La Gazette du Canada, Partie I, volume 156, numéro 44 : Règlement modifiant le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement et le Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement

Le 29 octobre 2022

Fondements législatifs
Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre
Loi sur les pénalités administratives en matière d’environnement

Ministère responsable
Ministère de l’Environnement

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

(Le présent résumé ne fait pas partie du Règlement.)

Résumé

Enjeux

Les émissions de gaz à effet de serre (GES) contribuent de façon importante aux changements climatiques, qui constituent une menace mondiale urgente dont les répercussions et les coûts devraient augmenter au fil du temps en l’absence de toute intervention. Si aucune mesure n’est prise pour réduire les émissions de GES, les répercussions des changements climatiques devraient s’aggraver à mesure que la température moyenne à la surface de la planète augmente. Les changements de température et de précipitations peuvent avoir des répercussions sur les habitats naturels, l’agriculture ainsi que l’approvisionnement alimentaire, et l’élévation du niveau de la mer peut menacer les collectivités côtières.

Reconnaissant la nécessité de prendre des mesures pour lutter contre les changements climatiques, le gouvernement du Canada a annoncé l’Approche pancanadienne pour une tarification de la pollution par le carbone (l’Approche pancanadienne) en octobre 2016, qui place la tarification du carbone au centre de l’action climatique du Canada. L’Approche pancanadienne établit les normes nationales minimales de rigueur, appelées le modèle fédéral, que tous les systèmes de tarification de la pollution par le carbone au Canada doivent respecter. Le filet de sécurité fédéral pour la tarification de la pollution par le carbone (le filet de sécurité fédéral) s’applique dans les provinces et les territoires qui n’ont pas de système de tarification de la pollution par le carbone qui satisfait aux exigences du modèle fédéral (appelés provinces et territoires assujettis). Le filet de sécurité fédéral, mis en place en 2019, comprend deux parties, soit une redevance réglementaire sur les combustibles fossiles (la redevance sur les combustibles) et un système d’échange réglementaire pour les installations industrielles dans les secteurs risquant fortement de voir leur compétitivité affectée et étant à risque élevé de fuites de carbone, soit le Système de tarification fondé sur le rendement (STFR).

Depuis 2016, le Canada a revu à la hausse son ambition climatique et s’est engagé à réduire ses émissions de GES de 40 % à 45 % sous les niveaux de 2005 d’ici 2030 et à atteindre la carboneutralité d’ici 2050. Pour veiller à ce que la tarification de la pollution par le carbone demeure un important facteur de réduction des GES, le gouvernement du Canada a annoncé en 2021 que la tarification de la pollution par le carbone augmenterait à 65 $ la tonne d’équivalent de dioxyde de carbone (CO₂e) en 2023 avec une augmentation de 15 $ par année civile pour atteindre 170 $ la tonne de CO₂e en 2030.

Cette trajectoire de prix sur la pollution par le carbone fait partie du modèle fédéral renforcé annoncé à l’été 2021, tout comme l’augmentation de la rigueur d’autres critères. Le projet de Règlement modifiant le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement et le Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement (le projet de modifications) est nécessaire pour s’assurer que le STFR demeure harmonisé avec le modèle fédéral et continue de réduire les GES, tout en atténuant les répercussions sur la compétitivité et les risques de fuites de carbone. Le maintien de l’efficacité du STFR en assurant une demande nette de crédits se traduira par un signal du prix marginal fort, en accord avec le modèle fédéral.

Contexte

En décembre 2015, la communauté internationale, y compris le Canada, a conclu l’Accord de Paris, qui vise à réduire les émissions de GES afin de limiter à moins de deux degrés Celsius (2 °C) la hausse de la température moyenne de la planète au-dessus des niveaux préindustriels et à poursuivre les efforts pour la limiter à 1,5 °C. Dans le cadre de l’Accord de Paris, le Canada s’est engagé à réduire ses émissions nationales de GES de 30 % sous les niveaux de 2005 d’ici 2030.

Le 12 juillet 2021, le ministre de l’Environnement (le ministre) a officiellement soumis aux Nations Unies la contribution déterminée au niveau national (CDN) du Canada revue à la hausse, engageant le Canada à réduire ses émissions nationales de GES de 40 % à 45 % sous les niveaux de 2005 d’ici 2030. Le Canada s’est également engagé à atteindre la carboneutralité d’ici 2050 sous la Loi sur la responsabilité en matière de carboneutralité. Pour respecter ces obligations, le gouvernement fédéral met en œuvre une série de mesures, notamment en continuant de mettre un prix sur la pollution par le carbone.

L’Approche pancanadienne, publiée en 2016, forme l’un des quatre principaux piliers du Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques (le Cadre pancanadien). En s’appuyant sur les mesures du Cadre pancanadien, le Plan de réduction des émissions pour 2030 (PRE) décrit la façon dont le Canada atteindra sa cible revue à la hausse dans le cadre de l’Accord de Paris, visant à réduire les émissions de GES de 40 % à 45 % sous les niveaux de 2005 d’ici 2030. Le PRE, publié en mars 2022, est le premier plan publié sous le régime de la Loi sur la responsabilité en matière de carboneutralité. La tarification de la pollution par le carbone est un pilier central du Cadre pancanadien et du PRE.

Dans l’approche du gouvernement canadien en matière de tarification de la pollution par le carbone, les provinces et les territoires ont la souplesse nécessaire pour mettre en œuvre un système de tarification du carbone qui convient à leur situation, à condition que ce système satisfasse aux critères nationaux minimaux de rigueur, appelés le modèle fédéral. Le modèle fédéral établit des critères que tous les systèmes doivent respecter pour garantir qu’ils sont comparables et efficaces à réduire les émissions de GES. En août 2021, le gouvernement du Canada a mis à jour le modèle fédéral pour la période de 2023 à 2030^{référence 1}. Un processus est en cours pour évaluer les soumissions des provinces et des territoires en fonction des critères du modèle fédéral mis à jour pour cette période.

La Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre (la Loi), édictée le 21 juin 2018, établit le cadre du filet de sécurité fédéral qui comprend deux parties, soit une redevance réglementaire appliquée sur les combustibles fossiles (la redevance sur les combustibles), établie en vertu de la partie 1 de la Loi, et un système d’échange réglementaire pour l’industrie, soit le STFR, établi en vertu de la partie 2 de la Loi. Le filet de sécurité fédéral, qui peut comprendre la redevance sur les combustibles, le STFR, ou les deux, s’applique dans toute province ou tout territoire qui en fait la demande ou qui n’ont pas de système de tarification du carbone conforme au modèle fédéral. En 2022, le STFR s’appliquait au Manitoba, à l’Île-du-Prince-Édouard, au Yukon et au Nunavut ainsi qu’aux secteurs de la production d’électricité et des gazoducs en Saskatchewan. Les résultats des évaluations des systèmes provinciaux et territoriaux en fonction du modèle fédéral mis à jour pourraient mener à une modification de la portée d’application du STFR.

Le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement (le Règlement) a été publié à la Partie II de la Gazette du Canada le 10 juillet 2019. Le STFR fédéral est conçu de manière à mettre un prix sur la pollution par le carbone qui encourage les installations industrielles des secteurs risquant fortement de voir leur compétitivité affectée et étant à risque élevé de fuites de carbone à réduire leurs émissions par unité de production. Les fuites de carbone se produisent lorsque la production et les investissements se déplacent vers des lieux où la tarification du carbone est moins rigoureuse, ce qui diminue les réductions d’émissions à l’échelle mondiale et ralentit l’activité économique à l’endroit où la tarification du carbone est plus rigoureuse. Des répercussions négatives sur la compétitivité, telle qu’une perte de part du marché mondial, peuvent se produire lorsque la situation économique à laquelle sont confrontées les entreprises change, notamment en raison d’une augmentation des coûts de production liée à la tarification du carbone. Ces répercussions sur la compétitivité peuvent mener à des fuites de carbone.

Le Règlement définit les installations auxquelles le STFR fédéral s’applique (les installations assujetties) et spécifie les normes de rendement pour certaines activités industrielles qui sont établies sur la base des émissions par unité de production (intensité des émissions). En règle générale, les installations assujetties ne paient pas la redevance sur les combustibles qu’elles utilisent à leur installation. Elles sont plutôt tenues de verser une compensation annuellement pour les émissions de GES dépassant leur limite d’émissions respective au cours d’une période de conformité. La limite d’émissions d’une installation assujettie, qui est mesurée en tonnes de CO₂e, est déterminée en additionnant la production de l’installation (normalement exprimée en unité de production) pour chaque activité industrielle visée, multipliée par la norme de rendement applicable. Le ministre émet des crédits excédentaires à une installation assujettie dont les émissions de GES sont en deçà de sa limite d’émissions en un nombre égal à la différence entre la quantité d’émissions de GES et sa limite. Ces crédits excédentaires peuvent être vendus ou utilisés pour s’acquitter de ses obligations de compensation futures.

Les installations assujetties disposent de trois options quant au versement de la compensation pour les émissions excédentaires. Premièrement, elles peuvent payer au receveur général du Canada une redevance pour émissions excédentaires. Deuxièmement, les installations assujetties peuvent remettre des unités de conformité admissibles, chacune représentant une tonne de CO₂e, soit : (i) des crédits excédentaires émis par le ministre à cette installation assujettie ou qui ont été acquis par l’entremise d’échanges avec d’autres installations assujetties; (ii) des crédits compensatoires provinciaux ou territoriaux admissibles formellement reconnus à titre d’unités de conformité par le ministre en vertu du Règlement; (iii) des crédits compensatoires émis par le ministre^{référence 2}. Troisièmement, les installations assujetties peuvent utiliser une combinaison de paiements de la redevance pour émissions excédentaires et d’unités de conformité admissibles afin de verser une compensation pour les émissions excédentaires. Toutefois, à compter de la période de conformité de 2022, la personne responsable d’une installation assujettie doit verser un minimum de 25 % de l’obligation de compensation de chaque installation par paiements d’une redevance pour émissions excédentaires.

Installations assujetties dans les provinces et territoires assujettis au filet de sécurité fédéral

Les installations assujetties à participation obligatoire se situent dans une province ou un territoire assujetti au filet de sécurité, émettent 50 kilotonnes (kt) ou plus de CO₂e par année et exercent à titre d’activité principale une activité prévue à l’annexe 1 du Règlement. D’autres installations situées dans une province ou un territoire assujetti au filet de sécurité peuvent présenter une demande de participation volontaire au STFR. Chaque demande de participation volontaire est évaluée selon ses mérites et au cas par cas. Les principaux facteurs pris en compte lors de l’évaluation d’une demande sont décrits dans la Politique concernant la participation volontaire au Système de tarification fondé sur le rendement (la Politique concernant la participation volontaire). Ils comprennent le fait que l’installation émette ou, dans le cas d’une installation récente, modernisée ou agrandie, prévoit émettre un minimum de 10 kt de CO₂e par année et où soit une activité industrielle prévue à l’annexe 1 du Règlement est exercée, soit une activité industrielle prévue à l’annexe 1 du Règlement n’est pas exercée en tant qu’activité principale, mais l’installation fait partie d’un secteur industriel considéré comme risquant fortement de voir sa compétitivité affectée et comme étant à risque élevé de fuites de carbone. En 2022, il y a 53 installations assujetties dans les provinces et territoires où le STFR s’applique. Il y a 14 installations à participation obligatoire en Saskatchewan, 7 au Manitoba, 1 à l’Île-du-Prince-Édouard, 1 au Yukon et 4 au Nunavut.

Normes de rendement

Les normes de rendement sont des normes d’intensité des émissions fondées sur le rendement pour des activités précises visées par le STFR, exprimées en quantité d’émissions de GES par unité de production pour une activité ou un produit donné. Ces normes sont, pour la plupart, fixées en pourcentage de la moyenne des intensités d’émissions pondérée en fonction de la production de toutes les grandes installations émettrices fabriquant des produits semblables au Canada. Pour établir les normes de rendement, un facteur de réduction des émissions est appliqué à la moyenne des intensités d’émissions pondérée en fonction de la production. Le facteur de réduction des émissions est établi à 80 %, 90 % ou 95 %, dépendamment des risques de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone auxquels le secteur est confronté. Les normes de rendement ont aussi été ajustées pour les secteurs dont les émissions liées aux procédés industriels constituent 30 % ou plus des émissions de GES totales du secteur. Toutes choses étant égales, un facteur de réduction plus faible amène une norme de rendement plus rigoureuse.

La plupart des normes de rendement prévues à l’annexe 1 du Règlement sont numériques. Pour les normes de rendement numériques existantes, la moyenne d’intensité des émissions pondérée en fonction de la production pour une activité industrielle spécifique a été calculée à l’aide des données sur les émissions et la production de toutes les installations au Canada où cette activité industrielle est exercée et ayant émis 50 kt de CO₂e ou plus par année de 2014 à 2016. Certaines normes de rendement sont spécifiques à l’installation et sont appelées normes de rendement calculées. Ces normes de rendement sont calculées à partir des données sur les émissions et la production de l’installation concernée au cours des années de références données.

Évaluation des risques de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone

Le Ministère catégorise les secteurs comme étant à forte intensité des émissions et exposés aux échanges commerciaux à partir du niveau de risques de répercussions négatives sur la compétitivité et de fuites de carbone. Les résultats de ces analyses servent à déterminer le facteur de réduction des émissions utilisé pour établir une norme de rendement. Le paramètre de l’intensité des émissions et d’exposition aux échanges commerciaux comporte deux éléments, soit l’intensité des émissions économiques (c’est-à-dire les coûts du carbone par unité de valeur ajoutée brute d’un secteur) et l’exposition aux échanges commerciaux (c’est-à-dire l’exposition à la concurrence des importations et des exportations dans un secteur).

Le Ministère a élaboré une approche en trois phases pour réaliser une évaluation des risques potentiels de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone en raison de l’application de la tarification du carbone dans le cadre du STFR. En phase 1, des données historiques provenant principalement de sources de données publiques nationales sont utilisées pour évaluer quels secteurs dépassent les seuils d’intensité des émissions et d’exposition aux échanges commerciaux. La phase 2 comprend la même analyse, mais estime les niveaux d’intensité des émissions et d’exposition aux échanges commerciaux à l’aide des résultats des projections du modèle EC-Pro du Ministère^{référence 3}. La phase 3 tient compte de renseignements supplémentaires pertinents à l’évaluation des risques de répercussions négatives sur la compétitivité et de fuites de carbone en raison de la tarification de la pollution par le carbone. Cela comprend, en particulier, l’analyse des coûts directs de la tarification de la pollution par le carbone par rapport aux données financières pour une partie importante des installations d’un secteur (c’est-à-dire les coûts du carbone par unité de revenu des installations)^{référence 4}.

Objectif

L’objectif du projet de modifications est de maintenir l’efficacité du STFR pour que celui-ci continue de contribuer aux cibles de réduction des émissions de GES du Canada, tout en atténuant les risques de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone en raison de la tarification de la pollution par le carbone.

Description

Le projet de modifications modifierait le Règlement pour ajouter un taux de resserrement annuel à l’ensemble des normes de rendement afin de s’harmoniser au modèle fédéral renforcé et de veiller à ce que le STFR continue de contribuer aux cibles de réduction des émissions du Canada, tout en atténuant les risques de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone. Le projet de modifications introduirait également de nouvelles normes de rendement et réviserait certaines normes dans certaines circonstances, permettant au STFR de fonctionner efficacement en tant que filet de sécurité ainsi que de s’appliquer dans toutes les provinces et tous les territoires du Canada, le cas échéant. De plus, le projet de modifications permettrait l’harmonisation entre les méthodes de quantification des GES utilisées dans le STFR et le Programme de déclaration des émissions de gaz à effet de serre (PDGES) fédéral, améliorerait la mise en œuvre du STFR par la reconnaisse d’activités industrielles additionnelles, faciliterait la participation volontaire, modifierait les normes de rendement calculées et contribuerait à l’exactitude des rapports en modifiant les règles en matière de déclaration et de vérification. Finalement, le projet de modifications s’appliquerait aux installations assujetties et modifierait le Règlement en fonction de l’examen effectué en 2022, comme décrit ci-dessous.

Taux de resserrement

Le projet de modifications introduit des taux de resserrement sur les normes de rendement. Il s’agit d’un pourcentage de réductions annuelles fixe, ou une augmentation annuelle fixe de la rigueur, appliqué aux normes de rendement. Les normes de rendement continueraient à diminuer selon le taux de resserrement annuel applicable sans date de fin. Le projet de modifications modifie la formule pour calculer les limites d’émissions d’une installation en intégrant un taux de resserrement annuel de 2 % à la plupart des normes de rendement à compter de la période de conformité de 2023. Un taux de resserrement annuel de 1 % s’appliquerait aux normes de rendement pour les secteurs risquant très fortement de voir leur compétitivité affectée par la tarification du carbone et étant à risque très élevé de fuites de carbone en raison de la tarification du carbone^{référence 5}. Ces secteurs sont la production de ciment, de chaux, de produits pétrochimiques (à l’exception de l’éthylène glycol) ainsi que de l’extraction et le traitement du gaz naturel. Le taux de resserrement proposé ne s’appliquerait pas à la production d’électricité à partir de combustibles fossiles, que l’électricité soit produite à une installation industrielle ou à une installation de production d’électricité (article 38 de l’annexe 1 du Règlement). Ces taux de resserrement seraient réévalués si la portée d’application du STFR fédéral changeait.

Normes de rendement

Nouvelles normes de rendement

Le projet de modifications ajouterait 12 activités industrielles aux activités prévues à l’annexe 1 du Règlement ainsi que leurs normes de rendement respectives. Ces normes de rendement additionnelles ont été développées pour les activités où trois installations ou plus au Canada émettent 10 kt de CO₂e ou plus par année par installation. La moyenne nationale des intensités d’émissions pondérée en fonction de la production a été établie à l’aide des données des années de référence de 2017 à 2019 pour la plupart des normes, avec une approche qui était généralement cohérente avec la façon dont les normes existantes ont été établies. Dans les cas où la modification des potentiels de réchauffement planétaire (PRP) entraînait un changement important à la valeur de la norme (de plus de 1 %), les normes de rendement ont été déterminées à partir des émissions calculées en utilisant les valeurs de PRP mises à jour à l’annexe 3 de la Loi, conformément à l’approche de révision des normes existantes. Cela a affecté deux normes, soit la norme sur l’exploitation minière de surface des sables bitumineux et l’extraction de bitume ainsi que celle sur la production d’aluminium à partir d’alumine.

Les normes se voient attribuer un facteur de réduction des émissions de 80 %, de 90 % ou de 95 % de la moyenne nationale des intensités d’émissions pondérée en fonction de la production, compte tenu du niveau de risque du secteur dans l’évaluation des risques de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone ainsi que de la proportion des émissions liées aux procédés industriels. Les normes proposées et les résultats des évaluations des risques correspondants sont détaillés dans la section intitulée Analyse réglementaire ci-dessous.

L’exclusion actuelle des émissions de méthane, qui s’applique à la plupart des normes sur le pétrole et le gaz naturel du Règlement, n’a pas été appliquée à la norme proposée sur l’exploitation minière de surface des sables bitumineux et l’extraction de bitume. Par conséquent, les émissions fugitives provenant de cette activité sont incluses dans la norme proposée.

Mise à jour des normes de rendement existantes

Le projet de modifications apporterait des changements à certaines normes de rendement existantes, notamment la révision de la norme sur la liqueur d’urée en une norme pour l’urée granulée ainsi qu’une norme pour la liqueur d’urée. L’établissement d’une norme distincte pour l’urée granulée exige la révision de la norme actuelle sur la liqueur d’urée afin que celle-ci ne tienne plus compte des émissions additionnelles associées à la production d’urée granulée. Ces normes ont été établies en fonction des données des années de référence utilisées pour établir la norme actuelle sur la liqueur d’urée et chacune des normes a reçu le facteur de réduction des émissions de 90 %, qui avait été auparavant appliqué à la norme sur la liqueur d’urée.

De plus, le projet de modifications mettrait à jour la définition de l’activité de la fabrication automobile afin d’exclure la production de véhicules zéro émission, car ces véhicules sont considérés comme un produit distinct. Les installations dont la production de véhicules zéro émission constitue une activité additionnelle pourraient avoir accès à une norme de rendement qui leur est propre pour cette activité, en supposant que cette activité soit ajoutée à la liste des activités additionnelles reconnues par le ministre.

Le projet de modifications mettrait également à jour la description de l’activité liée à la production de métaux ou de diamants prévue à l’article 26 de l’annexe 1 du Règlement. Cette mise à jour clarifierait la description pour que l’activité s’applique à l’extraction et au broyage d’un produit plutôt qu’à l’un ou l’autre. Les installations qui ne font que l’un ou l’autre seraient toujours admissibles à participer volontairement au STFR, pour autant qu’elles répondent aux critères d’adhésion, car ce secteur est considéré comme risquant fortement de voir sa compétitivité affectée et comme étant à risque élevé de fuites de carbone. Dans ce cas, les installations recevraient une norme de rendement calculée propre à l’installation, en supposant que cette activité soit ajoutée à la liste des activités additionnelles reconnues par le ministre.

À la suite des mises à jour des PRP prévus à l’annexe 3 de la Loi, le projet de modifications mettrait à jour deux normes de rendement existantes lorsque la modification des valeurs de PRP entraîne un changement important de plus ou moins 1 % de la valeur des normes de rendement, tel qu’il est décrit dans la section intitulée « Analyse de la réglementation ».

Réduction du fardeau administratif

Le projet de modifications retirerait les méthodes de quantification détaillées de l’annexe 3 du Règlement. Les méthodes de quantification seraient prévues dans un document technique intitulé Méthodes de quantification pour le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement, incorporé par renvoi dans le Règlement. Cette modification permettrait au ministre de continuer la mise à jour des méthodes prévues régulièrement et selon les besoins afin d’intégrer les mises à jour techniques et d’harmoniser les méthodes de quantification des GES avec celles du Programme de déclaration des gaz à effet de serre (PDGES) si possible.

L’article 176 de la Loi exige que la personne responsable d’une installation assujettie avise le ministre de toute erreur ou omission constatée dans les cinq ans suivant la transmission d’un rapport annuel. Le projet de modifications supprimerait l’obligation de transmettre un rapport corrigé lorsque la personne responsable constate toute erreur ou omission dans un rapport annuel. Au lieu de cela, un rapport annuel accompagné de son rapport de vérification ne serait exigé que lorsque l’erreur ou omission constatée aurait constitué un écart important si elle avait été relevée durant la vérification du rapport annuel. Le délai de transmission du rapport corrigé passerait de 90 à 120 jours à compter de la date de transmission de l’avis au ministre. Le ministre conserve le pouvoir de déterminer si un rapport corrigé est nécessaire dans d’autres circonstances.

Amélioration de la mise en œuvre

Reconnaissance d’activités industrielles additionnelles

Actuellement, en vertu du Règlement, une installation assujettie dont l’activité principale est une activité prévue à l’annexe 1 du Règlement ne peut inclure dans le calcul de sa limite d’émissions que la production et les normes de rendement applicables pour les activités prévues à l’annexe 1 du Règlement exercées à l’installation. Une installation assujettie dont l’activité principale n’est pas une activité prévue à l’annexe 1 peut tenir compte d’autres activités industrielles dans le calcul de sa limite d’émissions, à condition que ces activités soient précisées dans un avis émis par le ministre accompagnant le certificat d’installation assujettie. Le projet de modifications définirait une activité industrielle additionnelle comme une activité reconnue par le ministre, qui est exercée dans un secteur risquant fortement de voir sa compétitivité affectée par la tarification du carbone et comme étant à risque élevé de fuites de carbone en raison de la tarification du carbone. Cela obligerait l’installation assujettie à inclure dans la détermination de sa limite d’émissions autant les activités prévues à l’annexe 1 du Règlement que les activités industrielles additionnelles exercées à son installation. Toute nouvelle activité industrielle additionnelle reconnue par le ministre ne serait incluse dans la détermination de la limite d’émissions d’une installation assujettie que pour la période de conformité qui suit l’année au cours de laquelle l’activité industrielle additionnelle est reconnue.

Amélioration de l’accessibilité à la participation volontaire

Le projet de modifications apporterait plusieurs modifications qui affecteraient le processus de participation volontaire. Parmi ces modifications, le début de la première période de conformité serait fixé au 1^er janvier de l’année civile suivant l’année au cours de laquelle le ministre désigne l’installation à titre d’installation assujettie. Le projet de modifications supprimerait aussi l’obligation pour certaines installations d’utiliser les renseignements détaillés sur les émissions et la production fournis dans leur demande de participation volontaire dans le calcul de leur norme de rendement, en exigeant plutôt que ces renseignements soient fournis dans le cadre de leur rapport annuel.

D’autres modifications, telles que celles apportées aux normes de rendement calculées et qui consistent à retirer du calcul les émissions provenant d’activités industrielles non visées, permettraient au ministre d’élargir l’admissibilité de la participation volontaire aux installations où est exercée une activité industrielle additionnelle à titre secondaire, tout en veillant à ce que le calcul de la norme de rendement applicable à ces installations soit représentatif des émissions liées à cette activité. Le projet de modifications ajouterait également des dispositions relatives à l’annulation de la désignation. Lorsqu’une personne responsable d’une installation demanderait l’annulation de sa désignation en tant qu’installation assujettie, l’annulation serait en vigueur en date du 31 décembre de l’année au cours de laquelle la demande serait faite.

