La Gazette du Canada, Partie I, volume 155, numéro 51 : Avis concernant la déclaration des gaz à effet de serre (GES) pour 2021

Le 18 décembre 2021

SUPPLÉMENT Vol. 155, n^o 51

Gazette du Canada

Partie I

OTTAWA, LE SAMEDI 18 DÉCEMBRE 2021

MINISTÈRE DE L’ENVIRONNEMENT

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

Avis concernant la déclaration des gaz à effet de serre (GES) pour 2021

Avis est par les présentes donné, conformément au paragraphe 46(1) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [ci-après appelée la Loi], en ce qui a trait aux émissions de gaz à effet de serre (GES) mentionnées à l’annexe 1 du présent avis et afin d’effectuer des recherches, d’établir un inventaire de données, des objectifs et des codes de pratiques, de formuler des directives, de déterminer l’état de l’environnement ou de faire rapport sur cet état, que toute personne exploitant une installation décrite à l’annexe 3 du présent avis durant l’année civile 2021 et disposant de l’information décrite aux annexes 4 à 18 du présent avis, ou pouvant normalement y avoir accès, doit communiquer cette information au ministre de l’Environnement au plus tard le 1^er juin 2022.

Les personnes visées par cet avis doivent soumettre les informations exigées par cet avis par le biais du système de guichet unique d’Environnement et Changement climatique Canada (ECCC). Les demandes concernant cet avis peuvent être adressées à l’adresse suivante :

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

Le présent avis s’applique à l’année civile 2021. Conformément au paragraphe 46(8) de la Loi, toute personne visée par cet avis doit conserver une copie des renseignements exigés, de même que les calculs, les mesures et les autres données sur lesquels sont fondés les renseignements, à l’installation à laquelle ces renseignements, calculs, mesures et autres données se rapportent ou à la société mère de l’installation située au Canada, pour une période de trois ans à partir de la date à laquelle l’information doit être communiquée. Dans le cas où une personne choisit de conserver les renseignements exigés par le présent avis, ainsi que les calculs, les mesures et les autres données, à la société mère de l’installation située au Canada, cette personne doit informer le ministre de l’adresse municipale de cette société mère.

Si une personne qui exploite une installation faisant l’objet d’une déclaration en réponse à l’Avis concernant la déclaration des gaz à effet de serre (GES) pour 2020 juge que l’installation ne répond pas aux critères énoncés à l’annexe 3 du présent avis, elle devra informer le ministre de l’Environnement que ladite installation ne répond pas à ces critères au plus tard le 1^er juin 2022.

Le ministre de l’Environnement prévoit publier les renseignements concernant les émissions totales de gaz à effet de serre par gaz et par installation qui seront communiqués en réponse au présent avis. En vertu de l’article 51 de la Loi, toute personne qui fournit des renseignements en réponse au présent avis peut présenter, avec ceux-ci et en respectant la date limite de dépôt, une demande écrite de traitement confidentiel de ces renseignements pour les motifs énoncés à l’article 52 de la Loi. Les personnes qui demandent un traitement confidentiel de leurs renseignements doivent indiquer sur quels motifs de l’article 52 de la Loi se fonde leur demande. Toutefois, le ministre pourrait, conformément au paragraphe 53(3) de la Loi, décider de divulguer les renseignements communiqués en réponse au présent avis.

Toute personne visée par le présent avis doit s’y conformer. Quiconque ne se conforme pas aux exigences du présent avis sera passible d’une peine en vertu des dispositions de la Loi qui s’appliquent à l’infraction.

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

ANNEXE 1

Gaz à effet de serre

Tableau 1 : Gaz à effet de serre visés par la déclaration obligatoire
	Gaz à effet de serre	Formule	Numéro d’enregistrement CAS^{note a du tableau a1}	Potentiel de réchauffement planétaire (PRP) sur 100 ans^{note b du tableau a1}
1.	Dioxyde de carbone	CO₂	124-38-9	1
2.	Méthane	CH₄	74-82-8	25
3.	Oxyde de diazote	N₂O	10024-97-2	298
4.	Hexafluorure de soufre	SF₆	2551-62-4	22 800
5.	HFC-23	CHF₃	75-46-7	14 800
6.	HFC-32	CH₂F₂	75-10-5	675
7.	HFC-41	CH₃F	593-53-3	92
8.	HFC-43-10mee	C₅H₂F₁₀	138495-42-8	1 640
9.	HFC-125	C₂HF₅	354-33-6	3 500
10.	HFC-134	C₂H₂F₄ (structure : CHF₂CHF₂)	359-35-3	1 100
11.	HFC-134a	C₂H₂F₄ (structure : CH₂FCF₃)	811-97-2	1 430
12.	HFC-143	C₂H₃F₃ (structure : CHF₂CH₂F)	430-66-0	353
13.	HFC-143a	C₂H₃F₃ (structure : CF₃CH₃)	420-46-2	4 470
14.	HFC-152a	C₂H₄F₂ (structure : CH₃CHF₂)	75-37-6	124
15.	HFC-227ea	C₃HF₇	431-89-0	3 220
16.	HFC-236fa	C₃H₂F₆	690-39-1	9 810
17.	HFC-245ca	C₃H₃F₅	679-86-7	693
18.	Perfluorométhane	CF₄	75-73-0	7 390
19.	Perfluoroéthane	C₂F₆	76-16-4	12 200
20.	Perfluoropropane	C₃F₈	76-19-7	8 830
21.	Perfluorobutane	C₄F₁₀	355-25-9	8 860
22.	Perfluorocyclobutane	c-C₄F₈	115-25-3	10 300
23.	Perfluoropentane	C₅F₁₂	678-26-2	9 160
24.	Perfluorohexane	C₆F₁₄	355-42-0	9 300
Note(s) du tableau a1 Note a du tableau a1 Le numéro d’enregistrement du Chemical Abstracts Service (NE CAS) est la propriété de l’American Chemical Society. Toute utilisation ou redistribution, sauf si elle sert à répondre aux besoins législatifs ou si elle est nécessaire pour les rapports destinés au gouvernement du Canada lorsque des renseignements ou des rapports sont exigés par la loi ou une politique administrative, est interdite sans l’autorisation écrite préalable de l’American Chemical Society. Retour à la note a du tableau a1 Note b du tableau a1 Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques. (CCNUCC), 2014. FCCC/CP/2013/10/Add.3. Décision 24/CP.19. Révision des Directives de la CCNUCC pour la notification des inventaires annuels des Parties visées à l’annexe I de la Convention, novembre 2013. Retour à la note b du tableau a1

