La Gazette du Canada, Partie I, volume 158, numéro 45 : Règlement sur les plafonds d’émissions de gaz à effet de serre du secteur pétrolier et gazier

Le 9 novembre 2024

Fondement législatif
Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)

Ministères responsables
Ministère de l’Environnement
Ministère de la Santé

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

(Le présent résumé ne fait pas partie des règlements.)

Résumé

Enjeux : Dans le cadre de son engagement pris en vertu de l’Accord de Paris, le gouvernement du Canada (le gouvernement) a publié le Plan de réduction des émissions pour 2030 (PRÉ), dans lequel il souligne qu’il est urgent de lutter contre les changements climatiques tout en identifiant les possibilités associées au passage à une économie à faibles émissions de carbone. Le PRÉ trace la voie pour que le Canada atteigne la carboneutralité à l’égard des émissions de gaz à effet de serre (GES) d’ici 2050. Le plan comprend des mesures qui permettront d’atteindre les objectifs climatiques du Canada et de saisir les nouvelles possibilités économiques dans tous les secteurs de l’économie. Les GES sont les principaux contributeurs aux changements climatiques. Le secteur pétrolier et gazier est depuis longtemps la plus grande source d’émissions de GES au Canada. Le Rapport d’inventaire national (RIN) de 2024 indique qu’en 2022, le secteur pétrolier et gazier dans son ensemble était responsable de 31 % des émissions de GES du Canada, soit 217 mégatonnes (Mt) d’équivalent de dioxyde de carbone (CO₂e). Malgré les réductions constantes de l’intensité des émissions et alors que la plupart des autres secteurs industriels réduisent leurs émissions tout en augmentant la production, les émissions du secteur pétrolier et gazier demeurent élevées étant donné que la production et l’activité économique du secteur sont en croissance.

Bien que la demande mondiale pour le pétrole et le gaz devrait diminuer à mesure que l’économie mondiale adopte des combustibles plus propres afin de résoudre la question urgente des changements climatiques, il continuera d’y avoir une demande mondiale pour le pétrole et le gaz dans un avenir prévisible. Dans un monde à faibles émissions de carbone, les améliorations de l’intensité des émissions sont susceptibles d’améliorer la compétitivité du secteur au fil du temps. Il est donc nécessaire de réduire les émissions du secteur pétrolier et gazier autant pour atteindre les objectifs du gouvernement de réduire les émissions de GES de 40 à 45 % sous les niveaux de 2005 d’ici 2030 et de parvenir à la carboneutralité d’ici 2050 que pour s’assurer que le secteur demeure concurrentiel pendant longtemps. Pour demeurer concurrentiel sur le marché mondial, il est important que le secteur pétrolier et gazier du Canada réduise ses émissions de production en déployant des technologies propres tout en explorant des possibilités de faire la transition vers la production de produits et de services sans émission, comme l’hydrogène et les produits pétrochimiques.

Description : Le projet de Règlement sur les plafonds d’émissions de gaz à effet de serre du secteur pétrolier et gazier (ci-après appelé le projet de règlement) plafonnerait les émissions provenant de certaines activités exercées au sein du secteur pétrolier et gazier et interdirait aux exploitants du secteur d’émettre des GES en raison d’activités visées, à moins que l’exploitant ne s’enregistre en transmettant les renseignements requis au ministre de l’Environnement (le ministre). Des allocations seraient distribuées aux exploitants visés par l’obligation de remise du projet du règlement, de façon à ce que la quantité totale d’allocations distribuée soit égale au plafond d’émissions. En plus des allocations, les exploitants ayant des obligations de remise pourraient également avoir accès à une quantité limitée d’unités provenant de mécanismes de souplesse en matière de conformité, soit des crédits compensatoires canadiens admissibles et des unités de décarbonation. Le plafond d’émissions combiné avec l’accès limité aux mécanismes de souplesse en matière de conformité feraient en sorte que les émissions de GES ne dépassent pas la limite supérieure légale des émissions.

Le projet de règlement apporterait des modifications corrélatives au Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement (Règlement sur le STFR) et au Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [le Règlement sur les dispositions désignées].

Justification : Le projet de règlement permettrait d’assurer la diminution des émissions du secteur pétrolier et gazier et établirait le cadre nécessaire pour assurer que les émissions diminuent au fil du temps et de manière cohérente à l’atteinte de la carboneutralité d’ici 2050. Le projet de règlement devrait réduire les émissions de GES tout en permettant au secteur d’accroître la production par rapport aux niveaux historiques en réponse à la demande mondiale. Cette approche répondrait aux objectifs du gouvernement concernant le système de plafonnement et d’échange pour les émissions du secteur pétrolier et gazier, qui consiste en l’établissement d’un mécanisme qui garantit que le secteur réduit ses émissions de GES et est sur la voie de la carboneutralité, d’une façon lui permettant d’être concurrentiel dans l’économie mondiale carboneutre émergente.

Les estimations de la demande mondiale de pétrole et de gaz sont incertaines. Le projet de règlement est conçu pour prendre en compte les changements dans la production et les émissions dans un futur rapproché en établissant le plafond d’émissions sur la base des données déclarées en 2026 plutôt qu’en s’appuyant sur des données historiques et des prévisions. Cette approche donnerait suffisamment de temps pour établir le niveau réel du plafond d’émissions et distribuer les allocations avant le début de la première période de conformité en 2030.

Un examen du projet de règlement devrait être effectué cinq ans après son entrée en vigueur. Cet examen comprendrait une révision des dynamiques du marché mondial, des technologies de décarbonation, des réductions techniquement réalisables et de l’accès du secteur à des mécanismes de souplesse en matière de conformité. Cet examen serait également utilisé afin d’établir le plafond d’émissions après 2032.

De plus, le gouvernement examinera continuellement les développements dans le secteur pétrolier et gazier et prendra des mesures lorsque nécessaire afin de s’assurer que l’ensemble des mesures et des politiques en soutien aux efforts de décarbonation reflètent les renseignements les plus à jour.

Énoncé des coûts et avantages : Les coûts et des avantages du projet de règlement ont été évalués par rapport à un scénario de référence qui suppose que la production dans le secteur pétrolier et gazier croît, que les politiques et mesures de réduction des GES existantes sont en place et que le secteur réduit ses émissions de méthane de 75 % sous les niveaux de 2012 de manière cohérente avec le projet de Règlement modifiant le Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont).

Il est estimé qu’au cours de la période visée par la présente analyse, soit de 2025 à 2032, le projet de règlement entraînerait des réductions d’émissions de GES nettes cumulatives de 13,4 Mt supplémentaires aux politiques et aux mesures incluses dans le scénario de référence. Ces réductions supplémentaires représenteraient des coûts évités de près de 4 milliards de dollars en dommages causés par les changements climatiques. Il est également estimé que le projet de règlement aurait des répercussions supplémentaires sur l’économie estimées à 3,3 milliards de dollars, ainsi que certains coûts administratifs pour l’industrie et le gouvernement évalués à 219 millions de dollars. Les coûts pour l’économie découlent principalement des coûts incombant au secteur pour réduire les émissions en réponse au plafond d’émissions. Par conséquent, même sans les divers avantages qui ne sont pas pris en compte dans l’analyse, le projet de règlement devrait entraîner des avantages nets estimés de 428 millions de dollars. Les répercussions prises en compte dans cette analyse ne sont pas un inventaire complet de toutes les répercussions associées au projet de règlement. L’analyse ne tient pas compte des avantages associés à la réduction de la pollution atmosphérique. Elle ne tient pas compte des répercussions sur l’emploi et des activités économiques connexes découlant des investissements après 2032 dans le captage, l’utilisation et le stockage du carbone (CUSC) et d’autres activités de décarbonation importantes visant à réduire les émissions du secteur. Les estimations ne considèrent pas non plus la stimulation de nouvelles industries à faibles émissions de carbone, comme celles associées au CUSC et à l’hydrogène propre, ou des avantages concurrentiels à long terme d’un secteur pétrolier et gazier canadien décarboné dans un monde respectant les engagements existants pris dans le cadre de l’Accord de Paris.

Enjeux

Il y a un besoin urgent de lutter contre les changements climatiques et de transitionner vers une économie à faibles émissions de carbone. Le Canada s’est engagé à contribuer à la réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES), qui sont les principaux contributeurs aux changements climatiques. Les signataires de l’Accord de Paris, dont le Canada, se sont collectivement engagés à réduire les émissions de GES afin de limiter à moins de 2 °C la hausse de la température moyenne de la planète et de poursuivre les efforts pour la limiter à 1,5 °C pour réduire la gravité des répercussions liées aux changements climatiques. Dans le cadre de l’Accord de Paris, le Canada s’est engagé à réduire les émissions de GES de 40 à 45 % sous les niveaux de 2005 d’ici 2030, et s’est depuis engagé à atteindre la carboneutralité d’ici 2050 en vertu de la Loi canadienne sur la responsabilité en matière de carboneutralité. Afin d’atteindre ces objectifs en matière de climat, le gouvernement du Canada a publié le Plan de réduction des émissions pour 2030 (PRÉ). Ce plan décrit les mesures entreprises par le gouvernement du Canada et celles qu’il entend entreprendre pour réduire les émissions de GES dans l’ensemble des secteurs de l’économie. Ces mesures comprennent le plafonnement des émissions de GES du secteur pétrolier et gazier. Selon le Rapport d’inventaire national (RIN) de 2024, le secteur pétrolier et gazier était responsable de 31 % des émissions de GES au pays en 2022, pour un total de 217 mégatonnes (Mt) d’équivalent de dioxyde de carbone (CO₂e), soit le plus grand émetteur de GES au Canada. Par conséquent, il est nécessaire de réduire les émissions dans le secteur pétrolier et gazier en établissant un plafond réglementaire sur les émissions pour que le secteur fasse sa part pour lutter contre les changements climatiques et atteindre les cibles de réduction des émissions de GES du gouvernement du Canada.

Contexte

Secteur pétrolier et gazier

Le secteur pétrolier et gazier peut être divisé en trois sous-groupes : les activités en amont (dont la production terrestre et extracôtière de pétrole classique, l’exploitation de sables bitumineux, la valorisation de pétrole ainsi que la production et le traitement du gaz naturel), les activités intermédiaires (comme les oléoducs, les gazoducs et les pipelines de dioxyde de carbone [CO₂]) et les activités en aval (comme le raffinage de pétrole et la distribution de gaz naturel). La production de pétrole et de gaz en amont se concentre en Alberta, en Saskatchewan, en Colombie-Britannique et à Terre-Neuve-et-Labrador. Il y a également des puits de pétrole et de gaz en Ontario, au Manitoba, dans les Territoires du Nord-Ouest et au Nouveau-Brunswick. Les infrastructures liées aux activités intermédiaires, les raffineries de pétrole en aval ainsi que les terminaux de distribution ou les installations de stockage en vrac se retrouvent dans chaque province et chaque territoire. Au sein des sous-groupes des activités de production en amont, intermédiaires et en aval, se trouve une myriade d’exploitants, allant des petites entreprises d’exploration et de production aux grandes sociétés pétrolières et gazières intégrées.

Le secteur pétrolier et gazier est un acteur majeur de l’économie canadienne. En 2022, le secteur pétrolier et gazier a généré 187 milliards de dollars en produit intérieur brut (PIB) et a représenté 30 % des exportations du Canada, évaluées à 217 milliards de dollars^{référence 1}. Le secteur est également un employeur important dans tout le pays, puisqu’il employait directement 171 800 personnes en 2022^{référence 1}.

Émissions provenant du secteur pétrolier et gazier

L’industrie pétrolière et gazière est responsable d’une part importante des émissions de GES du Canada. Le secteur de production en amont est responsable de 26 % des émissions du Canada et de 85 % des émissions totales de l’ensemble du secteur pétrolier et gazier. Des GES sont émis par diverses sources dans les installations de production pétrolières et gazières en amont, notamment la combustion stationnaire de combustibles, l’évacuation, le torchage, les fuites, le transport sur le site, les procédés industriels, l’utilisation de produits industriels, les déchets et les eaux usées.

Les GES émis par le secteur pétrolier et gazier du Canada comprennent le CO₂, le méthane (CH₄) et l’oxyde nitreux (N₂O). Le CO₂ représente la majorité des émissions de GES du secteur, alors que le méthane représente la majorité du reste des émissions de GES du secteur. Le secteur pétrolier et gazier est la plus grande source d’émissions de méthane au Canada. Le méthane est un GES puissant et un précurseur du smog. La plupart des émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier du Canada proviennent de la production de pétrole classique et de la production et du traitement du gaz naturel.

Les principales options pour la décarbonation du secteur pétrolier et gazier comprennent l’électrification afin de réduire des émissions de GES provenant de la combustion de combustibles fossiles dans l’ensemble du secteur; l’utilisation de solvants pour diluer le bitume et réduire le besoin de produire et d’utiliser de la vapeur pour l’exploitation in situ des sables bitumineux; le passage vers des combustibles faibles en carbone ou renouvelables, comme l’hydrogène; des mesures d’efficacité énergétique et autres améliorations de procédés; la réduction du méthane; le CUSC.

L’article 93 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [LCPE] donne l’autorité de prendre des règlements concernant une substance inscrite sur la liste des substances toxiques de l’annexe 1. Les GES visés par le projet de règlement sont ceux indiqués aux articles 65 à 70 de la partie 2 de l’annexe 1 de la LCPE.

Mesures pour réduire les émissions provenant du secteur pétrolier et gazier

Plusieurs mesures réglementaires et de soutien fédérales et provinciales ayant pour but de réduire les émissions du secteur pétrolier et gazier sont en place ou en cours d’élaboration. Ces mesures comprennent une série de programmes visant à soutenir les investissements dans les activités et les technologies de décarbonation, le projet de Règlement modifiant le Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont) [le projet de règlement sur le méthane], les systèmes de tarification de la pollution par le carbone provinciaux et fédéral, le Règlement sur les combustibles propres ainsi que le projet de Règlement sur l’électricité propre.

Ces mesures devraient contribuer à la réduction des émissions de GES du secteur pétrolier et gazier. Toutefois, elles ne garantissent pas un niveau d’émissions pour l’ensemble du secteur. Le projet de règlement assurerait que le secteur pétrolier et gazier réduit ses émissions absolues au rythme et à l’échelle nécessaires pour que le secteur joue un rôle dans la réalisation des engagements climatiques du Canada à l’échelle de l’économie et afin de soutenir la transition vers la carboneutralité.

Engagement à plafonner les émissions du secteur pétrolier et gazier

Lors de la Conférence des Nations Unies sur les changements climatiques de 2021 (COP26), le premier ministre s’est engagé à plafonner et à réduire les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier au rythme et à l’échelle nécessaires pour que le secteur contribue concrètement à la contribution déterminée au niveau national du Canada pour 2030, soit une réduction de 40 à 45 % sous les niveaux d’émissions de 2005 d’ici 2030, et à l’atteinte de la carboneutralité d’ici 2050. L’engagement de plafonner les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier a été inclus dans le PRÉ publié en mars 2022. En juillet 2022, le gouvernement a publié un document de travail intitulé Options pour plafonner et réduire les émissions de gaz à effet de serre du secteur pétrolier et gazier afin d’atteindre les objectifs de 2030 et la carboneutralité d’ici 2050. Ce document de travail sollicitait des commentaires sur deux approches visant à plafonner les émissions de GES du secteur, soit l’élaboration d’un nouveau système de plafonnement et d’échange pris en vertu de la LCPE, soit la modification de l’approche de tarification de la pollution par le carbone actuelle. Ce document proposait que le système de plafonnement des émissions vise le secteur pétrolier et gazier en amont et sollicitait des commentaires sur la possibilité de viser également les gazoducs de transport de gaz naturel et les raffineries de pétrole.

En s’appuyant sur les commentaires reçus en réponse au document de travail, le gouvernement a publié en décembre 2023 le Cadre réglementaire pour plafonner les émissions de gaz à effet de serre du secteur pétrolier et gazier (le Cadre réglementaire). Ce dernier a précisé qu’un système de plafonnement et d’échange serait l’instrument mis en place pour plafonner les émissions, et a proposé un certain nombre de caractéristiques de conception, notamment le champ d’application (pétrole et gaz en amont et gaz naturel liquéfié [GNL]), l’approche pour déterminer les niveaux des plafonds d’émissions et les mesures de souplesse en matière de conformité qui seraient mises à disposition. Les parties intéressées ont été invitées à soumettre des commentaires officiels sur le Cadre réglementaire. Ce dernier indiquait que le projet de règlement serait publié en 2024, et que le règlement final le serait probablement en 2025. Il indiquait également que les premières obligations de déclaration s’appliqueraient dès 2026 et que l’ensemble des exigences du système entreraient en vigueur progressivement entre 2026 et 2030.

Objectif

L’objectif du projet de règlement est de réduire les émissions de GES provenant de certaines activités industrielles du secteur pétrolier et gazier. Comme le propose le Cadre réglementaire, le système de plafonnement et d’échange pour les émissions du secteur pétrolier et gazier est conçu de façon à garantir que le secteur réduise ses émissions de GES et s’engage sur le chemin de la carboneutralité, aidant ainsi le Canada à atteindre ses cibles de réduction des émissions de GES à l’échelle de l’économie. Il est également conçu de manière à offrir une certaine souplesse afin de permettre au secteur de répondre à l’évolution de la demande mondiale d’une manière à rehausser la compétitivité du secteur lors du passage vers un monde qui satisfait aux engagements pris dans le cadre de l’Accord de Paris.

Description

Le projet de règlement plafonnerait les émissions provenant de certaines activités exercées dans le secteur pétrolier et gazier et interdirait également les émissions de GES (c’est-à-dire toute substance indiquée aux articles 65 à 70 de la partie 2 de l’annexe 1 de la LCPE) provenant d’activités industrielles visées dans ce secteur, à moins que l’exploitant ne s’enregistre en soumettant les renseignements requis au ministre de l’Environnement (le ministre). À compter de 2030, les exploitants qui atteignent ou dépassent le seuil établi par le projet de règlement se verraient dans l’interdiction d’émettre des GES provenant d’activités industrielles, sauf s’ils remettent suffisamment d’unités de conformité pour couvrir leurs émissions de GES. Le projet de règlement établirait quels exploitants seraient visés par des obligations, et en quoi ces obligations consisteraient, notamment en l’enregistrement, la transmission de rapports et la remise d’unités de conformité. Le projet de règlement établirait également les exigences à l’égard des unités de conformité admissibles, soit les allocations, les unités de décarbonation et les crédits compensatoires canadiens.

À compter de 2029, les allocations, pour 2030, seraient distribuées gratuitement aux exploitants visés par l’obligation de remise, et le nombre total d’allocations distribuées serait égal au niveau du plafond d’émissions établi. La distribution des allocations aurait lieu chaque année et serait basée sur la production historique des exploitants et le taux de distribution applicable à l’activité industrielle concernée. Les allocations seraient distribuées au prorata pour que le nombre d’allocations distribuées chaque année soit égal au plafond d’émissions.

En plus des allocations, les exploitants ayant des obligations de remise pourraient remettre une quantité limitée d’unités provenant de mécanismes de souplesse en matière de conformité, soit des crédits compensatoires canadiens admissibles et des unités de décarbonation. Treize mois après la fin de chacune des première et deuxième années de chaque période de conformité de trois ans, les exploitants assujettis qui ont des obligations de remise seraient tenus de remettre une allocation ou une autre unité de conformité admissible pour chaque tonne de GES représentant au moins 30 % de la quantité de GES qu’ils ont émis durant ces années, exprimée en tonne de CO₂e. Treize mois après la fin de la troisième année, ils auraient à remettre une allocation ou une autre unité de conformité admissible pour chaque tonne de GES qu’ils ont émis au cours de la période de conformité, moins les unités déjà remises pour la première et la deuxième année.

Dans le présent document, les exploitants qui seraient visés par une obligation de remise seront appelés exploitants assujettis. Un exploitant, dont la production cumulée pendant une année civile est égale ou supérieure au seuil annuel de 365 000 barils équivalent pétrole, deviendrait un exploitant assujetti et le demeurerait jusqu’à ce que cette production totale devienne inférieure à la moitié du seuil annuel, et ce, pendant quatre années civiles consécutives. Le plafond d’émissions, combiné à l’accès limité à des mesures de souplesse en matière de conformité, garantirait que les émissions de GES des exploitants assujettis ne dépassent pas la limite supérieure légale.

Activités industrielles

Le projet de règlement s’appliquerait à tous les exploitants d’installations pétrolières et gazières en amont, ainsi que d’installations de GNL, qui exercent les activités industrielles suivantes :

Production de bitume et d’autre pétrole brut, autre que l’extraction du bitume par récupération thermique in situ et l’extraction de bitume provenant de l’exploitation de surface, y compris :
- l’extraction, le traitement et la production de pétrole brut léger (ayant une masse volumique inférieure à 920 kg/m³ à 15 °C),
- l’extraction, le traitement et la production de bitume ou tout autre pétrole brut lourd (ayant une masse volumique supérieure ou égale à 920 kg/m³ à 15 °C);
Récupération thermique in situ de bitume provenant de gisements de sables bitumineux;
Exploitation minière de surface des sables bitumineux et extraction de bitume;
Valorisation de bitume ou de pétrole lourd en vue de produire du pétrole brut synthétique;
Extraction de gaz naturel et de condensats de gaz naturel;
Compression de gaz naturel entre les puits de production, les installations de traitement du gaz naturel ou les sites de réinjection;
Traitement du gaz naturel ou de condensats de gaz naturel en gaz naturel commercialisable et en liquides de gaz naturel;
Production de GNL.

Enregistrement

Les obligations dans le cadre du projet de règlement seraient appliquées au niveau de l’exploitant. Les exploitants d’installations existantes seraient tenus de s’enregistrer avant le 1^er janvier 2026. À compter du 1^er janvier 2026, il serait interdit aux exploitants d’émettre des GES dans le cadre de leurs activités industrielles, à moins qu’ils ne se soient d’abord enregistrés conformément au projet de règlement.