Norme de rendement calculée

Le projet de modifications changerait la manière de déterminer une norme de rendement calculée. À la suite de ce changement, il faudrait tenir compte des activités exercées dans des secteurs qui ne sont pas reconnus comme risquant de voir leur compétitivité affectée et comme étant à risque de fuite de carbone ainsi que du captage et stockage du carbone. Le projet de modifications clarifierait aussi la manière de calculer les transferts d’énergie thermique. Le projet de modifications prévoit des changements aux années de références utilisées pour le calcul des normes de rendement. Ceci permettrait aux installations où sont exercées des activités prévues à l’annexe 1 du Règlement et à celles où sont exercées des activités non prévues à l’annexe 1, mais reconnues en vertu du Règlement, d’utiliser les mêmes années de référence dans le calcul de leur norme de rendement. Le projet de modifications exigerait également l’utilisation de projections lorsqu’aucune donnée n’est disponible pour l’année de référence, notamment lorsque de nouvelles activités sont exercées à l’installation assujettie. Après trois années de production, l’installation assujettie serait tenue de recalculer la norme de rendement applicable en utilisant les émissions réelles de l’installation au cours des trois années précédentes. Lorsqu’il est nécessaire d’attribuer les émissions de GES entre les activités, le projet de modifications exigerait que les méthodes utilisées soient fondées sur des principes d’ingénierie bien établis et soient les mêmes pour tous les calculs liés à la détermination de la norme de rendement applicable. Des renseignements sur les méthodes utilisées dans l’attribution des émissions seraient exigés dans le rapport annuel.

Exactitude des rapports

Vérification

Le Règlement établit les exigences de vérification des rapports annuels par un tiers. Cela inclut l’exigence que l’organisme de vérification soit accrédité à la norme ISO 14065 intitulée Gaz à effet de serre — Exigences pour les organismes fournissant des validations et des vérifications des gaz à effet de serre en vue de l’accréditation ou d’autres formes de reconnaissance. De plus, les organismes de vérification doivent procéder à la vérification conformément à la norme ISO 14064-3 intitulée Gaz à effet de serre — Partie 3: Spécifications et lignes directrices pour la vérification et la validation des déclarations des gaz à effet de serre. Ces normes ISO ont été mises à jour récemment. Le projet de modifications ferait un renvoi dynamique à ces normes, de façon à ce que les versions les plus récentes remplacent les anciennes. Malgré cela, si la norme ISO 14065 est modifiée, le projet de modifications prévoit une période de transition de quatre ans pendant laquelle la version précédente de la norme peut être respectée afin que les organismes de vérification aient le temps d’obtenir l’accréditation à la norme ISO 14065 mise à jour.

Le seuil d’importance relative est le seuil à partir duquel une seule erreur ou omission ou un ensemble d’erreurs ou d’omissions affecte la fiabilité des données contenues dans un rapport. Le projet de modifications changerait le seuil d’importance relative, lequel passerait de 8 % à 5 % pour les émissions de GES des installations assujetties qui émettent moins de 50 kt de CO₂e par année, et de 5 % à 0,1 % pour la production pour toutes les activités industrielles. Les tableaux suivants montrent la répartition des seuils d’importance relative proposés pour les émissions de GES et la production.

Tableau 1. Seuil d’importance relative pour les émissions de GES

Émissions annuelles de GES d’une installation assujettie	Actuel	Proposé
Moins de 50 kt de CO2e	8 %	5 %
Au moins 50 kt, mais moins de 500 kt de CO2e	5 %	Aucun changement
Au moins 500 kt de CO2e	2 %	Aucun changement

Tableau 2. Seuil d’importance relative pour la production de chaque activité industrielle visée

Production annuelle d’une installation assujettie	Actuel	Proposé
Toutes les activités industrielles	5 %	0,1 %

Correction des erreurs et des omissions

Le projet de modifications exigerait également que les erreurs et les omissions relevées par un organisme de vérification soient corrigées, dans la mesure du possible, avant la transmission du rapport annuel applicable.

Étalonnage des instruments de mesure

Le projet de modifications mettrait à jour les exigences en matière d’étalonnage dans deux situations. Aux fins de la déclaration de la production, elles remplaceraient l’exigence selon laquelle les compteurs d’électricité doivent être conformes à la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz et au Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz. Les compteurs d’électricité devraient plutôt être mis en place, utilisés, entretenus et étalonnés conformément aux indications du fabricant ou à toute norme applicable généralement reconnue par l’industrie à l’échelle nationale ou internationale. Les compteurs devraient également maintenir une exactitude de ± 5 %. Aux fins de la déclaration des émissions, le Ministère propose également d’ajouter l’obligation de mettre en place, d’utiliser, d’entretenir et d’étalonner les instruments de mesure utilisés pour la quantification des émissions de GES conformément aux indications du fabricant ou à toute norme applicable généralement reconnue par l’industrie à l’échelle nationale ou internationale. Ces instruments de mesure devraient également maintenir une exactitude de ± 5 %.

Autres modifications

En plus des modifications discutées ci-dessus, le projet de modifications propose également :

• De fixer le début de la première période de conformité au 1^er janvier de l’année civile qui suit celle pendant laquelle l’installation satisfait aux critères prévus à l’article 8 du Règlement afin d’être considérée comme un participant obligatoire.
• De modifier le début du délai pour le versement de la compensation révisée.
  • La compensation révisée serait maintenant exigée 45 jours après la date limite de la remise du rapport corrigé plutôt que 45 jours après la date de réception du rapport corrigé.
• De permettre au ministre de déterminer la quantité d’émissions de GES émise par une installation assujettie ou d’établir sa limite d’émissions lorsqu’aucun rapport annuel n’est fourni ou lorsque la limite d’émissions de l’installation n’a pas été calculée conformément au Règlement et présente une erreur de 2 % ou plus.
• De clarifier la méthode de quantification en barils pondérés pour la complexité pour les raffineries de pétrole.
• D’harmoniser et corriger le texte réglementaire par l’entremise de diverses modifications administratives.
• D’apporter des modifications corrélatives au Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement en raison du projet de modifications.
  • Le Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement permet aux agents d’application de la loi d’imposer des sanctions administratives pécuniaires pour certaines violations prévues par la Loi et le Règlement.

Élaboration de la réglementation

Consultation

Le résumé de l’étude d’impact de la réglementation accompagnant le Règlement publié en juillet 2019 contenait un engagement à réviser le Règlement en 2022. Sur la base de cet engagement, le Ministère a publié en février 2021 un document d’orientation^{référence 6} décrivant les principes et la portée de l’examen du Règlement, sur lesquels repose le projet de modifications. Les gouvernements provinciaux et territoriaux, l’industrie, les organisations non gouvernementales de l’environnement (ONGE) et d’autres intervenants ont présenté plus de 50 réponses au document d’orientation. Le Ministère a examiné ces commentaires et les a utilisés pour élaborer le contenu de l’Examen du Règlement sur le STFR : Document de consultation (le document de consultation)^{référence 7}, publié en décembre 2021. Le Ministère a reçu 58 commentaires sur le document de consultation, en grande partie de l’industrie et des associations de l’industrie. Des gouvernements provinciaux et territoriaux, le milieu universitaire et des ONGE ont aussi soumis des commentaires. L’examen du Règlement a comporté une vaste mobilisation, qui a pris la forme de groupes de travail techniques pour les secteurs industriels identifiés dans le document d’orientation. Des webinaires multipartites et des rencontres individuelles ont aussi été tenus avec les parties intéressées. Les commentaires qui n’ont pas été pris en compte dans l’examen du Règlement pourraient être abordés dans des examens ultérieurs. Les commentaires qui dépassent la portée de l’examen du Règlement ont été transmis au groupe approprié au sein du Ministère pour une étude plus approfondie.

Taux de resserrement

Plus de 80 % des commentaires exprimaient une opposition à la mise en œuvre des taux de resserrement proposés. Ces commentaires provenaient en grande partie de l’industrie et des associations de l’industrie. Les commentaires de ces intervenants contenaient un engagement ferme à réduire les émissions, mais ont fait valoir que les taux de resserrement réduiraient la certitude réglementaire et que l’augmentation des coûts de conformité pourrait dissuader les investissements dans les technologies de réduction des émissions. Les intervenants ont également indiqué que les répercussions des taux de resserrement entraîneraient potentiellement une dépréciation des investissements passés et actuels pour la réduction des émissions et pourraient freiner les investissements futurs. Plusieurs intervenants ont également indiqué que les taux de resserrement proposés devanceraient les avancements technologiques et leur déploiement. Plusieurs commentaires ont proposé de retarder, de diminuer ou de retirer les taux de resserrement et d’en réévaluer le besoin dans le futur.

Certains commentaires sur les taux de resserrement étaient favorables, représentant un mélange de rétroaction provenant de l’industrie, des ONGE et du milieu universitaire. Certains ont fait valoir que le niveau des taux de resserrement devrait être axé sur les objectifs climatiques, à condition que les répercussions sur la compétitivité et les fuites de carbone puissent être atténuées. Finalement, certaines parties prenantes ont indiqué que les taux de resserrement renforceraient la mesure incitative à investir dans les technologies à faibles émissions de carbone, généreraient des produits pour les programmes de décarbonisation industrielle et amélioreraient la certitude réglementaire.

Le Ministère a reçu des commentaires qui appuyaient le point de vue selon lequel les taux de resserrement sont nécessaires pour garantir un marché de crédits solide pendant que les émissions de GES continuent de diminuer. D’autres commentaires indiquaient que les taux de resserrement ne sont peut-être pas nécessaires pour garantir des réductions d’émissions et un marché de crédits solide pour le STFR.

Augmenter la rigueur des normes de rendement au fil du temps fait partie de la conception du STFR depuis sa création, conformément au Cadre pancanadien et à l’Approche pancanadienne. Retarder l’application d’un taux de resserrement pourrait créer des risques de voir un trop grand nombre de crédits sur le marché des unités de conformité, ce qui ferait baisser le prix des crédits excédentaires et affaiblirait le signal de prix. La section ci-dessous intitulée « Évaluation des risques de répercussions négatives sur la compétitivité et de fuites de carbone » montre que de nombreux secteurs sont évalués comme risquant fortement de voir leur compétitivité affectée par la tarification du carbone et comme étant à risque élevé de fuites de carbone en raison de la tarification du carbone avec le taux de resserrement proposé. Un taux de resserrement plus élevé pourrait exacerber ces risques. Le taux de resserrement proposé vise à équilibrer les objectifs de maintenir le signal de prix marginal et d’atténuer les risques de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone pour les secteurs à risque.

Le gouvernement du Canada appuie le déploiement de technologies à faibles émissions de carbone grâce à des programmes comme l’initiative Accélérateur net zéro^{référence 8} et le Fonds stratégique pour l’innovation^{référence 9}, qui aident les secteurs risquant de voir leur compétitivité affectée par la tarification du carbone et étant à risque élevé de fuites de carbone en raison de la tarification du carbone à adopter des technologies propres et qui visent à catalyser les investissements à grande échelle pour atteindre l’objectif de carboneutralité du Canada. Le Fonds pour les combustibles propres^{référence 10} et le crédit d’impôt à l’investissement pour le captage, l’utilisation et le stockage du carbone (CUSC)^{référence 11} sont d’autres exemples de programmes de décarbonisation. De plus, tous les produits directement issus du STFR fédéral seront retournés aux provinces et territoires d’origine. Dans les provinces et territoires où les produits du STFR sont directement remis par l’intermédiaire de programmes fédéraux, ils appuient les projets de technologie à faibles émissions de carbone et d’électricité propre puis contribuent à la décarbonisation des secteurs industriels du Canada.

Évaluation des risques de répercussions négatives sur la compétitivité et de fuites de carbone

Plusieurs parties prenantes ont fait des commentaires sur les méthodes utilisées pour évaluer les risques de répercussions négatives sur la compétitivité et de fuites de carbone. Plusieurs ont recommandé que les évaluations des risques tiennent compte des différences entre les coûts du carbone au Canada et ceux de ses concurrents commerciaux. Le Ministère a également reçu des demandes visant à tenir compte des facteurs propres aux secteurs et aux régions dans les évaluations des risques, de même que les répercussions cumulatives des politiques climatiques sur les secteurs industriels. D’autres parties prenantes ont souligné que l’approche proposée est trop généreuse, plaidant une plus grande rigueur appliquée à tous les secteurs, sauf les plus à risque.

Plusieurs parties prenantes ont exprimé des préoccupations au sujet du niveau d’agrégation sectorielle dans le modèle EC-Pro du Ministère influençant les résultats pour certains sous-secteurs, du manque de transparence quant aux hypothèses du modèle et du fait que la modélisation dynamique ne saisit pas les nuances technologiques importantes. Des intervenants ont aussi fait part de leur inquiétude à l’égard des résultats de l’évaluation de l’intensité des émissions et d’exposition aux échanges commerciaux des secteurs, dont les niveaux de risque étaient plus faibles selon l’analyse du taux de resserrement que selon les évaluations des risques précédentes pour les facteurs de réduction des émissions.

L’approche actuelle du Ministère pour évaluer les répercussions négatives sur la compétitivité et les fuites de carbone est semblable aux approches appliquées dans les systèmes de tarification du carbone, comme le Technology Innovation and Emissions Reduction Regulation de l’Alberta, le système d’échange de quotas d’émission de l’Union européenne et le programme de plafonnement et d’échange de la Californie. Le Ministère vise à évaluer les risques à l’échelle nationale, conformément à l’approche consistant à veiller à ce que le STFR fédéral ait une portée nationale et puisse s’appliquer dans n’importe quel territoire ou province, le cas échéant. L’utilisation des paramètres d’intensité des émissions et d’exposition aux échanges commerciaux privilégie le recours à des méthodes cohérentes et transparentes pour évaluer les répercussions négatives sur la compétitivité et les fuites de carbone afin de garantir que tous les secteurs sont évalués de manière comparable.

Pour répondre aux préoccupations des parties prenantes au sujet du niveau d’agrégation, une analyse statique fondée sur des données historiques (phase 1), qui a permis d’évaluer les risques pour les secteurs de manière plus précise, a été utilisée pour compléter l’analyse de la phase 2 qui a été effectuée à l’appui du document de consultation. Les détails de ces résultats sont inclus dans la sous-section intitulée Évaluation des risques de répercussions négatives sur la compétitivité et de fuites de carbone, de la section intitulée Analyse de la réglementation. Ces détails permettront aux secteurs de mieux comprendre l’analyse et la façon dont elle se compare aux évaluations précédentes. Finalement, bien que l’évaluation des risques ne tienne pas compte des effets cumulatifs de toutes les politiques, celles qui sont susceptibles d’être en place au cours de la période d’analyse et qui auront un effet sur l’efficacité du système fédéral de tarification de la pollution par le carbone sont incluses dans le scénario de référence de l’analyse réglementaire.

Les parties prenantes ont également soulevé des inquiétudes concernant les fuites de carbone entre les provinces et les territoires du Canada, qui découleraient de la variabilité de la rigueur d’un système de tarification du carbone régional à l’autre. La mise à jour du modèle fédéral^{référence 12} réduira ces différences en harmonisant le signal du prix marginal entre les systèmes de tarification fondés sur le rendement au Canada. Toutefois, des fuites de carbone pourraient se produire au pays dans la mesure où les normes, les approches d’allocations gratuites ou de recyclage des produits diffèrent d’un système de tarification du carbone à l’autre, ce qui entraîne des coûts moyens inégaux. En réponse au rapport de l’auditeur indépendant sur la tarification du carbone du commissaire à l’environnement et au développement durable^{référence 13}, le Ministère s’est engagé à entreprendre des travaux fédéraux-provinciaux-territoriaux sur l’examen provisoire du modèle fédéral d’ici le début de 2023, dans le but de terminer l’examen d’ici la fin de 2024 ou le début de 2025. Cela comprendrait la création d’un groupe de travail fédéral-provincial-territorial chargé d’évaluer l’harmonisation des coûts moyens et des normes de rendement industrielles dans le cadre de l’examen. Un examen futur du Règlement tiendra compte des résultats de ce travail.

Émissions liées aux procédés industriels

Quinze commentaires contenaient une rétroaction sur l’approche proposée par le Ministère à l’égard des émissions liées aux procédés industriels. Ces émissions, issues des procédés industriels, sont le résultat d’une réaction chimique ou physique autre que la combustion dont le but n’est pas de produire de la chaleur utilisable. Les deux tiers des commentaires suggéraient de modifications à l’approche actuelle pour les émissions liées aux procédés industriels. Ces modifications comprenaient notamment d’augmenter le facteur de réduction des émissions pour accorder plus d’allocations gratuites aux secteurs ayant une proportion élevée d’émissions liées aux procédés industriels, de soustraire complètement les émissions liées aux procédés industriels des normes, ou de supprimer, réduire ou reporter le taux de resserrement applicable aux émissions liées aux procédés industriels. Ces commentaires indiquaient que cette augmentation de la rigueur devrait être reportée jusqu’à ce que la technologie de réduction de ces émissions soit plus accessible et abordable. Un tiers des commentaires concernaient l’examen des technologies émergentes mené par le Ministère et la nécessité de s’assurer que les constatations sont prises en compte lors de l’élaboration de toute approche future en matière d’émissions liées aux procédés. Des commentaires recommandaient au Ministère d’adopter une approche semblable à celle de certains systèmes provinciaux à l’égard des émissions liées aux procédés industriels. Quelques parties prenantes ont exprimé leur appui à l’approche proposée.

Le Ministère ne propose pas de changement dans l’approche à l’égard des émissions liées aux procédés industriels, comme le décrit le document de consultation. Le modèle fédéral mis à jour exige que les systèmes de tarification fondés sur le rendement couvrent les émissions liées aux procédés industriels. Par conséquent, soustraire du STFR les émissions liées aux procédés industriels serait incompatible avec les exigences de rigueur imposées aux systèmes provinciaux et territoriaux par l’Approche pancanadienne. Les émissions liées aux procédés industriels ont été prises en compte dans la détermination des facteurs de réduction des émissions pour les normes de rendement. À l’heure actuelle, le Ministère ne révise pas les facteurs de réduction des émissions appliqués aux normes existantes. Pour assurer l’harmonisation entre les nouvelles normes de rendement et celles existantes, le Ministère utilise la même approche pour établir les facteurs de réduction des émissions lors de l’élaboration des nouvelles normes de rendement. Cette approche prend en compte les défis que représente la réduction des émissions liées aux procédés industriels, mais continue d’encourager les réductions de toutes les sources d’émissions de GES au fil du temps.

Souplesse en matière de conformité et marchés d’échange de crédits

Vingt-sept commentaires mentionnaient la souplesse en matière de conformité. De ce nombre, 23 étaient favorables à la liaison des systèmes de tarification du carbone partout au Canada. Les parties prenantes de l’industrie ont formulé 19 autres commentaires sur les limites imposées aux crédits excédentaires, demandant généralement que ces limites soient réduites ou éliminées. Ces commentaires allaient de la demande de retirer l’obligation de verser un minimum de 25 % de la compensation par paiement de la redevance pour émissions excédentaires, permettre le transfert des crédits excédentaires lors de la transition du STFR fédéral à un système de tarification de la pollution par le carbone provincial pour l’industrie, et supprimer les dates limites d’utilisation des unités de conformité. Il y a également eu des commentaires portant sur la reconnaissance des crédits compensatoires générés à l’extérieur du Canada et l’imposition de limites à l’utilisation des crédits compensatoires par les participants au STFR.

Le Ministère ne propose pas de modifier les règles liées à la souplesse en matière de conformité. Les limitations touchant l’utilisation des unités de conformité, y compris lorsque la portée d’un système change, et l’expiration des crédits sont courantes dans d’autres systèmes d’échange de droits d’émissions. Ces limitations sont essentielles pour maintenir le signal du prix marginal en prévenant une inondation de crédits sur le marché. Ce principe général a été pris en compte dans l’établissement des critères du modèle fédéral mis à jour.

Aucune nouvelle limite sur l’utilisation des crédits compensatoires n’est actuellement proposée. Le Règlement prévoit un processus rigoureux pour reconnaître les crédits compensatoires générés par les systèmes de crédits compensatoires provinciaux lorsqu’ils répondent à certains critères. Un cadre national pour l’acquisition et l’utilisation des crédits compensatoires internationaux n’a pas été établi, alors la reconnaissance des crédits compensatoires internationaux n’est pas envisagée pour le moment.

Plusieurs parties prenantes de l’industrie et des ONGE ont exprimé leur accord pour une liaison des systèmes de tarification fondés sur le rendement. Lier les systèmes peut réduire les coûts totaux pour la société par la réduction des émissions de GES et, par conséquent, les coûts totaux de conformité pour les installations industrielles. Cela peut aussi potentiellement contribuer à réduire le risque d’une éventuelle offre de crédits trop grande. Comme l’indique le document de consultation, le gouvernement du Canada est disposé à entamer des discussions portant sur une feuille de route visant la liaison des systèmes de tarification du carbone pour l’industrie avec les provinces et les territoires intéressés et encourage les efforts volontaires pour lier les systèmes. Toute liaison entre les systèmes devrait être conforme aux critères du modèle fédéral mis à jour.

Nouvelles normes de rendement

Le Ministère a mis en place 10 groupes de travail et a tenu plus de 30 réunions pour soutenir le développement des nouvelles normes de rendement, y compris en entreprenant des exercices de collecte de données étendus. En général, les parties prenantes étaient favorables à l’élaboration de nouvelles normes, et bon nombre des préoccupations soulevées par les groupes de travail ont été prises en compte dans la conception des normes. Par exemple, les parties prenantes s’inquiétaient du fait que, lorsque de nouvelles normes étaient élaborées pour s’appliquer à des installations assujetties pour lesquelles des normes de rendement existent, les années de référence devraient rester cohérentes avec celles utilisées pour l’élaboration des normes existantes (2014 à 2016). Par conséquent, deux nouvelles normes applicables à des installations dans cette situation ont été établies en utilisant les données des années 2014 à 2016 par souci de cohérence avec la méthode utilisée pour établir les normes de rendement existantes. Les préoccupations restantes concernaient l’intégration des installations qui n’ont pas émis plus de 10 kt de CO₂e au cours de chaque année de référence lors du calcul de la norme applicable, l’intégration des installations qui utilisent différentes sources d’énergie, dont celles ayant une plus grande dépendance à l’électricité pour fabriquer les mêmes produits, et les demandes de désagrégation de la production en produits semi-finis et finis aux fins de l’établissement des normes de rendement.

L’approche consistant à inclure toutes les installations qui ont déclaré 10 kt de CO₂e ou plus au cours d’une année après 2017 est cohérente avec l’approche générale de la Politique concernant la participation volontaire au STFR, qui permet aux secteurs de faire une demande de participation volontaire s’ils ont émis 10 kt de CO₂e ou plus au cours d’une année après 2017, même si leurs émissions sont ensuite tombées en dessous de ce seuil. En général, les données utilisées pour établir les normes veillent à inclure toutes les installations produisant les mêmes produits, indépendamment de la source de combustible ou de la technologie, afin d’encourager la production à faible intensité d’émissions. Enfin, les normes ont été établies de manière à obtenir le plus haut niveau possible d’agrégation des produits. Ceci a été fait en veillant à ne pas créer des incitatifs différents pour les configurations commerciales différentes, et à ne créer des normes distinctes que lorsque les produits eux-mêmes sont distincts (par exemple, lorsqu’ils ont des utilisations finales ou caractéristiques physiques différentes, sont destinés à différents marchés, etc.).

Certaines parties prenantes ont demandé l’ajout de normes de rendement supplémentaires au Règlement. Le Ministère a reçu des commentaires demandant l’inclusion de la production d’énergie thermique, d’énergie communautaire et d’énergie nucléaire. Le Ministère ne propose pas d’inclure la production d’énergie thermique et d’énergie communautaire dans le STFR fédéral. Des allocations sont prévues dans les normes de rendement pour les achats d’énergie thermique par les installations assujetties. En ce qui concerne l’énergie thermique consommée par des installations non assujetties, le prix du carbone sur les combustibles devrait inciter les consommateurs à utiliser des options énergétiques à plus faibles émissions, y compris potentiellement l’énergie communautaire. La façon dont la production d’électricité est traitée dans le STFR ne fait pas l’objet de cet examen. Le Ministère envisagera de réviser l’approche pour la production d’électricité dans le STFR dans le cadre du processus d’introduction d’un projet de Règlement sur l’électricité propre, qui mettra le Canada sur la voie d’une réduction accrue des émissions d’ici 2030 et de la mise en place d’un réseau électrique carboneutre d’ici 2035.

Certains intervenants industriels se sont dits préoccupés par la décision du Ministère de ne pas ajouter une norme de rendement pour la production de biodiesel à l’annexe 1 du Règlement, tel qu’il a été proposé dans le document d’orientation. Sur la base des discussions avec le groupe de travail, il y a moins de trois installations de production de biodiesel qui émettent 10 kt de CO₂e ou plus par année. La publication de normes numériques basées sur un petit nombre d’installations pose des problèmes de confidentialité. Pour cette raison, cette norme de rendement n’est pas incluse dans le projet de modifications. Une installation de production de biodiesel peut toujours présenter une demande de désignation à titre d’installation assujettie en vertu de la Politique concernant la participation volontaire au STFR si elle satisfait aux critères. Dans ce cas, l’installation utiliserait une norme de rendement calculée spécifique à l’installation.

