lequel chaque unité de conformité représente une réduction d’émission sur le cycle de vie d’une tonne d’éq. CO₂. Pour chaque période de conformité (typiquement une année civile), un fournisseur principal démontrerait qu’il se conforme à l’exigence de réduction en créant des unités de conformité ou en acquérant des unités de conformité auprès d’autres créateurs, puis en utilisant le nombre requis d’unités de conformité. Une fois qu’une unité est utilisée pour la conformité, elle est annulée et ne peut être réutilisée.

Exigences volumétriques

Pour satisfaire aux exigences volumétriques minimales intégrées à partir du RCR fédéral, chaque fournisseur principal doit démontrer, pour chaque période de conformité, que sur le nombre total d’unités de conformité qu’il retire aux fins de la conformité, un nombre minimum (équivalente à 5 % de son stock d’essence et de 2 % de son stock de diesel et de mazout léger) provient de combustibles à faible IC tels que l’éthanol et le biodiesel. Ces unités de conformité font partie de l’ensemble des unités de conformité utilisées pour satisfaire aux exigences de réduction, mais la même unité de conformité ne peut pas être utilisée pour répondre à l’exigence de 2 % et de 5 % respectivement. Les fournisseurs principaux qui possèdent des unités de conformité excédentaires au titre du RCR peuvent les convertir en unités de conformité au titre du règlement à la fin de la dernière période de conformité du RCR.

Créateurs volontaires d’unités de conformité

Les parties qui ne sont pas des fournisseurs principaux peuvent participer dans le marché d’unités de conformité comme créateurs volontaires d’unités de conformité. En plus des fournisseurs principaux qui sont assujettis aux exigences de réduction de l’IC du règlement, les autres créateurs potentiels d’unité de conformité comprennent les producteurs et les importateurs de combustible à faible IC (par exemple un producteur d’éthanol), les hôtes de sites de recharge ou les exploitants de réseaux de recharge pour les véhicules électriques, les propriétaires ou exploitants de stations de ravitaillement, ainsi que les parties en amont ou en aval d’une raffinerie (par exemple un exploitant d’une installation de sables bitumineux).

Catégories de création d’unités de conformité

Les unités de conformité peuvent être créées par des fournisseurs principaux ou autres créateurs volontaires d’unités qui prennent les mesures suivantes :

Pour la catégorie de conformité 1 : des mesures, le long du cycle de vie d’un combustible fossile liquide, permettant de réduire son IC (comme le captage et le stockage du carbone) par la réalisation de projets de réduction des émissions de GES;
Pour la catégorie de conformité 2 : fourniture de combustibles à faible IC (comme l’éthanol);
Pour la catégorie de conformité 3 : fourniture de combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe (quand un utilisateur final change ou modernise ses dispositifs de combustion afin qu’ils soient alimentés par un autre combustible ou une autre source d’énergie, par exemple l’électricité dans les transports).

Catégorie de conformité 1

Cette catégorie reconnaît les mesures qui réduisent l’IC d’un combustible fossile liquide au moyen de la réalisation de projets de réduction des émissions de GES pour créer des unités de conformité. Les unités de conformité peuvent être créées par les promoteurs de projet à partir de la date de reconnaissance du projet par le Ministère. Les projets peuvent comprendre un regroupement de réductions d’émissions provenant de plusieurs sources ou installations, sans qu’il y ait un seuil minimum de réduction des émissions. Le nombre d’unités de conformité créées est déterminé par une méthode de quantification, qui spécifie les critères d’admissibilité du projet ainsi que l’approche à suivre pour la quantification. Les méthodes de quantification seraient maintenues à l’extérieur du règlement et élaborées par une équipe d’experts techniques, y compris des représentants du Ministère, et examinées par un comité consultatif plus large qui comprendrait les parties prenantes de l’industrie, des universitaires, et autres experts techniques.

Le Ministère fournit des méthodes de quantification pour divers types de projets, débutant par la liste suivante :

captage et stockage permanent du CO₂;
intégration de l’électricité à faible IC;
récupération assistée du pétrole avec captage et stockage permanent du CO₂;
cotraitement dans les raffineries;
intégration de l’hydrogène à faible IC.

Ce travail d’élaboration tiendrait compte des méthodes de comptabilisation de réduction des émissions ou des protocoles compensatoires déjà existants dans d’autres administrations. Le Ministère a élaboré une méthode de quantification générique pour les projets pour lesquels il n’existe aucune méthode de quantification applicable. Des projets tels que l’efficacité énergétique, la production combinée de chaleur et d’électricité, l’électrification et la réduction du méthane pourraient être reconnus en vertu de cette méthode de quantification générique à condition de satisfaire tous les critères d’admissibilité.

Pour qu’un projet puisse créer des unités de conformité au titre du règlement, il doit générer des réductions d’émissions qui sont réelles et supplémentaires (considérées additionnelles) à un cas de référence défini. Les projets créent des unités de conformité pour la portion de combustibles fossiles et de pétrole brut qui est utilisée au Canada (la portion de produits exportés n’est pas admissible à la création d’unités de conformité). Le cas de référence est défini par la méthode de quantification pour chacun des types projets. La méthode de quantification générique prédéfinit le cas de référence pour certains types de projets ou fournit des directives sur la façon de déterminer le cas de référence pour les autres types de projets. Dans le cas où une méthode de quantification spécifique à un type de projet est développée durant la période de création d’unités de conformité d’un projet reconnu en vertu de la méthode de quantification générique portant sur les activités de ce projet, une demande peut être faite pour faire reconnaître le projet en vertu de la méthode de quantification spécifique.

Pour toutes les méthodes de quantification autres que la méthode de quantification générique, le caractère additionnel d’un projet serait évalué durant l’élaboration de la méthode de quantification au niveau du type de projet et prendrait en compte de nombreux facteurs, y compris si une mesure est requise par une autre loi ou un règlement canadien, les obstacles technologiques et financiers et le taux de pénétration sur le marché de la technologie ou de la pratique. Les méthodes de quantification feraient l’objet d’un examen périodique pour ce qui est de l’additionnalité et seraient maintenues, modifiées ou retirées au fur et à mesure que les activités évoluent. Pour ce qui est de la méthode de quantification générique, des critères d’additionnalité distincts et plus rationalisés sont évalués au niveau de chaque projet.

Les installations situées à l’extérieur du Canada disposent d’un mécanisme pour faire reconnaître leurs projets. Les administrations à l’extérieur du Canada qui souhaitent avoir des projets reconnus au titre du règlement pourront conclure un accord avec le Ministère pour s’assurer que les projets de cette administration sont comparables aux projets canadiens en matière d’efficacité et qu’ils répondent aux objectifs du règlement. Les méthodes de quantification s’appliquent aux projets menés au Canada, mais peuvent être adaptées pour d’autres administrations dans le cadre de ce mécanisme. Les unités de conformité créées par les projets de réduction des émissions à l’extérieur du Canada doivent être calculées au prorata de la quantité de combustible fossile liquide ou de pétrole brut fournie au Canada.

Les projets admissibles doivent réduire l’IC d’un combustible fossile liquide le long de son cycle de vie, réaliser des réductions supplémentaires des émissions de GES et doivent avoir commencé à réduire, séquestrer ou utiliser des émissions d’éq. CO₂ le 1^er juillet 2017 ou après cette date. Les promoteurs de projet doivent d’abord présenter une demande au Ministère pour que leur projet soit reconnu avant toute création d’unités de conformité. Chaque année, les renseignements (précisés dans la méthode de quantification applicable) devront être déclarés au Ministère et être accompagnés d’un rapport de vérification par un tiers et d’un avis de vérification. Les unités de conformité sont créées annuellement pour une période de 10 ans pour les projets de réduction des émissions, sauf pour les projets de captage et de stockage du carbone, qui créent des unités de conformité annuellement pour une période de 20 ans et le cotraitement dans les raffineries où, comme pour les autres combustibles à faible IC, il n’y a aucune limite à la période de création d’unités de conformité. De plus, les projets, dont la période de création d’unité de conformité est prescrite, peuvent être renouvelés une fois pour cinq années supplémentaires après la période initiale de création des unités de conformité, tant qu’une méthode de quantification applicable existe toujours au moment du renouvellement.

Catégorie de conformité 2

Cette catégorie englobe les unités de conformité qui sont créées au titre du règlement pour les combustibles à faible IC produits ou importés au Canada. Il s’agit des combustibles, autres que les combustibles fossiles, dont l’IC est égale ou inférieure à 90 % de la valeur d’IC de référence pour le combustible. La plupart des combustibles à faible IC disponibles sur le marché sont des formes de biocarburants, comme l’éthanol. Les autres combustibles à faible IC comprennent les carburants synthétiques, tels que ceux fabriqués à partir de CO₂ provenant du captage direct de l’air ou le gaz de synthèse généré à partir de toute ressource de biomasse, qui pourraient également être utilisés pour fabriquer de nouveaux combustibles à faible IC dans le cadre d’une approche d’économie circulaire.

Tous les combustibles à faible IC fournis sur le marché canadien, y compris ceux utilisés pour se conformer aux exigences réglementaires fédérales et provinciales existantes concernant les combustibles renouvelables et au RLCFRR de la Colombie-Britannique, peuvent créer des unités de conformité au titre du règlement. Des unités de conformité peuvent être créées par les producteurs et importateurs de combustibles liquides ou gazeux à faible IC à compter de l’enregistrement du règlement. Les unités de conformité pour les combustibles à faible IC sont créées sur la base de la quantité de combustible à faible IC fournie au marché canadien annuellement (en MJ) et de la différence entre l’IC sur le cycle de vie du combustible et de la valeur d’IC de référence pour le combustible. Pour pouvoir créer des unités de conformité, un producteur ou un fournisseur étranger de combustible à faible IC doit, dans la plupart des cas, obtenir une valeur d’IC approuvée pour chaque combustible à faible IC qu’il produit ou importe. Le règlement exige l’utilisation soit du modèle d’analyse du cycle de vie (ACV) des combustibles pour déterminer les valeurs d’IC propres à une installation au moyen de données propres à l’installation, soit des valeurs par défaut disponibles dans le règlement.

Un modèle ACV des combustibles est fourni par le Ministère pour appuyer la mise en œuvre du règlement. Les producteurs de combustibles et les fournisseurs étrangers peuvent utiliser le modèle pour déterminer les valeurs d’IC dès qu’ils ont 24 mois de données d’exploitation. Ils peuvent utiliser une valeur provisoire en utilisant le modèle avec seulement des données sur 3 mois, jusqu’à ce que 24 mois de données soient disponibles. Les installations ayant moins de 3 mois de données d’exploitation pour un combustible à faible IC doivent utiliser les valeurs par défaut prescrites. Dans la plupart des cas, les producteurs de combustibles à faible IC doivent soumettre une demande au ministre afin que chaque IC pour leurs combustibles soit approuvée, et soumettre un rapport annuel sur les filières d’IC. À partir de 2025, les unités de conformité seront ajustées annuellement en fonction du rapport sur les filières d’IC. Si l’IC dans le rapport annuel sur les filières d’IC est supérieure à l’IC approuvée d’une valeur supérieure au seuil d’importance relative pour l’IC, le nombre équivalent d’unités de conformité créées en excès sera annulé dans le compte du créateur d’unités de conformité et l’IC n’est plus valide. Inversement, si l’IC déterminée dans le rapport sur les filières d’IC est inférieure à l’IC approuvée, des unités de conformité supplémentaires peuvent être créées.

Tel qu’il est mentionné précédemment, le règlement permet la création d’unités de conformité pour la production de combustibles à faible IC produits à partir de charges d’alimentation provenant de biomasse. Pour prévenir les répercussions négatives sur l’utilisation des terres et la biodiversité découlant de l’augmentation de la récolte et de la culture de ces charges d’alimentation, le règlement établit des critères d’utilisation des terres et de la biodiversité (UTB). Seuls les combustibles à faible IC produits à partir de charges d’alimentation provenant de biomasse (biocombustibles) qui respectent les critères liés à l’UTB sont admissibles à la création des unités de conformité. Ces critères s’appliquent aux charges d’alimentation, quelle que soit leur origine géographique. Les critères ne s’appliquent pas aux charges d’alimentation si elles ne proviennent pas de biomasse (par exemple combustible produit à partir du captage direct de l’air) ou aux charges d’alimentation provenant de biomasse qui ont un risque plus faible d’avoir des répercussions sur l’utilisation des terres et la biodiversité (par exemple de déchets solides municipaux).

Les critères UTB sont séparés; le règlement comporte des exigences propres aux charges d’alimentation forestières, des exigences propres aux charges d’alimentation agricoles ou des exigences qui s’appliquent à toutes les charges d’alimentation. Ces critères imposent également des exigences pour les déclarations de la chaîne d’approvisionnement (pour faire le suivi des matières admissibles, du point de récolte des charges d’alimentation au producteur de combustibles à faible IC) et pour le bilan matières (pour autoriser le mélange physique de charges d’alimentation admissibles et non admissibles). Il incombe aux producteurs de combustible à faible IC de démontrer le respect des critères, mais la conformité aux critères doit être démontrée au niveau du producteur de charge d’alimentation ou au moyen d’un régime de certification approuvé.

Catégorie de conformité 3

La catégorie de conformité 3, fourniture de combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe, permet la création d’unités de conformité en raison du changement ou de la modernisation d’un équipement de combustion brûlant des combustibles fossiles afin qu’il soit alimenté par un autre combustible ou une autre source d’énergie, comme les véhicules électriques (VE). Cela ne réduit pas directement l’IC des combustibles fossiles, mais réduit les émissions de GES en remplaçant l’essence ou le diesel utilisé dans les transports par des combustibles ou des sources d’énergie ayant une IC plus faible. Les unités de conformité peuvent être créées à compter de la date d’enregistrement du règlement par les propriétaires ou les exploitants des stations de ravitaillement qui fournissent des combustibles à des fins de transport (gaz naturel, gaz naturel renouvelable [GNR], propane, propane renouvelable); par les producteurs ou les importateurs de combustibles à faible IC (GNR et propane renouvelable) utilisés pour le transport; par les propriétaires ou les exploitants de stations de ravitaillement lorsqu’ils distribuent de l’hydrogène à des véhicules à pile à hydrogène ou autres véhicules; par les exploitants de réseaux de recharge pour la recharge résidentielle et publique de VE, et par les hôtes de sites de recharge pour la recharge privée ou la recharge commerciale de VE. Les unités de conformité pour la recharge résidentielle des VE seront éliminées d’ici la fin de l’année 2035 pour les bornes de recharge installées avant la fin de l’année 2030. Toute borne de recharge résidentielle installée après la fin de l’année 2030 ne sera pas admissible à la création d’unités de conformité. Le règlement exige que les exploitants de réseaux de recharge réinvestissent 100 % des revenus de la vente des unités de conformité créées par la recharge résidentielle et publique. Les revenus doivent être réinvestis dans deux catégories de mesures disponibles : soit la réduction des coûts de propriété d’un VE par des incitatifs financiers à l’achat ou à l’utilisation d’un VE, soit l’expansion des infrastructures de recharge dans les résidences et les lieux publics, y compris les bornes de recharge et l’infrastructure de distribution de l’électricité permettant la recharge des VE.

Satisfaire à l’exigence annuelle de réduction

Afin de respecter leur obligation, les fournisseurs principaux sont tenus d’utiliser des unités de conformité pour satisfaire à leur exigence annuelle de réduction. Il n’y a pas de limite quant au nombre d’unités de conformité de la catégorie des combustibles liquides pouvant être utilisées par un fournisseur principal à des fins de conformité. Cependant, un fournisseur principal peut utiliser des unités de conformité de la catégorie des combustibles gazeux afin de satisfaire jusqu’à 10 % de son exigence totale de réduction annuellement. Ces unités peuvent être créées à l’égard de la production ou de l’importation de combustibles gazeux à faible IC ou de projets de réduction des émissions de GES qui impliquent la production ou l’importation de combustibles gazeux cotraités à faible IC. De plus, un fournisseur principal peut utiliser des unités de conformité créées au titre de la méthode de quantification générique afin de satisfaire jusqu’à 10 % de son exigence totale de réduction annuellement.

La flexibilité de conformité existe pour aider à atténuer les coûts de conformité et à garantir l’offre d’unités de conformité. Un fournisseur principal peut utiliser le mécanisme de fonds aux fins de conformité en contribuant à un programme de financement « enregistré » admissible afin de satisfaire jusqu’à 10 % de son exigence annuelle de réduction. Le prix d’une unité de conformité dans le cadre de ce mécanisme est établi dans le règlement à 350 $ en 2022 (rajusté à l’indice de prix à la consommation [IPC]). Les unités de conformité ainsi créées par ces contributions ne peuvent être échangées et expireront si elles ne sont pas utilisées pendant la période de conformité. Les fournisseurs principaux peuvent créer des unités de conformité en contribuant à un programme de financement enregistré entre le 1^er janvier et le 31 juillet. De plus, un fournisseur principal peut faire ces contributions entre le 15 octobre et le 30 novembre suivant la fin d’une période de conformité au besoin.

Les fonds ou les programmes faisant partie d’un fonds qui réduisent les émissions d’éq. CO_2, peuvent être admissibles à devenir des fonds enregistrés. Les fonds ou les programmes devront être administrés au Canada, fournir du financement pour des projets ou des activités qui appuient le déploiement ou la commercialisation de technologies ou de processus qui réduisent les émissions d’éq. CO₂, et produire des rapports annuels vérifiés accessibles au public. Toutes les contributions au fond doivent être utilisées pour des projets ou des activités qui réduisent les émissions dans une période de cinq ans à partir de la date de la contribution.

Pour les fournisseurs principaux incapables de satisfaire à leur exigence de réduction au 31 juillet suivant la fin d’une période de conformité, un marché de compensation des unités de conformité (MCU) facilitant l’acquisition des unités pour les fournisseurs principaux est également disponible. Le règlement établit un prix maximal pour les unités de conformité acquises, achetées ou transférées dans le MCU à 300 $ en 2022 (rajusté à l’IPC) par unité de conformité. S’il n’y a pas suffisamment d’unités de conformité disponibles dans le MCU pour que tous les fournisseurs principaux puissent satisfaire à leur exigence de réduction restante, chaque fournisseur principal est alors admissible à acquérir une quantité déterminée au prorata des unités de conformité disponibles. Une fois que le MCU est épuisé de toutes les unités de conformité promises, les fournisseurs principaux ayant un déficit d’unités de conformité doivent contribuer à un programme de financement enregistré, à concurrence du maximum de 10 % de leur exigence annuelle de réduction.

Après avoir satisfait à ces obligations, le fournisseur principal peut reporter jusqu’à 10 % de son exigence de réduction dans une période de conformité future, pour un report maximal de cinq ans. Un taux d’intérêt de 5 % est appliqué annuellement à tout montant reporté.

Exigence en matière de rapports

Le règlement exige la déclaration de tous les échanges d’unités de conformité et toutes les parties doivent s’enregistrer et conserver des documents. Tous les fournisseurs principaux et créateurs d’unités de conformité sont tenus de présenter chaque année un rapport de conformité ou de création d’unités de conformité au ministre. Le règlement inclut des exigences de vérification. En particulier, les parties réglementées doivent obtenir d’un organisme tiers de vérification, indépendant et accrédité, un rapport énonçant si les renseignements soumis sont complets, conformes aux exigences et si les unités de conformité et obligations sont exactes et exemptes d’erreur importante. Le règlement exige que la plupart des demandes et des rapports transmis soient vérifiés par un tiers et accompagnés des rapports de vérification.

Entrée en vigueur

Le règlement entre en vigueur à la date d’enregistrement du règlement. À partir de cette date, les créateurs d’unité de conformité pourront s’enregistrer et commencer à créer des unités. L’exigence de réduction annuelle entre en vigueur le 1^er juillet 2023. La dernière période de conformité du RCR fédéral est 2022 et la dernière période de déclaration et de rajustement du RCR est en 2023. Le RCR sera ensuite abrogé le 30 septembre 2024.

Un examen du règlement sera entrepris. Cet examen se terminera cinq ans après l’entrée en vigueur du règlement et comprendra un examen des dispositions sur les limites d’IC et les possibilités de création d’unités de conformité.

Élaboration de la réglementation

Depuis 2017, le Ministère a tenu des centaines d’heures de réunions de groupe, de webinaires techniques et de réunions bilatérales sur l’élaboration du règlement. Les intervenants qui ont participé à ces séances comprenaient l’industrie (les producteurs et fournisseurs de combustible fossile, les producteurs et fournisseurs de combustible à faible IC, les secteurs à forte intensité d’émissions et exposés au commerce [FIEEC]) et des représentants d’autres groupes industriels divers, des provinces et territoires, des peuples autochtones, des organisations non gouvernementales environnementales (ONGE), des administrateurs de programmes similaires dans d’autres administrations et des universitaires.

Processus de consultation pré-GC I

Le Ministère a assuré la présidence de plusieurs comités, qui offraient un forum de participation active avec les intervenants. Ces comités comptaient un comité consultatif multipartite (CCM), un groupe de travail technique (GTT) et un groupe de travail opérationnel ayant pour tâche d’étudier les impacts pour les secteurs FIEEC. Les provinces et territoires ont également fortement participé aux consultations sur le projet de règlement et étaient des participants de divers comités, dont un groupe de travail fédéral-provincial-territorial. La participation par le biais de ces comités a aidé à guider les aspects les plus détaillés de la conception du projet de règlement.

On a publié divers documents de consultation entre 2017 et 2020 afin de recueillir les points de vue initiaux des intervenants sur les principaux éléments de conception réglementaire et de recevoir de la rétroaction sur l’ensemble des exigences et des possibilités de création d’unités de conformité :

Février 2017 : document de travail sur la Norme sur les combustibles propres;
Décembre 2017 : cadre de réglementation;
Décembre 2018 : document de conception réglementaire;
Février 2019 : cadre d’analyse coûts-avantages pour la Norme sur les combustibles propres;
Juin 2019 : approche réglementaire proposée.

Des centaines de commentaires ont été reçus et analysés afin d’orienter l’élaboration du projet de règlement. Toutes les publications mentionnées ci-dessus sont accessibles sur la page Web de la Norme sur les combustibles propres du gouvernement du Canada

En juin 2020, le ministre a annoncé au groupe de travail technique que les exigences de réduction de l’IC du projet de règlement seraient plus élevées afin de garantir que le projet reste sur la bonne voie pour que d’importantes réductions d’émissions de GES puissent être atteintes d’ici 2030. Parmi les autres mises à jour, citons : davantage de détails sur les méthodes de quantification, les critères de l’UTB, le mécanisme de fonds aux fins de conformité et le MCU, et un processus d’examen du règlement. Le Ministère a également mis à jour les valeurs de base des combustibles fossiles en fonction des commentaires reçus de la part des experts de l’ACV et du GTT. Plus de détails sur les commentaires reçus lors des consultations ainsi que les réponses du Ministère face à ces commentaires se trouvent dans le Résumé de l’étude d’impact de la réglementation, publié dans La Gazette du Canada, Partie I, le 19 décembre 2020.

Consultations post-GC I

Analyse et réponses aux commentaires reçus des intervenants sur le projet de règlement publié dans la partie I de la Gazette du Canada

Aperçu

Le projet de règlement, publié dans la Partie I de la Gazette du Canada le 19 décembre 2020, a donné lieu à une période de commentaires de 75 jours qui s’est terminée en mars 2021. Le projet de règlement a également été publié sur le site Web du registre environnemental de la LCPE du Ministère afin d’attirer l’attention des intervenants sur la période de consultation, lesquels ont été invités à soumettre des commentaires écrits. Le Ministère a envoyé un courriel à tous les intervenants qui avaient pris part aux consultations précédentes sur le règlement. Affaires mondiales Canada a envoyé un avis à l’Organisation mondiale du commerce pour informer les autres pays de la publication du projet de règlement et de la tenue de la période de commentaires.

Des présentations informatives sur les différents aspects du projet de règlement ont été mises à la disposition des intervenants. Par la suite, il y a eu quatre séances de questions et réponses pour le GTT et une séance de questions et réponses pour le CCM. Ces séances ont eu lieu en janvier 2021, avant la fin de la période de commentaires de 75 jours.

Le Ministère a reçu des commentaires détaillés de plus de 180 intervenants, ce qui représente plus de mille pages de commentaires. Les commentaires venaient d’un large éventail d’intervenants nationaux et internationaux du secteur pétrolier et gazier, du secteur des combustibles à faible IC, de fournisseurs de charges d’alimentation de carburant renouvelable, des secteurs de la fabrication et du ravitaillement en combustible de véhicules zéro émission, d’autres secteurs industriels tels que les secteurs FIEEC et les secteurs du transport aérien et ferroviaire, d’ONGE, d’universitaires, de groupes de réflexion et d’une organisation autochtone. Dans l’ensemble, les intervenants ont soutenu le projet de règlement et ses objectifs environnementaux.

Les fournisseurs principaux étaient généralement favorables au projet de règlement, mais ils étaient préoccupés par la date d’entrée en vigueur, la disponibilité des outils nécessaires à la mise en œuvre du règlement (p. ex. les méthodes de quantification, le modèle ACV des combustibles) avant la publication de la version définitive du règlement ainsi que par le niveau élevé des exigences de réduction et le risque d’un manque d’unités de conformité. Les provinces ont fourni, en grande partie, des commentaires semblables à ceux des fournisseurs principaux. Ces dernières ont aussi fourni plusieurs commentaires sur les critères d’UTB et exprimé le désir que le Ministère leur assure que les lois provinciales existantes seraient reconnues comme suffisantes pour répondre aux critères d’UTB en vertu du règlement. Bien que les producteurs de combustible à faible IC soient favorables au projet de règlement, ils ont exprimé des inquiétudes quant au fait que le signal pour la production de carburants renouvelables sera trop faible et ont recommandé que des limites soient imposées afin d’assurer un signal plus fort (p. ex. des limites sur la flexibilité pour la création d’unités de conformité, des dispositions de protection pour s’assurer qu’un nombre minimum d’unités de conformité soient créées à partir de la catégorie de conformité 2, fourniture de combustibles à faible IC, et de la catégorie de conformité 3, fourniture de combustibles et d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe). Tout comme les fournisseurs de charges d’alimentation pour la production de carburant renouvelable, les producteurs de combustible à faible IC ont aussi recommandé que la reconnaissance législative en vertu des critères d’UTB pour les provinces et les États-Unis soit confirmée avant la publication de la version définitive du règlement.

Exigences de réduction, portée et délais

Portée

La grande majorité des intervenants ont soutenu la décision de limiter la portée des exigences aux combustibles liquides uniquement, laquelle a été annoncée lors de la publication du projet de règlement. Toutefois, un petit nombre de provinces et d’intervenants de l’industrie des combustibles à faible IC et des charges d’alimentation pour ces combustibles ont fait remarquer que l’absence d’exigences de réduction de l’IC pour les combustibles fossiles gazeux et solides entraînerait la perte de possibilités économiques.

Des intervenants ont demandé qu’on limite davantage la portée du règlement. En particulier, plusieurs intervenants, y compris des fournisseurs principaux, certaines provinces et des organisations non gouvernementales, ont suggéré que l’on apporte des changements pour atténuer les effets disproportionnés sur les consommateurs dépendant du mazout pour le chauffage résidentiel. Certains intervenants ont proposé de limiter la portée du règlement aux combustibles utilisés dans le transport, tandis que d’autres ont proposé d’exempter les combustibles fossiles liquides utilisés par les secteurs industriels FIEEC. L’organisation autochtone qui a soumis des commentaires était favorable au rétablissement des exigences relatives aux combustibles fossiles gazeux et solides.

Pour répondre à ces préoccupations, et dans le contexte de l’augmentation continue du prix sur la pollution par le carbone, la portée du règlement a été davantage limitée pour couvrir seulement l’essence et le diesel, des combustibles fossiles liquides utilisés principalement dans le transport. On a supprimé les exigences de réduction pour le mazout lourd, le mazout léger et le kérosène. Une exclusion a été ajoutée pour le combustible utilisé pour le chauffage des locaux. D’autres parties du règlement ont également été ajustées pour assurer la cohérence avec la portée limitée, notamment en supprimant la possibilité de créer des unités de conformité par la réalisation de projets de réduction des émissions menés tout au long du cycle de vie des combustibles fossiles gazeux et solides.

Le règlement prévoit une exclusion pour les combustibles fossiles liquides utilisés pour la production d’électricité dans des endroits éloignés. Ce changement tient compte des défis que pose l’approvisionnement en combustibles à faible IC dans les régions éloignées et est cohérent avec l’exclusion des combustibles utilisés dans les communautés éloignées et avec la portée du règlement qui est limitée aux combustibles fossiles liquides utilisés principalement dans le transport.

Entrée en vigueur

Un certain nombre de fournisseurs principaux et de provinces ont exprimé leurs préoccupations quant à la date d’entrée en vigueur proposée. L’une des préoccupations importantes tenait au fait que les principaux outils nécessaires à la mise en œuvre du règlement (p. ex. le modèle ACV des combustibles, les méthodes de quantification) ne seraient pas rendus accessibles par le Ministère assez tôt avant l’entrée en vigueur. Par conséquent, les parties réglementées et les créateurs volontaires d’unités de conformité n’auraient pas suffisamment de temps, avant l’entrée en vigueur du règlement, pour réaliser la planification des projets nécessaires pour se conformer et pour créer des unités de conformité.

Pour répondre à certaines de ces préoccupations, l’exigence de réduction de l’IC de la version définitive du règlement entrera en vigueur le 1^er juillet 2023 au lieu du 1^er décembre 2022. La création des unités de conformité débuterait à la date d’enregistrement du règlement. Cette mesure permet d’accorder un délai d’environ un an aux créateurs d’unités de conformité pour la création anticipée de ces unités avant l’entrée en vigueur des exigences annuelles de réduction.

Exigences annuelles de réduction de l’intensité en carbone

Certains fournisseurs principaux craignaient que le projet règlement soit trop sévère de façon générale et ont exprimé leurs préoccupations quant à la trajectoire des exigences annuelles de réduction de l’IC. En revanche, des organisations non gouvernementales, des producteurs de combustible à faible IC et des intervenants de la recharge des véhicules électriques (VE) ont recommandé des exigences de réduction plus strictes, surtout au cours des premières années.

En mars 2022, le Ministère a proposé de faire passer l’objectif de réduction de l’IC de 12 à 14 grammes d’équivalent CO₂ par mégajoule (g éq. CO₂/MJ) en 2030, ce qui représente une diminution d’environ 15 % de l’IC par rapport aux niveaux de 2016. Dans le projet de règlement, l’exigence initiale de réduction de l’IC était de 2,4 g éq. CO₂/MJ en 2022, avec une augmentation annuelle de 1,2 g éq. CO₂/MJ. Dans la version définitive du règlement, l’exigence initiale de réduction de l’IC est maintenant de 3,5 g éq. CO₂/MJ en 2023, avec une augmentation annuelle de 1,5 g éq. CO₂/MJ. Ces changements garantissent que la version définitive du règlement envoie un signal fort au marché pour de nouveaux investissements propres. Depuis la publication du projet de règlement, le nombre de mesures complémentaires annoncées ou mises en œuvre par le gouvernement et leur incidence a considérablement augmenté. Dans ce contexte, l’augmentation de l’objectif et de la trajectoire de la version définitive du règlement est nécessaire pour continuer d’effectuer d’importantes réductions supplémentaires qui aideraient le Canada à atteindre son objectif de réduction des émissions en 2030, soit une réduction de 40 à 45 % par rapport aux niveaux de 2005, et la carboneutralité d’ici 2050. La proposition a été communiquée aux intervenants lors d’une session d’information ouverte au CCM ainsi qu’aux autres parties intéressées. De façon générale, les intervenants ont compris la raison pour laquelle il fallait augmenter les exigences et étaient en faveur d’aller de l’avant pour finaliser le règlement.

Catégorie de conformité 1

Période de création d’unités de conformité

Des fournisseurs principaux et des provinces ont exprimé des inquiétudes quant aux exigences liées à la période de création d’unités de conformité pour les projets de réduction des émissions au titre de la catégorie de conformité 1. Par exemple, certains intervenants se sont opposés à la règle selon laquelle un projet cesserait de recevoir des unités de conformité si l’activité entreprise devenait obligatoire en vertu de la législation fédérale ou provinciale. Ces intervenants ont recommandé que la période de création d’unités de conformité, une fois établie, ne soit pas modifiée, même si la mesure est requise par la loi.

D’autres intervenants ont recommandé au Ministère de supprimer la limite de la période de création d’unités de conformité – qui a été fixée à 20 ans pour les projets de capture et de stockage du carbone et à 10 ans pour les autres types de projets, avec une possibilité de renouvellement de 5 ans – ce qui signifie que les projets continueraient à créer des unités de conformité tant qu’ils sont opérationnels.

Le Ministère n’a pas modifié les exigences relatives à la période de création d’unités de conformité dans la version définitive du règlement. Il considère que ces exigences sont nécessaires pour faire en sorte que les types de projets restent additionnels. En outre, le Ministère avait déjà prolongé la période de création d’unités de conformité pour le projet de règlement par rapport aux versions précédentes afin d’offrir une plus grande certitude aux investisseurs.

Critères d’additionnalité

Pour toutes les méthodes de quantification autres que la méthode de quantification générique, le caractère additionnel d’un projet serait évalué pendant l’élaboration de la méthode de quantification au niveau du type de projet et tiendrait compte de nombreux facteurs, y compris si une mesure est requise par une autre loi ou un autre règlement canadien; les obstacles technologiques et financiers; et le taux de pénétration sur le marché de la technologie ou de la pratique. Les méthodes de quantification feraient l’objet d’un examen périodique pour ce qui est du caractère additionnel du type de projet et seraient maintenues, modifiées ou retirées au fur et à mesure que les activités évoluent. L’évaluation du caractère additionnel d’un type de projet est détaillée dans le Document d’orientation sur l’élaboration des méthodes de quantification. Ce document a été publié en même temps que le projet de règlement et a également fait partie des consultations. Plusieurs intervenants ont fait des commentaires sur les critères d’additionnalité utilisés dans cette évaluation. Certains intervenants, y compris des fournisseurs principaux et des provinces, ont demandé au Ministère de modifier les critères pour qu’ils soient moins stricts, par exemple en augmentant le taux de pénétration utilisé pour déterminer si un type de projet est additionnel ou de complètement supprimer tous les critères. D’autres intervenants, comme des ONGE, ont recommandé d’avoir des critères plus stricts en utilisant, par exemple, un critère financier pour déterminer le caractère additionnel d’un type de projet, même lorsque le taux de pénétration est inférieur à 5 % ou à 5 installations.