Autres obligations de conformité

Les exploitants seraient tenus de transmettre des renseignements par l’entremise de rapports annuels et de respecter les obligations de remise pour leurs activités industrielles, si ces dernières s’appliquent. Puisque le seuil permettant de déterminer si l’exploitant est un exploitant assujetti s’applique au niveau de l’exploitant, toutes les obligations qui s’appliquent à un exploitant, comme la transmission de rapport, l’obligation de remise, etc., s’appliqueraient à l’ensemble des activités industrielles de toutes les installations que l’exploitant exploite, quelle que soit la taille de l’installation. Toutefois, au titre du projet de règlement, plusieurs installations seraient réputées être une seule installation (installation réputée) aux fins de transmission de rapports, de remise et d’autres obligations réglementaires, si :

elles relèvent d’un même exploitant ou ont au moins un exploitant en commun;
elles sont situées dans la même province ou le même territoire;
aucun rapport aux termes d’un avis publié par le ministre en application du paragraphe 46(1) de la LCPE n’est exigé.

Si l’exploitant d’une installation change au cours d’une année civile, les deux exploitants seraient tenus de satisfaire aux exigences du projet de règlement, y compris la transmission de rapports et la remise d’unités de conformité, et ce, pour la partie de l’année pendant laquelle ils étaient responsables de l’installation.

Rapports

Les exploitants seraient également tenus de transmettre au ministre les renseignements requis concernant leurs émissions de GES. Si la production cumulée mensuelle totale d’un exploitant au cours de l’un des mois compris entre le 1^er janvier 2024 et le 1^er juillet 2025 était égale ou supérieure au seuil de 30 000 barils équivalent pétrole, ou si les émissions de GES de l’une de leurs installations devaient être déclarées en 2024 aux termes d’un avis publié par le ministre en application du paragraphe 46(1) de la LCPE, les exploitants seraient tenus de transmettre leurs premiers rapports sur leurs émissions de GES au plus tard le 1^er juin 2027 pour l’année civile 2026. Les exploitants qui ne répondent pas à l’un ou l’autre de ces critères seraient tenus de présenter leurs premiers rapports au plus tard le 1^er juin 2029 pour l’année civile 2028. Après la transmission de leurs premiers rapports, tous les exploitants seraient tenus de continuer à transmettre un rapport pour chaque année civile au cours de laquelle des GES sont émis à la suite d’activités industrielles menées à leur installation.

Le projet de règlement exigerait des exploitants qu’ils fournissent deux types de rapports en plus des renseignements requis à l’enregistrement initial :

Rapports annuels : un rapport pour chaque installation telle qu’elle est définie dans le projet de règlement (c’est-à-dire un rapport pour chaque installation réputée et un rapport pour chacune des autres installations).
Rapport sur la production cumulée : un rapport comprenant la production cumulée de l’exploitant pour l’ensemble de ses installations et les renseignements sur les installations qu’il exploite au cours de l’année civile concernée.

Les rapports annuels incluraient la production liée à toute activité industrielle exercée à chaque installation et la quantité d’émissions de GES qui sont attribuées à l’installation (« GES attribués »). Les exploitants seraient tenus de faire vérifier leurs rapports annuels par un organisme de vérification accrédité et de conserver les registres au Canada. Les exploitants seraient également tenus de corriger les erreurs ou les omissions si, dans les cinq ans suivant la transmission d’un rapport annuel, des erreurs ou des omissions sont identifiées.

Plafonds d’émissions

Le projet de règlement établirait le plafond d’émissions pour chacune des années de la première période de conformité à 27 % sous les niveaux d’émissions déclarées pour 2026 (c’est-à-dire uniquement les émissions des exploitants tenus de présenter un rapport en 2027 pour l’année 2026). Ce niveau est estimé à correspondre à un plafond d’émissions établi à 35 % sous les niveaux d’émissions de 2019, mais permettrait de s’assurer que le plafond d’émissions réel reflète les émissions déclarées et tiendrait compte des changements à la production et aux émissions dans un proche avenir.

Le secteur serait autorisé à émettre au-delà de ce niveau grâce à l’usage limité de mesures de souplesse en matière de conformité. Si le recours à ces mesures est optimisé, le secteur pourrait émettre jusqu’à une limite supérieure légale estimée à 19 % sous les niveaux de 2019.

Le plafond d’émissions resterait à ce niveau pour les périodes de conformité subséquentes jusqu’à une prochaine modification réglementaire.

GES attribués

Les GES attribués sont la quantité de GES qui est attribuée à une installation et déclarée dans un rapport annuel ou, le cas échéant, dans un rapport corrigé ou qui est déterminée par le ministre. Le calcul des GES attribués devrait être effectué conformément aux méthodes de quantification établies dans le document intitulé Méthodes de quantification pour le Règlement sur les plafonds d’émissions de gaz à effet de serre du secteur pétrolier et gazier. Ce calcul tiendrait compte des émissions de toutes les sources d’émissions de l’installation, à l’exception de celles liées à la production d’électricité, du CO₂ stocké de façon permanente, ainsi que des émissions indirectes, soit la quantité de GES associée à l’énergie thermique et l’hydrogène utilisés, qu’ils soient produits sur le site ou fournis à l’installation. Les exploitants ne seraient pas responsables de la quantité de GES provenant de la production d’énergie thermique et d’hydrogène qui sont acheminés ailleurs.

Périodes de conformité et obligations de remise

Les périodes de conformité viseraient trois années civiles. La première période de conformité commencerait le 1^er janvier 2030 et se terminerait le 31 décembre 2032. Un exploitant assujetti serait visé par des obligations de remise (c’est-à-dire qu’il serait tenu de remettre une unité de conformité pour chaque tonne de CO₂e de GES attribués de son installation au cours d’une période de conformité) au plus tard le 31 janvier qui est 13 mois après la fin de cette période de conformité. Les exploitants assujettis seraient également visés par une obligation de remise partielle de remettre suffisamment d’unités de conformité pour couvrir au moins 30 % des GES attribués au cours de la première et de la deuxième année d’une période de conformité, et ce, au plus tard le 31 janvier qui est 13 mois après la fin de l’année correspondant aux GES attribués.

Les exploitants de nouvelles installations qui prévoient d’émettre au moins 10 000 tonnes de CO₂e au cours de l’une des trois premières années civiles d’activités industrielles seraient visés par des obligations de transmission de rapports au cours des quatre premières années civiles de leur exploitation. L’exigence de satisfaire à des obligations de remise s’appliquerait à partir de la cinquième année civile qui suit l’année du début des activités industrielles. Par exemple, pour une nouvelle installation dont les activités industrielles commenceraient en 2029, l’exploitant produirait des rapports annuels pour chaque année civile dès l’année civile 2029. Le premier rapport devrait être transmis le 1^er juin 2030 pour l’année 2029. Par la suite, un rapport devrait être transmis pour chaque année civile. En 2033, les exploitants transmettraient leur rapport annuel pour l’année civile 2032 et recevraient des allocations pour l’année civile 2034. Les exploitants seraient tenus de satisfaire à l’obligation de remise à partir du 1^er janvier 2034.

Allocations

Le ministre distribuerait des allocations aux exploitants assujettis sur une base annuelle en ne dépassant pas le niveau du plafond d’émissions établi. Les allocations seraient distribuées l’année précédant la première année civile au cours de laquelle elles peuvent être utilisées afin de satisfaire à une obligation de remise (par exemple en 2029 pour l’année civile 2030). Les allocations seraient attribuées aux exploitants assujettis selon le taux de distribution applicable à l’activité industrielle concernée (allocation par unité de production) prévu au projet de règlement ainsi que selon la moyenne de la production historique pondérée sur trois ans de chaque installation (par exemple les niveaux de production de 2026 à 2028 seraient utilisés pour l’attribution d’allocations en 2029 pour l’année civile 2030), en tenant compte du nombre total d’allocations pouvant être distribuées conformément au plafond d’émissions établi. Les allocations seraient attribuées au prorata entre tous les exploitants d’installations qui seraient visés par des obligations de remise pour l’année concernée afin de garantir que le nombre total d’allocations distribuées est égal au plafond d’émissions établi. Le prorata serait effectué en additionnant les allocations qui ne sont pas au prorata pour l’ensemble des installations et en divisant cette somme par la valeur du plafond d’émissions.

Mesures de souplesse en matière de conformité

Outre les allocations, les exploitants assujettis pourraient remettre des crédits compensatoires canadiens admissibles ou des unités de décarbonation (créées par le versement d’une contribution au programme de décarbonation) pour couvrir jusqu’à 20 % de leur obligation de remise. Les exploitants assujettis pourraient remettre toute combinaison de crédits compensatoires canadiens ou d’unités de décarbonation pour satisfaire à leur obligation de remise, selon des limites précises. Au cours d’une période de conformité, jusqu’à 20 % de l’obligation de remise d’un exploitant assujetti pourrait être satisfaite par la remise de crédits compensatoires, et jusqu’à 10 % de l’obligation de remise d’un exploitant assujetti pourrait être satisfaite par la remise d’unités de décarbonation créées par le versement d’une contribution au programme de décarbonation au taux de contribution de 50 $/tonne de CO₂e. Les unités de décarbonation seraient incessibles entre exploitants et leur mise en réserve pour des périodes de conformité subséquentes ne serait pas permise. Le projet de règlement exigerait que les contributions versées au programme de décarbonation soient utilisées pour financer des projets de réduction des émissions de GES provenant du secteur pétrolier et gazier.

La combinaison de crédits compensatoires et d’unités de décarbonation remis pour une installation ne peut dépasser 20 % de l’obligation de remise totale au cours d’une période de conformité. Par exemple, si 5 % de l’obligation de remise pour une installation était satisfaite par la remise d’unités de décarbonation, alors l’exploitant assujetti serait limité à un maximum de 15 % de crédits compensatoires pour cette installation.

Seuls les crédits compensatoires émis au titre du Règlement sur le régime canadien de crédits compensatoires concernant les gaz à effet de serre et les unités ou crédits provinciaux reconnus pour être remis au titre du Règlement sur le STFR fédéral et qui sont associés à une réduction ou un retrait d’émissions de GES ayant eu lieu dans les cinq années civiles qui précèdent la période de conformité visée par la remise seraient admissibles à titre de crédits compensatoires dans le cadre du projet de règlement.

Reconnaissance croisée des crédits compensatoires canadiens

Les exploitants assujettis seraient autorisés à utiliser des crédits compensatoires admissibles afin de satisfaire à leurs obligations de remise concordantes au titre d’un système de tarification du carbone reconnu et du projet de règlement si les conditions suivantes sont satisfaites :

Les crédits compensatoires sont utilisés aux fins de conformité au titre du système de tarification du carbone pour une année de la période de conformité de trois ans pour laquelle ils sont remis en vertu du projet de règlement;
Les crédits compensatoires sont utilisés au titre d’un système de tarification du carbone en lien avec les émissions d’une activité industrielle exercée par l’exploitant dans la même province ou le même territoire où se situent les installations de l’exploitant pour lesquelles ils sont remis en vertu du projet de règlement;
Les crédits compensatoires sont utilisés pour satisfaire à une exigence du système de tarification du carbone autre que pour une exigence en lien avec une situation extraordinaire, comme pour remplacer un crédit annulé, ou à titre de compensation pour non-conformité à une exigence.

Le ministère de l’Environnement (le Ministère) établirait une liste des systèmes de tarification du carbone reconnus pour lesquels la reconnaissance croisée serait autorisée. Des modifications au Règlement sur le STFR rendraient cette approche opérationnelle aux endroits où le Système de tarification fondé sur le rendement (STFR) fédéral s’applique. L’opérationnalisation de la reconnaissance croisée pour d’autres provinces ou territoires dépendrait de ces derniers à savoir s’ils apportent les ajustements nécessaires à leurs systèmes de tarification du carbone et concluent une entente de reconnaissance avec le ministre.

Les conditions proposées pour la reconnaissance croisée préviendraient la double réclamation, qui consiste en une forme de double comptabilisation selon laquelle un crédit compensatoire serait utilisé par plus d’une personne pour satisfaire à de multiples et différentes obligations. La double réclamation serait prévenue puisqu’un seul exploitant pourrait remettre un crédit compensatoire admissible pour satisfaire à ses obligations liées aux émissions de GES provenant d’une même activité dans le cadre d’un système de tarification du carbone et du projet de règlement. Les crédits compensatoires représentent des réductions ou retraits réels d’émissions de GES. Leur reconnaissance croisée au titre d’un système de tarification du carbone et du projet de règlement permettrait de traiter ces réductions d’émissions à l’extérieur du secteur pétrolier et gazier de la même façon que des réductions provenant de ce secteur, ce qui pourrait aider un exploitant à satisfaire à ses obligations au titre d’un système de tarification du carbone et du projet de règlement.

Modifications corrélatives

Des modifications corrélatives seraient apportées au Règlement sur le STFR afin de modifier les dispositions relatives à la reconnaissance des crédits compensatoires provinciaux et à leur utilisation au titre du STFR fédéral. Cela permettrait de reconnaître l’utilisation de certains crédits compensatoires à la fois dans le cadre du projet de règlement et du STFR fédéral.

Des modifications corrélatives au Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [le Règlement sur les dispositions désignées] seraient également apportées pour ajouter certaines dispositions du projet de règlement à l’annexe du Règlement sur les dispositions désignées. En cas de violation des dispositions désignées et de poursuite judiciaire fructueuse, le contrevenant serait passible d’amendes minimales, et d’amendes maximales plus élevées. Les infractions désignées sont celles qui causent ou risquent de causer des dommages directs à l’environnement, ou celles qui constituent une entrave à l’exercice des fonctions des agents d’application de la loi.

Élaboration de la réglementation

Consultation

Le gouvernement a tenu des consultations auprès des gouvernements provinciaux et territoriaux, des partenaires autochtones, des représentants de l’industrie et des organisations non gouvernementales de l’environnement (ONGE), des universitaires et des experts, d’autres ministères et du public dans le cadre de réunions bilatérales et multilatérales, de webinaires d’information et de la réception de commentaires officiels. Depuis novembre 2021, le Ministère a reçu plus de 250 commentaires d’organisations en réponse à deux publications, a organisé plus de 114 réunions et a animé sept webinaires publics.

Engagement auprès des parties intéressées

Le 18 juillet 2022, le Ministère a publié un document de travail (le document de travail), intitulé Options pour plafonner et réduire les émissions de gaz à effet de serre du secteur pétrolier et gazier afin d’atteindre les objectifs de 2030 et la carboneutralité d’ici 2050. Simultanément, le Ministère a lancé une période de consultation publique de 90 jours afin d’obtenir des commentaires officiels sur les principes directeurs ainsi que sur les deux approches réglementaires visant à plafonner les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier, soit un nouveau système national de plafonnement et d’échange pour les émissions de GES en vertu de la LCPE, soit des modifications aux systèmes actuels de tarification du carbone.

Afin de favoriser la mobilisation et faciliter la participation, le Ministère et Ressources naturelles Canada (RNCan) ont organisé une série de webinaires techniques et d’information. Le 7 décembre 2023, le Ministère a publié le Cadre réglementaire pour plafonner les émissions de gaz à effet de serre du secteur pétrolier et gazier (le Cadre réglementaire), qui précise les principaux aspects de l’approche du gouvernement pour l’instauration d’un plafond d’émissions. Le gouvernement a sollicité des réponses substantielles quant aux détails de l’approche réglementaire proposée dans le Cadre réglementaire et a reçu 107 réponses officielles.

En outre des webinaires techniques, les fonctionnaires du Ministère et de RNCan ont organisé des réunions bilatérales et multilatérales ciblées afin de mobiliser les parties intéressées relativement au système de plafonnement des émissions du secteur pétrolier et gazier.

Campagnes publiques par courrier électronique

En réponse au document de travail de 2022 et au Cadre réglementaire, le gouvernement a reçu plus de 60 000 courriels dans le cadre de campagnes d’envois de courriels de la part de citoyens fournissant des commentaires non techniques sur l’engagement du gouvernement à instaurer un système de plafonnement des émissions. Les campagnes qui étaient en faveur, soit environ 40 000 courriels, réclamaient une application plus rapide et plus rigoureuse, tandis que les campagnes qui n’étaient pas en faveur, soit environ 20 000 courriels, mentionnaient principalement des préoccupations concernant les répercussions économiques. Les 429 commentaires publics compilés et envoyés par une ONGE en réponse au document de travail étaient largement favorables à des actions ambitieuses visant à réduire les émissions du secteur pétrolier et gazier.

Réponse des parties intéressées au Cadre réglementaire de 2023

Les commentaires sur le Cadre réglementaire ont principalement été formulés par des compagnies pétrolières et gazières, d’autres parties prenantes de l’industrie et des ONGE et d’autres organisations non gouvernementales. Trois provinces et un territoire, soit l’Alberta, la Saskatchewan, Terre-Neuve-et-Labrador et les Territoires du Nord-Ouest, ainsi que quatre groupes autochtones ont également fourni des commentaires. Dans leurs commentaires, les provinces productrices de gaz et de pétrole et l’industrie ont soulevé des questions au sujet du champ de compétence et des raisons qui justifient la mise en place d’un plafond d’émissions. Celles-ci ont également soulevé des considérations d’ordre économique et de sécurité énergétique ainsi que des préoccupations quant à la rigueur des mesures plutôt qu’une rétroaction technique pour orienter le développement des caractéristiques clés de conception. Les ONGE, tout en appuyant le concept d’un plafond d’émissions, ont exprimé des préoccupations concernant certains éléments de conception proposés. Dans leurs commentaires, les groupes autochtones ont fourni un éventail de points de vue, mais demandaient en général à protéger les droits autochtones et à garantir une mobilisation sérieuse.

Aperçu des changements par rapport à l’approche décrite dans le Cadre réglementaire

Le projet de règlement comprend quelques modifications par rapport à l’approche proposée dans le Cadre réglementaire. Ces modifications reflètent l’examen de la rétroaction fournie par des gouvernements, des parties prenantes et des détenteurs de droits, ainsi qu’une analyse interne supplémentaire.

Approche à l’égard de la couverture des exploitants et des installations

Le Cadre réglementaire proposait d’examiner des méthodes pour définir et réglementer les plus petites installations émettrices dans le cadre du règlement sur le système de plafonnement et d’échange.

La plupart des parties prenantes du secteur ont plaidé pour que les petites installations pétrolières et gazières ne soient pas visées par le plafond d’émissions, en invoquant des préoccupations quant aux répercussions négatives sur la compétitivité, à un fardeau administratif accru, à la capacité à participer à un système d’échange de droits d’émission et aux répercussions potentielles sur la production en région éloignée. Les ONGE ont mis en garde contre la création de mesures incitatives pour regrouper ou dégrouper les activités en fonction du seuil choisi.

Compte tenu de la structure du secteur du pétrole et du gaz classique, particulièrement puisque les exploitants peuvent gérer d’une à des centaines de très petites installations, le projet de règlement s’appliquerait aux exploitants plutôt qu’aux installations. Les exploitants seraient responsables de satisfaire au projet de règlement pour toutes les installations qu’ils exploitent. Tous les exploitants, quelle que soit la taille de leurs installations, seraient tenus de s’enregistrer et de satisfaire à l’ensemble des obligations liées à la transmission de rapports. Les petits exploitants ne seraient pas tenus de transmettre des rapports jusqu’en 2028 afin de leur donner plus de temps pour comprendre les détails des obligations de transmission de rapports et se préparer à recueillir les renseignements requis. Les renseignements transmis dans les rapports seraient essentiels au fonctionnement du projet de règlement. Ils fourniraient des données nécessaires pour suivre l’efficacité du projet de règlement à réduire les émissions de GES. En ce qui concerne les exploitants assujettis, ces données serviraient à déterminer les allocations qui leur seraient distribuées et les obligations de conformité. En ce qui concerne les autres exploitants, ces données serviraient à déterminer les allocations qui leur seraient attribuées au moment où ces derniers deviendraient des exploitants assujettis, s’il y a lieu.

Afin de déterminer quels exploitants seraient assujettis au plafond d’émissions, c’est-à-dire quels exploitants seraient visés par des obligations de remise et seraient admissibles à recevoir des allocations, le projet de règlement appliquerait un seuil. Celui-ci serait évalué sur la base de la production cumulée d’un exploitant pour l’ensemble des activités industrielles visées au lieu d’être à l’échelle de l’installation. Les exploitants font le suivi de la production de leurs installations dans le cadre de leurs pratiques opérationnelles habituelles, mais ne quantifient pas nécessairement les GES émis par les petites installations. Établir le seuil en unités de production à un niveau qui devrait généralement se traduire en des émissions d’environ 10 kilotonnes (kt) d’émissions de GES pour les installations de pétrole léger garantirait une grande couverture des émissions du secteur tout en limitant le fardeau réglementaire pour les plus petites entreprises.

Pour répondre davantage à ces enjeux, le projet de règlement prévoit que plusieurs installations seraient réputées être une seule installation aux fins de conformité lorsque chaque installation partage le même exploitant, se trouve dans la même province et pour laquelle la production de rapports au titre du Programme de déclaration des gaz à effet de serre n’est pas obligatoire. Les installations pour lesquelles la production de rapports au titre du Programme de déclaration des gaz à effet de serre est obligatoire, soit les installations dont les émissions de GES annuelles dépassent 10 kt de CO₂e, seraient traitées comme des installations individuelles dont les exploitants ont des obligations distinctes, tandis que pour les installations réputées, les exploitants ont des obligations regroupées en application du projet de règlement. Cette approche devrait réduire le fardeau administratif associé au projet de règlement.

Approche pour établir le plafond d’émissions et la limite supérieure légale

Le Cadre réglementaire proposait deux valeurs clés. La première valeur est le niveau du plafond d’émissions, qui est équivalant au nombre total d’allocations distribuées par le gouvernement pour une année donnée. La deuxième est la limite supérieure légale, correspondant aux émissions maximales autorisées pour le secteur pour l’année en question, et est constituée du total d’allocations distribuées et de la quantité maximale permise d’autres unités de conformité.

Dans le Cadre réglementaire, il était proposé que la limite supérieure légale pour 2030 soit établie à un niveau qui tient compte de la concrétisation d’ici 2030 de l’ensemble des réductions d’émissions techniquement réalisables prévues pour les sources d’émissions visées pour un niveau de production aligné sur le scénario de carboneutralité du Canada de la Régie de l’énergie du Canada. Il était également proposé dans le Cadre réglementaire que le niveau du plafond d’émissions pour 2030 soit établi à un niveau légèrement inférieur à ce que serait la quantité d’émissions provenant des sources d’émissions visées si les réductions d’émissions techniquement réalisables se concrétisaient d’ici 2030 et que le niveau de production demeurerait à celui de 2019.