Révision des normes de rendement existantes

Quatorze parties prenantes ont fourni des commentaires généraux sur l’examen des normes de rendement existantes. Certains commentaires demandaient au Ministère d’examiner et de mettre à jour les données utilisées pour établir les normes de rendement existantes afin de tenir compte des nouveaux procédés industriels, de mettre à jour les données de référence avant d’accroître la rigueur des normes par le biais du taux de resserrement proposé, d’examiner les facteurs de réduction des émissions pour les normes existantes et de passer de normes sectorielles à des normes propres aux installations pour tenir compte des circonstances spécifiques des installations. En outre, le Ministère a reçu des demandes spécifiques de révision des normes relatives à la production d’hydrogène, d’ammoniac, de pâtes et papiers ainsi qu’à la valorisation de bitume ou de pétrole.

En raison de la mise en place récente du STFR fédéral, le Ministère a choisi de ne revoir les normes de rendement existantes dans le cadre de cet examen que lorsque la définition de l’activité ne correspond plus aux activités actuelles ou prévues des installations du secteur, ou lorsqu’il y a une erreur importante dans les données de référence. Le Ministère pourrait entreprendre d’autres révisions des normes de rendement existantes lors d’un examen ultérieur et tiendrait compte à ce moment-là des commentaires demandant la révision de normes précises. Cet examen a évalué les risques de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone. Toutefois, il s’est concentré sur les répercussions de la trajectoire du prix du carbone et des taux de resserrement proposés.

Des groupes de travail ont été créés pour examiner les modifications à apporter à la norme de rendement pour la production de la liqueur d’urée et aux normes du secteur du fer et de l’acier. Des réunions ont également eu lieu pour examiner les changements à apporter à la norme pour la production de véhicules. Les parties prenantes étaient généralement favorables à la révision de la norme pour la production de liqueur d’urée et à l’ajout d’une nouvelle activité distincte pour la production d’urée granulée. Le secteur automobile était généralement favorable à la modification de la norme pour la production de véhicules. Il a toutefois souligné l’importance de veiller à ce que les installations produisant des véhicules zéro émission à titre d’activité secondaire aient accès à une norme pour cette activité. L’ajout du concept d’activité industrielle additionnelle dans le projet de modifications permettrait l’accès à des normes spécifiques aux installations pour cette activité. Un commentaire a été reçu selon lequel cette modification de la norme de rendement pour la production de véhicules n’est pas neutre sur le plan technologique et reconnaît injustement le passage d’un secteur à la production de technologies à zéro émission. En général, le Ministère applique le principe « un produit, une norme » pour l’élaboration des normes de rendement et, à ce titre, s’éloigne des normes spécifiques à une technologie. Les véhicules zéro émission diffèrent des véhicules à moteur à combustion interne par leurs propriétés physiques, la façon dont les consommateurs traitent le produit et leur classification, et sont donc considérés comme des produits distincts.

Un travail considérable a été accompli dans le cadre de la révision des normes relatives au secteur du fer et de l’acier. Le groupe de travail a tenu 11 réunions et a recueilli une quantité importante de données à l’appui des révisions. Le Ministère a effectué un examen initial des normes et a élaboré une option pour la structure des normes relatives au secteur du fer et de l’acier. L’approche aurait harmonisé les normes avec l’objectif d’utiliser des normes technologiquement neutres pour inciter le déploiement de procédés à plus faible intensité d’émissions pour la production des produits identiques ou similaires. Elle aurait également reflété de façon plus complète la gamme d’activités entreprises dans les installations de production de fer et d’acier. Selon l’approche explorée, il y aurait eu une norme pour la production de fer et une autre pour la production d’acier. L’approche aurait également ajouté une norme pour le laminage à chaud de l’acier ainsi qu’une norme pour les activités de finition de l’acier, et aurait permis aux installations de production de fer et d’acier d’utiliser la norme de rendement pour la production d’électricité à partir de gaz naturel ainsi que la norme de rendement pour la production de chaux. Cette option était fondée sur la compréhension du Ministère selon laquelle, en raison de l’amélioration des processus, une gamme très similaire de produits peut être produite en utilisant différentes voies technologiques.

En raison de la complexité du secteur de production du fer et de l’acier, de la prévisibilité de l’évolution technologique et de l’incertitude concernant le regroupement de toute la production d’acier sous une même norme de rendement et de toute la production de fer sous une autre norme de rendement, et ce, indépendamment des procédés de production, le Ministère n’a pas été en mesure de terminer l’examen des normes relatives au secteur du fer et de l’acier avant la publication du projet de modifications. Le Ministère a besoin de plus de temps pour mieux comprendre les produits conçus dans les différents types d’aciéries au Canada. Du temps est également nécessaire pour comprendre comment il doit élaborer des normes de rendement qui tiennent compte de façon appropriée des produits distincts fabriqués dans diverses installations pour inciter les installations à réduire les émissions associées à la fabrication de ces produits. Pour ces raisons, le projet de modifications ne comprend pas de changements aux normes actuelles de production de fer et d’acier. Les révisions continueront d’être examinées et, le cas échéant, des changements aux normes seront proposés.

Réduction du fardeau administratif

Des parties prenantes ont fait part de leurs commentaires quant à la réduction du fardeau administratif. Plus précisément, 10 commentaires étaient favorables à l’harmonisation des méthodes de quantification des émissions de GES, et 3 commentaires demandaient une plus grande cohérence entre les systèmes de déclaration. Les parties prenantes ont explicitement exprimé un intérêt pour une plus grande harmonisation entre le Règlement et le PDGES.

Le Ministère travaille à harmoniser les méthodes de quantification pour les GES dans la mesure du possible en permettant au ministre de mettre à jour plus facilement les méthodes de quantification du STFR fédéral. Cela permettra de mieux les harmoniser avec les autres méthodes de quantification des émissions de GES au fur et à mesure qu’elles évoluent. Il s’agit de la première étape vers une plus grande harmonisation des méthodes de quantification.

Dans la mesure du possible, le Ministère prévoit également d’exiger, à partir de la période de conformité de 2024, l’utilisation des mêmes méthodes de quantification que celles du PDGES pour la même année. Il pourrait être nécessaire de maintenir certaines différences entre les méthodes de quantification pour tenir compte des divergences entre la portée et l’objectif du STFR et ceux du PDGES. Le Ministère entend explorer des occasions d’accroître davantage le niveau d’harmonisation entre les deux programmes au fil du temps. L’intérêt pour une meilleure intégration sera également pris en compte lors de la planification des mises à jour des systèmes de déclaration électroniques du STFR et du PDGES.

Exactitude des rapports

Écart important

Le Ministère a reçu 19 commentaires opposés à une augmentation de la rigueur concernant le seuil d’importance relative pour la production. Les parties prenantes ont indiqué qu’abaisser ce seuil à 0,1 % n’est pas nécessaire et que ce pourcentage est trop bas. De nombreux intervenants ont déclaré qu’il est impossible d’atteindre un seuil d’importance relative de 0,1 % pour la production, compte tenu des exigences d’étalonnage et de la plage d’erreur associée aux appareils de mesure.

Il est important de noter qu’un écart important existe lorsque, compte tenu des exigences de déclaration prévues par le Règlement, il y a une erreur ou une omission relativement à la quantité d’émissions de GES ou de la production inscrite au rapport. Le Règlement contient des exigences visant à garantir que les appareils de mesure utilisés pour mesurer la production sont mis en place, utilisés, entretenus et étalonnés conformément aux indications du fabricant ou à toute norme applicable généralement reconnue par l’industrie à l’échelle nationale ou internationale, avec une exactitude de ± 5 %. Les valeurs fournies par les appareils de mesure qui sont conformes aux exigences réglementaires sont normalement considérées comme exactes. Les erreurs qui seraient prises en compte dans la détermination d’un écart important sont, par exemple, l’utilisation d’une unité de mesure incorrecte dans le rapport ou l’ajout erroné de produits intermédiaires dans le calcul du total de la production finale.

Le seuil d’importance relative de 0,1 % proposé pour la production est conforme à ceux d’autres provinces ou territoires au Canada et à l’étranger, et le Ministère continue de proposer ce seuil. Le Ministère souhaite recevoir des commentaires sur le seuil proposé, qui ne sont pas liés à l’étalonnage des instruments, afin de mieux comprendre et évaluer les répercussions prévues du seuil proposé.

Approche pour les rapports corrigés

Sept commentaires des parties prenantes discutaient des ajustements proposés pour la transmission des rapports corrigés. Certaines parties prenantes ont décrit les raisons pour lesquelles il peut être difficile de rectifier toutes les erreurs dans un rapport corrigé. Une partie prenante a proposé de ne corriger que les erreurs importantes à la suite de l’examen du rapport annuel, puis de procéder à la correction de la totalité des erreurs relevées dans le rapport annuel suivant. Les parties prenantes étaient favorables à l’élimination de l’exigence de transmettre automatiquement un rapport corrigé une fois qu’une erreur est relevée.

De plus, des parties prenantes ont mentionné que toutes les erreurs relevées par les organismes de vérification ne devraient pas nécessairement être considérées comme des erreurs. En effet, certaines erreurs relevées sont des écarts entre les calculs des organismes de vérification et les calculs effectués par l’installation assujettie. Elles ne découlent pas toujours du recours à une mauvaise méthode et ne sont donc pas nécessairement des erreurs de conformité. Enfin, quelques parties prenantes ont demandé des précisions sur ce qui constitue réellement une erreur.

Les rapports annuels doivent être transmis conformément aux exigences du Règlement. Aucune disposition du Règlement n’énonce un niveau d’erreur autorisé dans le rapport annuel. Après mûre réflexion, le Ministère propose d’exiger la correction des erreurs ou des omissions relevées par l’organisme de vérification avant la présentation du rapport annuel, dans la mesure du possible. De plus, le Ministère propose d’exiger la transmission d’un rapport corrigé accompagné d’un rapport de vérification seulement lorsque la personne responsable d’une installation assujettie identifie une erreur ou une omission qui aurait constitué un écart important si elle avait été relevée lors de la vérification du rapport annuel. Il convient de noter que le ministre conserve le pouvoir de demander un rapport corrigé s’il le juge nécessaire en vertu de l’article 177 de la Loi.

Participation volontaire

Plusieurs parties prenantes ont formulé des commentaires sur le processus de participation volontaire. Certains ont déclaré qu’ils étaient favorables à l’établissement d’un échéancier pour la transmission de la demande de désignation. Ceci procurerait une plus grande certitude aux installations qui souhaitent participer au STFR fédéral. Le Ministère propose d’aller de l’avant avec la modification de la Politique concernant la participation volontaire, soit d’établir une date limite pour présenter une demande de désignation afin d’améliorer la certitude et la prévisibilité. Le Ministère propose également que les premières périodes de conformité commencent le 1^er janvier pour toutes les installations assujetties. Cela éliminerait efficacement toute incertitude éventuelle liée aux périodes de conformité partielles, en plus d’accroître la certitude et l’uniformité entourant le processus administratif et de préparation de rapport, tant pour les installations assujetties que pour le Ministère.

Quelques intervenants ont demandé que les critères de participation volontaire soient plus souples pour permettre à un plus grand nombre d’installations de participer au STFR. Des observations ont été présentées sur l’utilisation par le Ministère des codes du Système de classification des industries de l’Amérique du Nord (SCIAN) pour déterminer quels sont les secteurs risquant de voir leur compétitivité affectée par la tarification du carbone et étant à risque de fuites de carbone en raison de la tarification du carbone dans le processus de participation volontaire, ces codes étant jugés insuffisants pour évaluer la taille et l’échelle du secteur manufacturier au Canada. Des commentaires portaient aussi sur le fait d’utiliser les données des installations plutôt que celles des secteurs pour évaluer un secteur.

Les paramètres d’intensité des émissions et d’exposition aux échanges commerciaux servent à mesurer l’importance du coût du carbone pour un secteur et la capacité de ce secteur à refiler ce coût aux consommateurs. L’utilisation de données à l’échelle du secteur ou du sous-secteur permet un traitement cohérent dans l’ensemble du secteur ou du sous-secteur dans l’évaluation de l’intensité des émissions et de l’exposition aux échanges commerciaux, et évite de rajuster la rigueur basée sur les données d’un petit nombre d’installations qui pourraient ne pas être représentatives du secteur. Les évaluations sont effectuées au niveau d’agrégation le plus bas auquel tous les points de données nécessaires aux évaluations sont disponibles. Les codes SCIAN continuent de fournir le moyen le plus cohérent d’évaluer les risques relatifs à l’intensité des émissions et à l’exposition aux échanges commerciaux au niveau sectoriel, et devraient donc continuer à servir de référence pour l’identification des secteurs à risque.

Aux fins de participation volontaire, quelques commentaires demandaient le regroupement des installations qui sont considérées comme des installations multiples en vertu du Règlement. Enfin, quelques commentaires demandaient que le seuil de participation volontaire soit abaissé ou supprimé. Le Règlement permet actuellement à plusieurs sites d’être considérés comme une seule installation s’ils sont exploités de façon coordonnée et complémentaire afin de réaliser des activités industrielles de telle sorte qu’ils répondent à la définition d’installation prévue par le Règlement. Le Ministère n’envisage pas de changement quant au regroupement des installations et au seuil de participation volontaire dans le cadre du présent examen. Toutefois, le Ministère continuera de tenir compte de ces questions dans ses examens futurs.

Obligations relatives aux traités modernes et consultation et mobilisation des Autochtones

Une évaluation a examiné la portée géographique et l’objet du projet de modifications par rapport aux traités modernes en vigueur, et aucune répercussion potentielle des traités modernes n’a été relevée.

De plus, le projet de modifications respecterait les obligations du gouvernement du Canada en ce qui concerne les droits protégés par l’article 35 de la Loi constitutionnelle de 1982 et les traités modernes ainsi que les obligations internationales en matière de droits de la personne. Le gouvernement du Canada continue de travailler avec les organisations autochtones sur les approches fédérales de tarification de la pollution par le carbone et de remise des produits afin de tenir compte des circonstances et des priorités uniques des peuples autochtones.

Choix de l’instrument

Le Ministère considère que le projet de modifications est nécessaire pour continuer d’améliorer le Règlement et de maintenir l’intégrité du STFR. Compte tenu des politiques et du financement du PRE, et à mesure que de plus en plus de technologies deviennent disponibles, il y a un risque que l’incitatif à la réduction des émissions de GES dans le STFR diminue considérablement si l’augmentation de la rigueur découlant de l’établissement d’un taux de resserrement n’est pas mise en œuvre. À mesure que la redevance pour émissions excédentaires augmente jusqu’à atteindre 170 $ la tonne de CO₂e d’ici 2030, il est à craindre qu’il y ait un surplus de crédits sur le marché. Ceci entraînerait une inondation de crédits excédentaires dont le prix serait inférieur à la redevance pour émissions excédentaires, ce qui inciterait encore moins les secteurs visés par le STFR à réduire leurs émissions de GES. De plus, le projet de modifications harmonise la rigueur du STFR fédéral aux exigences du modèle fédéral.

Enfin, la clarification des diverses dispositions du texte réglementaire, qui seraient apportées par le projet de modifications, faciliterait l’application du Règlement par le Ministère et aiderait à faire en sorte que la conformité au Règlement est cohérente avec l’objectif de la politique du Ministère.

Analyse de la réglementation

Évaluation des risques de répercussions négatives sur la compétitivité et de fuites de carbone

Pour que le STFR continue d’atténuer les risques de répercussions négatives sur la compétitivité et de fuites de carbone, l’analyse de l’intensité des émissions et de l’exposition aux échanges commerciaux, décrite dans la section intitulée « Contexte » ci-dessus, a été mise à jour pour refléter l’augmentation de la redevance pour émissions excédentaires prévue à l’annexe 4 de la Loi, ainsi que le taux de resserrement proposé. Les résultats de cette analyse ont été utilisés pour identifier les secteurs à risque relativement à l’intensité des émissions et à l’exposition aux échanges commerciaux très élevé. Ces secteurs se sont vus attribuer un taux de resserrement plus faible de 1 % par année. L’application d’un taux de resserrement à ces secteurs indique que des efforts doivent être faits pour réduire ces émissions à long terme. Le taux de resserrement est fixé pour maintenir une demande suffisante de crédits dans le STFR afin de préserver le prix marginal, en tenant compte des réductions d’émissions attendues en réponse au prix du carbone et à d’autres mesures de soutien. Le modèle fédéral mis à jour précise que les systèmes de tarification fondés sur le rendement pour l’industrie doivent être conçus afin de maintenir un signal de prix marginal équivalent au prix national minimal de la tarification de la pollution par le carbone pour toutes les émissions visées. Le taux de resserrement joue un rôle important dans l’harmonisation du STFR au modèle fédéral mis à jour. L’effet sur le signal du prix marginal est évalué à la fois à l’échelle nationale (c’est-à-dire en supposant que le STFR fédéral s’applique à l’ensemble du Canada) et en fonction de la portée d’application actuelle du STFR.

Le Ministère a utilisé les analyses des phases 1 et 2 pour évaluer les niveaux de risque relatifs à l’intensité des émissions et à l’exposition aux échanges commerciaux des secteurs visés par le STFR. Cela est nécessaire pour comprendre dans quelle mesure la trajectoire des prix, combinée au taux de resserrement, pourrait accroître le risque de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone pour ces secteurs.

L’analyse de la phase 1 a été réalisée avec une rigueur conforme à 2026, c’est-à-dire avec un taux de resserrement de 2 % par année appliqué de 2023 à 2026 et un prix du carbone de 110 $ la tonne de CO₂e^{référence 14}, ce qui est le prix national minimal de la tarification du carbone en 2026. L’utilisation de données historiques pour ce type d’analyse est limitée par le fait qu’elle ne prend pas en compte les incertitudes concernant les coûts de déploiement des technologies de réduction des émissions et les changements des tendances économiques qui se produiront à l’avenir. En tant que tel, un niveau de rigueur de 2026 a été utilisé pour l’analyse statique au lieu d’un niveau de rigueur de 2030 afin de saisir une augmentation de la rigueur tout en atténuant les nombreuses incertitudes relatives aux technologies et aux tendances économiques associées à l’utilisation de données historiques pour évaluer les répercussions dans le futur.

L’analyse de la phase 2 intègre la modélisation dynamique de 2030 pour tenir compte des améliorations futures de l’intensité des émissions et des changements du marché en tant que déterminants centraux des niveaux de risque relatifs à l’intensité des émissions et à l’exposition aux échanges commerciaux. L’analyse est fondée sur une modélisation dynamique à l’aide d’EC-Pro qui prend en compte les changements liés aux émissions industrielles au fil du temps, par exemple en raison de changement de comportement, d’investissements gouvernementaux et d’autres facteurs. Cette modélisation repose sur celle effectuée pour le PRE. Toutefois, elle exclut certaines des politiques et des mesures incluses dans le PRE qui en sont encore aux premiers stades d’élaboration. Elle comprend des politiques et des programmes clairement formulés qui ont été annoncés, approuvés et financés, ainsi que des règlements qui ont été publiés à la Partie II de la Gazette du Canada. Ce scénario de référence est aussi utilisé pour évaluer les systèmes de tarification fondés sur le rendement provinciaux et territoriaux afin de déterminer si le signal du prix marginal est maintenu.

Les tableaux 3 et 4 illustrent les résultats des analyses des phases 1 et 2, respectivement. Les secteurs sont classés par catégorie de risque : faible^{référence 15}, moyen^{référence 16}, élevé^{référence 17} ou très élevé^{référence 18}. Plus précisément, les analyses des phases 1 et 2 indiquent que les secteurs de la production de ciment, de chaux, des produits pétrochimiques et de la production et du traitement du gaz naturel présentent un risque très élevé de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone. Par conséquent, il est proposé de réduire à 1 % le taux de resserrement annuel appliqué aux activités exercées dans ces secteurs, comme l’indiquent les tableaux 3 et 4, afin d’atténuer les répercussions plus élevées sur la compétitivité et de fuites de carbone.

L’approche générale pour la production d’électricité dans le STFR fédéral sera révisée dans le cadre du processus visant à atteindre une production d’électricité carboneutre d’ici 2035.

Tableau 3. Résultats de la phase 1 de l’analyse d’intensité des émissions et d’exposition aux échanges commerciaux à la rigueur de 2026

Code SCIAN	Noms du secteur SCIAN	Activités telles qu’elles sont identifiées à l’annexe 1 du Règlement	Intensité des émissions moyenne de 2016 à 2018 (IE) note a du tableau b1	Exposition aux échanges commerciaux moyenne de 2016 à 2018 (EEC) note b du tableau b1	Catégorie de risque — Coûts directs
32741	Fabrication de chaux	Article 8	13 %	37 %	Très élevé
32731	Fabrication de ciment	Article 7	12 %	38 %	Très élevé
32511	Fabrication de produits pétrochimiques	Paragraphes 17a) à f)	9,5 %	40 %	Très élevé
32512	Fabrication de gaz industriels	Article 6	6,8 %	24 %	Élevé
33111	Sidérurgie	Articles 19 et 20	6,3 %	48 %	Élevé
211110	Extraction de pétrole et de gaz (à l’exception des sables bitumineux)	Paragraphe 1a) et article 4	6,1 %	66 %	Élevé
21114	Extraction de sables bitumineux	Articles 2 et 3.1 et paragraphe 1b)	6,1 %	77 %	Élevé
3253	Fabrication de pesticides, d’engrais et d’autres produits chimiques agricoles	Paragraphes 29c), d) et e)	5,3 %	52 %	Élevé
4862	Transport du gaz naturel par gazoduc	Article 5	4,2 %	55 %	Élevé
3253	Fabrication de pesticides, d’engrais et d’autres produits chimiques agricoles	Paragraphes 29a) et b)	3,8 %	52 %	Élevé
32519	Fabrication d’autres produits chimiques organiques de base	Articles 13 et 34 et paragraphes 3c) et 17g)	3,3 %	91 %	Élevé
33131	Production et transformation d’alumine et d’aluminium	Articles 40, 41 et 43	3,3 %	77 %	Élevé
3221	Usines de pâte à papier, de papier et de carton	Article 36	3,2 %	76 %	Élevé
32411	Raffineries de pétrole	Paragraphe 3a)	3,2 %	46 %	Élevé
21221	Extraction de minerais de fer	Paragraphes 21b) et 26a)	2,3 %	91 %	Moyen
32519	Fabrication d’autres produits chimiques organiques de base	Article 15	2,1 %	91 %	Moyen
33141	Fonte et affinage de métaux non ferreux (sauf l’aluminium)	Paragraphes 23c), e) et f)	2.1 %	70 %	Moyen
2121	Extraction de charbon	Articles 25, 27 et 28	1,7 %	86 %	Moyen
32419	Fabrication d’autres produits du pétrole et du charbon	Paragraphe 3b) et article 42	1.6 %	46 %	Moyen
21221	Extraction de minerais de fer	Paragraphe 21a)	1,5 %	91 %	Moyen
33141	Fonte et affinage de métaux non ferreux (sauf l’aluminium)	Paragraphes 23a), b) et d)	1,4 %	70 %	Moyen
212392	Extraction de diamant	Paragraphe 26e)	1,2 %	97 %	Moyen
212396	Extraction de potasse	Article 24	1,2 %	87 %	Moyen
31122	Amidonnerie et fabrication de graisses et d’huiles végétales	Articles 31 et 33	1,2 %	74 %	Moyen
2123	Extraction de minerais non métalliques	Article 24.1	1,0 %	64 %	Moyen
32742	Fabrication de produits en gypse	Article 10	1,0 %	22 %	Moyen
32721	Fabrication de verre et de produits en verre	Article 9	0,86 %	69 %	Faible
3113	Fabrication de sucre et de confiseries	Article 35	0,81 %	73 %	Faible
31213, 31214	Vineries et distilleries	Article 32	0,68 %	73 %	Faible
32513, 32518, 3252, 3255, 3256, 3259	Fabrication d’autres produits chimiques	Article 16	0,60 %	82 %	Faible
3114	Mise en conserve de fruits et de légumes et fabrication de spécialités alimentaires	Article 30	0,58 %	59 %	Faible
311A0 (3112, 3118, 3119)	Fabrication d’aliments divers	Article 35.1	0,57 %	51 %	Faible
21222	Extraction de minerais d’or et d’argent	Paragraphes 26c) et f)	0,53 %	36 %	Faible
32732, 32733, 32739, 3271, 3279	Fabrication d’autres produits minéraux non-métalliques	Article 11	0,40 %	32 %	Faible
32513, 32518, 3252, 3255, 3256, 3259	Fabrication d’autres produits chimiques	Article 14	0,39 %	82 %	Faible
321	Fabrication de produits en bois	Article 39	0,38 %	57 %	Faible
3262	Fabrication de produits en caoutchouc	Article 44	0,37 %	82 %	Faible
21223	Extraction de minerais de cuivre, de nickel, de plomb et de zinc	Paragraphe 26d)	0,36 %	55 %	Faible
21229	Extraction d’autres minerais métalliques	Paragraphe 26b)	0,32 %	59 %	Faible
32732, 32733, 32739, 3271, 3279	Fabrication d’autres produits minéraux non-métalliques	Article 12	0,26 %	32 %	Faible
3361	Fabrication de véhicules automobiles	Article 37	0,20 %	91 %	Faible
32541	Fabrication de produits pharmaceutiques et de médicaments	Article 18	0,16 %	88 %	Faible
33121	Fabrication de tubes et de tuyaux en fer et en acier à partir d’acier acheté	Article 22	0,12 %	52 %	Faible
Note(s) du tableau b1 Note a du tableau b1 L’IE correspond au ratio du coût direct du carbone par rapport à la valeur ajoutée brute pour le secteur. Retour à la note a du tableau b1 Note b du tableau b1 L’EEC est égale à (importations + exportations) / (importations + ventes) pour le secteur. Retour à la note b du tableau b1

Tableau 4. Résultats de la phase 2 de l’analyse d’intensité des émissions et d’exposition aux échanges commerciaux à la rigueur de 2030

Secteur	Activités telles qu’elles sont identifiées à l’annexe 1 du Règlement	IE	EEC	Catégorie de risque
Traitement et production de gaz naturel	Article 4	9,8 %	47 %	Très élevé
Exploitation minière des sables bitumineux	Article 3.1	3,3 %	69 %	Élevé
Transport de gaz naturel par gazoduc	Article 5	22 %	4,6 %	Moyen
Ciment	Article 7	6,4 %	17 %	Moyen
Extraction du pétrole brut léger	Paragraphe 1a)	2,5 %	58 %	Moyen
Autres exploitations minières	Articles 21, 24, 24.1 et 26	1,2 %	57 %	Moyen
Charbon	Articles 25, 27 et 28	1,1 %	126 %	Moyen
Aluminium	Articles 40, 41 et 43	0,47 %	79 %	Faible
Extraction in situ de sables bitumineux (incluant le pétrole lourd)	Paragraphe 1b)	0,25 %	69 %	Faible
Usines de pâtes et papiers	Article 36	0,26 %	65 %	Faible
Transformation alimentaire	Articles 30 à 33, 35 et 35.1	0 %	39 %	Faible
Bois et produits du bois	Article 39	0 %	48 %	Faible
Fabrication de métaux primaires	Article 23	0 %	86 %	Faible
Équipement de transport	Article 37	0 %	81 %	Faible
Produits en caoutchouc	Article 44	0 %	57 %	Faible
Autres productions chimiques	Articles 6, 13 à 18 et 34, et paragraphe 3c)	0 %	63 %	Faible
Minéraux non-métalliques	Articles 8 à 12	0 %	31 %	Faible
Fabrication de produits à partir du pétrole et du charbon	Article 42 et paragraphes 3a) et b)	0 %	52 %	Faible
Valorisation de bitume ou de pétrole lourd	Article 2	0 %	62 %	Faible
Fer et acier	Article 19, 20 et 22	0 %	54 %	Faible
Engrais	Article 29	0 %	40 %	Faible

Ajout de nouvelles normes de rendement

L’approche en trois phases décrite ci-dessus a été appliquée pour déterminer si l’une des phases de l’analyse indique un niveau élevé de risque de répercussions négatives sur la compétitivité et de fuites de carbone, ou fournit une base pour qu’une norme de rendement soit considérée pour un ajustement à la hausse de 80 % à 90 % ou 95 %. Une évaluation a également été réalisée pour déterminer si les émissions liées aux procédés industriels représentaient une part importante des émissions totales des installations où est exercée l’activité. Les activités dont la proportion d’émissions liées aux procédés industriels est égale ou supérieure à 30 % ont fait l’objet d’un ajustement de 80 % à 90 % et celles dont les normes ont été ajustées à 90 % sur la base de l’analyse des phases 1, 2 et 3 ont été considérées pour un ajustement de 90 % à 95 %.