Le Ministère n’a pas modifié les critères utilisés pour évaluer le caractère additionnel d’un type de projet pendant l’élaboration et l’examen des méthodes de quantification spécifiques. Ces critères sont nécessaires pour garantir que le règlement entraîne de réelles réductions des émissions. Des modifications antérieures des critères avaient déjà rendu l’évaluation du caractère additionnel d’un type de projet moins contraignante pour les secteurs comptant peu d’entités. Par exemple, l’ajout de la possibilité de démontrer le caractère additionnel d’un type de projet en utilisant un taux de pénétration d’au plus cinq installations ayant adopté une technologie dans un secteur donné permet une évaluation plus flexible.

Commerce

Plusieurs intervenants ont commenté le traitement des combustibles fossiles importés et exportés dans le cadre du projet de règlement.

En ce qui concerne les combustibles fossiles importés, certains intervenants du secteur pétrolier et gazier se sont prononcés sur l’exigence selon laquelle les projets de réduction des émissions doivent être menés au Canada afin d’être admissibles à la création d’unités de conformité au titre du règlement. Ces intervenants ont demandé que les projets de réduction des émissions menés partiellement ou complètement à l’extérieur du Canada soient également reconnus pour la création d’unités de conformité.

La version définitive du règlement autorise la création d’unités de conformité pour les projets de réduction des émissions dans les installations étrangères qui produisent des combustibles fossiles liquides ou du pétrole brut, pour la portion de combustible ou de pétrole brut fournie au Canada. Un accord devra être conclu entre le Ministère et l’administration étrangère où le projet est réalisé afin de s’assurer que les projets de cette administration sont comparables aux projets canadiens en termes d’efficacité et qu’ils répondent aux objectifs du règlement. Cela permettra de s’assurer que les possibilités de création d’unités de conformité sont cohérentes avec l’objectif du règlement, qui consiste à réduire les émissions des combustibles utilisés au Canada.

Un certain nombre d’intervenants du secteur des combustibles à faible IC, de l’industrie de la recharge des VE et des ONGE ont mentionné que les projets de réduction des émissions ne devraient pas pouvoir créer des unités de conformité pour la portion de combustibles fossiles ou de pétrole brut exportée. Les parties réglementées ont fait part de leurs inquiétudes concernant un enjeu connexe, notamment un grand nombre d’unités de conformité créées par des projets de captage et de stockage du carbone dans le secteur pétrolier et gazier qui mettrait une pression à la baisse sur le prix des unités de conformité.

Dans la version définitive du règlement, les projets de réduction des émissions ne peuvent plus créer d’unités de conformité pour la portion de combustibles fossiles ou de pétrole brut exportée. Cela renforce l’objectif politique visant à réduire les émissions des combustibles utilisés au Canada, tout en harmonisant le traitement des combustibles fossiles exportés avec le traitement de combustibles à faible IC exportés qui ne peuvent pas créer d’unités de conformité au titre du règlement. Les mesures associées aux combustibles fossiles ou au pétrole brut exportés ne sont pas non plus admissibles à la création d’unités de conformité au titre des normes sur les combustibles à faible IC d’autres administrations.

Méthode de quantification générique

De nombreux intervenants ont commenté les exigences liées à la méthode de quantification générique. Plusieurs intervenants, notamment des intervenants du secteur pétrolier et gazier, d’autres secteurs industriels et des provinces, souhaitaient davantage de flexibilité. En particulier, ils ont demandé que l’on élimine la limite pour les unités de conformité créées au titre de la méthode de quantification générique qui peuvent être utilisées pour satisfaire jusqu’à 10 % des exigences annuelles de réduction. Certains intervenants, comme des membres de l’industrie des combustibles renouvelables et des organisations non gouvernementales, ont demandé des exigences plus sévères, par exemple en diminuant la limite de 10 % ou en imposant plus d’exigences pour assurer le caractère additionnel des projets. D’autres intervenants ont suggéré de clarifier les règles applicables à l’utilisation de la méthode de quantification générique.

Plusieurs articles au règlement ont été ajoutés afin de clarifier les règles applicables à l’utilisation de la méthode de quantification générique ainsi que le processus et les conditions à respecter pour passer de la méthode de quantification générique à une méthode de quantification spécifique.

Toutefois, le Ministère n’a pas modifié la limite de 10 %. Mettre une limite de 10 % sur l’utilisation des unités de conformité tout en appliquant des critères d’additionnalité distincts et plus rationalisés au niveau du projet pour la méthode de quantification générique permet une flexibilité de conformité tout en atténuant les risques associés à l’évaluation rationalisée du caractère additionnel du projet. De plus, il est possible de demander au Ministère d’élaborer une nouvelle méthode de quantification spécifique pour un type de projet considéré être additionnel. Lorsqu’une nouvelle méthode de quantification spécifique est adoptée, les projets qui créent des unités de conformité au titre de la méthode de quantification générique peuvent passer à la nouvelle méthode de quantification spécifique, et les unités de conformité créées conformément à cette nouvelle méthode de quantification spécifique ne sont pas assujetties à la limite de 10 %.

Hydrogène

Plusieurs fournisseurs principaux et une province ont préconisé un traitement uniforme de l’hydrogène, quel que soit l’endroit où il est produit (c.-à-d. une installation autonome de production d’hydrogène par rapport à une raffinerie). Ils ont également recommandé que les possibilités d’utilisation de l’hydrogène comme combustible et charge d’alimentation soient élargies et qu’on leur accorde la priorité dans le cadre du règlement, notamment en priorisant l’établissement d’une méthode de quantification pour l’hydrogène.

Pour les installations autonomes de production d’hydrogène fournissant des combustibles à faible IC ou de l’hydrogène comme source d’énergie pour des véhicules à pile à hydrogène, le Ministère a simplifié l’approche en incluant les émissions de combustion et de procédé qui sont captées pour le CSC ou la RAH dans la détermination de l’IC de l’hydrogène en utilisant le modèle ACV des combustibles. Dans le projet de règlement, les émissions de combustion captées créaient des unités de conformité au titre de la méthode de quantification pour le captage et le stockage permanent du CO₂. De plus, le Ministère travaille à l’élaboration d’une méthode de quantification propre à l’hydrogène avec des examinateurs experts afin d’accroître les possibilités de création d’unités de conformité pour l’hydrogène. La version définitive de la méthode de quantification est prévue pour l’été 2022.

Catégorie de conformité 2

Captage et stockage du carbone dans les installations de production de combustibles à faible intensité en carbone

Dans le même ordre d’idée que les commentaires fournis à propos des projets de réduction des émissions dans le secteur pétrolier et gazier, de nombreux intervenants du secteur des combustibles à faible IC et du secteur pétrolier et gazier ont demandé que les projets de captage et de stockage du carbone entrepris dans des installations de production de combustibles à faible IC à l’extérieur du Canada soient admissibles à la création d’unités de conformité au titre du règlement. Plusieurs de ces intervenants ont aussi recommandé que les unités de conformité pour ce type de projet soient calculées à l’aide du modèle ACV des combustibles plutôt que conformément à une méthode de quantification.

En réponse à ces commentaires, le règlement reconnaîtra les projets de captage et de stockage du carbone dans les installations de production de combustible à faible IC à l’extérieur du Canada. Les réductions découlant de ces projets seront comprises dans l’IC du combustible à faible IC et seront calculées à l’aide du modèle ACV des combustibles. Les réductions associées au captage et au stockage du carbone (CSC) et à la récupération assistée des hydrocarbures (RAH) seront incluses dans le modèle ACV des combustibles en 2024, lorsqu’une nouvelle version du modèle ACV des combustibles sera publiée aux fins du règlement. À ce moment-là, les producteurs de combustible à faible IC pourront demander un ajustement des unités de conformité pour toute quantité de combustible fournie au Canada depuis l’enregistrement du règlement ou le début des projets de CSC ou de RAH, si les projets débutent après l’enregistrement du règlement. Pour être inclus dans l’IC, les projets de CSC et de RAH doivent être menés dans une administration disposant d’une réglementation pertinente pour assurer un stockage permanent.

Critères d’utilisation des terres et de la biodiversité

Reconnaissance législative

Plusieurs intervenants au Canada et aux États-Unis, y compris les provinces, les producteurs de combustibles à faible IC et les producteurs de charges d’alimentation, ont fait valoir que les cultures produites au Canada et aux États-Unis respectent déjà des normes environnementales strictes et que l’on devrait automatiquement attester de leur conformité globale avec les critères d’UTB. Par ailleurs, ces intervenants ont fait valoir que si le Ministère n’était pas en mesure d’attester de cette conformité globale automatique, il devrait élaborer un cadre pour reconnaître si les provinces et les États-Unis satisfont aux critères d’UTB. Ils ont également demandé au Ministère de préciser si les lois provinciales et américaines seraient reconnues comme répondant aux critères avant la publication de la version définitive du règlement.

Le Ministère a entrepris un examen général des lois provinciales et territoriales et s’est entretenu avec les provinces et les territoires pour discuter de ses conclusions et obtenir de la rétroaction.

Le règlement permet aux gouvernements de présenter une demande au ministre afin qu’il reconnaisse leur respect de l’un ou de l’ensemble des critères en se référant aux lois, aux règlements ou aux obligations juridiques nationaux ou infranationaux (p. ex. provinces, territoires, États) en place, tels que définis par des ententes exécutoires. Les administrations nationales ou infranationales devront présenter une demande au ministre pour qu’il reconnaisse leur respect de l’un ou de l’ensemble des critères en invoquant une loi équivalente existant au niveau national, ou infranational, ou toute autre exigence légale imposée par un gouvernement.

Systèmes de certification

Plusieurs commentaires ont été reçus de la part des provinces, des producteurs de combustible à faible IC et des fournisseurs de charges d’alimentation concernant les systèmes de certification pour les critères d’UTB. Par exemple, certains intervenants ont demandé que le Ministère accepte les systèmes de certification existants, qu’ils soient conformes ou non aux critères d’UTB. D’autres intervenants ont recommandé au Ministère de simplifier le fardeau réglementaire lors de l’établissement de systèmes de certification qui répondent aux critères d’UTB. Il a également été suggéré d’éliminer la possibilité de visites des lieux aux fins de vérification lors de l’établissement de systèmes de certification répondant aux critères d’UTB.

Pour les systèmes de certification qui satisfont aux normes d’accréditation décrites dans le règlement, les organismes de certification pourront demander au ministre de reconnaître que le système de certification répond à un ou plusieurs critères d’UTB.

Exemption supplémentaire pour les charges d’alimentation

Plusieurs provinces ont formulé des commentaires sur d’autres types de charges d’alimentation qui pourraient être exemptées des critères d’UTB. Ces types de charges d’alimentation comprennent les charges d’alimentation issues de cultures endommagées et les résidus primaires (par exemple la tige de maïs dans le cas du maïs).

Après avoir examiné ces commentaires, le Ministère a déterminé que les résidus agricoles et forestiers, les cultures endommagées et la biomasse forestière provenant des activités de prévention et de protection contre les incendies étaient peu préoccupants en ce qui concerne l’incidence sur l’utilisation des terres. Ces types de charges d’alimentation sont donc passés dans une catégorie de charges d’alimentation soumises à un nombre réduit de dispositions quant à l’UTB.

Catégorie de conformité 3

Modifier le créateur d’unités de conformité par défaut pour la recharge des véhicules électriques

Le projet de règlement désignait les exploitants de réseaux de recharge en tant que créateur d’unités de conformité par défaut pour la recharge résidentielle et publique des véhicules électriques, et les hôtes de sites de recharge pour la recharge des véhicules électriques qui n’est ni résidentielle ni publique. Les intervenants de divers secteurs (par exemple les constructeurs automobiles, les exploitants de réseaux de recharge, les sociétés de services publics) ont mentionné que le Ministère devrait changer le créateur d’unités de conformité par défaut pour la recharge résidentielle et publique des véhicules électriques et accorder ce statut aux constructeurs automobiles, aux services publics ou aux hôtes de sites de recharge. D’autres intervenants étaient en faveur du maintien des exploitants de réseaux de recharge comme créateurs d’unités de conformité par défaut pour la recharge résidentielle et publique des véhicules électriques.

Pour la version définitive du règlement, le Ministère n’a apporté aucune modification aux créateurs d’unités de conformité par défaut qui étaient proposés pour la recharge des véhicules électriques, car cette approche offre une flexibilité en permettant à toute entreprise d’opérer en tant qu’exploitant de réseau, soit seul ou par le biais d’investissements ou de partenariats pour la recharge résidentielle et publique. Le fait de désigner un seul type de créateur d’unités de conformité par défaut réduit le risque de compter en double l’électricité qui pourrait provenir de plusieurs créateurs d’unités de conformité potentiels. De plus, cette approche simplifie les exigences réglementaires et réduit le fardeau administratif, car les exploitants de réseaux de recharge opèrent généralement à grande échelle (par exemple à l’échelle nationale ou provinciale) et sont propriétaires des données liées aux activités de recharge. L’échelle nationale/provinciale typique des exploitants de réseaux de recharge offre également davantage de possibilités d’expansion de recharge publique en collaborant avec des hôtes de sites qui n’auraient autrement pas l’échelle ou la capacité opérationnelle nécessaire pour quantifier la quantité d’électricité utilisée pour la recharge, s’enregistrer et produire des rapports en vertu du règlement, échanger leurs unités de conformité avec d’autres participants, et satisfaire aux exigences de réinvestissement des revenus.

Les hôtes des sites de recharge peuvent créer des unités de conformité pour la recharge de leurs véhicules électriques sans les exigences de réinvestissement des revenus, si la recharge n’est ni résidentielle ni publique (par exemple pour utilisation commerciale). Ainsi, les revenus générés par les unités de conformité peuvent inciter à investir davantage dans les véhicules électriques ou leurs infrastructures de recharge.

Permettre l’investissement des revenus pour couvrir les coûts administratifs liés au règlement

Plusieurs intervenants de l’industrie de la construction automobile, de l’industrie de la recharge des véhicules électriques et d’autres fournisseurs de combustible ont commenté les exigences relatives au réinvestissement des revenus du projet de règlement, selon lesquelles les revenus générés par les unités de conformité découlant de la recharge résidentielle et publique des véhicules électriques devraient être réinvestis pour encourager davantage l’adoption de véhicules à zéro émission. Ces intervenants ont demandé que les exigences relatives au réinvestissement des revenus soient modifiées de manière à inclure les coûts administratifs liés au règlement.

Dans la version définitive du règlement, les exigences relatives au réinvestissement des revenus ne permettent pas d’inclure les coûts administratifs. Ces exigences en matière de réinvestissement ont pour but de faciliter l’accès à l’infrastructure de recharge et de réduire les coûts d’exploitation pour les conducteurs de véhicules électriques, ce qui constitue un avantage pour ceux qui ont investi dans les véhicules électriques.

Élimination progressive de la création d’unités de conformité provenant de la recharge résidentielle des véhicules électriques

Plusieurs intervenants ont demandé de supprimer l’élimination progressive ou de prolonger le délai avant l’élimination progressive de la création d’unités de conformité provenant de la recharge résidentielle des véhicules électriques.

Lors des consultations de juin 2020, le Ministère a proposé d’éliminer progressivement les unités de conformité provenant de la recharge résidentielle des véhicules électriques d’ici 2030. Toutefois, le projet de règlement prolongeait jusqu’à la fin de 2035 la totalité des unités de conformité pour la recharge résidentielle des véhicules électriques pour les bornes de recharge installées avant la fin de 2030. Les bornes de recharge résidentielle installées après 2030 ne seraient pas admissibles à la création d’unités de conformité.

La version définitive du règlement conserve le même échéancier pour l’élimination progressive de la création d’unités de conformité pour la recharge résidentielle, car le nombre d’unités de conformité créées par la recharge des véhicules électriques augmentera rapidement à mesure que plus de véhicules électriques sont utilisés au Canada. Toutes les unités de conformité créées pour la fourniture de combustibles ou d’énergie aux véhicules de technologie de pointe sont considérées comme des réductions d’émissions non différentielles et non attribuables au règlement, donc tout délai supplémentaire dans l’élimination progressive des unités de conformité pour la recharge résidentielle des véhicules électriques entraînerait moins de mesures différentielles.

Changement de combustibles par l’utilisateur final dans les équipements fixes

Divers intervenants ont fait part de leurs points de vue sur la possibilité de permettre la création d’unités de conformité pour le changement de combustibles par l’utilisateur final dans les équipements fixes (par exemple le passage du mazout de chauffage aux granules de bois pour le chauffage domestique), ce qui n’a pas été inclus dans le projet de règlement. Nombre de provinces, de secteurs FIEEC, de producteurs de combustibles solides et gazeux à faible IC ainsi que d’intervenants de l’industrie ont recommandé que la création d’unités de conformité découlant du changement de combustibles par l’utilisateur final dans les équipements fixes soit autorisée par le règlement, tandis que quelques intervenants du secteur pétrolier et du secteur des combustibles à faible IC ainsi qu’une ONGE se sont opposés à cette idée.

Compte tenu de la décision de limiter la portée de la version définitive du règlement aux combustibles principalement utilisés dans le transport, le règlement n’offre pas de possibilités de création d’unités de conformité pour le changement de combustibles par l’utilisateur final dans les équipements fixes.

Système d’unités de conformité et d’échange et mécanismes de flexibilité

Mécanisme de fonds aux fins de conformité

Plusieurs commentaires ont été reçus sur le mécanisme de fonds aux fins de conformité. De nombreux intervenants ont commenté la limite de 10 % établie pour la contribution à un programme de financement des réductions des émissions qui peut être utilisée pour satisfaire l’exigence annuelle de réduction. Plusieurs intervenants, notamment les provinces et les fournisseurs principaux, ont déclaré que cette limite était trop basse, tandis que d’autres intervenants, y compris les producteurs de combustible à faible IC et les ONGE, ont déclaré que la limite était trop élevée.

Certains intervenants ont également fait des commentaires sur le prix établi pour contribuer à un programme de financement des réductions des émissions. Les producteurs de combustible à faible IC, les ONGE ainsi que les intervenants du secteur des véhicules électriques se sont dits favorables au maintien du prix proposé à 350 $/t d’éq. CO₂.

Le règlement maintient la limite de 10 % établie pour la contribution à un programme de financement des réductions des émissions qui peut être utilisée pour satisfaire l’exigence annuelle de réduction, ainsi que le prix de 350 $ en dollars de 2022 par unité de conformité (rajusté à l’IPC). Cette limite ainsi que le prix qui y est associé devraient permettre de trouver un juste équilibre entre l’envoi d’un signal pour les investissements dans les combustibles à faible IC et le risque d’un manque d’unités de conformité.

Report de l’exigence

De nombreux commentaires ont été formulés à propos du report des exigences. Plusieurs intervenants du secteur pétrolier ont demandé un assouplissement des paramètres concernant le report des exigences, comme une augmentation de la limite de 10 %, une réduction du taux d’intérêt annuel de 20 % ou une prolongation de la période de deux ans pendant laquelle un déficit peut être reporté. Certains intervenants qui proviennent aussi du secteur pétrolier ont demandé un assouplissement des paramètres uniquement en cas de manque d’unités de conformité ou de perturbation du marché. D’autres intervenants de secteurs tels que le gaz naturel, les combustibles à faible IC et les véhicules électriques ainsi que des ONGE ont suggéré de maintenir ou de diminuer la limite de 10 %.

Le Ministère a revu certains des paramètres liés au report des exigences pour la version définitive du règlement. Plus particulièrement, la période pendant laquelle un déficit peut être reporté a été prolongée à cinq ans, et le taux d’intérêt a été réduit à 5 %. La version définitive du règlement permet également à un fournisseur principal d’assumer un nouveau déficit même s’il n’a pas encore comblé entièrement un déficit d’une année antérieure, pourvu que la limite de report des exigences de 10 % ne soit pas dépassée. Ces changements offriront plus de flexibilité aux parties réglementées en cas d’un manque d’unités de conformité temporaire ou à court terme sans avoir d’effet sur les réductions d’émissions totales réalisées grâce au règlement.

Échanges entre les catégories

Plusieurs intervenants, dont les provinces, les fournisseurs principaux, des intervenants des secteurs des combustibles gazeux et solides à faible IC et les secteurs FIEEC, ont demandé de supprimer ou d’augmenter la limite de 10 % sur l’utilisation des unités de conformité relatives aux combustibles gazeux et solides pour satisfaire l’exigence annuelle de réduction. D’autres intervenants, notamment des ONGE et des producteurs de combustible à faible IC ainsi que des intervenants des secteurs des véhicules électriques et des véhicules de pointe, ont recommandé de maintenir ou de diminuer la limite de 10 %.

Le règlement maintient la limite de 10 % sur l’utilisation des unités de conformité relatives aux combustibles gazeux pour satisfaire l’exigence annuelle de réduction. Il s’agit d’offrir une certaine flexibilité aux fournisseurs principaux tout en assurant la cohérence avec la portée du règlement, qui vise les combustibles liquides utilisés dans le transport. La limite de 10 % incitera à produire des combustibles gazeux à faible IC, comme l’hydrogène et le gaz naturel renouvelable, qui pourraient à leur tour être utilisés dans le transport. Comme le règlement ne prévoit plus de possibilités de création d’unités de conformité pour les combustibles solides, la limite de 10 % ne s’applique qu’aux unités de conformité relatives aux combustibles gazeux.

Protection pour un minimum d’unités des catégories de conformité 2 et 3

Un groupe d’intervenants, principalement des acteurs du secteur des combustibles à faible IC, des ONGE et des acteurs du secteur de la recharge des VE, a proposé une disposition de protection qui garantirait un minimum d’unités de conformité provenant des catégories de conformité 2 et 3. Les intervenants ont noté que la protection permettrait au Canada de s’éloigner davantage de l’utilisation de combustibles fossiles dans le transport pour se tourner vers l’utilisation de plus de combustibles à faible IC et de véhicules zéro émission.

Le règlement n’exige pas un nombre minimal d’unités de conformité provenant des catégories de conformité 2 et 3. Il adopte une approche neutre sur le plan technologique pour réduire l’IC des combustibles en encourageant les investissements dans les trois catégories de conformité. Les parties réglementées auront besoin des unités de conformité provenant de toutes les catégories de conformité, y compris la fourniture de combustibles à faible IC et la fourniture de combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe, afin de respecter leurs exigences en matière de réduction.

Répercussions pour les régions et les consommateurs

Plusieurs intervenants, y compris les provinces, les fournisseurs principaux et les ONGE, ont mentionné que le projet de règlement avait une incidence disproportionnée sur le Canada atlantique étant donné la grande proportion de consommateurs qui dépendent du mazout de chauffage dans la région. On a émis un certain nombre de suggestions pour diminuer cette incidence, y compris les suivantes : exempter les combustibles utilisés dans des applications fixes (par exemple le mazout de chauffage, le mazout lourd); fournir un financement pour faciliter l’abandon du mazout de chauffage; ajouter des possibilités de création d’unités de conformité pour le changement de combustibles par l’utilisateur final dans les applications fixes; et retarder l’entrée en vigueur du règlement dans le Canada atlantique. On a aussi proposé une exemption du règlement pour Terre-Neuve-et-Labrador afin de tenir compte du coût de conformité plus élevé ainsi que des préoccupations en matière de faisabilité logistique et technique propres à la province.

Le Ministère a supprimé les exigences de réduction de l’IC pour le mazout lourd, le mazout léger et le kérosène et a ajouté une exclusion pour l’essence ou le diesel utilisés pour le chauffage des locaux. Il a également maintenu l’exclusion pour l’essence et le diesel produits dans les installations de production des fournisseurs principaux et utilisés dans ces installations pour des applications fixes. En outre, le Ministère a reporté l’entrée en vigueur des exigences de réduction au 1^er juillet 2023 pour toutes les parties réglementées. Pour Terre-Neuve-et-Labrador, le Ministère n’a pas annoncé d’autres exemptions que celles déjà prévues dans le projet de règlement, mais a maintenu l’exemption proposée de l’exigence selon laquelle au moins 5 % du volume d’essence produit ou importé doit être remplacé par un volume équivalent de substitut de l’essence et au moins 2 % du volume de diesel produit ou importé doit être remplacé par un volume équivalent de substitut du diesel. Les combustibles produits ou importés à Terre-Neuve-et-Labrador et utilisés dans cette province seront toujours assujettis aux exigences de réduction de l’IC. Le Ministère a également maintenu l’exclusion des combustibles utilisés dans les communautés éloignées.

Incidence sur l’industrie

On a reçu un certain nombre de commentaires concernant l’incidence potentielle du projet de règlement sur les secteurs industriels, en particulier les secteurs FIEEC. Plusieurs intervenants ont reconnu que l’annulation des règlements prévus par le Ministère pour les combustibles gazeux et solides a dissipé leurs préoccupations quant à l’incidence du règlement sur les secteurs industriels. Toutefois, certains secteurs industriels opérant dans des régions éloignées, ayant un accès limité aux énergies à faible IC et dépendant largement des combustibles fossiles, ont demandé plus de flexibilité afin d’atténuer les incidences du règlement.

L’élimination des exigences de réduction du mazout lourd et du mazout léger, lesquels sont utilisés par les secteurs industriels, et la possibilité d’exclure le combustible utilisé pour la production d’énergie en région éloignée, réduiront davantage les incidences sur les secteurs industriels. Cela s’ajoute à la flexibilité que prévoit déjà le règlement, comme l’accumulation illimitée des unités de conformité qui contribue à minimiser les coûts.

Fardeau administratif : production de rapports, tenue de dossiers et assurance de la qualité

Plusieurs commentaires reçus indiquent que les intervenants demandent les éléments suivants : plus de temps pour s’enregistrer et pour certains éléments des rapports; la simplification du processus de vérification, de validation et de déclaration dans le Système de création et de suivi des crédits (SCSC) du Règlement sur les combustibles propres dans la mesure du possible; la réduction du fardeau administratif associé à la tenue des dossiers et aux critères d’UTB; et de la flexibilité pendant la période suivant l’enregistrement du règlement pour donner aux participants le temps de connaître le règlement et de s’adapter au SCSC.

En réponse à ces commentaires, plusieurs changements ont été apportés à la version définitive du règlement. Les fournisseurs principaux doivent s’inscrire dans les 90 jours suivant l’enregistrement du règlement, plutôt que dans les 10 jours, comme le prévoyait le projet de règlement. Les délais pour les rapports après la fin d’une période de conformité ou d’une période de création d’unités de conformité ont été prolongés pour la plupart des rapports, y compris le rapport trimestriel de création d’unités de conformité (60 jours de plus accordés) et le rapport annuel de création d’unités de conformité (30 jours de plus accordés). Le Ministère fournit également plus de flexibilité pour permettre la création anticipée d’unités de conformité au titre des catégories de conformité 2 et 3; les unités de conformité pourront être créées à partir de la date d’enregistrement du règlement, à condition que le participant s’enregistre dans le SCSC dans les 60 jours suivant l’enregistrement du règlement. Les unités de conformité pour les projets de réduction des émissions de CO₂ relevant de la catégorie de conformité 1 pourront être créées à partir de la date à laquelle le projet est reconnu par le Ministère.

En ce qui concerne les critères d’UTB, la déclaration se fera chaque année plutôt que par lot afin de permettre une rationalisation en fonction des périodes contractuelles actuelles des acheteurs et des vendeurs. Les fournisseurs étrangers ne sont plus tenus d’envoyer leurs rapports ou documents sur le bilan matières à un importateur et peuvent au contraire les conserver sur place. Les créateurs enregistrés et les fournisseurs étrangers rempliront tous les deux le rapport sur le bilan matières sur une base annuelle plutôt que trimestrielle.

En ce qui concerne les exigences de vérification et de validation prévues dans le règlement, les exigences de validation ont été retirées de la version définitive du règlement. Ainsi, les demandes pour les projets de réduction des émissions de CO₂ relevant de la catégorie de conformité 1 ainsi que les demandes relatives à l’IC pour lesquelles il y a moins de 3 mois consécutifs de données ne nécessiteront pas de validation par un tiers. De plus, en ce qui concerne la vérification, les demandes relatives à l’IC devront être vérifiées à partir du 30 juin 2024. Les participants et les organismes de vérification auront ainsi le temps de se familiariser avec le modèle ACV des combustibles. Les seuils d’importance relative quantitative appliqués lors de la vérification des rapports et des demandes réglementaires seront alignés sur d’autres cadres réglementaires existants, tels que le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement. Enfin, les délais de soumission des rapports de vérification et des demandes ou rapports réglementaires correspondants ont été harmonisés; la version définitive du règlement exigera que chaque rapport de vérification soit soumis en même temps que la demande ou le rapport connexe.

Modèle d’analyse du cycle de vie des combustibles

La publication du projet de règlement était accompagnée de la publication du rapport Méthode du modèle ACV des combustibles et les intervenants étaient invités à fournir des commentaires sur la conception du modèle. Les principaux commentaires reçus sur le modèle faisaient état de la modification de l’approche d’affectation, de l’inclusion de charges d’alimentation et de processus personnalisables; de la prise en compte de la dette de carbone; de l’inclusion d’un plus grand nombre de filières de combustibles; et de l’inclusion du captage et du stockage du carbone.

Les membres du GTT ont eu l’occasion d’examiner l’approche méthodologique et de formuler des commentaires. Les commentaires des intervenants couvraient un large éventail de sujets, y compris la demande d’un plus grand nombre d’options pour personnaliser les charges d’alimentation et les procédés; la modification des méthodes d’affectation; la demande d’inclure les émissions évitées dans de multiples situations; le traitement du carbone biogénique; et l’inclusion d’un plus grand nombre de filières de combustibles. Les intervenants ont tous demandé de rendre le modèle ACV des combustibles disponible le plus tôt possible afin qu’ils puissent se familiariser avec le modèle et tenir compte des résultats dans leurs décisions d’investissement. Ces commentaires ont été pris en considération lors de la mise à jour de la méthodologie.

Après la publication du projet de règlement dans la GC I, le Ministère a poursuivi l’élaboration du modèle et a apporté des améliorations sur la base d’une analyse interne, de la mise à l’essai du modèle, de l’examen par des experts, de contrats externes et des commentaires relatifs à la GC I. Le Ministère a rendu disponible la version de prépublication du modèle ACV des combustibles en décembre 2021 (voir la section suivante) à la demande de plusieurs intervenants afin de donner aux utilisateurs potentiels le temps nécessaire pour se familiariser avec le modèle avant sa publication officielle et de fournir des informations pouvant être prises en compte dans les décisions commerciales potentielles.

Analyse coûts-avantages

Un grand nombre de commentaires envoyés par toutes les catégories d’intervenants concernaient l’analyse coûts-avantages. Les commentaires reçus au sujet de la publication dans la GC I portaient généralement sur quatre catégories. Premièrement, tous les intervenants ont souligné la nécessité de mettre à jour l’analyse pour tenir compte des dernières projections sur l’économie et les émissions ainsi que des nouvelles annonces de politiques fédérales telles que l’augmentation du prix de la pollution par le carbone. Deuxièmement, de nombreux intervenants ont demandé des éclaircissements quant aux résultats de la modélisation, notamment ceux concernant les coûts marginaux de réduction. Troisièmement, plusieurs ont demandé que l’on fournisse des analyses coûts-avantages provinciales et territoriales. Quatrièmement, des questions ont été posées sur la méthode d’analyse du seuil de rentabilité, qui a été utilisée pour évaluer les réductions de GES.

Pour la publication de la version définitive du règlement, le Ministère a mis à jour l’analyse coûts-avantages en fonction des commentaires reçus sur la publication dans la GC I et pour refléter le scénario de référence 2021. Elle tient compte de la trajectoire proposée du prix de la pollution par le carbone (jusqu’à 170 $/tonne en 2030) ainsi que des principaux effets d’interaction du plan climatique renforcé, tels que les objectifs de vente de véhicules zéro émission. En outre, l’analyse comprend maintenant un tableau (14) qui résume les coûts par tonne et par filière afin de fournir un résumé clair des coûts marginaux de réduction. Étant donné que les avantages de la réduction des GES sont de nature mondiale, les analyses coûts-avantages régionales ne sont pas fournies. Toutefois, l’analyse comprend une évaluation à jour des effets potentiels du règlement sur les coûts régionaux (tableau 24).

Après la publication du projet de règlement, un examen par des experts de l’approche d’analyse du seuil de rentabilité et des estimations du coût social du carbone a servi à évaluer les résultats de l’analyse coûts-avantages. Les évaluateurs ont conclu que l’approche adoptée était raisonnable et que les estimations du coût social du carbone utilisées reflètent avec précision la gamme des valeurs plausibles trouvées dans la littérature scientifique. Par conséquent, la même approche d’analyse du seuil de rentabilité a été utilisée pour la publication de la version définitive du règlement, et des renseignements généraux supplémentaires concernant le coût social du carbone ont été incorporés, conformément à la recommandation des évaluateurs.

Consultations supplémentaires après la publication du projet de règlement dans la Partie I de la Gazette du Canada

Consultations de l’automne 2021

En novembre 2021, le Ministère a fourni une mise à jour aux intervenants concernant l’élaboration des méthodes de quantification, les critères d’UTB, la prépublication du modèle ACV des combustibles et l’échéancier prévu pour la publication de la version définitive du règlement. Par la suite, le Ministère a tenu des réunions bilatérales avec chaque province et territoire au cours de l’automne 2021 et de l’hiver 2022. Ces réunions avaient pour but de faire le point auprès des provinces et territoires sur les critères d’UTB et de discuter de la reconnaissance législative. Une période de commentaires sur les critères d’UTB a eu lieu jusqu’au 31 décembre 2021.