Les parties prenantes étaient favorables à une approche claire et transparente pour établir et réviser la trajectoire des plafonds d’émissions après 2030. Les producteurs ont souligné le court échéancier pour parvenir à d’importantes réductions d’ici 2030, et l’importance d’une trajectoire claire et transparente pour atténuer les risques liés à l’investissement. Divers points de vue d’universitaires et d’ONGE ont été communiqués sur la manière dont le plafond d’émissions devrait être déterminé après 2030, mais, en général, l’attente était que le plafond d’émissions devrait s’aligner sur les objectifs de carboneutralité du Canada pour 2050.

Le projet de règlement établirait le plafond d’émissions à 27 % sous les émissions déclarées en 2026 par les exploitants assujettis, ce qui, combiné à l’accès aux mesures de souplesse en matière de conformité, crée une limite supérieure légale qui devrait permettre une certaine croissance de la production, en supposant que le secteur déploie une série de mesures de réduction d’émissions techniquement réalisables au cours de la première période de conformité. Le plafond d’émissions pour la première période de conformité resterait en place pour les périodes de conformité suivantes, jusqu’à ce qu’il y ait une modification au projet de règlement qui établirait un nouveau plafond d’émissions.

Le gouvernement ferait un suivi des développements dans le secteur pétrolier et gazier de manière continue et interviendrait lorsque nécessaire afin de s’assurer que l’ensemble des politiques et des mesures en soutien aux efforts à la décarbonation est représentatif de la réalité.

Le projet de règlement est conçu de manière à prendre en compte les changements à l’égard de la production et des émissions de GES dans un futur proche en établissant le plafond d’émissions en fonction des données déclarées en 2026 plutôt qu’en se référant aux estimations et aux données historiques. Cette approche permettrait le temps nécessaire afin d’établir le niveau de plafond d’émissions exact et de distribuer les allocations avant le début de la première période de conformité en 2030.

Un examen du projet de règlement se terminera dans les cinq ans suivant son entrée en vigueur. Cet examen portera sur la révision des dynamiques du marché mondial, des technologies de décarbonation, des réductions d’émissions techniquement réalisables et de l’accès du secteur à des mécanismes de souplesse en matière de conformité. Cet examen sera également utilisé pour orienter les modifications potentielles au plafond d’émissions pour la période postérieure à 2032.

Approche d’attribution des allocations

Le Cadre réglementaire a proposé l’attribution gratuite d’allocations en fonction d’un niveau de production de référence et d’un taux de distribution gratuite pour une activité ou un produit donné. Il a également proposé que la distribution d’allocations soit effectuée au prorata afin d’éviter que le nombre total d’allocations ne dépasse le plafond d’émissions.

Les provinces, les territoires et les parties prenantes du secteur pétrolier et gazier se sont prononcés contre des normes sectorielles générales, en soulignant que divers facteurs influent sur l’intensité des émissions de la production pétrolière et gazière dans l’ensemble du pays. Les parties prenantes étaient généralement favorables à une approche qui récompense une meilleure intensité des émissions, tandis que certaines étaient préoccupées du fait que les régions dont l’intensité des émissions est plus élevée pour des raisons indépendantes de la volonté des exploitants et qui disposent de moins de possibilités de réduction soient désavantagées. Les parties prenantes ne faisant pas partie de l’industrie pétrolière et gazière ainsi qu’un groupe autochtone se sont prononcées en faveur d’une approche qui reconnaît les pionniers et récompense les exploitants plus performants. Une variété d’approches ont été suggérées de leur part, allant de la prise en compte de l’exposition aux échanges commerciaux à la distribution uniforme d’allocations. La grande majorité des ONGE ont plaidé en faveur de la mise aux enchères des allocations par opposition à leur gratuité. Les ONGE ont recommandé que, si l’approche choisie est d’attribuer gratuitement les allocations, celle-ci reconnaisse les meilleurs rendements en matière d’émissions. Bien que cette mesure ne soit pas proposée dans le projet de règlement, la mise aux enchères des allocations, en totalité ou en partie combinée à l’attribution gratuite d’allocations, pourrait être envisagée lors de l’examen réglementaire, afin d’introduire ce concept pour les périodes de conformité ultérieures.

Le projet de règlement prévoit d’attribuer des allocations aux exploitants assujettis en utilisant les taux de distribution prévus dans une annexe du projet de règlement pour chaque activité industrielle. Les taux de distribution seraient établis par unité de production plutôt que sur la base d’émissions absolues, afin d’encourager les améliorations en matière d’intensité des émissions et de récompenser la production à faible intensité d’émissions pour une activité donnée. Les taux de distribution seraient établis à partir des estimations de l’intensité des émissions de 2019 pour chaque activité, le même pourcentage de réduction étant appliqué à toutes les activités. La limite supérieure légale a été établie avec une attention particulière afin que la réduction globale requise soit techniquement réalisable en supposant que la production augmente conformément aux prévisions sur la carboneutralité du Canada, avec des niveaux différents de réductions dans divers sous-secteurs.

En attribuant des allocations selon un taux uniforme, plutôt que sur la base d’estimations des réductions d’émissions techniquement réalisables à l’échelle des sous-secteurs et de la situation géographique, la conception du plafond d’émissions encourage les sous-secteurs à réduire les émissions de la manière la plus efficace sur le plan économique, tout en garantissant que les réductions globales requises pour respecter la limite supérieure légale sont techniquement réalisables. Le pourcentage de réduction qui serait appliqué constitue une estimation des réductions nécessaires du secteur pour atteindre le plafond d’émissions proposé, compte tenu des hypothèses relatives à l’augmentation de la production. Les taux seraient appliqués à une moyenne de la production historique pondérée sur trois ans de l’installation. Cette approche permettrait d’améliorer la transparence à l’égard des niveaux d’allocations prévus, de favoriser la certitude et de garantir que les exploitants connaissent la quantité d’allocations gratuites qu’ils se verraient attribuer avant chaque année, tout en offrant un avantage relatif aux exploitants qui agissent rapidement. Les allocations gratuites seraient attribuées au prorata afin que le nombre d’allocations octroyées soit égal au plafond des émissions.

Accès à la souplesse en matière de conformité

En plus de l’échange d’allocations, des périodes de conformité pluriannuelles et de la mise en réserve de crédits, le Cadre réglementaire proposait aussi que les exploitants assujettis aient l’option de remettre des crédits compensatoires nationaux ou de verser une contribution à un programme de décarbonation afin de couvrir une portion limitée de leurs émissions de GES.

Les provinces, les territoires et les parties prenantes de l’industrie pétrolière et gazière ont largement soutenu une approche qui prévoit des mesures de souplesse en matière de conformité, en demandant que l’accès à celles-ci soit maintenu ou amélioré au fil du temps. Plusieurs commentaires exprimaient un certain scepticisme quant à la disponibilité d’un nombre suffisant de crédits compensatoires d’ici 2030, et certains suggéraient qu’il serait nécessaire d’augmenter le nombre de crédits compensatoires reconnus comme admissibles pour répondre à la demande. Un groupe autochtone a indiqué qu’il préférait des réductions au sein du secteur pour conserver l’avantage connexe de réduction de la pollution atmosphérique. De façon générale, les ONGE ont fait valoir que les mesures de souplesse en matière de conformité devraient être supprimées ou réduites au minimum, puis éliminées progressivement de manière intensive.

Les mécanismes de souplesse en matière de conformité peuvent jouer un rôle important dans les systèmes de plafonnement et d’échange. La mise en œuvre des principales solutions de décarbonation pour le secteur, y compris le CUSC, nécessite beaucoup de temps. Les mécanismes de souplesse en matière de conformité offrent aux exploitants plus de temps afin d’optimiser leurs investissements à l’égard de la réduction des émissions de GES. Ils peuvent également améliorer la certitude quant aux coûts, et l’utilisation de crédits compensatoires nationaux robustes peut permettre de rencontrer un plafond d’émissions plus ambitieux en encourageant des réductions d’émissions hors secteur qui n’auraient pas eu lieu autrement. Le projet de règlement autoriserait les exploitants assujettis à utiliser les mécanismes de souplesse en matière de conformité jusqu’à une limite globale de 20 % de leurs GES attribués de leurs installations. Les mesures de souplesse en matière de conformité incluent le versement de contributions au programme de décarbonation jusqu’à un maximum de 10 % des GES attribués et l’utilisation de crédits compensatoires allant jusqu’à 20 % de la limite globale.

Lorsqu’un exploitant prend des mesures de réduction des émissions de GES à l’intérieur du secteur dans une installation qui est assujettie à la fois par le projet de règlement et par un système de tarification du carbone, cette réduction des émissions pourrait contribuer à réduire l’obligation de conformité de l’exploitant au titre des deux systèmes. Afin de traiter l’utilisation des crédits compensatoires de manière semblable, le projet de règlement permettrait, lorsqu’autorisé par les systèmes de tarification du carbone fédéral ou provinciaux, que les crédits compensatoires nationaux admissibles utilisés pour satisfaire à une obligation concordante au titre d’un système de tarification du carbone soient reconnus pour les obligations prévues par le projet de règlement. Cela serait permis à condition que les crédits compensent les émissions du même exploitant, dans la même province ou le même territoire, pour une année comprise dans la période de conformité, et que les obligations couvrent les mêmes activités.

Utilisation des contributions versées au programme de décarbonation

Le Cadre réglementaire proposait que les contributions versées au programme de décarbonation soient utilisées afin de soutenir la décarbonation du secteur pétrolier et gazier et de contribuer à réduire les émissions des installations qui reçoivent du financement.

Les parties prenantes de l’industrie pétrolière et gazière se sont montrées favorables à ce que les contributions versées au programme de décarbonation soient remises au secteur. Les organisations autochtones avaient des opinions variées sur la manière dont les contributions versées au programme de décarbonation devraient être utilisées, y compris pour le soutien aux réductions dans le secteur, l’énergie renouvelable, l’abandon des combustibles fossiles et le financement pour des projets liés à la réduction et aux retraits de GES entrepris par des groupes autochtones. Les ONGE ont suggéré, quant à eux, des utilisations variant du soutien pour la transition énergétique du secteur à l’atténuation des répercussions des changements climatiques au sein des communautés.

Le projet de règlement précise que les contributions versées au programme de décarbonation soutiendraient la réduction des émissions de GES dans le secteur pétrolier et gazier au Canada.

En réponse au Cadre réglementaire, des groupes autochtones ont suggéré que les contributions versées au programme de décarbonation servent à éliminer progressivement les combustibles fossiles ou à financer les groupes autochtones qui ont des solutions novatrices de réduction des émissions. L’industrie était généralement favorable à ce que les contributions versées soient directement retournées au secteur pétrolier et gazier pour soutenir la décarbonation. Certains membres de l’industrie demandaient à ce que ces contributions leur soient retournées directement, avec comme exigence qu’elles soient utilisées à des fins de décarbonation. Les ONGE se sont prononcées défavorables à l’égard du programme de décarbonation, mais, s’il était mis en œuvre, elles seraient généralement favorables à ce que les revenus soient affectés à la transition énergétique et à l’atténuation des impacts climatiques dans les collectivités. Quelques ONGE ont également indiqué qu’elles n’étaient pas favorables à ce que les contributions soient consacrées aux projets de CUSC.

Le Ministère a pris en considération les suggestions des parties prenantes à l’égard de l’utilisation des contributions versées, et a établi que les contributions seraient utilisées afin de soutenir la décarbonation du secteur pétrolier et gazier de manière à s’harmoniser aux objectifs de la politique.

Le gouvernement continuera de collaborer avec les parties prenantes sur l’approche d’administration du programme de décarbonation.

Utilisation de résultats d’atténuation transférés à l’échelle internationale

L’article 6 de l’Accord de Paris reconnaît la coopération éventuelle entre les pays dans la mise en œuvre de leurs objectifs climatiques afin de permettre des ambitions plus élevées que celles qu’ils pourraient atteindre par eux-mêmes. Les résultats d’atténuation transférés à l’échelle internationale (les RATI) sont des écritures comptables qui reflètent une quantité d’atténuation de GES, soit par réduction ou retrait d’émissions de GES qui a lieu dans un pays et qui est volontairement autorisée et transférée pour être utilisée pour atteindre un objectif climatique d’un autre pays ou d’un autre objectif d’atténuation international. Le Cadre réglementaire indiquait que le Ministère envisageait de permettre l’utilisation des RATI, sous la forme de crédits compensatoires, comme option de souplesse en matière de conformité pour une partie des émissions qui pourrait être couverte par des crédits compensatoires nationaux.

Dans l’ensemble, l’industrie était généralement favorable à une augmentation de l’accès aux mesures de souplesse en matière de conformité. Les commentaires préconisaient de favoriser les crédits compensatoires nationaux plutôt que les RATI, et exprimaient un scepticisme général quant à l’offre de RATI d’ici 2030 étant donné le niveau de développement des règles internationales et de l’infrastructure nécessaire au soutien de ce marché en développement et les autres sources potentielles de demande dans le marché. Les groupes autochtones ont exprimé peu d’appui relativement à l’utilisation des RATI, tout en démontrant, de façon générale, une préférence pour l’utilisation de crédits compensatoires nationaux qui contribuent directement à la réduction de la pollution atmosphérique au Canada.

Le projet de règlement ne permettrait pas l’utilisation des RATI comme option de conformité, mais le Ministère a l’intention de poursuivre les consultations sur cette question. De plus, les RATI pourraient faire partie des options de conformité dans la version finale du règlement. Les enjeux à prendre en considération avant de finaliser le projet de règlement comprennent l’accès aux RATI et les limites d’utilisation à imposer, les critères d’admissibilité ainsi que les politiques et infrastructures nécessaires.

Traitement des émissions provenant de la production d’électricité

Le Cadre réglementaire proposait que les installations soient responsables des émissions de GES résultant de la consommation d’électricité, que l’électricité soit produite à l’installation ou provenant d’un tiers. La plupart des provinces et des parties prenantes de l’industrie pétrolière et gazière n’étaient pas favorables à la couverture des émissions provenant de la production d’électricité, avançant que l’intensité des émissions de la production d’électricité fournie à l’installation échappe au contrôle des producteurs, ce qui désavantage les exploitants situés dans les provinces où la production d’électricité utilise des combustibles fossiles à forte intensité d’émissions. Elles soutiennent également que viser les émissions d’électricité dans le cadre du plafond d’émissions consisterait en un dédoublement par rapport aux instruments existants ou proposés. Les parties prenantes ont également fait valoir que la couverture des émissions provenant de la production d’électricité découragerait l’électrification des activités et le déploiement de technologies de captage du carbone. Bien que les ONGE et d’autres parties prenantes aient plaidé en faveur d’une harmonisation entre les systèmes, les ONGE ont presque unanimement soutenu l’inclusion des émissions provenant de la production d’électricité dans le projet de règlement.

Le Ministère souligne que plusieurs autres mesures fédérales existantes ou proposées offrent des incitatifs ou exigent déjà des réductions d’émissions provenant de la production d’électricité, notamment la tarification du carbone, le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon et le projet de Règlement sur l’électricité propre. Par conséquent, les émissions provenant de l’électricité produite, qu’elle soit utilisée sur place ou acheminée pour être utilisée ailleurs, ainsi que les émissions associées à l’électricité fournie à l’installation, seraient exclues des émissions attribuées d’un exploitant au titre du projet de règlement.

Traitement des autres émissions indirectes

Il était également proposé dans le Cadre réglementaire que les installations soient responsables des émissions de GES résultant de la consommation d’énergie thermique et d’hydrogène produits directement par l’installation ou provenant d’un tiers.

Certaines parties prenantes de l’industrie et des ONGE ont exprimé leur soutien quant à l’inclusion des émissions de GES associées à d’autres émissions indirectes.

Au titre du projet de règlement, les exploitants assujettis seraient responsables des émissions attribuées à l’énergie thermique et à l’hydrogène consommés (produits sur place ou fournis à l’installation), mais ne seraient pas responsables des émissions attribuées à la production d’énergie thermique ou d’hydrogène qui seraient acheminés ailleurs. Cette approche limite le champ d’application du projet de règlement aux seules émissions associées à la production de pétrole et de gaz, tout en empêchant le transfert de ces émissions hors du plafond d’émissions.

Approche concernant les nouvelles installations

Le Cadre réglementaire proposait que toutes les nouvelles installations aient à s’enregistrer avant d’émettre des GES résultant d’une activité industrielle visée. Il y était aussi indiqué que le Ministère envisageait de reporter le début de la première période de conformité jusqu’à ce que la nouvelle installation atteigne une proportion établie de sa capacité de conception, ou deux ans après avoir produit pour la première fois un produit, selon la première de ces éventualités. Les provinces, les territoires et les parties prenantes de l’industrie craignent que le plafond d’émissions ne crée des obstacles pour les nouveaux exploitants et ont exprimé leur soutien à l’égard d’un report des obligations de conformité et à une réserve d’allocations pour les nouvelles installations. Les ONGE n’étaient pas favorables à un report des obligations de conformité pour les nouveaux exploitants. Une ONGE et un universitaire ont recommandé une réserve répartie à partir d’allocations actuellement proposées.

Le projet de règlement a pour objectif de limiter les obstacles réglementaires à l’accès. Au titre du projet de règlement, les exploitants de nouvelles grandes installations, soit celles qui projettent d’émettre 10 kt de CO₂e ou plus annuellement, seraient tenus de produire des rapports pendant les quatre premières années civiles d’exploitation, mais l’obligation de remettre des unités de conformité correspondant à leurs émissions ne s’appliquerait qu’à partir de la cinquième année civile suivant l’année marquant le début de l’exploitation. Les nouvelles installations dont les émissions sont inférieures à 10 kt de CO₂e annuellement exploitées par des exploitants qui exploitent déjà une installation réputée feraient partie de l’installation réputée pour les obligations à l’égard de la production de rapports et de remises, dans le cas d’un exploitant assujetti, dès la mise en service de la nouvelle installation. Cette façon de faire simplifierait l’administration et tiendrait compte de la rapidité des changements de composition pouvant survenir lors de l’extraction de pétrole et de gaz classique.

Obligations relatives aux traités modernes et mobilisation des Autochtones

Comme l’exige la Directive du Cabinet sur l’approche fédérale pour la mise en œuvre des traités modernes, une évaluation des répercussions sur les traités modernes a été effectuée dans le cadre du projet de règlement. L’évaluation visait la portée géographique et l’objet du projet de règlement par rapport aux traités modernes en vigueur. L’évaluation n’a relevé aucune obligation relative aux traités modernes.

L’article 5 de la Loi sur la Déclaration des Nations Unies sur les droits des peuples autochtones (LDNUDPA) impose l’obligation légale de prendre, en consultation et en collaboration avec les peuples autochtones, toutes les mesures nécessaires pour garantir que les lois fédérales existantes et nouvelles (lois et règlements) sont conformes à la Déclaration des Nations Unies sur les droits des Peuples autochtones. Le gouvernement du Canada a adopté une approche de mobilisation basée sur les distinctions, notamment en menant des activités de sensibilisation et en facilitant la mobilisation bilatérale et multilatérale avec les organisations autochtones nationales et régionales, les Premières Nations, les Métis et les titulaires de droits issus de traités modernes, ou leurs représentants.

Bien que les perspectives et les commentaires des peuples autochtones au sujet du système de plafonnement des émissions du secteur pétrolier et gazier aient été variés, une priorité commune a été soulevée tout au long de la mobilisation, soit de prendre des mesures pour lutter contre les répercussions négatives des changements climatiques en soulignant la nécessité de travailler en partenariat respectueux avec les peuples autochtones pour atteindre ces objectifs.

Dans le cadre de réunions et de transmissions officielles de commentaires, le Ministère a examiné les préoccupations concernant les répercussions du projet de règlement sur les peuples autochtones, notamment l’augmentation des prix de l’énergie et la réduction de la sécurité énergétique; la diminution des revenus et des redevances liées à des projets; les répercussions négatives sur l’emploi, les entreprises et les communautés; l’incertitude accrue due à la superposition de politiques et la suppression de possibilités de participation des Autochtones aux projets d’exploitation des ressources naturelles. Le Ministère relève que le projet de règlement n’interdirait pas l’exploration ni l’exploitation de nouvelles ressources pétrolières et gazières et comprendrait des dispositions visant à limiter les obstacles pour les nouveaux ou petits exploitants, y compris à l’égard de ceux qui exploitent une installation principalement pour leur propre usage dans des régions éloignées.

Les parties autochtones ont exprimé le souhait de continuer à être consultés et ont souligné que la capacité de mobilisation demeure un problème persistant. En 2022, RNCan a reçu deux demandes de financement de participants, qui ont été approuvées. RNCan a avisé les groupes concernés en juillet 2022. Certaines parties autochtones ont également exprimé leur mécontentement quant à la portée de la mobilisation, certains estimant qu’il s’agit d’une violation de la LDNUDPA. Le Ministère demeure engagé à mettre en œuvre une mobilisation suivie et continuera à réévaluer les répercussions potentielles sur les peuples autochtones en coopérant et en consultant les parties autochtones intéressées tout au long du processus d’élaboration réglementaire. Le Ministère encourage les parties autochtones à fournir des commentaires sur le projet de règlement, qui serviront à orienter les décisions relatives au règlement définitif.

Choix de l’instrument

Une série d’options de politiques visant la réduction des émissions de GES du secteur pétrolier et gazier ont été identifiées. L’évaluation du choix de l’instrument ciblait les approches susceptibles de réduire efficacement les émissions du secteur pétrolier et gazier. Trois approches ont été envisagées : le maintien du statu quo, la modification de l’approche actuelle de tarification du carbone et la mise en place d’un système réglementé de plafonnement et d’échange pour les émissions.

Le maintien du statu quo n’a pas été considéré comme une approche viable, car cela ne permettrait pas une réduction des émissions de GES dans le secteur pétrolier et gazier au rythme et à l’échelle nécessaires à l’atteinte de la carboneutralité d’ici 2050. Plusieurs mesures réglementaires et de soutien fédérales et provinciales visant à réduire les émissions du secteur pétrolier et gazier sont en place ou en cours d’élaboration. Ces mesures comprennent notamment le projet de règlement sur le méthane, des systèmes fédéral et provinciaux de tarification du carbone et le Règlement sur les combustibles propres. Sans un plafond sur les émissions pour le secteur pétrolier et gazier, ces mesures existantes et proposées ne fourniraient pas suffisamment de certitude que le secteur pétrolier et gazier fera sa part pour permettre au Canada de respecter tous ses engagements internationaux en matière de réduction des émissions de GES. Pour ces raisons, le maintien du statu quo n’a pas été retenu.