Sur la base des résultats des analyses des phases 1 et 2, tous les secteurs se situaient dans les catégories de risque moyen ou faible et, par conséquent, aucun facteur de réduction des émissions n’a été ajusté pour ces phases de l’analyse. En outre, sur la base de la phase 3 de l’analyse, aucun secteur ne s’est avéré présenter un risque élevé de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone. Cette phase de l’analyse n’a donc pas fourni de base pour des ajustements à la rigueur des normes de rendement. Quatre activités se sont avérées avoir une proportion d’émissions liées aux procédés industriels de 30 % ou plus; le facteur de réduction des émissions pour ces activités a été ajusté à 90 %. Le tableau 5 ci-dessous énumère les nouvelles activités, les résultats des évaluations des répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone et le facteur de réduction des émissions proposé pour chaque activité.

Tableau 5. Facteurs de réduction des émissions proposés

Secteur	Activité	Catégorie de risque de la phase 1	Catégorie de risque de la phase 2	Résultat de la phase 3	Émissions liées aux procédés industriels > 30 %	Facteur de réduction des émissions proposé
Production pétrolière et gazière	Exploitation minière de surface des sables bitumineux et extraction de bitume	Moyen	Faible	Aucune base pour l’ajustement	Non	80 %
Produits chimiques	Production de monoéthylène glycol, de diéthylène glycol ou de triéthylène glycol	Moyen	Faible	Aucune base pour l’ajustement	Oui	90 %
Exploitation minière et traitement de minerai	Production de sel évaporé au moyen d’un procédé d’extraction par dissolution	Faible	Faible	Aucune base pour l’ajustement	Non	80 %
Transformation alimentaire	Production de malt	Faible	Faible	Aucune base pour l’ajustement	Non	80 %
Produits de bois	Production de placage de bois ou de contreplaqué	Faible	Faible	Aucune base pour l’ajustement	Non	80 %
	Production de bois d’œuvre	Faible	Faible	Aucune base pour l’ajustement	Non	80 %
	Production de panneaux de particules et de panneaux de fibres à faible, moyenne et haute densité, y compris les panneaux durs	Faible	Faible	Aucune base pour l’ajustement	Non	80 %
Aluminium	Production d’aluminium à partir d’alumine	Moyen	Faible	Aucune base pour l’ajustement	Oui	90 %
	Production d’anodes cuites destinées à la production d’aluminium à partir d’alumine	Moyen	Faible	Aucune base pour l’ajustement	Oui	90 %
	Production de coke de pétrole calciné destiné à la production d’aluminium à partir d’alumine	Moyen	Faible	Aucune base pour l’ajustement	Oui	90 %
	Production d’alumine à partir de bauxite	Moyen	Faible	Aucune base pour l’ajustement	Non	80 %
Produits de caoutchouc	Production de pneumatiques	Faible	Faible	Aucune base pour l’ajustement	Non	80 %

Mise à jour des normes de rendement existantes

En raison des mises à jour des PRP dans l’annexe 3 de la Loi, le projet de modifications mettrait à jour des normes de rendement existantes lorsque le changement des valeurs des PRP entraîne un changement important de plus de ± 1 % de la valeur de la norme. Le tableau 6 ci-dessous présente les activités qui atteignent ce seuil et le pourcentage de changement de ces normes. En plus des normes énumérées ci-dessous, l’exploitation de gisements de charbon métallurgique [paragraphe 25b) de l’annexe 1 du Règlement] aurait connu un changement important dans les émissions associées à la modification des PRP. Toutefois, le calcul de la norme originale comportait une erreur qui a fait en sorte qu’il n’était pas nécessaire de mettre à jour cette norme.

Tableau 6. Activités pour lesquelles la mise à jour des PRP entraîne un changement d’au moins 1 % des émissions

Activité	Changement des émissions (%)
Transformation industrielle de la pomme de terre destinée à la consommation humaine ou animale, article 30 de l’annexe 1 du Règlement	2,4 %
Production d’acide nitrique par oxydation catalytique d’ammoniac, paragraphe 29a) de l’annexe 1 du Règlement	−7,6 %

Avantages et coûts

Les coûts et les avantages décrits ci-dessous sont attribuables à l’ensemble des modifications, y compris le projet de modifications découlant de l’examen du Règlement et du Décret modifiant l’annexe 4 de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre. Cela comprend l’augmentation de la redevance pour émissions excédentaires jusqu’à 170 $ la tonne de CO₂e en 2030, l’introduction d’un taux de resserrement aux normes de rendement, la mise à jour des normes de rendement ainsi que l’établissement de nouvelles normes de rendement. Les politiques incluses dans l’ensemble des modifications sont partie intégrante de l’une de l’autre, et le fait de les modéliser ensemble assure une représentation complète et juste des répercussions, qui reflète les résultats prévus et attendus des politiques interdépendantes.

Résumé

Dans le cadre de l’analyse de la réglementation, un « scénario réglementaire » (l’ensemble des modifications) est comparé à un « scénario de référence », où il n’y a pas d’augmentation de la redevance pour émissions excédentaires (annexe 4 de la Loi) ou d’augmentation de la rigueur des normes de rendement. L’analyse évalue les avantages de la réduction des émissions découlant de l’ensemble des modifications et les pertes pour la société canadienne découlant du ralentissement de l’activité économique. La diminution de la production sectorielle attribuable à l’augmentation des coûts réduit le bien-être économique global des ménages. Cependant, il y a également moins d’émissions de GES dans le scénario réglementaire, ce qui entraîne une augmentation des avantages pour la société par rapport au scénario de référence en raison des dommages évités causés par les changements climatiques.

Le scénario de référence et le scénario réglementaire ont été modélisés à l’aide d’EC-Pro, le modèle d’équilibre général calculable (MEGC) des politiques sur les changements climatiques du Ministère, qui a été examiné par des pairs et qui est multirégional, multisectoriel et provincial-territorial. EC-Pro est en mesure d’évaluer les variables d’intérêt, y compris les émissions de GES et le bien-être économique des ménages. EC-Pro simule l’économie canadienne et évalue les répercussions de l’ensemble des modifications en calculant le nouvel ensemble de prix et de variables qui rapporteront l’économie à l’équilibre. Les répercussions différentielles de l’ensemble des modifications peuvent être estimées en comparant les résultats du scénario de référence à ceux du scénario réglementaire. L’analyse utilise le coût social des GES pour monétiser les avantages de la réduction des émissions nationales de GES^{référence 19}. Les coûts monétarisés d’administration et de vérification de l’ensemble des modifications ont été estimés séparément en dehors du MEGC.

L’analyse de l’ensemble des modifications a été effectuée en fonction de la portée d’application au moment de la publication du projet de modifications, avec le STFR fédéral s’appliquant actuellement en 2022 au Yukon, au Nunavut, au Manitoba et à l’Île-du-Prince-Édouard ainsi que partiellement en Saskatchewan.

Comme l’ensemble des modifications fournira aux installations assujetties des incitatifs financiers les encourageant à réduire continuellement les émissions, le scénario réglementaire entraînera des réductions d’émissions plus importantes que celles prévues dans le scénario de référence. Les réductions cumulatives supplémentaires des émissions nationales de GES sont estimées à 5,8 Mt de CO₂e au cours de la période de 2023 à 2030. D’ici 2030, comparativement au scénario de référence, l’ensemble des modifications devrait entraîner une diminution du bien-être des ménages canadiens correspondant à un montant de 513 à 855 millions de dollars, avec une estimation centrale de 684 millions de dollars. Cette valeur est une estimation de la valeur à laquelle les ménages, présumés être les propriétaires des facteurs de production, de la main-d’œuvre et du capital, renoncent en raison de la baisse des salaires des travailleurs et des bénéfices des entreprises (installations) causée par la diminution de la consommation. Par conséquent, les réductions des émissions de GES seraient réalisées à un coût pour la société par tonne estimé de 89 à 149 $/tonne de CO₂e, avec une estimation centrale de 119 $/tonne de CO₂e. Selon un modèle probabiliste, il y a une probabilité de 85 % que les avantages monétarisés soient supérieurs aux coûts. Des réductions supplémentaires des émissions de GES et des coûts pour la société canadienne sont prévues en 2031 et 2032, puisque la rigueur des normes de rendement continue de diminuer, mais elles n’ont pas été quantifiées dans le cadre de cette analyse.

Cadre d’analyse

Orientation du Secrétariat du Conseil du Trésor (SCT) : Les répercussions de l’ensemble des modifications ont été évaluées conformément au Guide d’analyse coûts-avantages pour le Canada du SCT^{référence 20}. Les répercussions réglementaires ont été identifiées, quantifiées et monétisées, dans la mesure du possible, et comparées de façon différentielle à un scénario de référence.

Répercussions importantes : Le modèle logique présenté à la figure 1 illustre les répercussions différentielles de l’ensemble des modifications que le Ministère est en mesure de quantifier et de monétiser dans cette analyse. Les mesures de conformité faisant partie de l’ensemble des modifications entraîneraient des réductions supplémentaires des émissions nationales de GES, une augmentation des coûts d’investissement et d’exploitation pour l’industrie, et des coûts administratifs pour l’industrie et le gouvernement. Les répercussions sur le plan de la répartition, comme les résultats propres aux secteurs et aux régions, sont analysées séparément.

Figure 1. Modèle logique pour l’analyse de l’ensemble des modifications

Ensemble des modifications	→	Réduction des émissions nationales de GES	→	Réduction des dommages causés par les changements climatiques	→	Avantages pour la société
	→	Coûts nets de conformité	→	Réduction de la production économique	→	Coûts de bien-être des ménages

Scénario de référence : La modélisation du scénario de référence a été effectuée à l’aide du scénario de référence 2021^{référence 21} ajusté (prévisions officielles des émissions du Canada) tenant compte d’une combinaison de mesures stratégiques du PRE et d’une redevance sur les combustibles qui augmente (170 $ la tonne de CO₂e en 2030). De plus, les provinces et territoires non assujettis au filet de sécurité exploitent leur propre système de tarification de la pollution par le carbone conforme au modèle fédéral, la redevance pour émissions excédentaires est maintenue à 50 $ la tonne de CO₂e et le taux de resserrement pour les normes de rendement n’est pas appliqué. Le scénario de référence comprend les politiques clairement énoncées du PRE et du budget de 2022-2023 qui ont été annoncées, financées et dirigées vers un secteur en particulier. Le scénario de référence exclut les politiques qui ne sont pas définies et qui n’ont pas de cibles propres à un secteur. Il comprend des règlements environnementaux fédéraux publiés à la Partie II de la Gazette du Canada, avant la publication du projet de modifications à la Partie I de la Gazette du Canada.

Scénario réglementaire : Dans le scénario réglementaire, la modélisation a été effectuée à l’aide du scénario de référence 2021 ajusté, la redevance pour émissions excédentaires qui augmente de 15 $ la tonne de CO₂e par année, pour atteindre 170 $ la tonne de CO₂e en 2030. Il comprend également les taux de resserrement dont il a été question précédemment pour les normes de rendement à compter de 2023, c’est-à-dire un taux de 2 % par année, sauf pour les secteurs qui sont considérés comme risquant très fortement de voir leur compétitivité affectée par la tarification du carbone et comme étant à risque très élevé de fuites de carbone en raison de la tarification du carbone. Pour ces secteurs, un taux de resserrement de 1 % par année a été appliqué. Comme pour le scénario de référence, le scénario réglementaire comporte une combinaison de politiques tirées du PRE et du budget de 2022-2023.

Répercussions différentielles : L’analyse compare les répercussions prévues du scénario réglementaire par rapport à celles du scénario de référence. Elle n’évalue pas les répercussions de la tarification de la pollution par le carbone dans son ensemble. Elle évalue plutôt les répercussions différentielles de l’augmentation de la redevance pour émissions excédentaires à 170 $ la tonne de CO₂e d’ici 2030 et du taux de resserrement pour les normes de rendement à compter de 2023, là où le STFR s’applique actuellement.

Période d’analyse : Un des principaux objectifs des modifications est de maintenir l’harmonisation du STFR au modèle fédéral. Le modèle fédéral mis à jour s’applique de 2023 à 2030. Les évaluations quantitatives appliquées dans le cadre du présent résumé de l’étude d’impact de la réglementation et aux évaluations des systèmes provinciaux et territoriaux en fonction du modèle fédéral sont effectuées avec les projections du scénario de référence 2021 du Canada, qui prévoient les émissions jusqu’en 2030. Par souci de cohérence avec les évaluations quantitatives appliquées aux provinces et aux territoires dans le cadre du modèle fédéral, l’analyse quantitative utilise la période de 2023 à 2030. Une analyse qualitative a été réalisée concernant les répercussions attendues de l’ensemble des modifications pour 2031 et 2032. Sans autres modifications réglementaires, les taux de resserrement annuels des normes de rendement resteraient les mêmes pour la période de 2023 à 2030, et la redevance pour émissions excédentaires resterait à 170 $ la tonne de CO₂e dans le scénario réglementaire.

Résultats monétaires : Tous les résultats monétaires sont présentés en dollars canadiens de 2021. Les valeurs qui n’étaient pas en dollars canadiens de 2021 ont été ajustées après inflation à l’aide des données du déflateur du produit intérieur brut (PIB) du modèle macroéconomique utilisé par le Ministère, à savoir le Modèle énergie-émissions-économie du Canada (E3MC). Lorsqu’elles sont présentées sous forme de valeurs actuelles, les répercussions pour les années futures ont été actualisées au taux de 3 % par année, conformément aux lignes directrices du SCT pour les propositions de réglementation en matière de santé et d’environnement, jusqu’en 2022 (l’année de référence de l’analyse).

Coût social du carbone : Comme l’illustre le Guide d’analyse coûts-avantages du Canada publié par le SCT, les ministères et organismes fédéraux qui effectuent une analyse de la réglementation doivent utiliser le coût social du carbone (CSC) pour mesurer les coûts et les avantages associés aux variations des émissions.

Analyse du seuil de rentabilité : Étant donné l’incertitude inhérente à l’estimation des dommages évités des changements climatiques, une analyse du seuil de rentabilité a été effectuée pour établir une plage des avantages qui seraient nécessaires pour compenser les coûts monétaires de l’ensemble des modifications, et les comparer à la plage des valeurs du CSC dans la littérature. Cette approche est simple et transparente, adopte une perspective de tolérance des risques et maintient le lien entre les analyses passées et futures sur les changements climatiques.

L’analyse du seuil de rentabilité est une technique utilisée pour évaluer la valeur que devrait avoir un effet non monétaire afin d’atteindre ou de dépasser les coûts nets. Elle est très efficace lorsqu’il y a de l’incertitude au sujet d’un paramètre clé — dans le cas présent, la valeur monétaire des avantages pour la société venant de dommages évités des changements climatiques à la suite de la réduction des émissions de CO₂. En ce qui concerne les politiques relatives aux changements climatiques, l’analyse du seuil de rentabilité consiste à établir la valeur minimale du carbone pour qu’un règlement donné atteigne le seuil de rentabilité (c’est-à-dire de veiller à ce que les avantages soient au moins égaux aux coûts). Conformément aux méthodologies utilisées par d’autres gouvernements, afin de valider le seuil de rentabilité, la valeur doit se situer dans une plage plausible de valeurs établies à partir d’études récentes^{référence 22}.

Modélisation : Le scénario de référence et le scénario réglementaire ont été modélisés à l’aide d’EC-Pro. Étant donné que l’ensemble des modifications devrait avoir une incidence sur la production dans divers marchés de l’économie canadienne, le modèle d’équilibre général est celui qui convient le mieux pour estimer les répercussions^{référence 23}. EC-Pro est en mesure d’évaluer les variables d’intérêt, y compris les émissions de GES, le bien-être économique des ménages, le PIB et la valeur ajoutée brute.

Les variations des émissions attribuables aux changements technologiques qui entraînent la réduction des émissions de combustion sont modélisées par la réactivité des intrants de production aux changements des prix relatifs. Par exemple, un producteur représentatif peut opter pour des carburants à faibles émissions dans le modèle. Pour la modélisation des émissions autres que celles de combustion, il est supposé que les installations pourraient apporter un changement technologique pour réduire leurs coûts dans le cadre du STFR. Les variations des émissions issues ou non de la combustion peuvent également être attribuables à des changements dans la production.

Le modèle tient compte de l’équilibre entre l’offre et la demande des crédits en présumant que les installations dont les émissions sont inférieures à leur limite annuelle obtiennent la valeur de la redevance pour émissions excédentaires pour chaque tonne entre les émissions réelles et la limite d’émissions, à condition que le nombre de tonnes faisant l’objet de compensation dépasse le nombre de crédits excédentaires au cours d’une année donnée. Si l’offre des crédits excédentaires dépasse les obligations de compensation, le modèle estimera un prix marginal (équilibre du marché) inférieur et donc un incitatif plus faible à la réduction des émissions. Le modèle ne tient pas compte des partenaires commerciaux de ces crédits ni du comportement de mise en banque.

Avantages

Coût social du carbone

Le coût social du carbone (CSC), tel qu’il est utilisé au Canada, a pour rôle principal de supporter les analyses coûts-avantages de la réglementation en matière d’environnement. Les changements climatiques devraient causer toute une gamme de répercussions possibles, notamment des sécheresses, des inondations, des changements dans la production agricole et la consommation d’énergie, et des effets sur la santé humaine et les services écosystémiques. Toutes ces répercussions entraînent des coûts pour la société, lesquels, une fois regroupés, peuvent représenter des milliards de dollars. Le CSC est le coût de ces répercussions attendues, qui mesure les dommages globaux résultant de chaque tonne supplémentaire de CO₂ émise aujourd’hui dans l’atmosphère au cours de sa durée de vie.

Le CSC comprend les dommages qui ont des répercussions sur la production agricole, la santé humaine, les risques d’inondation et les services écosystémiques. Cependant, d’autres répercussions liées aux changements climatiques, y compris les phénomènes météorologiques extrêmes comme les tempêtes, les feux de forêt et les ouragans, ne sont pas encore suffisamment bien comprises pour être pleinement intégrées dans les modèles actuellement utilisés pour évaluer les répercussions globales des changements climatiques. Par conséquent, le CSC, qui ne tient compte que d’une partie des répercussions pouvant être attribuées aux changements climatiques, pourrait être interprété comme une limite inférieure des répercussions potentielles des changements climatiques.

Depuis 2018, toutes les analyses fédérales de la réglementation dans lesquelles les émissions de GES entrent en ligne de compte s’appuient sur les valeurs du CSC publiées par le Ministère en 2016^{référence 24}. Ces valeurs sont dérivées de trois modèles d’évaluation intégrés couramment utilisés et examinés par des pairs, soit le modèle DICE (Dynamic Integrated Climate-Economy), le modèle PAGE (Policy Analysis for the Greenhouse Effect) et le modèle FUND (Climate Framework for Uncertainty, Negotiation and Distribution). L’estimation centrale du CSC pour l’année 2020 est de 52 $ CA/tonne de CO₂^{référence 25}.

Le modèle FUND n’a publié aucune mise à jour récemment, mais des articles universitaires récents publiés par les auteurs des modèles DICE et PAGE indiquent que les itérations précédentes de leurs modèles utilisées par le Ministère pour estimer le CSC en 2016 sont obsolètes. Par exemple, lorsqu’un taux d’actualisation constant de 3 % est utilisé, l’estimation centrale du CSC pour l’année 2020 dans la dernière version du modèle DICE est de 105 $ US/tonne de CO₂ (136 $ CA/tonne de CO₂)^{référence 26}, soit plus du double de la valeur de l’itération précédente du modèle. Cette estimation plus élevée s’explique en grande partie par la mise à jour des estimations de la population mondiale, la révision des données des estimations de l’activité économique et l’intégration de nouvelles recherches sur le cycle du carbone^{référence 27}. Il y a eu aussi la révision du modèle PAGE, qui comprend une mise à jour des données scientifiques sur le climat, une actualisation des données économiques et des nouveautés comme l’intégration de l’impact de la rétroaction non linéaire dans l’Arctique sur le système climatique mondial et l’économie, ce qui a aussi fait augmenter de façon marquée l’estimation du CSC^{référence 28}. L’estimation centrale dans la version révisée du modèle PAGE pour l’année 2020 est de 344 $ US/tonne de CO₂ (443 $ CA/tonne de CO₂)^{référence 29}, valeur plus de quatre fois supérieure à celle de l’itération du modèle sur laquelle l’estimation centrale actuelle du Ministère est fondée.

Le Ministère a conclu en 2020 que les valeurs actuelles du CSC servant aux analyses de la réglementation canadienne sous-estiment probablement les dommages des changements climatiques de même que les avantages pour la société des réductions des émissions de GES. De plus, dans le plan climatique renforcé du gouvernement du Canada, Un environnement sain et une économie saine, le gouvernement du Canada s’est engagé à revoir les estimations du CSC utilisées et à veiller à ce que la méthodologie du Canada s’harmonise au niveau international sur les meilleures données scientifiques climatiques et modélisations économiques^{référence 30}.

Dans le cadre de ce processus, le Ministère a évalué la littérature scientifique et économique émergente ainsi que les principaux nouveaux faits liés au CSC à l’échelle internationale et dans les principaux groupes de réflexion. Par exemple, Bressler (2021) a mis au point une extension du modèle DICE pour inclure explicitement les effets de la mortalité liée à la température en estimant une fonction de dommages climat-mortalité. L’auteur a constaté que l’intégration des coûts de mortalité a fait passer le CSC pour l’année 2020 de 45 à 312 $ US/tonne de CO₂ (58 à 401 $ CA/tonne de CO₂) dans le scénario de référence des émissions^{référence 31}. De plus, le département de la conservation de l’environnement de l’État de New York a publié un document d’orientation définitif dans lequel il recommande que les entités de l’État utilisent une estimation centrale du CSC de 124 $ US/tonne de CO₂ (159 $ CA/tonne de CO₂). Les estimations de l’État de New York s’appuyaient sur la méthodologie initiale du groupe de travail interagences du gouvernement fédéral des États-Unis de 2016^{référence 32}, mais utilisaient un taux d’actualisation de 2 % comme valeur centrale plutôt que 3 %^{référence 33}.