ANNEXE 2

Définitions

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

« biomasse »: Plantes ou matières végétales, déchets d’origine animale ou tout produit qui en est dérivé, notamment le bois et les produits de bois, le charbon, les résidus agricoles, la matière organique d’origine biologique dans les déchets urbains et industriels, les gaz d’enfouissement, les bioalcools, la liqueur noire, les gaz de digestion des boues, les huiles d’origine animale ou végétale. (biomass)
« capture de CO₂ »: Capture de CO₂ à une installation intégrée qui serait autrement rejeté dans l’atmosphère. (CO₂ capture)
« CO₂ récupéré »: CO₂ récupéré ou capturé dans une installation de production d’hydrogène qui serait normalement utilisé en aval dans d’autres industries manufacturières dans la production sur place ou expédié aux fins de stockage permanent. (CO₂ recovered)
« émissions »: Rejets directs vers l’atmosphère provenant de sources situées sur les lieux de l’installation. (emissions)
« émissions associées à l’utilisation de produits industriels »: Rejets provenant de l’utilisation d’un produit dans un procédé industriel, qui n’est pas associé à une réaction chimique ou physique et qui ne réagit pas dans le cadre du procédé. Cela comprend les rejets provenant de l’utilisation de SF₆, de HFC et de PFC comme gaz de couverture et les rejets provenant de l’utilisation de HFC et de PFC pour le moussage de la mousse. Ne comprend pas les émissions des PFC et HFC utilisés dans les systèmes de réfrigération et de climatisation, la production de semi-conducteurs, l’extinction d’incendie, les solvants, les aérosols ni les émissions de SF₆ utilisé dans la protection contre les explosions, la détection de fuites, les applications électroniques et l’extinction d’incendie. (industrial product use emissions)
« émissions d’évacuation »: Rejets contrôlés d’un gaz de procédé ou d’un gaz résiduel, y compris les rejets de CO₂ associés à la capture, au transport, à l’injection et au stockage de carbone. Cela comprend les rejets associés à la production d’hydrogène (associés à la production et au traitement de combustibles fossiles), les émissions de gaz de cuvelage, de gaz associé à un liquide (ou gaz en solution), de gaz de traitement, de stabilisation ou d’échappement des déshydrateurs, de gaz de couverture ainsi que les émissions des dispositifs pneumatiques utilisant le gaz naturel comme fluide de travail, de démarrage des compresseurs, des pipelines et d’autres systèmes de purge sous pression, et des boucles de contrôle des stations de mesure et de régulation. (venting emissions)
« émissions de CO₂ provenant de la décomposition de la biomasse »: Rejets de CO₂ résultant de la décomposition aérobie et de la fermentation de la biomasse. (CO₂ emissions from biomass decomposition)
« émissions de combustion stationnaire de combustible »: Rejets provenant de sources de combustion stationnaires, où la combustion de combustibles sert à produire de l’énergie ou du travail utile. Cela comprend les rejets provenant de la combustion de combustibles résiduaires pour produire de la chaleur utile ou du travail. (stationary fuel combustion emissions)
« émissions de torchage »: Rejets contrôlés de gaz au cours d’activités industrielles résultant de la combustion d’un flux gazeux ou liquide produit sur le site à des fins autres que la production de chaleur ou de travail utile. De tels rejets peuvent provenir de l’incinération de déchets du pétrole, des systèmes de prévention des émissions dangereuses (en mode pilote ou actif), des essais de puits, d’un réseau collecteur du gaz naturel, de l’exploitation d’une installation de traitement du gaz naturel, de la production de pétrole brut, de l’exploitation de pipelines, du raffinage du pétrole, de la production d’engrais chimique, ainsi que de la production d’acier. (flaring emissions)
« émissions des déchets »: Rejets provenant de l’élimination de déchets à l’installation, y compris, sans s’y limiter, les rejets provenant de l’enfouissement des déchets solides, du torchage des gaz d’enfouissement et de l’incinération des déchets ou des boues d’épuration. Ne comprend pas les émissions dues à la combustion de combustibles résiduaires pour produire de la chaleur ou du travail utile ni les émissions de CO₂ produites par la combustion de biomasse. (waste emissions)
« émissions des eaux usées »: Rejets provenant des eaux usées et du traitement des eaux usées à l’installation. Cela comprend, mais sans s’y limiter, les émissions issues du torchage des gaz captés provenant du traitement des eaux usées. Ne comprend pas les émissions de CO₂ produites par la combustion de biomasse ou par l’incinération des boues d’épuration (voir la définition de « émissions des déchets »). (wastewater emissions)
« émissions dues aux fuites »: Rejets accidentels et les fuites de gaz provenant de la production et du traitement des combustibles fossiles; du transport et de la distribution; des batteries de fours à coke pour le fer et l’acier; de la capture, du transport, de l’injection et du stockage (infrastructure) de CO₂. (leakage emissions)
« émissions fugitives »: Rejets provenant de l’évacuation, du torchage ou de fuites de gaz venant de la production et de la transformation de combustibles fossiles; de fours à coke pour le fer et l’acier; des installations de capture, de transport, d’injection et de stockage de CO₂. (fugitive emissions)
« émissions liées au transport sur le site »: Rejets provenant de la machinerie utilisée pour le transport ou le déplacement sur le site de substances, de matières, d’équipement ou de produits entrant dans le procédé de production à une installation intégrée. Cela comprend les rejets par les véhicules sans permis pour une utilisation sur la voie publique. (on-site transportation emissions)
« émissions liées aux procédés industriels »: Rejets provenant d’un procédé industriel comportant des réactions chimiques ou physiques, et dont le but premier est de produire un produit, plutôt que de la chaleur ou du travail utile. Ne comprend pas l’évacuation provenant de la production d’hydrogène associée à la production et à la transformation de combustibles fossiles. (industrial process emissions)
« équivalent en dioxyde de carbone (éq. CO₂) »: Unité de mesure utilisée pour faire la comparaison des gaz à effet de serre dont le potentiel de réchauffement planétaire (PRP) est différent^{référence 1}. [carbon dioxide equivalent (CO₂ eq.)]
« Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 »: Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada, publié par Environnement et Changement climatique Canada, 2021. (Canada’s 2021 Greenhouse Gas Quantification Requirements)
« exploitation minière »: L’extraction, l’enrichissement ou toute autre préparation de minéraux métalliques et non métalliques, y compris le charbon. (mining)
« fuites en surface »: Émissions de CO₂ provenant des formations géologiques servant au stockage à long terme du CO₂. (surface leakage)
« gazoducs »: Tous les gazoducs appartenant à un propriétaire unique ou exploités par un exploitant unique dans une province ou un territoire qui assurent le transport ou la distribution du CO₂ ou du gaz naturel transformé, ainsi que toutes les installations connexes, y compris les ensembles de mesure et les installations de stockage, mais à l’exception des usines de chevauchement ou autres installations de transformation. (pipeline transportation system)
« GES »: Gaz à effet de serre mentionnés dans la colonne 1 du Tableau 1 de l’Annexe 1. (GHGs)
« HFC »: Hydrofluorocarbures mentionnés aux articles 5 à 17 de la colonne 1 du Tableau 1 de l’Annexe 1. (HFCs)
« injection de CO₂ »: Injection de CO₂ capturé dans un site de stockage géologique à long terme ou dans le cadre d’une opération de récupération de combustible fossile améliorée. (CO₂ injection)
« installation »: Installation intégrée, réseau de transport par pipeline, installation extracôtière. (facility)
« installation extracôtière »: Plateforme de forage, plateforme ou navire de production extracôtiers, ou installation sous-marine qui sont rattachés ou fixés au plateau continental du Canada et servant à l’exploitation pétrolière ou gazière. (offshore installation)
« installation intégrée »: Tous les bâtiments, équipements, structures, engins de transport sur place et éléments stationnaires situés sur un seul site, sur plusieurs sites, ou répartis entre plusieurs sites qui appartiennent à la même personne (ou aux mêmes personnes) ou sont exploités par elle(s) et qui fonctionnent comme un seul site intégré. Les « installations intégrées » excluent les voies publiques. (integrated facility)
« Lignes directrices 2006 du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre »: Lignes directrices 2006 du GIEC pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre, préparées par le Programme pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre. [2006 Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) Guidelines]
« MSC »: Matière soluble dans le cyclohexane. (CSM)
« numéro d’enregistrement CAS »: Numéro d’enregistrement du Chemical Abstracts Service. (CAS Registry Number)
« opération améliorée de récupération des combustibles fossiles »: Récupération améliorée de pétrole, de gaz naturel ou de méthane de houille. (enhanced fossil fuel recovery operation)
« PFC »: Perfluorocarbures mentionnés aux articles 18 à 24 de la colonne 1 du Tableau 1 de l’Annexe 1. (PFCs)
« production d’acide nitrique »: Utilisation d’un ou de plusieurs circuits pour produire de l’acide nitrique faible d’une concentration de 30 à 70 %. Un circuit d’acide nitrique produit de l’acide nitrique faible par oxydation catalytique de l’ammoniac, suivie de l’absorption des oxydes d’azote par l’eau. Les gaz résiduaires de l’absorbeur contiennent des oxydes d’azote non absorbés, y compris des émissions d’oxydes nitreux qui peuvent être réduites par des technologies de réduction. (nitric acid production)
« production d’aluminium »: Procédés primaires utilisés pour fabriquer de l’aluminium à partir d’alumine, comprenant l’électrolyse dans les cuves à anodes précuites et cellules d’électrolyse de Søderberg, la cuisson d’anodes et de cathodes pour les cuves à anodes précuites et la calcination de coke vert. (aluminium production)
« production d’ammoniac »: Procédés par lesquels l’ammoniac est fabriqué à partir d’une matière première d’origine fossile produite par reformage à la vapeur d’un hydrocarbure. Cela comprend également les procédés où l’ammoniac est fabriqué par gazéification de matières premières solides et liquides. (ammonia production)
« production d’éthanol »: Procédés qui produisent de l’éthanol à partir de céréales pour l’utilisation dans des applications industrielles ou comme carburant. (ethanol production)
« production d’hydrogène »: Procédés qui produisent de l’hydrogène gazeux par reformage à la vapeur d’hydrocarbures, oxydation partielle d’hydrocarbures ou une autre transformation de matières premières à base d’hydrocarbures. Cette activité peut se produire dans les usines de valorisation du bitume, les raffineries de pétrole, les usines chimiques, les usines d’engrais, les unités autonomes de production de gaz industriel et ailleurs, au besoin, pour la purification ou la synthèse de substances. (hydrogen production)
« production de chaux »: Tous les procédés utilisés pour fabriquer un produit à base de chaux par calcination de calcaire ou d’autres matériaux calcaires. (lime production)
« production de ciment »: Tout procédé utilisé pour la fabrication de divers types de ciment : portland, portland ordinaire, maçonnerie, pouzzolanique ou autres ciments hydrauliques. (cement production)
« production de fer et d’acier »: Procédés de production primaire de fer et d’acier, les procédés secondaires de production d’acier, les procédés de production de fer, les procédés de production de batteries de fours à coke, les procédés de cuisson de boulettes de fer et les procédés avec poudre de fer et d’acier. (iron and steel production)
« production de métaux communs »: Procédés de production primaires et secondaires utilisés pour récupérer le cuivre, le nickel, le zinc, le plomb et le cobalt. La production primaire comprend la fusion ou l’affinage des métaux communs à partir de matières premières provenant principalement de minerais. Les procédés de production secondaire comprennent la récupération des métaux communs à partir de diverses matières premières, notamment les métaux recyclés. Les activités liées à ces procédés peuvent comprendre l’élimination des impuretés à l’aide de flux de réactifs carbonatés, l’utilisation d’agents réducteurs pour extraire les métaux ou nettoyer le laitier, et la consommation d’électrodes de carbone. (base metal production)
« production de pâtes et papiers »: Séparation des fibres de cellulose des autres matières dans les sources de fibres pour produire de la pâte, du papier et des produits du papier. Cela comprend la transformation du papier en produits de carton ou l’utilisation de procédés de couchage ou de contrecollage. (pulp and paper production)
« production et transformation de combustibles fossiles »: L’exploration, l’extraction, la transformation (raffinage, valorisation), la transmission, le stockage et l’utilisation des combustibles de pétrole solide, liquide ou gazeux, de charbon ou de gaz naturel ou de tout autre combustible provenant de ces sources. (fossil fuel production and processing)
« PRP »: Potentiel de réchauffement planétaire. (GWP)
« raffinage de pétrole »: Procédés servant à produire de l’essence, des substances aromatiques, du kérosène, du mazout distillé, du mazout résiduel, des lubrifiants, de l’asphalte ou d’autres produits par le raffinage du pétrole brut ou par la redistillation, le craquage, le réaménagement ou le reformage de dérivés de pétrole non finis. Cela comprend les unités de craquage catalytique; les unités de cokéfaction en lit fluidisé; les unités de cokéfaction retardée; les unités de reformage catalytique; les unités de calcination du coke; les opérations de soufflage d’asphalte; les systèmes de purge; les réservoirs de stockage; les composants d’équipement de traitement (c’est-à-dire compresseurs, pompes, valves et soupapes, dispositifs de protection contre la surpression, brides et connecteurs) dans le secteur du gaz; les opérations de chargement des navires, des barges, des camions-citernes et autres opérations similaires; les unités de torchage; les usines de récupération du soufre et les usines d’hydrogène non marchand qui sont la propriété ou sous le contrôle direct du propriétaire et de l’exploitant de la raffinerie. Cela ne comprend pas les installations qui distillent uniquement le contaminat des pipelines ou qui produisent des lubrifiants, des pavages d’asphalte, des toitures d’asphalte et d’autres matériaux saturés utilisant des produits de pétrole déjà raffinés. (petroleum refining)
« SCIAN »: Système de classification des industries de l’Amérique du Nord. (NAICS)
« SMECE »: Systèmes de mesure et enregistrement en continu des émissions. (CEMS)
« société déclarante »: Personne physique ou morale exploitant une ou plusieurs installations atteignant le seuil de déclaration défini à l’annexe 3 du présent avis. (reporting company)
« sources de combustion stationnaires »: Dispositifs qui brûlent des combustibles solides, liquides, gazeux ou résiduaires afin de produire de la chaleur ou du travail utile. Cela comprend les chaudières, les groupes électrogènes, les unités de cogénération, les turbines à combustion, les moteurs, les incinérateurs, les appareils de chauffage industriels et tout autre dispositif de combustion stationnaire. Ne comprend pas les fusées éclairantes. (stationary fuel combustion sources)
« stockage de CO₂ »: Stockage de CO₂ injecté dans un site de stockage géologique à long terme. (CO₂ storage)
« système de transport de CO₂ »: Système utilisant n’importe quel mode pour transporter du CO₂ capturé. (CO₂ transport system)
« Systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions »: Équipement d’échantillonnage, de traitement et d’analyse des émissions ou des paramètres d’exploitation et d’enregistrement des données. (Continuous Emission Monitoring Systems)
« tonnes anhydres »: Biomasse solide qui ne contient aucune humidité (0 %). (bone-dry tonnes)
« unité de cogénération »: Dispositif de combustion de combustibles qui génère simultanément de l’électricité et de la chaleur ou de la vapeur. (cogeneration unit)
« unité de production d’électricité »: Tout dispositif qui brûle du combustible solide, liquide ou gazeux dans le but de produire de l’électricité soit pour être vendue, soit pour être utilisée sur place. Cela comprend les unités de cogénération. Cela ne comprend pas les génératrices portables ou de secours (moins de 50 kW de capacité selon la plaque signalétique ou celles qui génèrent moins de 2 MWh durant l’année de déclaration). (electricity generating unit)

ANNEXE 3

Critères de déclaration

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

a) une installation qui émet 10 000 tonnes d’équivalent de dioxyde de carbone ou plus (le « seuil de déclaration ») de GES au cours de l’année civile 2021;
b) une installation qui émet 10 000 tonnes d’équivalent de dioxyde de carbone ou plus (le « seuil de déclaration ») de GES au cours de l’année civile 2021, et qui répond aux deux critères énumérés dans les sous-alinéas (i) et (ii) ci-dessous :
- (i) L’installation est classifiée selon l’un des codes du Système de classification des industries de l’Amérique du Nord (SCIAN) suivants :
  - 212
  - 221112
  - 221119
  - 221330
  - 322
  - 324110
  - 324121
  - 325120
  - 325190
  - 325313
  - 327310
  - 327410
  - 331110
  - 331313
  - 331410
- (ii) L’installation exerce l’une des activités suivantes :
  - a. l’exploitation minière,
  - b. la production d’éthanol,
  - c. la production de chaux,
  - d. la production de ciment,
  - e. la production d’aluminium,
  - f. la production de fer et d’acier,
  - g. la production d’électricité et de chaleur,
  - h. la production d’ammoniac,
  - i. la production d’acide nitrique,
  - j. la production d’hydrogène,
  - k. le raffinage du pétrole,
  - l. la production de pâtes et papiers,
  - m. la production de métaux communs;
c) une installation qui s’est livrée à la capture de CO₂, au transport de CO₂, à l’injection de CO₂ ou au stockage de CO₂ au cours de l’année civile 2021.