Comme indiqué plus haut, le gouvernement du Canada a publié en juillet 2022 un document de travail comparant deux approches réglementaires pour plafonner les émissions : modifier l’approche actuelle de tarification du carbone ou établir un nouveau système de plafonnement et d’échange pour les émissions. La modification des systèmes actuels de tarification du carbone s’appuierait sur l’approche fédérale existante de tarification du carbone en définissant par politique la trajectoire du plafond d’émissions, et en modifiant les normes nationales minimales du modèle fédéral pour la tarification de la pollution par le carbone afin d’inciter le secteur pétrolier et gazier à réaliser des réductions supplémentaires, conformément à la trajectoire du plafond d’émissions. Dans les systèmes de tarification fondés sur le rendement pour l’industrie qui s’appliquent dans toutes les grandes provinces productrices de pétrole et de gaz au Canada, les installations ont une capacité illimitée à se conformer en payant pour les émissions excédentaires. Bien que les systèmes de tarification fondés sur le rendement pour l’industrie fournissent une mesure incitative à réduire les émissions, ils ne garantissent pas une diminution des émissions de GES du secteur pétrolier et gazier.

Il est proposé d’élaborer et de mettre en œuvre un plafond national des émissions grâce au projet de règlement pris en application de la LCPE. Chaque année, des allocations seraient émises pour chaque tonne d’émissions de GES autorisées conformément au plafond d’émissions. Au fil des modifications réglementaires futures, le plafond d’émissions devrait diminuer pour atteindre la carboneutralité d’ici 2050. De plus, s’agissant d’un instrument neutre sur le plan technologique, il fournit une plus grande certitude que les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier diminueront. Compte tenu de ces facteurs, le système de plafonnement et d’échange pour les émissions est jugé comme étant la meilleure approche stratégique.

Analyse de la réglementation

Après la publication du Cadre réglementaire, le Ministère a entrepris un processus analytique pour déterminer le plafond d’émissions et la souplesse autorisée en matière de conformité pour le projet de règlement. Ce dernier a également entrepris une analyse économique des coûts et avantages attendus, comme il est décrit ci-après.

Les principaux éléments de la conception réglementaire

Le plafond d’émissions estimé, correspondant au nombre total d’allocations distribuées, et l’utilisation maximale de mécanismes de souplesse en matière de conformité, qui, ensemble, constituent la limite supérieure légale, se traduisent en une analyse ascendante du niveau d’émissions qui pourrait être atteint si des réductions d’émissions techniquement réalisables étaient concrétisées pour une production déterminée prévue. La quantité de réductions d’émissions techniquement réalisables a été estimée d’après une évaluation des technologies de réduction des émissions pouvant être déployées dans les activités de production en amont et de GNL du secteur pétrolier et gazier (le secteur) d’ici 2030 à 2032. Cette estimation a été réalisée en tenant compte de la disponibilité des technologies, des équipements et de la main-d’œuvre, ainsi que des délais pour l’obtention de permis et d’approbations. Les risques que toutes les réductions techniquement réalisables ne puissent pas être concrétisées à temps pour la première période de conformité ont également été évalués. Les estimations ont été étayées par des données provenant de l’industrie et d’autres parties intéressées. Pour produire les estimations ascendantes pour le plafond d’émissions et la limite supérieure légale, un niveau d’émissions de référence ascendant prudent a été estimé pour 2030 à 2032 en supposant que l’intensité des émissions en 2019 (données disponibles pour la dernière année précédant la pandémie) reste constante pour un niveau de production donné. Les estimations de la quantité de réduction des émissions techniquement réalisables ont ensuite été soustraites du niveau d’émissions de GES obtenu.

La limite supérieure légale

La limite supérieure légale a été conçue de façon à tenir compte de l’engagement du Canada pour atteindre la carboneutralité d’ici 2050. Les prévisions de la production utilisées pour établir la limite supérieure légale pour 2030 à 2032 sont fondées sur le scénario de carboneutralité du Canada de la Régie de l’énergie du Canada, tiré du rapport Avenir énergétique du Canada en 2023. Le scénario de carboneutralité du Canada est un scénario dans lequel le Canada et les autres parties à l’Accord de Paris atteignent leurs objectifs intérimaires et de carboneutralité. Ce scénario suppose que le secteur pétrolier et gazier du Canada augmenterait sa production jusqu’en 2030.

La limite supérieure légale a donc été établie à un niveau compatible avec un scénario selon lequel les réductions d’émissions techniquement réalisables se concrétisent d’ici 2030 à 2032 pour les sources visées avec un ajustement pour tenir compte du risque que toutes les réductions techniquement réalisables ne soient pas concrétisées d’ici là, et pour des niveaux de production qui correspondraient au scénario de carboneutralité du Canada. Cela s’est traduit par une limite supérieure légale de 19 % inférieure aux niveaux de 2019.

Plafond d’émissions

Le plafond d’émissions tient le secteur responsable de l’augmentation des émissions de GES au-delà des niveaux de 2019, soit la dernière année précédant la pandémie avant que le gouvernement du Canada s’engage à plafonner et à réduire les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier. Ce dernier a été établi de manière que le secteur ait la possibilité d’utiliser un mécanisme de souplesse en matière de conformité pour un maximum de 20 % de ses émissions, ce qui serait équivalent à un niveau du plafond d’émissions de 35 % sous les niveaux de 2019. Cela correspond à un plafond d’émissions qui se situe à un niveau légèrement inférieur à ce que seraient les émissions dans un scénario où les réductions d’émissions techniquement réalisables se concrétisent pour les sources visées et où les niveaux de production de 2019 devraient rester constants au cours de la période de 2030 à 2032.

Afin d’établir dans le projet de règlement le niveau du plafond d’émissions, les réductions équivalentes relatives à l’année 2026 ont été estimées. Cette approche permet de s’assurer que le plafond d’émissions et la distribution des allocations pour la première période de conformité de 2030 à 2032 refléteraient les renseignements mis à jour sur la production et les émissions et seraient établis à partir des données sur les émissions de gaz à effet de serre qui ont été quantifiées conformément aux méthodes requises au titre du projet de règlement. Basé sur une projection des émissions de 2026, on estime qu’une réduction de 35 % des émissions par rapport aux niveaux de 2019 équivaudrait à une réduction de 27 % par rapport au niveau de 2026. Les données sur les émissions de 2026 utilisées dans ce calcul correspondent à la valeur des émissions de 2026 selon les projections d’émissions les plus récentes du Canada. Le niveau du plafond d’émissions en mégatonne (Mt) serait annoncé vers la fin de l’année 2027 après que toutes les données sur les émissions de 2026 auront été reçues et analysées.

La limite supérieure légale n’est pas codifiée dans le projet de règlement. Au contraire, la combinaison du plafond d’émissions et l’accès de 20 % à la souplesse en matière de conformité constituent une limite supérieure légale pour les émissions.

Taux de distribution

L’attribution des allocations serait fondée sur les taux de distribution prévus dans la partie 1 de l’annexe 1 du projet de règlement et serait établie en fonction d’une analyse spécifique aux installations en utilisant les données de 2019, qui constituent l’ensemble de données les plus récentes et les plus complètes disponibles. Les données utilisées pour établir les taux de distribution ont été prélevées à partir des données spécifiques aux installations déclarées dans le cadre du Programme de déclaration des gaz à effet de serre et des analyses ministérielles fondées sur des données publiques disponibles. Les taux pour l’ensemble des activités industrielles sont établis à 45 % sous l’intensité des émissions de 2019, ce qui constitue une estimation des allocations qui seraient attribuées pour chaque année de la première période de conformité. Cette estimation tient compte du plafond d’émissions et de la croissance de la production par rapport aux niveaux de 2019 en fonction des prévisions sur la carboneutralité du Canada. Si l’intensité des émissions ou le niveau de production sont plus élevés ou plus faibles que prévu, les allocations seraient attribuées au prorata, à la hausse ou à la baisse, afin que, chaque année, le nombre d’allocations soit égal au plafond d’émissions.

Résumé de l’analyse coûts-avantages (ACA)

Le Ministère a adopté une approche ascendante pour établir le plafond d’émissions et la limite supérieure légale, comme décrit ci-dessus. Cette approche ascendante offre un degré élevé de confiance dans le fait que les réductions d’émissions requises de la part du secteur seraient techniquement réalisables, en supposant que la production augmente conformément aux prévisions sur la carboneutralité au Canada et que des mécanismes de souplesses en matière de conformité sont disponibles.

Afin de fournir une estimation monétarisée des répercussions du projet de règlement, le Ministère a utilisé une analyse coûts-avantages standard, dans le cadre de laquelle les coûts et avantages du projet de règlement sont évalués par rapport à une prévision de référence des émissions et de la croissance économique (c’est-à-dire une prévision sans le projet de règlement). Cela signifie que les coûts et les avantages des politiques incluses dans le scénario de référence, comme le projet de règlement sur le méthane et les activités de réduction des émissions du secteur qui découlent de ces politiques, par exemple le CUSC, ne sont pas inclus dans les répercussions présentées dans la présente analyse. L’analyse des répercussions est effectuée à l’aide d’un modèle économique ministériel, tel que décrit dans la section « Cadre d’analyse pour l’ACA » ci-dessous.

Le scénario de référence utilise le scénario de référence ministériel le plus récent qui est basé sur les prévisions de production du scénario de mesures actuelles de la Régie de l’énergie du Canada et suppose que les politiques et les mesures existantes sont en place, comme la tarification du carbone, tout comme le projet de règlement sur le méthane à venir.

Cette analyse coûts-avantages monétarise un sous-ensemble des avantages totaux pour l’environnement du projet de règlement, sous la forme de réductions d’émissions de GES. Cet avantage est estimé à l’aide du coût social du carbone du gouvernement du Canada, qui se veut une estimation complète des dommages attribués aux changements climatiques causés par chaque tonne d’émissions de GES. Le coût social du carbone prend en compte les changements associés à la productivité agricole, les répercussions négatives sur la santé humaine, les dommages à la propriété causés par l’augmentation des risques d’inondation et l’augmentation des coûts des systèmes énergétiques. Chaque tonne de GES (en CO₂e) évitée apporte un avantage sous la forme du coût social du carbone évité.

Au cours de la période couverte par la présente analyse, soit de 2025 à 2032, on estime que le projet de règlement entraînerait des réductions cumulées supplémentaires des émissions de GES (c’est-à-dire au-delà des politiques et des mesures actuelles, y compris le projet de règlement sur le méthane) de 13,4 Mt. La valeur de ces réductions est estimée à 4 milliards de dollars en dommages causés par les changements climatiques évités à l’échelle mondiale. On estime également que le projet de règlement devrait avoir aussi des répercussions différentielles sur l’économie, qui sont évaluées à 3,3 milliards de dollars, en plus des coûts administratifs pour l’industrie et le gouvernement du Canada qui sont estimés à 219 millions de dollars. Ainsi, le projet de règlement entraînerait des avantages nets de 428 millions de dollars.

L’analyse ne contient pas un inventaire complet de toutes les répercussions du projet de règlement. Elle ne tient pas compte des avantages découlant de la réduction de la pollution atmosphérique. Les répercussions d’un ordre plus élevé relatives aux emplois et à l’activité économique associés aux investissements après 2032 dans les projets de CUSC et d’autres activités de décarbonation majeures visant à réduire les émissions du secteur sont en dehors du cadre de l’analyse. Elle ne considère pas pleinement la stimulation des nouvelles industries à faibles émissions de carbone, comme l’hydrogène, ni les avantages à plus long terme sur la compétitivité d’un secteur pétrolier et gazier canadien décarboné dans un monde qui respecterait les engagements existants dans le cadre de l’Accord de Paris.

Les coûts d’une ACA sont les coûts monétarisés d’un règlement pour les Canadiens par rapport à un scénario de référence. Autant dans le scénario de référence que dans le scénario réglementaire, la production canadienne de pétrole et de gaz devrait augmenter entre 2019 et 2030 : d’environ 17 % dans le scénario de référence et de presque autant (environ 16 %) dans le scénario réglementaire. Les coûts estimés du projet de règlement tiennent compte de la différence entre ces deux projections.

Le modèle utilisé pour cette ACA présume que ces coûts sont assumés par les Canadiens. Cette approche s’explique par le fait que le modèle a pour hypothèse que les ménages canadiens sont propriétaires des moyens de production. En d’autres mots, les ménages canadiens fournissent non seulement la main-d’œuvre, mais ils sont également propriétaires des immobilisations utilisées pour la production en tant que participants dans les entreprises qui produisent des biens et des services. En réalité, bien qu’il s’agisse d’une hypothèse normale dans la théorie et la modélisation économiques, plusieurs compagnies pétrolières et gazières canadiennes sont des multinationales. C’est pourquoi les coûts pour les Canadiens peuvent être surestimés si l’on présume que tous les coûts associés aux profits perdus sont assumés par les ménages canadiens plutôt qu’absorbés par des entreprises multinationales et leurs actionnaires.

Cadre d’analyse pour l’ACA

Pour estimer la valeur sociale du projet de règlement, une analyse coûts-avantages a été réalisée afin de tenir compte des répercussions sur les émissions de GES et sur l’économie canadienne par rapport au scénario de référence de cette analyse, tout en considérant également les coûts administratifs pour l’industrie et le gouvernement. Ces répercussions ont été analysées sur une période de 7,5 ans, soit de la mi-année 2025 à la fin de 2032, période pendant laquelle les exploitants seraient tenus de s’enregistrer, soit vers la seconde moitié de 2025, jusqu’à la fin de la première période de conformité en 2032. Les coûts en capital sont annualisés sur la durée de vie attendue, et présentés ici à titre de coûts annualisés, de la même façon que les coûts d’exploitation et les réductions annuelles de GES prévues pour la période 2030 à 2032 sont présentés. Par conséquent, l’analyse sous-estime les coûts et avantages totaux sur la durée de vie attribuables aux actions prises au cours de la première période de conformité. Cependant, cette approche fournit une perspective équilibrée des coûts et avantages proportionnels de la conformité. Bien que le projet de règlement établirait le plafond d’émissions indéfiniment au-delà de la première période de conformité, l’intention stratégique est d’examiner la trajectoire du plafond d’émissions pour les futures périodes de conformité dans les cinq ans suivant l’entrée en vigueur du projet de règlement afin de s’assurer que le secteur reste sur la voie de la carboneutralité d’ici 2050. Les répercussions économiques du changement du niveau du plafond d’émissions pour les périodes de conformité futures seraient évaluées à ce moment-là.

Le modèle d’équilibre général calculable multirégional et multisectoriel du Ministère (EC-Pro) de l’économie canadienne a été utilisé pour analyser les répercussions différentielles de la proposition avec le scénario de référence. Ce cadre de modélisation est différent du modèle des systèmes énergétiques utilisé pour produire le scénario de référence ministériel. En raison de la différence entre les cadres de modélisation, les projections utilisées dans cette analyse peuvent varier légèrement par rapport au scénario de référence ministériel de 2023 (Réf23)^{référence 2}. De plus amples renseignements sur le modèle EC-Pro sont disponibles sous la section « Modélisation » ci-dessous.

La valeur associée aux réductions des émissions de GES est calculée à l’aide du coût social des émissions de GES du Ministère. Tous les montants sont présentés en dollars canadiens de 2023 et actualisés au taux de 2 % par an (jusqu’en 2025) lorsqu’ils sont présentés sous forme de valeur actualisée. Il s’agit du taux d’actualisation Ramsey à court terme actuellement utilisé par le gouvernement du Canada pour monétariser les réductions des émissions de GES. De plus amples renseignements sur cette approche sont présentés dans la section « Avantages ».

Scénario de référence

Le scénario de référence est une projection reposant sur le Réf23 modifié. Celui-ci comprend des politiques et des mesures fédérales, provinciales et territoriales qui étaient en vigueur en août 2023, dont la tarification du carbone, le Règlement sur les combustibles propres et les crédits d’impôt à l’investissement. En outre, le Réf23 a été modifié pour inclure le projet de règlement sur le méthane qui vise à réduire d’au moins 75 % les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier d’ici 2030 par rapport aux niveaux de 2012. Les prévisions des prix du pétrole et du gaz naturel dans le Réf23 sont tirées du scénario des mesures actuelles de 2023 de la Régie de l’énergie du Canada, publiées dans le rapport Avenir énergétique du Canada en 2023. Le modèle prévoit que, dans ce scénario, la production pétrolière et gazière du Canada augmentera de 17 % entre 2019 et 2030, et que, selon les estimations, les dépenses de main-d’œuvre dans l’économie augmenteront de 18 % et le PIB du Canada augmentera de 20 %, pendant la même période.

Il est prévu que les intensités d’émissions de l’industrie pétrolière et gazière diminuent au fil du temps dans le scénario de référence. Ces améliorations en intensité des émissions seraient attribuables à la conformité de l’industrie envers les mesures et les obligations réglementaires actuellement en vigueur, au projet de règlement sur le méthane, ainsi qu’à d’autres améliorations continues de l’efficacité industrielle. Ces améliorations prévues entraîneraient une diminution des émissions de GES au cours de la période analysée. Ces améliorations en intensité des émissions devraient être en partie attribuables au déploiement de diverses technologies de réduction des émissions, notamment des technologies de réduction du méthane, à l’utilisation accrue de solvants et du CUSC ainsi qu’à une utilisation accrue de l’hydrogène en tant que source d’énergie à faibles émissions de carbone. La moyenne des émissions annuelles de référence du secteur est estimée à 134 Mt de CO₂e au cours de la première période de conformité de 2030 à 2032. Autrement dit, d’ici la période de 2030 à 2032, il est estimé que le secteur réduira ses émissions de 22 % par rapport au niveau de 2019 en l’absence du projet de règlement.

Scénario réglementaire

Le scénario réglementaire s’appuie sur le scénario de référence, et suppose que le projet de règlement est mis en œuvre.

Le projet de règlement établirait un plafond d’émissions pour l’ensemble du secteur pour les émissions visées à 27 % sous les émissions déclarées pour 2026. Dans le scénario de référence, les émissions de 2026 seraient estimées à 156,6 Mt, ce qui entraînerait un plafond d’émissions modélisé de 114 Mt. Dans le modèle, chaque année de 2030 à 2032, un nombre d’allocations équivalent au plafond d’émissions est attribué aux sous-secteurs en fonction des intensités d’émissions de 2019 et des prévisions sur la production en cours d’année pour une année donnée. Les données nationales historiques sur les intensités d’émissions utilisées dans la modélisation ont été calculées et appliquées de manière agrégée et compatible avec l’agrégation des taux de distribution prévus dans le projet de règlement.

Les exploitants assujettis seraient tenus de remettre une unité de conformité admissible pour chaque tonne d’émissions de GES. Les unités de conformité seraient des allocations, des unités de décarbonation (pouvant couvrir jusqu’à 10 % de l’obligation de remise d’un exploitant assujetti), et des crédits compensatoires canadiens (pouvant couvrir quant à eux jusqu’à 20 % de l’obligation de remise d’un exploitant assujetti). La mesure dans laquelle les crédits compensatoires seraient utilisés dépendrait de leur prix, qui est incertain à ce stade-ci. Les crédits compensatoires n’ont alors pas été modélisés en tant qu’option de conformité dans le scénario central. Toutefois, il est prévu qu’il y ait des crédits compensatoires disponibles et qu’ils soient utilisés. Leur utilisation et leurs répercussions potentielles sur les émissions et la production par rapport au scénario central sont abordées dans la section « Analyse de sensibilité ».

En plus des allocations, le modèle suppose que les unités de conformités admissibles comprennent les unités de décarbonation disponibles à un coût supplémentaire de 50 $ par tonne (c’est-à-dire en plus de leur prix dans les systèmes de tarification du carbone) jusqu’à un maximum de 13 millions d’unités de décarbonation par an pour tous les secteurs assujettis, ce qui représente environ 10 % de la moyenne des émissions de référence au cours de la période d’analyse. L’analyse suppose que les sous-secteurs disposant d’allocations excédentaires peuvent les échanger avec les sous-secteurs qui en ont besoin, que les obligations de remise découlant du plafond d’émissions sont respectées chaque année au cours de l’année dans laquelle les obligations sont créées, et qu’il n’y a pas de mise en réserve des allocations. La figure 1 ci-dessous présente la moyenne des émissions annuelles de référence pour la période de 2030 à 2032, soit 134 Mt, ainsi que le niveau du plafond d’émissions modélisé, la limite supérieure modélisée des émissions et la limite supérieure légale modélisée. Comme il a été mentionné ci-haut, le plafond d’émissions est estimé à 114 Mt dans cette analyse, ce qui entraînerait une limite supérieure légale de 143 Mt^{référence 3}. Dans cette analyse, la limite supérieure légale est estimée être supérieure aux émissions de référence en raison d’une baisse de 22 % des émissions de référence entre 2019 et la période de 2030 à 2032. Toutefois, étant donné que l’analyse du scénario central ne comprend pas l’accès aux crédits compensatoires, la valeur des émissions maximales autorisées modélisées dans le scénario réglementaire est de 127 Mt, ce qui comprend le plafond d’émissions additionné aux unités de décarbonation. Dans le scénario réglementaire, les mesures de souplesse disponibles, soit les unités de décarbonation, sont entièrement utilisées en 2030 et 2031, tandis qu’en 2032, il y aurait 0,2 million d’unités excédentaires de disponibles.

Figure 1 : Plafond d’émissions modélisé et souplesse en matière de conformité autorisée (moyenne de 2030 à 2032)

Figure 1 : Plafond d’émissions modélisé et souplesse en matière de conformité autorisée (moyenne de 2030 à 2032) – Version textuelle en dessous du graphique

Figure 1 : Plafond d’émissions modélisé et souplesse en matière de conformité autorisée (moyenne de 2030 à 2032) - Version textuelle

La figure 1 illustre un diagramme à barres verticales, dont l’axe des y représente la moyenne des émissions de GES en mégatonne d’équivalent de dioxyde de carbone (CO2e) sur la période allant de 2030 à 2032. Le long de l’axe des x, il y a quatre barres, dont chacune représente un niveau d’émissions. La première barre représente le scénario de référence à 134 mégatonnes de CO2e. La seconde représente le plafond d’émissions de 114 mégatonnes de CO2e. La troisième représente la limite supérieure modélisée, de 127 mégatonnes de CO2e. La dernière est la limite supérieure légale de 143 mégatonnes de CO2e.