Le Ministère continue de surveiller les recherches et les analyses des principaux groupes de réflexion comme Resources for the Future (RFF). Les recherches récentes comprennent un document de travail de RFF, de Rennert et coll. (2021), qui fournit des estimations illustratives du CSC fondées sur divers scénarios lorsque les éléments clés utilisés pour générer le CSC sont mis à jour. En particulier, les auteurs ont constaté le rôle critique que joue le taux d’actualisation dans l’estimation du CSC étant donné que les émissions d’aujourd’hui auront des conséquences à long terme, puisque les émissions de CO₂ restent dans l’atmosphère pendant de longues périodes (entre 300 et 1 000 ans)^{référence 34}. En utilisant un taux d’actualisation constant de 3 %, les auteurs ont constaté que le CSC pour l’année 2020 variait de 44 à 192 $ US/tonne de CO₂ (57 à 248 $ CA/tonne de CO₂), selon la trajectoire socioéconomique employée^{référence 35}.

Étant donné que les estimations révisées du CSC du Ministère ne sont pas encore disponibles, une approche provisoire continue d’être utilisée pour l’analyse de l’ensemble des modifications. Une plage d’estimations plus récentes du CSC tirées de la littérature susmentionnée est prise en compte en plus de la valeur actuelle du CSC du Ministère. Cela permet d’illustrer une plage plausible de valeurs qui pourraient être adoptées par le Ministère une fois sa mise à jour terminée.

Réduction des émissions de GES

Des avantages découleront des réductions des émissions de GES par rapport au scénario de référence, car celles-ci devraient diminuer les dommages causés par les changements climatiques et ainsi procurer des avantages pour la société. Le tableau 7 montre la diminution supplémentaire prévue des émissions de GES attribuable à l’ensemble des modifications.

Tableau 7. Réduction des émissions de GES découlant de l’ensemble des modifications au cours de la période de 2023 à 2030

Année	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	Total
Réduction des émissions de GES (Mt de CO2e)	0,1	−0,1	0,4	0,5	0,9	1,1	1,4	1,5	5,8

Analyse qualitative de la réduction des émissions de GES en 2031 et 2032

En supposant que le prix marginal de 170 $ la tonne de CO₂e soit maintenu dans le STFR fédéral au-delà de 2030, les réductions d’émissions de GES devraient se poursuivre en 2031 et en 2032. Cependant, les réductions d’émissions de GES devraient également augmenter à un rythme plus bas que les années précédentes, en supposant que la redevance pour émissions excédentaires n’augmente pas au-delà de 170 $ la tonne de CO₂e au cours de cette période, tandis que l’augmentation annuelle du taux de resserrement serait maintenue aux mêmes taux que pour la période de 2023 à 2030, ce qui continuerait à augmenter les coûts moyens du carbone.

Réductions des polluants atmosphériques

EC-Pro a été choisi pour modéliser l’ensemble des modifications, parce qu’il tient compte des répercussions macroéconomiques. Toutefois, les émissions de polluants atmosphériques ne constituent actuellement pas une donnée fournie par ce modèle. Ces répercussions ont donc été évaluées de façon qualitative. Puisque l’ensemble des modifications réduirait les émissions de GES, il est raisonnable de s’attendre à d’autres réductions d’émissions et, dans l’ensemble, cela devrait avoir un effet global positif sur la qualité de l’air. Par rapport au scénario de référence, le scénario réglementaire devrait entraîner des réductions de ces polluants, et donc, des avantages en matière de qualité de l’air dans certaines régions du Canada.

Coûts

Il est estimé que l’ensemble des modifications entraînera une production nationale plus faible dans le scénario réglementaire (dans lequel l’ensemble des modifications s’applique) que dans le scénario de référence. Les coûts réalisés par les secteurs, les installations et les activités visés peuvent réduire la production et la demande nationales. La diminution nette de la production pourrait à son tour faire baisser le revenu disponible des ménages, qui sont présumés être les propriétaires des facteurs de la production (main-d’œuvre et capital), en raison de la baisse des salaires des travailleurs et des bénéfices des entreprises (installations). Les ménages pourraient choisir de consacrer une moins grande partie de leur revenu disponible à d’autres biens et services afin de maximiser le plus possible leur bien-être.

Une mesure recommandée du bien-être dans un modèle d’équilibre général (EC-Pro) est la variation équivalente (VE), qui est fondée sur le concept de la volonté de payer, ou le montant maximal qu’un ménage paierait pour un bien ou un service particulier compte tenu de ses contraintes budgétaires^{référence 36}. L’écart entre la VE du scénario de référence et celle du scénario réglementaire correspond au montant maximal que les ménages seraient prêts à payer pour éviter les pertes de bien-être associées à la mise en œuvre du scénario réglementaire^{référence 37,référence 38}. Ce montant peut être considéré comme équivalent à l’écart du bien-être des ménages découlant de la diminution de la consommation selon le scénario réglementaire.

Comme le montre le tableau 8 ci-dessous, de 2023 à 2030, la valeur actuelle totale des coûts du bien-être des ménages attribuables à l’ensemble des modifications est estimée à 684 millions de dollars.

Tableau 8. Coûts de bien-être des ménages résultant de l’ensemble des modifications (en millions de dollars)

Coûts de bien-être des ménages	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	Total
Valeurs non actualisées	53	−35	93	101	138	146	167	143	806
Valeurs actualisées	51	−33	85	90	119	123	136	113	684

Compte tenu de l’incertitude entourant le coût moyen de la réduction des émissions pour les installations assujetties, l’analyse de sensibilité tient compte des coûts jusqu’à concurrence d’un montant 25 % plus bas ou 25 % plus élevé que l’estimation centrale. Dans l’analyse de sensibilité, les coûts totaux varient de 513 à 855 millions de dollars lorsqu’une plage de coûts potentiels est considérée.

Évaluation qualitative des coûts de bien-être des ménages résultant de l’ensemble des modifications en 2031 et 2032

Il devrait y avoir des augmentations continues des coûts associés à l’ensemble des modifications en 2031 et 2032. Cependant, les coûts pour la société canadienne devraient augmenter à un rythme inférieur à celui des années précédentes, si la redevance pour émissions excédentaires n’augmente pas et est maintenue à un taux de 170 $ la tonne de CO₂e pendant cette période et si les taux de resserrement annuels des normes de rendement se maintiennent aux mêmes taux que ceux fixés pour la période de 2023 à 2030. L’augmentation des coûts moyens du carbone en raison de l’augmentation continue des exigences des normes de rendement pourrait être compensée par les progrès des technologies de réduction des émissions au fil du temps.

Analyse du seuil de rentabilité

Pour l’ensemble des modifications, la valeur du seuil de rentabilité a été déterminée en calculant le coût pour la société par tonne de réduction provenant des actions visant à réduire les émissions de GES dans le STFR fédéral au cours de la période de 2023 à 2030. Comme l’illustre la figure 2 ci-dessous, ce coût par tonne varie, selon les estimations, entre 89 et 149 $/tonne de CO₂e, avec une estimation centrale de 119 $/tonne de CO₂e. Ces valeurs ont été dérivées à partir des coûts pour la société canadienne (tableau 8) par tonne d’émissions de GES réduites (tableau 7).

Pour valider la valeur du seuil de rentabilité, le coût pour la société par tonne de réduction provenant de l’ensemble des modifications a été comparé à une plage plausible d’estimations figurant dans la littérature scientifique existante. Cette approche a été utilisée pour illustrer ce que pourrait être une estimation à jour du CSC, une fois que le Ministère aura terminé son examen du CSC. Dans la figure 2, la valeur de l’estimation centrale actuelle du CSC du Ministère, soit de 52 $/tonne de CO₂, constitue la limite inférieure de la plage tandis que la valeur du CSC de 443 $/tonne de CO₂ provenant du modèle PAGE actualisé est la limite supérieure de la plage. Compte tenu de la plage des estimations récentes du CSC, l’analyse du seuil de rentabilité estime qu’il est plausible que l’ensemble des modifications aient pour résultat des avantages nets avec une estimation actualisée du CSC.

Figure 2. Plausibilité du seuil de rentabilité

Figure 2. Plausibilité du seuil de rentabilité - Version textuelle

Estimations du coût social du carbone provenant d’études et de rapports récents

Études et rapports estimant le coût social du carbone	Coût social du carbone ($/tonne de CO2)
Estimation centrale d’ECCC (2016)	52 $
Resources for the Future – Estimation basse (2021)	57 $
Estimation centrale de DICE mise à jour (2017)	136 $
Estimation centrale de l’État de NY (2021)	159 $
Resources for the Future – Estimation élevée (2021)	248 $
Bressler (2021) – Mortalité du coût du carbone	401 $
Estimation centrale de PAGE mise à jour (2019)	443 $

Coûts par tonne du STFR pour trois cas de sensibilité

Cas de sensibilité	Coûts par tonne du STFR ($/tonne de CO2e)
Limite inférieure	89 $
Estimation centrale	119 $
Limite supérieure	149 $

Toutes les valeurs présentées ici sont en dollars canadiens de 2021.

Analyse Monte-Carlo

Pour mieux évaluer les répercussions nettes de l’ensemble des modifications, le Ministère a estimé la probabilité que les avantages et les coûts s’équilibrent. Ce type d’analyse, appelée analyse Monte-Carlo, a été réalisé en spécifiant les distributions de probabilités pour le coût pour la société par tonne de réductions provenant de l’ensemble des modifications ainsi que pour le CSC.

Une distribution triangulaire a été présumée en ce qui a trait au coût pour la société par tonne, dont l’estimation centrale correspond au sommet du triangle (c’est-à-dire le point le plus probable) et en supposant que les coûts pourraient être jusqu’à 25 % inférieurs ou supérieurs à l’estimation centrale. Selon cette approche, les limites inférieure et supérieure du coût pour la société par tonne sont estimées à 89 et à 149 $/tonne de CO₂e, respectivement, avec une estimation centrale de 119 $/tonne de CO₂e.

Pour ce qui est de la plage de valeur probable du CSC dans cette analyse, la valeur centrale actuelle du CSC du Ministère, soit 52 $/tonne de CO₂, a été utilisée comme estimation de la limite inférieure, tandis que la valeur du CSC de 443 $/tonne de CO₂ du modèle PAGE actualisé a été utilisée comme estimation de la limite supérieure. Selon les commentaires reçus à la suite de l’examen par des pairs, ces estimations du CSC correspondent à la plage des valeurs plausibles trouvées dans la littérature scientifique existante.

Tout d’abord, une distribution de probabilité uniforme a également été examinée pour le CSC. La probabilité qu’un CSC actualisé prenne une valeur précise entre 52 et 443 $/tonne de CO₂ est en fait inconnue, étant donné les nombreux paramètres et hypothèses qui peuvent varier entre les modèles ou les analyses. Face à cette incertitude, la distribution uniforme suppose que toute valeur dans cette plage de données a la même probabilité de se produire. Avec une distribution uniforme pour le CSC, les simulations Monte-Carlo, impliquant chacune 10 000 paires de valeurs d’avantages et de coûts, ont généré des avantages nets au lieu de coûts nets 83 % du temps dans le scénario avec l’ensemble des modifications.

Ensuite, une distribution de probabilité triangulaire a été examinée pour le CSC. Le pic de la distribution triangulaire a été présumé être l’estimation centrale actualisée de DICE de 136 $/tonne de CO₂ afin de créer une approximation grossière de la forme générale des distributions de probabilité du CSC dans la littérature, comme celles présentées dans le récent document de travail de Resources for the Future de Rennet et coll. (2021). Avec cette spécification de distribution triangulaire, une simulation Monte-Carlo impliquant 10 000 paires de valeurs d’avantages et de coûts a généré des avantages nets au lieu de coûts nets 85 % du temps. En d’autres termes, une simulation Monte-Carlo a produit un avantage net au lieu d’un coût net 85 % du temps sur la période de 2023 à 2030 en prenant compte du projet de modifications, y compris le resserrement annuel des normes de rendement.

Sur la base de cette analyse, le Ministère conclut qu’il est probable que l’ensemble des modifications produisent des avantages nets d’ici 2030 en utilisant la valeur actualisée du CSC que le Ministère devrait mettre à jour. Pour les années au-delà de 2030, les avantages anticipés découlant des réductions supplémentaires des émissions de GES associées au resserrement des normes de rendement continueront à l’emporter sur les coûts liés à ces réductions supplémentaires. Cela augmenterait la probabilité globale que l’ensemble des modifications se traduisent par un avantage net pour les Canadiens et les Canadiennes lorsque leur mise en œuvre est envisagée au-delà de 2030 et, en particulier, de 2031 et 2032.

Mise à jour de la redevance pour émissions excédentaires sans le projet de modifications

Dans le cas où le projet de modifications ne serait pas finalisé ni approuvé par le gouverneur en conseil, le Ministère a effectué une évaluation pour illustrer les répercussions potentielles de l’introduction de la nouvelle trajectoire du prix du carbone pour la redevance pour émissions excédentaires de manière isolée. Dans ce scénario, les modifications à l’annexe 4 entreraient en vigueur et augmenteraient la redevance pour émissions excédentaires au cours de la période de 2023 à 2030, mais aucune modification ne serait apportée au Règlement. En d’autres termes, aucune augmentation de la rigueur ne serait apportée aux normes de rendement dans le STFR fédéral. L’absence d’augmentation de la rigueur des normes de rendement au fil du temps devrait affaiblir le marché des unités de conformité, y compris les crédits excédentaires, par une augmentation relative de l’offre de crédits excédentaires par rapport à la demande. Pour que le marché d’échange de crédits du STFR reste efficace, et pour que le STFR réalise les réductions attendues, le signal de prix marginal doit être maintenu au prix national minimal de la pollution par le carbone. Cela devrait être le cas lorsqu’il existe une demande nette d’unités de conformité sur le marché d’échanges de crédits, c’est-à-dire lorsque l’obligation de compensation totale des installations assujetties dépasse la quantité totale de tous les types d’unités de conformité disponibles.

Le prix marginal est un incitatif créé par le STFR. Il est un facteur de décision crucial pour les entreprises qui investissent dans la réduction des émissions de GES. La trajectoire de prix du carbone après 2022 envoie un signal de prix fort pour la réduction des émissions. Cependant, ce niveau de prix n’est pas le seul déterminant du signal de prix marginal, qui reflète le prix de marché des crédits excédentaires générés par les installations qui émettent moins que leur limite d’émissions. Alors que les installations planifient des investissements en décarbonisation, le futur prix du marché de tout crédit excédentaire qu’elles seront en mesure de générer ou d’acheter est un facteur important, car il représente un flux de revenus qui peut aider à financer ou à couvrir le coût des projets, ou un coût de conformité évité qui peut réduire les obligations de compensation. À mesure que la redevance pour émissions excédentaires augmente, que d’autres politiques et programmes sont mis en œuvre et que des améliorations sont apportées aux technologies et aux opérations, le niveau d’émissions de GES des installations assujetties devrait diminuer. Si la rigueur des normes de rendement n’augmente pas, mais reste constante, une diminution des émissions de GES des installations assujetties augmenterait la quantité de crédits excédentaires disponibles pour les acheteurs (autres installations assujetties). Cela se traduirait probablement par un prix marginal (prix d’équilibre du marché) des crédits excédentaires sensiblement inférieur à la redevance pour émissions excédentaires. Dans ce scénario, l’incitatif pour les installations assujetties à réduire leurs émissions serait moindre, car le prix du marché des crédits excédentaires devrait être inférieur à la redevance pour émissions excédentaires.

Un STFR avec un prix relativement bas pour les unités de conformité ne serait pas compatible avec le modèle fédéral mis à jour qui exige spécifiquement que les systèmes provinciaux et territoriaux de tarification fondés sur le rendement soient conçus pour maintenir un signal de prix marginal équivalent au prix national minimal de la pollution par le carbone pour les systèmes explicites fondés sur les tarifs pour toutes les émissions visées.

Dans le cas où le taux de resserrement proposé ne serait pas mis en œuvre, dans aucune province ou aucun territoire, et que la redevance pour émissions excédentaires augmenterait au fil du temps pour atteindre 170 $ la tonne de CO₂e en 2030, la modélisation prévoit des réductions des émissions de GES d’environ 2,6 Mt de CO₂e de moins que celles qui sont prévues à la suite de l’ensemble des modifications. Le projet de modifications est donc nécessaire, ainsi que les modifications à l’annexe 4 de la Loi, afin de permettre au STFR fédéral de s’harmoniser avec l’Approche pancanadienne mise à jour.

Exigences simplifiées pour la participation au STFR

Le projet de modifications faciliterait la participation au STFR grâce à l’inclusion d’activités industrielles additionnelles reconnues par le ministre et publiées sur la page Web du Ministère, ainsi que par l’harmonisation des exigences pour les installations à participation volontaire par le biais de modifications de la méthode de calcul des normes de rendement combinées à des modifications de la Politique concernant la participation volontaire. Il est attendu que ce processus simplifié pourrait augmenter le niveau de participation des installations admissibles à la participation volontaire, selon la portée d’application du STFR. Une participation accrue se traduirait par moins de réductions d’émissions de GES et une augmentation de l’activité économique, mais réduirait les coûts pour ces installations qui passent d’un régime de la redevance sur les combustibles au STFR. Cependant, sur la base de la portée d’application actuelle du STFR, aucun nouveau participant volontaire n’est attendu et, par conséquent, aucune répercussion additionnelle n’est prévue pour l’instant en raison de ces changements.

Coûts administratifs pour le gouvernement

Le Ministère pourrait devoir assumer des coûts supplémentaires liés à la mise à jour du système électronique pour répondre aux diverses nouvelles exigences découlant du projet de modifications. Selon les estimations, il devrait y avoir une dépense ponctuelle d’environ 450 000 $ au cours de l’exercice 2023-2024. Cela comprend 250 000 $ pour la mise à jour des modules d’enregistrement et la transmission de rapports et jusqu’à 150 000 $ pour les mises à jour potentielles du système de crédit.

Analyse de répartition

Répercussions des coûts par province ou territoire

L’ampleur des répercussions attribuables à l’ensemble des modifications peut affecter de manière disproportionnée certaines provinces et certains territoires comparativement à d’autres. D’ici 2030, il est estimé que l’ensemble des modifications entraînera une diminution cumulative du bien-être de la société dans les provinces et les territoires assujettis au filet de sécurité, comparativement au scénario de référence selon lequel la redevance pour émissions excédentaires et la rigueur du STFR ne changent pas. Les répercussions les plus importantes proviennent des activités touchées en Saskatchewan. Plus de 80 % du total des coûts de bien-être des ménages devrait augmenter en Saskatchewan. Seulement 30 % des installations participant au STFR sont situées en Saskatchewan et 65 % des réductions d’émissions de GES prévues se produisent dans la province. Ces données correspondent à l’activité de production d’électricité à partir du charbon, qui est une source importante d’émissions de GES comparativement aux autres activités visées par le STFR.

Tableau 9. Répartition des répercussions par province ou territoire

Province ou territoire	Pourcentage du total des installations assujetties	Pourcentage de réduction des émissions de GES	Pourcentage des coûts de bien-être des ménages
Manitoba	57 %	33 %	11 %
Nunavut	9 %	0,2 %	5 %
Île-du-Prince-Édouard	2 %	1,6 %	−1 %
Saskatchewan	30 %	65 %	84 %
Yukon	2 %	0,2 %	1 %

Analyse de sensibilité

Compte tenu de l’incertitude potentielle des diverses hypothèses, des analyses de sensibilité ont été effectuées pour évaluer l’incidence des changements apportés aux paramètres ci-dessous sur les avantages nets prévus de l’ensemble des modifications, dans la mesure du possible.

Fuites de carbone

Dans le scénario réglementaire, il y a un risque accru que la production nationale se déplace vers des territoires étrangers en raison de l’augmentation des coûts de production attribuables à l’ensemble des modifications. La mesure dans laquelle ces changements dans la production entraînent une augmentation des émissions de GES à l’étranger dépend de l’intensité des émissions des installations où la production est délocalisée et des quantités de production associées, qui sont toutes deux des variables inconnues. Le scénario réglementaire ne tient compte que des diminutions différentielles des émissions de GES au Canada et, par conséquent, pourrait surestimer les réductions nettes des émissions mondiales en cas de fuites de carbone.

Taux d’actualisation

Le SCT recommande un taux d’actualisation de 7 % pour les analyses coûts-avantages dans la plupart des cas. Toutefois, si un règlement a des répercussions à long terme, comme c’est souvent le cas pour les règlements dans le secteur de l’environnement, un taux d’actualisation plus bas (3 %) est approprié. Une analyse de sensibilité a été effectuée pour comparer l’estimation centrale (taux d’actualisation de 3 %) au taux d’actualisation plus élevé (7 %). En utilisant un taux d’actualisation de 7 %, les coûts sont estimés entre 416 et 694 millions de dollars, avec une estimation centrale de 555 millions de dollars.

Résumé des coûts et avantages

D’ici 2030, comparativement à un scénario selon lequel la rigueur du Règlement n’est pas augmentée dans les provinces et territoires assujettis au filet de sécurité, l’ensemble des modifications devrait procurer des avantages pour la société. Une diminution des émissions de GES de 5,8 Mt de CO₂e est prévue. L’ensemble des modifications devraient entraîner une diminution du bien-être des ménages canadiens correspondant à un montant de 684 millions de dollars, en raison de la baisse de la production nationale et de la diminution de la consommation. Les réductions des émissions de GES seraient réalisées à un coût pour la société estimé par tonne variant entre 89 et 149 $/tonne de CO₂e réduite, avec une estimation centrale de 119 $/tonne. Pour évaluer les résultats, une analyse du seuil de rentabilité a été réalisée afin de comparer le coût pour la société par tonne de réductions d’émissions de GES provenant de l’ensemble des modifications à la valeur ministérielle du coût social du carbone (CSC) publiée en 2016 ainsi qu’aux estimations de la valeur du CSC publiées plus récemment dans la littérature universitaire. Étant donné qu’il existe un éventail d’estimations mises à jour du CSC accessibles au public qui dépassent de loin le coût pour la société estimé par tonne de réductions résultant de l’ensemble des modifications, le Ministère conclut qu’il est probable que les avantages monétarisés de l’ensemble des modifications dépasseront ses coûts.

Énoncé des coûts et avantages

• Nombre d’années : 10; 2023-2032 (pour les répercussions monétarisées : 8; 2023 à 2030)
• Année de référence pour l’établissement des coûts : 2021
• Année de référence pour la valeur actualisée : 2022
• Taux d’actualisation : 3 %

Tableau 10. Coûts monétarisés

Intervenant touché	Description des coûts	Première année	Dernière année	Total (valeur actualisée)
Gouvernement	Coûts administratifs du gouvernement fédéral	450 000 $	s.o.	440 000 $
Société canadienne	Diminution du bien-être des ménages	51 millions $	113 millions $	684 millions $
Tous les intervenants	Total des coûts	51 millions $	113 millions $	684 millions $

Tableau 11. Avantages monétarisés

Intervenant touché	Description de l’avantage	Première année	Dernière année	Total (valeur actualisée)
Industrie	Réductions nettes des coûts administratifs pour les installations assujetties note a du tableau d1	9 400 $	29 000 $	309 000 $
Tous les intervenants	Total des avantages monétarisés	9 400 $	29 000 $	309 000 $
Note(s) du tableau d1 Note a du tableau d1 Ces réductions nettes prévues des coûts administratifs sont décrites dans la section intitulée "Règle du « un pour un »" ci-dessous. Retour à la note a du tableau d1

Répercussions quantifiées (non monétarisées) et répercussions qualitatives

Répercussions positives

• 5,8 Mt de réductions des émissions nationales de GES (2023 à 2030);
• Amélioration de la qualité de l’air pour les Canadiens (2023 à 2032);
• Réductions supplémentaires des émissions nationales de GES en 2031 et 2032.

Répercussions négatives

• Coûts supplémentaires pour la société canadienne en raison de la perte de bien-être des ménages liés à l’augmentation de la rigueur des normes de rendement et à un prix du carbone de 170 $ la tonne de CO₂e en 2031 et 2032.

Lentille des petites entreprises

Le Règlement a été conçu pour permettre aux plus petites installations situées dans des provinces et territoires assujettis au STFR de présenter une demande de participation volontaire. Sur la base des installations actuellement assujetties au STFR, y compris les participants volontaires, aucune de ces entreprises n’est considérée comme une petite entreprise telle que définie selon les données des revenus annuels. Les changements proposés visant à reconnaître des activités industrielles additionnelles et ceux visant la modification de la méthode de calcul de la norme de rendement en plus des changements prévus à la Politique concernant la participation volontaire pourraient alléger le fardeau des petites installations qui veulent participer de façon volontaire au STFR. Cependant, comme le STFR est en place depuis un certain nombre d’années dans les provinces et territoires assujettis au filet de sécurité et que les installations sont généralement incitées à y participer volontairement, la plupart des installations admissibles ont probablement déjà présenté une demande de participation au STFR. Par conséquent, compte tenu de la portée d’application actuelle du STFR, aucune nouvelle admission, y compris les petites entreprises, n’est attendue en raison du projet de modifications au cours de la période d’analyse.