En ce qui a trait aux critères d’UTB, les provinces et les territoires ainsi que l’industrie au pays et à l’étranger se sont dits généralement préoccupés par la reconnaissance législative au Canada et aux États-Unis.

Le Ministère a apporté des modifications supplémentaires aux textes du règlement afin de clarifier et de simplifier les critères d’UTB.

Consultations du printemps 2022

En mars 2022, le Ministère a consulté les intervenants par l’entremise du CCM. Ces consultations visaient à tenir les intervenants informés de la proposition d’augmenter les exigences annuelles de réduction du règlement et de modifier leur date d’entrée en vigueur. Il a été proposé que l’exigence annuelle de réduction passe à 14 g éq. CO₂/MJ en 2030. Il a aussi été proposé de reporter l’entrée en vigueur des exigences annuelles de réduction au 1^erjuillet 2023 : les exigences de réduction commenceraient à 3,5 g éq. CO₂/MJ cette année-là et augmenteraient chaque année de 1,5 g éq. CO₂/MJ. Cela permettrait la création anticipée d’unités de conformité pendant environ un an, entre l’enregistrement du règlement et le 1^er juillet 2023. Deux addendas ont été envoyés à l’Organisation mondiale du commerce, le 18 mars 2022 et le 28 mars 2022, afin d’informer les partenaires commerciaux du Canada de ces changements proposés. Une période de commentaires a eu lieu jusqu’au 8 avril 2022.

Les fournisseurs principaux étaient généralement favorables aux dates proposées permettant la création anticipée d’unités de conformité pendant un an. Toutefois, des préoccupations ont été exprimées quant à l’augmentation des exigences annuelles de réduction en raison de l’incertitude du marché des unités de conformité. Les créateurs d’unités de conformité, y compris les producteurs de combustible à faible IC, ont soutenu l’augmentation des exigences, mais certains ont proposé un objectif encore plus élevé que 14 g éq. CO₂/MJ.

Modèle ACV des combustibles

Comité consultatif technique des intervenants (CCTI)

Le Comité consultatif technique des intervenants (CCTI) a été mis sur pied à l’automne 2021, et la première réunion s’est tenue en mars 2022. Ce comité est composé de représentants des secteurs suivants (industrie ou associations) : combustibles fossiles, combustibles à faible IC, électricité, agriculture, foresterie et hydrogène. Il comprend également des représentants d’ONGE et des universités ainsi que des experts indépendants de l’ACV. Tous les membres du CCTI ont une expertise dans l’analyse du cycle de vie, la quantification des GES ou les systèmes d’échange de crédits relatifs aux GES. L’objectif du CCTI est de conseiller ECCC sur les activités d’élaboration et de maintenance continues du modèle ACV des combustibles.

Publication préalable du modèle ACV des combustibles

La version de prépublication du modèle ACV des combustibles a été rendue disponible le 20 décembre 2021. Le dossier de publication préalable comprenait le modèle ACV des combustibles, le rapport Méthode du modèle ACV des combustibles et le manuel d’utilisation du modèle ACV des combustibles. Les caractéristiques techniques pour le calcul des valeurs d’IC avec le modèle ACV des combustibles pour le Règlement sur les combustibles propres et un classeur des données du Règlement sur les combustibles propres étaient également inclus dans le dossier de publication préalable.

En janvier 2022, le Ministère a tenu une séance d’information et en février 2022, il a organisé des séances de formation.

À la suite de la publication préalable du modèle ACV des combustibles, des modifications ont été apportées à la version définitive publiée afin de corriger des erreurs, d’apporter des changements à l’approche du carbone organique du sol et d’intégrer de nouveaux éléments.

Obligations relatives aux traités modernes et consultation et mobilisation des Autochtones

Comme l’exige la Directive du Cabinet sur l’approche fédérale pour la mise en œuvre des traités modernes, la proposition a été soumise à une évaluation des répercussions sur les traités modernes. L’évaluation n’a relevé aucune incidence sur les traités modernes ni obligation en découlant, puisque la proposition se situe à l’extérieur de la portée du sujet principal couvert dans les traités modernes.

Les gouvernements et les groupes autochtones ont été invités à participer au vaste processus de mobilisation organisé avec les intervenants tout au long de la conception du règlement. Dans l’ensemble, 15 organisations autochtones ont été invitées à prendre part aux réunions du CCM. Au cours de l’une de ces réunions, une question générale a été posée au sujet des possibilités de création d’unités de conformité, et on y a répondu. De plus, une organisation autochtone s’est jointe au GTT et a eu des discussions bilatérales avec le Ministère sur la NCP, notamment sur le modèle ACV du cycle de vie des combustibles. Le Ministère a informé les groupes autochtones de la possibilité de formuler d’autres commentaires à la suite de la publication du projet de règlement dans la Partie I de la Gazette du Canada. Une organisation autochtone a présenté des commentaires dans le cadre de la période de commentaires officielle. Depuis ce temps, 15 organisations autochtones ont été invitées à participer à des séances de mobilisation en novembre 2021 et en mars 2022 afin de faire le point sur l’élaboration du projet de règlement. Ces séances n’ont donné lieu à aucune observation ni question.

Choix de l’instrument

L’élaboration du CPC a requis l’établissement d’une vaste gamme d’options stratégiques pour la réduction des émissions de GES, y compris le présent règlement visant à réduire l’IC des combustibles. Le processus pour évaluer le choix de l’instrument a mis l’accent sur les options destinées à trouver des moyens de réduire l’IC des combustibles. Quatre options ont été considérées : augmenter les volumes minimaux requis des combustibles renouvelables en vertu du RCR fédéral, augmenter le prix de la tarification de la pollution par le carbone, proposer une norme d’IC visant simultanément les combustibles liquides, gazeux et solides ou mettre en œuvre une approche progressive pour une norme d’IC en commençant par une norme d’IC pour les combustibles liquides, puis en créant une norme d’IC pour les combustibles gazeux et solides.

Le Ministère a considéré augmenter l’exigence volumétrique du RCR et ajouter des exigences relatives à la réduction de l’IC pour les combustibles renouvelables. Cette approche a été rejetée en raison du manque de flexibilité pour les parties réglementées, car elle n’aurait pas autorisé les combustibles à faible IC qui ne sont pas renouvelables (par exemple des combustibles produits à partir de la capture directe de CO₂ de l’air) ni d’autres méthodes de réduction de l’IC (comme les projets de réduction des émissions de GES le long du cycle de vie des combustibles ou la fourniture de combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe).

Comme annoncé en décembre 2020 dans le plan climatique renforcé, le règlement adopte une approche d’IC tout au long du cycle de vie du combustible, ce qui signifie qu’il prend en compte les émissions associées à toutes les étapes de la production et de l’utilisation du combustible – de l’extraction à la transformation, ainsi que la distribution et l’utilisation finale. Le règlement complète la tarification de la pollution par le carbone. Alors que la tarification de la pollution par le carbone crée une incitation générale à travers toute l’économie à utiliser moins d’énergie et à améliorer l’efficacité, le règlement vise un changement transformateur dans la façon dont les combustibles sont produits et utilisés au Canada. C’est essentiel pour la décarbonisation à long terme et pour le cheminement du Canada vers la carboneutralité d’ici 2050.

Dans le présent contexte où la tarification du carbone continue à augmenter, la portée du règlement a été limitée pour couvrir seulement les combustibles fossiles liquides, comme l’essence et le diesel, qui sont surtout utilisés dans le secteur du transport. Il s’agit d’une évolution dans la conception du règlement par rapport à sa portée initiale en 2016, alors qu’il était proposé que la nouvelle mesure couvre les combustibles liquides, gazeux, et solides. Le règlement, en ne couvrant que les combustibles fossiles liquides, sera encore une partie intégrale du plan climatique renforcé du Canada, et contribuera à l’objectif gouvernemental d’atteindre sa cible actuelle de 2030.

Analyse de la réglementation

Dans le cadre du règlement, les fournisseurs principaux (entités réglementées) seront tenus de réduire annuellement l’IC de la quantité d’essence et de diesel fournis au Canada. L’exigence annuelle de réduction de l’IC deviendra plus stricte de 2023 à 2030, commençant à 3,5 g éq. CO₂/MJ en 2023 et plafonnant à 14 g éq. CO₂/MJ en 2030 (voir le tableau 1), ce qui représente approximativement une réduction de 15% de l’IC par rapport aux niveaux de 2016. L’exigence annuelle de réduction d’un fournisseur principal est exprimée en tonnes d’équivalent de dioxyde de carbone (t éq. CO₂) sur l’ensemble du cycle de vie et est calculée à l’échelle de l’entreprise, en additionnant les exigences de réduction, par type de combustibles fossiles liquides, pour chacune de ses installations de production et pour ses importations totales.

Nous dénombrons 30 entreprises qui raffinent, valorisent ou importent des combustibles fossiles liquides qui sont les parties réglementées par le règlement. De ce nombre, 14 entreprises sont propriétaires de raffineries et d’usines de valorisation et 8 d’entre elles font également de l’importation. Environ 95 % de la capacité de valorisation d’hydrocarbures se trouve en Alberta et les 5 % restants sont en Saskatchewan. On relève 34 % de la capacité de raffinage pétrolier en Colombie-Britannique, Alberta, Saskatchewan et au Manitoba, alors que 43 % sont en Ontario et au Québec et environ 23 % dans les provinces de l’Atlantique^{référence 24}.

Le règlement établit un marché des unités de conformité, où les unités correspondent à une réduction d’émissions d’une tonne d’éq. CO₂ sur le cycle de vie des combustibles. Pour chaque période de conformité, un fournisseur principal démontre avoir satisfait à l’exigence de réduction en retirant le nombre requis d’unités de conformité. Les parties qui ne sont pas des fournisseurs principaux peuvent participer au marché en tant que créateurs d’unités de conformité (participants non obligatoires). Les créateurs d’unités de conformité sont notamment les producteurs et importateurs de combustibles à faible IC (par exemple producteurs de biocarburants), les hôtes de sites de recharge de véhicules électriques, les exploitants de réseaux de recharge, les propriétaires ou les exploitants de stations et de postes de ravitaillement et les parties en amont ou en aval d’une raffinerie comme les exploitants de sables bitumineux.

Le règlement comporte les trois grandes catégories de mesures de création d’unités de conformité suivantes : (1) réduction de l’IC d’un combustible fossile le long de son cycle de vie; (2) fourniture de combustibles à faible IC pour utilisation au Canada; (3) fourniture de combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe. Une valeur d’IC de référence pour la catégorie des combustibles liquides sert à calculer le nombre d’unités de conformité ainsi créées (combustibles à faible IC et combustibles ou énergie pour les véhicules à technologie de pointe)^{référence 25}. Les valeurs sont présentées au tableau 1 pour la période 2022-2030.

Tableau 1 : Exigences annuelles de réduction de l’IC le long du cycle de vie des combustibles liquides à l’égard des fournisseurs principaux
	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Exigence de réduction de l’IC (g d’éq. CO₂/MJ)	s/o	3,5	5,0	6,5	8,0	9,5	11,0	12,5	14,0
Valeur d’IC de référence des combustibles liquides (g d’éq. CO₂/MJ)	89,2	89,2	87,9	86,6	85,3	84,0	82,7	81,4	80,1

Remarque: Les exigences annuelles de réduction de l’IC pour l’année 2023 entreront en vigueur le 1^er juillet 2023. À partir de 2024, les exigences débuteront le 1^er Janvier.

Les fournisseurs principaux sont en mesure de se conformer en créant des unités de conformité dans les trois grandes catégories de création d’unités de conformité. Ils le peuvent également en acquérant des unités de conformité d’autres créateurs d’unités de conformité ou en contribuant à un mécanisme de fonds aux fins de conformité jusqu’à concurrence de 10 % de leur exigence annuelle de réduction. Le prix d’une unité de conformité au titre de ce fonds est spécifié dans le règlement et fixé à 350 $ en 2022 (rajusté en fonction de l’IPC). Les unités de conformité des combustibles gazeux peuvent aussi être utilisées pour se conformer jusqu’à concurrence de 10 % de l’exigence annuelle de réduction. Le tableau 2 explique le fonctionnement du marché des unités de conformité (à des fins illustratives seulement).

Tableau 2 : Illustration des mesures par participant sur le marché des unités de conformité
Participants	Mesures	Calcul des unités de conformité	Résultat
Fournisseurs principaux (raffinerie, usine de valorisation ou importateur)	Fourniture de combustibles fossiles liquides (essence, par exemple)	Exigence annuelle de réduction de l’IC (g d’éq. CO₂/MJ) × Combustibles fossiles fournis (MJ) ÷ 1 000 000 g/t	Émissions (t d’éq. CO₂) = Déficits de conformité
Fournisseurs principaux / entreprises en amont ou en aval d’une raffinerie	Réduction de l’IC des combustibles fossiles le long du cycle de vie (améliorations des procédés, par exemple)	Le calcul des unités de conformité se fait par type de projet en fonction de la réduction des émissions de GES	Émissions évitées (t d’éq. CO₂) = Unités de conformité
Fournisseurs de combustibles à faible IC (producteur ou importateur)	Fourniture de combustibles à faible IC pour utilisation au Canada (éthanol, par exemple)	[IC de référence de la catégorie des combustibles liquides − Valeur spécifique de l’IC sur le cycle de vie] (g d’éq. CO₂/MJ) × Énergie fournie (MJ) ÷ 1 000 000 g/t	Émissions évitées (t d’éq. CO₂) = Unités de conformité
Hôtes de sites de recharge/exploitants de réseaux de recharge/exploitants ou propriétaires de stations ou de postes de ravitaillement/fournisseurs de combustibles à faible IC	Fourniture de combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe (véhicules électriques, véhicules au gaz naturel, véhicules à pile à hydrogène, etc.)	[Rapport d’efficacité énergétique × IC de référence des combustibles liquides − Valeur spécifique de l’IC sur le cycle de vie] (g d’éq. CO₂/MJ) × Énergie fournie (MJ) ÷ 1 000 000 g/t	Émissions évitées (t d’éq. CO₂) = Unités de conformité

Avantages et coûts

On estime que la création d’unités de conformité obtenues à la suite de mesures prévues dans le scénario de référence, comme la fourniture de combustibles à faible IC conformément aux exigences fédérales et provinciales sur la teneur minimale en carburants renouvelables, ainsi que les unités de conformité accumulées dans les années précédentes seront suffisantes pour satisfaire aux exigences du règlement pendant les premières années où les exigences annuelles de réduction sont en vigueur (2023-2024), comme on peut le voir à la figure 1. Dès 2025, il faudra acquérir des unités de conformité par des mesures supplémentaires. Selon les estimations, 2025 serait la dernière année où l’on utilisera les unités de conformité accumulées et la première où l’on accéderait au fonds. En 2026, on estime qu’il faudra recourir à des unités de conformité issues de technologies émergentes pour répondre à l’exigence annuelle de réduction de l’IC. Le fonds et les technologies émergentes sont les voies de conformité disponibles qui coûtent le plus cher, voies auxquelles il est possible de recourir lorsque les possibilités moins coûteuses sont toutes épuisées. Les unités de conformité provenant des technologies émergentes comblent la différence entre le nombre d’unités requises pour se conformer et les unités provenant de voies de conformité connues. Dans cette analyse, on fait l’hypothèse que les mesures utilisant les technologies émergentes généreraient des réductions différentielles à un coût par unité semblable à celui du fonds. C’est en 2030 que l’exigence de réduction de l’IC atteint son plus haut niveau, alors que le nombre d’unités de conformité créées atteindrait 34,3 millions. Le nombre total d’unités de conformité requises qui seront créées diminuera légèrement entre 2031 et 2040. En effet, on s’attend à ce que la demande de combustibles fossiles diminue, car les véhicules zéro émission (VZE) représentent une part croissante des véhicules sur la route.

Figure 1 : Nombre estimatif d’unités de conformité requises, créées et accumulées, 2022-2040 (millions)

Figure 1 : Nombre estimatif d’unités de conformité requises, créées et accumulées, 2022-2040 (millions)

Les coûts les plus importants seront occasionnés en 2024, alors que les entreprises commenceraient à puiser dans leurs unités de conformité accumulées et à faire d’importants investissements pour se conformer à des exigences de réduction de l’IC de plus en plus strictes. Il est estimé que les réductions différentielles d’émissions de GES commenceraient en 2025 à mesure que des projets supplémentaires seraient mis en œuvre. En 2030, qui est l’année où l’exigence annuelle de réduction annuelle atteindra son plus haut niveau, les réductions différentielles d’émissions de GES seront d’environ 18,0 mégatonnes d’équivalent en dioxyde de carbone (Mt d’éq. CO₂). Il est estimé que, après 2030, les réductions différentielles d’émissions diminueront pour atteindre environ 9,5 Mt en 2040. Il est également estimé que les coûts pour se conformer au règlement diminueront après 2030. Cette diminution des réductions et des coûts est causée par l’augmentation avec le temps des unités de conformité obtenues par les mesures prévues dans le scénario de référence alors que l’exigence de réduction de l’IC demeure constante à 14 g d’éq. CO₂/MJ. Par conséquent les unités de conformité considérées non supplémentaires remplaceraient les unités de conformité provenant de mesures supplémentaires. Les exigences de réduction de l’IC après 2030 seront examinées dans le cadre de l’examen du règlement et pourraient faire l’objet de modifications dans le futur. On s’attend à ce qu’une importante source croissante d’unités de conformité prévues dans le scénario de référence provienne de la catégorie de conformité 3, car les véhicules électriques devraient représenter une plus grande part de la flotte de véhicules routiers en réponse aux objectifs de vente des véhicules légers zéro émission.

Figure 2 : Réductions différentielles des émissions de GES par an

Figure 2 : Réductions différentielles des émissions de GES par an

Figure 3 : Valeur actualisée des coûts nets par an

Figure 3 : Valeur actualisée des coûts nets par an

De 2022 à 2040, les réductions différentielles cumulatives des émissions de GES (c.-à-d. CO₂) attribuables au règlement sont estimées à une valeur de 151 à 267 Mt, l’estimation centrale étant d’environ 204 Mt. Pour atteindre ces réductions d’émissions de GES, il est estimé que le règlement pourrait entraîner des coûts sociétaux allant de 22,6 à 46,0 milliards de dollars, l’estimation centrale étant de 30,7 milliards de dollars. Les réductions des émissions de GES seront atteintes à un coût net sociétal par tonne qui est estimé à une valeur d’allant d’environ 111 $ à 186 $, l’estimation centrale étant de 151 $.

Le coût social du carbone (CSC) est une mesure monétaire des dommages mondiaux nets du changement climatique résultant d’une tonne métrique supplémentaire d’émissions de CO₂ pour une année donnée. Pour mesurer les avantages associés aux réductions des émissions de CO₂ (c’est-à-dire de GES), tous les ministères fédéraux doivent utiliser les estimations du CSC publiées par le Ministère. L’estimation centrale du CSC du Ministère pour l’année 2020 est actuellement de 52 $/t d’éq. CO₂, rajustée en fonction de l’inflation. Cependant, la littérature récente suggère que les valeurs du CSC actuellement utilisées par le gouvernement fédéral sont désuètes et sous-estimées. Bien que le plan climatique renforcé du gouvernement, un environnement sain et une économie saine, comprenne un engagement pour le gouvernement fédéral de mettre à jour les estimations du CSC qui sont utilisées, les estimations révisées ne sont pas disponibles présentement.

Compte tenu de l’incertitude associée à ce que pourrait être un CSC mis à jour, une analyse de seuil de rentabilité a été menée qui compare le coût net par tonne du règlement pour la société à la valeur du CSC du Ministère publiée en 2016 et aux estimations du CSC publiées plus récemment dans a littérature. Une analyse de Monte-Carlo a également été effectuée pour déterminer la probabilité que les avantages du règlement dépassent les coûts, compte tenu de l’étendue des estimations du CSC et des estimations du coût sociétal net par tonne. Dans l’ensemble, sur la base d’une simulation Monte-Carlo, il existe une forte probabilité (75 % de chances) que les estimations mises à jour du CSC dépassent les estimations du coût sociétal par tonne du règlement. Par conséquent, le Ministère en conclut qu’il est plausible que la valeur monétaire des avantages du règlement puisse excéder ses coûts.

Le règlement augmentera les coûts de production pour les fournisseurs principaux, ce qui entraînera une hausse des prix pour les ménages et les utilisateurs industriels. Les revenus générés par la création d’unités de conformité rendront les sources d’énergie à faible IC comme l’électricité relativement moins coûteuse en comparaison. Cela entraînera une diminution de la demande pour les combustibles fossiles et une augmentation de la demande pour des combustibles et sources d’énergie à faible IC, ce qui réduira ainsi les émissions nationales de GES.

Afin d’évaluer l’incidence directe du règlement ainsi que l’effet des variations relatives des prix sur l’activité économique canadienne et les émissions de GES, une analyse macroéconomique a été effectuée. En tenant compte de ces effets de prix, il est estimé que le règlement entraînera des réductions d’émissions de GES d’au plus 26,6 Mt accompagnées d’une diminution du PIB d’au plus 0,3 % en 2030, selon un scénario de limite supérieure d’augmentation des prix des combustibles où toutes les unités de conformité sont vendues au coût marginal par unité.

Les coûts du règlement ne seront pas répartis uniformément dans la société. Les ménages et les secteurs industriels qui consomment plus d’essence et de diesel devraient subir des répercussions plus importantes. Compte tenu de la grande variabilité des répercussions régionales et sectorielles, la répartition des répercussions est présentée dans la section d’analyse de répartition des répercussions du règlement.

Cadre d’analyse

Lignes directrices du SCT : Les incidences du règlement ont été analysées conformément au Guide d’analyse coûts-avantages pour le Canada du Secrétariat du Conseil du Trésor du Canada^{référence 26}. Les effets de la réglementation ont été cernés, quantifiés et leurs valeurs monétaires ont été estimées dans la mesure du possible. Cette analyse est effectuée de manière différentielle comparativement à un scénario de référence sans réglementation.

Principales incidences : Le modèle logique présenté à la figure 4 illustre les effets différentiels du règlement qui sont quantifiés et évalués sous forme de valeurs monétaires dans cette analyse. Les mesures prises pour se conformer au règlement apporteraient des réductions différentielles des émissions de GES au Canada, des coûts nets d’immobilisations et d’exploitation pour l’industrie et des coûts administratifs tant à l’industrie qu’au gouvernement. Les coûts de conformité devraient réduire la demande d’énergie et, par conséquent, la production économique. Cela va réduire davantage les émissions de GES. Les autres incidences sont évaluées de manière qualitative.

Le règlement fonctionnera en conjonction avec d’autres politiques fédérales, provinciales et territoriales sur les changements climatiques pour créer un incitatif aux entreprises à investir dans des technologies et des combustibles novateurs en établissant des cibles de réduction à long terme, strictes et prévisibles. Le large éventail de stratégies de conformité autorisées en vertu du règlement donnera également aux fournisseurs de combustibles fossiles la flexibilité de choisir les mesures de conformité les moins coûteuses disponibles. Si le règlement entraîne plus d’innovation à long terme et d’économies d’échelle que ce qui est prévu dans l’estimation présentée dans cette analyse, le règlement pourrait entraîner des réductions plus importantes et une baisse des coûts, en particulier sur une période plus longue.

Figure 4 : Modèle logique de l’analyse du règlement
Mesures de conformité prises en vertu du règlement	→	Réduction des émissions nationales de GES	→	Réduction des dommages causés par les changements climatiques	→	Avantages sociaux
Mesures de conformité prises en vertu du règlement	→	Coûts nets de conformité	→	Réduction de la production économique	→	Coûts Sociaux

Scénario de référence : Dans le scénario de référence, on suppose un statu quo dans le cadre duquel le règlement ne serait pas mis en œuvre. Ce scénario repose sur les projections des émissions de GES du scénario de référence de 2021 qui à son tour utilise l’inventaire des émissions de GES de 2021 comme données d’entrée. Il prend donc en compte les répercussions prévues de la pandémie de COVID-19. Les mesures indépendantes prises par l’industrie et les consommateurs pour réduire les émissions de GES sont autant que possible comprises dans le scénario de référence (par exemple les tendances d’achat de véhicules électriques). Les hypothèses du scénario de référence comprennent l’augmentation du filet de sécurité fédéral sur la tarification de la pollution par le carbone à 170 $/tonne d’ici 2030 (le filet de sécurité fédéral), les politiques provinciales de tarification du carbone, l’incidence future des politiques et des mesures pertinentes déjà adoptées ou annoncées en détail par les gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux en date de novembre 2021, en plus d’intégrer l’objectif de 100 % des ventes de véhicules légers à zéro émission en 2035^{référence 27} ^{référence 28}.

Scénario réglementaire : Dans cette analyse, les effets prévus du règlement (scénario réglementaire) sont comparés à un scénario où le règlement ne serait pas mis en œuvre (scénario de référence). Des coûts sociétaux sont directement subis en raison de la création d’unités de conformité, et non de l’acquisition de telles unités de conformité par voie d’échange. Ainsi, les achats d’unités de conformité sont un paiement de transfert entre les parties, puisque le paiement d’une partie à une autre est considéré ne pas avoir de coût pour la société dans son ensemble. De plus, il est prévu que certaines activités créant des unités de conformité en vertu du règlement soient attribuables (en tout ou en partie) à d’autres politiques fédérales ou provinciales ou à d’autres actions de l’industrie puisqu’elles auraient été menées en l’absence du règlement. Ainsi, ces activités et, par conséquent, les coûts et les réductions d’émissions qui les accompagnent ne seraient pas tous attribuables au règlement. L’analyse présente les avantages et les coûts différentiels par rapport au scénario de référence, sauf indication contraire.

Période visée par l’analyse : La période d’analyse s’étend de 2022 à 2040. On fait l’hypothèse que le règlement est enregistré le 1^er juillet 2022. Les exigences de réduction de l’IC pour l’essence et le diesel entrent en vigueur le 1^er juillet 2023, soit douze mois après l’enregistrement du règlement. L’exigence annelle de réduction de l’IC deviendra plus stricte entre 2023 et 2030, commençant à 3,5 g d’éq. CO₂/MJ en 2022 et plafonnant à 14 g d’éq. CO₂/MJ en 2030. La période de 2022 à 2040 est jugée suffisante pour estimer la plupart des incidences, puisqu’il n’est pas prévu que les réductions des émissions de GES surviennent avant 2025 et que la plupart des coûts ne surviennent pas avant 2024. De plus, il est estimé que les réductions et les coûts diminueraient chaque année après 2030, puisque l’exigence de réduction annuelle de l’IC demeure constante à 14 g d’éq. CO₂/MJ et que les unités de conformité considérées non supplémentaires provenant des mesures prévues dans le scénario de référence augmenteraient progressivement, remplaçant les unités de conformité provenant de mesures supplémentaires. Les exigences de réduction de l’IC après 2030 seront examinées dans le cadre de l’examen du règlement et pourraient faire l’objet de modifications dans le futur. Finalement, les prévisions des prix et de la production de pétrole et de gaz naturel viennent de la Régie de l’énergie du Canada et sont disponibles jusqu’en 2040^{référence 29}.

Coûts monétaires : Tous les résultats monétaires sont présentés en dollars canadiens de 2021 après inflation des valeurs autres que de 2021 (à l’aide des données du déflateur du PIB) et conversion des prix non canadiens (aux taux de change de 2021)^{référence 30}. Lorsqu’elles sont présentées en valeur actualisée, les incidences des années à venir sont actualisées en dollars de 2022 à un taux de 3 % conformément aux lignes directrices du SCT.

Analyse de cycle de vie et comptabilité d’inventaire national

Le règlement exige des réductions d’IC sur le cycle de vie des combustibles. Dans une approche de cycle de vie, les émissions de GES rejetées au cours des divers stades du procédé de production d’un combustible sont prises en compte, depuis l’extraction ou la culture de la matière première jusqu’à la combustion de ce combustible. L’IC sur le cycle de vie des combustibles comprend des émissions de GES sur plusieurs années et provenant de plusieurs secteurs, comme les émissions associées à l’utilisation d’électricité, de combustible, de matériaux et de produits chimiques, les émissions rejetées durant le transport ou associées aux changements d’utilisation des terres. L’approche de cycle de vie est foncièrement différente de la méthode de calcul de l’inventaire national des GES qui estime les émissions de GES provenant des divers secteurs de l’industrie ou de l’économie sur une base annuelle.

La méthode de calcul de l’inventaire national tient compte des émissions par les combustibles finis importés, mais elle ne considère que la partie de ces émissions sur le cycle de vie qui se produisent à l’intérieur du Canada, c’est-à-dire avant tout des émissions du transport, du raffinage et de la transformation des combustibles et de leur combustion au pays. Dans l’analyse de cycle de vie (ACV), les émissions de combustibles importés qui se produisent dans les autres juridictions où le combustible est produit sont prises en considération. La méthode de calcul de l’inventaire national est une approche normalisée qu’adoptent les pays adhérant à la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques (CCNUCC). Son utilisation permet de faire des comparaisons entre pays et fournit un cadre pour la comptabilisation mondiale des émissions. Dans son optique, l’ACV ne s’intéresse pas aux délimitations nationales et se propose de quantifier toutes les émissions des activités, depuis l’extraction ou la culture de la matière première jusqu’à la combustion des combustibles. C’est selon une approche de cycle de vie que seront créées les unités de conformité des catégories de conformité 2 et 3 dans le règlement, en fonction des valeurs d’IC sur le cycle de vie. Dans la catégorie de conformité 1, le nombre d’unités de conformité créées sera déterminé conformément à une méthode de quantification qui est conforme à la norme internationale ISO 14064-2, Spécification et lignes directrices, au niveau des projets, pour la quantification, la surveillance et la rédaction de rapports sur les réductions d’émissions ou les accroissements de suppressions des gaz à effet de serre, de l’Organisation internationale de normalisation.

Le Ministère utilise la méthode de calcul de l’inventaire national pour estimer les réductions différentielles d’émissions de GES, ce qui s’accorde avec le scénario de référence du Ministère et les exigences internationales en matière de rapports. L’inventaire des GES au Canada est établi, assemblé et déclaré annuellement par le Ministère conformément aux lignes directrices de la CCNUCC. Dans le scénario de référence du Ministère, les projections d’émissions canadiennes sont estimées en fonction de l’intensité des émissions liées à la combustion en utilisation finale et comprennent uniquement les émissions au Canada. Toutes les émissions et les suppressions attribuables aux changements directs d’utilisation des terres (CDUT) sont exclues du total^{référence 31}.

Modélisation et analyse des voies de conformité

Le règlement fournit de la flexibilité aux fournisseurs principaux quant à la façon dont ils peuvent se conformer. Il est donc impossible de prévoir et d’estimer la valeur monétaire de toutes les voies de conformité possibles aujourd’hui et dans le futur. Pour évaluer les répercussions du règlement, un ensemble représentatif de voies de création des unités de conformité a été défini dans chacune des trois catégories (réduction de l’IC des combustibles fossiles le long de leur cycle de vie, fourniture de combustibles à faible IC et fournitures de combustible ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe).

Dans la mesure du possible, l’analyse tient compte de ce qui s’est produit dans d’autres administrations ayant adopté des politiques semblables (comme la norme californienne sur les combustibles à faible teneur en carbone), ainsi que les voies de conformité qui sont technologiquement prêtes ou commercialement disponibles maintenant. L’analyse tente d’identifier les obstacles techniques ou économiques à la réduction des émissions dans chaque voie de création d’unités de conformité, le but étant d’estimer une borne supérieure pour le nombre d’unités de conformité susceptibles d’être créées dans chacune des voies d’ici 2030.

Certaines des unités de conformité qui seront créées en vertu du règlement ne seront pas directement attribuables au règlement. Ces unités créées par des mesures prévues dans le scénario de référence pourront être utilisées pour se conformer, mais ne sont pas considérées comme des réductions différentielles dans l’analyse. Ainsi, pour chaque voie de conformité, les unités de conformité qui pourraient être créées, les réductions différentielles des émissions et les coûts de conformité ont été évalués au moyen d’une analyse d’équilibre partiel (ou statique). L’analyse se fonde sur l’hypothèse que la demande d’énergie est constante et ne tient pas compte de l’incidence des prix de l’énergie sur le PIB et les émissions de GES.

On fait l’hypothèse que les entreprises choisiront les voies de création des unités de conformité les moins coûteuses qui s’offrent à eux pour se conformer au règlement et les voies de conformité sont classées par ordre de coût estimatif par unité de conformité. Les voies à faible coût pourraient être choisies en partie à cause d’autres politiques (exigences existantes sur la teneur minimale en carburants renouvelables) ou d’autres tendances (adoption des véhicules électriques, par exemple) ou en raison d’innovations qui pourraient voir le jour dans l’industrie en l’absence du règlement (capture et stockage du carbone). Ainsi, les réductions d’émissions et les coûts de ces voies seront considérés comme faisant partie du scénario de référence et ne seront pas attribués au règlement (réductions et coûts non différentiels). Les estimations des unités de conformité pour l’ensemble des voies pourraient sous-estimer ou surestimer les effets différentiels du règlement. L’analyse tient compte à la fois des estimations des unités de conformité créées et de la probabilité d’attribution des réductions d’émissions et des coûts au règlement. Le tableau 3 présente les voies de conformité jugées représentatives avec la probabilité de leur attribution au règlement.

Tableau 3 : Voies représentatives et attribution au règlement
Voie de conformité représentative	Attribution
Technologies émergentes (cotraitement des biobruts, par exemple)	Supplémentaire
Fonds aux fins de conformité	Non quantifié
Mélange d’éthanol dans le stock d’essence	Supplémentaire
Mélange de biodiesel ou de DRPH dans les stocks de diesel et de mazout léger	Supplémentaire
Captage et stockage du carbone	Supplémentaire
Projets ayant débuté après juillet 2017 et ayant été annoncé avant la fin de 2020	Non supplémentaire
Fournir de l’électricité ou du gaz naturel/propane pour les véhicules à technologie de pointe	Non supplémentaire
Combustibles à faible IC associés aux exigences existantes sur la teneur minimale en carburants renouvelables	Non supplémentaire

Incidences des catégories de conformité

Le règlement comprend trois grandes catégories de mesures de création d’unités de conformité : (1) réduction de l’IC des combustibles fossiles le long de leur cycle de vie; (2) fourniture de combustibles à faible IC; (3) fourniture de combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe. Les mesures de création des unités de conformité ont été évaluées en déterminant des voies de conformité représentatives des trois catégories. Les fournisseurs principaux seront également en mesure de se conformer en contribuant à un mécanisme de fonds aux fins de conformité jusqu’à concurrence de 10 % de leur exigence de réduction annuelle. Le prix d’une unité de conformité au titre de fonds est spécifié dans le règlement et fixé à 350 $ en 2022 (valeur nominale) [prix rajusté en fonction de l’IPC]. Les estimations des incidences de ces catégories de mesures de création d’unités de conformité et du fonds sont décrites dans les sections qui suivent.