Modélisation

La présente analyse a été réalisée à l’aide du modèle EC-Pro, le modèle d’équilibre général calculable (MEGC) provincial-territorial, multirégional et multisectoriel du Ministère, qui a fait l’objet d’un examen par les pairs et qui porte sur les politiques en matière de changements climatiques. Le modèle EC-Pro permet d’évaluer des variables d’intérêt, y compris les émissions de GES, ainsi que des indicateurs économiques tels que la production, l’emploi et la consommation des ménages. Le modèle EC-Pro estime les répercussions du projet de règlement en estimant le nouvel ensemble de prix et de variables qui ramèneront l’économie à l’équilibre. Les répercussions différentielles du projet de règlement sont une comparaison des résultats du scénario de référence au scénario réglementaire. Un résumé du fonctionnement du modèle EC-Pro est fourni ici; et de plus amples détails de modélisation peuvent être obtenus sur demande.

Le modèle EC-Pro suppose que les ménages possèdent la main-d’œuvre et le capital (des facteurs de production), y compris le travail et le capital, ce qui leur confère tous les revenus tirés du travail sous forme de salaires, ainsi que tous les profits générés par les entreprises. Lorsque la production augmente ou diminue, la demande de main-d’œuvre et de capital peut également augmenter ou diminuer. Le modèle EC-Pro simule la réponse au projet de règlement des principaux secteurs économiques du Canada dans chaque province et territoire, puis modélise les interactions entre les secteurs. Chaque province et territoire est représenté individuellement. La représentation du reste du monde est fondée sur les flux d’importation et d’exportation vers les provinces et territoires canadiens, qui sont censés être des preneurs de prix sur les marchés internationaux. Enfin, pour permettre l’analyse des politiques énergétiques et climatiques, le modèle intègre des données sur la consommation d’énergie et les émissions de GES provenant de la combustion et hors combustion.

La modélisation des systèmes de tarification fondés sur le rendement suppose que la rigueur augmente dans chaque scénario, de sorte que les systèmes satisfassent aux exigences du modèle fédéral selon lesquelles les systèmes de tarification fondés sur le rendement doivent être conçus pour maintenir le prix marginal au niveau du prix national minimal de la tarification de la pollution par le carbone. Dans le cas où il existe des surplus de crédits, ils sont présumés être retirés au prix national minimal de la tarification de la pollution par le carbone.

Le modèle EC-Pro estime les changements relatifs aux émissions dus au déploiement de technologies de réduction des émissions, au changement de combustible, à l’amélioration de l’efficacité énergétique ou à la modification des niveaux de production. Le modèle suppose que les exploitants assujettis se conformeraient aux obligations prévues au titre du projet de règlement en utilisant l’option de conformité la plus rentable, déterminée par le coût marginal de chaque option. Bien que ces exploitants aient la possibilité d’utiliser des mesures de souplesse en matière de conformité, dans le modèle, seulement le déploiement de technologies de réduction des émissions, une production plus efficace ou une réduction de la production constitueraient des réductions des émissions. Les contributions des entreprises au programme de décarbonation en échange d’unités de décarbonation ont un coût pour les entreprises. Le projet de règlement prévoit que les contributions versées au programme de décarbonation seraient retournées au secteur pétrolier et gazier afin de soutenir la décarbonation du secteur. Cependant, le modèle ne montre pas ces contributions comme des réductions additionnelles des émissions. Le modèle remet plutôt ces contributions aux ménages.

Les technologies de réduction comprennent le CUSC, ainsi que l’utilisation de l’hydrogène et des solvants. Les hypothèses du modèle EC-Pro concernant le coût et la disponibilité des technologies de décarbonation s’appuient sur des sources externes, notamment la plus récente documentation universitaire, ainsi que sur des évaluations internes du Ministère. Les coûts sont comptabilisés à la fois en matière de coûts d’investissement annualisés et de coûts d’exploitation.

Le modèle traite l’installation de technologies de réduction comme un coût pour les entreprises. La nouvelle demande en main-d’œuvre et l’activité économique associée qui pourraient être créées par l’utilisation de ces technologies dans le futur, ou la possibilité que cette demande crée dans le futur de nouveaux secteurs de l’économie dans un monde qui respecterait les engagements existants dans le cadre de l’Accord de Paris ne font pas partie du cadre de cette analyse.

Résultats d’analyse

L’analyse estime certaines des répercussions économiques attendues, dont les répercussions du projet de règlement sur la production et l’emploi, par rapport au scénario de référence. Cela comprend également une estimation des coûts administratifs pour l’industrie et le gouvernement.

Comme décrit ci-dessus, l’analyse estime également certains des avantages du projet de règlement. Ceux-ci sont estimés en mettant une valeur aux projections de réduction des émissions de GES en matière de dommages globaux évités attribués aux changements climatiques. Cet avantage est estimé à partir du coût social du carbone du gouvernement du Canada, qui se veut une estimation exhaustive des dommages causés par les changements climatiques et prend en compte les changements associés à la productivité agricole, les répercussions négatives sur la santé humaine, les dommages à la propriété causés par les risques d’inondation et les changements dans les coûts des systèmes énergétiques.

Les avantages pris en compte dans cette analyse ne sont pas l’inventaire complet de tous les avantages du projet de règlement. L’analyse ne tient pas compte des avantages découlant de la réduction de la pollution atmosphérique.

Coûts quantifiés et monétarisés

Transfert des coûts

Dans l’analyse, les entreprises choisissent l’option de conformité la plus rentable. Il peut s’agir d’utiliser les allocations qui leur sont attribuées, de choisir d’acheter les technologies de réduction des émissions les plus rentables, d’acheter des allocations ou de verser des contributions au programme de décarbonation pour remplir leurs obligations de conformité. Puisque les prix du pétrole sont fixés par les marchés internationaux, la capacité des entreprises à transférer ces coûts de conformité aux consommateurs est limitée. Si les entreprises sont en mesure de transférer certains coûts en augmentant leurs prix, cela pourrait avoir une certaine répercussion sur la consommation. Si les entreprises ne peuvent transférer ces coûts, cela réduirait leurs profits.

La capacité d’une entreprise à transférer les coûts aux consommateurs dépend de plusieurs facteurs, tels que la structure du marché dans le secteur, la persistance de la demande et la disponibilité de produits de substitution. Les prix du pétrole brut et du gaz naturel sont généralement déterminés par les marchés mondiaux ou continentaux. Dans certains cas, les prix peuvent être influencés par des dynamiques régionales, ce qui pourrait permettre aux producteurs de pétrole et de gaz d’avoir une influence sur les prix en aval. Dans le contexte de l’analyse du scénario central, les coûts de conformité transférés par le secteur aux utilisateurs finaux nationaux devraient être faibles.

Répercussions sur la production

Comme l’illustre le tableau 1, des augmentations importantes de la production sont prévues tant dans le scénario de référence que dans le scénario réglementaire. Ceci est présenté dans la figure ci-dessous.

Figure 2 : Production de pétrole et de gaz au fil du temps (en pétajoules)

Figure 2 : Production de pétrole et de gaz au fil du temps (en pétajoules) – Version textuelle en dessous du graphique

Figure 2 : Production de pétrole et de gaz au fil du temps (en pétajoules) - Version textuelle

La figure 2 illustre un graphique linéaire qui présente la quantité annuelle de la production de pétrole et de gaz selon les scénarios de référence et réglementaire. L’axe des y représente l’énergie produite en pétajoules (PJ) dont les valeurs se situent entre 17 000 et 21 500. L’axe des x représente l’année, allant de 2019 à 2032. Il y a deux lignes sur ce graphique. La première illustre la trajectoire attendue de la production pétrolière et gazière selon le scénario de référence. Cette ligne débute juste en dessous de 18 000 PJ en 2019, descend aux alentours de 17 400 PJ en 2020 et par la suite augmente jusqu’en 2030 pour atteindre un sommet légèrement au-dessus de 21 000 PJ puis diminue légèrement jusqu’à ce qu’elle se termine à un peu moins de 21 000 PJ en 2032. La deuxième ligne représente la trajectoire attendue de la production pétrolière et gazière selon le scénario réglementaire. Cette dernière suit la même trajectoire que le scénario de référence jusqu’à ce qu’elle s’en écarte en 2030 par une plus légère augmentation que le scénario de référence et se termine juste en dessous du scénario de référence en 2032.

En 2019, la production dans le secteur pétrolier et gazier était d’environ 17 945 pétajoules (PJ).
Dans le scénario de référence pour 2030, la production totale est estimée à environ 21 070 PJ, soit une augmentation d’environ 17 % par rapport à 2019.
Dans le scénario réglementaire pour 2030, la production totale est estimée à environ 20 835 PJ, soit une augmentation d’environ 16 % par rapport à 2019.

L’augmentation de la production est similaire dans les deux cas. Basée sur la comparaison de la production selon le scénario réglementaire avec la production utilisée afin de fixer la limite supérieure légale à l’aide de l’analyse ascendante, la production projetée dans le scénario réglementaire est à peu près la même que celle du scénario de carboneutralité du Canada qui est estimée par la Régie de l’énergie du Canada. À ce titre, le projet de règlement devrait permettre à la production canadienne de continuer à croître en réponse à la demande mondiale.

Tableau 1 : Estimation de la production de pétrole et de gaz (PJ)
Remarque : Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre au total.
Produit	Niveaux de 2019	Moyenne 2030-2032 (référence)	Croissance moyenne en pourcentage (référence)	Moyenne 2030-2032 (réglementaire)	Croissance moyenne en pourcentage (réglementaire)	Moyenne 2030-2032 (variation)	Variation en pourcentage selon la référence
Gaz naturel	7 280	7 670	5 %	7 645	5 %	(22,0)	(0,3 %)
Pétrole	10 665	13 360	25 %	13 240	24 %	(119,6)	(0,9 %)
Total	17 945	21 030	17 %	20 885	16 %	(141,6)	(0,7 %)

Répercussions sur l’emploi

La mesure dans laquelle le projet de règlement aurait une incidence sur les salaires et les emplois futurs dans les régions productrices de pétrole et de gaz, par rapport au scénario de référence, varierait selon la mesure dans laquelle l’industrie décide de se conformer. Dans le scénario de référence, les dépenses en main-d’œuvre dans les secteurs visés devraient augmenter de 55 % entre 2019 et la période de 2030-2032. Dans le scénario réglementaire, les dépenses en main-d’œuvre dans les secteurs visés devraient augmenter de 53 % entre 2019 et la période de 2030-2032. Entre le scénario de référence et le scénario réglementaire, on s’attendrait à ce que les réductions de la production projetée aient une incidence sur le revenu d’emploi en raison de la réduction de la demande en main-d’œuvre ou de toute baisse des salaires qui en résulterait, ou des deux. La modélisation effectuée dans le cadre de cette analyse indique que le projet de règlement devrait entraîner une diminution nette des dépenses de main-d’œuvre dans le secteur pétrolier et gazier d’environ 1,6 % par rapport à l’estimation du scénario de référence du revenu d’emploi au cours de la période de 2020 à 2032. Les nouveaux emplois créés par les investissements futurs dans les projets de décarbonation, tels que les projets de CUSC, après 2032, ne font pas partie du cadre de cette analyse.

Répercussions sur le bien-être de la société

Cette analyse tient compte des principales répercussions économiques du projet de règlement par rapport au scénario de référence. Dans le modèle, ces coûts économiques sont représentés par une perte de la consommation des ménages représentatifs. Les répercussions réelles pour un ménage donné varieraient considérablement selon la mesure dans laquelle il a un intérêt dans le secteur pétrolier et gazier (par exemple par l’emploi ou les investissements).

Les répercussions modélisées comprennent également certains effets positifs résultant des transferts de capital et de main-d’œuvre du secteur pétrolier et gazier vers d’autres secteurs de l’économie canadienne. Ils comprennent certains avantages de la réduction des prix de l’énergie découlant de la réduction de la demande d’énergie utilisée dans la production du secteur pétrolier et gazier.

Une mesure courante du bien-être de la société dans les modèles d’équilibre général tels que le modèle EC-Pro est la variation équivalente (VE). La VE repose sur le concept de la volonté à payer, c’est-à-dire le montant maximum qu’un ménage est prêt à payer pour un bien ou un service particulier compte tenu de ses contraintes budgétaires^{référence 4}. La VE entre le scénario de référence et le scénario réglementaire représente le montant supplémentaire d’argent dont les ménages auraient besoin si le projet de règlement se concrétisait pour être aussi bien nantis qu’ils le seraient en l’absence du projet de règlement^{référence 4,}^{référence 6}. Ce montant peut être considéré comme équivalent à la variation du bien-être des ménages due à la baisse de la consommation dans le cadre du scénario réglementaire. Dans la présente analyse, étant donné que la consommation des ménages tient compte à la fois des variations possibles de revenu découlant des changements dans la production (c’est-à-dire le revenu du travail et du capital) et des variations du prix de la consommation, elle est utilisée comme mesure des coûts totaux de conformité et des changements dans le bien-être.

Enfin, comme décrit plus en détail ci-dessous, ces estimations de coûts ne tiennent pas compte du recours possible aux crédits compensatoires, ce qui devrait réduire les coûts associés à la conformité.

Coûts administratifs pour l’industrie

Le projet de règlement entraînerait de nouvelles exigences en matière d’enregistrement, de tenue de registres et de transmission de rapports de conformité. Il y aurait également des frais qui seront engagés pour la vérification des rapports annuels par un tiers. Au cours de la période visée par l’analyse, ces coûts administratifs sont estimés à 124 millions de dollars en valeur actualisée. Pour plus de détails, voir la section “Règle du « un pour un »” ci-dessous.

Coûts pour le gouvernement

Le gouvernement devrait engager des coûts administratifs de 95 millions de dollars pour la mise en œuvre, l’administration et l’application du projet de règlement au cours de la période visée par l’analyse.

Cela comprendrait les coûts associés au traitement des enregistrements, à l’examen des rapports annuels et de vérification, à l’attribution des allocations aux exploitants, à l’examen de la remise des unités de conformité et à la mise en œuvre du programme de décarbonation. Le projet de règlement devrait imposer au Ministère des coûts administratifs de 67 millions de dollars sur la période visée par l’analyse, y compris les coûts liés à la promotion de la conformité.

En outre, le Ministère devrait assumer des coûts permanents liés à l’élaboration et à l’administration de l’infrastructure informatique nécessaire pour soutenir les enregistrements, les rapports annuels et de vérification, l’attribution des allocations et la remise des unités de conformité. Au total, les coûts sont estimés à 24 millions de dollars en valeur actualisée entre 2025 et 2032.

Certains coûts supplémentaires sont également prévus pour l’embauche de nouveaux agents d’application de la loi, la formation de ces derniers et de ceux en fonction, ainsi que pour l’équipement, les inspections, les enquêtes et les mesures pour gérer les infractions alléguées. Au total, les coûts d’application supplémentaires sont estimés à 4 millions de dollars entre 2025 et 2032.

Résumé des coûts monétarisés

Dans le scénario de référence, la consommation des ménages devrait augmenter de 18,8 % ou de 298 milliards de dollars entre 2019 et la période de 2030 à 2032. Au cours de la période visée par l’analyse, le modèle prévoit que le projet de règlement entraînera une perte de la consommation des ménages de 3,3 milliards de dollars par rapport au scénario de référence (entre 2030 et 2032). En conséquence, la consommation des ménages augmenterait de 18,7 % entre 2019 et la période de 2030 à 2032 dans le scénario réglementaire, contre 18,8 % dans le scénario de référence. De plus, les coûts administratifs totaux pour l’industrie sont estimés à 124 millions de dollars et le coût total de la mise en œuvre et de l’application du projet de règlement pour le gouvernement est estimé à 95 millions de dollars pour la période visée par l’analyse, pour un coût total estimé à 3,5 milliards de dollars par rapport au scénario de référence. Comme il est décrit plus en détail ci-dessous, ces estimations de coûts ne tiennent pas compte du recours possible aux crédits compensatoires, ce qui devrait réduire les coûts de conformité.

La section suivante aborde les avantages qui devraient l’emporter sur ces coûts, y compris les importantes réductions de GES et l’avantage concurrentiel que le Canada pourrait obtenir en réduisant l’intensité en carbone de la production dans un monde qui se dirige vers la carboneutralité.

Tableau 2 : Résumé des coûts monétarisés estimés pour cette analyse (en millions de dollars)

Nombre d’années : 7,5 (de 2025 à 2032)

Année de référence pour l’établissement des coûts : 2023

Année de référence pour la valeur actualisée : 2025

Taux d’actualisation social : 2 % par an
Coûts monétarisés	Non actualisé — 2025	Non actualisé — 2030	Non actualisé — 2032	Actualisé — de 2025 à 2032	Annualisé^{note a du tableau c1}
Consommation des ménages	0	1 643	800	3 309	443
Industrie — Administration	1	26	27	124	17
Gouvernement	5	14	12	95	13
Coûts totaux	5	1 683	839	3 528	472
Note(s) du tableau c1 Note a du tableau c1 Les valeurs annualisées sont calculées sur huit périodes où l’actualisation a lieu à la fin de chaque période. Retour à la note a du tableau c1

Remarque : Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre aux totaux.

Avantages quantifiés et monétarisés associés à la réduction des émissions de GES

Le projet de règlement limiterait la quantité d’émissions de GES émises par les exploitants assujettis. Ceci est accompli en limitant les émissions maximales autorisées par la distribution d’allocations jusqu’au niveau du plafond d’émissions, modélisé à 114 Mt de CO₂e, et en permettant l’accès à des mesures de souplesse en matière de conformité qui ont été modélisées à un maximum de 10 % des obligations de conformité. Dans le cadre de la présente analyse, les exploitants assujettis se conformeraient au projet de règlement en choisissant l’option la plus rentable parmi ce qui suit : l’utilisation d’allocations gratuites ou l’achat d’allocations auprès des autres exploitants, le déploiement de technologies de réduction, l’achat d’unités de décarbonation ou la réduction de la production. Dans la présente analyse, seuls le déploiement de technologies de réduction ou les réductions de production entraîneraient des réductions supplémentaires d’émissions de GES dans le secteur pétrolier et gazier au Canada. La figure ci-dessous présente les émissions de GES des scénarios de référence et réglementaire de 2019 à 2032.

Figure 3 : Émissions de GES des secteurs assujettis au fil du temps (en Mt de CO₂e)

Figure 3 : Émissions de GES des secteurs assujettis au fil du temps (en Mt de CO2e) – Version textuelle en dessous du graphique

Figure 3 : Émissions de GES des secteurs assujettis au fil du temps (en Mt de CO₂e) - Text version

La figure 3 illustre un graphique linéaire qui représente la quantité annuelle des émissions de GES des secteurs visés selon les scénarios de référence et réglementaire. L’axe des y représente une échelle de 0 à 180 mégatonnes d’équivalent de dioxyde de carbone. L’axe des x représente l’année, allant de 2019 à 2032. Il y a deux lignes sur ce graphique. La première illustre la trajectoire attendue des émissions de GES selon le scénario de référence. Cette ligne commence à environ 170 mégatonnes d’équivalent de dioxyde de carbone en 2019, puis descend en dessous de 160 mégatonnes d’équivalent de dioxyde de carbone en 2020, et par la suite augmente légèrement pour atteindre un peu plus de 160 mégatonnes d’équivalent de dioxyde de carbone en 2022, puis diminue régulièrement jusqu’à se terminer à un peu plus de 130 mégatonnes d’équivalent de dioxyde de carbone en 2032. La deuxième ligne représente la trajectoire attendue des émissions de GES selon le scénario réglementaire. Elle suit la même trajectoire que le scénario de référence jusqu’à ce qu’elle s’en écarte en 2030 par une diminution plus rapide que le scénario de référence et se maintient par la suite de manière relativement constante à 127 mégatonnes d’équivalent de dioxyde de carbone de 2030 à 2032.

Par rapport au scénario de référence, le projet de règlement devrait également entraîner certains avantages dans les secteurs de l’économie autres que le secteur pétrolier et gazier, ce qui entraînerait une certaine augmentation des émissions de GES. Le principal facteur de l’augmentation des émissions de GES dans le reste de l’économie qui est projetée par le modèle est lié à l’augmentation de la consommation de gaz naturel par rapport au scénario de référence. C’est ce qui se produit dans la modélisation du scénario réglementaire, où l’utilisation de gaz naturel dans l’industrie pétrolière et gazière est inférieure à celle du scénario de référence, ce qui entraînerait une baisse des prix et, par conséquent, une augmentation de la demande à l’extérieur du secteur pétrolier et gazier. Les plus fortes augmentations des émissions de GES par rapport au scénario de référence proviendraient du secteur des bâtiments (3,4 Mt) et des gazoducs (1,7 Mt).

Selon l’analyse, le projet de règlement permettrait de réduire les émissions de GES dans le secteur pétrolier et gazier de 20,2 Mt et augmenterait les émissions de GES dans les autres secteurs de l’économie de 6,7 Mt, ce qui donnerait une réduction d’émissions de GES nette de 13,4 Mt par rapport au scénario de référence.

Tableau 3 : Variation estimée des émissions de GES (Mt de CO2e)
Variation modélisée des émissions de GES	2030	2031	2032	Total (de 2030 à 2032)
Secteur pétrolier et gazier	(8,7)	(6,0)	(5,5)	(20,2)
Autres secteurs de l’économie	3,3	1,4	2,0	6,7
Total net	(5,4)	(4,6)	(3,5)	(13,4)

Remarque : Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre aux totaux.

Pour monétariser ces avantages, la quantité d’émissions nettes de GES évitées ont été multipliées par la valeur du coût social du carbone. En novembre 2022, l’Environmental Protection Agency des États-Unis (EPA des États-Unis) a publié son rapport provisoire sur le coût social des GES (le rapport provisoire de l’EPA des États-Unis). Le rapport a été achevé en décembre 2023 et présente les méthodologies et les valeurs du coût social des GES actualisées pour le CO₂, le CH₄ et le N₂O^{référence 7}. En avril 2023, le Ministère a publié une ébauche de lignes directrices relatives au coût social des GES pour le Canada^{référence 8}, harmonisées avec les valeurs du coût social des GES proposées par l’EPA des États-Unis; il met actuellement la touche finale à ces lignes directrices. La nouvelle valeur du coût social du carbone utilisée dans la présente analyse et exprimée en dollars constants de 2023 est d’environ 300 $ en 2025 et augmente à environ 335 $ en 2032. Au cours de la période visée par l’analyse, les avantages monétarisés cumulés des réductions d’émissions de GES découlant du projet de règlement sont estimés à 4 milliards de dollars en valeur actualisée.