Règle du « un pour un »

La règle du « un pour un » s’applique, puisqu’il y a une diminution différentielle du fardeau administratif pour les entreprises. Le projet de modifications n’apporterait aucun changement en ce qui concerne les titres réglementaires fédéraux.

Il y aura un coût administratif unique découlant de la familiarisation des installations assujetties avec les nouvelles exigences administratives introduites par le projet de modifications. Il y aurait également des activités administratives courantes de 2023 à 2032 qui s’ajouteraient aux activités administratives existantes, notamment des activités liées à la collecte de renseignements pour recalculer les normes de rendement, la préparation et transmission des rapports, la vérification pour des installations s’engageant dans une nouvelle activité et finalement la tenue de registres.

D’autre part, le projet de modifications retirerait du Règlement certaines activités administratives existantes liées à la quantification et à la correction des rapports. Le projet de modifications retirerait les méthodes de quantification détaillées de l’annexe 3 du Règlement pour les transférer dans un document technique incorporé par renvoi dans le Règlement. Cela facilitera la mise à jour des méthodes de quantification offrant ainsi l’occasion de mieux harmoniser les exigences de quantification de GES avec d’autres programmes de déclaration de GES, tel que le PDGES, réduisant ainsi la duplication du travail. De plus, le projet de modifications retirerait l’obligation de transmettre un rapport corrigé lorsque la personne responsable d’une installation assujettie identifie toute erreur ou omission dans un rapport annuel. À la place, un rapport corrigé ne serait exigé que si la personne responsable identifie une erreur ou une omission qui aurait constitué un écart important si elle avait été relevée durant la vérification du rapport annuel.

D’après l’ensemble des hypothèses concernant le temps nécessaire pour mener à bien les diverses activités administratives, et selon un coût horaire de la main-d’œuvre estimé à 50 $/heure (en dollars canadiens de 2012), il est estimé que le projet de modifications entraînera une diminution nette du fardeau administratif d’environ 15 000 $ en coûts moyens annualisés pour l’ensemble des installations assujetties entre 2023 et 2032^{référence 39}. La diminution des répercussions administratives nettes par installation devrait être, en moyenne, de 5,5 heures par année pour 53 installations, correspondant ainsi à la réduction d’environ 290 dollars de coûts annualisés par installation^{référence 40}.

Coopération et harmonisation en matière de réglementation

Le Canada travaille en partenariat avec la communauté internationale à la mise en œuvre de l’Accord de Paris, qui vise à réduire les émissions de GES afin de limiter à moins de 2 °C la hausse de la température moyenne de la planète au-dessus des niveaux préindustriels et à poursuivre les efforts pour la limiter à 1,5 °C. Dans le cadre de l’Accord de Paris, le Canada s’est précédemment engagé à réduire ses émissions nationales de GES de 30 % sous les niveaux de 2005 d’ici 2030. Le 12 juillet 2021, le ministre a officiellement soumis aux Nations Unies la contribution déterminée au niveau national du Canada revue à la hausse, engageant le Canada à réduire ses émissions nationales de GES de 40 % à 45 % sous les niveaux de 2005 d’ici 2030. Afin de respecter ces engagements, le gouvernement fédéral met en œuvre une série de mesures, notamment en continuant de mettre un prix sur la pollution par le carbone. Pour atteindre ces objectifs, un certain nombre de mesures de réduction des GES ont été mises en œuvre ou proposées, y compris le projet de modifications.

Ce partenariat international concerne les objectifs et les résultats globaux de l’action climatique, mais ne prescrit pas les objectifs envers lesquels s’est engagé chaque pays ni la manière de réduire leurs émissions. D’autres pays adoptent diverses approches, dont certaines incluent la tarification du carbone. Comme indiqué précédemment, les fuites de carbone représentent un risque important, car des politiques de tarification du carbone ne sont pas en place pour couvrir la majorité des émissions mondiales, ce qui entraîne des coûts de carbone inégaux entre les pays. Le STFR est l’un des nombreux types de systèmes pouvant maintenir un signal de prix du carbone tout en aidant à protéger contre les risques de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone.

À l’échelle nationale, dans le cadre de l’Approche pancanadienne, les provinces et les territoires ont la flexibilité de mettre en place un système de tarification de la pollution par le carbone conforme aux critères du modèle fédéral et qui convient à leur situation. Il peut s’agir d’un système explicite fondé sur les tarifs, tel qu’une taxe ou une redevance sur le carbone, et d’un système de tarification fondé sur le rendement pour les grands émetteurs industriels, ou d’un système de plafonnement et d’échange. Dans le cadre du modèle fédéral, le gouvernement fédéral s’est également engagé à mettre en place un filet de sécurité fédéral pour la tarification du carbone qui s’applique dans toute province ou tout territoire qui en fait la demande ou qui n’a pas mis en place un système de tarification du carbone conforme aux critères nationaux minimaux de rigueur. L’introduction d’un taux de resserrement sur les normes de rendement jouerait un rôle important dans l’harmonisation du STFR fédéral avec le modèle mis à jour.

Évaluation environnementale stratégique

Le Ministère a mené des évaluations environnementales stratégiques en 2017, en 2018, en 2019 et en 2021 relativement aux éléments de ses politiques de tarification de la pollution par le carbone.

L’évaluation environnementale stratégique menée en 2021 sur le système fédéral de tarification de la pollution par le carbone a révélé que ce dernier devrait entraîner d’importants effets environnementaux positifs, tels que la réduction des émissions de GES et de l’utilisation d’énergie. Il devrait aussi appuyer la mise en œuvre du plan climatique renforcé du Canada, Un environnement sain et une économie saine, en favorisant l’adoption de technologies propres et la transition vers une économie à faibles émissions de carbone. Le projet de modifications présenté est une composante du système de tarification de la pollution par le carbone, il s’harmonise donc avec la Stratégie fédérale de développement durable du Canada, en particulier avec les objectifs « Mesures relatives aux changements climatiques », « Croissance propre », « Infrastructure moderne et résiliente », « Énergie propre » et « Collectivités sûres et en santé ». Le projet de modifications contribue principalement aux efforts visant à atteindre la nouvelle cible plus ambitieuse d’émissions de 2030 du Canada ainsi que la carboneutralité d’ici 2050. Il contribue également à de multiples objectifs de développement durable (ODD), notamment : Bonne santé et bien-être (ODD 3); Énergie propre et d’un coût abordable (ODD 7); Industrie, innovation et infrastructure (ODD 9); Villes et communautés durables (ODD 11); Consommation et production responsables (ODD 12); Mesures relatives à la lutte contre les changements climatiques (ODD 13); et Partenariats pour la réalisation des objectifs (ODD 17).

Analyse comparative entre les sexes plus

Une analyse comparative entre les sexes plus (ACS+) a été entreprise pour les initiatives existantes de la tarification de la pollution par le carbone du gouvernement du Canada. Cette ACS+ a déterminé que les changements climatiques ont des répercussions considérables sur la santé, l’économie et l’environnement de tous les Canadiens et Canadiennes, mais que ces répercussions sont et seront ressenties de façon plus marquée par les segments de la population qui sont déjà vulnérables en raison de la géographie, du sexe, de l’âge, du statut autochtone, du statut de minorité ou d’un handicap. Les politiques sur les changements climatiques, selon leur conception, peuvent exacerber ces répercussions.

Comme les changements climatiques peuvent avoir une incidence sur l’économie, la santé et la sécurité, la cohésion sociale et l’environnement, la lutte contre les changements climatiques pourrait avoir un effet positif sur tous les aspects de la qualité de vie. Les groupes vulnérables peuvent ressentir davantage ces effets positifs, parce qu’ils sont touchés de façon disproportionnée. Il s’agit notamment des régions et des collectivités nordiques et côtières, des communautés autochtones, des personnes handicapées, des personnes ayant des problèmes de santé existants, des nourrissons et des enfants, des personnes âgées, des femmes et des collectivités à faible revenu.

De plus, les travailleurs des secteurs susceptibles d’être touchés sont généralement des hommes, qui ont fait des études collégiales. Par exemple, Statistique Canada estime qu’en 2019 les hommes représentaient 75 % des travailleurs des secteurs des mines, du pétrole et du gaz et 85 % des travailleurs forestiers au Canada. Les répercussions négatives sur la main-d’œuvre dans les grands secteurs industriels pourraient être compensées par des fonds retournés aux provinces si celles-ci choisissent d’utiliser ces fonds pour aider à décarboniser l’industrie établie et soutenir une transition équitable vers des emplois dans des secteurs à faibles émissions de carbone. Une approche de tarification de la pollution par le carbone bien conçue pourrait entraîner des réductions efficaces des émissions et stimuler l’innovation tout en procurant des avantages élargis en matière de développement durable et en réduisant les inégalités économiques^{référence 41}.

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

Mise en œuvre

Le projet de modifications entrerait en vigueur le jour de son enregistrement, avec plusieurs exceptions. En général, les dates d’entrée en vigueur sont proposées en fonction des éléments suivants : si la modification réglementaire affecterait la transmission des rapports annuels pour la période de conformité de 2022, si elle est nécessaire pour harmoniser le STFR aux critères du modèle fédéral, ou s’il est prévu qu’elle améliore considérablement la mise en œuvre du Règlement ou réduise les coûts réglementaires pour les installations assujetties.

Les changements suivants, détaillés dans la section intitulée « Description », entreraient en vigueur le 1^er janvier 2023 :

• l’ajout d’un taux de resserrement annuel de 2 % sur la plupart des normes de rendement;
• l’ajout d’un taux de resserrement annuel de 1 % sur les normes de rendement pour la production de chaux, de ciment et de produits pétrochimiques, de même que pour l’extraction et le traitement du gaz naturel;
• la modification des exigences relatives aux normes de rendement calculées;
• la mise à jour de certaines normes de rendement en raison des changements apportés aux valeurs de PRP figurant à l’annexe 3 de la Loi.

Les changements suivants, détaillés dans la section intitulée « Description », entreraient en vigueur le 1^er janvier 2024 :

• le déplacement des méthodes de quantification des GES de l’annexe 3 du Règlement vers le document intitulé Méthodes de quantification pour le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement ;
• la modification des exigences d’étalonnage pour la quantification de l’électricité;
• la modification de la date de début de la première période de conformité;
• l’ajout de nouvelles activités industrielles et normes de rendement à l’annexe 1 du Règlement;
• la modification des seuils d’importance relative dans le processus de vérification de la quantification de la production et des émissions de GES;
• la modification de la portée de la définition d’installation assujettie;
• l’ajout d’exigences d’étalonnage pour tout appareil de mesure utilisé pour la quantification des émissions de GES;
• la clarification de la portée des exigences de quantification des barils pondérés pour la complexité.

Un certain nombre de documents de politiques seront affichés sur la page Web du Ministère pour promouvoir la transparence de la mise en œuvre du projet de modifications. En particulier, cela comprend une liste d’activités industrielles additionnelles qui seraient mises à jour chaque année et une politique concernant la participation volontaire révisée qui décrit le processus simplifié qui serait rendu possible par le projet de modifications.

Le Ministère informera les installations assujetties à propos du projet de modifications par courriel et mettra périodiquement à jour la page Web du Système de tarification fondé sur le rendement du gouvernement du Canada afin de fournir des renseignements utiles concernant les exigences réglementaires. De plus, le personnel du Ministère responsable de la mise en œuvre du STFR fédéral travaillerait en étroite collaboration avec ses homologues de l’Agence du revenu du Canada (ARC) et du PDGES, afin de veiller à la mise en œuvre efficace de certaines modifications proposées.

Conformité et application

La Loi contient des dispositions relatives aux infractions, notamment le défaut de se conformer à une obligation découlant de la Loi et la communication de renseignements faux ou trompeurs, ainsi que des peines connexes. Le Ministère, conformément à ses politiques de conformité et d’application de la loi, prendra des mesures de mise en œuvre et d’application de la loi au besoin^{référence 42}.

Les agents d’application de la loi appliqueront les principes énoncés dans les politiques de conformité et d’application de la loi lorsqu’ils vérifieront la conformité à la loi. Ces politiques établissent l’éventail des mesures d’application de la loi possibles en cas d’infractions présumées. Si un agent d’application de la loi découvre une infraction présumée lors d’une inspection ou d’une enquête, il choisira la mesure d’application de la loi appropriée en fonction des politiques.

Étant donné qu’il n’est pas prévu que le projet de modifications change le nombre d’installations assujetties, compte tenu de la portée d’application actuelle du STFR, ni qu’il n’entraîne une augmentation significative de la charge de travail des agents de l’application de la loi, les coûts supplémentaires annuels d’application de la loi devraient être faibles.

Personnes-ressources

Katherine Teeple
Directrice exécutive
Division de la gestion des émissions industrielles de gaz à effet de serre
Bureau des marchés du carbone
Direction générale de la protection de l’environnement
Ministère de l’Environnement
351, boulevard Saint-Joseph
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Courriel : tarificationducarbone-carbonpricing@ec.gc.ca

Matthew Watkinson
Directeur
Division de l’analyse et de l’évaluation de la réglementation
Direction générale de l’analyse économique
Direction générale de la politique stratégique
Ministère de l’Environnement
200, boulevard Sacré-Cœur
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Courriel : RAVD.DARV@ec.gc.ca

PROJET DE RÉGLEMENTATION

Avis est donné que la gouverneure en conseil se propose de prendre le Règlement modifiant le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement et le Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement, ci-après, en vertu des articles 192 et 193 de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre ^{référence a} et de l’article 5^{référence b} de la Loi sur les pénalités administratives en matière d’environnement ^{référence c}.

Les intéressés peuvent présenter leurs observations au sujet du projet de règlement dans les soixante jours suivant la date de publication du présent avis. Ils sont fortement encouragés à le faire au moyen de l’outil en ligne disponible à cet effet sur le site Web de la Gazette du Canada. S’ils choisissent plutôt de présenter leurs observations par courriel, par la poste ou par tout autre moyen, ils sont priés d’y citer la Partie I de la Gazette du Canada, ainsi que la date de publication du présent avis, et d’envoyer le tout à Katherine Teeple, directrice, Division de la gestion des émissions industrielles de gaz à effet de serre, Bureau des marchés du carbone, Direction générale de la protection de l’environnement, ministère de l’Environnement, 351, boulevard Saint-Joseph, Gatineau (Québec) K1A 0H3 (courriel : tarificationducarbone-carbonpricing@ec.gc.ca).

Ottawa, le 5 octobre 2022

La greffière adjointe du Conseil privé
Wendy Nixon

Règlement modifiant le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement et le Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement

Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement

1 (1) Le paragraphe 1(1) du Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement ^{référence 43} est remplacé par ce qui suit :

Définition de installation

1 (1) Sous réserve du paragraphe (6), pour l’application de la Loi et du présent règlement, installation s’entend, selon le cas :

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

(2) Le paragraphe 1(5) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Interprétation

(5) Sous réserve du paragraphe (6), à l’égard d’une installation :

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

Cas particulier

(6) Si l’installation n’est pas une installation assujettie, les activités industrielles visées qui sont mentionnées aux paragraphes (1) et (5) sont celles qui seraient des activités industrielles visées si l’installation en question était une installation assujettie.

2 (1) Les définitions de directive 017, directive PNG017, lignes directrices du GIEC, méhode d’ECCC, méthode d’ECCC 2020 et méthode de la WCI, au paragraphe 2(1) du même règlement, sont abrogées.

(2) Les définitions de activité industrielle visée et installation de production d’électricité, au paragraphe 2(1) du même règlement, sont respectivement remplacées par ce qui suit :

activité industrielle visée

À l’égard d’une installation assujettie, toute activité industrielle visée au paragraphe 5(2). (specified industrial activity)

installation de production d’électricité

Installation assujettie dont l’activité industrielle principale est la production d’électricité, qui est utilisée pour produire de l’électricité à partir de combustibles fossiles et qui est constituée d’un groupe ou d’un ensemble de groupes, à l’exclusion d’une installation où est exercée à titre principal une activité autre qu’une activité industrielle. (electricity generation facility)

(3) Le paragraphe 2(1) du même règlement est modifié par adjonction, selon l’ordre alphabétique, de ce qui suit :

activité industrielle additionnelle

Activité industrielle non prévue à l’annexe 1 qui a été reconnue par le ministre, notamment aux fins de désignation d’une installation à titre d’installation assujettie au titre du paragraphe 172(1) de la Loi, et qui est exercée dans un secteur que le ministre a reconnu comme risquant fortement de voir sa compétitivité affectée par la tarification du carbone et comme étant à risque élevé de fuites de carbone en raison de la tarification du carbone. (additional industrial activity)

méthodes de quantification

Le document intitulé Méthodes de quantification pour le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement, publié en 2022 par le ministère de l’Environnement. (Quantification Methods)

(4) Le paragraphe 2(2) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Incorporation par renvoi

(2) Sauf indication contraire, toute mention d’un document incorporé par renvoi dans le présent règlement constitue un renvoi au document avec ses modifications successives, sauf dans le cas de la méthode d’ECCC et de la méthode d’ECCC 2020.

(5) Le paragraphe 2(2) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Incorporation par renvoi

(2) Sauf indication contraire, toute mention d’un document incorporé par renvoi dans le présent règlement constitue un renvoi au document avec ses modifications successives.

(6) L’article 2 du même règlement est modifié par adjonction, après le paragraphe (2), de ce qui suit :

Accréditation

(3) Malgré le paragraphe (2), si la norme ISO 14065 est modifiée, la version antérieure peut être utilisée pendant quatre ans à partir de la date à laquelle la version modifiée est publiée.

3 Le paragraphe 5(2) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Activités industrielles visées

(2) Des normes de rendement sont établies aux termes du présent règlement pour les activités industrielles prévues à l’annexe 1 et pour les activités industrielles additionnelles exercées à l’installation assujettie.

4 Le même règlement est modifié par adjonction, après l’article 6, de ce qui suit :

Annulation suivant une demande

6.1 Si le ministre reçoit une demande d’annulation de désignation d’une installation assujettie au cours d’une année civile et qu’il décide, aux termes du paragraphe 172(3) de la Loi, d’annuler la désignation, l’annulation est effective en date du 31 décembre de l’année civile.

5 L’alinéa 9(2)a) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

• a) dans le cas d’une installation assujettie située dans une province dont le nom est inscrit à la partie 1 de l’annexe 1 de la Loi, le 1^er janvier de l’année civile qui suit :
  • (i) s’agissant d’une installation qui remplit les critères prévus par l’article 8, l’année civile au cours de laquelle elle est enregistrée aux termes du paragraphe 171(2) de la Loi,
  • (ii) s’agissant d’une installation désignée à titre d’installation assujettie en vertu du paragraphe 172(1) de la Loi, l’année civile au cours de laquelle elle est désignée à ce titre;

6 L’alinéa 10.1(1)i) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

• i) celle, prévue à l’article 48, d’aviser le ministre d’un changement de personne responsable.

7 L’article 11 du même règlement est modifié par adjonction, après le paragraphe (2), de ce qui suit :

Nouvelle activité industrielle additionnelle

(3) Pour l’application du sous-alinéa (1)a)(ii), n’est pas prise en compte l’activité industrielle additionnelle qui a été reconnue par le ministre, notamment aux fins de désignation d’une installation à titre d’installation assujettie au titre du paragraphe 172(1) de la Loi, au cours de l’année civile qui correspond à la période de conformité pour laquelle le rapport est fourni.

8 Le paragraphe 13(2) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Correction d’erreurs ou d’omissions

(2) Si l’organisme de vérification décèle des erreurs ou omissions lors de la vérification du rapport annuel, la personne responsable de l’installation assujettie les corrige, si possible.

9 (1) L’article 16 du même règlement est modifié par adjonction, après le paragraphe 16(6), de ce qui suit :

Production additionnelle de sel évaporé

(6.1) Si une installation assujettie où est exercée l’activité industrielle visée prévue à l’article 24 de l’annexe 1 produit du sel évaporé au moyen d’un procédé d’extraction par dissolution, les règles suivantes s’appliquent :

• a) pour l’application de l’article 17, la personne responsable de l’installation assujettie détermine la quantité des gaz à effet de serre attribuables à la production de sel évaporé en conformité avec les méthodes applicables à l’activité industrielle prévue à l’article 24 de l’annexe 1;
• b) pour l’application des articles 31, 36 et 36.2, l’activité industrielle prévue à l’article 24.1 de l’annexe 1 est réputée ne pas être exercée à l’installation assujettie.

(2) Le passage du paragraphe 16(9) du même règlement précédant l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :

Production additionnelle de produits pétrochimiques

(9) Sous réserve du paragraphe (9.1), si l’installation assujettie où est exercée une activité industrielle visée prévue aux articles 3 ou 4 de l’annexe 1 produit des produits pétrochimiques visés à l’article 17 de l’annexe 1, les règles suivantes s’appliquent :

(3) L’article 16 du même règlement est modifié par adjonction, après le paragraphe (9), de ce qui suit :

Production en parallèle

(9.1) Si l’installation assujettie compte au moins une raffinerie dont les activités industrielles sont prévues à l’article 3 de l’annexe 1 et une usine de production de produits pétrochimiques dont les activités industrielles sont prévues à l’article 17 de l’annexe 1, le paragraphe (9) s’applique seulement à la raffinerie.

10 (1) Les éléments E_j et PRP_j de la formule figurant au paragraphe 17(1) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

E_j

représente la quantité du gaz à effet de serre de type « j » provenant de l’installation assujettie déterminée pour la période de conformité, pour chaque type d’émissions visé, conformément aux paragraphes (2) à (4);

PRP_j

le potentiel de réchauffement planétaire du gaz à effet de serre de type « j » applicable pour la période de conformité et, dans le cas où il est utilisé pour déterminer les quantités visées aux éléments A, C et F de la formule prévue par le paragraphe 37(1) pour l’année de référence « i », celui applicable pour la période de conformité à l’égard de laquelle la norme de rendement est calculée;

(2) Les paragraphes 17(2) à (4.1) du même règlement sont remplacés par ce qui suit :

Quantité de chaque gaz à effet de serre

(2) La quantité d’un gaz à effet de serre de type « j » provenant de l’installation assujettie pour la période de conformité pour un type d’émissions visé « i » est égale à la somme des quantités ci-après, déterminées en conformité avec les exigences applicables prévues dans les méthodes de quantification :

• a) les quantités de ce gaz à effet de serre qui est attribuable à des activités industrielles prévues à l’annexe 1, qui est prévu à la colonne 2 du tableau de la partie de l’annexe 3 applicable à ces activités et qui provient d’un type d’émissions visé prévu à la colonne 1 de ce tableau;
• b) les quantités de ce gaz à effet de serre qui est attribuable à ces activités industrielles, mais qui provient d’un type d’émissions visé non prévu à la colonne 1 du tableau de la partie de l’annexe 3 applicable à ces activités ou qui n’est pas prévu à la colonne 2 de ce tableau;
• c) toute quantité de ce gaz à effet de serre non visé aux alinéas a) ou b).

Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

(3) Si la quantité d’un gaz à effet de serre est déterminée conformément au paragraphe (2), les exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure prévues dans les méthodes de quantification doivent être respectées.

Données manquantes

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

11 Les articles 18 et 19 du même règlement sont remplacés par ce qui suit :

Production additionnelle d’électricité

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

12 (1) L’élément PRP_j de la formule figurant au paragraphe 20(1) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

PRP_j

le potentiel de réchauffement planétaire du gaz à effet de serre de type « j » applicable pour la période de conformité;

(2) Le paragraphe 20(2) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Quantité de chaque gaz à effet de serre

(2) La quantité d’un gaz à effet de serre de type « j » attribuable à un groupe donné pour la période de conformité pour un type d’émissions visé « i » est égale à la somme des quantités ci-après, déterminées en conformité avec les exigences applicables prévues dans les méthodes de quantification :

• a) les quantités de ce gaz à effet de serre qui est prévu à la colonne 2 du tableau de la partie 38 de l’annexe 3 et qui provient d’un type d’émissions visé prévu à la colonne 1;
• b) toute quantité de ce gaz à effet de serre non visé à l’alinéa a).

(3) Les paragraphes 20(4) et (5) du même règlement sont remplacés par ce qui suit :

Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

(4) Si la quantité d’un gaz à effet de serre est déterminée conformément au paragraphe (2), les exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure prévues dans les méthodes de quantification doivent être respectées.

Données manquantes

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

13 Le même règlement est modifié par adjonction, après l’article 22, de ce qui suit :

Instrument de mesure

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

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

14 L’article 25 du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Système de mesure et d’enregistrement en continu

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

15 L’article 26 du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Méthode alternative

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

16 Le paragraphe 28(1) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Conditions de délivrance

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

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

17 L’alinéa 31(1)c) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

• c) s’agissant de la production pour une activité industrielle visée non prévue à l’annexe 1, elle est quantifiée selon l’unité de mesure précisée pour l’activité par le ministre.