Catégorie de conformité 1 : Mesures de réduction de l’intensité en carbone des combustibles fossiles le long de leur cycle de vie

Les parties pourraient prendre des mesures de réduction de l’IC le long du cycle de vie des combustibles fossiles. Ces mesures peuvent être réalisées par les fournisseurs principaux (par exemple les raffineries et les usines de valorisation) et les créateurs d’unités de conformité en amont ou en aval d’un fournisseur principal (producteur de pétrole brut et de sables bitumineux, par exemple).

Dans la catégorie de conformité 1, le nombre d’unités de conformité créées sera déterminé conformément à une méthode de quantification spécifiant les critères d’admissibilité des projets et l’approche retenue de quantification. Le Ministère maintiendra une liste des méthodes de quantification en dehors du règlement. Pour pouvoir créer des unités de conformité, les projets devront générer des réductions d’émissions réelles et supplémentaires à un cas de référence défini, c’est-à-dire additionnelles. Pour toute méthode de quantification autre que la méthode générique, le caractère additionnel sera évalué lors de l’élaboration de la méthode de quantification. Pour la méthode générique de quantification, le caractère additionnel sera évalué au niveau du projet. Toutes les méthodes de quantification seront réexaminées périodiquement quant à leur caractère additionnel et seraient maintenues, modifiées ou retirées en conséquence.

Les estimations des unités de conformité, de coûts et des réductions pour des voies représentatives de création d’unités de conformité dans cette catégorie sont présentées ci-dessous. Les voies représentatives dans cette catégorie sont le captage et le stockage du carbone et la récupération assistée des hydrocarbures. D’autres types de projets ne sont pas inclus dans l’estimation centrale, mais sont tout de même admissibles à la création d’unités de conformité au titre d’autres méthodes de quantification. Par exemple, les voies d’améliorations des procédés de raffinage et de conservation du méthane ne sont pas incluses dans l’estimation centrale, car d’autres politiques devraient encourager ces mesures, mais sont tout de même admissibles à la création d’unités de conformité au titre de la méthode de quantification générique.

Captage et stockage du carbone et récupération assistée des hydrocarbures

Le captage et le stockage du carbone (CSC) capturent des émissions de CO₂ des établissements industriels avant leur rejet dans l’atmosphère. Une fois capté, le CO₂ est comprimé et acheminé vers un lieu où il est injecté sous terre dans des formations géologiques. Le CO₂ capté peut servir à d’autres fins, ce qui est appelé captage, utilisation et stockage du carbone (CUSC). Ainsi, le CO₂ peut servir comme additif pour accroître l’intégrité de produits comme le ciment. Un sous-ensemble répandu des activités CUSC est celui de la récupération assistée des hydrocarbures (RAH), procédé d’injection sous terre de dioxyde de carbone dans des champs pétrolifères matures en vue d’accroître la quantité de pétrole à recouvrer d’un réservoir, tout en stockant le CO₂ sous terre.

Deux méthodes de quantification ont été élaborées dans le cadre du règlement pour les projets de CSC et de RAH. Des unités de conformité peuvent être créées par les projets de CSC et de RAH qui captent les émissions de CO₂ des installations qui produisent des combustibles fossiles liquides ou du pétrole brut et celles qui produisent de l’hydrogène qui est fourni à ces installations. Pour atténuer la responsabilité reliée aux risques de fuites futures, une portion des unités de conformité de CSC et de RAH sera retenue à la source. Le règlement appliquera un facteur de 0,5 % pour les unités de conformité de CSC qui seront retenues et qui ne seront jamais restituées aux promoteurs de projet.

Création des unités de conformité : On estime qu’il se créerait 1,1 million d’unités de conformité annuellement par les projets de CSC/RAH ayant débuté après le 1^er juillet 2017, mais ayant été annoncés avant la fin de 2020. Les mesures en question créeraient des unités de conformité anticipées les premières années du règlement, dès la date d’enregistrement du règlement.

L’estimation des futurs projets de CSC/RAH comporte beaucoup d’incertitude. Les projets de CSC se caractérisent généralement par d’importants coûts d’immobilisations qui varient fréquemment selon les projets. Ils dépendent aussi de la profondeur et du lieu de stockage, ainsi que de la méthode et des équipements nécessaires au captage et au stockage du carbone. Selon le Global CCS Institute, le coût par tonne de CO₂ évitée au Canada pourrait varier de 40 $ à 260 $, selon le secteur. Les coûts de CSC pourraient diminuer s’il y a la possibilité de faire du RAH, mais il y a aussi une certaine incertitude technique dans la mise en œuvre de projets (par exemple les problèmes avec la solution d’amines à la centrale Boundary Dam les premières années de son aménagement)^{référence 32}.

On prévoit que 3 millions d’unités de conformité par an pourraient venir de projets de CSC supplémentaires avant 2030 grâce au règlement. Cette prévision est fondée sur la combinaison des informations suivantes : les annonces de projets, des pressions à la hausse sur la réalisation de nouveaux projets de CSC en raison de mesures politiques telles que le crédit d’impôt à l’investissement et un examen des données de 2017 du Programme de déclaration des gaz à effet de serre sur les installations situées près d’éventuels lieux de stockage dans le cœur industriel de l’Alberta^{référence 33}. Alors qu’il est possible de dépasser cette prévision, les coûts initiaux élevés et les incertitudes techniques pourraient limiter le développement de nouveaux projets de CSC/RAH pouvant créer des unités de conformité, durant les premières années de mise eu œuvre du règlement. Le CSC devrait connaître des améliorations en matière de coûts et de performances techniques à l’avenir. On peut raisonnablement s’attendre à une certaine augmentation de la capacité de CSC/RAH à long terme au fur et à mesure que les exigences du règlement et la demande d’unités de conformité augmenteront.

On estime que les unités de conformité supplémentaires des projets de CSC/RAH commenceront en 2025, car les unités de conformité obtenues par les mesures prévues dans le cas de référence et les unités de conformité accumulées ne seront plus suffisantes pour satisfaire à l’exigence annuelle de réduction de l’IC. Ainsi, les unités de conformité provenant de ces projets sont estimées à 1,1 million en 2022 et à 4,1 millions en 2030, et on estime qu’elles demeureront au niveau de 2030 entre 2031 et 2040.

Attribution : Les projets de CSC/RAH ayant débuté avant juillet 2017, mais ayant été annoncés avant la publication du projet de règlement en décembre 2020, ne sont pas considérés être supplémentaires, car ils seraient attribuables aux programmes de subventions fédéraux et provinciaux. Comme ces projets font face à des obstacles reliés à l’important investissement qu’ils exigent au départ et à des incertitudes techniques, il est peu probable qu’ils soient réalisés sans incitatifs réglementaires et politiques. Les unités de conformité du règlement devraient créer un incitatif suffisant pour que les projets de CSC/RAH annoncés après la publication du projet de règlement soient considérés comme attribuables au règlement.

Incidences différentielles : Les réductions cumulatives entre 2022 et 2040 sont estimées à 48 Mt de CO₂. Les coûts d’immobilisations de la voie CSC/RAH sont estimés à environ 1 250 millions de dollars en moyenne par Mt de capacité annuelle de stockage de CO₂. Cette estimation est fondée sur des données venant de projets de CSC/RAH à grande échelle qui ont été réalisés au Canada et aux États-Unis^{référence 34}. Les projets en question ont été les premiers du genre dans les deux pays, et on s’attend à ce que les projets futurs présentent des coûts moins élevés à mesure qu’évoluera la technologie^{référence 32}. Cependant, la baisse des coûts de la technologie n’a pas été modélisée, étant donné l’incertitude quant à l’ampleur de la diminution de ces coûts au fil du temps. On fait l’hypothèse que les coûts d’exploitation dans une année représentent 4 % des coûts d’immobilisations (environ 50 millions de dollars chaque année par Mt de CO₂ capté)^{référence 35}. Les projets RAH pourraient permettre de réaliser des économies appréciables. Toutefois, en raison du manque de données sur le potentiel de récupération de pétrole de tels projets, les économies n’ont pas été modélisées. Les coûts totaux d’immobilisations pour cette voie sont estimés à 3 785 M$ et les coûts totaux d’exploitation, à 1 902 M$ pendant la période visée par l’analyse. Selon les estimations, cette même voie engendrerait des coûts totaux d’environ 5 686 M$ à l’industrie entre 2022 et 2040.

Estimation plus élevée du CSC en raison d’autres outils politiques

Le Plan de réduction des émissions pour 2030, publié le 29 mars 2022, décrit les nombreuses mesures qui entraînent déjà des réductions importantes des émissions et les nouvelles mesures qui nous permettront de réduire les émissions dans tous les secteurs de l’économie, afin d’atteindre notre objectif de réduire de 40 à 45 % les émissions sous les niveaux de 2005 d’ici 2030 et de mettre le cap sur la carboneutralité d’ici 2050.

Le gouvernement du Canada a annoncé ou mis en œuvre plusieurs mesures pour stimuler la mise en œuvre du CSC. Ces mesures comprennent le crédit d’impôt à l’investissement pour le captage, l’utilisation et le stockage du carbone, l’augmentation de la tarification de la pollution par le carbone et le plafonnement des émissions de pétrole et de gaz. Le crédit d’impôt à l’investissement est un crédit d’impôt à l’investissement proposé pour le capital investi dans des projets de CSC dans le but de réduire les émissions d’au moins 15 Mt de CO₂ par an. Le gouvernement a l’intention de rendre disponible le crédit d’impôt à l’investissement en 2022.

Compte tenu du règlement et d’autres politiques visant à encourager une forte adoption de cette technologie, on s’attend à ce qu’il y ait plus de 3 Mt d’unités de conformité créées à partir de projets de CSC d’ici 2030. Le nombre d’unités de conformité créées par la voie du CSC pourrait probablement dépasser l’estimation centrale. L’estimation centrale comprend 3 Mt en raison de plusieurs facteurs. Le premier est une portée plus restreinte des projets de CSC admissibles en vertu du règlement. Les projets de CSC admissibles à la création d’unités de conformité au titre du règlement sont limités aux projets qui réduisent l’IC des combustibles fossiles liquides. Les installations de CSC qui sont exploitées pour réduire les émissions de la production industrielle, comme le ciment, ne sont pas admissibles à la création d’unités de conformité au titre du règlement. Deuxièmement, le CSC lié à une installation de production de biocombustibles n’a pas été pris en compte dans cette catégorie de conformité. On s’attend à ce que les réductions dues à un procédé de CSC pour une installation de biocombustible réduisent l’IC du combustible à faible IC, permettant au même volume de combustibles de créer plus d’unités de conformité. Dans l’estimation centrale, on fait l’hypothèse que l’IC des carburants renouvelables et des combustibles à faible IC est constante pour la période d’analyse, cependant, un scénario d’analyse de sensibilité examinant une baisse de l’IC a été étudié. Un scénario d’analyse de sensibilité différent examine la situation où l’utilisation du CSC supplémentaire, pouvant créer des unités de conformité, serait le double de l’estimation centrale, ce qui porterait le total à 6 millions d’unités de conformité. L’incertitude des unités de conformité CSC globaux est abordée dans la section sur l’incertitude des estimations d’impact.

De plus, il n’y aura pas de création d’unités de conformité pour les réductions d’émissions associées aux combustibles fossiles exportés, qui représentent une quantité importante de la production de pétrole brut au Canada. Par exemple, si un projet de CSC est entrepris dans une installation in situ et que 90 % du pétrole brut est exporté vers les États-Unis, les unités de conformité ne seront accordées que pour 10 % des émissions captées et séquestrées.

Catégorie de conformité 2 : Fourniture de combustibles à faible intensité en carbone

Les producteurs et les importateurs de combustibles à faible IC (créateurs d’unités de conformité par défaut) créeront des unités de conformité pour la fourniture de ces combustibles pour utilisation au Canada. À en juger par les politiques adoptées en ce sens dans d’autres administrations (par exemple en Colombie-Britannique et en Californie), les voies représentatives les plus probables dans cette catégorie viseront à augmenter la fourniture des combustibles à faible IC suivants : éthanol dans l’essence, biodiesel dans le diesel et le mazout léger (ML), diesel renouvelable produit par hydrogénation (DRPH) dans le diesel et le mazout léger^{référence 36} ^{référence 37}.

Obstacles techniques et économiques aux mélanges

Aux États-Unis, l’Environmental Protection Agency (EPA) a homologué les mélanges d’éthanol jusqu’à concurrence de 15 % (E15) comme combustible utilisable dans l’année de modèle 2001 et par la suite pour les voitures, les camionnettes et les véhicules moyens à passager. On s’attend ainsi à ce que le parc futur de véhicules au Canada puisse utiliser l’E15 d’ici 2030 comme voie de conformité dans le règlement^{référence 38}.

Cependant, pour fournir un mélange d’éthanol supérieur à 10 %, les terminaux devraient stocker des combustibles fossiles d’une plus grande teneur en combustibles à IC. On peut s’attendre à ce qu’ils engagent des coûts d’immobilisations et d’exploitation pour installer l’infrastructure nécessaire ou la mettre à niveau (pour une plus grande capacité installée d’entreposage ou d’expédition). De plus, les détaillants devront fournir aux utilisateurs finaux des mélanges de carburant. On fait l’hypothèse que la plupart des stations-service au détail sont actuellement outillées pour fournir jusqu’à 10 % d’éthanol. Pour des mélanges jusqu’à E15, les stations-service existantes devraient soit réaffecter les réservoirs en place en ajoutant un distributeur (à faible coût), soit installer de nouveaux réservoirs avec distributeur (à coût élevé).

Un certain nombre de terminaux et de stations-service au détail sont indépendants des parties réglementées et peuvent ne pas être en mesure ou ne pas vouloir engager de dépenses en immobilisations pour fournir les mélanges d’éthanol plus élevés. De plus, avec un objectif de 100 % des ventes de véhicules légers ZEV d’ici 2035, on s’attend à ce que la demande d’essence diminue considérablement. Les dépenses en capital dans les stations-service au détail peuvent se diriger vers l’aménagement d’infrastructures de recharge pour véhicules électriques au lieu des projets permettant d’augmenter la teneur en combustibles à faible IC au-delà des contraintes opérationnelles existantes. À ce titre, il est plus raisonnable de s’attendre à un mélange d’éthanol de 10 % dans les administrations où il n’y a pas d’autre mandat de mélange.

En ce qui concerne le biodiesel, la majorité des fabricants de moteurs nord-américains adhèrent à une norme de teneur maximale de 5 % de biodiesel dans le diesel (B5). L’Engine Manufacturers Association a produit un énoncé technique où elle indique qu’une teneur en biodiesel maximale de B5 ne devrait pas poser de problèmes de moteur ni de circuit carburant^{référence 39}. Plus le biodiesel deviendra largement contrôlé et utilisé, les fabricants devront être plus à même d’appuyer des teneurs plus élevées. Certains fabricants offrent une garantie pour une teneur B20 et plus dans des conditions bien précises. Toutefois, comme pour la consommation de diesel ordinaire, certains pourraient limiter la portée de leurs garanties en disant que les défaillances imputables à l’utilisation d’un combustible ne peuvent être taxées de vice de fabrication. Ainsi, le coût des réparations dans ces circonstances (s’il s’en produit) ne serait pas couvert par certaines garanties. Nous nous attendons, par conséquent, à ce que le futur parc de véhicules au Canada puisse utiliser des teneurs maximales en biodiesel de 5 % d’ici 2030^{référence 40}.

Le DRPH est un combustible de remplacement dont les propriétés ne peuvent être distinguées de celles du diesel de pétrole. Il a été essayé avec succès jusqu’à une teneur de 50 % dans diverses conditions climatiques et dans les moteurs diesel existants^{référence 41}. Il est toutefois en concurrence aujourd’hui avec le biodiesel pour la matière première et est plus cher à produire que le biodiesel et le diesel de pétrole^{référence 42}. La consommation nationale de DRPH était de 250 millions de litres en 2017. Il n’est pas produit au pays et sa production en 2017 dans le monde était seulement d’environ 4 milliards de litres par an^{référence 43,}^{référence 44}. Vu ce qui précède, il pourrait être plus raisonnable de s’attendre à des teneurs en DRPH plus proche de 6 % environ (soit 1,3 milliard de litres de plus approximativement) d’ici 2030. En gros, cela nécessitera la construction de trois nouvelles installations de DRPH d’ici 2030, au Canada ou ailleurs dans le monde.

Production nationale et importation de combustibles à faible IC

Le règlement devrait envoyer des signaux au marché qui auront pour effet d’augmenter la demande de combustibles à faible IC au Canada. Parallèlement, le Fonds pour les combustibles propres du Canada soutiendra la production nationale en investissant 1,5 milliard de dollars sur cinq ans pour réduire les risques liés à l’investissement en capital nécessaire à la construction de nouvelles installations de production de combustibles propres ou à l’agrandissement de celles-ci. On s’attend à ce que la réaction à une hausse de la demande en volume soit une augmentation de la production intérieure et des importations à la fois. Le règlement ne distingue pas le marché national du marché d’importation quant à la façon de créer des unités de conformité pour les combustibles à faible IC. Le règlement exige l’utilisation du modèle ACV des combustibles pour calculer des valeurs d’IC spécifiques à une installation et les mêmes exigences s’appliquent à l’importation de ces combustibles. Plus la valeur IC d’un combustible diminue sur son cycle de vie, plus le nombre d’unités de conformité augmente pour le producteur ou l’importateur. Nous prévoyons que les producteurs et les importateurs existants de ces combustibles au Canada profiteront de la demande créée par le règlement.

De 2013 à 2017, la production nationale d’éthanol a été d’environ 1,8 milliard de litres par an; pendant la même période, la consommation intérieure a varié au fil des ans de 2,8 à 3,0 milliards de litres. La différence a été comblée par les importations d’éthanol américain^{référence 45}. Les États-Unis prévoient pour l’éthanol en 2030 un excédent estimé à 6 milliards de litres^{référence 46}. Les États du Midwest ont pris des règlements de promotion de la production d’éthanol comme mesure indirecte de soutien à l’agriculture locale^{référence 47}. À l’heure actuelle, le Brésil est le premier importateur d’éthanol des États-Unis, suivi à cet égard du Canada. Vu ces facteurs, il est possible que le Canada importe des quantités supplémentaires d’éthanol grâce au règlement (environ 0,7 milliard de litres) afin d’atteindre une teneur E10 dans les administrations où aucun taux de mélange plus élevé n’est exigé.

Il faudra environ 1 milliard de litres de biodiesel de plus pour réaliser un taux de mélange de 5 % en 2030. La demande intérieure de biodiesel s’est établie à environ 550 millions de litres en 2017. Le Canada produit actuellement sur son sol assez de biodiesel pour répondre à cette demande à environ 600 millions de litres. Il reste que les producteurs canadiens ont exporté 300 millions de litres vers les États-Unis pour tirer parti des encouragements fiscaux offerts là-bas au titre des combustibles à faible IC. Pour le reste de la demande intérieure de biodiesel, la source a été l’importation^{référence 43}. Il est possible d’importer les quantités requises, mais si elles s’engagent dans cette voie, les parties réglementées pourraient avoir à payer un prix supérieur pour le biodiesel. Selon les annonces récentes, des projets commerciaux de DRPH devraient commencer leur production dans les prochains mois et dans les prochaines années. Toutefois, il n’est pas encore certain que ces volumes de DRPH seront destinés au Canada. Par conséquent, on fait l’hypothèse que les volumes supplémentaires de DRPH seront importés dans un futur proche.

Compte tenu de la disponibilité des importations et de l’obstacle que représentent les coûts d’immobilisations pour une progression rapide de l’offre intérieure, on fait l’hypothèse dans l’analyse, par souci de simplicité, que les quantités supplémentaires d’éthanol, de biodiesel et de DRPH viendront des importations. Néanmoins, il est aussi raisonnable d’attendre une certaine hausse de la production intérieure à long terme à mesure que les exigences du règlement et que la demande de combustibles à faible IC augmenteront. Ce sera là un signal plus fort et plus fiable aux investisseurs en matière de réduction des risques des investissements. De plus, si les combustibles à faible IC sont d’une IC moindre dans la production intérieure qu’à l’importation, cela favorisera encore plus la production nationale.

Création des unités de conformité pour la fourniture de combustibles à faible IC

Des unités de conformité seront créées par les producteurs et les importateurs pour les combustibles à faible IC fournis au Canada et le nombre sera déterminé par une approche d’analyse de cycle de vie. La même quantité de carburant renouvelable permettant de respecter les exigences volumétriques applicables au mélange et les normes relatives aux combustibles à faible IC aux deux paliers fédéral et provincial pourrait servir à créer des unités de conformité dans le règlement.

Dans le scénario réglementaire, on fait l’hypothèse que, à l’horizon 2030, la teneur en éthanol dans l’essence en éthanol augmenterait pour atteindre 10 % et celles en biodiesel et en DRHP dans le diesel et du mazout léger augmenteraient pour atteindre 5 % et 6 % respectivement, en volume, par rapport aux niveaux du scénario de référence. Les unités de conformité sont estimées en multipliant la quantité d’énergie fournie dans le scénario réglementaire par la différence entre la valeur d’IC de référence de la catégorie des combustibles liquides (voir le tableau 1 plus haut) et l’IC des combustibles à faible IC. Aux fins de cette analyse, utilisons les valeurs moyennes nationales d’IC se fondant sur une approche d’analyse de cycle de vie pour calculer les unités de conformité. Ces valeurs moyennes sont estimées à 49 g d’éq. CO₂/MJ pour l’éthanol, à 26 g d’éq. CO₂/MJ pour le biodiesel et à 29 g d’éq. CO₂/MJ pour le DRPH^{référence 48}. Ces valeurs d’IC sur le cycle de vie ont été estimées en se fondant sur les données canadiennes et d’autres outils d’évaluation de cycle de vie et elles ont été comparées aux valeurs approuvées par la Colombie-Britannique et à la Californie pour ces filières de combustibles.

Le tableau 4 indique les quantités de combustibles fossiles et à faible IC qui seraient fournies au Canada selon le scénario réglementaire entre 2022 et 2030. On estime qu’en 2023, 130 pétajoules (PJ) de combustibles à faible IC seront fournis au Canada. En 2026, les unités de conformité obtenues par les mesures prévues par le scénario de référence et les unités de conformité accumulées ne seront plus suffisantes pour satisfaire à l’exigence annuelle de réduction de l’IC. Ainsi, on estime que l’apport de biodiesel dans le diesel et le mazout léger s’élèveront au-dessus des niveaux prévus dans le scénario de référence en 2026 (à 142 PJ) et que l’apport d’éthanol dans l’essence et de DRPH dans le diesel et le mazout léger fera de même en 2027 (à 180 PJ). On fait l’hypothèse que les niveaux de mélange augmenteraient linéairement pour atteindre les teneurs prévues en 2030 (à 293 PJ). La fourniture de combustibles à faible IC serait relativement constante aux niveaux de 2030 entre 2031 et 2040.

Tableau 4 : Fourniture de combustibles fossiles et de combustibles à faible intensité en carbone selon le scénario réglementaire (PJ)
Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement.
	2022-2025	2026-2029	2030	2031-2040	Total
Essence	5 609	5 327	1 251	10 947	22 684
Diesel	5 206	4 969	1 199	12 147	23 520
Mazout léger	270	224	50	458	1 002
Éthanol	404	404	109	904	1 752
Biodiesel	126	209	69	686	1 071
DRPH	98	231	82	819	1 229

Le règlement incitera les fournisseurs de combustibles à faible IC à obtenir plus d’unités de conformité en réduisant l’IC des combustibles qu’ils fournissent. Depuis le début du programme en 2011 du LCFS en Californie, la réduction de l’IC des combustibles à faible IC a été démontrée. On le doit en partie à la diminution de l’IC du réseau électrique de Californie, à l’amélioration des pratiques agricoles, à une plus grande efficacité de la production et à l’utilisation de charges d’alimentation plus faible en carbone^{référence 49}. Cependant, on ne sait pas exactement dans quelle mesure l’IC de ces mêmes combustibles pourrait diminuer au fil du temps. Par conséquent, on fait l’hypothèse que l’IC sur le cycle de vie des combustibles à faible IC serait constante dans le temps. Nous abordons la question de l’incertitude de l’évolution dans le temps des valeurs d’IC dans la section portant sur l’incertitude des estimations d’impact.

Le tableau 5 indique le nombre total des unités de conformité estimées pour la fourniture de combustibles à faible IC, selon le type, de 2022 à 2030. Les fournisseurs principaux disposant d’unités de conformité excédentaires en vertu du Règlement sur les carburants renouvelables pourront convertir ces unités de conformité en unités du règlement. Ainsi, il y aura un transfert unique des unités de conformité du RCR en 2024 pour une valeur estimative de 1,4 million d’après les données ministérielles relatives à ce règlement. En 2023, les unités de conformité au titre des mélanges avec des combustibles à faible IC sont estimées à 6,1 millions et elles augmenteraient pour atteindre 8,5 millions en 2026 et 11,3 millions en 2030. De 2031 à 2040, elles diminueront légèrement par rapport aux niveaux de 2030.

Tableau 5 : Unités de conformité pour les combustibles à faible intensité en carbone selon le type (millions)
Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement.
	2022-2025	2026-2029	2030	2031-2040	Total
Éthanol	11,7	13,9	3,4	28,1	57,0
Biodiesel	5,8	12,3	3,8	37,9	59,8
DRPH	5,2	12,5	4,2	42,0	63,9
Total	22,7	38,7	11,4	108,0	180,8

Attribution au règlement de la fourniture de combustibles à faible IC

Selon le scénario de référence, le RCR du gouvernement fédéral exige que les producteurs et les importateurs de combustible fossile présentent en moyenne annuelle une teneur en carburant renouvelable de 5 % de l’essence (ce qui est réalisé avec l’éthanol) et de 2 % du carburant diesel et du mazout de chauffage (ce qui est réalisé avec le biodiesel et le DRPH) en volume. Certaines provinces ont des teneurs supérieures à cause de leurs propres exigences relatives aux carburants renouvelables et leurs propres normes visant les combustibles à faible IC, ce qui a fait en sorte que la moyenne annuelle nationale a dépassé les exigences fédérales du RCR ces dernières années. Les mêmes volumes en carburant renouvelable permettant de respecter ces règlements fédéraux et provinciaux peuvent servir à créer des unités de conformité au titre du règlement. Comme ces mesures auraient été prises en l’absence du règlement, ces volumes n’engendrent pas de coûts différentiels ou ne créent pas de réductions différentielles des émissions de GES.

Sans le règlement, il est peu probable que les teneurs s’élèvent au-dessus des exigences et des politiques fédérales et provinciales applicables aux mélanges, puisqu’une augmentation du taux de mélange coûterait généralement plus cher que le maintien du statu quo. C’est pourquoi on peut prévoir que l’utilisation accrue de combustibles à faible IC au-dessus des niveaux prévus dans le scénario de référence serait attribuable au règlement. Les coûts et les avantages des réductions des émissions prévues, au-dessus des niveaux prévus dans le scénario de référence, seront donc à attribuer au règlement.

Avantages en réduction des GES des mélanges avec des combustibles à faible IC

On prévoit qu’en augmentant la teneur en combustibles à faible IC dans les mélanges avec les combustibles fossiles, on réduira davantage les émissions nationales de GES. Pour l’estimation de ces réductions, on fait l’hypothèse que les quantités de combustible utilisé au Canada demeurent les mêmes en valeur énergétique entre le scénario de référence et le scénario réglementaire. Par conséquent, la quantité supplémentaire de combustibles fossiles déplacée est égale à la quantité supplémentaire de combustibles à faible IC fournie, en valeur énergétique.

Le tableau 6 indique la quantité supplémentaire estimée de combustibles à faible IC qui est fournie au pays grâce au règlement. Selon le scénario réglementaire, la teneur en combustibles à faible IC dans les mélanges sera plus élevée que les niveaux prévus dans le scénario de référence d’ici 2025, car les unités de conformité obtenues des mesures prévues dans le scénario de référence et les unités de conformité accumulées ne seront plus suffisantes pour satisfaire à l’exigence annuelle de réduction de l’IC. Les teneurs en combustibles à faible IC augmenteraient linéairement de 2025 à 2030 pour atteindre les teneurs prévues en 2030. Entre 2031 et 2040, les quantités supplémentaires de combustibles à faible IC diminueront légèrement par rapport aux niveaux de 2030.

Tableau 6 : Quantités supplémentaires de combustibles à faible intensité en carbone fournies selon le type (PJ)
Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement.
	2022-2025	2026-2029	2030	2031-2040	Total
Éthanol	2	41	17	146	206
Biodiesel	17	100	36	356	508
DRPH	8	121	49	489	666
Total	27	262	101	991	1 381

Les réductions différentielles d’émissions au Canada ont été calculées en soustrayant les émissions estimées du scénario de référence des émissions du scénario réglementaire. Pour chaque scénario, les émissions ont été calculées en multipliant la valeur d’intensité des émissions de combustion en utilisation finale par la quantité de combustible fournie nationalement. Cela équivaut à multiplier l’approvisionnement différentiel en combustible à faible IC par la différence d’intensité des émissions de combustion entre les combustibles fossiles et ces mêmes combustibles à faible IC. Le tableau 9 présente la valeur moyenne nationale d’intensité des émissions de combustion pour chaque combustible (provenant du scénario de référence du Ministère). Pour plus de renseignements sur la différence entre l’IC sur le cycle de vie et l’intensité des émissions de combustion, voir au-dessus la section Analyse de cycle de vie et comptabilité d’inventaire national.

Tableau 7 : Valeurs d’intensité des émissions de combustion selon le type de combustible (en g d’éq. CO₂/MJ)
Type de combustible	Valeur d’intensité d’émission
Essence	71,67
Diesel	71,73
Mazout léger	71,16
Éthanol	2,40
Biodiesel/DRPH	5,92

Les réductions différentielles d’émissions de GES sont estimées à environ 91 Mt sur la période visée par l’analyse pour la fourniture de combustibles à faibles IC. Les réductions d’émissions sont présentées au tableau 8 par voie de mélange.

Tableau 8 : Réduction des émissions totales de GES par voie de mélange (en Mt d’éq. CO₂)
Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement.
Voie de mélange	2022-2025	2026-2029	2030	2031-2040	Total
Éthanol dans l’essence	0	2,9	1,2	10,1	14,3
Biodiesel et DRPH dans le diesel	1	13,9	5,3	53,3	73,5
Biodiesel et DRPH dans le mazout léger	0	0,7	0,3	2,5	3,6
Total	1,3	17,5	6,7	65,8	91,3

Coûts des mélanges de combustibles à faible IC

Pour répondre à la demande accrue de combustibles à faible IC en raison du règlement, les terminaux devront stocker des combustibles fossiles d’une plus grande teneur en combustibles à IC. On peut s’attendre à ce qu’ils engagent des coûts d’immobilisations et d’exploitation pour installer l’infrastructure nécessaire ou la mettre à niveau (pour une plus grande capacité installée d’entreposage ou d’expédition). On dénombre quelque 87 terminaux principaux au Canada, 43 avec capacité de mélange et 44 sans^{référence 50}. D’après les consultations menées auprès des intervenants, le coût de mise à niveau des installations sans capacité de mélange sera d’environ 10 M$ par installation.

Dans le cas du biodiesel, on estime qu’approximativement 25 terminaux principaux auront besoin d’une capacité supplémentaire ou nouvelle de mélange de biodiesel. Environ la moitié des installations à biodiesel auront à réaffecter les réservoirs et l’équipement à un coût moyen d’environ 5,5 M$ par site et l’autre moitié devront aménager de nouveaux réservoirs à un coût supplémentaire de 2 M$ par site (7,5 M$). Nous estimons de plus qu’environ cinq terminaux principaux auront besoin de réservoirs et de raccords de tuyauterie pour la réception et le mélange de DRPH à un coût approximatif de 5 M$ par installation^{référence 51}. On fait l’hypothèse qu’il faut compter deux ans pour aménager l’infrastructure d’un terminal^{référence 52}. Dans ce cas, les coûts d’immobilisations des terminaux seront engagés en 2025 et 2026. Les coûts totaux d’immobilisations des terminaux sont estimés à environ 281 M$ pendant la période visée par l’analyse.

Les détaillants devront fournir aux utilisateurs finaux des mélanges de combustibles avec une teneur plus élevée en combustibles à faible IC. On fait l’hypothèse que les stations-service au détail sont actuellement outillées pour fournir une teneur maximale de 5 % en biodiesel.

Pour mélanger de plus grandes quantités de combustibles à faibles IC avec des combustibles fossiles, les raffineurs et les terminaux devront aussi supporter des coûts différentiels d’exploitation estimés à 7 622 M$ en valeur nette entre 2022 et 2040. Les coûts nets différentiels ont été calculés en soustrayant les économies différentielles dans la production de combustibles fossiles des coûts différentiels pour les combustibles à faible IC. Pour estimer ces économies, les prix de gros des combustibles fossiles ont été appliqués à la quantité supplémentaire déplacée de ces combustibles. Pour estimer les coûts différentiels en combustibles à faible IC, les prix de gros de ces combustibles et les frais permanents de transport ont été appliqués à la quantité supplémentaire fournie de ces combustibles.