2. Quiconque exploite une installation décrite dans le présent avis doit déterminer si l’installation atteint ou dépasse le seuil de déclaration mentionné à l’un des alinéas 1a) ou b) en utilisant l’équation ci-dessous et en suivant les étapes décrites aux alinéas 2a) à 2c) :

Émissions totales (en éq. CO₂) = ∑₁ⁱ(E_CO2 × PRP_CO2)_i + ∑₁ⁱ(E_CH4 × PRP_CH4)_i + ∑₁ⁱ(E_N2O × PRP_N2O)_i + ∑₁ⁱ(E_HFC × PRP_HFC)_i + ∑₁ⁱ(E_PFC × PRP_PFC)_i + ∑₁ⁱ(E_SF6 × PRP_SF6)_i

Où :

E =

émissions totales d’un GES particulier, provenant de l’ensemble des activités à l’installation, au cours de l’année civile 2021, exprimées en tonnes

PRP =

potentiel de réchauffement planétaire du GES particulier

i =

chaque source d’émission

a) déterminer la quantité d’éq. CO₂ en multipliant le PRP d’un GES particulier par la quantité du GES particulier (comme le montre l’équation ci-dessus);
b) exclure les émissions de CO₂ résultant de la combustion de la biomasse dans la détermination des émissions totales;
c) exclure les émissions de CO₂ résultant de la décomposition de la biomasse dans la détermination des émissions totales.

3. Quiconque exploite une installation qui se livre à plus d’une activité visée à l’alinéa 1b) doit communiquer séparément les émissions pour chaque activité, mais doit déterminer si l’installation atteint ou dépasse le seuil de déclaration en additionnant les émissions de l’ensemble des activités exercées à l’installation.

4. Si la personne qui exploite une installation visée à l’article 1 change au cours de l’année civile 2021, l’exploitant de l’installation au 31 décembre 2021 doit se conformer au présent avis pour l’année civile 2021. Si l’exploitation de l’installation prend fin au cours de l’année civile 2021, le dernier exploitant de l’installation se conforme au présent avis pour la partie de l’année pendant laquelle l’exploitation a eu lieu.

ANNEXE 4

Informations administratives à communiquer

1. Quiconque exploite une installation visée à l’annexe 3 du présent avis doit, pour chaque installation, communiquer les renseignements qui suivent :

a) la dénomination sociale et commerciale de la société déclarante, son numéro d’entreprise fédéral attribué par l’Agence du revenu du Canada et son numéro Dun et Bradstreet (D-U-N-S), le cas échéant;
b) le nom de l’installation et l’adresse de son emplacement;
c) les coordonnées (latitude et longitude) de l’installation, sauf pour les gazoducs et les systèmes de transport de CO₂;
d) le code à six chiffres du Système de classification des industries de l’Amérique du Nord (SCIAN) Canada;
e) le numéro d’identification de l’Inventaire national des rejets de polluants (INRP), le cas échéant;
f) le nom, le poste, l’adresse postale et municipale, l’adresse électronique et le numéro de téléphone de la personne qui communique les renseignements exigés par le présent avis;
g) le nom, le poste, l’adresse postale, l’adresse électronique et le numéro de téléphone d’une personne-ressource pour le public, le cas échéant;
h) le nom, le poste, l’adresse postale et municipale, l’adresse électronique et le numéro de téléphone de l’administrateur autorisé qui signe l’attestation de certification;
i) les dénominations sociales des sociétés mères canadiennes de l’exploitant, le cas échéant, leurs adresses municipales, le pourcentage de leur participation dans l’exploitant, s’il y a lieu, leur numéro d’entreprise fédéral et leur numéro Dun et Bradstreet (D-U-N-S), le cas échéant.

2. Les renseignements communiqués aux termes du présent avis sont accompagnés d’une déclaration de certification, signée par un administrateur autorisé, indiquant que les renseignements fournis sont véridiques, exacts et complets.

ANNEXE 5

Exigences de base en matière de déclaration

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

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit, pour chacun des GES, communiquer les renseignements qui suivent :

a) la quantité totale d’émissions de CO₂, de CH₄ et de N₂O exprimée en tonnes pour chacune des catégories suivantes : les émissions de combustion stationnaire de combustible, les émissions liées aux procédés industriels, les émissions associées à l’utilisation de produits industriels, les émissions d’évacuation, les émissions de torchage, les émissions dues aux fuites, les émissions liées au transport sur le site, les émissions des déchets et les émissions des eaux usées figurant dans le tableau 2;
b) la quantité totale d’émissions de CH₄ et de N₂O, exprimée en tonnes, provenant de la combustion de biomasse dans la catégorie des émissions de combustion stationnaire de combustible si la biomasse est brûlée pour produire de l’énergie, ou dans la catégorie des émissions de déchets dans le cas des procédés d’incinération de déchets et de torchage des gaz d’enfouissement;
c) la quantité totale d’émissions de CO₂ exprimée en tonnes, produites par la combustion de biomasse;
d) la quantité totale d’émissions de SF₆, ainsi que de chaque HFC et chaque PFC, exprimée en tonnes, dans les catégories des émissions liées aux procédés industriels et des émissions associées à l’utilisation de produits industriels.

3. Quiconque est visé par la présente annexe doit :

a) ne pas tenir compte des émissions de CO₂ provenant de la combustion de la biomasse dans le total des émissions de l’installation;
b) ne pas tenir compte des émissions de CO₂ résultant de la décomposition de la biomasse;

c) tenir compte de la quantité totale d’émissions de GES des batteries de four à coke utilisées dans la production de fer et d’acier dans les catégories des émissions de combustion stationnaire de combustible (utilisation de combustible pour la production de coke), des émissions de torchage et des émissions dues aux fuites^{référence 2};
d) tenir compte de la quantité totale des émissions de GES de la production d’hydrogène dans le cadre de la production et de la transformation de combustibles fossiles dans la catégorie des émissions d’évacuation^{référence 2}.

4. Quiconque est visé par la présente annexe, et à qui l’une des annexes 6 à 18 du présent avis s’applique, doit utiliser les méthodes décrites dans l’annexe qui s’applique pour produire les renseignements qui doivent être communiqués aux termes de la présente annexe, sauf dans les cas suivants :

a) Si la personne est également visée par le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement, elle peut utiliser les méthodes décrites dans ce règlement, le cas échéant, pour produire les renseignements;
b) Si la personne est également visée par le Specified Gas Reporting Regulation de l’Alberta, elle peut utiliser les méthodes décrites dans ce règlement qui sont aussi décrites dans les sections appropriées des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021;
c) Lorsque l’annexe qui s’applique ne décrit pas de méthode pour une source d’émissions précise, une des méthodes visées à l’article 5 doit être utilisée.

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

a) utiliser des méthodes conformes aux Lignes directrices 2006 du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre pour produire les renseignements à communiquer aux termes de la présente annexe;
b) déclarer les méthodes utilisées pour déterminer les quantités communiquées aux termes des alinéas 2a), 2b), 2c) et 2d) de la présente annexe, choisies parmi la surveillance ou la mesure directe, le bilan massique, les coefficients d’émission ou les estimations techniques.

Tableau 2 : Tableau de déclaration des GES par catégorie
Gaz à effet de serre	Émissions de combustion stationnaire de combustible	Émissions liées aux procédés industriels	Émissions associées à l’utilisation de produits industriels	Fugitives			Émissions liées au transport sur le site	Émission des déchets	Émissions des eaux usées
	Catégories d’émission
Gaz à effet de serre	Émissions de combustion stationnaire de combustible	Émissions liées aux procédés industriels	Émissions associées à l’utilisation de produits industriels	Émissions d’évacuation	Émissions de torchage	Émissions dues aux fuites	Émissions liées au transport sur le site	Émission des déchets	Émissions des eaux usées
Dioxyde de carbone (excluant les émissions de CO₂ dues à la combustion de biomasse, qui doivent être déclarées séparément)	déclarer	déclarer	s.o.	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer
Méthane	déclarer	déclarer	s.o.	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer
Oxyde nitreux	déclarer	déclarer	s.o.	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer
Hexafluorure de soufre	s.o.	déclarer	déclarer	s.o.	s.o.	s.o.	s.o.	s.o.	s.o.
Hydrofluorocarbures	s.o.	déclarer par gaz	déclarer par gaz	s.o.	s.o.	s.o.	s.o.	s.o.	s.o.
Perfluorocarbures	s.o.	déclarer par gaz	déclarer par gaz	s.o.	s.o.	s.o.	s.o.	s.o.	s.o.
Total (équivalent CO₂)	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer

ANNEXE 6

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

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

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification pour la capture, le transport et le stockage de carbone décrites à la section 1 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer la quantité annuelle totale de CO₂ qui :

a) sort de chaque site de capture de CO₂, exprimée en tonnes (t);
b) est capturée à l’intérieur du Canada et entre dans chaque système de transport de CO₂, exprimée en tonnes (t);
c) est importée de l’extérieur du Canada et entre dans chaque système de transport de CO₂, exprimée en tonnes (t);
d) sort de chaque système de transport de CO₂, exprimée en tonnes (t);
e) entre dans chaque site de stockage géologique à long terme, exprimée en tonnes (t);
f) est injectée dans chaque site de stockage géologique à long terme, exprimée en tonnes (t);
g) entre dans chaque opération améliorée de récupération des combustibles fossiles, exprimée en tonnes (t);
h) est injectée dans chaque opération améliorée de récupération des combustibles fossiles, exprimée en tonnes (t).

3. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la section 1 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer ce qui suit :

a) la masse annuelle de matières transférées, exprimée en tonnes (t) si la méthode du débit massique est utilisée;
b) la densité moyenne pondérée annuelle du débit volumique de matières transférées, exprimée en kilogrammes par mètre cube (kg/m³), la température exprimée en degrés Celsius (°C) et la pression exprimée en kilopascals (kPa) si la méthode du débit volumétrique est utilisée;
c) la concentration moyenne pondérée annuelle de CO₂ dans le débit volumétrique ou le débit massique, exprimée sous la forme d’une fraction massique;
d) la méthode utilisée pour déterminer les quantités et les paramètres visés à l’article 2.

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la section 1 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer la quantité annuelle totale, exprimée en tonnes (t), d’émissions fugitives de CO₂ provenant de l’équipement et de l’infrastructure utilisés aux fins suivantes :

a) la capture de CO₂;
b) le transport de CO₂;
c) l’injection de CO₂ dans un site de stockage géologique à long terme;
d) l’injection de CO₂ dans une opération améliorée de récupération des combustibles fossiles;
e) la méthode utilisée pour déterminer les quantités et les paramètres déclarés aux alinéas 4a), b), c) et d) ci-dessus.

5. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer la quantité annuelle totale, exprimée en tonnes (t), de fuites en surface de CO₂ provenant de chaque site de stockage géologique à long terme et de toute opération améliorée de récupération des combustibles fossiles.

6. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la section 1 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer la quantité annuelle totale, exprimée en tonnes (t), des émissions d’évacuation de CO₂ provenant de l’équipement et de l’infrastructure utilisés aux fins suivantes :

a) la capture de CO₂;
b) le transport de CO₂;
c) l’injection de CO₂ dans un site de stockage géologique à long terme;
d) l’injection de CO₂ dans une opération améliorée de récupération des combustibles fossiles.

ANNEXE 7

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

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

2. Quiconque est visé par la présente annexe et qui exploite une installation classée selon le code SCIAN 221112 doit utiliser la section 2 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer la quantité annuelle totale, exprimée en tonnes (t), d’émissions de CO₂, de CH₄ et de N₂O par type et source de combustible pour :

a) chaque unité de production d’électricité;
b) la production de chaleur et de vapeur;
c) toute autre combustion stationnaire de combustible;
d) le transport sur le site;
e) le torchage.

3. Quiconque est visé par la présente annexe et n’est pas assujetti à l’article 2 de la présente annexe doit utiliser la section 2 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer la quantité annuelle totale, exprimée en tonnes (t), d’émissions de CO₂, de CH₄ et de N₂O par type et source de combustible pour :

a) la production d’électricité;
b) la production de chaleur et de vapeur;
c) toute autre combustion stationnaire de combustible;
d) le transport sur le site;
e) le torchage.

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

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

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

a) les quantités de gaz, exprimées en mètres cubes (m³) ou en mégajoules (MJ);
b) les quantités de solides, exprimées en tonnes (t), pour le charbon, par qualité et par pays, province ou État d’origine;
c) les quantités de liquides, exprimées en kilolitres (kl) ou en mégajoules (MJ).

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

a) le pouvoir calorifique supérieur, selon l’équation 2-26 de la section 2 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021, exprimé en mégajoules (MJ) de pouvoir calorifique supérieur par unité de combustible consommée pour toutes les méthodes, sauf quand les équations 2-2, 2-4, 2-11, 2-19 ou 2-21 s’appliquent au calcul des émissions de CO₂ pour cette utilisation des combustibles;
b) la teneur en carbone, selon l’équation 2-27 de la section 2 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021, exprimée en kilogrammes de carbone par unité de combustible consommé, si on utilise un SMECE ou les méthodes des combustibles de composition variable ou de torchage (sauf quand les équations 2-9, 2-11 ou 2-20 s’appliquent et pour les combustibles indiqués dans le tableau 2-3);
c) la température, exprimée en degrés Celsius (°C), et la pression, exprimée en kilopascals (kPa), pour les quantités de gaz;
d) la teneur en humidité, exprimée en pourcentage (%), pour les quantités de solides;
e) les facteurs d’émissions de CH₄ et de N₂O, quand on utilise les facteurs d’émission propres à l’installation, mesurés directement ou fournis par les fabricants de l’équipement ou le fournisseur du combustible, exprimés en gramme par unité de combustible.

8. Quiconque est visé par la présente annexe doit, pour chaque combustible utilisé en vertu des articles 2 et 3, communiquer les coefficients d’émissions par défaut de CO₂, de CH₄ et de N₂O, quand on utilise les valeurs indiquées dans les tableaux 2-1 à 2-11 et dans les équations 2-20, 2-22 et 2-23 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021.

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

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

a) les quantités de vapeur exprimées en tonnes (t);
b) la quantité, exprimée en tonnes (t) et le type de chaque combustible brûlé extrait de la biomasse;
c) les coefficients d’émissions de CO₂, de CH₄ et de N₂O, exprimés en kilogrammes de CO₂, de CH₄ ou de N₂O/mégajoules (MJ) de vapeur ou en kilogrammes de CO₂, de CH₄ ou de N₂O/tonnes (t) de vapeur;
d) la température mesurée, exprimée en degrés Celsius (°C), la pression mesurée, exprimée en kilopascals (kPa), et le rapport entre la capacité nominale d’apport de chaleur de la chaudière et la capacité nominale de production de vapeur exprimée en mégajoules (MJ)/tonnes de vapeur, si on utilise la méthode du coefficient d’émission de vapeur par défaut.

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

a) d’électricité brute produite sur place par chaque unité de production d’électricité, exprimée en mégawatts-heures (MWh);
b) d’électricité vendue hors site, exprimée en mégawatts-heures (MWh);
c) d’électricité perdue sur place, exprimée en mégawatts-heures (MWh);
d) d’électricité achetée, exprimée en mégawatts-heures (MWh).

12. Quiconque est visé par la présente annexe et n’est pas assujetti à l’article 2 ci-dessus doit communiquer les quantités annuelles :

a) d’électricité brute produite sur place, exprimée en mégawatts-heures (MWh);
b) d’électricité vendue hors site, exprimée en mégawatts-heures (MWh);
c) d’électricité perdue sur place, exprimée en mégawatts-heures (MWh);
d) d’électricité achetée, exprimée en mégawatts-heures (MWh).

13. Quiconque est visé par la présente annexe et exploite un ou plusieurs systèmes de cogénération ou achète ou vend de la vapeur ou de la chaleur doit communiquer les quantités annuelles :

a) de vapeur et de chaleur brutes générées sur place, exprimées en mégajoules (MJ);
b) de vapeur et de chaleur brutes utilisées pour produire de l’électricité sur place, exprimées en mégajoules (MJ);
c) de vapeur et de chaleur vendues hors site, exprimées en mégajoules (MJ);
d) de vapeur et de chaleur achetées, exprimées en mégajoules (MJ);

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

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

a) établir les coefficients d’émission liés au transport sur le site propres à l’équipement, tel qu’il est indiqué à la section 2.A.1a(3) ou 2.B(3)(B) des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021;
b) déterminer la masse de biomasse brûlée pour les combustibles prémélangés contenant des combustibles provenant de la biomasse et des combustibles fossiles, tel qu’il est indiqué à la section 2.A.4 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021;
c) établir des facteurs d’émission de CH₄ ou de N₂O propres à l’installation, tel qu’il est indiqué à la section 2.B(1) des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021.

16. Quiconque est visé par la présente annexe et effectue l’échantillonnage, l’analyse et la mesure de la consommation de combustible, ou obtient les résultats de ces activités d’un fournisseur, comme indiqué à la section 2.D des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021, doit présenter des documents à l’appui résumant la quantité de combustible, la teneur en carbone et le pouvoir calorifique supérieur pour toutes les périodes d’échantillonnage et de mesure. Cela doit inclure, le cas échéant, des tableaux de valeurs pour chaque combustible et période de mesure, des rapports de laboratoire et toute autre documentation pertinente.

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

18. Quiconque est visé par la présente annexe n’est pas tenu de communiquer les émissions de torchage lorsque la somme des émissions de CO₂, de CH₄ et de N₂O, en éq. CO₂, provenant des torchères ne dépasse pas 0,5 % des émissions totales de GES de l’installation issues du torchage ou 0,05 % des émissions totales de GES de l’installation issues de la combustion, selon la plus élevée de ces valeurs.

ANNEXE 8

Exigences de déclaration pour la production de chaux

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

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre à la section 3 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂ associées à la production de chaux, exprimée en tonnes (t);
b) la quantité mensuelle totale de chaux, par type de chaux, exprimée en tonnes (t);
c) le coefficient d’émission mensuel propre à l’usine, par type de chaux, exprimé en tonnes de CO₂/tonnes de chaux;
d) la teneur mensuelle en oxyde de calcium (CaO) de la chaux, par type de chaux, exprimée en tonnes de CaO/tonnes de chaux;
e) la teneur mensuelle en oxyde de magnésium (MgO) de chaux, par type de chaux, exprimée en tonnes de MgO/tonnes de chaux;
f) la quantité trimestrielle totale de sous-produits/déchets calcinés, par type de sous-produit/déchet, exprimée en tonnes (t);
g) le coefficient d’émission trimestriel propre à l’usine pour les sous-produits/déchets calcinés, par type de sous-produit/déchet calciné, exprimé en tonnes de CO₂/tonnes de sous-produits/déchets;
h) la teneur moyenne pondérée trimestrielle en oxyde de calcium (CaO) des sous-produits/déchets calcinés, par type de sous-produit/déchet calciné, exprimée en tonnes de CaO/tonnes de sous-produits/déchets;
i) la teneur moyenne pondérée trimestrielle en oxyde de magnésium (MgO) des sous-produits/déchets calcinés, par type de sous-produit/déchet calciné, exprimée en tonnes de MgO/tonnes de sous-produits/déchets.

3. Quiconque est visé par la présente annexe et utilise les données du SMECE pour communiquer les émissions doit communiquer ce qui suit :

a) les renseignements sur les émissions exigés à l’alinéa 2a). Cela ne comprend pas les renseignements sur les émissions précisés pour le SMECE à l’annexe 7 du présent avis;
b) les renseignements sur la production exigés aux alinéas 2b) et 2f).

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer les méthodes utilisées pour quantifier les émissions.