Répercussions qualitatives

Les répercussions potentielles du projet de règlement n’ont pas toutes été quantifiées ou monétarisées dans le cadre de la présente analyse. Certaines des répercussions qualitatives sont discutées ci-dessous.

Répercussions sur la qualité de l’air

Le secteur pétrolier et gazier contribue de manière considérable aux émissions de polluants atmosphériques qui peuvent avoir une incidence négative sur la qualité de l’air ambiant, notamment l’augmentation des concentrations de particules fines (PM_2,5), d’ozone troposphérique (O₃) et de dioxyde d’azote (NO₂). L’exposition aux PM _2,5, à l’O₃, au NO₂ et à d’autres polluants atmosphériques est associée à divers effets négatifs sur la santé, notamment la mortalité prématurée, l’asthme et d’autres problèmes respiratoires, le cancer et les maladies cardiovasculaires^{référence 9,}^{référence 10,}^{référence 11}. En outre, certaines populations ou personnes, comme les enfants, les personnes âgées et les personnes souffrant de problèmes cardiaques et pulmonaires préexistants, sont plus vulnérables aux effets néfastes sur la santé dus à l’exposition à la pollution atmosphérique. Santé Canada a déjà signalé que 350 décès étaient imputables à la pollution atmosphérique provenant du secteur pétrolier et gazier en 2015 au Canada (ce qui représente 2,7 milliards de dollars de 2015). Certaines régions étaient plus touchées que d’autres (180 décès en Alberta) en raison de l’importance des activités pétrolières et gazières^{référence 12}. Le projet de règlement pourrait réduire la pollution atmosphérique provenant de ce secteur. Toutefois, puisqu’il est possible de se conformer par l’échange d’allocations et qu’il existe diverses technologies qui pourraient être utilisées ayant chacune une influence différente sur les émissions de polluants atmosphériques, la présente ACA n’a pas quantifié la direction et l’ampleur du changement dans les polluants atmosphériques et les effets sur la santé dus à la pollution atmosphérique au Canada.

Compétitivité et fuites de carbone

Les politiques d’atténuation des changements climatiques peuvent avoir des effets d’entraînement : la production dans une région ayant des politiques environnementales relativement strictes peut être déplacée vers une région dont les politiques le sont moins et où les activités à forte intensité en carbone abondent, ce qui transforme les réductions nationales en augmentations des émissions mondiales. Ce concept est connu sous le nom de « fuites de carbone ». Le potentiel de fuites de carbone associé au projet de règlement devrait être limité étant donné la faible ampleur des répercussions estimées sur la production (0,7 %). La mesure dans laquelle les baisses de production pourraient entraîner des fuites de carbone dans le cadre du projet de règlement dépend des prévisions de production, de la quantité de production transférée et de l’intensité relative en carbone du pays étranger vers lequel la production est déplacée. Si la demande mondiale pour ces produits reste inchangée, il est possible que la réduction de la production nationale soit compensée à l’échelle mondiale. Et si la prévision de la demande mondiale est plus élevée que dans le scénario central, le risque de fuites de carbone sera plus grand. En l’absence de certitude quant à l’endroit où la production serait déplacée, il est impossible de savoir quelle serait la variation relative de l’intensité en carbone de ces produits.

À long terme, le projet de règlement pourrait également avoir des effets positifs sur la compétitivité du secteur pétrolier et gazier canadien qui n’ont pas été considérés dans la présente analyse. Dans un monde futur où les émissions de carbone sont limitées et où il y a toujours certains besoins en pétrole et en gaz, le pétrole et le gaz produits à faibles émissions de carbone pourraient être très recherchés. Par conséquent, les efforts déployés par le secteur pétrolier et gazier canadien pour réduire l’empreinte carbone de sa production de pétrole et de gaz devraient améliorer la compétitivité du secteur à long terme, y compris potentiellement sa part du marché mondial, dans un monde qui respecterait les engagements existants dans le cadre de l’Accord de Paris.

Interactions avec les systèmes de tarification fondés sur le rendement

Le modèle fédéral donne aux provinces et aux territoires la possibilité de mettre en œuvre des systèmes de tarification du carbone adaptés à leur situation, pour autant qu’ils soient harmonisés avec les normes nationales minimales de rigueur, soit les critères du modèle. Dans ce modèle, les systèmes de tarification fondés sur le rendement pour l’industrie doivent être suffisamment stricts afin de créer des marchés solides qui maintiennent un signal de prix clair pour toutes les émissions visées s’arrimant avec le prix minimal du carbone à l’échelle nationale.

Le gouvernement s’est engagé à procéder à un examen intermédiaire du modèle d’ici 2026 dans le but de confirmer que les critères du modèle demeurent suffisants pour garantir une tarification rigoureuse harmonisée dans tous les systèmes de tarification du carbone au Canada. Le gouvernement réévalue aussi périodiquement les systèmes provinciaux et territoriaux pour confirmer qu’ils continuent de répondre au modèle fédéral (le prochain examen intermédiaire est prévu pour 2026). Les mesures prises en application des obligations du projet de règlement pourraient entraîner des répercussions sur l’offre et la demande de crédits dans les systèmes de tarification fondés sur le rendement partout au Canada. Toute répercussion que le projet de règlement pourrait avoir sur la tarification du carbone serait évaluée lors du réexamen des systèmes par rapport au modèle fédéral.

Résumé de l’ACA

La présente ACA estime un sous-ensemble des avantages du projet de règlement et les compare aux coûts estimés. Ainsi, il est estimé que le projet de règlement entraînerait des réductions cumulatives des émissions de GES de 13,4 Mt, représentant une valeur de 4,0 milliards de dollars en dommages causés par les changements climatiques évités à l’échelle mondiale. Il est estimé également que le projet de règlement aurait une incidence évaluée à 3,3 milliards de dollars sur l’économie. De plus, il y aurait également des coûts administratifs pour l’industrie et le gouvernement estimés à 219 millions de dollars, ce qui représenterait un coût total de 3,5 milliards de dollars. Par conséquent, il est estimé que le projet de règlement aurait des avantages nets de 428 millions de dollars au cours de la période visée par l’analyse (de 2025 à 2032). Comme il est décrit plus en détail ci-dessous, ces estimations ne tiennent pas compte du recours possible aux crédits compensatoires, ce qui devrait réduire les coûts de conformité. En outre, cette analyse ne contient pas un inventaire complet de l’ensemble des répercussions du projet de règlement. Elle ne tient pas compte des avantages découlant de la réduction de la pollution atmosphérique. Les répercussions d’un ordre plus élevé relatives aux emplois et à l’activité économique associés aux investissements après 2032 dans les projets de CUSC et d’autres activités majeures en décarbonation visant à réduire les émissions du secteur ne font pas partie du cadre de cette analyse. De plus, elle ne considère pas pleinement la stimulation des nouvelles industries à faibles émissions de carbone, comme l’hydrogène, ni les avantages à plus long terme sur la compétitivité d’un secteur pétrolier et gazier canadien décarboné dans un monde qui respecterait les engagements existants dans le cadre de l’Accord de Paris.

Tableau 4 : Résumé des coûts et avantages monétarisés (en millions de dollars)

Nombre d’années : 7,5 (de 2025 à 2032)

Année de référence pour l’établissement des coûts : 2023

Année de référence pour la valeur actualisée : 2025

Taux d’actualisation social : 2 % par an
Répercussions monétarisées	Non actualisé — 2025	Non actualisé — 2030	Non actualisé — 2032	Actualisé — 2025 à 2032	Annualisé
Total des avantages	0	1 747	1 174	3 956	529
Total des coûts	5	1 683	839	3 528	472
Avantage net (coût)	(5)	64	335	428	57

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

En divisant le coût total de 3,5 milliards de dollars par les réductions nettes d’émissions de GES de 13,4 Mt, on obtient un coût de 263 $ la tonne, ce qui est inférieur au coût social du carbone (estimé à 332 $, en moyenne, sur la période de 2030 à 2032).

Analyse de sensibilité

Les résultats monétarisés de l’analyse coûts-avantages sont fondés sur des estimations réalisées à l’aide de paramètres clés. Or, les valeurs réelles pourraient être supérieures ou inférieures aux estimations. Pour tenir compte de cette incertitude, des analyses de sensibilité ont été réalisées afin d’évaluer l’effet d’estimations plus élevées ou plus basses des paramètres clés qui modifieraient les répercussions estimées du projet de règlement. Dans chaque scénario, les estimations des paramètres sont modifiées en dehors du modèle et de manière isolée. De plus, un scénario alternatif a été modélisé afin de considérer les répercussions des crédits compensatoires si ces derniers étaient disponibles à une quantité et un prix donnés. Et enfin, l’incertitude des prévisions du scénario de référence est également considérée de manière qualitative.

Incertitude des estimations des paramètres

Coûts

Pour se conformer au plafond d’émissions, les entités réglementées pourraient choisir parmi une série de mesures, notamment le déploiement de technologies de réduction, la remise d’unités de conformité ou la réduction de la production. Le choix de la mesure dépend du coût prévu de chaque option. Les technologies de réduction pourraient être plus (ou moins) coûteuses que prévu, ce qui entraînerait des coûts plus élevés (ou plus faibles) que ceux estimés dans l’analyse. Si les coûts totaux associés au projet de règlement dépassaient de plus de 12 % ceux estimés dans le scénario central, toutes choses étant égales par ailleurs, l’analyse n’afficherait aucun avantage net.

Réduction des émissions de GES

Si les réductions supplémentaires de GES sont inférieures aux estimations, les avantages attribuables au projet de règlement seraient moindres.

Coût social du carbone

Comme indiqué dans la section « Avantages quantifiés et monétarisés associés à la réduction des émissions de GES », le Ministère a publié une ébauche de lignes directrices du coût social des GES pour le Canada harmonisées avec les valeurs du coût social des GES proposées par l’EPA des États-Unis. Outre les valeurs du coût social des GES recommandées, l’ébauche des lignes directrices présente des estimations du coût social des GES générées à l’aide d’un taux d’actualisation Ramsey à court terme inférieur (1,5 %) ou supérieur (2,5 %) aux fins d’analyses de sensibilité. Un coût social du carbone utilisant un taux d’actualisation Ramsey à court terme inférieur se traduirait par un avantage net plus important, tandis qu’un coût social du carbone utilisant un taux d’actualisation Ramsey à court terme supérieur pourrait se traduire par une baisse des avantages. Le coût social du carbone ministériel le plus faible (évalué à 205 $ en 2030) entraînerait un coût net de 1 milliard de dollars, et le coût social du carbone ministériel le plus élevé (évalué à 545 $ en 2030) se traduirait par un avantage net de près 3,1 milliards de dollars.

Taux d’actualisation

Le Guide d’analyse coûts-avantages pour le Canada : Propositions de réglementation indique qu’un taux d’actualisation réel de 7 % peut également être utilisé pour les analyses coûts-avantages. Pour certaines propositions réglementaires, telles que celles touchant la santé humaine ou certains produits et services liés à l’environnement, les orientations indiquent qu’il est plus approprié d’utiliser un taux d’actualisation social. Le résumé des coûts et des avantages monétarisés présenté dans le tableau 4 applique un taux d’actualisation social de 2 %. Une analyse de sensibilité réalisée avec un taux d’actualisation réel de 7 % donnerait lieu à un avantage net global de 298 millions de dollars.

Tableau 5 : Analyse de sensibilité
Scénario de sensibilité	Avantage net (en millions de dollars)
Coûts plus élevés (12 % de plus)	0
Coût social du carbone le plus faible (205 $ en 2030)	(1 042)
Coût social du carbone le plus élevé (545 $ en 2030)	3 058
Taux d’actualisation plus élevé (7 %)	298

Analyse alternative où les crédits compensatoires sont modélisés en tant qu’option de conformité

Dans le cadre du projet de règlement, les entreprises pourraient utiliser des crédits compensatoires canadiens pour s’acquitter d’un maximum de 20 % de leur obligation de remise à chaque période de conformité visée. Toutefois, étant donné l’incertitude quant aux quantités et aux coûts des crédits compensatoires auxquels les entreprises auront accès pendant la période 2030 à 2032, l’analyse du scénario central ne comprend pas le recours aux crédits compensatoires. Néanmoins, le Ministère s’attend à ce que des crédits compensatoires soient accessibles aux exploitants assujettis, et à ce que les entreprises achètent des crédits compensatoires s’ils sont plus économiques que les autres options de conformité. Cela entraînerait une réduction des coûts attribuables au projet de règlement.

Cela réduirait également les répercussions sur les prix sur la consommation de gaz naturel, ce qui réduirait les augmentations estimées des émissions de GES non sectorielles.

Une analyse alternative a été effectuée pour montrer l’effet que l’offre de crédits compensatoires pourrait avoir sur les répercussions estimées du projet de règlement. Dans ce scénario alternatif, 6 Mt de crédits compensatoires seraient disponibles chaque année à un coût supplémentaire de 45 $ par crédit (c’est-à-dire en plus de leur coût sous la tarification du carbone). Ce scénario alternatif a été choisi parce qu’il est un scénario où la reconnaissance croisée est autorisée et où les crédits compensatoires sont disponibles à un prix légèrement inférieur à 220 $ la tonne. Il en découle une limite supérieure modélisée de 133 Mt, par comparaison avec la limite supérieure modélisée de 127 Mt dans l’analyse du cas central. La limite supérieure de ce scénario demeure inférieure à la limite supérieure légale estimée, ce qui permettrait d’aller jusqu’à 143 Mt si toute la souplesse en matière de conformité (20 %) était employée. Dans ce scénario alternatif, les crédits compensatoires ne sont pas considérés comme étant additionnels au projet de règlement en raison de l’incertitude liée à l’attribution des crédits compensatoires dans le cadre du projet de règlement par rapport à la tarification du carbone. À titre d’option de conformité rentable, les entreprises réglementées utilisent la pleine quantité des crédits compensatoires pour remplacer d’autres options de conformité. Les répercussions estimées sur la production dans le secteur pétrolier et gazier canadien par rapport aux niveaux du scénario de référence sont présentées au tableau 6 ci-dessous.

Tableau 6 : Estimation des répercussions sur la production de pétrole et de gaz par rapport aux niveaux de référence (%)
Produit	Scénario central	Scénario alternatif
Gaz naturel	(0,3)	(0,3)
Pétrole	(0,9)	(0,6)
Total	(0,7)	(0,5)

Dans ce scénario, il y a moins de déplacement de la consommation de gaz naturel du secteur pétrolier et gazier vers le reste de l’économie, ce qui contribue à réduire l’augmentation des émissions de GES dans le reste du Canada. Étant donné que les crédits compensatoires sont présumés ne pas être additionnels, leur utilisation entraîne une réduction moins importante des émissions GES dans le secteur pétrolier et gazier canadien lorsqu’ils remplacent des mesures de conformité considérées comme additionnelles. Ensemble, les répercussions sur les émissions nettes de GES dans le scénario alternatif sont plus faibles que dans le scénario central, comme illustré ci-dessous.

Tableau 7 : Estimation des émissions supplémentaires totales de GES de 2030 à 2032 (Mt)
Variation des émissions de GES	Scénario central	Scénario alternatif	Différence
Secteur pétrolier et gazier	(20,2)	(14,1)	6,1
Le reste de l’économie	6,7	5,3	(1,5)
Total net	(13,4)	(8,8)	4,6

Remarque : Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre aux totaux.

Incertitude des estimations du scénario de référence (prévisions)

Il existe d’autres prévisions susceptibles de modifier l’analyse; certaines sont examinées ici de manière qualitative.

Incertitude sur les niveaux d’émissions en 2026

Le plafond d’émissions établi dans le projet de règlement est fixé à 27 % sous les émissions déclarées pour 2026 par les sous-secteurs visés. Si les niveaux d’émissions de l’industrie pétrolière et gazière en 2026 sont inférieurs à ceux estimés dans le scénario de référence en raison d’une baisse de la production ou d’une amélioration de l’intensité en carbone, toutes choses étant égales par ailleurs, le niveau du plafond d’émissions qui en résulterait serait inférieur aux estimations, ce qui se traduirait par des répercussions plus importantes. Par ailleurs, si les émissions déclarées pour 2026 sont plus élevées que prévu, toutes choses étant égales par ailleurs, le plafond d’émissions serait plus élevé et il y aurait des répercussions moins importantes que prévu.

Autres prévisions de production après 2030

L’évolution du marché mondial de l’énergie au cours des prochaines décennies est considérablement incertaine. La demande future de pétrole et de gaz naturel dépend d’une série de facteurs, notamment de la vitesse à laquelle le monde poursuit les différents objectifs climatiques. Comme les prix du pétrole et du gaz sont généralement déterminés par les marchés mondiaux, dont la disponibilité de l’offre, une demande mondiale plus élevée pour ces produits pourrait entraîner une hausse des prix du pétrole et du gaz et, par conséquent, inciter la production à augmenter au-delà du niveau projeté dans le scénario de référence. Une production plus élevée entraînerait plus d’émissions dans le scénario de référence, donc plus de coûts et d’avantages attribuables au projet de règlement.

Les prévisions de prix du pétrole et du gaz canadiens dans le scénario de référence proviennent du scénario des mesures actuelles de la Régie de l’énergie du Canada. Ce scénario suppose qu’il n’y aura pas d’autres politiques climatiques que celles qui sont en place. La Régie de l’énergie du Canada propose deux scénarios supplémentaires : les prévisions du scénario de carboneutralité du Canada et celles du scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale. Dans le scénario de carboneutralité du Canada, le pays et toutes les autres parties à l’Accord de Paris atteignent leurs objectifs climatiques intérimaires et leurs objectifs de carboneutralité. Dans le cas du scénario de carboneutralité à l’échelle mondiale, outre le fait que le Canada atteigne son objectif de carboneutralité, le reste du monde réduit ses émissions pour limiter le réchauffement de la planète à 1,5 °C. Dans chacun de ces scénarios supplémentaires, les prix mondiaux du pétrole et du gaz et la production canadienne sont inférieurs à ceux du scénario des mesures actuelles. Si la production canadienne est globalement inférieure aux estimations du scénario de référence, toutes choses étant égales par ailleurs, les émissions du secteur seront inférieures et, par conséquent, les coûts et les avantages du projet de règlement seront moindres.

Incertitude quant à l’amélioration de l’intensité en carbone après 2030

Comme il est indiqué dans la section « Scénario de référence », l’intensité en carbone du secteur pétrolier et gazier devrait s’améliorer au fil du temps grâce aux politiques actuellement en place et aux progrès réalisés en matière d’efficacité. Si les gains d’efficacité ne se poursuivent pas comme prévu en l’absence du projet de règlement, ou si les intensités d’émissions futures réalisées par le secteur sont plus élevées que celles estimées dans le scénario de référence, les émissions du secteur seront plus élevées que celles estimées dans l’analyse. Toutes choses étant égales par ailleurs, des émissions du scénario de référence plus élevées au cours de la période de 2030 à 2032 nécessiteraient davantage de mesures pour respecter les obligations de remise. À l’inverse, advenant une amélioration de l’efficacité au-delà de ce qui est prévu, les émissions du scénario de référence seraient plus faibles, ce qui nécessiterait moins de mesures pour se conformer.

Incertitude après 2032

En l’absence de modifications supplémentaires au projet de règlement, le plafond d’émissions demeurerait au niveau de 2030-2032, soit 27 % en dessous des émissions déclarées pour 2026. Parce que cette analyse utilise des coûts en capital annualisés, prolonger la période d’analyse au-delà de la première période de conformité ne devrait pas affecter la conclusion voulant que le projet de règlement ait un avantage net. Les coûts et les avantages devraient augmenter de manière à peu près proportionnelle, les avantages continuant de dépasser les coûts. Les répercussions d’un ordre plus élevé relatives aux emplois et à l’activité économique associés aux investissements après 2032 dans les projets de CUSC et d’autres activités de décarbonation majeures visant à réduire les émissions du secteur sont en dehors de la portée de l’analyse. L’analyse ne considère pas pleinement la stimulation des nouvelles industries à faibles émissions de carbone, comme l’hydrogène, ni les avantages à plus long terme sur la compétitivité d’un secteur pétrolier et gazier canadien décarboné dans un monde qui respecterait les engagements existants dans le cadre de l’Accord de Paris.

Limites de l’analyse

Le projet de règlement ne vise pas la production d’électricité. Cependant, l’analyse n’a pas permis de ventiler les émissions provenant de la production d’électricité par les producteurs de pétrole et de gaz. L’analyse surestime donc les émissions quantifiées dans les secteurs assujettis. En outre, l’énergie thermique et l’hydrogène nets fournis à l’installation ne sont pas pris en compte dans l’analyse. Cela ne devrait pas avoir d’incidence significative sur les résultats de l’analyse, étant donné que le plafond d’émissions est fixé à un pourcentage inférieur aux émissions modélisées de 2026, avec la même méthode d’estimation utilisée à la fois pour le calcul du plafond d’émissions et pour les émissions visées par le projet de règlement.

La modélisation du projet de règlement ne tient pas compte de l’ensemble des caractéristiques du projet de règlement ni des multiples variations dans les répercussions sur les entreprises et les ménages. En outre, bon nombre des événements qui façonnent les émissions et les marchés de l’énergie ne peuvent être anticipés. De plus, il n’est pas possible de prévoir avec certitude l’évolution future des technologies, de la démographie et des ressources. Les scénarios utilisés dans cette analyse sont dérivés d’une série d’hypothèses plausibles concernant, entre autres, la croissance démographique et économique, les prix, la demande et l’offre d’énergie ainsi que l’évolution des technologies de réduction.

Analyse de répartition

La présente analyse évalue la répartition des répercussions sur la production entre les différents sous-secteurs de l’industrie pétrolière et gazière et les différentes régions du Canada. Les répercussions évaluées dans la présente analyse de répartition sont tirées du scénario central de l’ACA, qui utilise une prévision de production déterminée. La direction et l’ampleur des estimations de la répartition de ces répercussions varieraient en fonction de différentes prévisions de production.