Pour calculer les prix de gros, on a pris les données du Kent Group sur les marges moyennes de prix sur les combustibles fossiles par province entre 2015 et 2019. La différence entre les prix de gros et les prix de détail ont ainsi été établie^{référence 53}. On estime à 43 % en moyenne l’écart au Canada entre les prix de gros et de détail pour le stock d’essence et à 38 % pour le stock de diesel. Ces différences des prix de gros ont ensuite été appliquées aux prévisions des prix de détail des combustibles fossiles dans le scénario de référence ministériel pour établir des prévisions de prix de gros pour l’essence et le diesel.

Pour les prix de l’éthanol et du biodiesel, on a pris les écarts de prix, en valeur d’énergie équivalente, entre les combustibles à faible IC et les combustibles fossiles à l’aide des données du département de l’Agriculture des États-Unis sur les prix moyens de l’essence, du diesel, de l’éthanol et du biodiesel de 2015 à 2019^{référence 54}. La différence estimée de prix est de 24 % entre l’éthanol et l’essence et de 17 % entre le biodiesel et le diesel. Ces différences ont été appliquées aux prévisions de prix de gros pour l’essence et le diesel afin d’établir des prévisions pour l’éthanol et le biodiesel. Dans le cas du DRPH, il n’existe pas d’indices de prix. Des études spécialisées ont été passées en revue pour déterminer des prix volumétriques représentatifs du DRPH^{référence 55}. En raison de l’incertitude, une moyenne a été calculée entre des estimations haute et basse du prix de ce produit. Le résultat en valeur d’énergie équivalente est une différence moyenne de prix de 20 % entre le biodiesel et le DRPH^{référence 56}.

L’éthanol et le biodiesel sont acheminés principalement par d’autres moyens que les pipelines des combustibles fossiles, parce qu’ils posent un certain nombre de problèmes opérationnels : capacité de s’imbiber d’eau, dégradation de la qualité du carburéacteur, affecte les matériaux employés dans les systèmes de transport et d’entreposage, etc. De plus, l’infrastructure pipelinière en place n’est pas toujours alignée sur les lieux de production ou de disponibilité des biocarburants. On doit donc s’attendre à des coûts permanents de transport supplémentaires pour l’acheminement de l’éthanol et du biodiesel par le train ou d’autres moyens de transport^{référence 57}. On fait l’hypothèse que les raffineurs et les terminaux auraient à supporter des coûts permanents de transport d’environ 0,05 $ le litre pour l’éthanol et le biodiesel supplémentaires qui seraient en demande^{référence 58}.

Les coûts totaux d’immobilisations sont estimés à 281 M$ et les coûts totaux d’exploitation à 7,6 G$ pendant la période visée par l’analyse. Les coûts totaux de conformité de la fourniture de combustibles à faible IC dans le règlement seraient de 7,9 G$ entre 2022 et 2040.

Incidences possibles des changements indirects d’utilisation des terres

Il y a changement direct d’utilisation des terres (CDUT) lorsqu’une parcelle est réaffectée à des cultures de production de biocarburants. Il y a changement indirect d’utilisation des terres (CIUT) lorsque des cultures de production de biocarburants déplacent des cultures traditionnelles d’alimentation humaine et animale, ce qui crée la production en d’autres lieux de ces cultures vivrières ainsi déplacées (il y a alors réaffectation de terres aux cultures vivrières). Si les terres agricoles pénètrent dans des zones de riche absorption de carbone comme les forêts, les marécages et les tourbières, il se crée des émissions supplémentaires de GES. Si le phénomène se produit dans un territoire d’une grande diversité biologique, une perte de biodiversité peut s’ensuivre.

Le règlement est conçu pour éviter ces impacts de deux façons. Le modèle ACV des combustibles prendra en compte l’incidence des CDUT sur l’IC des combustibles à faible IC pour ce qui est des gaz à effet de serre. Pour prévenir les répercussions négatives sur l’utilisation des terres et la biodiversité découlant de l’augmentation de la récolte et de la culture de ces charges d’alimentation, le règlement établira des critères d’utilisation des terres et de la biodiversité (UTB). Ces critères d’utilisation des terres et de biodiversité (UTB) s’appliquent à la charge d’alimentation, quelle qu’en soit l’origine géographique, mais celle-ci est exemptée si elle n’est pas de la biomasse (par exemple combustible produit à partir du CO₂ capté directement de l’air) ou qu’elle est considérée par le Ministère comme une « charge d’alimentation de biomasse à faible risque » (par exemple déchets solides municipaux). Seul le biocarburant produit à partir d’une charge d’alimentation respectant les critères UTB est admissible aux unités de conformité du règlement.

Autres effets possibles des mélanges avec des combustibles à faible incidence en carbone

L’éthanol a un indice d’octane plus élevé que celui de l’essence, aussi les raffineurs pourraient-ils choisir de ne pas transformer de l’essence d’un indice supérieur et de produire de l’essence à indice moindre à mélanger à plus d’éthanol. Des économies de raffinage seraient alors possibles.

Autre possibilité, s’ils choisissent de produire de l’essence à indice supérieur, le mélange de combustibles sera dans l’ensemble d’un indice d’octane plus élevé dans le scénario réglementaire. Des normes sont en application à l’intention des fabricants d’équipement d’origine pour la fourniture de moteurs à haute compression dans les voitures sur le marché nord-américain, ce qui exige un carburant d’un indice d’octane supérieur. Joints à des moteurs à haute compression, les mélanges d’éthanol d’une teneur intermédiaire (E15 à E25) pourraient apporter des gains d’efficience suffisant à compenser la moindre teneur énergétique avec l’éthanol. Dans ce cas, il y aurait des possibilités de plus grande réduction des émissions et d’une certaine atténuation des coûts pour les consommateurs^{référence 59} ^{référence 60}.

Des teneurs supérieures du diesel en biodiesel pourraient améliorer le pouvoir lubrifiant du carburant et en élever l’indice de cétane. Les moteurs diesel dépendent de ce pouvoir lubrifiant si nous voulons empêcher les pièces mobiles de s’user prématurément. Il est donc possible que, en augmentant l’apport de biodiesel, les raffineurs choisissent de réduire le pouvoir lubrifiant du diesel de pétrole pour abaisser les coûts^{référence 61}.

Il faut aussi s’attendre à ce qu’une plus grande teneur des combustibles fossiles en combustibles faibles en carbone cause des changements de qualité de l’air. Pour plus de renseignements sur la façon dont le règlement devrait agir sur cette qualité, prière de consulter plus loin la section incidences sur la qualité de l’air.

Catégorie de conformité 3 : Fourniture de combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe

L’utilisateur final du combustible peut modifier ou remplacer un équipement de combustion (par exemple un moteur) pour qu’il soit alimenté par un combustible ou une source d’énergie autre (comme l’électricité ou l’hydrogène dans les transports). Fournir des combustibles ou de l’énergie pour les véhicules à technologie de pointe ne réduit pas directement l’IC des combustibles fossiles, mais réduit les émissions de GES en remplaçant l’essence ou le diesel utilisé dans les transports par des combustibles ou des sources d’énergie ayant une IC plus faible.

Le règlement permettra de créer des unités de conformité pour certains combustibles ou sources d’énergie fournis au secteur des transports. Les quantités d’énergie à faible IC fournie à certaines catégories de véhicules seront admissibles à la création d’unités de conformité. Ces combustibles ou sources d’énergie seront notamment l’hydrogène dans les véhicules à pile ou dans d’autres véhicules, l’électricité dans les véhicules électriques et le gaz naturel (renouvelable ou non, comprimé ou liquéfié) dans les véhicules au gaz naturel et le propane (renouvelable ou non) dans les véhicules au propane. Par contre, l’électricité destinée aux véhicules ferroviaires ne sera pas admissible à la création d’unités de conformité.

Fournir de l’électricité aux véhicules électriques ou du gaz naturel/propane aux véhicules au gaz naturel/propane sont les deux voies représentatives qui ont été modélisées pour la catégorie de conformité 3, et ce, parce qu’il n’y a pas ou peu d’adoption d’autres combustibles ou sources d’énergie fournis aux transports (gaz naturel renouvelable, hydrogène, etc.). Ce sont encore des technologies émergentes sur lesquelles il n’y a pas assez de renseignements pour estimer leur adoption éventuelle au Canada à l’horizon 2030. Il reste que le Règlement aura un effet incitatif à l’adoption de ces types de technologie.

Fourniture d’électricité aux véhicules électriques (VE)

Pour les maisons dotées de bornes de recharge reliées à un réseau, l’exploitant du réseau de recharge résidentielle sera le créateur d’unités de conformité par défaut. Les exploitants de réseaux de recharge publique seront également créateurs par défaut d’unités de conformité. Enfin, la recharge privée ou commerciale créera des unités de conformité pour les hôtes de sites de recharge par défaut.

Création des unités de conformité : Les unités de conformité seront créées conformément à la formule suivante en fonction du rapport d’efficacité énergétique de la catégorie de véhicules (R_ee), de la valeur IC de référence de la catégorie des combustibles liquides (IC_ref) [voir le tableau 1 plus haut], des émissions de cycle de vie de l’électricité propulsant les VE (IC_e), de la quantité d’énergie électrique d’une IC donnée fournie aux VE (Q) et de la densité énergétique de l’électricité (D).

Unités = [(R_ee × IC_ref) – IC_e] × Q × D × 10^-6

Les prévisions de la demande d’énergie pour les VE sont tirées du scénario de référence ministériel rajusté. Le rajustement tient compte de l’hypothèse que 50 % des véhicules légers vendus en 2030 et 100 % des véhicules légers vendus en 2035 seront des véhicules électriques. L’électricité fournie par une borne de recharge installée dans une résidence au plus tard le 31 décembre 2030 sera admissible à la création d’unités de conformité jusqu’au 31 décembre 2035. Passé ce délai, la recharge résidentielle ne sera plus admissible à la création d’unités de conformité. Toute borne de recharge résidentielle installée après le 31 décembre 2030 ne sera pas admissible à la création d’unités de conformité. On fait l’hypothèse que 28 % de la demande d’énergie des VE légers dans le scénario de référence vient de la recharge publique et le reste (72 %), de la recharge résidentielle. Le règlement exige également que toutes les données sur la recharge des véhicules électriques soient collectées par une borne de recharge qui mesure l’utilisation et communique les données à l’exploitant du réseau de recharge. On fait l’hypothèse que 7,5 % de la demande d’énergie des VE légers provient de bornes de recharge capables de collecter des données et de les communiquer à l’exploitant du réseau de recharge. On fait aussi l’hypothèse que cette valeur augmentera d’environ 2,5 % chaque année d’après les consultations auprès des intervenants^{référence 62}. Par conséquent, ces facteurs ont aussi été appliqués aux estimations de demande d’énergie du scénario de référence en ce qui concerne la recharge des véhicules électriques légers. Le tableau 11 présente les estimations de demande d’énergie des véhicules électriques pendant la période visée par l’analyse.

Tableau 9 : Estimations de la demande d’énergie des véhicules électriques par catégorie de véhicules (PJ)
Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement.
	2022-2025	2026-2029	2030	2031-2040	Total
Véhicules ou camions légers	12	47	24	341	426
Véhicules pour applications lourdes	1	3	1	26	31
Autocars	22	20	5	61	108
Total	35	70	30	428	558

Les unités de conformité pour la fourniture d’électricité aux VE sont calculées à partir des valeurs d’IC sur le cycle de vie constantes de 2016 pour l’électricité fournie par chaque province. Les valeurs d’IC varient selon la composition du réseau électrique de chaque province. Par exemple, les provinces comptant plus sur l’électricité produite au gaz naturel auront une IC supérieure à celle des provinces qui dépendent davantage de l’hydroélectricité. La valeur IC moyenne de l’électricité au Canada est de 180,4 tonnes le gigawattheure (t/GWh). Un rapport d’efficacité énergétique (REE) de 4,1 a été appliqué aux véhicules et les camions légers et un rapport de 5,0 aux autocars et véhicules lourds. Le tableau 10 indique les estimations d’unités de conformité des VE pour la période visée par l’analyse en fonction de ces valeurs.

Tableau 10 : Estimations des unités de conformité de VE par catégorie de véhicules (millions)
Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement.
	2022-2025	2026-2029	2030	2031-2040	Total
Véhicules ou camions pour applications légers	3,4	13,3	6,3	88,5	111,5
Véhicules pour applications lourdes	0,4	1,2	0,5	9,8	11,9
Autocars	0,6	1,0	0,3	6,2	8,1
Total	4,4	15,5	7,0	104,5	131,5

Comme certaines catégories de VE en sont encore à leur début comparativement à leurs homologues à moteur de combustion interne, certaines projections d’adoption future des VE divergent largement des estimations présentées dans cette analyse. Les obstacles à une vaste adoption des VE résident notamment dans les coûts, les limites techniques, l’infrastructure et la dynamique du marché. Les contraintes technologiques sont notamment le court rayon d’autonomie et les temps de recharge. Les besoins en infrastructure pour les véhicules électriques sont complexes comparativement aux infrastructures déjà en place pour les combustibles fossiles. Alors que les réactions à l’égard des VE pour l’utilisation commerciale et industrielle évoluent et que les programmes d’encouragement du gouvernement contribuent à augmenter les taux d’adoption, la préférence du marché demeure les véhicules à moteur à combustion interne. Au nombre des facteurs favorisant l’adoption des VE, on compte la plus grande familiarisation du marché avec cette technologie, l’amélioration du rayon d’autonomie des batteries et de leur temps de recharge, l’extension des infrastructures et la baisse des coûts. Compte tenu de la grande variabilité des différentes prévisions, une analyse de sensibilité pour le nombre d’unités de conformité créées par la fourniture des combustibles et d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe est présentée dans la section Incertitude des estimations d’impact.

Attribution et incidences différentielles : On prévoit que le marché des VE continuera à prendre de l’expansion dans le scénario de référence en l’absence du règlement avec des hausses correspondantes de la consommation d’électricité qui remplace l’essence et le diesel. D’autres politiques (comme l’objectif fédéral des ventes de véhicules légers à zéro émission) créeront une incitation à l’adoption des VE et à l’aménagement de l’infrastructure nécessaire.

Les fournisseurs principaux auront la possibilité d’acquérir des unités de conformité par voie d’échange auprès des exploitants de réseaux et des hôtes de sites de recharge, ce qui aura pour effet de subventionner cette activité. Mais une telle subvention en soi ne suffira sans doute pas à encourager l’investissement et à susciter une adoption supplémentaire et quantifiable des VE. Ce sera néanmoins un autre élément d’incitation qui, avec les autres politiques fédérales et provinciales dans ce domaine, pourrait renforcer les signaux du marché pour un plus grand déploiement des véhicules électriques. Cette analyse ne prend pas en compte cet élément.

Fourniture du gaz naturel et de propane aux véhicules au gaz naturel et au propane

Dans le cas du gaz naturel et du propane comprimés et liquéfiés et des combustibles fossiles gazeux dans tout mélange avec un combustible à faible IC, le propriétaire ou l’exploitant de la station de ravitaillement sera le créateur d’unités de conformité par défaut pour l’utilisation dans les transports. Les unités de conformité seront créées dans la catégorie des combustibles liquides, étant donné que c’est un remplacement de combustibles liquides dans les transports.

Création des unités de conformité : Des unités de conformité seraient créées selon la formule suivante en fonction de la valeur d’IC de référence de la catégorie des combustibles liquides (IC_ref) [voir le tableau 1 plus haut], de l’IC sur le cycle de vie (IC) du combustible, du volume (Q) et de la densité énergétique (D) du gaz naturel comprimé (GNC) ou liquéfié (GNL) ou du propane fourni.

Unités = [IC_ref – IC_{GNL,GNC,propane}] × Q × D × 10^-6

On estime que la demande d’énergie des véhicules alimentés au gaz naturel ou au propane serait de 7 PJ en 2022 et qu’elle augmenterait pour atteindre 9 PJ en 2030 et 13 PJ en 2040. Dans cette analyse, les unités de conformité pour la fourniture de gaz naturel et de propane dans les transports sont calculées en prenant une IC sur le cycle de vie constante de 67 g d’éq. CO₂/MJ pour le GNC et de 75 g d’éq. CO₂/MJ tant pour le GNL que pour le propane. On fait l’hypothèse que le GNC et le GNL représentent chacun la moitié de la demande de gaz naturel. Aucune valeur REE ne figure dans cette formule, car de telles valeurs sont proches de l’unité pour ces voies. En fonction des prévisions de la demande d’énergie du scénario de référence ministériel, on estime que 0,06 million des unités de conformité seront créées en 2022 et que ce nombre augmentera pour atteindre 0,09 en 2030 et 0,12 en 2040. L’analyse ne tient pas compte des valeurs mises à jour de l’IC dans le modèle ACV pour le gaz naturel et le propane qui auraient pour effet la création de moins d’unités de conformité.

Attribution et incidences différentielles : À elle seule, cette voie ne suffira sans doute pas à encourager un investissement menant à une adoption supplémentaire quantifiable du gaz naturel et du propane dans les transports. Tout comme pour les voitures électriques, ce serait néanmoins un autre élément d’incitation qui, avec les autres politiques fédérales et provinciales dans ce domaine, pourra renforcer les signaux du marché pour un plus grand déploiement des véhicules au gaz naturel et au propane. Cette analyse ne prend pas en compte cet élément.

Incidences du fonds aux fins de conformité

Le règlement établira un fonds aux fins de conformité comme mécanisme de flexibilité. Les fournisseurs principaux pourraient verser une contribution à ce mécanisme de fonds aux fins de conformité jusqu’à concurrence de 10 % de leur exigence annuelle de réduction. Le prix d’une unité de conformité sera établi dans le règlement à 350 $ en 2022 (valeur nominale rajustée en fonction de l’IPC), correspondant à 343 $ par unité de conformité en dollars de 2021. Toute contribution au fonds doit servir à des projets ou des activités qui réduisent les émissions dans les cinq ans qui suivent la date à laquelle la contribution a été versée. Cette analyse traite les contributions au fonds comme s’il s’agissait d’un paiement de transfert. Ainsi, les impacts associés à ces contributions sont présentés comme étant égaux : les avantages pour la société (capitaux pour des investissements visant à réduire les émissions de GES) compensent les coûts pour l’industrie (paiements).

On estime que les contributions à ce fonds débuteront en 2025 à un niveau de 0,3 % du besoin en unités de conformité, correspondant à environ 45 000 unités de conformité. De 2026 à 2038, il sera utilisé à sa pleine limite de 10 %, correspondant à 3,4 millions d’unités de conformité en 2030. En 2039, cette utilisation diminuera, au fur et à mesure que la création d’unités de conformité, par la voie de fourniture de combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe, augmentent avec le temps et parce que le besoin en unités de conformité pour une exigence annuelle de 14 g d’éq. CO₂/MJ demeure constant. Le tableau 11 présente des estimations des avoirs et des paiements des capitaux pendant la période visée par l’analyse.

Tableau 11 : Estimation des capitaux et des paiements du fonds (millions de dollars)
Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement. Les valeurs monétaires sont actualisées à un taux de 3 %.
	2022-2025	2026-2029	2030	2031-2040	Total - valeurs actualisées
Avoirs du fonds	14	3 055	929	7 001	10 999
Paiements du fonds	-14	-3 055	-929	-7 001	-10 999

Il est impossible pour l’instant de quantifier les réductions éventuelles de GES grâce au fonds, ce calcul dépasse le cadre de l’analyse. C’est parce que les projets bien précis qui seront financés ne sont pas encore connus en ce moment. Sans renseignements sur les paramètres de ces projets, il est impossible d’estimer les réductions différentielles des émissions de GES. Cependant, comme le fonds aura à produire des réductions réelles, à court terme et traçables, il concourrait à la réalisation de l’objectif du règlement qui vise à réduire les GES.

Voies des technologies émergentes

Les technologies émergentes sont des technologies ayant un niveau de maturité technologique moins élevé ou encore ayant un niveau de maturité technologique élevé et qui sont disponibles sur le marché, mais dont le taux d’adoption est bas pour diverses raisons telles que le coût, l’asymétrie de l’information et l’absence d’incitatifs. On prévoit que le règlement fournira suffisamment d’incitatifs pour augmenter l’adoption des technologies émergentes pour réduire les émissions de GES. Parmi les technologies émergentes susceptibles de créer des unités de conformité dans le règlement, mentionnons le cotraitement de charge d’alimentations à faible IC dans les raffineries, l’hydrogène dans les véhicules à pile de combustible, le gaz naturel renouvelable dans les véhicules au gaz naturel, l’électricité renouvelable dans les installations de combustibles fossiles et les combustibles à faible IC avancés, tel que les combustibles synthétiques produits à partir du captage direct du CO₂ dans l’air. Comme ces technologies sont encore peu adoptées, peu de données sur les coûts sont disponibles. On fait l’hypothèse que les unités de conformité relatives aux technologies émergentes représentent des réductions différentielles et que leur prix est le même que celui du fonds (343 $ par unité de conformité en dollars de 2021). On fait l’hypothèse que les unités de conformité relatives aux technologies émergentes comblent la différence entre le nombre d’unités de conformité requises et les unités de conformité créées par les technologies plus matures et le fonds^{référence 63}.

On fait l’hypothèse qu’en 2026, les unités de conformité accumulées, les unités de conformité des technologies plus matures et les contributions au fonds ne suffiront plus à répondre au besoin en unités de conformité. Le besoin sera de 3,9 millions d’unités de conformité issues de technologies émergentes. On estime que les unités de conformité de ces technologies augmenteront progressivement pour atteindre un maximum de 8,3 millions en 2030 pour ensuite diminuer d’année en année jusqu’en 2038, période où elles ne seront plus nécessaires, car elles seront remplacées par la hausse des unités de conformité prévues dans le scénario de référence provenant de la fourniture de combustibles et d’énergie pour les véhicules de technologie de pointe et en raison de l’exigence constante de réduction annuelle de l’IC. Ainsi, les coûts différentiels et les réductions différentielles de GES suivent la même tendance. Les incidences différentielles des technologies émergentes sont présentées au tableau 12 pour la période 2022-2040.

Tableau 12 : Coûts différentiels et réductions différentielles des GES par les technologies émergentes
Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement. Les valeurs monétaires sont actualisées à un taux de 3 %.
	2022-2025	2026-2029	2030	2031-2040	Total valeurs actualisées
Coûts (millions de dollars)	0	6 879	2 254	7 993	17 126
Réductions des GES (Mt d’éq. CO₂)	0	23,8	8,3	32,6	64,7

Les exigences de réduction de l’IC après 2030 seront examinées dans le cadre de l’examen du règlement et pourraient faire l’objet d’éventuelles modifications.

Incidences sur la qualité de l’air

Selon nos prévisions, certaines des voies représentatives changeraient les concentrations d’émissions de polluants atmosphériques et donc la qualité de l’air. Ces polluants sont des substances qui nuisent à la santé humaine et à l’environnement (ozone troposphérique, particules fines, pluies acides, etc.)^{référence 64}. Ils se classent dans quatre catégories : principaux contaminants atmosphériques (ozone, particules fines, oxydes de soufre et d’azote, composés organiques volatils, etc.), polluants organiques persistants (dioxines et furanes, par exemple), métaux lourds (mercure, par exemple) et substances toxiques (benzène, par exemple). Ces polluants atmosphériques sont tous différents dans leur composition chimique, leurs propriétés réactives, leurs sources d’émissions, la durée de leur séjour dans l’environnement avant dégradation, leur capacité de se déplacer sur de grandes ou de petites distances et leurs effets éventuels^{référence 65}.

L’impact probable sur les émissions de polluants atmosphériques de la catégorie de conformité 1 est inconnu et n’a pas été évalué. Cependant, ces impacts seront probablement minimes. Les émissions de polluants atmosphériques des véhicules et des moteurs à essence sont déjà réglementées dans une large mesure par les dispositions en place comme le Règlement modifiant le Règlement sur le soufre dans l’essence, qui limite la teneur en soufre de l’essence^{référence 66}. Les émissions du secteur du raffinage sont réglementées par le Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont)^{référence 67}. Ajoutons que, avec la souplesse du présent règlement pour le choix de la voie de conformité, nous ignorons où et dans quelle mesure les émissions de polluants atmosphériques changeraient.

Les incidences du règlement sur la qualité de l’air par les mélanges de combustibles à faible IC seraient également minimes. Une évaluation de risques a déjà été réalisée par Santé Canada qui portaient sur les risques et les avantages de l’utilisation d’essence à teneur en éthanol par rapport à l’essence pure. Cette étude a indiqué qu’une augmentation de la consommation de carburant E10 au Canada se traduirait par une diminution peut-être négligeable du nombre d’incidents à effets néfastes sur la santé^{référence 68}. La diminution tiendrait à de moindres concentrations dans l’air ambiant de certains polluants par suite de cette consommation. Il n’y aurait généralement pas de différences appréciables d’effets prévus sur la santé entre les scénarios de l’essence ordinaire et de l’essence E10. Aucune autre étude n’a évalué les teneurs de l’essence en éthanol atteignant E15.

De plus, des analyses antérieures de Santé Canada indiquent qu’une teneur en biodiesel de B5 ou B20 devrait se traduire à l’échelle du pays par des avantages et des risques minimes pour la qualité de l’air et la santé et que les effets en question devraient s’amenuiser avec le temps^{référence 69}. Cette conclusion préliminaire est fondée sur des données de 2012. Des données plus récentes provenant des États-Unis suggèrent que l’utilisation de B20 dans les moteurs modernes peut entraîner une augmentation des émissions de certains polluants atmosphériques par rapport à l’utilisation de diesel à très faible teneur en soufre (ICCT 2021). Les incidences sur la qualité de l’air dans le contexte canadien et toute répercussion connexe de la pollution de l’air sur la santé n’ont pas été estimées.

À l’heure actuelle, il y a peu de renseignements disponibles à propos des répercussions sur la qualité de l’air de l’augmentation de la teneur du diesel en DRPH.

Résumé de la création des unités de conformité

La création anticipée d’unités de conformité débute avec l’enregistrement du règlement. Cette création d’unités se fait d’abord en fonction des mesures prévues dans le scénario de référence (fourniture de combustibles à faible IC pour le respect des exigences fédérales et provinciales en matière de mélange, fourniture de combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe, etc.) pour une période d’au plus douze mois précédant l’entrée en vigueur des exigences de réduction du règlement le 1^er juillet 2023. La création d’unités de conformité provenant des mesures prévues dans le scénario de référence et les unités de conformité accumulées des années précédentes sont suffisantes pour combler le besoin en unités de conformité et pour accumuler des unités durant les deux premières années d’application du règlement (2023-2024). En 2025, les unités de conformité des voies prévues dans le scénario de référence et les unités de conformité accumulées ne seraient plus suffisantes pour combler le besoin en unités de conformité. Nous estimons, par conséquent, que des mesures supplémentaires (captage et stockage du carbone, mélanges de combustibles à faible IC) seront nécessaires à partir de 2025. On estime que 2025 est la dernière année où les unités de conformité accumulées seraient utilisées et la première année où le fonds serait utilisé. On estime que, en 2026, il faudrait des unités de conformité issues des technologies émergentes pour répondre au besoin en unités de conformité. En 2030, le règlement atteint le niveau le plus élevé des exigences à 14 g éq. CO₂/MJ et les teneurs prévues en combustibles à faible IC sont atteintes (10 % pour l’éthanol, 5 % pour le biodiesel et 6 % pour le DRPH). Le fonds sera également utilisé à la limite réglementaire de 10 % et les unités de conformité pour les technologies émergentes seront nécessaires pour répondre au besoin en unités de conformité. Le tableau 13 présente les estimations des unités de conformité de 2022 à 2030. Les estimations du coût des unités de conformité par voies sont présentées dans le tableau 14.

Tableau 13 : Estimations des unités de conformité de 2022 à 2030 (millions)
Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement.
	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Unités de conformité prévues dans le scénario de référence	3,7	9,7	8,8	9,5	10,0	10,7	11,7	12,8	14,6
Unités de conformité accumulées	0	3,7	8,7	3,8	0	0	0	0	0
Unités de conformité supplémentaires	0	0	0	4,0	9,0	11,6	13,5	15,3	16,3
Fonds aux fins de conformité	0	0	0	0	2,0	2,5	2,8	3,1	3,4
Unités de conformité créées et accumulées	3,7	13,4	17,5	17,5	21,2	24,7	28,0	31,2	34,3
Unités de conformité requises	(0)	(4,7)	(13,7)	(17,5)	(21,2)	(24,7)	(28,0)	(31,2)	(34,3)
Unités de conformité nettes	3,7	8,7	3,8	0	0	0	0	0	0

La courbe tendancielle estimée des unités de conformité totales créées de 2031 à 2040 diminue légèrement après 2030. Selon les estimations, comme le besoin en unités de conformité est constant à 14 g d’éq. CO₂/MJ, les unités de conformité provenant de la fourniture des combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe augmentent avec le temps pour remplacer les unités de conformité supplémentaires et le fonds. Ainsi, les unités de conformité supplémentaires passent de 16,3 à 8,0 millions en 2040 et le fonds, de 3,4 millions en 2030 à zéro en 2040. La figure 5 présente les estimations des unités de conformité par catégorie de conformité entre 2022 et 2040.

Tableau 14 : Résumé du coût et du nombre global d’unités de conformité des voies en 2030
Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement.
Voies	Unité de conformité (millions)	Coût par unité de conformité ($/unité de conformité)
Unités de conformité accumulées	-	-
Combustibles à faible IC des mandats actuels	6,4	-
Fourniture de combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe (VE)	7,0	-
Fourniture de combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe (VGN et Vpropane)	0,1	-
Captage et stockage du carbone prévu dans le scénario de référence	1,1	-
Biodiesel (5 %) dans le mazout léger	0,2	41
Biodiesel (5 %) dans le diesel	1,8	79
Captage et stockage du carbone supplémentaire	3,0	125
DRPH (6 %) dans le mazout léger	0,1	134
Éthanol dans l’essence (10 %)	0,5	152
DRPH (6 %) dans diesel	2,4	158
Fonds aux fins de conformité	3,4	343
Technologie émergente	8,3	343
Totaux des unités de conformité créées (quantités d’unités fournies)	34,3	S.O.

Figure 5 : Estimations des unités de conformité par catégorie de conformité, 2022-2040 (millions)

Nota : Les estimations des unités de conformité pour la fourniture de combustibles à faible IC augmentent considérablement en 2024 à cause du transfert unique de 1,4 million d’unités de conformité du Règlement sur les carburants renouvelables selon les estimations.

Figure 5 : Estimations des unités de conformité par catégorie de conformité, 2022-2040 (millions)

Résumé des avantages

Le règlement réduira les émissions de GES qui seraient normalement rejetées dans l’atmosphère. Les réductions d’émissions de GES cumulatives sont estimées à 204 Mt d’émissions de GES qui seraient attribuables au règlement et quantifiables dans la période visée par cette analyse, comme on peut le voir au tableau 15 plus loin.

La fourniture de combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe pourrait, en combinaison avec d’autres politiques, favoriser encore plus l’adoption des véhicules électriques, mais sans qu’il y ait de réductions quantifiables qui soient attribuables au règlement seul. De plus, par la loi, il sera exigé que le fonds investit dans les efforts pour la réduction des émissions de GES. Étant donné qu’une certaine incertitude subsiste néanmoins au sujet du moment, de l’ordre de grandeur et du caractère différentiel de ces efforts de réduction des émissions, l’analyse n’est pas en mesure d’estimer leurs réductions. La même incertitude existe quant aux effets possibles des mesures prises le long du cycle de vie des combustibles et des éventuelles technologies émergentes. Les incertitudes quant aux hypothèses d’attribution des incidences ont été évaluées dans une analyse de sensibilité (voir la section sur l’incertitude des estimations d’impact).

On estime que le règlement n’apportera pas de réductions différentielles des émissions de GES avant 2025, puisque l’industrie devrait se conformer par l’utilisation des unités de conformité obtenues par les mesures prévues dans le scénario de référence entre 2022 et 2024 (voir la section plus haut qui résume les unités de conformité créées). Les réductions des émissions de GES sont les plus élevées en 2030 à environ 18 Mt. Selon les estimations, les réductions diminuent progressivement chaque année par la suite, car les exigences de réduction de l’IC sont constantes après 2030 et les unités de conformité provenant de la fourniture de combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe remplacent les unités de conformité provenant de voies supplémentaires. Les exigences de réduction de l’IC après 2030 seront examinées dans le cadre de l’examen du règlement et pourraient faire l’objet d’éventuelles modifications.

Tableau 15 : Réductions différentielles des émissions de GES par catégorie de conformité (Mt d’éq. CO₂)
Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement.
	2022-2025	2026-2029	2030	2031-2040	Total
Mesures le long du cycle de vie	3,0	12,0	3,0	30,0	48,0
Fourniture de combustibles à faible IC	1,3	17,5	6,7	65,8	91,3
Technologies émergentes	0	23,8	8,3	32,6	64,7
Réductions totales des GES	4,3	53,2	18,0	128,5	204,1

Résumé des coûts de conformité de l’industrie

On prévoit que des unités de conformité seront créées au titre du règlement pour des activités qui auront normalement eu lieu dans le cadre du scénario de référence. Ainsi, les coûts ne seront pas tous attribuables au règlement. Les coûts différentiels de conformité attribuables au règlement sont estimés à 41,7 G$ pendant la période visée par l’analyse et sont présentés au tableau 16.

Tableau 16 : Coûts nets de conformité (millions de dollars)
Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement. Les valeurs monétaires sont actualisées à un taux de 3 %.
	2022-2025	2026-2029	2030	2031-2040	Valeur actuelle totale
Coûts nets de conformité	4 349	12 131	3 924	21 310	41 715

Le règlement engendre des coûts différentiels de conformité en 2023, parce que la plupart des voies de conformité exigent un investissement initial et un certain délai avant que les projets soient opérationnels. La création anticipée des unités de conformité et les exigences moins élevées des premières années du règlement permettent d’accumuler des unités de conformité issues de mesures prévues dans le scénario de référence (par exemple la fourniture de combustibles à faible IC dans le cadre du Règlement sur les carburants renouvelables). L’accumulation des unités de conformité les premières années devrait donner assez de temps aux entreprises pour investir dans les projets requis pour 2030 au moment où le règlement aura l’exigence de réduction la plus élevée. Des coûts d’exploitation ne sont donc pas supportés avant 2025, puisque l’industrie se conformera avant en utilisant les unités de conformité accumulées des mesures prévues dans le scénario de référence entre 2022 et 2024 (voir la section qui précède où est résumée la création d’unités de conformité). Les coûts nets d’exploitation augmentent progressivement de 2025 à 2029 et atteignent un sommet en 2030 (à 3 924 M$). Ils diminuent peu à peu de 2031 à 2040 à cause de l’augmentation du nombre d’unités de conformité prévues dans le scénario de référence issues de la fourniture de combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe, d’où un moindre besoin d’utiliser les unités de conformité de voies supplémentaires. Le tableau 17 présente les estimations de coûts nets de conformité par catégorie de conformité.