18 Les alinéas 34(1)b) et c) du même règlement sont remplacés par ce qui suit :

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

  HF ÷ (HF + B)

  où :

  HF

  représente le résultat de la formule suivante :

  

  où :

  QF_i

  représente la quantité de combustible fossile de type « i » brûlée à l’installation durant la période de conformité pour produire de l’énergie thermique déterminée conformément au paragraphe 7(2) de la partie 38 de l’annexe 3,

  HHV_i

  la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible fossile de type « i » brûlé à l’installation durant la période de conformité pour produire de l’énergie thermique déterminée conformément aux méthodes de quantification,

  i

  le i^e type de combustible fossile « i » brûlé à l’installation durant la période de conformité, « i » allant de 1 à n, où n représente le nombre de types de combustibles fossiles brûlés;

  B

  le résultat de la formule suivante :

  

  où :

  QBB_k

  représente la quantité de combustible de biomasse de type « k » brûlée à l’installation durant la période de conformité pour produire de l’énergie thermique déterminée conformément au paragraphe 7(2) de la partie 38 de l’annexe 3 et aux méthodes de quantification,

  HHV_k

  la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible de biomasse de type « k » brûlé à l’installation durant la période de conformité pour produire de l’énergie thermique déterminée conformément aux méthodes de quantification,

  k

  le k^e type de combustible de biomasse « k » brûlé à l’installation durant la période de conformité, « k » allant de 1 à m, où m représente le nombre de types de combustibles de biomasse brûlés;

• c) correspond au résultat de la formule ci-après si elle est produite par la combustion de combustibles fossiles et de biomasse à une installation de production d’électricité :

HF ÷ (HF + B)

où :

HF

représente le résultat de la formule suivante :

 

où :

 

QF_i

représente la quantité de combustible fossile de type « i » brûlée à l’installation durant la période de conformité pour produire de l’énergie thermique déterminée conformément au paragraphe 4(3) de la partie 38 de l’annexe 3,

HHV_i

la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible fossile de type « i » brûlé par l’installation durant la période de conformité pour produire de l’énergie thermique déterminée conformément aux méthodes de quantification,

i

le i^e type de combustible fossile « i » brûlé à l’installation durant la période de conformité, « i » allant de 1 à n, où n représente le nombre de types de combustibles fossiles brûlés;

B

le résultat de la formule suivante :

où :

QBB_k

représente la quantité de combustible de biomasse de type « k » brûlée à l’installation durant la période de conformité pour produire de l’énergie thermique déterminée conformément au paragraphe 4(3) de la partie 38 de l’annexe 3,

HHV_k

la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible de biomasse de type « k » brûlé à l’installation durant la période de conformité pour produire de l’énergie thermique déterminée conformément aux méthodes de quantification,

k

le k^e type de combustible de biomasse « k » brûlé à l’installation durant la période de conformité, « k » allant de 1 à m, où m représente le nombre de types de combustibles de biomasse brûlés.

19 L’élément B de la formule figurant au paragraphe 35(1) du même règlement est remplacée par ce qui suit :

B la quantité de CO₂ captée à l’installation assujettie qui est stockée dans le cadre d’un projet de stockage durant la période de conformité, déterminée selon les méthodes de quantification et exprimée en tonnes de CO₂e.

20 (1) Le paragraphe 36(1) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Règle générale

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

où :

A_i

représente la production de l’installation assujettie pour chaque activité industrielle visée « i » durant la période de conformité, quantifiée conformément à l’article 31;

B_i

la norme de rendement applicable à l’activité industrielle visée « i », soit :

• a) s’agissant de l’activité industrielle visée prévue à l’annexe 1 pour laquelle une norme de rendement est prévue à la colonne 3 de l’annexe 1, cette norme,
• b) s’agissant de l’activité industrielle visée prévue à l’annexe 1 pour laquelle la colonne 3 de l’annexe 1 prévoit que la norme de rendement est calculée conformément à l’article 37, la norme de rendement calculée conformément à cet article,
• c) s’agissant de l’activité industrielle visée non prévue à l’annexe 1, la norme de rendement calculée conformément à l’article 37;

C

le taux de resserrement applicable à l’activité industrielle visée « i », soit :

• a) s’agissant de l’activité industrielle visée prévue à l’article 38 de l’annexe 1, 0 %,
• b) s’agissant de l’activité industrielle visée prévue aux articles 4, 7 ou 8 ou aux alinéas 17a) à f) de l’annexe 1, 1 %,
• c) s’agissant de toute autre activité industrielle visée, 2 %;

D

l’année civile correspondant à la période de conformité;

i

la i^e activité industrielle visée « i », « i » allant de 1 à n, où n représente le nombre total des activités industrielles visées exercées à l’installation assujettie.

(2) Le paragraphe 36(4) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Précisions — engrais

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

Nouvelle activité industrielle additionnelle

(4.1) Pour l’application du paragraphe (1), n’est pas prise en compte l’activité industrielle additionnelle qui a été reconnue par le ministre, notamment aux fins de désignation d’une installation à titre d’installation assujettie au titre du paragraphe 172(1) de la Loi, au cours de l’année civile qui correspond à la période de conformité pour laquelle la limite d’émissions de gaz à effet de serre est calculée.

21 Les paragraphes 36.2(2) et (3) du même règlement sont remplacés par ce qui suit :

Différentes normes de rendement

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

où :

A_i

représente la production de l’installation assujettie quantifiée pour la période de conformité conformément à l’article 31 pour les activités suivantes :

• a) chaque activité industrielle visée « i », sauf celle prévue à l’alinéa 38c) de l’annexe 1,
• b) l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 38c) de l’annexe 1, sauf si elle provient d’équipement visé aux éléments E, G ou H;

B_i

la norme de rendement applicable à l’activité industrielle visée « i », soit :

• a) s’agissant de l’activité industrielle visée prévue à l’annexe 1 pour laquelle une norme de rendement est prévue à la colonne 3 de l’annexe 1, cette norme,
• b) s’agissant de l’activité industrielle visée prévue à l’annexe 1 pour laquelle la colonne 3 de l’annexe 1 prévoit que la norme de rendement est calculée conformément à l’article 37, la norme de rendement calculée conformément à cet article,
• c) s’agissant de l’activité industrielle visée non prévue à l’annexe 1, la norme de rendement calculée conformément à l’article 37;

C

le taux de resserrement applicable à l’activité industrielle visée « i », soit :

• a) s’agissant de l’activité industrielle visée prévue à l’article 38 de l’annexe 1, 0 %,
• b) s’agissant de l’activité industrielle visée prévue aux articles 4, 7 ou 8 ou aux alinéas 17a) à f) de l’annexe 1, 1 %,
• c) s’agissant de toute autre activité industrielle visée, 2 %;

D

l’année civile correspondant à la période de conformité;

E

la quantité brute d’électricité produite, pour l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 38c) de l’annexe 1 provenant de l’équipement qui a commencé à produire de l’électricité à partir de combustibles gazeux le 1^er janvier 2021 ou après cette date et conçu pour fonctionner à un rapport énergie thermique-électricité inférieur à 0,9, quantifiée pour la période de conformité conformément à l’article 31;

F

la norme de rendement prévue au paragraphe 36.1(2) qui est applicable pour la période de conformité;

G

pour l’équipement dont la capacité de production d’électricité a augmenté et dont le rapport énergie thermique-électricité est inférieur à 0,9 — sauf s’il est visé à l’élément E —, la quantité brute d’électricité produite qui est attribuée à la capacité ajoutée de l’équipement, pour l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 38c) de l’annexe 1, quantifiée pour la période de conformité conformément à l’article 31 et au paragraphe (3);

H

pour l’équipement dont la capacité de production d’électricité a augmenté et dont le rapport énergie thermique-électricité est inférieur à 0,9 — sauf s’il est visé à l’élément E —, la quantité brute d’électricité produite qui est attribuée à la capacité de l’équipement avant l’ajout de capacité, pour l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 38c) de l’annexe 1, quantifiée pour la période de conformité conformément à l’article 31 et au paragraphe (3);

I

la norme de rendement applicable à l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 38c) de l’annexe 1, prévue à la colonne 3 de l’article 38 de cette annexe;

i

la i^e activité industrielle visée « i », « i » allant de 1 à n, où n représente le nombre total des activités industrielles visées exercées à l’installation assujettie.

Répartition de la production d’électricité

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

22 (1) Le paragraphe 37(1) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Norme de rendement calculée

37 (1) Sous réserve du paragraphe (3) et des articles 38 et 39, la norme de rendement applicable à l’activité industrielle visée exercée à une installation assujettie et pour laquelle une norme de rendement doit être calculée conformément au présent article est calculée conformément à la formule suivante :

où :

A

représente la quantité totale des gaz à effet de serre provenant de l’installation assujettie, pour l’année de référence « i », déterminée conformément à l’article 35 et exprimée en tonnes de CO₂e;

B

l’allocation pour l’énergie thermique nette, pour l’année de référence « i », qui correspond, selon le cas :

• a) soit au résultat de la formule suivante :

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

  où :

  M

  représente la quantité d’énergie thermique produite à l’installation assujettie qui a été vendue à d’autres installations assujetties au cours de l’année de référence « i », selon la quantité indiquée sur les factures de vente ou déterminée selon une autre méthode objective, exprimée en gigajoules,

  N

  la quantité d’énergie thermique achetée d’autres installations assujetties au cours de l’année de référence « i » qui n’a pas été subséquemment vendue au cours de la même année de référence, selon la quantité indiquée sur les factures d’achat ou déterminée selon une autre méthode objective, exprimée en gigajoules,

  O

  le coefficient de chaleur provenant de la combustion de combustibles fossiles brûlés pour produire l’énergie thermique est le suivant :

  • (i) si M est supérieur à N, le coefficient de chaleur déterminé conformément à l’article 34 pour l’année de référence « i », pour l’installation assujettie,
  • (ii) si M est inférieur à N, le coefficient de chaleur déterminé conformément à l’article 34 pour l’année de référence « i », pour l’installation assujettie de laquelle a été achetée l’énergie thermique;

• b) soit à 0 pour toutes les années de référence, si la valeur absolue du quotient de la somme des résultats du calcul effectué conformément à l’alinéa a) pour chaque année de référence « i » par le nombre d’années de référence est inférieur au résultat de la formule suivante :

C

la quantité totale des gaz à effet de serre attribuables à toutes les activités industrielles visées exercées à l’installation, sauf l’activité industrielle visée à l’égard de laquelle la norme de rendement est calculée, pour chaque année de référence « i », déterminée conformément aux articles 17 et 18;

D

la production de l’installation assujettie pour l’activité industrielle visée à l’égard de laquelle la norme de rendement est calculée, quantifiée conformément à l’article 31, pour l’année de référence « i »;

E

le facteur de réduction des gaz à effet de serre applicable à l’activité industrielle visée pour laquelle la norme de rendement est calculée, soit :

• a) s’agissant de l’activité industrielle visée prévue aux alinéas 7c), 8b) ou c) ou 20d) de l’annexe 1, 95 %,
• b) s’agissant de l’activité industrielle visée prévue à l’article 22 ou aux alinéas 23a) ou 29d) de l’annexe 1, 90 %,
• c) s’agissant de toute autre activité industrielle visée, 80 %;

F

la quantité totale des gaz à effet de serre attribuables à une activité exercée à l’installation qui n’est pas une activité industrielle visée, pour l’année de référence « i », si :

• a) s’agissant de l’installation assujettie dont l’activité principale est une activité industrielle :
  • (i) soit cette quantité représente 20 % ou plus de la quantité totale des gaz à effet de serre provenant de l’installation pour cette année de référence, déterminée conformément aux articles 17 et 18,
  • (ii) soit la valeur totale en dollars du produit de la vente de la production de l’installation pour cette activité industrielle représentent 20 % ou plus de la valeur totale en dollars du produit de la vente de la production de l’installation pour l’ensemble de ses activités industrielles pour cette année de référence;
• b) s’agissant de l’installation assujettie dont l’activité principale n’est pas une activité industrielle :
  • (i) soit l’activité en cause n’est pas une activité industrielle,
  • (ii) soit l’activité en cause est une activité industrielle et la quantité des gaz à effet de serre qui lui est attribuable représente 20 % ou plus de la quantité totale des gaz à effet de serre de l’installation, pour cette année de référence, déterminée conformément aux articles 17 et 18;

G

la quantité de CO₂ déterminée pour l’application de l’élément B de la formule visée à l’article 35 qui est attribuable à toutes les activités exercées à l’installation, sauf à l’activité industrielle visée à l’égard de laquelle la norme de rendement est calculée, pour l’année de référence « i »;

i

l’année de référence « i », « i » allant de 1 à n, où n représente le nombre d’années de référence déterminé conformément au paragraphe (2).

(2) Le passage du paragraphe 37(2) du même règlement précédant l’alinéa b) est remplacé par ce qui suit :

Années de référence

(2) Sous réserve de l’alinéa (2.1)a), les années de référence applicables à l’égard des activités industrielles visées de l’installation assujettie dont la limite d’émissions est calculée pour une période de conformité donnée sont les suivantes :

• a) sauf pour l’installation assujettie visée à l’alinéa b) :
  • (i) les années civiles 2017, 2018 et 2019,
  • (ii) les trois années civiles précédant la période de conformité, si les données ne sont pas disponibles pour les années civiles 2017, 2018 et 2019,
  • (iii) la période de conformité, si les données ne sont pas disponibles pour les années visées aux sous-alinéas (i) et (ii);

(3) L’article 37 du même règlement est modifié par adjonction, après le paragraphe (2), de ce qui suit :

Nouvelle activité

(2.1) Pour l’application du paragraphe (1), si le calcul de la limite d’émissions pour une période de conformité prend en compte une activité industrielle visée que l’installation assujettie a commencé à exercer durant cette période de conformité :

• a) d’une part, les années de référence applicables à l’égard de l’activité industrielle visée sont la période de conformité et les deux années civiles suivantes;
• b) d’autre part, le calcul de la norme de rendement pour l’activité industrielle visée est effectué sur la base de projections préparées à l’aide d’estimations techniques pour les années de référence applicables.

Attribution des émissions

(2.2) Pour l’application des éléments C, F et G de la formule prévue au paragraphe (1), la méthode utilisée pour attribuer la quantité totale des gaz à effet de serre à une activité doit être rigoureuse, objective et fondée sur des principes d’ingénierie bien établis. Il est entendu que la même méthode est employée pour toutes les années de référence et qu’une quantité de gaz à effet de serre donnée ne peut être attribuée à deux activités.

23 Le article 39 du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Nouveau calcul de la norme de rendement

39 La norme de rendement applicable à une activité industrielle visée qui a été calculée conformément au paragraphe 37(2.1) pour une période de conformité est calculée à nouveau conformément au paragraphe 37(1), en vue de la troisième période de conformité qui suit cette période de conformité. Les années de référence pour ce nouveau calcul sont les trois années civiles précédant cette troisième période de conformité.

24 L’article 40 du même règlement est abrogé.

25 (1) Le passage de l’alinéa 49(1)b) du même règlement précédant le sous-alinéa (i) est remplacé par ce qui suit :

• b) de procéder à la vérification conformément à la version de la norme ISO 14064-3 de l’Organisation internationale de normalisation, publiée en 2006 et intitulée Gaz à effet de serre — Partie 3: Spécifications et lignes directrices pour la validation et la vérification des déclarations des gaz à effet de serre, à celle publiée en 2019 et intitulée Gaz à effet de serre — Partie 3: Spécifications et lignes directrices pour la vérification et la validation des déclarations des gaz à effet de serre ou à la version subséquente éventuellement publiée, selon celle qui est prévue dans son accréditation, en appliquant des procédures lui permettant d’établir avec un niveau d’assurance raisonnable, au sens de cette norme, si :

(2) Le paragraphe 49(2) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Écart important

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

• a) s’agissant de l’installation assujettie qui a émis une quantité de gaz à effet de serre inférieure à 500 kt de CO₂e pour la période de conformité :
  • (i) le résultat du calcul ci-après, exprimé en pourcentage, à l’égard d’une erreur ou d’une omission relative aux gaz à effet de serre qui a été relevée durant la vérification et qui peut être quantifiée est égal ou supérieur à 5 % :

    A ÷ B × 100

    où :

    A

    représente la valeur absolue de la surévaluation ou de la sous-évaluation résultant de l’erreur ou de l’omission, exprimée en tonnes de CO₂e,

    B

    la quantité totale des gaz à effet de serre indiquée dans le rapport annuel ou le rapport corrigé, exprimée en tonnes de CO₂e;

  • (ii) le résultat du calcul ci-après, exprimé en pourcentage, à l’égard de l’ensemble des erreurs et des omissions relatives aux gaz à effet de serre qui ont été relevées durant la vérification et qui peuvent être quantifiées est égal ou supérieur à 5 % :

    A ÷ B × 100

    où :

    A

    représente la valeur absolue de la somme nette des surévaluations et des sous-évaluations résultant des erreurs et des omissions, exprimée en tonnes de CO₂e,

    B

    la quantité totale des gaz à effet de serre indiquée dans le rapport annuel ou le rapport corrigé, exprimée en tonnes de CO₂e;

• b) s’agissant de l’installation assujettie qui a émis une quantité de gaz à effet de serre égale ou supérieure à 500 kt de CO₂e pour la période de conformité :
  • (i) le résultat du calcul ci-après, exprimé en pourcentage, à l’égard d’une erreur ou d’une omission relative aux émissions de gaz à effet de serre qui a été relevée durant la vérification et qui peut être quantifiée est égal ou supérieur à 2 % :

    A ÷ B × 100

    où :

    A

    représente la valeur absolue de la surévaluation ou de la sous-évaluation résultant de l’erreur ou de l’omission, exprimée en tonnes de CO₂e,

    B

    la quantité totale des gaz à effet de serre indiquée dans le rapport annuel ou le rapport corrigé, exprimée en tonnes de CO₂e;

  • (ii) le résultat du calcul ci-après, exprimé en pourcentage, à l’égard de l’ensemble des erreurs et des omissions relatives aux gaz à effet de serre qui ont été relevées durant la vérification et qui peuvent être quantifiées est égal ou supérieur à 2 % :

    A ÷ B × 100

    où :

    A

    représente la valeur absolue de la somme nette des surévaluations et des sous-évaluations résultant des erreurs et des omissions, exprimée en tonnes de CO₂e,

    B

    la quantité totale des gaz à effet de serre indiquée dans le rapport annuel ou le rapport corrigé, exprimée en tonnes de CO₂e;

• c) s’agissant de la production pour chaque activité industrielle visée prise en compte dans le calcul de la limite d’émissions, le résultat du calcul ci-après, exprimé en pourcentage, à l’égard d’une erreur ou d’une omission relative à la quantification de la production qui a été relevée durant la vérification et qui peut être quantifiée est égal ou supérieur à 0,1 % :

  A ÷ B × 100

  où :

  A

  représente la valeur absolue de la surévaluation ou de la sous-évaluation résultant de l’erreur ou l’omission, exprimée dans l’unité de mesure applicable,

  B

  la production indiquée dans le rapport annuel ou le rapport corrigé pour l’activité industrielle visée en cause, exprimée dans l’unité de mesure applicable.

26 Le paragraphe 53(1) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Décision

53 (1) Le ministre peut, dans les cas ci-après, établir la limite d’émissions ou déterminer la quantité de gaz à effet de serre émise par l’installation assujettie durant une période de conformité :

• a) la quantité totale des gaz à effet de serre ou la production pour une ou plusieurs des activités industrielles visées prises en compte dans le calcul de la limite d’émissions qui sont indiquées dans le rapport annuel ou le rapport corrigé établis pour la période de conformité présentent un écart important;
• b) la déclaration de vérification visée à l’alinéa 3n) de l’annexe 5 qui est incluse dans le rapport de vérification transmis avec le rapport annuel ou le rapport corrigé pour la période de conformité fait état d’une impossibilité de conclure qu’il n’existe pas d’écart important ou que le rapport annuel ou le rapport corrigé a été établi en conformité avec le présent règlement;
• c) la limite d’émissions de gaz à effet de serre applicable à l’installation assujettie pour la période de conformité qui est indiquée dans le rapport annuel ou le rapport corrigée n’a pas été calculée conformément au règlement et présente une erreur de 2 % ou plus;
• d) le rapport annuel pour la période de conformité ne lui a pas été transmis.

27 L’article 59 du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Crédits excédentaires

59 (1) Pour l’application de l’article 175 de la Loi et sous réserve du paragraphe (2), le nombre de crédits excédentaires, équivalant à la différence entre la limite d’émissions et la quantité de gaz à effet de serre émise par l’installation assujettie, que le ministre émet est établi à partir de ce qui est indiqué dans le rapport annuel fourni pour la période de conformité, dans la mesure où la limite d’émissions qui y est indiquée a été calculée en conformité avec le présent règlement, sauf s’il existe un écart important au sens du paragraphe 49(2) en ce qui a trait à la quantité totale des gaz à effet de serre ou à la production pour l’une des activités industrielles visées prises en compte dans le calcul de la limite d’émissions pour la période de conformité en cause.

Exception

(2) Le ministre n’émet pas de crédits excédentaires s’il a établi la limite d’émissions ou déterminé la quantité de gaz à effet de serre émise par l’installation assujettie durant la période de conformité en cause en vertu de l’article 53.

28 L’article 62 du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Rapport corrigé

62 (1) Si l’avis précise que l’erreur ou l’omission ou l’ensemble des erreurs et omissions aurait constitué un écart important selon le paragraphe 49(2), la personne responsable de l’installation assujettie fournit au ministre un rapport corrigé, ainsi qu’un rapport de vérification préparé conformément à l’article 52, dans les cent vingt jours suivant la date à laquelle l’avis a été fourni.

Contenu

(2) Le rapport corrigé comprend les renseignements visés aux articles 11 et 12 ainsi qu’une rubrique comprenant les renseignements suivants :

• a) les renseignements fournis dans le rapport annuel qui doivent être corrigés, ainsi qu’une description des corrections apportées;
• b) les circonstances qui ont donné lieu à l’erreur ou à l’omission et la raison pour laquelle elle n’a pas été détectée plus tôt;
• c) les mesures prévues ou déjà mises en œuvre pour éviter que l’erreur ou l’omission ne se reproduise.

29 L’alinéa 63(1)b) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

• b) s’agissant d’un rapport corrigé et vérifié, dans les cent vingt jours suivant la demande.

30 Les articles 64 et 65 du même règlement sont remplacés par ce qui suit :

Obligation modifiée

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

Compensation révisée

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

Émission de crédits excédentaires

(3) Pour l’application de l’alinéa 178(1)b) de la Loi et sous réserve du paragraphe (4), le ministre peut émettre un nombre de crédits excédentaires équivalant, selon le cas, à la différence :

• a) entre le nombre de crédits excédentaires correspondant au résultat obtenu au moyen du calcul prévu à l’article 44 qui figure dans le rapport corrigé et le nombre de crédits excédentaires émis en application de l’article 175 de la Loi sur la base du rapport annuel;
• b) entre la limite d’émissions applicable et la quantité de gaz à effet de serre émise par l’installation assujettie qui sont indiquées au rapport corrigé, dans la mesure où la limite d’émissions qui est indiquée dans le rapport corrigé a été calculée en conformité avec le présent règlement.

Exception

(4) Le ministre n’émet pas de crédits excédentaires dans l’un ou l’autre des cas suivants :

• a) il existe un écart important au sens du paragraphe 49(2) en ce qui a trait à la quantité totale des gaz à effet de serre indiquée dans le rapport corrigé ou à la production pour l’une des activités industrielles visées prises en compte dans le calcul de la limite d’émissions indiquée dans le rapport corrigé pour la période de conformité en cause;
• b) le ministre a déterminé la quantité de gaz à effet de serre émise par l’installation assujettie ou la limite des émissions durant la période de conformité en cause en vertu de l’article 53.

31 L’article 67 du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Redevance

67 La redevance pour émissions excédentaires visée au paragraphe 64(2) est versée de la manière prévue à l’article 55.

32 (1) Le paragraphe 69(1) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Délai de compensation — taux régulier

69 (1) À l’égard de la compensation révisée, le délai de compensation à taux régulier visé au paragraphe 174(3) de la Loi court pendant quarante-cinq jours à compter de la date limite pour la remise du rapport corrigé.

(2) Le paragraphe 69(2) de la version française du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Délai de compensation — taux élevé

(2) Si la compensation révisée n’est pas versée en entier, le délai de compensation à taux élevé visé au paragraphe 174(4) de la Loi court pendant soixante jours à compter de la fin du délai prévu au paragraphe (1).

33 Les sous-alinéas 78(4)d)(i) et (ii) du même règlement sont remplacés par ce qui suit :

• (i) il est accrédité par le Conseil canadien des normes, l’ANSI National Accreditation Board ou tout autre organisme d’accréditation membre de l’International Accreditation Forum en qualité d’organisme de vérification selon la norme ISO 14065 au moment de la vérification relative à l’émission de l’unité ou du crédit ou l’est au moment de la remise,
• (ii) il ne fait pas l’objet d’une suspension par l’organisme d’accréditation qui l’a accrédité et n’en faisait pas l’objet non plus au moment où le rapport de vérification relatif à l’émission de l’unité ou du crédit a été signé.