ANNEXE 9

Exigences de déclaration pour la production de ciment

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

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 4 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂ dues à la production de clinker, exprimée en tonnes (t);
b) la quantité mensuelle totale de clinker, exprimée en tonnes (t);
c) le coefficient d’émission mensuel du clinker, propre à l’usine, exprimé en tonnes de CO₂/tonnes de clinker;
d) la teneur mensuelle en oxyde de calcium (CaO) du clinker, exprimée en tonnes de CaO/tonnes de clinker;
e) la teneur mensuelle en oxyde de magnésium (MgO) du clinker, exprimée en tonnes de MgO/tonnes de clinker;
f) la teneur mensuelle en oxyde de calcium (CaO) non calciné du clinker, exprimée en tonnes de CaO/tonnes de clinker;
g) la teneur mensuelle en oxyde de magnésium (MgO) non calciné du clinker, exprimée en tonnes de MgO/tonnes de clinker;
h) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂ résultant de l’oxydation du carbone organique, exprimée en tonnes (t);
i) la quantité annuelle totale de matières premières consommées, exprimée en tonnes (t);
j) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone organique des matières premières consommées, exprimée en tonnes de carbone (C)/tonnes de matières premières consommées;
k) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂ dues aux poussières de four de cimenterie non recyclées dans le four, exprimée en tonnes (t);
l) la quantité trimestrielle totale de poussières de four de cimenterie non recyclées dans le four, exprimée en tonnes (t);
m) le coefficient d’émission trimestriel propre à l’usine pour les poussières de four de cimenterie non recyclées dans le four, exprimé en tonnes de CO₂/tonnes de poussières de four de cimenterie;
n) la teneur trimestrielle en oxyde de calcium (CaO) des poussières de four de cimenterie non recyclées dans le four, exprimée en tonnes de CaO/tonnes de poussières de four de cimenterie;
o) la teneur trimestrielle en oxyde de magnésium (MgO) des poussières de four de cimenterie non recyclées dans le four, exprimée en tonnes de MgO/tonnes de poussières de four de cimenterie;
p) la teneur trimestrielle en oxyde de calcium (CaO) non calciné des poussières de four de cimenterie non recyclées dans le four, exprimée en tonnes de CaO/tonnes de poussières de four de cimenterie;
q) la teneur trimestrielle en oxyde de magnésium (MgO) non calciné des poussières de four de cimenterie non recyclées dans le four, exprimée en tonnes de MgO/tonnes de poussières de four de cimenterie.

3. Quiconque est visé par la présente annexe et utilise les données du SMECE pour communiquer les émissions doit communiquer ce qui suit :

a) les renseignements sur les émissions exigés aux alinéas 2a), 2h) et 2k). Cela ne comprend pas les renseignements sur les émissions précisés pour le SMECE à l’annexe 7 du présent avis;
b) les renseignements sur la production exigés aux alinéas 2b), 2i) et 2l).

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer les méthodes utilisées pour quantifier les émissions.

ANNEXE 10

Exigences de déclaration pour la production d’aluminium

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

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.1 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂ provenant de la consommation d’anodes précuites, exprimée en tonnes (t);
b) la consommation annuelle d’anodes, exprimée en tonnes d’anodes/tonnes d’aluminium liquide produit;
c) la teneur moyenne annuelle pondérée en soufre des anodes précuites, exprimée en kilogrammes de soufre (S)/kilogrammes d’anodes précuites;
d) la teneur moyenne annuelle pondérée en cendres des anodes précuites, exprimée en kilogrammes de cendres/kilogrammes d’anodes précuites.

3. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.2 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂ résultant de la consommation d’anodes provenant des cellules d’électrolyse de Søderberg, exprimée en tonnes (t);
b) la quantité annuelle totale d’émissions de MSC, exprimée en tonnes ou le coefficient utilisé par l’Institut international de l’aluminium, exprimé en kilogrammes de MSC/tonnes d’aluminium liquide;
c) la consommation annuelle totale de pâte anodique, exprimée en tonnes de pâte/tonnes d’aluminium liquide;
d) la teneur annuelle moyenne en brai ou en autre agent liant dans la pâte, exprimée en kilogrammes de brai ou d’un autre agent liant/kilogrammes de pâte;
e) la teneur moyenne annuelle en soufre du brai ou d’un autre agent liant, exprimée en kilogrammes de S/kilogrammes de brai ou d’un autre agent liant;
f) la teneur moyenne annuelle en cendres du brai ou d’un autre agent liant, exprimée en kilogrammes de cendre/kilogrammes de brai ou d’un autre agent liant;
g) la teneur moyenne annuelle en hydrogène du brai ou d’un autre agent liant, exprimée en kilogrammes de H₂/kilogrammes de brai ou d’un autre agent liant ou le coefficient utilisé par l’Institut international de l’aluminium;
h) la teneur moyenne annuelle en soufre du coke calciné, exprimée en kilogrammes de S/kilogrammes de coke calciné;
i) la teneur moyenne annuelle en cendres du coke calciné, exprimée en kilogrammes de cendres/kilogrammes de coke calciné;
j) la teneur moyenne annuelle en carbone des poussières provenant des cellules d’électrolyse de Søderberg, exprimée en kilogrammes de C/kilogrammes d’aluminium liquide ou une valeur de 0.

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.3 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂ dues à la cuisson des anodes et des cathodes, exprimée en tonnes (t).

5. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.4 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂ résultant de la consommation de matériaux d’emballage, exprimée en tonnes (t);
b) la consommation annuelle de matériaux d’emballage, exprimée en tonnes de matériaux d’emballage/tonnes d’anodes ou de cathodes cuites;
c) la quantité annuelle totale d’anodes et de cathodes cuites retirées du four, exprimée en tonnes (t);
d) la teneur moyenne annuelle pondérée en cendres des matériaux d’emballage, exprimée en kilogrammes de cendres/kilogrammes de matériaux d’emballage;
e) la teneur moyenne annuelle pondérée en soufre des matériaux d’emballage, exprimée en kilogrammes de S/kilogrammes de matériaux d’emballage.

6. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.5 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂ résultant de la cokéfaction du brai ou d’un autre agent liant, exprimée en tonnes (t);
b) la quantité annuelle totale d’anodes ou de cathodes crues placées dans le four, exprimée en tonnes (t);
c) la quantité annuelle totale d’anodes ou de cathodes cuites retirées du four, exprimée en tonnes (t);
d) la teneur moyenne annuelle pondérée en hydrogène du brai ou d’un autre agent liant, ou coefficient utilisé par l’Institut international de l’aluminium, exprimé en kilogrammes de H₂/kilogrammes de brai ou d’un autre agent liant;
e) la teneur moyenne annuelle pondérée en brai des anodes ou cathodes crues, exprimée en kilogrammes de brai ou d’un autre agent liant/kilogrammes d’anodes ou de cathodes;
f) la quantité annuelle totale de goudron récupéré, exprimée en tonnes (t).

7. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.6 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂ résultant de la calcination du coke vert, exprimée en tonnes (t);
b) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂ résultant de la poussière de coke, exprimée en tonnes (t);
c) la quantité annuelle totale de coke vert consommé, exprimée en tonnes (t);
d) la quantité annuelle totale de coke calciné produit, exprimée en tonnes (t);
e) la quantité annuelle totale de coke sous-calciné produit, exprimée en tonnes (t);
f) la teneur moyenne annuelle en eau du coke vert, exprimée en kilogrammes de H₂O/kilogrammes de coke vert;
g) la teneur moyenne annuelle en matières volatiles du coke vert, exprimée en kilogrammes de matières volatiles/kilogrammes de coke vert;
h) la teneur moyenne annuelle en soufre du coke vert, exprimée en kilogrammes de S/kilogrammes de coke vert;
i) la teneur moyenne annuelle en soufre du coke calciné, exprimée en kilogrammes de S/kilogrammes de coke calciné.

8. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.7 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CF₄ dues aux effets d’anode, exprimée en tonnes (t);
b) la pente annuelle, si on utilise la méthode de la pente, d’une série de cuves, exprimée en tonnes de CF₄/tonnes d’aluminium liquide/minute d’effet d’anode/cellule-jour/année;
c) la durée annuelle des effets d’anode, si on utilise la méthode de la pente, exprimée en minutes d’effet d’anode/cellule-jour calculée par an et obtenue en multipliant la fréquence des effets d’anode, en nombre d’effets d’anode par cellule-jour, par la durée moyenne des effets d’anode en minutes;
d) le coefficient de surtension, si on utilise la méthode du coefficient de surtension, exprimé en tonnes de CF₄/tonnes d’aluminium liquide/millivolt;
e) les surtensions annuelles dues aux effets d’anode, si on utilise la méthode du coefficient de surtension, exprimées en millivolts/cellule;
f) le rendement du courant dans le procédé de production de l’aluminium, si on utilise la méthode du coefficient de surtension, exprimé sous forme de fraction;
g) la méthode utilisée pour déterminer les quantités déclarées à l’alinéa a).

9. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.7 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale de C₂F₆, exprimée en tonnes (t);
b) la fraction pondérale du C₂F₆ sur le CF₄ ou choisie dans le tableau 5-2, exprimée en kilogrammes de C₂F₆/kilogrammes de CF₄.

10. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.8 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de SF₆ utilisé comme gaz de couverture, exprimée en tonnes (t).

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

12. Quiconque est visé par la présente annexe et utilise les données du SMECE pour communiquer les émissions doit communiquer ce qui suit :

a) les renseignements sur les émissions exigés aux articles 2 à 7. Cela ne comprend pas les renseignements sur les émissions précisés pour le SMECE à l’annexe 7 du présent avis;
b) les renseignements supplémentaires exigés aux articles 8 à 11.

13. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer les méthodes utilisées pour quantifier les émissions.

ANNEXE 11

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

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

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

a) la quantité annuelle totale de biomasse consommée, par type de biomasse, exprimée en tonnes (t);
b) le type d’utilisation de la biomasse (par exemple matière fondante ou agent réducteur).

3. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.1 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 concernant un four à induration pour communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes (t);
b) la quantité annuelle totale de boulettes vertes consommées, exprimée en tonnes, si on utilise l’équation 6-1;
c) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des boulettes vertes consommées, exprimée en tonnes de C/tonnes de boulettes vertes, si on utilise l’équation 6-1;
d) la quantité annuelle totale d’additifs consommés, par type de matière, exprimée en tonnes, si on utilise l’équation 6-2;
e) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des additifs consommés, exprimée en tonnes de C/tonnes d’additifs, si on utilise l’équation 6-2;
f) la quantité annuelle totale de concentré de minerai de fer introduit dans le four, exprimée en tonnes, si on utilise l’équation 6-2;
g) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone du concentré de minerai de fer introduit dans le four, exprimée en tonnes de C/tonnes de concentré de minerai de fer;
h) la quantité annuelle totale de boulettes cuites produites, exprimée en tonnes (t);
i) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des boulettes cuites produites, exprimée en tonnes de C/tonnes de boulettes cuites;
j) la quantité annuelle de résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique, exprimée en tonnes (t);
k) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique, exprimée en tonnes de C/tonnes de résidus;
l) la méthode utilisée pour déterminer les quantités en vertu de l’alinéa a) ci-dessus.