Tableau 17 : Coûts nets de conformité par catégorie de conformité (millions de dollars)
Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement. Les valeurs monétaires sont actualisées à un taux de 3 %.
	2021-2025	2026-2029	2030	2031-2040	Valeur actuelle totale
Mesures le long du cycle de vie	3 931	546	127	1 081	5 686
Fourniture de combustibles à faible IC	404	1 652	614	5 234	7 904
Technologies émergentes	0	6 879	2 254	7 993	17 126
Fonds aux fins de conformité	14	3 055	929	7 001	10 999
Coûts nets de conformité	4 349	12 131	3 924	21 310	41 715

Coûts administratifs de conformité du gouvernement et de l’industrie

Le règlement obligera les fournisseurs principaux à tenir des registres et à présenter des rapports (rapport d’enregistrement, rapport de conformité, rapport sur la vérification, etc.). Ces fournisseurs devront également supporter des coûts pour déclarer des renseignements sur les activités de création d’unités de conformité et en vérification de rapports par des tiers. De plus, les fournisseurs principaux et les producteurs et importateurs de combustibles renouvelables qui étaient préalablement réglementés dans le cadre du Règlement sur les carburants renouvelables (RCR) bénéficieront de certaines économies administratives annuelles en raison de l’abrogation du RCR. Par conséquent, les coûts administratifs nets pour les fournisseurs principaux sont estimés à 64,8 millions de dollars sur la période d’analyse. Les économies de coûts administratifs pour les fournisseurs principaux et les producteurs et importateurs de carburants renouvelables sont estimées à 7,2 millions de dollars de 2022 à 2040. Ainsi, les coûts totaux administratifs nets pour l’industrie sont estimés à 57,6 M$ pour la période 2022-2040^{référence 70}.

Le Ministère engagera des coûts d’opportunité pour faire appliquer et administrer le règlement. En matière d’exécution, des coûts seront à prévoir pour le recrutement et la formation de nouveaux agents d’application de la loi, pour le perfectionnement du personnel d’exécution en place et pour l’équipement et les inspections. Les coûts d’exécution sont estimés à 10,3 M$ au total entre 2022 et 2040.

Les coûts d’opportunité de mise en œuvre de programme visent le recrutement et la formation de nouveaux employés à plein temps, la formation et le matériel, l’analyse des politiques, la collecte des données, l’analyse, la vérification par des tiers vérificateurs, la promotion de la conformité, la production de rapports et la gestion de l’information. Le Ministère devra aussi prendre en charge les coûts administratifs de la conception et de la mise en place d’un système de transactions de cession d’unités de conformité, vérifier les voies de conformité et mettre à jour les outils et les systèmes en question. Dans l’ensemble, les coûts de programme pour le règlement sont estimés à environ 73,0 M$ de 2022 à 2040.

Tableau 18 : Coûts administratifs pour l’industrie et le gouvernement (millions de dollars)
Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement. Les valeurs monétaires sont actualisées à un taux de 3 %.
	2022-2025	2026-2029	2030	2031-2040	Total
Coûts administratifs de l’industrie	9,8	13,2	3,6	38,2	64,8
Économies administratives de l’industrie	(0,8)	(1,6)	(0,4)	(4,4)	(7,2)
Coûts administratifs du gouvernement	29,0	19,0	4,4	37,5	89,8
Coûts administratifs nets	37,9	30,5	7,6	71,4	147,4

Les coûts totaux administratifs nets encourus par l’industrie sont estimés à 57,6 millions de dollars entre 2022 et 2040, et les coûts totaux administratifs encourus par le gouvernement pour mettre en œuvre et appliquer le règlement sont estimés à 89,8 millions de dollars sur la période de l’analyse. On estime à 147,4 M$ pendant la période 2022-2040 les coûts totaux administratifs encourus par l’industrie et le gouvernement pour veiller à la conformité avec le règlement.

Analyse coût-efficacité des résultats de l’estimation centrale

On estime que, de 2022 à 2040, le règlement réduirait les émissions de GES de 204 Mt à des coûts cumulatifs de 41,8 G$ pour l’industrie et le gouvernement et un coût net de 30,8 G$ pour la société sur la période visée par l’analyse. Le tableau 19 résume les incidences de l’estimation centrale.

Tableau 19 : Incidences de l’estimation centrale (millions de dollars)
Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement. Les valeurs monétaires sont actualisées à un taux de 3 %.
	2022-2025	2026-2029	2030	2031-2040	Total de la valeur actuelle
Coûts liés à la création des unités de conformité	4 335	9 077	2 995	14 309	30 715
Coûts liés aux fonds aux fins de conformité	14	3 055	929	7 001	10 099
Coûts administratifs	29	19	4	38	83
Avantages liés aux fonds aux fins de conformité	(14)	(3 055)	(929)	(7 001)	(10 999)
Économies administratives	(1)	(1)	(0)	(3)	(6)
Coûts nets	4 363	9 094	2 999	14 343	30 793
Réductions des émissions de GES (Mt)	4	53	18	128	204

Pour estimer le coût par tonne du règlement, on divise les coûts pour l’industrie et le gouvernement par la quantité d’émissions de GES réduites de 2022 à 2040. Pour obtenir le coût net par tonne du règlement, on divise les coûts pour l’industrie et le gouvernement moins les avantages par la quantité d’émissions de GES réduites de 2022 à 2040. Dans cette analyse, seules les valeurs monétaires des impacts sont actualisées. Les réductions d’émissions de GES ne sont pas actualisées. L’analyse a été effectuée de cette façon pour montrer quels seront les coûts du règlement pour atteindre les réductions estimées d’émissions de GES sous leur forme physique. Selon l’analyse, les réductions prévues des émissions se réaliseront à un coût estimatif par tonne de 205 $ et à un coût net par tonne de 151 $ (voir le tableau 20).

Tableau 20 : Analyse coûts-efficacité des résultats de l’estimation centrale (2022-2040)
Note : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement. Les valeurs monétaires sont actualisées à un taux de 3 %. Les réductions des émissions de GHS ne sont pas actualisées.
	2022-2025	2026-2029	2030	2031-2040	Total de la valeur actuelle
Coût (M$)	4 384	12 130	3 924	21 307	41 709
Coût net (M$)	4 363	9 094	2 999	14 343	30 793
Réductions des GES (Mt d’éq. CO₂)	4	53	18	128	204
Coût par tonne ($/t d’éq. CO₂)					205
Coût net par tonne ($/t d’éq. CO₂)					151

Incertitude des estimations d’impact

Les résultats de cette analyse sont fondés sur des estimations de paramètres clés qui peuvent être supérieures ou inférieures à ce que peuvent indiquer les projections et les hypothèses utilisées dans cette analyse. Par exemple, la modélisation repose sur des hypothèses concernant la proportion d’unités de conformité créées dans les catégories 1, 2 et 3 et les coûts auxquels ces unités seront créées. Ces hypothèses tiennent compte des coûts des technologies connues et matures ainsi de certaines hypothèses sur les technologies émergentes. La modélisation repose sur des projections de la demande d’énergie et des prix. De plus, elle suit les directives du SCT sur les analyses coûts-avantages des règlements fédéraux, qui exigent l’utilisation d’un taux d’actualisation de 3 % lorsqu’un règlement a des incidences sur la santé ou l’environnement.

Vu cette incertitude, des analyses de sensibilité ont été effectuées pour évaluer l’incidence des variations de ces paramètres sur les effets prévus du règlement, et ce, autant que possible entre 2022 et 2040.

Création des unités de conformité : Le nombre estimatif d’unités de conformité créées dans chaque voie de conformité peut être supérieur ou inférieur à l’estimation centrale de l’analyse, comme peuvent l’être, par conséquent, les valeurs estimées des coûts et des réductions différentiels (les incidences sont présentées aux tableaux 25 et 26 plus loin). Le Ministère a sollicité la rétroaction des intervenants, ce qui a donné un éventail de résultats. Il faut s’attendre par ailleurs à ce que l’évolution de la demande d’énergie et les futurs progrès technologiques permettent la création d’un nombre d’unités de conformité largement supérieures aux valeurs estimées. Pour évaluer l’incidence des différentes estimations des unités de conformité sur les résultats finaux, des analyses de sensibilité ont été menées selon sept scénarios :

(1) Moins d’unités de conformité issues des mesures prises le long du cycle de vie : C’est le cas où les unités de conformité de captage et stockage du carbone sont de 50 % inférieures à l’estimation centrale. Il y a de l’incertitude quant à la capacité des entreprises à investir dans des projets de réduction des GES. Par exemple, si des obstacles technologiques imprévus se présentaient, la création d’unités de conformité issues du captage et stockage du carbone serait moins importante que prévue. Selon les estimations dans ce scénario, les unités de conformité en 2030 des mesures prises le long du cycle de vie diminueraient de 4,1 à 2,6 millions. Entre 2022 et 2040, il faudra plus de contributions au fonds et d’unités de conformité issues des technologies émergentes, le fonds et ces technologies étant les voies aux coûts les plus élevés dans l’analyse (à 343 $/unité). Le fonds est traité comme un paiement de transfert, car les projets bien précis qui recevront du financement ne sont pas connus (il n’y a pas de valeurs estimées de réductions et de coûts). Par conséquent, ce scénario se traduit par une baisse des réductions GES et une hausse des coûts. De 2022 à 2040, il en résultera un coût net par tonne d’environ 165 $ (valeur supérieure à celle de l’estimation centrale).
(2) Plus d’unités de conformité issues des mesures prises tout au long du cycle de vie : C’est le cas où les unités de conformité de captage et stockage du carbone sont 100 % supérieures à celles de l’estimation centrale. C’est ce qui pourrait se produire si les progrès technologiques étaient supérieurs aux prévisions. Selon ce scénario, on estime que les unités de conformité en 2030 des mesures le long du cycle de vie augmenteraient de 4,1 à 7,1 millions. Entre 2022 et 2040, il faudra moins de contributions au fonds et les unités de conformité issues de technologies émergentes ne seront plus du tout nécessaires, d’où une hausse des réductions de GES et une baisse des coûts. De 2022 à 2040, il en résulterait un coût net par tonne d’environ 125 $ (valeur inférieure à celle de l’estimation centrale).
(3) Moins d’unités de conformité issues de la fourniture de combustibles à faible IC : C’est le cas où la teneur en combustibles à faible IC en 2030 est moindre avec 3 % pour le biodiesel dans le diesel et le mazout léger et 3 % aussi pour le DRPH dans le diesel et le mazout léger, pendant que l’éthanol demeure constant à 10 % dans les administrations qui n’ont pas de règlement sur les teneurs minimales en combustibles à faible IC (dans l’estimation centrale, les valeurs correspondantes de teneur sont de 5 %, 6 % et 10 %). Dans ce scénario, il y a plus d’obstacles que prévu à la fourniture de combustibles à faible IC. Il se peut, par exemple, que l’approvisionnement mondial en DRPH soit moindre que prévu. Selon ce scénario, on estime que les unités de conformité en 2030 par la fourniture de combustibles à faible IC diminueraient de 11,4 à 8,7 millions. Entre 2022 et 2040, les contributions au fonds seront supérieures, et plus d’unités de conformité issues de technologies émergentes seraient nécessaires. Il en résulterait une hausse des coûts et une baisse des réductions de GES, puisque le fonds est traité comme un paiement de transfert, ainsi qu’il est mentionné précédemment. De 2022 à 2040, le coût net par tonne sera d’environ 186 $ (valeur supérieure à celle de l’estimation centrale).
(4) Plus d’unités de conformité issues de la fourniture de combustibles à faible IC : C’est le cas où l’approvisionnement mondial en DRPH est supérieur aux prévisions et où, en 2030, la teneur du diesel et du mazout léger en DRPH est plus élevée à 10 % (dans l’estimation centrale, la teneur correspondante est de 6 % en 2030) pendant que la teneur de l’éthanol augmente à 15 % (comparativement à 10 % dans les administrations qui n’ont pas de règlement sur les teneurs minimales en combustibles à faible IC). Le règlement incitera également les fournisseurs de combustibles à faible IC à obtenir plus d’unités de conformité en diminuant l’IC des combustibles qu’ils fournissent. On peut cependant se demander dans quelle mesure les valeurs d’IC sur le de cycle de vie diminueraient avec le temps. Selon ce scénario, les valeurs d’IC sur le cycle de vie des combustibles à faible IC passent de 2022 à 2030 de 49 à 41 g d’éq. CO₂/MJ pour l’éthanol, de 26 à 17 pour le biodiesel et de 29 à 24 pour le DRPH. On estime en outre que les unités de conformité en 2030 par la fourniture de combustibles à faible IC passeraient de 11,4 à 17,5 millions. Entre 2022 et 2040, moins d’unités de conformité provenant des contributions au fonds et des technologies émergentes seront requises. Toutes valeurs étant égales, si l’IC des combustibles à faible IC diminue, les réductions différentielles d’émissions de GES par ces combustibles demeureront les mêmes (on trouvera plus de détails à ce sujet plus haut à la section portant sur l’analyse de cycle de vie et la comptabilité d’inventaire national). De plus, s’il y a augmentation des unités de conformité issues des combustibles à faible IC, le nombre d’unités de conformité requises diminuerait, parce que ces combustibles remplaceraient l’utilisation des combustibles fossiles. Dans ce scénario, les réductions d’émissions et les coûts diminuent à la fois, mais les réductions diminuent moins que les coûts. De 2022 à 2040, il en résultera un coût net par tonne d’environ 111 $ (valeur inférieure à celle de l’estimation centrale).
(5) Moins d’unités de conformité issues de la fourniture de combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe : C’est le cas où les unités de conformité diminuent de 50 % par rapport à l’estimation centrale. Ce scénario pourrait se produire si l’adoption des véhicules électriques ou au gaz naturel/propane est moindre que prévu ou encore si la quantité d’électricité mesurée par les compteurs pour la recharge résidentielle est moindre que prévu. Selon ce scénario, on estime que les unités de conformité en 2030 provenant de la fourniture de combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe passeraient de 7,1 à 3,6 millions. Entre 2022 et 2040, il faudra plus d’unités de conformité des technologies émergentes et de contributions au fonds, d’où une hausse des réductions de GES et des coûts. Il en résultera un coût net par tonne d’environ 172 $ (valeur supérieure à celle de l’estimation centrale).
(6) Plus d’unités de conformité issues de la fourniture de combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe : C’est le cas où les unités de conformité sont supérieures de 50 % à ceux de l’estimation centrale. Il pourrait s’agir d’un scénario où l’adoption des véhicules électriques et/ou au gaz naturel/propane est plus grande que prévue. Cela pourrait aussi se produire si la recharge résidentielle sur compteur des VE était supérieure aux prévisions. Selon ce scénario, on estime que les unités de conformité en 2030 provenant de la fourniture de combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe passeraient de 7,1 à 10,7 millions. Moins d’unités de conformité issues de technologies émergentes et de contributions au fonds seront requises. Moins d’unités de conformité devront venir de mesures différentielles (apports en mélange d’éthanol et de DRPH) pendant la période visée par l’analyse, d’où une baisse des réductions de GES et des coûts. Entre 2022 et 2040, il en résultera un coût net par tonne d’environ 127 $ (valeur inférieure à celle de l’estimation centrale).
(7) Non-utilisation du fonds : C’est le cas où on doit s’en remettre davantage aux unités de conformité issues des technologies émergentes pour combler le besoin en unités de conformité. Suivant ce scénario, on estime que les contributions au fonds en 2030 passeraient de 3,4 millions à zéro. Entre 2022 et 2040, il faudra plus d’unités de conformité issues des technologies émergentes, d’où une hausse des réductions de GES et des coûts. Le fonds est traité comme un paiement de transfert, puisque les projets bien précis qui seront financés ne sont pas encore connus (il n’y a pas de valeurs estimées de réductions et de coûts). De 2022 à 2040, il en résultera un coût net par tonne d’environ 169 $ (valeur supérieure à celle de l’estimation centrale).

Prévisions de prix : L’analyse sera sensible aux hypothèses et aux prévisions des prix de l’énergie pendant la période visée par l’analyse. C’est pourquoi nous présentons dans cette analyse des scénarios haut et bas pour la différence de prix entre les combustibles fossiles et les combustibles à faible IC. Dans le scénario minimal, la différence est de 50 % inférieure à celle de l’estimation centrale à 12 % pour l’éthanol et l’essence, à 8 % pour le biodiesel et le diesel et à 11 % pour le DRPH et le biodiesel. Dans le scénario maximal, la différence est de 50 % supérieure à celle de l’estimation centrale à 36 % pour l’éthanol et l’essence, à 25 % pour le biodiesel et le diesel et à 28 % pour le DRPH et le biodiesel. Nous estimons que le règlement déterminera un coût net par tonne de 136 $ pour le scénario minimal (valeur inférieure à celle de l’estimation centrale) et de 166 $ pour le scénario maximal (valeur supérieure à celle de l’estimation centrale).

Taux d’actualisation : Le SCT recommande un taux d’actualisation de 7 % pour les analyses coûts-avantages dans la plupart des cas. Un taux inférieur (3 %) est considéré être plus approprié lorsqu’il s’agit d’analyses en santé et en environnement ou si un règlement a des incidences à long terme. Une analyse de sensibilité a été effectuée pour comparer l’estimation centrale (3 %) au taux supérieur d’actualisation (7 %). Nous estimons que ce scénario donnera un coût net par tonne de 111 $ (valeur inférieure à celle de l’estimation centrale).

Tableau 21 : Analyse de sensibilité des résultats de rentabilité (2022-2040)
Nota : Les valeurs sont annualisées à un taux de 3 % sauf là où un taux de 7 % est employé.
Variable(s)	Cas de sensibilité	Coûts nets (millions)	Réduction des GES (Mt)	Coût net par tonne ($/t d’éq. CO₂)
Estimation centrale (tableau 20)	S.O.	30 771	204	151
Unités de conformité issues des mesures le long du cycle de vie	Moins	33 171	201	165
	Plus	26 770	214	125
Unités de conformité issues de la fourniture de combustibles à faibles IC	Moins	37 405	201	186
	Plus	23 471	212	111
Unités de conformité issues de la fourniture de combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe	Moins	46 010	267	172
	Plus	19 157	151	127
Fonds aux fins de conformité	Non-utilisation	41 815	248	169
Différence de prix : combustibles à faible IC et combustibles fossiles	Moins	27 678	204	136
	Plus	33 864	204	166
Taux d’actualisation	7 %	22 603	204	111

Le coût social du carbone

Le coût social du carbone (CSC) est une mesure monétaire des dommages mondiaux nets du changement climatique résultant d’une tonne métrique supplémentaire d’émissions de CO₂ pour une année donnée. Pour les règlements fédéraux qui entraînent des changements d’émissions de CO₂, le CSC est utilisé pour mesurer les coûts quantifiables d’émettre ou les avantages de réduire une tonne de CO₂ pour une année donnée^{référence 71}.

Pour calculer les avantages sociaux des réductions des émissions d’éq. CO₂, nous multiplions le nombre annuel de tonnes de ces réductions par le CSC pour chaque année en question. Les valeurs monétaires des avantages sont actualisées à un taux de 3 % et les valeurs sont additionnées sur la période visée par l’analyse. Depuis 2018, toutes les analyses réglementaires fédérales où des émissions de GES entrent en ligne de compte s’appuient sur les valeurs de CSC qui ont été publiées en 2016 par le Ministère^{référence 72}. Ces valeurs de CSC sont dérivées de trois modèles intégrés d’évaluation révisés par des paires qui sont couramment utilisés : le modèle DICE (Dynamic Integrated Climate-Economy), le modèle PAGE d’analyse des politiques pour l’effet de serre (Policy Analysis for the Greenhouse Effect) et le modèle FUND (Climate Framework for Uncertainty, Negotiation and Distribution). L’estimation centrale du CSC du Ministère pour l’année 2020 est de 52 $/t d’éq. CO₂ (en dollars de 2021).

Aucune mise à jour n’a été publiée récemment par le modèle FUND, mais des articles universitaires récents publiés par les auteurs des modèles DICE et PAGE indiquent que les itérations précédentes de leurs modèles que le Ministère a utilisées pour déterminer son estimation du CSC de 2016 sont aujourd’hui désuètes. Par exemple, en utilisant un taux d’actualisation constant de 3 %, l’estimation centrale du CSC en 2020 dans la dernière version du modèle DICE est de 105 $ US/t d’éq. CO₂ (136 $ CA/t d’éq. CO₂)^{référence 73}, plus du double par rapport à l’itération précédente du modèle. Ce changement s’explique en grande partie par la mise à jour des estimations de la population mondiale, la révision des estimations d’activité économique et de l’intégration de nouvelles recherches sur le cycle du carbone^{référence 74}. Il y a aussi eu une révision du modèle PAGE qui comprend une mise à jour des données scientifiques sur le climat, une actualisation des données économiques et des nouveautés comme l’intégration de l’incidence de boucles de réaction à effet non linéaire dans l’Arctique sur le système climatique et économique mondial, ce qui a aussi fait augmenter de façon significative son estimation du CSC^{référence 75}. L’estimation centrale du CSC en 2020 dans la version révisée du modèle PAGE est de 344 $US/t d’éq. CO₂ (443 $ CA/t d’éq. CO₂),^{référence 76} plus de quatre fois par rapport à la valeur de l’itération sur laquelle l’estimation actuelle du Ministère est fondée.

C’est pourquoi les valeurs actuelles de CSC servant aux analyses réglementaires canadiennes sous-estiment sans doute les dommages du dérèglement climatique pour la société et les avantages sociaux des réductions des émissions de GES. De plus, dans le plan climatique renforcé du gouvernement du Canada, un environnement sain et une économie saine, le gouvernement du Canada s’est engagé à mettre à jour les estimations du CSC qui sont utilisées et de s’assurer que la méthodologie du Canada correspond aux meilleures études scientifiques sur les changements climatiques et aux meilleurs modèles économiques à l’échelle mondiale.^{référence 77}

Dans le cadre de ce processus, le Ministère a évalué la littérature scientifique et économique émergente ainsi que les principaux développements liés au CSC à l’échelle internationale et dans les principaux groupes de réflexion. Par exemple, Bressler (2021) a développé une extension du modèle DICE pour inclure explicitement les impacts de la mortalité liés à la température en estimant une fonction de dommages climat-mortalité. L’auteur a constaté que l’intégration des coûts de mortalité augmentait le CSC pour l’année 2020 de 45 $ US à 312 $ US/t d’éq. CO₂ (58 $ CA à 401 $ CA/t d’éq. CO₂) dans le scénario d’émissions de référence.^{référence 78}

De plus, depuis la publication du projet de règlement dans la Partie I de la Gazette du Canada, il y a eu un certain nombre de développements intéressants liés au CSC dans d’autres administrations, notamment aux États-Unis. Cela inclut les directives finales publiées par le département de la conservation de l’environnement de l’État de New York (ou New York State Department of Environmental Conservation en anglais), qui recommandent aux entités de l’état d’utiliser une estimation centrale du CSC de 124 $ US/t d’éq. CO₂ (159 $ CA/t d’éq. CO₂). Les estimations de l’état de New York s’appuyaient sur la méthodologie initiale du groupe de travail fédéral américain interagences (ou federal U.S. Interagency Working Group, en anglais) de 2016,^{référence 79} mais utilisaient un taux d’actualisation de 2 % comme valeur centrale plutôt que 3 %.^{référence 80}

Enfin, le Ministère continue de surveiller les recherches et les analyses des principaux groupes de réflexion tels que Ressources pour le futur (ou Resources for the Future, en anglais). Les recherches récentes incluent un document de travail Ressources pour le futur de Rennert et d’autres auteurs (2021), qui fournit des estimations illustratives du CSC fondées sur une variété de scénarios lorsque les composants clés utilisés pour générer le CSC sont mis à jour. En utilisant un taux d’actualisation constant de 3 %, les auteurs ont constaté que le CSC pour l’année 2020 variait de 44 $ US à 192 $ US/t d’éq. CO₂ (57 $ CA à 248 $ CA/t d’éq. CO₂) selon la trajectoire socio-économique employée.^{référence 81}

Étant donné que les estimations révisées du CSC du Ministère ne sont pas encore disponibles, une approche provisoire continue d’être utilisée pour l’analyse du règlement dans laquelle la plage des estimations plus récentes du CSC tirées de la littérature mentionnée ci-dessus sont prises en compte en plus de la valeur actuelle du CSC du Ministère. Cette approche est utilisée pour illustrer la page plausible de valeurs une fois que le Ministère aura mis à jour son estimation du CSC.

Analyse de seuil de rentabilité

Vu l’incertitude associée aux dommages évités des changements climatiques, une analyse de seuil de rentabilité a été effectuée durant cette période intérimaire pour établir la plage des avantages qui seraient nécessaires pour compenser les coûts monétaires du règlement. Cette approche est simple et transparente, adopte une optique de tolérance des risques et maintient le lien entre les analyses passées et futures sur les changements climatiques.

L’analyse de seuil de rentabilité est une technique utilisée pour évaluer quelle doit être la valeur d’un effet non monétaire pour qu’il soit égal ou supérieur aux coûts nets. Elle est très efficace lorsque les analystes ne sont pas certains d’un paramètre clé comme celui de la valeur monétaire des avantages pour la société de la réduction des émissions de GES. En ce qui concerne les politiques relatives aux changements climatiques, l’analyse de seuil de rentabilité consiste à établir la valeur minimale du carbone pour laquelle un règlement atteindrait le seuil de rentabilité pour veiller à ce que les avantages soient au moins égaux aux coûts. Conformément aux méthodologies utilisées par d’autres administrations, afin de valider le seuil de rentabilité, la valeur doit se situer dans une plage plausible de valeurs semblables^{référence 82}.

Pour le règlement, la valeur pour atteindre le seuil de rentabilité a été déterminée en estimant le coût net par tonne de réduction d’émissions de GES. Comme illustré à la figure 6, le coût net par tonne du règlement pour la société varie de 111 $ à 186 $/t d’éq. CO₂, avec une estimation centrale de 151 $/t d’éq. CO₂. Ces valeurs ont été obtenues à l’aide de l’analyse de sensibilité présentée dans le tableau 21, les valeurs de la limite inférieure et de la limite supérieure reflètent respectivement plus d’unités de conformité et moins d’unités de conformité provenant des combustibles à faible IC. Pour valider la valeur du seuil de rentabilité, le coût net par tonne du règlement pour la société a été comparé à une plage plausible d’estimations trouvées dans la littérature existante et émergente. Cette approche a été utilisée pour illustrer ce que pourrait être une estimation mise à jour du CSC, une fois que le Ministère aura terminé son examen du CSC. Comme l’illustre la figure 6 ci-dessous, cette plage comprend la valeur de l’estimation centrale actuelle du CSC du Ministère de 52 $/t d’éq. CO₂ à l’extrémité inférieure de la plage et une valeur de CSC de 443 $/t d’éq. CO₂ du modèle PAGE mis à jour à l’extrémité supérieure de la plage.

Figure 6: Plage plausible de la valeur du seuil de rentabilité

Figure 6: Plage plausible de la valeur du seuil de rentabilité

Considérant la plage de valeurs plausibles pour le CSC, l’analyse du seuil de rentabilité suggère qu’avec une estimation mise à jour du CSC, il est plausible que le règlement ait pour résultats des avantages nets.

Analyse Monte-Carlo

Pour mieux évaluer l’incidence du règlement, le Ministère a calculé une estimation de la probabilité que le règlement atteigne le seuil de rentabilité. Ce type d’analyse, connu sous le nom d’analyse de Monte-Carlo, a été effectué en spécifiant des distributions de probabilité pour le coût net par tonne du règlement pour la société ainsi que le CSC. Pour le coût net par tonne du règlement pour la société, on fait l’hypothèse que la distribution est triangulaire, avec 111 $ et 186 $/t d’éq. CO₂ reflétant les limites inférieures et supérieures, et 151 $/t d’éq. CO₂ reflétant le sommet du triangle. Pour le CSC, on fait l’hypothèse que la distribution est uniforme, et l’estimation centrale du CSC du Ministère de 52 $/t d’éq. CO₂ a été utilisée comme estimation de la limite inférieure, tandis que la valeur du CSC de 443 $/t d’éq. CO₂ a été utilisée comme estimation de la limite supérieure. Sur la base des commentaires reçus par des experts qui ont été sollicités pendant la période de commentaires de la Partie I de la Gazette du Canada pour faire un examen par les pairs, il a été communiqué que les estimations du CSC illustrées ci-dessus reflètent fidèlement la plage plausible de valeurs trouvées dans la littérature scientifique. Compte tenu de ces commentaires, et aux fins de cette analyse, on fait l’hypothèse que toute valeur entre 52 $ et 443 $/t d’éq. CO₂ est également susceptible de se produire.

Dans l’ensemble, la simulation Monte-Carlo impliquant 10 000 paires de valeurs d’avantages et de coûts sociaux, a fourni comme résultat une probabilité de 75 % que le règlement atteigne le seuil de rentabilité. En d’autres termes, 75 % du temps, la simulation Monte-Carlo a fourni comme résultat des avantages nets plutôt que des coûts nets. Sur la base de cette analyse, le Ministère conclut qu’il est plausible que le règlement génère des avantages nets une fois que les estimations du CSC du Ministère seront mises à jour.

Analyse de répartition des répercussions du règlement

Le règlement fera augmenter les coûts de production pour les fournisseurs principaux, entraînant une hausse des prix pour les ménages et les utilisateurs industriels. D’un autre côté, la création d’unités de conformité générera des revenus pour les fournisseurs d’énergie à faible IC, ce qui rendrait ces sources d’énergie à faible IC (par exemple, l’électricité, le diesel renouvelable) relativement moins coûteuses en comparaison. Cela entraînera une diminution de la demande pour les combustibles fossiles et une augmentation de la demande pour des sources d’énergie à faible IC. Pour évaluer l’incidence de ces effets de prix que le règlement pourrait avoir sur l’activité économique et les émissions de GES au Canada, une analyse macroéconomique (ou à une analyse dynamique) a été effectuée à l’aide d’ECPRO, qui est le modèle d’équilibre général calculable (EGC) du Ministère. Cette analyse est présentée dans le cadre de l’analyse de répartition des répercussions du règlement.

Pour la période allant de 2022 à 2040, les réductions totales des émissions de GES au Canada attribuables au règlement sont estimées à environ 204 Mt d’éq. CO₂ (environ 18,0 Mt en 2030), à un coût net pour la société d’environ 30,8 milliards de dollars. La présente analyse expose les avantages et les coûts pour l’ensemble de la société canadienne. Le règlement devrait également faire augmenter le prix des combustibles, de sorte qu’une analyse du prix des combustibles, présentée ci-dessous, a été effectuée. De plus, les répercussions directes du règlement et les effets des variations relatives des prix de l’énergie ne sont pas ressentis uniformément dans l’ensemble de la société. Par conséquent, l’analyse a tenu compte de la répartition d’un éventail de répercussions, y compris les répercussions sur le PIB du Canada et les émissions de GES, les répercussions sur les provinces et les territoires, les répercussions sur les secteurs, ainsi que les répercussions sur les ménages et l’analyse comparative entre les sexes plus (ACS+). En outre, la répartition de ces répercussions est présentée avec 2030 comme année représentative, année où les exigences du règlement sont les plus élevées.

Analyse du prix des combustibles

On s’attend à ce que le règlement fasse augmenter les coûts de production des fournisseurs principaux, ce qui fera augmenter le prix de l’essence et du diesel pour les ménages et le transport de marchandises puisque ce sont les principaux consommateurs de ces combustibles liquides. Le tableau 22 présente la répartition prévue en 2030 de la demande en énergie provenant des combustibles liquides par grand secteur. La majeure partie de la demande en essence est consommée par les ménages et la majeure partie de la demande en diesel est consommée par le transport de marchandises et l’industrie.

Tableau 22 : Répartition de la demande en énergie liquide (essence et diesel) par secteur en 2030
Secteur	Part de la demande en énergie — combustibles liquides (%)
Ménages	41
Transport de marchandises	40
Industrie	11
Secteur commercial	8
Service d’électricité — production	< 1

Les répercussions sur les prix au cours des premières années d’application du règlement devraient être minimes, compte tenu de l’exigence de départ moins stricte imposée en 2023 (3,5 g éq. CO₂/MJ) qui sera satisfaite par des unités de conformité obtenues à la suite des mesures prévues dans le scénario de référence (par exemple les unités de conformité de la fourniture de combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe et les exigences existantes sur la teneur minimale en carburants renouvelables), unités de conformité qui seront accumulées et conservées au cours des premières années. Au fil de l’augmentation graduelle des exigences de réduction de l’IC jusqu’à 14 g éq. CO₂/MJ en 2030, les répercussions supplémentaires sur les prix augmenteront probablement d’année en année, à mesure que les entreprises commenceront à investir dans des projets créateurs d’unités de conformité supplémentaires.