34 Les renvois qui suivent le titre « ANNEXE 1 », à l’annexe 1 du même règlement, sont remplacés par ce qui suit :

(paragraphes 2(1) et 5(2), alinéa 8b), sous-alinéas 11(1)b)(iii) et (iv), divisions 11(1)c)(iii)(A) et (B), paragraphes 12(2) et (3), article 16, alinéa 17(2)a), paragraphes 22(2), 31(1), 32(1), 36(1) à (4), 36.1(1) et (2), 36.2(2) et 37(1), article 38, paragraphes 41(1) et (2), 41.1(2) et 41.2(2), article 42, paragraphe 1(1.1) et sous-alinéas 1(2)b)(i) et (ii) et c)(i) de la partie 3 de l’annexe 3, article 1 de la partie 4 de l’annexe 3, articles 1 et 2 de la partie 7 de l’annexe 3, article 1 de la partie 37 de l’annexe 3 et sous-alinéas 3g)(ii) et h)(iii) de l’annexe 5)

35 L’annexe 1 du même règlement est modifiée par adjonction, selon l’ordre numérique, de ce qui suit :

Article	Colonne 1 Activité industrielle	Colonne 2 Unité de mesure de la production	Colonne 3 Norme de rendement (tonnes de CO2e/ unité de mesure de la production)	Colonne 4 Partie applicable de l’annexe 3
3.1	Exploitation minière de surface des sables bitumineux et extraction de bitume	barils de bitume	0,0266	partie 3.1

36 (1) Le passage de l’article 17 de l’annexe 1 de la version anglaise du même règlement, figurant dans la colonne 1, qui précède l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :

Item	Column 1 Industrial Activity
17	Production of the following petrochemical products from petroleum and liquefied natural gas or from feedstocks derived from petroleum :

(2) L’article 17 de l’annexe 1 du même règlement est modifié par adjonction, après l’alinéa f), de ce qui suit :

Article	Colonne 1 Activité industrielle	Colonne 2 Unité de mesure de la production	Colonne 3 Norme de rendement (tonnes de CO2e/ unité de mesure de la production)	Colonne 4 Partie applicable de l’annexe 3
17	g) monoéthylène glycol, diéthylène glycol ou triéthylène glycol	tonnes de monoéthylène glycol, de diéthylène glycol et de triéthylène glycol	0,326	partie 17

37 L’annexe 1 du même règlement est modifiée par adjonction, selon l’ordre numérique, de ce qui suit :

Article	Colonne 1 Activité industrielle	Colonne 2 Unité de mesure de la production	Colonne 3 Norme de rendement (tonnes de CO2e/ unité de mesure de la production)	Colonne 4 Partie applicable de l’annexe 3
24.1	Production de sel évaporé au moyen d’un procédé d’extraction par dissolution	tonnes de sel évaporé ayant une concentration de NaCl d’au moins 99 %	0,153	partie 24.1

38 Le passage de l’article 26 de l’annexe 1 du même règlement, figurant dans la colonne 1, qui précède l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :

Article	Colonne 1 Activité industrielle
26	Production de métaux ou de diamant à partir de l’extraction et du broyage de minerai ou de kimberlite

39 (1) Le passage de l’alinéa 29a) de l’annexe 1 du même règlement figurant dans la colonne 3 est remplacé par ce qui suit :

Article	Colonne 1 Activité industrielle	Colonne 3 Norme de rendement (tonnes de CO2e/unité de mesure de la production)
29	a)	0,306

(2) Le passage de l’alinéa 29c) de l’annexe 1 du même règlement figurant dans la colonne 3 est remplacé par ce qui suit :

Article	Colonne 1 Activité industrielle	Colonne 3 Norme de rendement (tonnes de CO2e/unité de mesure de la production)
29	c)	0,132

(3) L’article 29 de l’annexe 1 du même règlement est modifié par adjonction, après l’alinéa d), de ce qui suit :

Article	Colonne 1 Activité industrielle	Colonne 2 Unité de mesure de la production	Colonne 3 Norme de rendement (tonnes de CO2e/ unité de mesure de la production)	Colonne 4 Partie applicable de l’annexe 3
29	e) production d’urée granulée, en plus de la production d’ammoniac anhydre ou aqueux par reformage à la vapeur d’hydrocarbures	tonnes d’urée granulée	0,159	partie 29

40 Le passage de l’article 30 de l’annexe 1 du même règlement figurant dans la colonne 3 est remplacé par ce qui suit :

Article	Colonne 3 Norme de rendement (tonnes de CO2e/ unité de mesure de la production)
30	0,102

41 L’annexe 1 du même règlement est modifiée par adjonction, selon l’ordre numérique, de ce qui suit :

Article	Colonne 1 Activité industrielle	Colonne 2 Unité de mesure de la production	Colonne 3 Norme de rendement (tonnes de CO2e/ unité de mesure de la production)	Colonne 4 Partie applicable de l’annexe 3
35.1	Production de malt	tonnes de malt	0,117	partie 35.1

42 Le passage de l’alinéa 36b) de l’annexe 1 du même règlement figurant dans la colonne 1 est remplacé par ce qui suit :

Article	Colonne 1 Activité industrielle
36	b) production de pâte à partir de bois, d’autres matières végétales ou de papier, ou de produits provenant directement de la pâte ou d’un procédé de mise en pâte — sauf de produits spécialisés et de produits visés au paragraphe 39(3) — à une installation non équipée d’une chaudière de récupération, d’un four à chaux ou d’un lessiveur à pâte

43 Le passage de l’article 37 de l’annexe 1 du même règlement figurant dans la colonne 1 est remplacé par ce qui suit :

Article	Colonne 1 Activité industrielle
37	Assemblage principal de véhicules autopropulsés à quatre roues conçus pour être utilisés sur une voie publique et dont le poids nominal brut est inférieur à 4 536 kg (10 000 lb), à l’exception des véhicules qui ont la capacité de ne produire aucune émission d’échappement et qui sont équipés d’une batterie ayant une capacité d’au moins 15 kWh

TABLEAU

44 L’annexe 1 du même règlement est modifiée par adjonction, selon l’ordre numérique, de ce qui suit :

Article	Colonne 1 Activité industrielle	Colonne 2 Unité de mesure de la production	Colonne 3 Norme de rendement (tonnes de CO2e/ unité de mesure de la production)	Colonne 4 Partie applicable de l’annexe 3
Produits du bois
39	(1) Production de placage de bois ou de contreplaqué	mètres cube (m3) de placage de bois et de contreplaqué	0,0701	partie 39
	(2) Production de bois d’œuvre	mètres cube (m3) de bois d’œuvre	0,0229	partie 39
	(3) Production des produits suivants : a) de panneaux de particules, sauf de panneaux à copeaux orientés b) de panneaux composés principalement de fibres cellulosiques et fabriqués par conformation sous l’action de la chaleur et de la pression d’une couche constituée de fibres et d’un liant, notamment les panneaux de fibres à faible, moyenne et haute densité, y compris les panneaux durs	mètres cube (m3) de panneaux de particules et de panneaux composés principalement de fibres cellulosiques et fabriqués par conformation sous l’action de la chaleur et de la pression d’une couche constituée de fibres et d’un liant	0,0889	partie 39
Aluminium
40	Production d’aluminium à partir d’alumine	tonnes d’aluminium liquide	1,58	partie 40
41	Production d’anodes cuites destinées à la production d’aluminium à partir d’alumine	tonnes d’anodes cuites	0,328	partie 41
42	Production de coke de pétrole calciné destiné à la production d’aluminium à partir d’alumine	tonnes de coke calciné	0,466	partie 42
43	Production d’alumine à partir de bauxite	tonnes d’équivalent alumine (Al2O3)	calculée conformément à l’article 37 du règlement	partie 43
Produits en caoutchouc
44	Production de pneumatiques, autre que le rechapage ou toute autre forme de reconditionnement	tonnes de pneumatiques	0,225	partie 44

45 L’annexe 2 du même règlement est modifiée par adjonction, après l’article 3, de ce qui suit :

3.1 Le potentiel de réchauffement planétaire applicable pour chacun des gaz à effet de serre pour la période de conformité.

46 L’article 8 de l’annexe 2 du même règlement est remplacé par ce qui suit :

8 La norme de rendement pour chacune des activités industrielles visées exercées à l’installation assujettie.

8.1 Si la norme de rendement est calculée pour une activité industrielle visée exercée à l’installation assujettie, dans le rapport annuel visant la période de conformité pour laquelle elle est calculée ou est calculée à nouveau en application de l’article 39, les renseignements ci-après :

• a) les méthodes de calcul, d’échantillonnage, d’analyse et de mesure ainsi que les données utilisées pour la calculer;
• b) s’agissant d’une norme de rendement calculée en application du paragraphe 37(2.1), les méthodes de calcul utilisées pour les projections et les projections portant l’estampille et la signature d’un ingénieur;
• c) la méthode utilisée pour attribuer les gaz à effet de serre à chacune des activités industrielles visées ou à chacune des activités qui ne sont pas des activités industrielles visées.

47 L’annexe 3 du même règlement est remplacée par ce qui suit :

ANNEXE 3

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

Exigences de quantification

PARTIE 1
Production de bitume et d’autre pétrole brut

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions de torchage	CO2, CH4 et N2O
3	Émissions des eaux usées, pour :
	a) traitement anaérobie des eaux usées	CH4 et N2O
	b) séparateurs huile-eau	CH4
4	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 2
Valorisation de bitume et de pétrole lourd

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées aux procédés industriels, pour :
	a) production d’hydrogène	CO2
	b) récupération du soufre	CO2
	c) régénération de catalyseur	CO2, CH4 et N2O
3	Émissions de torchage	CO2, CH4 et N2O
4	Émission d’évacuation, provenant :
	a) de conduits d’évacuation	CO2 et N2O
	b) de purges incontrôlées	CO2 et N2O
5	Émissions des eaux usées, pour :
	a) traitement anaérobie des eaux usées	CH4 et N2O
	b) séparateurs huile-eau	CH4
6	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 3
Raffinage de pétrole

SECTION 1
Quantification des émissions

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions d’évacuation provenant :
	a) des conduits d’évacuation	CO2, CH4 et N2O
	b) de la production d’asphalte	CO2 et CH4
	c) d’une unité de cokéfaction différée	CH4
3	Émissions liées aux procédés industriels pour :
	a) production d’hydrogène	CO2
	b) régénération de catalyseur	CO2, CH4 et N2O
	c) récupération du soufre	CO2
	d) calcination de coke	CO2, CH4 et N2O
4	Émissions de torchage	CO2, CH4 et N2O
5	Émissions dues aux fuites	CH4
6	Émissions des eaux usées pour :
	a) traitement anaérobie des eaux usées	CH4 et N2O
	b) séparateurs huile-eau	CH4
7	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

SECTION 2
Quantification de la production

1 (1) La quantification en barils pondérés pour la complexité est faite en conformité avec la disposition 2.5 de la méthode intitulée CAN-CWB Methodology for Regulatory Support : Public Report, publiée en janvier 2014 par Solomon Associates, relatives à l’intensité directe d’émissions.

(1.1) Lors de la quantification en barils pondérés pour la complexité, seules les émissions provenant de l’exercice de l’activité industrielle prévue à l’alinéa 3a) de l’annexe 1 et l’énergie utilisée dans l’exercice de cette activité sont prises en compte.

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

• a) la valeur utilisée pour calculer les ventes et exportations de vapeur et d’électricité (« Sales and Exports of Steam and Electricity ») est égale à 0;
• b) la valeur des émissions « EC Reported CO₂e Site Emissions » ne comprend pas :
  • (i) les émissions associées à l’électricité produite à l’installation assujettie et utilisée pour l’exercice de l’activité industrielle prévue à l’alinéa 3a) de l’annexe 1, au prorata de l’énergie utilisée pour les opérations de la raffinerie,
  • (ii) les émissions associées à la vapeur produite à l’installation assujettie mais non utilisée pour l’exercice de l’activité industrielle prévue à l’alinéa 3a) de l’annexe 1;
• c) la valeur des émissions « Deemed Indirect CO₂e Emissions from imported electricity » :
  • (i) d’une part, comprend les émissions associées à l’électricité qui est produite et utilisée à l’installation assujettie et utilisée pour l’exercice de l’activité industrielle prévue à l’alinéa 3a) de l’annexe 1, au prorata de l’énergie utilisée pour les opérations de la raffinerie,
  • (ii) d’autre part, est calculée en utilisant une valeur de 0,420 tonnes de CO₂e par MWh d’électricité achetée;
• d) la valeur des émissions « Deemed Indirect CO₂e Emissions from imported steam » est égale à 0;
• e) la valeur de « CWB Factor » utilisée pour calculer la production d’hydrogène est égale à 5,7 dans tous les cas.

PARTIE 3.1
Exploitation minière de surface des sables bitumineux et extraction de bitume

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions de torchage	CO2, CH4 et N2O
3	Émissions dues au fuites	CO2 et CH4
4	Émissions des eaux usées	CH4 et N2O
5	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 4
Traitement du gaz naturel

SECTION 1
Quantification des émissions

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées aux procédés industriels pour processus de retrait des gaz acides	CO2
3	Émissions de torchage	CO2, CH4 et N2O
4	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

SECTION 2
Quantification de la production

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

PARTIE 5
Transport du gaz naturel

SECTION 1
Quantification des émissions

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions de torchage	CO2, CH4 et N2O

SECTION 2
Quantification de la production

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

P_x × C_x × H_x

où :

P

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

C

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

rpm_moy/rpm_max

où :

rpm _moy

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

rpm _max

la vitesse maximale nominale du conducteur « x », exprimée en révolutions par minute;

H

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

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

conducteur

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

puissance au frein nominale

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

PARTIE 6
Production d’hydrogène gazeux

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO2
3	Émissions de torchage	CO2, CH4 et N2O
4	Émissions dues aux fuites	CH4
5	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 7
Production de ciment et de clinker

SECTION 1
Quantification des émissions

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO2
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

SECTION 2
Quantification de la production

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

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

PARTIE 8
Production de chaux

SECTION 1
Quantification des émissions

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO2
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

SECTION 2
Quantification de la production

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

PARTIE 9
Production de verre

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO2
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 10
Production de produits de gypse

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 11
Production d’isolant en laine minérale

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO2
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 12
Production de briques

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO2
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 13
Production d’éthanol

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 14
Production de noir de fourneau

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO2
3	Émissions d’évacuation	CO2, CH4 et N2O
4	Émissions dues aux fuites	CH4
5	Émissions associées à l’utilisation de produits industriels	SF6 et PFC
6	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 15
Production de 2-méthylpentaméthylènediamine (MPMD)

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO2
3	Émissions associées à l’utilisation de produits industriels	SF6 et PFC
4	Émissions de torchage	CO2, CH4 et N2O
5	Émissions dues aux fuites	CH4
6	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 16
Production de nylon

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 17
Production de produits pétrochimiques

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO2
3	Émissions d’évacuation	CO2, CH4 et N2O
4	Émissions de torchage	CO2, CH4 et N2O
5	Émissions dues aux fuites	CH4
6	Émissions des eaux usées	CH4 et N2O
7	Émissions associées à l’utilisation de produits industriels	SF6 et PFC
8	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 18
Production de vaccins

SECTION 1
Quantification des émissions

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions dues aux fuites	SF6
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

SECTION 2
Quantification de la production

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

où :

A

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

B

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

i

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

PARTIE 19
Production d’acier à base de ferraille

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émission de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées aux procédés industriels pour :
	a) four à arc électrique	CO2
	b) décarburation à l’argon-oxygène ou dégazage sous vide	CO2
	c) four-poche	CO2
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 20
Aciéries intégrées

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées aux procédés industriels pour :
	a) convertisseur basique à oxygène	CO2
	b) batterie de fours à coke	CO2
	c) four de réduction directe	CO2
	d) four à arc électrique	CO2
	e) haut fourneau	CO2
	f) four-poche	CO2
	g) décarburation à l’argon-oxygène ou dégazage sous vide	CO2
3	Émissions des eaux usées	CH4 et N2O
4	Émissions associées à l’utilisation de produits industriels	SF6 et PFC
5	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 21
Bouletage du minerai de fer

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées aux procédés industriels pour les fours de durcissement	CO2
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 22
Production de tubes métalliques

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 23
Production de métaux communs

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées aux procédés industriels, pour :
	a) production de plomb	CO2
	b) production de zinc	CO2
	c) production de cuivre et de nickel	CO2
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 24
Production de potasse

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 24.1
Production de sel évaporé

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 25
Exploitation de gisements de charbon

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions dues aux fuites provenant :
	a) de l’entreposage du charbon	CH4
	b) de l’exploitation minière sous-terraine de charbon	CH4
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 26
Production de métaux ou de diamant

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 27
Production de résidus de carbonisation du charbon

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 28
Production de charbon actif

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 29
Production d’engrais à base d’azote

SECTION 1
Quantification des émissions

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées aux procédés industriels pour :
	a) acide nitrique	N2O
	b) reformage à la vapeur — ammoniac	CO2
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

SECTION 2
Quantification de la production

1 La quantité de liqueur d’urée ne comprend pas celle qui est utilisée dans la production d’urée granulée.

PARTIE 30
Transformation industrielle de pommes de terre

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions des eaux usées	CH4 et N2O
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 31
Transformation industrielle de graines oléagineuses

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions des eaux usées	CH4 et N2O
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 32
Production d’alcool

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions des eaux usées	CH4 et N2O
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 33
Transformation de maïs par mouture humide

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions des eaux usées	CH4 et N2O
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 34
Production d’acide citrique

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 35
Raffinage de sucre

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 35.1
Production de malt

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions des eaux usées	CH4 et N2O
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 36
Production de pâtes et papiers

SECTION 1
Quantification des émissions

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible, pour :
	a) chaudière, oxydateur thermique, turbine à combustion, moteur, gazéifieur ou tout autre dispositif de combustion qui génère de la chaleur, de la vapeur ou de l’énergie	CO2, CH4 et N2O
	b) chaudière de récupération	CO2, CH4 et N2O
	c) four à chaux	CO2
	d) four à chaux	CH4 et N2O
2	Émissions liées aux procédés industriels : ajout de composés carbonates dans les fours à chaux	CO2
3	Émissions des eaux usées	CH4 et N2O
4	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

SECTION 2
Quantification de la production

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

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

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

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

PARTIE 37
Assemblage principal de véhicules

SECTION 1
Quantification des émissions

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions associées à l’utilisation de produits industriels	HFC
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

SECTION 2
Quantification de la production

1 La production correspond au nombre de véhicules visés à l’article 37 de l’annexe 1 qui ont été assemblés durant la période de conformité.

PARTIE 38
Production d’électricité

SECTION 1
Quantification des émissions

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions dues aux fuites provenant de l’entreposage du charbon	CH4
3	Émissions liées aux procédés industriels provenant des épurateurs de gaz acide et des réactifs de gaz acide	CO2
4	Émissions associées à l’utilisation de produits industriels provenant :
	a) de l’équipement électrique	SF6 et PFC
	b) des unités de refroidissement	HFC
5	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

SECTION 2
Quantification de la production — activité industrielle principale

4 (1) Sous réserve de l’article 5, dans le cas où un groupe produit de l’électricité par combustion d’un seul combustible fossile, la quantité brute d’électricité produite par ce groupe, exprimée en GWh, est mesurée aux bornes électriques des générateurs du groupe au moyen de compteurs qui satisfont aux conditions prévues au paragraphe 31(2) du règlement.

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

où :

G_U

représente la quantité brute d’électricité produite par le groupe durant la période de conformité qui est mesurée aux bornes électriques des générateurs du groupe au moyen de compteurs qui satisfont aux conditions prévues au paragraphe 31(2) du règlement;

HFF_k

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

où :

QFF_j

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

HHV_j

la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible gazeux, liquide ou solide, selon le cas, de type « j » brûlé par le groupe déterminée conformément aux méthodes de quantification,

j

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

H_B

le résultat de la formule suivante :

où :

QB_i

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

HHV_i

la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible de biomasse de type « i » brûlé par groupe déterminée conformément aux méthodes de quantification,

i

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

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

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

5 Dans le cas où un groupe moteur à combustion et un groupe chaudière partagent une même turbine à vapeur, la quantité d’électricité brute produite par un groupe donné est calculée en conformité avec les méthodes de quantification.

SECTION 3
Quantification de la production — activité industrielle secondaire

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

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

où :

G_U

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

HFF_k

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

où :

QFF_j

représente la quantité du combustible gazeux, liquide ou solide, selon le cas, de type « j » brûlée à l’installation pour la production de l’électricité, durant la période de conformité, déterminée conformément au paragraphe (2) et aux méthodes de quantification,

HHV_j

la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible gazeux, liquide ou solide, selon le cas, de type « j » brûlé à l’installation pour la production d’électricité, déterminé conformément aux méthodes de quantification,

j

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

H_B

le résultat de la formule suivante :

où :

QB_i

représente la quantité du combustible de biomasse de type « i » brûlée à l’installation pour la production de l’électricité durant la période de conformité, déterminée conformément au paragraphe (2) et en conformité avec les méthodes de quantification,

HHV_i

la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible de biomasse de type « i » brûlé à l’installation pour la production d’électricité, déterminé conformément aux méthodes de quantification,

i

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

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

• a) pour un combustible solide, la quantité est basée sur la masse du combustible brûlé, humide ou sec, qui est exprimée en tonnes et mesurée conformément aux méthodes de quantification;
• b) pour un combustible liquide, la quantité correspond au volume du combustible brûlé, qui est exprimé en kL et mesuré conformément aux méthodes de quantification;
• c) pour un combustible gazeux, la quantité correspond au volume de combustible brûlé, qui est exprimé en mètre cube et mesuré conformément aux méthodes de quantification.

PARTIE 39
Production de produits de bois

SECTION 1
Quantification des émissions

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

SECTION 2
Quantification de la production

1 (1) La quantité de placage de bois ne comprend pas celle qui est utilisée dans la production de contreplaqué.

(2) La quantité de placage de bois et de contreplaqué ne comprend que celle qui n’est pas destinée à subir de transformation additionnelle à l’installation.

2 La quantité de bois d’œuvre ne comprend que celle qui n’est pas destinée à subir de transformation additionnelle à l’installation.

3 La quantité de panneaux de particules et de panneaux composés principalement de fibres cellulosiques et fabriqués par conformation sous l’action de la chaleur et de la pression d’une couche constituée de fibres et d’un liant, y compris les panneaux durs, ne comprend que celle qui n’est pas destinée à subir de transformation additionnelle à l’installation.

PARTIE 40
Production d’aluminium à partir d’alumine

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées aux procédés industriels pour :
	a) consommation d’anodes précuites	CO2
	b) cellules d’électrolyse Söderberg	CO2
	c) effets d’anode	PFC
3	Émissions associées à l’utilisation de produits industriels	SF6 et HFC
4	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 41
Production d’anodes cuites — aluminium

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO2
3	Émissions associées à l’utilisation de produits industriels	SF6 et HFC
4	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 42
Production de coke de pétrole calciné — aluminium

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO2
3	Émissions associées à l’utilisation de produits industriels	SF6 et HFC
4	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

PARTIE 43
Production d’alumine à partir de bauxite

SECTION 1
Quantification des émissions

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions associées à l’utilisation de produits industriels	SF6 et HFC
3	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

SECTION 2
Quantification de la production

1 La production est quantifiée en tonne d’équivalent alumine (Al₂O₃), calculée de la façon suivante :

A × 0,6536

où :

A

représente la quantité d’hydrate d’alumine produite à l’étape de la précipitation, exprimée en tonnes.

PARTIE 44
Production de pneumatiques

SECTION 1
Quantification des émissions

Quantification des GES de certains types d’émissions visés

Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 GES
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO2, CH4 et N2O
2	Émissions associées à l’utilisation de produits industriels	CO2 et HFC
3	Émissions des eaux usées	CH4
4	Émissions liées au transport sur le site	CO2, CH4 et N2O

SECTION 2
Quantification de la production

1 La quantité de pneumatiques ne comprend pas les pneus solides.

Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement

48 (1) La section 2 de la partie 7 de l’annexe 1 du Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement est modifiée par adjonction, selon l’ordre numérique, de ce qui suit :

Article	Colonne 1 Disposition	Colonne 2 Type de violation
13.2	22.1	D
14.1	31(2)	D

(2) L’article 16 de la section 2 de la partie 7 de l’annexe 1 du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Article	Colonne 1 Disposition	Colonne 2 Type de violation
16	36(1)	E
16.1	36(2)	E
16.2	36(3)	E
16.3	36(4)	E
16.4	36(5)	E

Dispositions transitoires

49 Malgré le paragraphe 9(2) du Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement, la première période de conformité de l’installation assujettie à l’égard de laquelle une demande a été présentée au titre du paragraphe 172(1) de la Loi entre la date de l’enregistrement du présent règlement et le 31 décembre 2023 débute le 1^er janvier 2024.

Entrée en vigueur

50 (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), le présent règlement entre en vigueur à la date de son enregistrement.

(2) Les paragraphes 10(1), 12(1) et 20(1), les articles 21 à 23, le paragraphe 39(1) et l’article 40 sont réputés être entrés en vigueur 1^er janvier 2023 et s’appliquent à compter de cette date à l’égard de la période de conformité 2023 et des périodes de conformité suivantes.

(3) L’article 1, le paragraphe 2(1), la définition de méthodes de quantification édictée par le paragraphe 2(3), le paragraphe 2(5), les articles 5 et 9, le paragraphe 10(2), l’article 11, les paragraphes 12(2) et (3), les articles 13 à 16, 18 et 19, le paragraphe 36(4) du Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement, édicté par le paragraphe 20(2) du présent règlement, le paragraphe 25(2) et les articles 35 à 38, les paragraphes 39(2) et (3), les articles 41 à 44 et 47 entrent en vigueur le 1^er janvier 2024 et s’appliquent à l’égard de la période de conformité 2024 et des périodes de conformité suivantes.

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