La répartition de ces répercussions entre les entreprises dépend de leur production, de l’intensité de leurs émissions et de leur stratégie pour se conformer aux obligations. Conformément au projet de règlement, les exploitants assujettis recevraient chaque année des allocations gratuitement. Ces allocations sont distribuées d’après un taux de distribution applicable, sous la forme d’émissions par unité de production pour une activité donnée, et de la production d’une installation au cours des trois dernières années. Les taux de distribution sont fixés en fonction des intensités d’émissions nationales pour différentes activités, ce qui peut avoir pour conséquence que certains exploitants assujettis dont la production est moins intensive en émissions disposent d’un excédent d’allocations, qu’ils peuvent vendre ou utiliser au cours d’une année ultérieure. Les exploitants assujettis qui sont en déficit d’allocations peuvent assurer leur conformité en achetant des allocations à des exploitants disposant d’un excédent, en déployant des technologies de réduction, en faisant usage de mécanismes de souplesse en matière de conformité ou en réduisant leur production.

L’analyse attribue des allocations en fonction des données nationales historiques sur les intensités d’émissions modélisées^{référence 13} et ne tient pas compte de la mise en réserve d’allocations excédentaires. C’est pourquoi, lorsque les allocations attribuées sont supérieures aux obligations, les entreprises, dans le modèle, vendent toutes les allocations excédentaires et investissent les recettes dans l’augmentation de la production. Par conséquent, le modèle prévoit que la Colombie-Britannique (C.-B.), la Saskatchewan (Sask.) et Terre-Neuve-et-Labrador (T.-N.-L.) augmenteraient leur production par rapport au scénario de référence (c’est-à-dire qu’elles augmenteraient plus que ce qui est prévu dans le scénario de référence), tandis que l’Alberta (Alb.) la diminuerait (c’est-à-dire elle augmenterait la production, mais moins que dans le scénario de référence). Du point de vue des sous-secteurs, il est estimé que les secteurs de l’exploitation minière de surface des sables bitumineux de même que du drainage par gravité au moyen de vapeur (DGMV) des sables bitumineux seraient les plus touchés par rapport aux autres sous-secteurs. Il y a un écart dans le secteur de l’extraction du gaz naturel de la Colombie-Britannique et celui de l’Alberta, principalement en raison de leurs différences dans l’intensité moyenne des émissions. De plus, il est estimé que le secteur de l’extraction de pétrole des régions pionnières et celui de l’extraction de pétrole lourd augmenteront légèrement la production par rapport au scénario de référence. Comme il est indiqué, toutes les répercussions estimées sur la production correspondent à une croissance réduite par rapport à la croissance du scénario de référence. En termes absolus, la production devrait continuer de croître par rapport aux niveaux actuels.

Tableau 8 : Répercussions sur la production par rapport au scénario de référence par secteur et par région, 2030-2032 (en pétajoules)
Sous-secteur pétrolier et gazier	C.-B.	Alb.	Sask.	T.-N.-L.	Reste du Canada	Total canadien (2019)	Moyenne du scénario de référence (2030-2032)	Moyenne du scénario réglementaire (2030-2032)	Réduction de la croissance de la production entre les scénarios de référence et réglementaire (2030-2032)
Sables bitumineux par stimulation cyclique par la vapeur	–	(74,0)	–	–	–	549,9	645,2	620,6	(74,0)
Extraction de pétrole des régions pionnières	–	–	–	12,6	0,1	352,2	647,2	651,5	12,7
Extraction de pétrole lourd	–	(19,3)	31,7	2,5	–	1 281,1	1 376,1	1 381,1	14,9
Extraction de pétrole léger	(0,4)	(64,5)	13,0	–	0,4	2 626,2	3 026,2	3 009,0	(51,4)
Extraction de gaz naturel	215,3	(246,2)	(9,7)	–	(0,6)	5 993,1	6 397,0	6 383,3	(41,3)
Extraction minière de surface des sables bitumineux	–	(153,7)	–	–	–	3 852,8	4 129,7	4 078,5	(153,7)
Sables bitumineux primaires	–	(7,0)	–	–	–	429,2	498,3	496,0	(7,0)
Sables bitumineux par DGMV	–	(124,9)	–	–	–	2 861,1	4 308,5	4 266,9	(124,9)
Total	214,9	(689,7)	35,0	15,1	(0,2)	17 945,6	21 028,3	20 886,7	(424,9)^{note a du tableau c7}
Note(s) du tableau c7 Note a du tableau c7 Dans le scénario de référence, pour la période 2030 à 2032, on estime qu’environ 63 100 PJ de pétrole et de gaz naturel seraient produites. Ainsi, la réduction estimée de 424,9 PJ équivaudrait à une réduction globale estimée à 0,7 %. Retour à la note a du tableau c7

Remarque 1 : Les répercussions sur la production de GNL, le traitement du gaz naturel et la valorisation des sables bitumineux ne sont pas inclus, car ces activités sont considérées comme des processus de postproduction.

Remarque 2 : Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre aux totaux.

La répartition exacte des réductions d’émissions entre les sous-secteurs et les régions dépendra de la répartition relative réelle des coûts et de la disponibilité des technologies de réduction des émissions au cours de la période 2030-2032.

Les répercussions sur la production auraient à leur tour une incidence sur le produit intérieur brut (PIB) du Canada, qui augmente donc en Colombie-Britannique, en Saskatchewan et à Terre-Neuve-et-Labrador et diminue en Alberta par rapport au scénario de référence, comme le montre le tableau 9 ci-dessous. Selon le scénario réglementaire, le PIB devrait croître de 22,0 % entre 2019 et la période de 2030 à 2032, contre 22,1 % dans le scénario de référence.

Tableau 9 : Répercussions économiques par région, 2030-2032 (moyenne)
Région	PIB moyen 2030-2032 (en milliards de dollars, non actualisés)	Variation moyenne du PIB 2030-2032 (en milliards de dollars, non actualisés)	Variation du PIB de 2030 à 2032 (%)
Colombie-Britannique	450	0,4	0,10
Alberta	515	(2,0)	(0,39)
Saskatchewan	114	0,4	0,31
Terre-Neuve-et-Labrador	46	0,3	0,61
Reste du Canada	2 138	(0,3)	(0,01)
Canada	3 263	(1,2)	(0,04)

Remarque : Les chiffres ayant été arrondis, leur somme peut ne pas correspondre aux totaux.

Lentille des petites entreprises

Il est estimé que le projet de règlement toucherait environ 560 exploitants, dont environ 270 sont susceptibles d’être des petites entreprises. Le projet de règlement comprend un seuil conçu pour exclure les petits exploitants des obligations de conformité relatives au plafond d’émissions, et toutes les petites entreprises qui entreprennent des activités industrielles réglementées devraient se situer sous ce seuil. Les émissions de ces petites entreprises devraient représenter moins de 1 % des émissions totales provenant des activités industrielles réglementées. Ces petites entreprises n’assumeraient que les coûts administratifs liés à l’enregistrement en 2025 et, à partir de 2028, ceux relatifs aux exigences annuelles de quantification, de transmission de rapport annuel et de vérification.

La transmission des données par les petits exploitants permettrait au Ministère d’attribuer des allocations en fonction d’un historique de trois années de données à un petit exploitant qui augmente sa production et dépasse le seuil, dès qu’il devient visé par le plafond d’émissions. Les données transmises par les petits exploitants permettraient également au Ministère de suivre les émissions de ces derniers afin d’appuyer les examens futurs du projet de règlement, y compris les examens de performance.

Les coûts pour les petites entreprises sont indiqués dans le tableau 10 ci-dessous.

Tableau 10 : Résumé de la lentille des petites entreprises

Nombre de petites entreprises touchées : 270

Nombre d’années : 7,5 (de 2025 à 2032)

Année de référence pour l’établissement des coûts : 2023

Année de référence de la valeur actualisée : 2024

Taux d’actualisation : 2 %
Total	Valeur actualisée	Valeur annualisée
Coût total (toutes les petites entreprises touchées)	37 336 800 $	4 996 900 $
Coût par petite entreprise touchée	137 800 $	18 400 $

Règle du « un pour un »

La règle du « un pour un » s’applique puisqu’il y a une augmentation supplémentaire de la charge administrative sur les entreprises. La proposition est considérée comme un ajout au fardeau selon la règle et un nouveau titre légal est introduit. Toutes les valeurs énumérées dans cette section sont présentées en dollars de 2012.

Le principal facteur de coûts administratifs est la vérification, car le projet de règlement exigerait que tous les exploitants fassent vérifier leurs rapports annuels par une tierce partie. Les exploitants d’installations multiples seraient tenus de transmettre des rapports de vérification pour chaque installation. Toutefois, les petites installations d’un exploitant seraient regroupées par province en une seule installation déclarante pour laquelle un seul rapport de vérification est requis en vertu du projet de règlement. On estime qu’un rapport complet de vérification par une tierce partie nécessiterait 355 heures de travail externe et coûterait environ 20 100 $ en dollars de 2012. Pour les petits exploitants, ce coût est supposé totalement additionnel pour chaque installation qu’ils exploitent. Cependant, pour les grands exploitants, le coût supplémentaire moyen d’un rapport de vérification serait réduit à 7 400 $ pour tenir compte du fait que bon nombre de ces installations soumettent déjà des rapports de vérification qui reflètent la plupart des exigences dans le cadre de leurs obligations en matière de tarification du carbone. L’obligation de transmettre des rapports de vérification ne commencerait qu’en 2027 pour les exploitants assujettis et en 2029 pour les exploitants dont la production est inférieure au seuil fixé pour être assujetti au plafond d’émissions. De plus, les heures de travail externes nécessaires pour transmettre à nouveau un rapport de vérification avec des corrections sont estimées à environ 55 heures (15 % du temps nécessaire pour le rapport complet), soit environ 3 000 $.

Il y aurait également des coûts administratifs liés à l’enregistrement, à la quantification, à la transmission de rapports, au soutien du processus de vérification et à la tenue de registres. Les exploitants assujettis au plafond d’émissions seraient également visés par des exigences administratives liées à l’obligation de remise d’unités de conformité. Dans la mesure du possible, les méthodes de quantification prévues s’harmoniseront avec les exigences existantes, comme celles du Programme de déclaration des gaz à effet de serre, du STFR fédéral et des règlements provinciaux, afin de réduire au minimum le fardeau administratif. Si l’on suppose que l’effort du travail administratif requis est similaire à celui du STFR, le coût administratif total annualisé pour les exploitants pour se conformer aux obligations de conformité du projet de règlement au cours des 10 premières années devrait être d’environ 5,65 millions de dollars pour tous les exploitants, soit une moyenne de 10 100 dollars par exploitant^{référence 14}.

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, dont l’objectif est de limiter la hausse de la température au cours de ce siècle à bien en dessous de 2 °C et de poursuivre les efforts pour la limiter à 1,5 °C. À la suite de ses engagements pris dans le cadre de l’Accord de Paris, le Canada s’est engagé à réduire ses émissions nationales de GES de 40 à 45 % sous les niveaux de 2005 d’ici 2030. Le gouvernement du Canada s’est également engagé à réaliser la carboneutralité d’ici 2050. Le projet de règlement aiderait le Canada à atteindre ces objectifs.

Coopération à l’échelle internationale

Les systèmes de plafonnement et d’échange sont un outil qui a fait ses preuves et qui est utilisé par de nombreux pays à travers le monde. Le plus grand système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de GES est le Système d’échange de quotas d’émission de l’Union européenne (SEQE-UE) établi en 2006, qui vise plus de 10 000 installations et compagnies aériennes en service dans l’Union européenne (UE), et environ 40 % des émissions totales de l’UE^{référence 15}. À l’heure actuelle, le SEQE-UE est dans sa quatrième phase d’échange (de 2021 à 2030) avec le SEQE de la Suisse qui est lié au SEQE-UE depuis janvier 2020^{référence 16}. De plus, le SEQE du Royaume-Uni a été mis en œuvre en janvier 2021, après le retrait du Royaume-Uni du SEQE-UE, et celui-ci n’est actuellement pas lié au SEQE-UE. Le SEQE du Royaume-Uni vise environ un quart des émissions de GES du Royaume-Uni^{référence 17}.

Aux États-Unis, le plus important système de plafonnement et d’échange de droits d’émission de GES est le système californien, qui a été établi en 2012, et qui vise environ 75 % des émissions de GES de la Californie^{référence 18}. L’État a officiellement lié son programme à celui du Québec en janvier 2014. Le programme vise environ 400 installations et les émissions des secteurs de l’énergie, de l’industrie, des transports et du bâtiment. La cible fixée par la loi californienne est de réduire de 40 % les émissions de GES sous les niveaux de 1990 d’ici 2030 et de 85 % sous les niveaux de 1990 ainsi que d’atteindre de la carboneutralité d’ici 2045^{référence 18}.

Le projet de règlement a été élaboré en fonction des caractéristiques des systèmes de plafonnement et d’échange existants dans un contexte d’objectif stratégique de réduction des émissions dans le secteur pétrolier et gazier du Canada et dans un contexte de mise en œuvre en vertu de la LCPE. Il n’est pas proposé de chercher à établir des liens avec d’autres systèmes de plafonnement et d’échange, car la réduction des émissions de GES dans le secteur pétrolier et gazier du Canada deviendrait incertaine.

Liens entre les politiques fédérales, provinciales et territoriales

La Colombie-Britannique est la seule province à avoir prévu aller de l’avant avec un plafond d’émissions du secteur pétrolier et gazier, qui a été présenté par la province à titre de filet de sécurité par rapport aux mesures fédérales. Le Québec dispose actuellement d’un système de plafonnement et d’échange de droits d’émissions qui vise les émissions de GES provenant des secteurs de l’industrie, de l’énergie, des transports et du bâtiment. Ce dernier inclut les émissions provenant des procédés industriels. Ce système a été créé en 2013, puis relié au système de plafonnement et d’échange californien en 2014.

Des interactions sont attendues entre le projet de règlement et les systèmes provinciaux (et fédéral) de tarification du carbone pour l’industrie, puisqu’il y aurait des obligations de transmission de rapports et de conformité au titre des deux systèmes et puisqu’il est attendu à ce que les exploitants assujettis tiennent compte du coût évité ou de la valeur potentielle des ventes de crédits dans le cadre des deux systèmes au moment de prendre des décisions d’investissement. Il s’agirait de systèmes et d’allocations distincts, et les crédits excédentaires émis au titre des systèmes de tarification du carbone pour l’industrie provinciaux et fédéral ne pourraient pas être utilisés dans le cadre du système de plafonnement des émissions. Lorsque les émissions sont visées à la fois par le système fédéral et un système provincial de tarification du carbone, les réductions d’émissions encouragées par le système de plafonnement des émissions pour le secteur pétrolier et gazier contribueraient également à réduire la valeur de l’obligation de conformité d’un exploitant, ou pourraient donner lieu à l’émission de crédits, dans le cadre des systèmes de tarification du carbone provinciaux ou fédéral.

Le projet de règlement serait complémentaire aux mesures réglementaires existantes. La reconnaissance des réductions d’émissions engendrées par l’entremise d’autres mesures faciliterait la conformité au plafond d’émissions. Ces mesures réglementaires comprennent les systèmes de tarification du carbone provinciaux et territoriaux, principalement des systèmes de tarification fondés sur le rendement pour l’industrie dans les provinces productrices, et le projet de règlement sur le méthane. Le projet de règlement est conçu pour aller de pair avec ce vaste ensemble de mesures réglementaires.

Les crédits excédentaires, les crédits au rendement ou les allocations générés dans le cadre de systèmes de tarification du carbone provinciaux, territoriaux ou fédéral ne seraient pas des unités de conformité admissibles au titre du système de plafonnement des émissions. Le projet de règlement propose de reconnaître les crédits compensatoires fédéraux et le même ensemble de crédits compensatoires générés par les programmes et protocoles admissibles figurant sur la liste établie dans le cadre du Règlement sur le STFR^{référence 19}.

Le Ministère souligne également les mesures complémentaires mises en œuvre ou en cours de développement et qui sont hors du champ d’application du projet de règlement et appuient la décarbonation du secteur, ainsi que la compétitivité à court et à long terme de l’industrie :

Crédits d’impôt à l’investissement pour le captage, l’utilisation et le stockage du carbone, et l’hydrogène propre;
Outils de financement importants pour favoriser l’innovation et les activités de réduction des émissions, tels que le Programme d’innovation énergétique du Canada, le Fonds de réduction des émissions (côtier et infracôtier, et extracôtier), le Fonds de croissance du Canada et le Fonds stratégique pour l’innovation;
Soutien aux communautés autochtones pour qu’elles partagent les avantages des grands projets sur leurs territoires, y compris par l’entremise d’un Programme de garantie de prêts pour les Autochtones;
Soutien aux travailleurs lors de la transition vers une économie à faibles émissions de carbone, comme il est indiqué dans le plan provisoire 2023-2025 intitulé Plan pour des emplois durables.

Le projet de règlement devrait s’inscrire dans ce vaste ensemble de mesures fédérales visant à réduire les émissions de GES dans le secteur pétrolier et gazier, tout en cherchant à en atténuer les coûts.

Autres mesures fédérales proposées

Bien que cela ne soit pas prévu dans le projet de règlement, permettre aux exploitants de remettre des RATI dont l’utilisation est autorisée par le Canada comme unités de conformité pour couvrir une partie de leurs émissions de GES pourrait être envisagé dans le règlement final afin d’offrir davantage de souplesse en matière de conformité. Le Ministère à l’intention de poursuivre les consultations concernant l’inclusion éventuelle des RATI à des fins d’unité de conformité au titre du règlement final.

Évaluation environnementale stratégique

Conformément à la Directive du Cabinet sur l’évaluation environnementale des projets de politiques, de plans et de programmes, une évaluation environnementale stratégique a été réalisée afin d’évaluer les répercussions de ce projet. L’évaluation a conclu que le projet de règlement visant à plafonner les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier devrait soutenir plusieurs objectifs de la Stratégie fédérale de développement durable 2022-2026, notamment favoriser l’innovation et l’infrastructure verte au Canada et prendre des mesures pour lutter contre les changements climatiques et leurs répercussions.

Analyse comparative entre les sexes plus

La production de pétrole et de gaz en amont et de GNL contribue de manière importante au PIB provincial dans les provinces productrices de pétrole et de gaz, soit l’Alberta, la Saskatchewan, la Colombie-Britannique et Terre-Neuve-et-Labrador. Les répercussions potentielles sur le secteur comprennent une baisse de la production et des conséquences sur l’emploi. On s’attend à ce que les régions productrices de pétrole et de gaz soient plus touchées que les autres régions du Canada. Le Rapport statistique de 2016 sur l’équité en matière d’emploi indiquait que le taux national de disponibilité sur le marché du travail était pour les femmes de 48,2 %, pour les Autochtones de 4,0 % et pour les membres des minorités visibles de 21,3 %. En 2019, 36 % des travailleurs du secteur pétrolier et gazier au Canada s’identifiaient comme des femmes, 6 % comme des Autochtones, 41 % comme des immigrants et 26 % comme appartenant à un groupe désigné de minorités visibles^{référence 20}. Les répercussions sur l’emploi dans le secteur devraient toucher ces groupes de personnes, entre autres. Le gouvernement propose des mesures de soutien aux travailleurs lors de la transition vers une économie à faibles émissions de carbone, comme il est indiqué dans le plan provisoire 2023-2025 intitulé Plan pour des emplois durables.

Le projet de règlement est une politique clé pour la réduction des émissions nocives de GES. Les avantages de la réduction des émissions de GES associés à ce projet de règlement sont de nature mondiale et ne peuvent donc pas être attribués à une région ou à un groupe précis au Canada. De plus, comme il est indiqué dans la section « Répercussions qualitatives » (voir plus haut), le projet de règlement pourrait avoir une incidence positive sur les rejets de polluants atmosphériques dans le secteur pétrolier et gazier. Toutefois, il est impossible d’évaluer la direction et l’ampleur des changements dans les polluants atmosphériques et les effets sur la santé liés à la pollution atmosphérique au Canada. Aucune autre répercussion significative de l’analyse comparative entre les sexes plus (ACS+) n’a été recensée en relation avec le projet de règlement.

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

Mise en œuvre

La majeure partie des dispositions du projet de règlement entreraient en vigueur à la date de l’enregistrement du règlement. Certaines dispositions entreraient en vigueur à une date ultérieure. Par exemple, l’interdiction liée à l’enregistrement entrerait en vigueur le 1^er janvier 2026, et les dispositions liées à l’établissement du plafond d’émissions et à la distribution des allocations entreraient en vigueur le 1^er janvier 2029. Les obligations de remises, quant à elle, entreraient en vigueur le 1^er janvier 2030.

Le Ministère concevrait et administrerait une nouvelle infrastructure informatique pour mettre en place et gérer le système de plafonnement et d’échange réglementaire, y compris l’enregistrement, la transmission de rapports, la distribution des allocations et la remise des unités de conformité. Parallèlement avec la période de commentaire public du projet de règlement, le Ministère tiendrait une consultation sur l’ébauche du document intitulé Méthodes de quantification pour le Règlement sur les plafonds d’émissions de gaz à effet de serre du secteur pétrolier et gazier. Il collaborerait aussi avec les provinces et établirait des ententes afin de mettre en œuvre la reconnaissance croisée des crédits compensatoires ainsi qu’une liste des systèmes de tarification du carbone qui font l’objet de la reconnaissance croisée. Le Ministère préparerait également des documents d’orientation afin de soutenir les exploitants lors des processus d’enregistrement, de transmission de rapports et de remise.

La phase initiale d’enregistrement aurait lieu en 2025, les exigences en matière de transmission de rapports annuels commençant pour certains exploitants en 2026 (rapport à remettre au plus tard le 1^er juin 2027) et pour les autres en 2028 (rapport à remettre au plus tard le 1^er juin 2029). Les allocations seraient distribuées annuellement avant chaque période de conformité à partir de 2029 pour l’année de conformité 2030. La première période de conformité commencerait le 1^er janvier 2030 et la première date de remise serait le 31 janvier 2032.