Le tableau 23 présente en trois scénarios les répercussions différentielles possibles sur les prix de l’essence et du diesel en 2030, dans l’hypothèse d’une demande en énergie constante (une analyse d’équilibre partiel). Il n’y a pas de coût différentiel pour le mazout léger et le mazout lourd puisque ces stocks de combustibles ne sont plus assujettis à l’exigence de réduction de l’IC. Par contre, l’estimation centrale prévoit que des combustibles à fable IC seront mélangés au mazout et que les coûts associés seront compris dans les répercussions sur les prix de l’essence et du diesel. Un des scénarios représente une situation de faible probabilité dans laquelle toutes les unités de conformité seraient créées et utilisées par les fournisseurs principaux pour satisfaire à leur exigence de réduction de l’IC et, par conséquent, ne seront pas vendues sur le marché des unités de conformité. Cette estimation a été établie à partir d’un coût moyen de création d’unité de conformité fixé à environ 150 $ par unité en 2030. Le coût moyen a été estimé sur la base du coût de création d’une unité de conformité associé à chaque filière en 2030, multiplié par le nombre d’unités de conformité créées par chaque filière. Un autre scénario représente une autre situation de faible probabilité dans laquelle toutes les unités de conformité seraient créées par des parties volontaires et seraient vendues sur le marché des unités de conformité à la valeur du marché. Cette estimation a été établie à partir du coût marginal de création d’une unité de conformité, évalué à 343 $ par unité en 2030.

Ces scénarios représentent les limites inférieures et supérieures de l’estimation des coûts moyens de création d’unités de conformité (les unités de conformité seraient entièrement ou aucunement vendues sur le marché). Une situation plus probable serait celle où les unités de conformité seraient en partie vendues sur le marché des unités de conformité à la valeur du marché et en partie créées et utilisées par les fournisseurs principaux pour satisfaire à leur exigence de réduction de l’IC. Par exemple, il est attendu que la plupart des unités de conformité découlant des mesures prises tout au long du cycle de vie seront créées par les fournisseurs principaux et ne seront pas vendues sur le marché, tandis que la plupart des unités de conformité pour la fourniture de combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe seront créées par des parties volontaires et mises sur le marché des unités de conformité à la valeur du marché. On s’attend à ce que les unités de conformité provenant de la fourniture de combustibles à faible IC soient créées en partie par des parties volontaires et en partie par des fournisseurs principaux. Ces unités de conformité pourraient ne pas être vendues sur le marché s’il existe un contrat entre les parties volontaires qui produisent des combustibles à faible IC et les fournisseurs principaux.

Dans cette optique, certains scénarios simples ont été envisagés pour établir une fourchette plus étroite d’estimations probables du coût par unité de conformité. Ces scénarios indiquent que le coût moyen se situera dans cette fourchette et une valeur de 250 $ est utilisée pour établir une estimation centrale de l’augmentation probable des coûts des combustibles attribuables au règlement.

Tableau 23 : Fourchette estimative des répercussions différentielles sur le prix des combustibles en 2030 (cents par litre)
Remarque : Cette analyse ne tient pas compte de l’augmentation de l’utilisation de combustibles à faible IC dans les stocks de combustibles.
Stock de combustibles	Aucune unité de conformité vendue sur le marché (Toutes les unités de conformité sont créées par les fournisseurs principaux)	Unités de conformité en partie vendues sur le marché (Certaines unités de conformité sont créées par les fournisseurs principaux)	Toutes les unités de conformité vendues sur le marché (Aucune unité de conformité n’est créée par les fournisseurs principaux)
Stock d’essence	6	10	13
Stock de diesel	7	12	16

La mesure dans laquelle l’augmentation des coûts de production entraînerait une augmentation des prix à la consommation dépend de plusieurs facteurs du marché, notamment les contraintes de distribution, la concurrence sur le marché, la capacité et la production des raffineries et la demande de combustibles. Parmi les divers facteurs qui influent sur les prix des combustibles, celui du pétrole brut présente la plus forte variabilité. La Energy Information Administration estime que le marché du pétrole brut, qui est sujet à la spéculation, aux chocs pétroliers, aux perturbations de l’offre et à l’incertitude générale, est le facteur qui influence le plus l’évolution des prix de l’essence^{référence 83}. Par exemple, le prix moyen approximatif de l’essence au Canada de 2010 à 2019 a varié entre 90 et 140 cents le litre^{référence 84}. Les prix de l’essence connaissent une volatilité souvent liée aux fluctuations du marché du pétrole brut, mais l’essence est soumise à ses propres pressions de l’offre et de la demande. Au cours d’une année typique, les tendances cycliques, comme les variations saisonnières des coûts de raffinage, les ajustements de la production et l’évolution de la demande, contribuent aux fluctuations des prix de l’essence^{référence 83}. Par conséquent, même si le règlement faisait augmenter le prix des combustibles, ces répercussions prévues sur le prix des combustibles se situeraient dans la fourchette des fluctuations régulières de ces prix.

Modèle EC-PRO

Une analyse macroéconomique des répercussions sur le PIB et les émissions de GES, des répercussions sur les provinces et les territoires et des répercussions sur les secteurs a été modélisée à l’aide de EC-PRO, le modèle d’équilibre général calculable (EGC) des politiques sur les changements climatiques du Ministère. EC-PRO saisit les différences entre les provinces et les territoires et prévoit les répercussions nationales. EC-PRO simule la réaction au règlement des principaux secteurs économiques du Canada dans chacune des administrations et modélise les interactions entre les secteurs, y compris le commerce interprovincial. Le modèle saisit les caractéristiques de la production et des habitudes de consommation provinciales au moyen d’un tableau offre-consommation détaillé et relie les provinces par le biais du commerce bilatéral. Chaque province et territoire est explicitement représenté en tant que région. Le reste du monde est représenté par des flux d’importations et d’exportations vers les provinces et les territoires canadiens, qui sont présumés être des preneurs de prix sur les marchés internationaux. Le modèle incorpore les données sur la consommation d’énergie et les émissions issues de la combustion provenant du scénario de référence du Ministère.

Répercussions sur le PIB et les émissions de GES

Le règlement fera augmenter les coûts de production des fournisseurs principaux. Sous réserve des considérations de marché présentées précédemment, il est probable qu’au moins une partie de ces coûts sera répercutée sur les consommateurs de combustibles liquides (c’est-à-dire les ménages et les utilisateurs industriels), sous forme d’une hausse de prix. D’un autre côté, la création d’unités de conformité générera des revenus pour les fournisseurs d’énergie à faible IC, ce qui rendra les combustibles et les sources d’énergie à faible IC (par exemple l’électricité et le diesel renouvelable) relativement moins coûteuses en comparaison. Dans l’ensemble, ces répercussions sur les prix devraient entraîner une diminution de la demande pour les combustibles fossiles et une augmentation de la demande pour des combustibles et des sources d’énergie à faible IC. Afin d’évaluer l’incidence directe du règlement ainsi que l’effet des variations relatives des prix sur l’activité économique canadienne et les émissions de GES, une analyse macroéconomique a été effectuée à l’aide du modèle EC-PRO. Comme EC-PRO est un modèle d’équilibre général, il saisit les répercussions directes et indirectes sur toutes les composantes du PIB. Le modèle indique le règlement entraînera une diminution du PIB du Canada d’au plus 9,0 milliards de dollars (ou d’au plus 0,3 % du PIB du Canada) et des réductions d’émissions de GES d’au plus 26,6 Mt en 2030, en supposant que toutes les unités de conformité soient mises sur le marché et vendues au coût marginal par unité de conformité, et que le fonds n’est que partiellement utilisé.

Le règlement fonctionnera en conjonction avec d’autres politiques fédérales, provinciales et territoriales sur les changements climatiques pour inciter les entreprises à investir dans des technologies et des combustibles novateurs en établissant des cibles de réduction à long terme, prévisibles et rigoureuses. Le large éventail de stratégies de conformité autorisées en vertu du règlement donnera également aux fournisseurs de combustibles fossiles la flexibilité de choisir les mesures de conformité les moins coûteuses disponibles. Si le règlement entraîne plus d’innovation à long terme et d’économies d’échelle que ce qui prévu dans l’estimation présentée dans cette analyse, le règlement pourrait entraîner des réductions plus importantes et une baisse des coûts, en particulier sur une période plus longue.

Répercussions sur le PIB par province et territoire

Les coûts engendrés par le règlement varieront selon la région. Le tableau 24 présente la répartition des répercussions estimées au moyen d’EC-PRO que le règlement aurait sur le PIB à travers le Canada. Dans l’ensemble, le règlement aurait des répercussions négatives sur le PIB de la plupart des administrations.

Tableau 24 : Répartition régionale des répercussions estimées sur le PIB en 2030
Province/territoire	Millions de dollars	Variation en pourcentage (%)
Colombie-Britannique	(340)	< (0,1)
Alberta	(1 772)	(0,4)
Saskatchewan	(987)	(0,9)
Manitoba	(350)	(0,4)
Ontario	(2 855)	(0,3)
Québec	(1 706)	(0,3)
Nouveau-Brunswick	(255)	(0,6)
Nouvelle-Écosse	(378)	(0,7)
Île-du-Prince-Édouard	(54)	(0,6)
Terre-Neuve-et-Labrador	(370)	(1,0)
Yukon	43	0,9
Territoires du Nord-Ouest	28	0,8
Nunavut	37	0,7

Il est estimé que le règlement aura une incidence négligeable sur le PIB de la Colombie-Britannique en raison des revenus générés à partir des unités de conformité prévues dans le scénario de référence provenant des combustibles à faible IC attribuées au règlement provincial existant Renewable and Low Carbon Fuel Requirements Regulation et des unités de conformité pour la fourniture de combustibles ou d’énergie pour les véhicules à technologie de pointe dans cette province également prévues dans le scénario de référence. Il est également estimé qu’il y aura des répercussions sur le PIB de l’Alberta et de la Saskatchewan puisque les secteurs pétroliers en amont sont en grande partie situés dans ces provinces nécessitant les obligations d’unités de conformité. Ces répercussions sont plus élevées que dans l’analyse et la modélisation présentées dans la Partie I de la Gazette du Canada. Deux facteurs contribuent à cette augmentation. Premièrement, les fournisseurs principaux ont plus d’exigences de réductions étant donné l’augmentation des exigences de réduction de l’IC. Deuxièmement, les changements de conception et de modélisation ont une portée plus étroite en ce qui concerne les voies représentatives incluses dans l’estimation centrale. Alors que certains projets de conservation des gaz d’hydrocarbures sont admissibles en vertu de la méthode de quantification générique, cette voie n’est plus incluse dans l’estimation centrale. On prévoit qu’il y ait plus de possibilités de réduction des émissions par le captage et le stockage du carbone en Alberta par rapport à la Saskatchewan. La Saskatchewan a relativement plus d’émissions associées à l’extraction de pétrole léger et de pétrole lourd, où il y a un manque d’informations sur les coûts de modélisation du captage et du stockage du carbone. Les impacts sur le PIB pourraient être moindres en Saskatchewan s’il y avait l’adoption du captage et du stockage du carbone ou d’autres projets de réduction des émissions de GES dans la province.

L’Ontario et le Québec connaîtront la plus forte diminution absolue de leur PIB du fait que ce sont les provinces les plus importantes selon la population et que la consommation globale de combustible y est plus élevée que dans les autres provinces. Cependant, par rapport à la taille de leur PIB, il est estimé que les provinces du Canada atlantique seront plus durement touchées par le règlement. Cette situation tient en bonne partie au fait que les provinces de l’Atlantique ont moins de possibilités de créer des unités de conformité à partir des mesures prises le long du cycle de vie des combustibles (par exemple les provinces n’ont aucune possibilité de créer des unités de conformité à partir du captage et du stockage du carbone en raison des conditions de stockage géologique inadéquates pour cette pratique). De plus, les unités de conformité prévues dans le scénario de référence provenant des véhicules électriques et des combustibles à faible IC sont moins élevées au Canada atlantique que dans les autres provinces. Cette absence d’unités de conformité dans le scénario de référence touche tout particulièrement Terre-Neuve-et-Labrador, étant donné que la province n’impose aucune exigence sur les teneurs minimales en combustibles à faible IC et qu’elle bénéficie d’une exemption en vertu du Règlement sur les carburants renouvelables. De plus, la modélisation avec ECPRO a été effectuée en utilisant une version rajustée du scénario de référence 2021, qui comprenait la production de la raffinerie Come by Chance de North Atlantic Refinery Limited Refinery. L’installation aurait été assujettie à l’exigence de réduction prévue par le règlement. Compte tenu de la fermeture de la raffinerie, l’incidence sur le PIB de la province devrait être inférieure à ce qui a été modélisé.

Il est estimé que le règlement aura une incidence sur le PIB de l’Ontario, du Québec et du Manitoba comparable en termes d’échelle. Pour les trois provinces, les possibilités de créer des unités de conformité à partir des mesures prises le long du cycle de vie des combustibles sont limitées puisque la majorité des unités de conformité proviennent de l’offre de combustibles à faible IC et de l’adoption de véhicules électriques.

Les combustibles liquides fournis aux collectivités éloignées non industrielles sont exemptés en vertu du règlement. Par conséquent, une des hypothèses du modèle est que les combustibles liquides fournis aux territoires ne sont pas assujettis aux obligations, mais que les territoires peuvent tout de même générer des revenus grâce à la création d’unités de conformité. Dans le modèle, les unités de conformité créées dans les territoires proviennent d’un changement endogène où les combustibles sont remplacés par des sources d’énergie à faible IC. Cette situation favorise le PIB des territoires.

Impacts par secteur

On s’attend à ce que le règlement augmente les coûts de production pour les fournisseurs principaux (surtout les raffineries de pétrole et les usines de valorisation). À leur tour, les prix plus élevés de l’essence et du diesel qui en résultent augmenteront les coûts pour les secteurs qui utilisent ces combustibles dans leurs processus de production, ce qui entraînera des changements dans la production. Le tableau 25 présente l’estimation de la variation en pourcentage de la production par secteur en 2030, en supposant que toutes les unités de conformité sont mises sur le marché et vendues au coût marginal par unité de conformité. La variation de la production reflète l’augmentation ou la diminution de la production de produits finis dans un secteur particulier. Dans le modèle ECPRO, les secteurs s’adaptent à l’évolution des prix afin de maximiser les profits, et chaque secteur est modélisé comme une seule entreprise représentative par province ou territoire. Par conséquent, les résultats ne reflètent pas les répercussions sur chaque installation. En fonction de ces hypothèses, il est estimé que le règlement aura des répercussions négatives sur la production pour tous les secteurs, à l’exception de la génération d’électricité. Il existe une incertitude quant à la mesure dans laquelle les consommateurs de combustibles pourront remplacer les combustibles fossiles liquides et apporter des améliorations d’efficacité pour atténuer les répercussions sur les coûts et les réductions de production qui en résultent.

Tableau 25 : Variation du coût de la production par secteur en 2030 (en pourcentage)
Secteur	Variation de la production (%)
Production d’électricité	0,3
Usines de valorisation des sables bitumineux	0,5
Services	(0,1)
Fabrication et construction	(0,1)
Ciment et autres minéraux non métalliques	(0,2)
Transport aérien	(0,2)
Exploitation minière (y compris le charbon)	(0,2)
Métaux de première transformation (y compris le fer et l’acier, l’aluminium et autres)	(0,2)
Extraction, traitement et distribution du gaz naturel	(0,2)
Produits chimiques (y compris les engrais)	(0,3)
Agriculture, foresterie et bois d’œuvre	(0,5)
Extraction de pétrole par des méthodes classiques	(0,6)
Pâtes et papiers	(0,6)
Oléoducs et gazoducs	(0,8)
Sables bitumineux primaires et exploitation des sables bitumineux	(0,9)
Sables bitumineux in situ	(0,9)
Raffineries de pétrole	(2,0)
Transport de marchandises (par voie terrestre)	(2,1)

Selon les estimations du modèle, le règlement diminuera le plus la production dans les secteurs des sables bitumineux in situ (0,9 %), des raffineries de pétrole (2,0 %) et du transport de marchandises (2,1 %). Les raffineries de pétrole sont les fournisseurs principaux dans le cadre du règlement, et la majorité de l’essence et du diesel qu’elles produisent servent à la consommation intérieure. Par conséquent, la majorité de leur production est directement assujettie aux exigences de réduction de l’IC du règlement. L’augmentation de la demande de combustibles à faible IC, combinée aux répercussions de prix sur les combustibles, entraîne une diminution de la production des raffineries. Comme la production de combustibles fossiles raffinés diminue, la demande de bitume diminue également. La production du segment du transport de marchandises diminue également (2,1 %) parce que les combustibles liquides représentent une part relativement importante des coûts du transport de marchandises. L’augmentation des coûts de production du transport de marchandises est transmise aux utilisateurs des services, ce qui entraîne une diminution de la demande.

Les usines de valorisation des sables bitumineux sont également des fournisseurs principaux dans le cadre du règlement, mais il y a une augmentation de production estimée des usines de valorisation de 0,5 %. Cela s’explique par le fait que la majeure partie du pétrole brut synthétique produit par les usines de valorisation est exportée et, par conséquent, n’est pas visée par le règlement. En outre, les usines de valorisation et, à divers degrés, les secteurs de l’extraction du pétrole, devront avoir plus d’occasions de générer des revenus grâce à la création d’unités de conformité pour des mesures telles que la capture et le stockage du carbone et les améliorations de procédé, afin de respecter leurs exigences annuelles de réduction de l’IC.

La plupart des autres secteurs présentés au tableau 25 sont des utilisateurs finaux d’essence ou de diesel ou des utilisateurs de services de transport de marchandises qui ne sont pas assujettis aux exigences du règlement. L’ampleur de l’impact estimé sur ces secteurs dépend de la quantité de combustibles liquides qu’ils consomment et de leur utilisation du transport de marchandises, ainsi que de la mesure dans laquelle la hausse des prix des combustibles est susceptible d’entraîner une baisse de la demande pour leurs produits. Par conséquent, on estime que ces secteurs connaîtront de légères baisses de production de 0,1 % dans le secteur de la fabrication et de la construction à 0,9 % dans le secteur des sables bitumineux primaires et de l’exploitation des sables bitumineux.

Le règlement a un effet positif (0,3 %) sur la production de l’électricité parce que le règlement incite à passer des combustibles fossiles à l’électricité puisque son IC est généralement plus faible, selon la région. Il est estimé que le règlement aurait un impact négatif sur la production (0,5 %) des secteurs de l’agriculture, de la foresterie et du bois d’œuvre parce qu’il est supposé que les combustibles à faible IC utilisés pour les mélanges sont importés. Dans la mesure où les combustibles à faible IC utilisés pour se conformer au règlement sont produits au pays, l’impact sur la production sera moindre et pourrait même être positif.

Impacts sur la compétitivité

Fournisseurs principaux

Les raffineries, les usines de valorisation et les importateurs d’essence ou de diesel (les fournisseurs principaux) auront à assumer des coûts de conformité afin d’être conformes au règlement. Les importateurs et les producteurs de combustibles fossiles sont assujettis à la même exigence de réduction annuelle de l’IC. Par conséquent, les raffineries et les importateurs auront, à court terme, la marge de manœuvre d’augmenter le prix des produits afin d’atténuer la hausse des coûts de production plutôt que de les absorber en réduisant les marges de profit, ce qui leur permettra de maintenir leur compétitivité à court terme. Toutefois, il faut s’attendre à ce que, au fil du temps, la hausse du prix de l’essence et du diesel modifie le comportement de consommation au Canada et réduise la demande globale en essence et en diesel et de leurs intrants (par exemple le bitume).

Les usines de valorisation n’auront pas beaucoup de latitude pour augmenter les prix des produits aux consommateurs afin d’atténuer les coûts de conformité. Les prix des intrants (par exemple le pétrole lourd et le bitume) sont fondés sur les prix de référence du pétrole lourd en Amérique du Nord, ce qui laisse peu d’espace aux usines de valorisation pour influencer les prix. Cependant, les usines de valorisation exportent principalement le brut synthétique qu’elles produisent, de sorte que l’impact sur le secteur devrait être minime étant donné que le règlement ne vise pas les exportations. De plus, la plupart des sociétés qui possèdent des usines de valorisation possèdent également des raffineries. Ces sociétés pourraient être plus avantagées par le règlement que les raffineurs qui ne possèdent pas d’installations en amont, étant donné qu’elles auront plus de possibilités de création d’unités de conformité pour des mesures le long du cycle de vie des combustibles.

Les coûts de conformité associés au règlement seront vraisemblablement plus grands pour les entreprises qui sont moins en mesure de créer des unités de conformité plutôt que de les acquérir auprès d’une tierce partie. Ce sont vraisemblablement des entreprises dont l’accès au capital est limité, comme les fournisseurs principaux produisant peu, ou dont l’accès aux possibilités de création d’unités de conformité est limité. Pour ces entreprises, des coûts de conformité supplémentaires pourraient avoir un impact sur leur viabilité économique s’il ne reste pas assez de temps dans la durée de vie d’une installation pour recouvrer ces coûts. Dans certains cas, des installations pourraient devoir modifier leurs activités en raison du règlement.

Il est possible, mais peu probable que les entreprises choisissent d’augmenter leurs exportations d’essence ou de diesel afin d’éviter les exigences de réduction de l’IC qui s’applique aux combustibles utilisés au Canada en vertu du règlement. Cela est peu probable parce que tous les combustibles fossiles réglementés en vertu du règlement se voient attribuer la même valeur d’IC de référence, il n’y a donc aucun avantage à ajuster la combinaison de combustibles vendus au pays ou exportés en fonction des différences dans les valeurs d’IC. De plus, la demande internationale de combustibles fossiles est exogène au règlement et ne stimulera pas une augmentation de la demande de combustibles fossiles canadiens à l’extérieur du Canada.

En réponse aux possibles répercussions financières et sur la compétitivité, le règlement offre plusieurs options. Par exemple, la vaste gamme de stratégies de conformité disponibles dans le cadre du règlement permettra aux fournisseurs principaux de choisir les mesures de conformité les moins coûteuses à leur disposition. En outre, la nature à long terme du règlement et l’augmentation graduelle de l’exigence annuelle de réduction de l’IC entre 2023 et 2030 laisseront le temps de faire des investissements, et procureront aux investisseurs la certitude nécessaire pour investir dans les technologies propres, les installations de production et les infrastructures.

Secteur du transport de marchandises

En tant qu’utilisateur final d’essence et de diesel, le secteur du transport de marchandises subira une augmentation des coûts en raison du règlement du fait de la hausse des prix de l’essence et du diesel. Étant donné que ce secteur n’est pas exposé au commerce et ne rivalise pas directement sur les marchés internationaux, on s’attend à ce que le secteur du transport de marchandises compense toute augmentation des coûts attribuable au règlement en haussant les prix des services de transport de marchandises. Par conséquent, les secteurs qui utilisent des services de transport de marchandises, par exemple l’exploitation minière, subiront des coûts accrus en raison du règlement. Toutefois, certaines entreprises du secteur du transport de marchandises pourront ne pas être en mesure de répercuter complètement les coûts plus élevés et devoir absorber une partie de ces coûts, selon le niveau de concurrence sur le marché dans les régions où elles exercent leurs activités. Par conséquent, des coûts de conformité supplémentaires pourront faire en sorte que certaines entreprises aient à modifier leurs activités.

Utilisateurs finaux de combustibles fossiles liquides et utilisateurs de services de transport de marchandises

Certains secteurs qui sont des utilisateurs finaux d’essence ou de diesel ou qui sont des utilisateurs de services de transport de marchandises, tels que le secteur minier, du fer et de l’acier, subiront une augmentation des coûts en raison du règlement. Toutefois, le règlement permet d’exclure les combustibles utilisés pour la production d’électricité dans les collectivités éloignées des exigences de réduction de l’IC, ce qui aiderait à atténuer certaines des répercussions. Les incidences sur la production par secteur devraient être faibles selon les estimations, même en utilisant un scénario de faible probabilité où toutes les unités de conformité sont mises sur le marché au coût marginal par unité (voir le tableau 25). Pour cette raison, il est peu probable que ces coûts accrus incitent l’industrie à déplacer sa production dans des juridictions où les coûts liés au carbone sont moins élevés. Par conséquent, il est considéré peu probable que le règlement entraîne des « fuites de carbone », soit une situation dans laquelle la production au Canada est déplacée à un endroit à l’étranger et ainsi les émissions de GES nationales « fuient » du Canada pour aller se produire à l’étranger.

Impacts sur les ménages et impacts relatifs à l’analyse comparative entre les sexes plus (ACS+)

On estime que le règlement provoquera une hausse des prix de l’essence et du diesel et qu’une grande partie de ces combustibles liquides sont consommés par les ménages. Le règlement entraînera une augmentation des dépenses des ménages relatifs aux combustibles pour le transport et au chauffage. Il est estimé que l’augmentation des coûts relatifs aux combustibles liquides pour les ménages pourrait varier de 2,2 à 5,1 milliards de dollars, avec une estimation centrale de 3,7 milliards de dollars. En supposant une moyenne de 2,5 personnes par ménage au Canada et en appliquant cela à la projection qui établit la population à 42 millions d’habitants en 2030, le règlement pourra faire passer le coût moyen par ménage de 132 $ à 301 $ en 2030, avec une estimation centrale de 220$^{référence 85}. Toutefois, les répercussions ne seront pas réparties également dans tous les ménages. Le coût moyen dépendrait de la quantité ou du type de combustible liquide qu’un ménage consomme.

Il est attendu que la hausse des dépenses en combustible aura une incidence disproportionnée sur les ménages à revenu faible ou moyen, ainsi que les ménages qui sont actuellement pauvres sur le plan énergétique ou susceptibles de le devenir^{référence 86}. De plus, selon Statistique Canada, les mères célibataires sont plus susceptibles de faire partie d’un ménage à faible revenue sont plus vulnérables à la pauvreté énergétique et aux répercussions négatives entraînées par les hausses des prix du transport^{référence 87}.

Les personnes âgées qui ont un revenu fixe pourraient également faire face à une hausse des coûts relatifs au transport en raison du règlement. Cette situation pourrait être plus grave pour les aînés vivant dans les provinces de l’Atlantique, où ils représentent une plus grande proportion de la population totale comparativement aux autres provinces canadiennes et qui sont plus susceptibles d’assumer des coûts énergétiques parmi les plus élevées au Canada par rapport au revenu^{référence 88} ^{référence 89}. Il est possible que d’autres groupes puissent avoir un revenu disproportionnellement inférieur, être plus vulnérables à la pauvreté énergétique ou être touchés négativement par le règlement. Toutefois, il se peut que ces groupes ne soient pas pleinement pris en compte dans la présente analyse en raison du manque de données disponibles, de la rareté des recherches ou de la sous-représentation dans les études disponibles.

Transport des ménages

Les ménages utilisent l’essence ou le diesel principalement pour le transport de passagers, par la possession d’un véhicule personnel et par le transport en commun. Il en résultera des coûts de ravitaillement plus élevés pour les propriétaires de véhicules personnels et des coûts supplémentaires pour les agences de transport en commun, ce qui pourrait entraîner une augmentation des tarifs. Selon les estimations de la hausse du prix des combustibles du tableau 23, l’augmentation des coûts pourrait varier de 76 $ à 174 $ par véhicule en 2030 pour les ménages qui utilisent des véhicules à moteur à combustion interne à essence, avec une valeur centrale estimative de 127 $ par véhicule^{référence 90}. Cependant, l’incidence globale sur les ménages variera en fonction de facteurs tels que le type de combustible du véhicule, la géographie, les distances parcourues par les ménages et l’efficacité du véhicule.

Les ménages à faibles revenus peuvent être touchés de façon disproportionnée par le règlement, car ils sont susceptibles d’avoir des coûts de transport plus élevés par rapport à leur revenu^{référence 91} ^{référence 92}. De plus, les ménages à faible revenu ont tendance à avoir une capacité moindre d’absorber des coûts de combustible plus élevés que les ménages à revenu élevé. En outre, les ménages à faible revenu qui utilisent un véhicule personnel comme moyen de transport peuvent aussi avoir une capacité limitée de passer à des véhicules plus neufs, plus propres ou plus écoénergétiques. Par exemple, les VE (comme les VE rechargeables, les VE hybrides rechargeables et les VE hybrides) sont des technologies relativement plus récentes qui ont tendance à avoir des coûts initiaux plus élevés que les véhicules à moteur à combustion interne. Pour cette raison, il est possible que les ménages à faible revenu continuent d’acheter des automobiles qui sont moins chères (c’est-à-dire ceux qui sont munis de moteurs à combustion interne) malgré la hausse des prix de l’essence, même s’ils choisissent de ne pas conduire autant^{référence 92}.

Le règlement touchera également les ménages différemment selon la géographie et la région. Par exemple, les ménages en milieu rural sont plus susceptibles d’avoir des taux de possession d’un véhicule élevés, mais ils sont également plus susceptibles d’avoir un accès limité au transport en commun^{référence 93}. Ainsi, ils peuvent avoir peu de possibilités de réduire leur consommation de combustible en réaction à la hausse des prix de l’essence. De même, les ménages canadiens des provinces de l’Atlantique consacrent une plus grande proportion de leurs dépenses au transport privé comparativement à toutes les autres provinces, tout en ayant un revenu disponible moyen parmi les plus bas du pays^{référence 94}. Par conséquent, les répercussions de la hausse du prix de l’essence pourraient avoir une plus grande incidence sur les ménages des provinces de l’Atlantique comparativement à d’autres régions.

Le règlement augmentera le prix du combustible diesel. Les municipalités qui comptent sur les autobus au diesel dans le cadre de leur flotte de transport en commun peuvent réagir à cette augmentation du prix du combustible en augmentant les tarifs de transport en commun. Cela aurait un impact disproportionné sur les ménages à faible revenu; un groupe plus susceptible d’utiliser les transports en commun sur une base régulière, et également plus sensible aux augmentations des tarifs de transport en commun^{référence 95} ^{référence 96}. Cependant, les impacts pourraient être atténués grâce à des tarifs de transport en commun réduits offerts aux ménages à faible revenu. Une augmentation des coûts de combustible pourrait également entraîner une augmentation de l’achalandage des transports en commun, générant potentiellement des revenus supplémentaires pour compenser la hausse des coûts^{référence 97}.

Si l’utilisation des bus électriques est plus élevée que celle estimée dans cette analyse, cela pourrait également réduire l’impact des prix du combustible sur les sociétés de transport. Au fur et à mesure que les sociétés de transport remplaceront les parcs de véhicules diesel par des autobus électriques, la consommation de combustible diminuera et une variation du prix du combustible aura un impact moindre sur les dépenses d’exploitation. De plus, les sociétés de transport pourraient créer des unités de conformité en vertu du règlement en utilisant des flottes d’autobus électriques. Par conséquent, les répercussions sur les coûts sur les sociétés de transport en commun pourraient être atténuées par la vente d’unités de conformité.

Répercussions sur les collectivités éloignées

Le règlement permet d’exclure les combustibles fossiles liquides fournis aux collectivités éloignées non industrielles afin de minimiser les répercussions potentiellement disproportionnées qu’elles auraient pu subir. Le règlement permet d’exclure les combustibles utilisés pour la production d’électricité dans les collectivités éloignées des exigences de réduction de l’IC, ce qui contribuerait également à atténuer certaines des répercussions.

Répercussions sur l’emploi

Il est estimé que le règlement pourrait créer des possibilités d’emploi dans les secteurs qui pourraient bénéficier de revenus de la création d’unités de conformité (par exemple les technologies propres), mais aussi des possibilités d’emploi perdues dans d’autres secteurs qui sont des fournisseurs principaux ou qui utilisent des combustibles liquides (par exemple le pétrole et le gaz). Une analyse du plein emploi n’a pas été effectuée parce que les répercussions de l’ACS+ dépendront des stratégies de conformité réellement choisies et des caractéristiques des populations particulières employées dans les entreprises ou les installations qui pourraient être touchées. Par exemple, il est présumé dans l’analyse que les importations répondront à la demande accrue de combustibles à faible IC. Cependant, si des combustibles à faible IC sont fournis à l’échelle nationale, cela pourrait avoir une incidence positive sur l’emploi dans les secteurs des combustibles à faible IC. Les jeunes hommes et les hommes d’âge moyen seront les mieux placés pour profiter des possibilités d’emploi dans ces secteurs^{référence 98,}^{référence 99}.

Il est attendu que les possibilités d’emploi dans les secteurs du pétrole et du gaz ou du transport de marchandises soient touchées négativement, étant donné que le règlement augmentera les coûts de production de ces secteurs et diminuera la demande de produits à base de combustibles fossiles. Le secteur du raffinage du pétrole au Canada, par exemple, emploie une forte proportion d’hommes d’âge moyen comparativement à la moyenne de la population en âge de travailler. Par conséquent, ce groupe pourrait faire face à un plus grand risque de pénurie d’emplois en raison du règlement^{référence 100}. Lorsqu’ils cherchent un nouvel emploi, les travailleurs plus âgés au Canada (surtout ceux âgés de 55 à 64 ans) font face à des obstacles uniques, notamment l’âgisme, le manque de scolarité et d’accès à la formation, la difficulté à trouver et à postuler des emplois, les problèmes de santé, la conciliation travail-vie personnelle et le manque de mesures d’adaptation en milieu de travail^{référence 101,}^{référence 102,}^{référence 103}. Les installations au sein des collectivités rurales sont également susceptibles d’être négativement touchées. Les installations en milieu rural contribuent souvent aux économies rurales en accordant des salaires avantageux, en payant des taxes municipales et en effectuant des investissements dans les infrastructures. Les réductions au chapitre de l’activité industrielle, des salaires et des emplois pourraient potentiellement nuire à l’activité économique et à la rétention de la population dans les collectivités rurales.

Répercussions sur l’environnement

L’une des conséquences des changements climatiques est l’augmentation de la fréquence, de l’intensité ou de la durée des phénomènes météorologiques extrêmes. Cela augmente les risques pour les populations vulnérables comme les enfants, les personnes âgées, les personnes à faible revenu et les sans-abri, ainsi que les collectivités vivant dans des zones exposées aux risques naturels. Ces répercussions comprennent l’augmentation de la demande de services de santé, la perturbation des réseaux sociaux, l’endommagement ou le manque de logements et de refuges et d’autres infrastructures physiques (par exemple hôpitaux, épiceries, télécommunications)^{référence 104}. Les dommages différentiels résultant d’une augmentation des émissions de GES sont considérés être répartis à l’échelle mondiale. Il y a deux aspects uniques aux changements climatiques : (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 règlement, combiné aux mesures prévues dans le Cadre pancanadien, aiderait à minimiser les répercussions des changements climatiques à l’échelle mondiale. Ces mesures pourraient également minimiser les répercussions des changements climatiques sur les groupes potentiellement vulnérables au Canada, et contribuer à la résilience de l’économie canadienne.