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.2 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 concernant un convertisseur basique à oxygène pour communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes (t);
b) la quantité annuelle totale de fer fondu chargé dans le four, exprimée en tonnes (t);
c) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone du fer fondu chargé dans le four, exprimée en tonnes de C/tonnes de fer fondu;
d) la quantité annuelle totale de ferrailles chargée dans le four, exprimée en tonnes (t);
e) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des ferrailles chargées dans le four, exprimée en tonnes de C/tonnes de ferrailles;
f) la quantité annuelle totale de matières carbonées consommées, par type de matière, exprimée en tonnes (t);
g) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone non issu de la biomasse des matières carbonées consommées, par type de matière, exprimée en tonnes de C/tonnes de matières carbonées;
h) la quantité annuelle totale des matières fondantes non issues de la biomasse chargées dans le four, par type de matière, exprimée en tonnes (t);
i) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone non issu de la biomasse des matières fondantes chargées dans le four, exprimée en tonnes de C/tonnes de matières fondantes;
j) la quantité annuelle totale d’acier brut fondu produit, exprimée en tonnes (t);
k) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone de l’acier brut fondu produit, exprimée en tonnes de C/tonnes d’acier brut fondu;
l) la quantité annuelle totale de laitier produit, exprimée en tonnes (t);
m) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone du laitier produit, exprimée en tonnes de C/tonnes de laitier;
n) la quantité annuelle totale de gaz de four transféré hors site, exprimée en tonnes (t);
o) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone du gaz de four transféré hors site, exprimée en tonnes de C/tonnes de gaz de four transféré;
p) la quantité annuelle totale de résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique, exprimée en tonnes (t);
q) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique, exprimée en tonnes de C/tonnes de résidus.

5. Quiconque est visé par la présente annexe et ne peut communiquer les émissions de batterie de fours à coke selon l’annexe 7 doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.3 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 concernant une batterie de fours à coke pour communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes (t);
b) la quantité annuelle totale de charbon cokéfiable introduit dans la batterie, exprimée en tonnes (t);
c) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone non issu de la biomasse du charbon cokéfiable introduit dans la batterie, exprimée en tonnes de C/tonnes de charbon cokéfiable;
d) la quantité annuelle totale des matières carbonées non issues de la biomasse consommées, autre que le charbon cokéfiable introduit dans la batterie, par type de matière, exprimée en tonnes (t);
e) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone non issu de la biomasse des matières carbonées consommées, autre que le charbon cokéfiable introduit dans la batterie, par type de matière, exprimée en tonnes de C/tonnes de matières carbonées;
f) la quantité annuelle totale de coke produit, exprimée en tonnes (t);
g) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone du coke produit, exprimée en tonnes de C/tonnes de coke;
h) la quantité annuelle totale de gaz de cokerie transféré hors site, exprimée en tonnes (t);
i) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone du gaz de cokerie transféré hors site, exprimée en tonnes de C/tonnes de gaz de cokerie;
j) la quantité annuelle totale de sous-produits de batteries de fours à coke, exprimée en tonnes (t);
k) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone non issu de la biomasse des sous-produits de batteries de fours à coke, exprimée en tonnes de C/tonnes de sous-produits;
l) la quantité annuelle totale de résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique, exprimée en tonnes (t);
m) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique, exprimée en tonnes de C/tonnes de résidus.

6. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.4 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 concernant la production de matières frittées pour communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes (t);
b) la quantité annuelle totale des matières carbonées non issues de la biomasse consommées, par type de matière, exprimée en tonnes (t);
c) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone non issu de la biomasse des matières carbonées consommées, par type de matière, exprimée en tonnes de C/tonnes de matières carbonées;
d) la quantité annuelle totale de matières premières pour la production de matières frittées, exprimée en tonnes (t);
e) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des matières premières pour la production de matières frittées, exprimée en tonnes de C/tonnes de matières premières pour la production de matières frittées;
f) la quantité annuelle totale de matières frittées produites, exprimée en tonnes (t);
g) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des matières frittées produites, exprimée en tonnes de C/tonnes de matières frittées produites;
h) la quantité annuelle totale de résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique, exprimée en tonnes (t);
i) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique, exprimée en tonnes de C/tonnes de résidus.

7. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.5 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 concernant un four électrique à arc pour communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes (t);
b) la quantité annuelle totale de fer de réduction directe chargé dans le four, exprimée en tonnes (t);
c) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone du fer de réduction directe chargé dans le four, exprimée en tonnes de C/tonnes de fer de réduction directe;
d) la quantité annuelle totale de ferrailles chargées dans le four, exprimée en tonnes (t);
e) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des ferrailles chargées dans le four, exprimée en tonnes de C/tonnes de ferrailles;
f) la quantité annuelle totale de matières carbonées consommées, par type de matière, exprimée en tonnes (t);
g) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone non issu de la biomasse des matières carbonées consommées, par type de matière, exprimée en tonnes de C/tonnes de matières carbonées;
h) la quantité annuelle totale d’électrodes de carbone consommées, exprimée en tonnes (t);
i) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone non issu de la biomasse des électrodes de carbone consommées, exprimée en tonnes de C/tonnes d’électrode de carbone;
j) la quantité annuelle totale de matières fondantes chargées dans le four, par type de matière, exprimée en tonnes (t);
k) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone non issu de la biomasse des matières fondantes chargées dans le four, exprimée en tonnes de C/tonnes de matières fondantes;
l) la quantité annuelle totale d’acier brut fondu produit, exprimée en tonnes (t);
m) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone de l’acier brut fondu produit, exprimée en tonnes de C/tonnes d’acier brut fondu;
n) la quantité annuelle totale de laitier produit, exprimée en tonnes (t);
o) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone du laitier produit, exprimée en tonnes de C/tonnes de laitier;
p) la quantité annuelle totale de résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique, exprimée en tonnes (t);
q) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique, exprimée en tonnes de C/tonnes de résidus.

8. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.6 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 concernant une cuve de décarburation à l’argon-oxygène pour communiquer ce qui suit, à moins que ces renseignements soient intégrés avec ceux communiqués aux termes des paragraphes 4 ou 7 de la présente annexe :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes (t);
b) la quantité annuelle totale d’acier fondu chargée dans la cuve, exprimée en tonnes (t);
c) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone de l’acier fondu chargé dans la cuve, exprimée en tonnes de C/tonnes d’acier brut fondu;
d) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone de l’acier fondu avant la décarburation, exprimée en tonnes de C/tonnes d’acier fondu;
e) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone de l’acier fondu après la décarburation, exprimée en tonnes de C/tonnes d’acier fondu;
f) la quantité annuelle totale de résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique, exprimée en tonnes (t);
g) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique, exprimée en tonnes de C/tonnes de résidus.

9. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.7 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 concernant un four de réduction directe pour communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂, exprimées en tonnes (t);
b) la quantité annuelle totale de minerai de fer ou de boulettes de minerai de fer consommés, exprimée en tonnes (t);
c) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone du minerai de fer ou des boulettes de minerai de fer consommés, exprimée en tonnes de C/tonnes de minerai de fer ou de boulettes de minerai de fer consommés;
d) la quantité annuelle totale de matières premières consommées, autres que les matières carbonées et le minerai, par type de matière, exprimée en tonnes (t);
e) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des matières premières consommées, autres que les matières carbonées et le minerai, par type de matière, exprimée en tonnes de C/tonnes de matières premières;
f) la quantité annuelle totale de matières carbonées consommées, par type de matière, exprimée en tonnes (t);
g) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone non issu de la biomasse des matières carbonées consommées, par type de matière, exprimée en tonnes de C/tonnes de matières carbonées;
h) la quantité annuelle totale de fer produit, exprimée en tonnes (t);
i) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone du fer produit, exprimée en tonnes de C/tonnes de fer;
j) la quantité annuelle totale de matières non métalliques produites, exprimée en tonnes (t);
k) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des matières non métalliques produites, exprimée en tonnes de C/tonnes de matières non métalliques;
l) la quantité annuelle totale de résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique, exprimée en tonnes (t);
m) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique, exprimée en tonnes de C/tonnes de résidus.

10. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.8 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 concernant un haut fourneau pour communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂, exprimées en tonnes (t);
b) la quantité annuelle totale de minerai de fer ou de boulettes de minerai de fer consommés, exprimée en tonnes (t);
c) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone du minerai de fer ou de boulettes de minerai de fer consommés, exprimée en tonnes de C/tonnes de minerai de fer ou de boulettes de minerai de fer consommés;
d) la quantité annuelle totale de matières premières consommées, autres que les matières carbonées et le minerai, par type de matière, exprimée en tonnes (t);
e) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des matières premières consommées, autres que les matières carbonées et le minerai, par type de matière, exprimée en tonnes de C/tonnes de matières premières;
f) la quantité annuelle totale de matières carbonées consommées, par type de matière, exprimée en tonnes (t);
g) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone non issu de la biomasse des matières carbonées consommées, par type de matière, exprimée en tonnes de C/tonnes de matières carbonées;
h) la quantité annuelle totale de matières fondantes chargées dans le four, par type de matière, exprimée en tonnes (t);
i) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone non issu de la biomasse des matières fondantes chargées dans le four, exprimée en tonnes de C/tonnes de matières fondantes;
j) la quantité annuelle totale de fer produit, exprimée en tonnes (t);
k) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone du fer produit, exprimée en tonnes de C/tonnes de fer;
l) la quantité annuelle totale de matières non métalliques produites, exprimée en tonnes (t);
m) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des matières non métalliques produites, exprimée en tonnes de C/tonnes de matières non métalliques;
n) la quantité annuelle totale de gaz de haut fourneau transféré hors site, exprimée en tonnes (t);
o) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone du gaz de haut fourneau transféré hors site, exprimée en tonnes de C/tonnes de gaz de haut fourneau;
p) la quantité annuelle totale de résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique, exprimée en tonnes (t);
q) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique, exprimée en tonnes de C/tonnes de résidus.

11. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.9 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 concernant un four-poche pour communiquer ce qui suit, à moins que ces renseignements soient intégrés avec ceux communiqués aux termes des paragraphes 4 ou 7 de la présente annexe :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes (t);
b) la quantité annuelle totale d’acier fondu chargé dans le four, exprimée en tonnes (t);
c) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone de l’acier fondu chargé dans le four, exprimée en tonnes de C/tonnes d’acier fondu;
d) la quantité annuelle totale d’additifs chargés dans le four, par type d’additif, exprimée en tonnes (t);
e) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone d’additifs chargés dans le four, par type d’additif, exprimée en tonnes de C/tonnes d’additifs;
f) la quantité annuelle totale d’électrodes de carbone chargées dans le four, exprimée en tonnes (t);
g) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des électrodes de carbone chargées dans le four, exprimée en tonnes de C/tonnes d’électrodes de carbone;
h) la quantité annuelle totale d’acier fondu produit, exprimée en tonnes (t);
i) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone de l’acier fondu produit, exprimée en tonnes de C/tonnes d’acier fondu;
j) la quantité annuelle totale de laitier produit, exprimée en tonnes (t);
k) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone du laitier produit, ou une valeur par défaut de 0, exprimée en tonnes de C/tonnes de laitier;
l) la quantité annuelle totale de résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique, exprimée en tonnes (t);
m) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique, exprimée en tonnes de C/tonnes de résidus;
n) la quantité annuelle totale d’autres résidus produits, exprimée en tonnes (t);
o) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone d’autres résidus produits, ou une valeur par défaut de 0, exprimée en tonnes de C/tonnes de résidus.

12. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.B.1 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 concernant l’atomisation de fonte fondue pour communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes (t);
b) la quantité annuelle totale de fonte fondue chargée dans le procédé, exprimée en tonnes (t);
c) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone de la fonte fondue chargée dans le procédé, exprimée en tonnes de C/tonnes de fonte fondue;
d) la quantité annuelle totale d’autres matières utilisées dans le procédé, par type de matière, exprimée en tonnes (t);
e) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone d’autres matières utilisées dans le procédé, par type de matière, exprimée en tonnes de C/tonnes d’autres matières;
f) la quantité annuelle totale de fonte atomisée produite, exprimée en tonnes (t);
g) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone de la fonte atomisée produite, exprimée en tonnes de C/tonnes de fonte atomisée;
h) la quantité annuelle totale de sous-produits, par type de sous-produit, exprimée en tonnes (t);
i) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des sous-produits, indiquée par type de sous-produit, exprimée en tonnes de C/tonnes de sous-produits.

13. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.B.2 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 concernant la décarburation de la poudre de fer pour communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes (t);
b) la quantité annuelle totale de poudre de fer chargée dans le procédé, exprimée en tonnes (t);
c) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone de poudre de fer chargée dans le procédé, exprimée en tonnes de C/tonnes de poudre de fer;
d) la quantité annuelle totale de poudre de fer décarburée produite, exprimée en tonnes (t);
e) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone de poudre de fer décarburée produite, exprimée en tonnes de C/tonnes de poudre de fer décarburée produite;
f) la quantité annuelle totale de sous-produits, par type de sous-produit, exprimée en tonnes (t);
g) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des sous-produits, par type de sous-produit, exprimée en tonnes de C/tonnes de sous-produits.

14. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.B.3 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 concernant la mise en nuance de l’acier pour communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes (t);
b) la quantité annuelle totale d’acier fondu chargé dans le procédé, exprimée en tonnes (t);
c) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone de l’acier fondu chargé dans le procédé, exprimée en tonnes de C/tonnes d’acier fondu;
d) la quantité annuelle totale d’additifs utilisés dans le procédé, exprimée en tonnes (t);
e) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone d’additifs utilisés dans le procédé, par type d’additif, exprimée en tonnes de C/tonnes d’additifs;
f) la quantité annuelle totale d’électrodes de carbone consommées, exprimée en tonnes (t);
g) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone d’électrodes de carbone consommées, exprimée en tonnes de C/tonnes d’électrodes de carbone consommées;
h) la quantité annuelle totale d’acier fondu produit, exprimée en tonnes (t);
i) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone de l’acier fondu produit, exprimée en tonnes de C/tonnes d’acier fondu produit;
j) la quantité annuelle totale de laitier produit, exprimée en tonnes (t);
k) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone du laitier produit, exprimée en tonnes de C/tonnes de laitier produit;
l) la quantité annuelle totale de résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique, exprimée en tonnes (t);
m) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des résidus recueillis dans le système antipollution atmosphérique, exprimée en tonnes de C/tonnes de résidus;
n) la quantité annuelle totale d’autres résidus produits, exprimés en tonnes (t);
o) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone d’autres résidus produits, exprimée en tonnes de C/tonnes d’autres résidus.

15. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.B.4 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 concernant le recuit de la poudre d’acier pour communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes (t);
b) la quantité annuelle totale de poudre d’acier chargée dans le procédé, exprimée en tonnes (t);
c) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone de la poudre d’acier chargée dans le procédé, exprimée en tonnes de C/tonnes de poudre d’acier;
d) la quantité annuelle totale de poudre d’acier produite, exprimée en tonnes (t);
e) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone de la poudre d’acier produite, exprimée en tonnes de C/tonnes de poudre d’acier;
f) la quantité annuelle totale de sous-produits, par type de sous-produit, exprimée en tonnes (t);
g) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des sous-produits, par type de sous-produit, exprimée en tonnes de C/tonnes de sous-produits.

16. Quiconque est visé par la présente annexe et utilise les données du SMECE pour communiquer les émissions doit communiquer ce qui suit :

a) les renseignements sur les émissions exigés aux paragraphes 3 à 15. Cela ne comprend pas les renseignements précisés pour le SMECE à l’annexe 7 du présent avis;
b) les renseignements sur la production exigés aux alinéas 3h), 4j), 4l), 5d), 6f), 7l), 7n), 8b), 9h), 9j), 10j), 10l), 11h), 11j), 12f), 13d), 14h), 14j) et 15d).

17. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer les méthodes utilisées pour quantifier les émissions.

ANNEXE 12

Production d’électricité et de chaleur

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

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 7 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂ provenant de l’épuration des gaz acides, exprimée en tonnes (t);
b) la consommation annuelle totale de calcaire ou d’autre sorbant, par type de sorbant, exprimée en tonnes (t).

3. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer les méthodes utilisées pour quantifier les émissions.

ANNEXE 13

Production d’ammoniac

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

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 8.A des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer la quantité annuelle totale de matières premières consommées, par type de matière première, exprimée en :

a) mètres cubes (m³), pour les quantités gazeuses;
b) kilolitres (kl), pour les quantités liquides;
c) tonnes (t), pour les quantités solides.

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

a) kilogrammes (kg) de C/kilogrammes (kg) de matières premières, pour les quantités gazeuses;
b) kilogrammes (kg) de C/kilolitres (kl) de matières premières, pour les quantités liquides;
c) kilogrammes (kg) de C/kilogrammes (kg) de matières premières, pour les quantités solides.

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 8.A des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’urée, exprimée en tonnes (t);
b) la quantité annuelle totale d’ammoniac produite, exprimée en tonnes (t);
c) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂ provenant de la production d’ammoniac, exprimée en tonnes (t);
d) la quantité annuelle totale de CO₂ consommée dans la production d’urée, exprimée en tonnes (t);
e) la quantité annuelle totale de CO₂ récupérée ou captée (à l’exception du CO₂ consommé dans la production d’urée), exprimée en tonnes (t).

5. Quiconque est visé par la présente annexe doit, pour l’alinéa 4e), préciser si le CO₂ récupéré ou capté sera utilisé en aval, utilisé dans la production sur place ou stocké de façon permanente.

6. Quiconque est visé par la présente annexe et utilise les données du SMECE pour communiquer les émissions doit communiquer ce qui suit :

a) les renseignements sur les émissions exigés à l’alinéa 4c). Cela ne comprend pas les renseignements précisés pour le SMECE à l’annexe 7 du présent avis;
b) les renseignements sur la production exigés aux alinéas 4a), 4b), 4d) et 4e) et à l’article 5.

7. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer les méthodes utilisées pour quantifier les émissions.

ANNEXE 14

Production d’acide nitrique

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

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 9.A des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de N₂O, exprimée en tonnes (t);
b) la quantité annuelle totale d’acide nitrique produit, exprimée en tonnes (t).

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

a) le coefficient annuel moyen pondéré de génération de N₂O, mesuré en amont de la technologie de réduction du N₂O, exprimé en kilogrammes (kg) de N₂O/tonnes (t) d’acide nitrique, sur une base d’acide à 100 %;
b) le coefficient annuel moyen pondéré de réduction de N₂O, à l’aide d’une technologie de réduction, par circuit de production d’acide, exprimé en fraction de la production annuelle d’acide nitrique par circuit pour lequel la technologie de réduction a été utilisée;
c) le rendement de destruction de la technologie de réduction du N₂O utilisée sur le circuit d’acide nitrique, exprimé en pourcentage du N₂O retiré du flux d’air, par type de technologie de réduction. Les documents montrant comment les connaissances sur le procédé ont été utilisées pour estimer le rendement de destruction doivent être fournis, si le rendement n’est pas précisé par le fabricant ou s’il n’a pas été estimé à l’aide de l’équation 9-3 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021.

4. Quiconque est visé par la présente annexe et exploite une installation où la réduction du N₂O est intégrée au procédé opérationnel et ne peut être contournée doit communiquer le coefficient annuel moyen pondéré d’émissions de N₂O, mesuré à partir du flux de gaz de l’ultime cheminée en aval de la technologie de réduction du N₂O, exprimé en kilogrammes (kg) de N₂O/tonnes (t) d’acide nitrique, sur une base d’acide à 100 %.

5. Quiconque est visé par la présente annexe et utilise les données du SMECE pour communiquer les émissions doit communiquer ce qui suit :

a) les renseignements sur les émissions exigés à l’alinéa 2a);
b) les renseignements sur la production exigés à l’alinéa 2b).

6. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer les méthodes utilisées pour quantifier les émissions.

ANNEXE 15

Production d’hydrogène

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

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 10.A des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂, exprimée en tonnes (t);
b) la quantité annuelle totale de CO₂ récupéré/capté, exprimée en tonnes (t);
c) la quantité annuelle totale d’hydrogène produit, exprimée en tonnes (t);
d) la quantité annuelle totale d’hydrogène acheté, exprimée en tonnes (t).

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

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 10.A des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer la quantité annuelle totale de matières premières utilisées, par type de matière première, exprimée en :

a) mètres cubes (m³), pour les quantités gazeuses;
b) litres (l), pour les quantités liquides;
c) tonnes (t), pour les quantités solides de matières autres que la biomasse;
d) tonnes (t) anhydres, pour les quantités de combustibles solides issus de la biomasse.

5. Quiconque est visé par la présente annexe doit, pour chaque type de matières premières utilisées selon l’article 4, communiquer la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone exprimée en :

a) kilogrammes (kg) de C/kilogrammes (kg) de matières premières, pour les quantités gazeuses;
b) kilogrammes (kg) de C/kilogrammes (kg) de matières premières ou kilogrammes (kg) de C/mètres cubes (m³) de matières premières, pour les quantités liquides;
c) kilogrammes (kg) de C/kilogrammes (kg) de matières premières, pour les quantités solides.

6. Quiconque est visé par la présente annexe doit, lorsqu’une méthode approuvée propre à l’Alberta est utilisée pour communiquer les émissions en vertu de l’alinéa 2a), communiquer la quantité de CO₂ dans le gaz d’alimentation, par type de matières premières, exprimée en tonnes (t).

7. Quiconque est visé par la présente annexe et utilise les données du SMECE pour communiquer les émissions doit communiquer ce qui suit :

a) les renseignements sur les émissions exigés à l’alinéa 2a). Cela ne comprend pas les renseignements précisés pour le SMECE à l’annexe 7 du présent avis;
b) les renseignements supplémentaires exigés aux alinéas 2b), 2c) et 2d) et à l’article 3.

8. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer les méthodes utilisées pour quantifier les émissions.

ANNEXE 16

Raffinage de pétrole

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

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.A des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂, de CH₄ et de N₂O provenant de la régénération des catalyseurs, exprimée en tonnes (t).

3. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.B des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂, de CH₄ et de N₂O provenant de l’évacuation des procédés, exprimée en tonnes (t).

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.C des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂ et de CH₄ provenant de la production d’asphalte, exprimée en tonnes (t).

5. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.D des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂ provenant des unités de récupération du soufre, exprimée en tonnes (t). La documentation de la méthode doit être fournie si l’on utilise une fraction molaire de CO₂ spécifique à la source dans le gaz acide pour l’équation 11-14.

6. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.F des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CH₄ provenant de réservoirs de stockage en surface, exprimée en tonnes (t).

7. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.G des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CH₄ et de N₂O d’usines de traitement des eaux usées, exprimée en tonnes (t).

8. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.H des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CH₄ provenant des séparateurs huile-eau, exprimée en tonnes (t).

9. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.I des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CH₄ provenant des fuites d’équipement à la raffinerie, exprimée en tonnes (t).

10. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.J des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂, de CH₄ et de N₂O provenant des unités de calcination du coke, exprimée en tonnes (t).

11. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.K des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂, de CH₄ et de N₂O provenant des systèmes de purge non contrôlés, exprimée en tonnes (t).

12. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.L des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CH₄ provenant des opérations de chargement, exprimée en tonnes (t).

13. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.M des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CH₄ provenant des unités de cokéfaction retardée, exprimée en tonnes (t).

14. Quiconque est visé par la présente annexe doit, au moyen des données disponibles pour les activités typiques, pour tout pétrole brut, propane, butane et éthanol acheminé à l’installation aux fins de raffinage ou d’utilisation comme additif de combustible, communiquer ce qui suit :

a) les quantités annuelles totales :
- (i) de pétrole brut et d’éthanol, exprimées en kilolitres (kl),
- (ii) de propane et de butane, exprimées en mètres cubes (m³);
b) la valeur annuelle du pouvoir calorifique supérieur, exprimée en mégajoules (MJ) par unité;
c) la teneur moyenne annuelle en carbone, exprimée en kilogrammes (kg) de carbone par unité.

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

a) les quantités gazeuses, exprimées en mètres cubes (m³);
b) les quantités solides, exprimées en tonnes (t);
c) les quantités liquides, exprimées en kilolitres (kl);
d) les quantités solides issues de la biomasse, exprimées en tonnes (t) anhydres.

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

17. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer les méthodes utilisées pour quantifier les émissions.

ANNEXE 17

Fabrication de pâtes et papier

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

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 12.A des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂ provenant de l’ajout de carbonates dans le procédé de récupération chimique dans les usines de pâte chimique, exprimée en tonnes (t);
b) la quantité annuelle totale d’émissions de CH₄ et de N₂O des usines de traitement des eaux usées sur place, exprimée en tonnes (t);
c) la quantité annuelle totale de pâte, exprimée en tonnes (t) de pâte séchée à l’air;
d) la quantité annuelle totale de matières carbonées consommées, par type de matière carbonée, exprimée en tonnes (t);
e) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des matières carbonées consommées, par type de matière carbonée, exprimée en tonnes de C/tonnes de matière carbonée, si l’équation 12-2 est utilisée à la section 12 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021;
f) la quantité annuelle totale de matières carbonées produites, par type de matière, exprimée en tonnes (t), si l’équation 12-2 est utilisée à la section 12 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021;
g) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des matières carbonées produites, par type de matière, exprimée en tonnes de C/tonnes de matière, si l’équation 12-2 est utilisée à la section 12 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021;
h) la moyenne pondérée annuelle de la fraction de calcination obtenue, par type de carbonate utilisé, si l’équation 12-3 est utilisée à la section 12 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021. Si la valeur par défaut n’est pas utilisée, la méthode utilisée doit être précisée.

3. Quiconque est visé par la présente annexe et utilise les données du SMECE pour communiquer les émissions doit communiquer ce qui suit :

a) les renseignements sur les émissions exigés aux alinéas 2a) et b). Cela ne comprend pas les renseignements sur les émissions précisés pour le SMECE à l’annexe 7 du présent avis;
b) les renseignements sur la production exigés à l’alinéa 2c).

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer les méthodes utilisées pour quantifier les émissions.

ANNEXE 18

Production de métaux commun

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

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 13.A des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2021 afin de communiquer ce qui suit :

a) la quantité annuelle totale d’émissions de CO₂ provenant de la production de métaux communs, par type de métal commun, exprimée en tonnes (t);
b) la quantité annuelle totale de matières carbonées consommées (par exemple réactifs de flux, agents réducteurs ou consommation d’électrodes), par type de matière, exprimée en tonnes (t);
c) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des matières carbonées consommées (par exemple réactifs de flux, agents réducteurs ou consommation d’électrodes) par type de matière, exprimée en tonnes de C/tonnes de matières carbonées consommées;
d) la quantité annuelle totale de matières carbonées produites, par type de matière, exprimée en tonnes (t);
e) la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone des matières carbonées produites, par type de matière, exprimée en tonnes de C/tonnes de matière;
f) la quantité annuelle totale de chaque métal commun ou matte de nickel produit, par type, exprimée en tonnes (t).

3. Quiconque est visé par la présente annexe et utilise les données du SMECE pour communiquer les émissions doit communiquer ce qui suit :

a) les renseignements sur les émissions exigés à l’alinéa 2a). Cela ne comprend pas les renseignements sur les émissions précisés pour le SMECE à l’annexe 7 du présent avis;
b) les renseignements sur la production exigés à l’alinéa 2f).

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer les méthodes utilisées pour quantifier les émissions.

NOTE EXPLICATIVE

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

En 2004, le gouvernement du Canada a établi le Programme de déclaration des gaz à effet de serre (PDGES) afin de recueillir et de publier annuellement des informations sur les émissions de gaz à effet de serre (GES) des plus grands émetteurs du Canada. Dans le cadre de ce programme de déclaration obligatoire, un avis est publié chaque année dans la Gazette du Canada, conformément à l’article 46 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [la Loi], pour décrire les exigences en matière de déclaration. Les exploitants des installations qui répondent aux critères énoncés dans l’avis sont tenus de présenter une déclaration à Environnement et Changement climatique Canada (ECCC) avant le 1^er juin de chaque année. Le PDGES s’inscrit dans le cadre des efforts continus déployés par le Canada pour élaborer, par un processus de collaboration avec les provinces et les territoires, un système de déclaration harmonisé et efficace qui répondra aux besoins en information de tous les ordres de gouvernement, qui fournira aux Canadiens une information rapide et fiable sur les émissions de gaz à effet de serre et qui soutiendra les initiatives réglementaires.

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

permettre l’utilisation directe des données déclarées dans l’Inventaire national des gaz à effet de serre;
augmenter l’uniformité et la comparabilité des données sur les GES déclarés dans l’ensemble des administrations;
obtenir un portrait plus complet des émissions provenant des installations canadiennes.

L’avis requérant la déclaration des renseignements sur les GES pour 2017, publié en décembre 2017, représentait la phase 1 de cette expansion. Pour cette phase, le seuil de déclaration a été abaissé afin que toutes les installations émettant 10 000 tonnes ou plus de GES (en éq. CO₂) soient visées. Il a aussi été requis de secteurs spécifiques de l’industrie de communiquer des renseignements supplémentaires, en utilisant des méthodes prescrites. Ces secteurs étaient ceux du ciment, de la chaux, de l’aluminium, du fer et de l’acier, ainsi que les installations exerçant des activités de capture, de transport, d’injection ou de stockage du CO₂.

L’avis requérant la déclaration des renseignements sur les GES pour 2018, publié en janvier 2019, s’inscrivait dans la continuité de l’expansion du PDGES avec la mise en œuvre de la phase 2 qui visait à exiger d’autres secteurs industriels de communiquer des renseignements supplémentaires au moyen des méthodes prescrites. Ces secteurs étaient ceux de la production d’ammoniac, de métaux communs, d’électricité, d’éthanol, d’hydrogène, d’acide nitrique, de l’exploitation minière (à l’exception du pétrole et du gaz), des raffineries de pétrole et des pâtes et papiers.

Le présent avis maintient les exigences de déclaration des deux premières phases de l’expansion et ne comporte que des changements mineurs (corrections et précisions) par rapport à l’avis de l’année dernière. La poursuite de l’expansion du programme fera l’objet d’une évaluation dans les prochains cycles de déclaration.

Dans le cas des installations visées par les exigences de déclaration élargies des phases 1 et 2 de l’expansion qui déclarent déjà des données identiques ou similaires dans le cadre de programmes provinciaux (Colombie-Britannique, Québec, Nouvelle-Écosse et Terre-Neuve-et-Labrador), le PDGES continuera de permettre à ces installations de téléverser des rapports provinciaux. Ces rapports seront traités par ECCC, et les installations devront confirmer les données et, le cas échéant, modifier leurs rapports présentés à ECCC pour ajouter les données manquantes.

Les renseignements qui doivent être déclarés conformément au présent avis continueront d’être recueillis au moyen du système de Guichet unique d’ECCC. Ce système recueille actuellement les données pour le PDGES d’ECCC et pour la Colombie-Britannique, l’Alberta, l’Ontario, la Saskatchewan, la Nouvelle-Écosse et le Nouveau-Brunswick dans le but de soutenir les exigences de réglementation des provinces en matière de déclaration des GES, ainsi que pour l’Inventaire national des rejets de polluants, ses partenaires et divers autres programmes partenaires. Les installations qui sont tenues de communiquer leurs émissions au PDGES pour 2021 et qui sont assujetties au Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement soumettront les renseignements requis par chacun des programmes dans des rapports distincts au moyen du même système de déclaration. Les installations qui ne sont pas assujetties à ce règlement doivent toujours communiquer leurs émissions dans le cadre du PDGES. Des renseignements complémentaires sur le PDGES ainsi que des instructions étape par étape sur la façon de naviguer dans le Guichet unique sont disponibles sur le site Web du programme.

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

Le texte de la Loi est disponible sur le site Web de Justice Canada.

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

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

Références

Référence 1

Comme il existe de nombreux gaz à effet de serre (GES) et que leur PRP varie, les émissions sont additionnées selon une unité commune, soit en équivalent CO2. Pour exprimer les émissions de GES en unités d’équivalent CO2, la quantité d’un GES donné (en unités de masse) est multipliée par le PRP lui correspondant. Les PRP sont indiqués dans le tableau 1 du présent avis.

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Référence 2

Cette distinction est conforme à celle du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC). Source : GIEC 2006, Lignes directrices 2006 du GIEC pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre.

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La Gazette du Canada, Partie I, volume 155, numéro 51 : Avis concernant la déclaration des gaz à effet de serre (GES) pour 2021

MINISTÈRE DE L’ENVIRONNEMENT

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

Avis concernant la déclaration des gaz à effet de serre (GES) pour 2021

ANNEXE 1

Gaz à effet de serre

Note(s) du tableau a1

ANNEXE 2

Définitions

ANNEXE 3

Critères de déclaration

ANNEXE 4

Informations administratives à communiquer

ANNEXE 5

Exigences de base en matière de déclaration

ANNEXE 6

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

ANNEXE 7

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

ANNEXE 8

Exigences de déclaration pour la production de chaux

ANNEXE 9

Exigences de déclaration pour la production de ciment

ANNEXE 10

Exigences de déclaration pour la production d’aluminium

ANNEXE 11

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

ANNEXE 12

Production d’électricité et de chaleur

ANNEXE 13

Production d’ammoniac

ANNEXE 14

Production d’acide nitrique

ANNEXE 15

Production d’hydrogène

ANNEXE 16

Raffinage de pétrole

ANNEXE 17

Fabrication de pâtes et papier

ANNEXE 18

Production de métaux commun

NOTE EXPLICATIVE

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