Lentille des petites entreprises

L’analyse de la lentille des petites entreprises conclut que le règlement n’affectera aucune des petites entreprises au Canada. Aucune des parties réglementées par les exigences n’est considérée comme une petite entreprise, et on s’attend à ce qu’aucun participant volontaire ne soit une petite entreprise. De plus, en vertu du paragraphe 140(3) de la LCPE, les fournisseurs principaux qui produisent ou importent moins de 400 m³ de combustibles fossiles liquides par année ne seront pas assujettis au règlement.

Règle du « un pour un »

La règle du « un pour un » s’applique puisqu’il y a une augmentation nette du fardeau administratif imposé aux entreprises. Le règlement sera un nouveau titre réglementaire, il serait considéré comme un « AJOUT » en vertu de la règle du « un pour un » du gouvernement du Canada, ce qui signifie que le règlement augmentera les coûts administratifs des entreprises. Étant donné que le règlement intégrera également les exigences relatives à la teneur en carburant renouvelable énoncées dans le RCR fédéral, ce nouveau titre réglementaire serait compensé par l’abrogation proposée (une « SUPPRESSION ») du RFR fédéral actuel. Cela se traduirait par un impact net neutre sur l’ensemble des titres réglementaires conformément à la règle du « un pour un » du gouvernement du Canada.

En vertu du règlement, seuls les fournisseurs principaux seront assujettis aux exigences administratives obligatoires de transmettre des rapports de conformité. Les autres parties, notamment les producteurs et les importateurs de combustible à faible IC, n’ont pas besoin d’unités de conformité pour se conformer au règlement, ils ont la possibilité de créer des unités de conformité et de participer au marché des unités de conformité, ce qui engendrera des coûts administratifs. Aux fins de la présente analyse sur la règle du un pour un, tout fardeau administratif associé à la création d’unités de conformité est estimé et inclus sans égard à la source. Certains fournisseurs principaux peuvent également être des créateurs volontaires d’unités de conformité, notamment en produisant ou en important des combustibles à faible IC. Ainsi, il peut y avoir un certain chevauchement entre les fournisseurs principaux et les créateurs volontaires d’unités de conformité.

Les coûts administratifs encourus par les fournisseurs principaux, qui résulteront de la mise en œuvre du règlement, sont principalement liés à l’apprentissage des exigences administratives du règlement, à l’enregistrement, aux exigences continues de conservation des renseignements, de production de rapports et de vérification des rapports par un tiers. En vertu du règlement, les fournisseurs principaux seront tenus de transmettre des rapports annuels de conformité qui devront être vérifiés par des tiers. On estime que la durée de préparation et de transmission du rapport sera de 32 heures par an pour chaque entreprise, et que la durée de vérification par des tiers sera d’environ 300 heures par an pour chaque entreprise. Pour ce qui est des contrats légaux, on estime que la durée approximative moyenne sera d’environ quatre heures, à raison de huit fois par an pour chaque entreprise. Les fournisseurs principaux devront également transmettre un rapport d’enregistrement unique au Ministère pour s’enregistrer en tant que fournisseur principal en vertu du règlement. En outre, la direction, les scientifiques, les ingénieurs, les analystes, les comptables, les avocats et les vérificateurs devront se renseigner sur le règlement. On fait l’hypothèse que chaque entreprise aura besoin d’environ six heures pour s’enregistrer et de 16 à 40 heures en moyenne pour prendre connaissance des exigences administratives du règlement.

Dans l’analyse du projet de règlement, le fardeau administratif n’avait été calculé que pour les parties réglementées et les coûts imposés aux créateurs volontaires d’unités de conformité n’avaient pas été pris en compte. Cette approche a été adoptée en raison de l’hypothèse selon laquelle les parties non réglementées ne participeraient au marché des unités de conformité seulement si une telle mesure était rentable. Pour la version définitive du règlement, les créateurs volontaires d’unités de conformité ont été inclus dans l’analyse de la règle du « un pour un » afin de démontrer que leur fardeau administratif a été pris en compte afin de limiter le fardeau réglementaire pour les entreprises et de permettre la création efficace des unités de conformité pour le marché d’unités.

Les entités non réglementées qui participent au marché des unités de conformité établi par le RCP par la création volontaire d’unités de conformité seront assujetties à des exigences administratives et devront donc subir certains coûts associés à ces mesures. Les coûts administratifs sont principalement liés à l’apprentissage des exigences administratives du règlement, à la conservation des renseignements, à l’enregistrement, aux demandes, aux rapports et à la vérification. Le Ministère s’attend à ce que les intervenants suivants trouvent avantageux de participer volontairement au marché des unités de conformité établi par le RCP : les producteurs et importateurs de combustible à faible IC, les entreprises possédant des stations de ravitaillement en gaz naturel, les propriétaires ou exploitants de sites d’injection pour le captage et le stockage du carbone (CSC), les exploitants de réseaux pour la recharge publique ou résidentielle des VE, les hôtes de site de recharge des VE et les créateurs volontaires d’unités de conformité pour les technologies émergentes. Au total, le Ministère estime qu’environ 111 créateurs volontaires d’unités de conformité pourraient participer au marché des unités de conformité établi par le RCP.

Le règlement intègre également les exigences relatives à la teneur en carburant renouvelable énoncées dans le RCR fédéral, qui exige actuellement une teneur moyenne d’au moins 5 % de carburant renouvelable dans l’essence, et d’au moins 2 % de carburant renouvelable dans le carburant diesel et le mazout de chauffage. L’intégration des exigences du RCR dans le règlement et l’abrogation du RCR lui-même n’imposeront pas de nouveau fardeau administratif aux entreprises (c.-à-d. que les exigences actuelles du RCR seront reportées dans le règlement sans changement), mais cela permettra plutôt de réduire le fardeau administratif.

La dernière période de conformité pour le RCR sera l’année 2022. La dernière période de déclaration sera en 2023, la dernière période de rajustement sera en 2024, et le RCR sera abrogé en 2024. À partir de 2023, les intervenants assujettis au RCR (notamment, les producteurs et importateurs de combustibles fossiles et renouvelables) ne seront plus tenus de créer ou de tenir de nouveaux registres et de présenter des livres de comptes d’unités de conformité. En outre, ils ne seront plus tenus de soumettre des rapports sur l’annexe 4 (Rapport annuel des fournisseurs principaux), l’annexe 5 (Rapport annuel des participants au mécanisme d’échange) et l’annexe 7 (Rapport annuel des producteurs ou importateurs de carburant renouvelable), ou de réaliser des vérifications conformément à l’annexe 3 (Rapport du vérificateur) à partir de 2024.

D’après l’analyse de la règle du un pour un, 30 fournisseurs principaux seront assujettis au règlement et subiront des coûts supplémentaires en plus des économies de coûts découlant de l’abrogation du RCR. La valeur nette annualisée des coûts administratifs pour les fournisseurs principaux est estimée à 228 000 dollars, soit 7 500 dollars par entreprise^{référence 105}. Les entreprises qui étaient réglementées en vertu du RCR mais qui ne sont pas des entités réglementées obligatoires au titre du règlement réaliseront des économies. La valeur nette annualisée des économies est estimée à 105 000 dollars, soit 2 500 dollars par entreprise^{référence 106}. La valeur nette annualisée des coûts administratifs pour les créateurs volontaires d’unités de conformité est estimée à 1,4 million de dollars, soit 12 500 dollars par entreprise^{référence 107}. Les coûts encourus par les créateurs volontaires d’unités de conformité devraient être compensés par la vente des unités de conformité sur le marché. Ainsi, ces derniers bénéficieront, en termes de coûts nets, de leur participation au marché des unités de conformité établi par le RCP. Sur une période de 10 ans (de 2022 à 2031), 30 fournisseurs principaux et environ 111 créateurs volontaires d’unités de conformité encourront des coûts administratifs nets, dont la valeur annualisée est estimée à 1,5 million de dollars par an, soit 11 000 dollars par entreprise^{référence 108}.

Coopération et harmonisation en matière de réglementation

Le Canada travaille en partenariat avec la communauté internationale à la mise en œuvre de l’Accord de Paris, pour respecter 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. Dans le cadre de ses engagements pris en vertu de l’Accord de Paris, le gouvernement du Canada est déterminé, d’ici 2030, à réduire les émissions de GES de 40-45 % par rapport aux niveaux de 2005. Le règlement contribuera à l’atteinte de ces cibles de réduction des GES.

Échelle internationale

Aucune autre juridiction n’a de réglementation nationale similaire au règlement. L’Union européenne (UE) dispose d’une politique semblable, connue sous le nom Directive sur la qualité des carburants, qui exige des fournisseurs de combustibles qu’ils réduisent leurs émissions de GES tout au long du cycle de vie jusqu’à 10 % d’ici 2020. La Directive sur la qualité des carburants est appliquée conjointement avec la Directive de l’UE sur l’énergie produite à partir des sources renouvelables, qui stipule que la part des biocarburants dans le secteur des transports devrait être de 10 % (par contenu énergétique) pour chaque État membre d’ici 2020. Certains aspects du règlement seront harmonisés avec l’approche européenne. Par exemple, le règlement comprendra des critères de durabilité semblables à ceux de la Directive sur la qualité des carburants de l’UE afin d’atténuer les incidences des changements indirects dans l’utilisation des terres. Cependant, malgré des objectifs similaires, l’approche politique globale sera différente de celle de l’UE.

États-Unis

Les États-Unis ne disposent pas d’un règlement national qui cible les émissions au cours du cycle de vie de la production des combustibles fossiles. Toutefois, ils ont mis en place la Renewable Fuel Standard (Norme sur les carburants renouvelables), qui exige un volume minimal de combustibles renouvelables dans les carburants de transport vendus à l’échelle nationale^{référence 109}. Le règlement n’a aucun lien avec la Renewable Fuel Standard, car les deux programmes sont différents par rapport à leurs stratégies de réduction des GES. Le règlement offre un incitatif visant à accroître la teneur en combustibles à faible IC; toutefois, les parties visées par les exigences établiront leur propre stratégie relative à l’IC au cours du cycle de vie.

La Californie et l’Oregon ont aussi adopté des dispositions réglementaires qui ont comme objectif des réductions de l’IC. La Low Carbon Fuel Standard (norme LCFS) de la Californie a été adoptée en 2007, et son objectif est de réduire l’IC des carburants de transport au moins de 10 % d’ici 2020. En 2018, la California Air Resource Board a approuvé des modifications au règlement, qui exigent des fournisseurs de carburants qu’ils réduisent d’au moins 20 % d’ici 2030 l’IC sur le cycle de vie des carburants utilisés pour le transport en Californie par rapport aux niveaux de 2010. Le Programme des combustibles propres de l’État de l’Oregon est entré en vigueur en 2016 et exige une réduction de la moyenne annuelle de l’IC des combustibles de transport en Oregon (essence et diesel) de 10 % par rapport aux niveaux de 2015 d’ici 2025. Le programme comprend des objectifs et des approches semblables à ceux de la norme Low Carbon Fuel Standard et du règlement.

Le 26 juin 2019, le ministre de l’Environnement et le président de la California Air Resources Board ont signé un protocole d’entente de collaboration pour faire avancer le dossier des transports non polluants. Selon le protocole, le Canada et la Californie s’engagent à travailler ensemble à l’élaboration de leur réglementation respective pour réduire la pollution causée par les émissions de GES. Le Canada et la Californie sont aussi déterminés à échanger des pratiques exemplaires et des renseignements techniques sur la réglementation des combustibles moins polluants, en s’appuyant sur la norme Low Carbon Fuel Standard de la Californie, et le Canada travaille aussi à l’élaboration du règlement dans le cadre de cette initiative^{référence 110}.

Malgré des objectifs et des approches semblables, le règlement comprend plusieurs éléments de conception uniques au Canada. L’une de ces différences est la comptabilisation des changements dans l’utilisation des terres tout en déterminant l’IC sur le de cycle de vie des combustibles. Les régimes de la Californie et de l’Oregon diffèrent aussi en partie du règlement, car ce dernier vise les combustibles sans se limiter au secteur des transports. Le règlement et les programmes de la Californie et de l’Oregon n’ont aucune interaction dans le système d’échange de crédits.

Provinces et territoires

Le Cadre pancanadien sur la croissance propre et le changement climatique (CPC) a été adopté par le premier ministre du Canada et la majorité des premiers ministres provinciaux et territoriaux en décembre 2016. Ce cadre établit un plan collectif pour réduire les émissions de GES, faire croître l’économie et favoriser l’adaptation aux changements climatiques. Le règlement s’inscrira dans la mise en œuvre du CPC.

Le règlement veille aussi à assurer la compatibilité avec les autres politiques fédérales et provinciales, comme les systèmes de tarification de la pollution par le carbone des gouvernements fédéral et provinciaux et le RLCFRR, et a été développé à partir des suggestions des provinces et territoires ainsi que d’autres programmes fédéraux afin de s’aligner le mieux possible avec l’évolution des objectifs climatiques et d’offrir des signaux d’investissement cohérents. Étant donné la portée nationale du règlement et sa compatibilité avec les systèmes provinciaux existants, le règlement ne devrait pas poser d’obstacles au commerce interprovincial des combustibles fossiles ou à faible IC.

Les participants peuvent créer et accumuler des unités de conformité pour les mesures qui respectent les exigences réglementaires actuelles des gouvernements fédéral et provinciaux pour les combustibles renouvelables et le RLCFRR de la Colombie-Britannique. En ce qui a trait aux projets de réduction des émissions de GES, le règlement reconnaît l’admissibilité à la création d’unités de conformité des projets suivants qui réduisent l’IC des combustibles fossiles :

Les projets qui permettent la création d’unités de conformité en vertu des systèmes de tarification de la pollution par le carbone des gouvernements fédéral, provinciaux ou territoriaux.
Les projets qui respectent les critères pour la réduction de l’IC des combustibles fossiles le long du cycle de vie (la catégorie de conformité 1) et qui créent des crédits en vertu du RLCFRR de la Colombie-Britannique, comme le traitement conjoint des biobruts dans une raffinerie.

Le règlement offre des occasions de création d’unités de conformité, même si un projet donné crée des crédits dans un autre programme (par exemple des programmes de crédits compensatoires fédéraux ou provinciaux). Toutefois, il est important de souligner que différents programmes pourraient décider de ne pas accorder de crédits pour les mêmes mesures. Les intervenants qui veulent obtenir des précisions à ce sujet devraient communiquer avec les responsables des programmes qui les intéressent pour déterminer si la création d’unités de conformité au titre du règlement rendra le projet inadmissible à ce programme particulier.

Des méthodes de quantification conçues pour les unités de conformité de la catégorie de conformité 1 sont disponibles et seront mises à jour par le Ministère. De nouvelles méthodes de quantification seront élaborées par une équipe d’experts techniques, notamment des représentants du Ministère, et seront examinées par un comité consultatif élargi qui comprend des intervenants de l’industrie, du milieu universitaire, d’autres experts techniques, etc. L’élaboration de nouvelles méthodes prendra en compte les méthodes existantes de comptabilisation de réduction des émissions ou les protocoles de compensation existants dans d’autres administrations, notamment les protocoles de compensation dans les provinces et les territoires. Lors de l’élaboration des méthodes de quantification pour le règlement, le Ministère considérera l’harmonisation des méthodes de quantification avec les protocoles de compensation provenant d’autres administrations; toutefois, on s’attend à ce que les approches nationales en matière de quantification soient différentes des méthodes de quantification propres aux provinces ou aux territoires. Le Ministère prendra la décision définitive concernant l’ajout de toute nouvelle méthode de quantification après avoir consulté le comité élargi d’experts techniques.

Justification

Les GES sont les principaux facteurs contribuant aux changements climatiques. L’extraction, le traitement et la combustion des combustibles fossiles comptent parmi les sources les plus importantes d’émissions de GES au Canada. Le Canada a désormais l’intention de réduire les émissions de GES de 40-45 % par rapport aux niveaux de référence de 2005, d’ici 2030 et d’atteindre la cible de zéro émission nette d’ici 2050. Le Canada s’est aussi engagé avec les provinces et les territoires à réduire les GES en vertu du Cadre pancanadien (CPC). Pour atteindre ces objectifs, un certain nombre de mesures de réduction des GES ont été mises en œuvre ou proposées, y compris le règlement.

Le règlement exige des fournisseurs principaux de combustibles liquides fossiles (c’est-à-dire les producteurs et les importateurs) qu’ils réduisent l’IC de l’essence et du diesel qu’ils produisent et importent au Canada de 14 g éq. CO₂/MJ par rapport au niveau d’intensité de 2016, d’ici 2030. Le règlement se veut un outil politique flexible et basé sur le rendement qui réduit l’IC des combustibles fossiles liquides fournis au Canada. Le règlement intègre, mais améliore également le RCR fédéral en permettant une plus grande flexibilité de conformité et en encourageant les combustibles renouvelables et d’autres combustibles qui ont des IC très faibles. Le règlement est également complémentaire à la tarification de la pollution par le carbone, car il fournit un incitatif supplémentaire à réduire les émissions de GES en réduisant l’IC des combustibles liquides, qui sont principalement utilisés dans le secteur des transports, menant à des réductions d’émissions de GES dans les transports qui vont au-delà de ce que la taxation par la pollution sur le carbone pourra générer seule.

Depuis février 2017, le Ministère a mené de vastes séances de consultation auprès des intervenants et des partenaires provinciaux au sujet du règlement. Les intervenants de l’industrie suivants ont participé aux consultations : les producteurs et les fournisseurs de combustibles fossiles, les producteurs et les fournisseurs de combustibles à faible IC, ainsi que les industries à forte intensité d’émissions et les industries exposées au commerce et diverses associations industrielles. Les intervenants qui ne font pas partie de l’industrie comprenaient les provinces, les territoires, les ONGE et des associations représentant les peuples autochtones. Les intervenants ont exprimé une diversité de points de vue avant la publication préalable du règlement. Les ONGE et les intervenants des secteurs de l’énergie à faible IC ont indiqué qu’ils appuyaient le règlement, tandis que certains gouvernements provinciaux et les intervenants du secteur pétrolier et gazier ont exprimé des préoccupations au sujet des coûts de conformité. Le Ministère a apporté un certain nombre de changements à la proposition en réponse aux commentaires reçus.

Le règlement relève de la section des combustibles de la partie 7 de la LCPE (1999). Conformément aux exigences de cette section, le gouverneur en conseil est d’avis qu’il apportera une contribution importante à la prévention ou à la réduction de la pollution de l’air. Les réductions cumulatives d’émissions de GES attribuables au règlement sont estimées, durant la période de 2022 à 2040, être de 151 à 267 mégatonnes d’équivalent dioxyde de carbone (Mt CO₂e), l’estimation centrale étant d’environ 204 Mt.

Pour atteindre ces réductions d’émissions de GES, on estime que le règlement entraînera des coûts pour la société variant de 22,6 à 46,0 milliards de dollars, l’estimation centrale étant de 30,7 milliards de dollars. Par conséquent, les réductions des émissions de GES seront réalisées à un coût pour la société estimé entre 111 $ et 186 $/t d’éq. CO₂, l’estimation centrale étant de 151 $/t d’éq. CO₂. Pour évaluer les résultats de l’estimation centrale, une analyse du seuil de rentabilité a été effectuée, qui compare le coût par tonne du règlement pour la société avec la valeur ministérielle du coût social du carbone (CSC) en 2021 (estimé à 52 $/t d’éq. CO₂), tel qu’il est prescrit par le SCT et avec les estimations plus récemment publiées de la valeur du CSC en 2022, provenant des publications universitaires variant entre 57 $ et 443 $/t d’éq. CO₂. Le CSC actuel pour le Ministère n’a pas été mis à jour depuis 2013 et il est raisonnable de conclure, en analysant les principaux facteurs sous-jacents à ces augmentations dans les estimations récemment publiées dans des articles universitaires concernant le CSC, qu’une mise à jour du CSC ministériel donnera une valeur supérieure à 52 $/t d’éq. CO₂ en 2021. Selon un examen par des pairs et en utilisant la plage des estimations du CSC dans les publications universitaires, il est raisonnable de conclure que les avantages du règlement associés aux réductions des émissions de GES excéderont les coûts.

Le règlement ferait augmenter les coûts de production des fournisseurs principaux, ce qui fera augmenter les prix pour les consommateurs de combustibles fossiles, les ménages et les utilisateurs industriels. Les revenus générés par la création d’unités de conformité rendront les sources d’énergie à faible IC comme l’électricité relativement moins coûteuses, en comparaison. Cela entraînera une réduction de la demande de combustibles fossiles et une augmentation de la demande de sources d’énergie à faible IC, ayant pour résultat de réduire les émissions de GES au Canada. Une analyse macroéconomique a été effectuée pour évaluer l’impact du règlement et de l’effet de la variation des prix relatifs sur les prix sur l’activité économique canadienne et les émissions de GES. Lorsqu’on tient compte de ces effets de prix, il est estimé que le règlement entraînera une baisse du PIB du Canada d’au plus 9,0 milliards de dollars (ou d’au plus 0,3 % du PIB du Canada) de même qu’une réduction d’au plus 26,6 Mt d’émissions de GES en 2030, en utilisant un scénario de limite supérieure où toutes les unités de conformité sont vendues au coût marginal par unité.

Le règlement fonctionne en conjonction avec d’autres politiques fédérales, provinciales et territoriales sur les changements climatiques pour créer un incitatif pour les entreprises à investir dans les technologies et les combustibles novateurs en établissant des cibles de réduction à long terme, prévisibles et rigoureuses. En outre, la nature à long terme du règlement et l’augmentation progressive de l’exigence de la réduction de l’IC entre 2023 et 2030 fourniront plus de temps à la réalisation d’investissements et pourraient donner aux investisseurs la certitude requise pour faire des investissements dans des technologies propres, des installations de production et des infrastructures nécessaires pour une décarbonatation à plus long terme. Le large éventail de stratégies de conformité autorisées en vertu du règlement offre la flexibilité aux fournisseurs de combustibles fossiles de choisir les mesures de conformité les moins coûteuses disponibles. Si le règlement entraîne plus d’innovation à long terme et d’économies d’échelle que ce qui est prévu dans l’estimation présentée dans cette analyse, le règlement pourrait entraîner des avantages plus importants et une baisse des coûts, en particulier sur une période plus longue.

De plus, bon nombre de Canadiens considèrent les changements climatiques comme une question d’importance mondiale qui exigent du Canada qu’il joue un rôle de chef de file pour inviter les autres pays à participer à des mesures collectives pour excéder l’objectif fondamental de l’Accord de Paris, limiter les températures mondiales bien en deçà de 2 °C et poursuivre les efforts pour les limiter à 1,5 °C, en plus d’atteindre la cible de zéro émission nette d’ici 2050. L’engagement du Canada en vertu de l’accord de Paris pour 2030 et l’objectif de zéro émission nette en 2050 nécessitent plusieurs politiques, y compris le règlement. Si le règlement n’est pas mis en œuvre, il faudra alors identifier une stratégie alternative qui pourrait permettre d’atteindre les mêmes réductions d’émissions de GES afin que le Canada dépasse son engagement de 2030 et atteigne sa cible de 2050.

Évaluation environnementale stratégique

Le règlement a été élaboré dans le contexte du Cadre pancanadien. Une évaluation environnementale stratégique (EES) de ce cadre a été réalisée en 2016^{référence 111}. L’EES a conclu que les propositions en vertu du cadre contribueront à la réduction des émissions de GES et sont compatibles avec l’objectif de la Stratégie fédérale de développement durable (SFDD) 2016-2019 visant à prendre des mesures efficaces pour contrer les changements climatiques^{référence 112}.

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

La création d’unités de conformité peut être admissible à partir de l’enregistrement du règlement. Les exigences de réduction des émissions de l’essence et du diesel commenceront à s’appliquer aux fournisseurs principaux en juillet 2023. Le Ministère communiquera de manière proactive avec les fournisseurs principaux connus, les créateurs volontaires potentiels d’unités de conformité et les associations industrielles de ces secteurs pour faire en sorte que le plus grand nombre de participants possibles soient informés de la publication du règlement, des exigences en matière de production de rapports et des échéances importantes.

Mise en œuvre et conformité

La mise en œuvre commencera dès l’enregistrement du règlement et se poursuivra tout au long de la durée du programme, en évoluant pour s’adapter aux changements du marché et des technologies. Un processus rigoureux de vérification de la conformité, s’appuyant sur des rapports et des renseignements consignés, sera mis en place pour surveiller la création d’unités de conformité, le respect des exigences de réduction des émissions et le système d’échange des unités de conformité. Les activités de conformité visent à sensibiliser la collectivité réglementée et à l’aider à atteindre un niveau élevé de conformité globale le plus tôt possible au cours du processus de mise en œuvre du règlement. Un nombre important de services à la clientèle est nécessaire pour élaborer des documents de promotion de la conformité et répondre aux demandes de renseignements. En outre, les exigences énoncées dans le règlement sont conçues pour être toujours d’actualité et s’adapter rapidement à l’évolution des marchés et des technologies grâce aux méthodes de quantification et au modèle ACV des combustibles, qui sont maintenus à l’extérieur du règlement et ne nécessitent donc pas de modification du règlement pour être modifiés.

Sensibilisation des parties réglementées

La mobilisation se poursuivra et devra rester réactive tout au long de la mise en œuvre, en particulier lors des premières années, alors que les parties réglementées doivent s’enregistrer en vertu du règlement et auront besoin d’orientation. Il s’agira notamment de répondre aux demandes de renseignements et de mener régulièrement des activités de promotion de la conformité (par exemple séances d’information, ateliers et formation) pour s’assurer que les exigences du règlement sont bien comprises. Des documents de promotion de la conformité, tels que des pages Web, des lignes directrices et des foires aux questions (FAQ), seront élaborés.

Élaboration et examen de méthodes de quantification pour les projets de réduction des émissions de GES

De nouvelles méthodes de quantification seront élaborées au fur et à mesure de l’adoption de nouvelles technologies et de la réalisation de nouveaux types de projets dans le secteur des hydrocarbures. Les méthodes de quantification sont élaborées par le Ministère ou une équipe d’experts techniques qui comprend des représentants du Ministère. Le processus d’élaboration implique des consultations avec les intervenants de l’industrie, le milieu universitaire, les provinces et d’autres experts techniques. Les méthodes de quantification actuelles peuvent être examinées lorsqu’un type de projet n’est plus considéré comme additionnel, notamment lorsqu’une nouvelle loi est mise en œuvre ou qu’une loi existante est modifiée, ce qui a une incidence sur les activités associées aux méthodes de quantification.

Élaboration et mise en œuvre d’une plateforme en ligne pour la production de rapports

Le Système de création et de suivi des crédits du Règlement sur les combustibles propres (SCSC) est le système de technologie de l’information qui supporte le règlement. Le système comportera les éléments suivants : enregistrement de toutes les parties réglementées, demandes relatives aux projets et aux valeurs d’IC, systèmes de production de rapports pour l’ensemble des parties réglementées et des organismes de vérification tiers, et facilitation du système de création et de suivi des unités de conformité. Des formations sur le SCSC pour le RCP seront offertes aux parties réglementées.

Modèle ACV des combustibles

Le Modèle d’analyse du cycle de vie (ACV) des combustibles du gouvernement du Canada, élaboré par le Ministère, appuie la mise en œuvre du règlement. Le modèle ACV des combustibles est utilisé dans les trois catégories de conformité pour déterminer les valeurs d’IC propres à chaque installation en ce qui concerne les combustibles à faible IC, les apports matériels et les sources d’énergie. Un Comité consultatif technique des intervenants (CCTI) fournit des conseils et un soutien au Ministère sous la forme de recommandations techniques portant sur la mise au point et le maintien du Modèle ACV des combustibles. Le CCTI est composé de membres de l’industrie, du milieu universitaire, du gouvernement du Canada et d’ONGE qui possèdent une expertise dans les domaines des inventaires sur le cycle de vie, des études d’impact sur le cycle de vie ou de la quantification des émissions de GES.

Critères liés à l’utilisation des terres et à la biodiversité

On procédera à des examens des demandes de reconnaissance législative de juridictions internationales portant sur les critères liés à l’utilisation des terres et à la biodiversité, et on mènera des activités de surveillance et d’examen des cadres législatifs et de la durabilité des charges d’alimentation des biocombustibles pour déterminer leur admissibilité continue à la création d’unités de conformité.

Examen et approbation des demandes et des rapports trimestriels et annuels

Les demandes et les rapports seront examinés au fur et à mesure de leur disponibilité pour garantir la conformité au règlement. L’examen des demandes et des rapports servira à orienter les activités de promotion de la conformité et ces activités seront adaptées en fonction des analyses de conformité ou si des difficultés imprévues en matière de conformité se présentent. Au fur et à mesure que la collectivité réglementée se familiarisera avec les exigences du règlement, il est prévu que les activités de promotion de la conformité soient réduites à un niveau de maintien.

Programme d’assurance de la qualité pour le programme de vérification et de certification par des tiers

Le règlement exige que les demandes et les rapports soient vérifiés par un tiers. Les parties réglementées devront obtenir un rapport produit par un organisme de vérification tiers accrédité, qui indiquera si les renseignements soumis sont exhaustifs, conformes aux exigences du règlement, et si les unités de conformité et les obligations sont exactes et exemptes d’erreurs importantes. Un programme d’accréditation des organismes de vérification tiers est en cours d’élaboration en collaboration avec les organismes d’accréditation.

Examen du règlement

Compte tenu de l’évolution constante de la dynamique de marché et des possibilités liées à la création d’unités de conformité, le Ministère surveillera et examinera les conditions de marché de façon continue. On procédera à un examen du règlement conformément aux pratiques habituelles du Ministère et à la Directive du Cabinet sur la réglementation. Cet examen s’achèvera cinq ans après l’entrée en vigueur du règlement et comportera un examen des dispositions sur les limites d’IC et des possibilités liées à la création d’unités de conformité.

Application de la loi

Étant donné que le règlement est pris en vertu de la LCPE, les agents chargés de l’application de la loi appliqueraient la Politique d’observation et d’application de la LCPE lors des vérifications de la conformité. La Politique établit l’éventail des mesures d’application possibles en cas d’infractions présumées. Si un agent chargé de l’application de la loi constate une infraction présumée à la suite d’une inspection ou d’une enquête, il doit choisir la mesure d’application de la loi appropriée en fonction de la Politique. Le règlement apporte également des modifications connexes au Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement (RPAE). Cela permettra aux agents chargés de l’application de la loi d’infliger une sanction administrative pécuniaire (SAP) au titre de certaines infractions au règlement. Les SAP sont des pénalités qui visent à dissuader financièrement les contrevenants de ne pas se conformer aux exigences législatives, et complètent les mesures existantes en matière d’application de la loi. Le RPAE précise également la méthode utilisée pour calculer le montant des SAP, notamment les montants de base des sanctions correspondant aux différents types d’infractions et de contrevenants, ainsi que les facteurs aggravants qui, le cas échéant, sont susceptibles de faire augmenter le montant de la sanction.

Personnes-ressources

Paola Mellow
Directrice exécutive
Division des combustibles à faible intensité en 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.cfsncp.ec@canada.ca

Matthew Watkinson
Directeur
Division de l’analyse réglementaire et du choix d’instrument
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

Règlement sur les combustibles propres : DORS/2022-140

TABLE ANALYTIQUE

Règlement sur les combustibles propres

Définitions et interprétation

Application

Exigences pour les combustibles liquides

Limites d’intensité en carbone

Exigence de réduction

Enregistrement comme fournisseur principal

Unités de conformité

Utilisation

Création

Réduction des émissions de CO2e

Création d’unités de conformité provisoires

Enregistrement comme créateur enregistré

Comptes des unités de conformité

Projet de réduction des émissions de CO2e

Remplacement de l’utilisation de combustibles fossiles

Critères d’utilisation des terres et critères de biodiversité pour les combustibles à faible intensité en carbone

Détermination de l’intensité en carbone

Combustibles à faible intensité en carbone

Combustibles ou autres sources d’énergie pour les véhicules

Mécanisme de cession des unités de conformité

Règles générales

Cession à la création des unités de conformité

Marché de compensation des unités de conformité

Programme enregistré de financement des réductions des émissions

Rapports

Vérification

Exigence de vérification

Exigences relatives à l’organisme de vérification

Normes applicables

Excédent d’unités de conformité

Mesure, rapports électroniques et consignation

Mesure

Rapports électroniques

Consignation et conservation des renseignements

Dispositions transitoires

Modifications corrélatives

Abrogation

Entrée en vigueur

Règlement sur les combustibles propres

Définitions et interprétation

Application

Exigences pour les combustibles liquides

Limites d’intensité en carbone

Exigence de réduction

Enregistrement comme fournisseur principal

Unités de conformité

Utilisation

Création

Réduction des émissions de CO2e

Création d’unités de conformité provisoires

Enregistrement comme créateur enregistré

Comptes des unités de conformité

Projet de réduction des émissions de CO2e

Remplacement de l’utilisation de combustibles fossiles

Critères d’utilisation des terres et critères de biodiversité pour les combustibles à faible intensité en carbone

Détermination de l’intensité en carbone

Combustibles à faible intensité en carbone

Combustibles ou autres sources d’énergie pour les véhicules

Mécanisme de cession des unités de conformité

Règles générales

Cession à la création des unités de conformité

Marché de compensation des unités de conformité

Programme enregistré de financement des réductions des émissions

Rapports

Vérification

Exigence de vérification

Exigences relatives à l’organisme de vérification

Normes applicables

Excédent d’unités de conformité

Mesure, rapports électroniques et consignation

Mesure

Rapports électroniques

Consignation et conservation des renseignements

Dispositions transitoires

Modifications corrélatives

Règlement sur les carburants renouvelables

Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement

Réduction des émissions de CO₂e

Projet de réduction des émissions de CO₂e

Réduction des émissions de CO₂e

Projet de réduction des émissions de CO₂e

Contenu de la demande de reconnaissance d’un projet de réduction des émissions de CO₂e