Conformité et application

Le personnel du Ministère commencerait à mener des activités de promotion de la conformité et de sensibilisation une fois que la version finale du règlement serait publiée. Les activités de promotion de la conformité devraient être réduites jusqu’à un niveau de maintenance au fur et à mesure que les parties réglementées se familiariseraient aux exigences du projet de règlement. Les activités de promotion de la conformité menées auprès des exploitants et des associations de l’industrie pourraient comprendre des webinaires et des séances d’information sur l’enregistrement et les obligations de conformité réglementaires.

Le projet de règlement serait pris en application de la LCPE, et les agents de l’application de la loi appliqueraient, lors de la vérification de la conformité, la Politique d’observation et d’application de la LCPE. Ressources naturelles Canada devrait également jouer un rôle dans la mise en œuvre du projet de règlement par l’entremise du programme de décarbonation.

Examen réglementaire

L’efficacité du projet de règlement ferait l’objet d’un suivi continu et d’examens réguliers, notamment pour s’assurer que le secteur soit bien positionné afin de continuer à déployer des mesures de réduction des émissions techniquement réalisables, d’être une source hautement efficiente de combustibles fossiles à faibles émissions de carbone à l’heure où le monde se tourne vers des sources d’énergie à faibles émissions de carbone et à émissions nulles de carbone, et d’atteindre la carboneutralité d’ici 2050. Un examen du projet de règlement serait entrepris, conformément à la pratique habituelle du Ministère et conformément à la Directive du Cabinet sur la réglementation. Cet examen se terminerait dans les cinq ans suivant l’entrée en vigueur du projet de règlement et orienterait la trajectoire du plafond d’émissions pour la période postérieure à 2032.

Personnes-ressources

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 : PlanPetrolieretGazier-OilandGasPlan@ec.gc.ca

Division de l’analyse réglementaire et de la valuation
Direction de l’analyse économique
Direction générale de la politique stratégique
Ministère de l’Environnement
351, boulevard Saint-Joseph
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Courriel : RAVD.DARV@ec.gc.ca

PROJET DE RÉGLEMENTATION

Avis est donné, conformément au paragraphe 332(1)^{référence a} de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) ^{référence b}, que la gouverneure en conseil, en vertu du paragraphe 93(1)^{référence c}, des articles 286.1^{référence d}, 319 et 326^{référence e} et du paragraphe 330(3.2)^{référence f} de cette loi, se propose de prendre le Règlement sur les plafonds d’émissions de gaz à effet de serre du secteur pétrolier et gazier, ci-après.

Les intéressés peuvent présenter au ministre de l’Environnement, dans les soixante jours suivant la date de publication du présent avis, leurs observations au sujet du projet de règlement ou un avis d’opposition motivé demandant la constitution de la commission de révision prévue à l’article 333^{référence g} de la même loi. Ceux qui présentent des observations 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. Ceux qui présentent leurs observations par tout autre moyen, ainsi que ceux qui présentent un avis d’opposition, 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 la Division de la gestion des émissions industrielles de gaz à effet de serre, Direction générale de la protection de l’environnement, ministère de l’Environnement, 351, boul. Saint-Joseph, Gatineau (Québec) K1A 0H3 (courriel : PlanPetrolieretGazier-OilandGasPlan@ec.gc.ca).

Quiconque fournit des renseignements au ministre peut en même temps présenter une demande de traitement confidentiel aux termes de l’article 313^{référence h} de cette loi.

Ottawa, le 10 octobre 2024

La greffière adjointe du Conseil privé
Wendy Nixon

Règlement sur les plafonds d’émissions de gaz à effet de serre du secteur pétrolier et gazier

Objet

Objet

1 Le présent règlement a pour objet la réduction des émissions de GES provenant de certaines activités du secteur pétrolier et gazier par l’instauration de plafonds d’émissions de GES.

Définitions et application

Définitions

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

activité industrielle

Toute activité industrielle visée à la colonne 1 de la partie 1 de l’annexe 1. (industrial activity)

agent autorisé

a) S’agissant d’un exploitant qui est une personne physique, cet exploitant ou une personne physique autorisée à agir en son nom;
b) s’agissant d’un exploitant qui est une personne morale, celui de ses dirigeants autorisés à agir en son nom;
c) s’agissant d’un exploitant qui est une autre entité, la personne physique autorisée à agir en son nom. (authorized official)

baril

Unité de volume qui représente 0,15899 m³. (barrel)

biomasse

Vise les plantes ou matières végétales, déchets d’origine animale ou leurs produits dérivés, notamment le bois et les produits de bois, le charbon de bois, les résidus d’origine agricole, la matière organique d’origine biologique dans les déchets urbains et industriels, les gaz d’enfouissement, les bioalcools, la liqueur de cuisson, les gaz de digestion des boues ainsi que les combustibles d’origine animale ou végétale. (biomass)

condensats de gaz naturel

Combinaison complexe d’hydrocarbures dont le nombre de carbones se situe principalement dans la gamme C₅-C₁₅ et qui ont été condensés pendant la production à la tête de puits, dans des usines de traitement du gaz naturel, dans des gazoducs ou dans des usines de chevauchement, y compris leurs distillats liquides ayant un nombre de carbones principalement dans la même gamme. (natural gas condensates)

crédit compensatoire canadien

Selon le cas :

a) crédit compensatoire émis au titre du paragraphe 29(1) du Règlement sur le régime canadien de crédits compensatoires concernant les gaz à effet de serre;
b) unité ou crédit reconnu au titre du paragraphe 78(1) du Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement qui satisfait aux critères établis aux alinéas 78(4)a) à d) de ce règlement. (Canadian offset credit)

écart important

Écart visé à l’article 38. (material discrepancy)

énergie thermique

Énergie utile sous forme de vapeur ou d’eau chaude, destinée à être utilisée à des fins industrielles. (thermal energy)

exploitant

Personne qui exerce toute autorité à l’égard d’une installation où des activités industrielles sont exercées. (operator)

gaz naturel commercialisable

Gaz naturel qui consiste en au moins 90 % de méthane et qui satisfait aux spécifications pour le transport par pipeline et la vente pour distribution générale au public. (marketable natural gas)

GES

Toute substance mentionnée à l’un des articles 65 à 70 de la partie 2 de l’annexe 1 de la Loi. (GHG)

GES attribués

Pour une année civile donnée, quantité de GES attribuée à une installation en application de l’article 17 et qui est indiquée au rapport annuel prévu à l’article 9, exprimée en tonnes d’équivalent de dioxyde de carbone, ou, le cas échéant, quantité de GES qui est attribuée à une installation dans le rapport corrigé prévu à l’article 14 ou par le ministre en vertu de l’article 22. (attributed GHGs)

installation

Tout bâtiment, toute structure, y compris toute unité industrielle extracôtière mobile ou fixe, et tout équipement — véhicule et autre machinerie — qui sont exploités de façon intégrée et complémentaire, qui servent à l’exercice d’une activité industrielle et qui sont situés :

a) sur un site unique ou sur des sites contigus ou adjacents;
b) sur plusieurs sites formant un réseau dans lequel se trouve un site central de traitement qui est relié par des conduites de collecte à tout autre site où se trouve un ou des puits;
c) sur un site complémentaire à l’activité industrielle, notamment un lieu de stockage de CO₂, un bassin de résidus, une lagune d’eaux usées ou un bassin d’eaux usées. (facility)

liquides de gaz naturel

Propane, butanes et pentanes plus, ou toute combinaison de ceux-ci, obtenus par le traitement du gaz naturel brut ou de condensats de gaz naturel. (natural gas liquids)

Loi

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

méthodes de quantification

Document intitulé Méthodes de quantification pour le Règlement sur les plafonds d’émissions de gaz à effet de serre du secteur pétrolier et gazier, publié par le ministre. (Quantification Methods)

nouvelle installation

S’entend d’une installation où aucune activité industrielle n’a été exercée avant le 1^er janvier 2026 et dont les émissions de GES prévues seront d’au moins 10 000 tonnes de CO₂e au cours d’une des trois premières années civiles d’activités industrielles. (new facility)

période de conformité

Période commençant le 1^er janvier 2030 et se terminant le 31 décembre 2032 et, par la suite, toute période de trois années civiles consécutives. (compliance period)

production cumulée

Production provenant de toutes les activités industrielles réalisées à toutes les installations d’un exploitant, exprimée en barils équivalent pétrole. (cumulative production)

seuil annuel

Production de 365 000 barils équivalent pétrole effectuée au cours d’une année civile. (annual threshold)

seuil mensuel

Production mensuelle de 30 000 barils équivalent pétrole. (monthly threshold)

source spécifique d’émissions

Toute source d’émissions visée à la partie 2 de l’annexe 1. (specified emissions source)

unité de conformité

S’entend de :

a) toute allocation créée et distribuée au titre de l’article 31;
b) toute unité de décarbonation créée en application de l’article 34;
c) tout crédit compensatoire canadien. (compliance unit)

Incorporation par renvoi

3 (1) Sous réserve du paragraphe (2), toute mention d’un document incorporé par renvoi dans le présent règlement est, sauf indication contraire, un renvoi à sa plus récente version.

Méthodes de quantification

(2) La version des méthodes de quantification à utiliser pour une année civile est la version la plus récemment publiée avant le début de cette année.

Conversion en tonnes de CO₂e

4 Pour l’application du présent règlement, toute quantité de GES, exprimée en tonnes, est convertie en tonnes d’équivalent de dioxyde de carbone (ci-après appelées tonnes de CO₂e) par la multiplication de la quantité de GES en question par son potentiel de réchauffement planétaire prévu dans les méthodes de quantification.

Installations réputées constituer une installation

5 Pour l’application du présent règlement, plusieurs installations sont réputées constituer une seule installation si, à la fois :

a) elles relèvent d’un même exploitant ou, si elles relèvent de plus d’un exploitant, elles ont au moins un exploitant en commun;
b) elles sont situées dans la même province;
c) aucun renseignement relatif aux émissions de GES des installations pour l’année civile 2024 ou toute année civile subséquente n’a été exigé par avis publié en application du paragraphe 46(1) de la Loi.

Obligations de l’exploitant

6 L’exploitant se conforme à toute obligation prévue par le présent règlement à l’égard d’une installation — notamment la transmission de rapports, la remise de toute unité de conformité et la tenue des registres — pour la période pendant laquelle il est l’exploitant de l’installation.

PARTIE 1
Enregistrement et rapports

Enregistrement

Obligation — exploitant existant

7 (1) Tout exploitant est tenu de s’enregistrer auprès du ministre en lui transmettant les renseignements requis à l’annexe 2.

Obligation — nouvel exploitant

(2) Toute personne qui compte devenir un exploitant est tenue de s’enregistrer auprès du ministre en lui transmettant les renseignement requis à l’annexe 2 avant d’émettre tout GES provenant d’activités industrielles exercées à ses installations.

Date d’enregistrement

(3) L’enregistrement prend effet à compter de la date à laquelle les renseignements requis sont transmis au ministre ou, s’agissant d’une personne visée au paragraphe (2), à compter de la date prévue pour le début des activités industrielles, indiquée dans les renseignements transmis.

Interdiction

Émissions de GES — exploitant non enregistré

8 Il est interdit à tout exploitant d’émettre des GES provenant de toute activité industrielle exercée à ses installations sauf s’il est enregistré conformément à l’article 7.

Rapport annuel

Rapport annuel

9 (1) À compter de la première année civile après 2025 où des GES sont émis d’une installation en raison d’activités industrielles qui y sont exercées, l’exploitant de l’installation transmet au ministre, à l’égard de cette installation, un rapport annuel au plus tard le 1^er juin qui suit l’année civile en cause.

Contenu du rapport annuel

(2) Le rapport annuel comprend, pour une année civile donnée, les renseignements suivants :

a) ceux qui sont prévus à l’annexe 3;
b) la production liée à chaque activité industrielle exercée à l’installation, calculée conformément à l’article 16;
c) la quantité de GES qui est attribuée à l’installation, calculée conformément à l’article 17;
d) la quantité de GES provenant de toute source spécifique d’émissions de l’installation, calculée conformément à l’article 18.

Exemption — 2026 et 2027

(3) Malgré le paragraphe (1), l’exploitant n’est pas tenu de transmettre au ministre un rapport annuel pour les années civiles 2026 et 2027 si, à la fois :

a) sa production cumulée, qui est déclarée à l’une des autorités ci-après, est inférieure au seuil mensuel pour les mois de janvier 2024 à juin 2025 :
- (i) la province où est située l’installation,
- (ii) la Régie canadienne de l’énergie,
- (iii) l’Office Canada – Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers,
- (iv) l’Office Canada – Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers;
b) aucun renseignement relatif aux émissions de GES de ses installations pour l’année civile 2024 n’a été exigé par avis publié en application du paragraphe 46(1) de la Loi.

Rapport de production cumulée

10 (1) L’exploitant qui est tenu de transmettre le rapport annuel visé à l’article 9 joint à celui-ci un rapport concernant la production cumulée pour l’année civile en cause.

Contenu du rapport de production cumulée

(2) Le rapport de production cumulée comprend les renseignements suivants :

a) ceux qui sont prévus à l’annexe 4;
b) la production cumulée déterminée conformément aux méthodes de quantification.

Compression de gaz naturel

(3) Pour l’application de l’alinéa (2)b), l’exploitant d’une installation où est exercée une activité industrielle visée à l’article 6 de la partie 1 de l’annexe 1 détermine la production de cette activité, conformément aux méthodes de quantification, en volume de gaz naturel qui a été comprimé, exprimé en 1 000 m³ de gaz naturel équivalent.

Vérification du rapport annuel

11 (1) L’exploitant fait vérifier le rapport annuel prévu à l’article 9 par un organisme de vérification.

Corrections

(2) Si l’organisme de vérification décèle une erreur ou une omission lors de la vérification du rapport annuel, l’exploitant est tenu :

a) soit de corriger, avant de transmettre le rapport annuel, toute erreur ou toute omission décelée;
b) soit de joindre au rapport annuel les raisons pour lesquelles l’erreur ou l’omission n’a pas été corrigée.

Rapport de vérification

(3) L’exploitant joint au rapport annuel le rapport de vérification préparé par l’organisme de vérification.

Erreur ou omission

12 (1) Si, dans les cinq années qui suivent la date à laquelle le rapport annuel prévu à l’article 9 est transmis, l’exploitant constate toute erreur ou omission, il en avise le ministre, par écrit, dans les trente jours suivant la date à laquelle il en a fait le constat.

Contenu de l’avis

(2) L’avis contient les éléments suivants :

a) une description de l’erreur ou de l’omission;
b) une déclaration qui indique si l’erreur ou l’omission est quantitative ou qualitative;
c) dans le cas d’une erreur ou d’une omission quantitative :
- (i) une déclaration qui indique si l’erreur augmente ou diminue les GES attribués ou la production liée à toute activité industrielle,
- (ii) dans le cas d’une erreur ou d’une omission portant sur les GES attribués, une déclaration qui indique si celle-ci est en-dessous ou au-dessus du seuil de correction visé à l’article 13 ou est égale à ce seuil,
- (iii) le cas échéant, si l’erreur ou l’omission aurait constitué un écart important si elle avait été relevée lors de la vérification du rapport annuel.

Constat du ministre

(3) Le ministre avise l’exploitant par écrit de lui transmettre le rapport corrigé prévu à l’article 14 s’il constate, dans les cinq années qui suivent la date à laquelle le rapport annuel prévu à l’article 9 a été transmis, une erreur ou une omission qui :

a) est égale ou supérieure au seuil de correction visé à l’article 13;
b) aurait constitué un écart important si elle avait été relevée lors de la vérification du rapport annuel.

Seuil de correction

13 Pour l’application des articles 12 et 14, l’erreur ou l’omission qui vise les GES attribués rapportés dans le rapport annuel est égale ou supérieure au seuil de correction dans les cas suivants :

a) la valeur de l’élément A de la formule ci-après est d’au moins 1 000 tonnes de CO₂e;
b) le résultat du calcul prévu à la formule ci-après, exprimé en pourcentage, est d’au moins de 2 % et la valeur de l’élément A est d’au moins de 10 tonnes de CO₂e :

A ÷ B: où :
A: représente la valeur absolue de la somme nette des surévaluations et des sous-évaluations constatées par l’exploitant au titre du paragraphe 12(1) ou par le ministre au titre du paragraphe 12(3), exprimée en tonnes de CO₂e,
B: les GES attribués rapportés dans le rapport annuel.

Rapport corrigé

14 (1) L’exploitant transmet au ministre un rapport corrigé dans les délais suivants :

a) s’agissant d’une erreur ou d’une omission égale ou supérieure au seuil de correction visé à l’article 13 et qui n’aurait pas constitué un écart important si elle avait été relevée lors de la vérification du rapport annuel, soixante jours après la date de transmission de l’avis prévu aux paragraphes 12(1) ou (3);
b) s’agissant d’une erreur ou d’une omission qui aurait constitué un écart important si elle avait été relevée lors de la vérification du rapport annuel, cent vingt jours après la date de transmission de l’avis prévu aux paragraphes 12(1) ou (3).

Contenu du rapport corrigé

(2) Le rapport corrigé comprend les renseignements prévu au paragraphe 9(2) de même que les renseignements suivants :

a) toute correction apportée aux renseignements transmis dans le rapport annuel;
b) les circonstances qui ont donné lieu à l’erreur ou à l’omission;
c) la raison pour laquelle l’erreur ou l’omission n’ont pas été décelées plus tôt;
d) les mesures prévues ou celles qui sont déjà mises en œuvre afin d’éviter les erreurs ou omissions du même type.

Vérification du rapport corrigé

(3) S’agissant d’une erreur ou d’une omission qui aurait constitué un écart important si elle avait été relevée lors de la vérification du rapport annuel, l’exploitant fait vérifier le rapport corrigé par un organisme de vérification.

Vérification

(4) L’exploitant joint au rapport corrigé le rapport de vérification préparé par l’organisme de vérification si une vérification est requise en application du paragraphe (3).

Obligation de vérification

15 L’exploitant veille à ce que la vérification de tout rapport annuel et de tout rapport corrigé soit réalisée par un organisme de vérification qui :

a) remplit les critères prévus à l’article 37;
b) n’est pas en situation de conflit d’intérêts au sens de l’article 39;
c) effectue le nombre de visites requises en application de l’article 40;
d) consigne dans son rapport de vérification tout renseignement visé à l’annexe 5.

Quantification de la production et de GES

Quantification de la production

Production

16 Pour chaque année civile, l’exploitant détermine, conformément aux méthodes de quantification, la production liée à toute activité industrielle exercée à chacune de ses installations et l’exprime selon l’unité de mesure prévue à la colonne 2 de la partie 1 de l’annexe 1 pour l’activité industrielle.

Quantification de GES

GES attribués

17 (1) L’exploitant calcule la quantité de GES qui est attribuée à l’installation, pour une année civile donnée, selon la formule suivante :

A − B + C − D + E − F: où :
A: représente la quantité de GES provenant de toute source spécifique d’émissions de l’installation, calculée conformément à l’article 18;
B: la quantité de CO₂ déterminée conformément à l’article 19;
C: la quantité de GES provenant de la production de l’énergie thermique fournie à l’installation durant l’année civile;
D: la quantité de GES provenant de la production de l’énergie thermique à l’installation qui est acheminée ailleurs durant l’année civile;
E: la quantité de GES provenant de la production de l’hydrogène fournie à l’installation durant l’année civile;
F: la quantité de GES provenant de la production de l’hydrogène à l’installation qui est acheminée ailleurs durant l’année civile.

Éléments B à F

(2) Toute quantité visée à l’un des éléments B à F de la formule prévue au paragraphe (1) est calculée selon les méthodes de quantification et exprimée en tonnes de CO₂e.

Éléments D ou F

(3) Seule la quantité de GES qui a été comptabilisée sous l’élément A de la formule prévue au paragraphe (1) peut être comptabilisée sous les éléments D ou F de cette formule.

Biomasse

(4) La quantité de CO₂ qui est établie selon les méthodes de quantification et qui provient de la biomasse n’est pas comptabilisée sous les éléments A à F de la formule prévue au paragraphe (1).

Arrondissement

(5) Si le résultat obtenu en application du paragraphe (1) n’est pas un nombre entier, il est arrondi au nombre entier le plus près ou, s’il est équidistant entre deux nombres entiers, au nombre entier le plus élevé.

Calcul de la quantité de GES provenant d’une installation

18 (1) L’exploitant calcule la quantité de GES provenant de l’installation durant une année civile, exprimée en tonnes de CO₂e, selon la formule suivante :

$\sum_{i = 1}^{n} \sum_{j = 1}^{m} E_{i, j} \times {PRP}_{j}$: où :
E_i,j: représente la quantité du GES « j » provenant de l’installation pour la source spécifique d’émissions « i » durant l’année civile et calculée selon les méthodes de quantification, exprimée en tonne;
PRP_j: le potentiel de réchauffement planétaire prévu dans les méthodes de quantification du GES « j »;
i: la i^th source spécifique d’émissions « i », telle que 1 ≤ i ≤ n, où n représente le nombre de sources spécifiques d’émissions;
j: le j^th GES « j », tel que 1 ≤ j ≤ m, où m représente le nombre de GES.

Électricité

(2) Pour l’application du paragraphe (1), n’est pas comptabilisée la quantité de GES qui est établie selon les méthodes de quantification et qui provient de la production d’électricité.

Données manquantes

(3) Si des données requises pour calculer la quantité de GES sont manquantes pour une période de l’année civile, des données de remplacement sont établies pour cette période selon les méthodes de quantification.

Échantillonnage, analyse et mesure

(4) Lorsqu’il détermine une quantité de GES, l’exploitant respecte les exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure établies dans les méthodes de quantification.

Stockage de CO₂

19 (1) Seule peut être comptabilisée sous l’élément B de la formule prévue au paragraphe 17(1) la quantité de CO₂ captée à l’installation, qui a été comptabilisée sous l’élément A de cette même formule et qui est stockée de façon permanente dans le cadre d’un projet de stockage qui respecte les critères suivants :

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

Facteur

(2) Toute quantité de CO₂ qui est stockée dans un site géologique visé à l’alinéa (1)a) est multipliée par un facteur de 0,995 avant d’être comptabilisée sous l’élément B de la formule prévue au paragraphe 17(1).

Mesure

Instrument de mesure

20 Tout instrument de mesure utilisé pour déterminer toute quantité requise en application du présent règlement doit satisfaire aux exigences établies dans les méthodes de quantification ou, en l’absence d’exigences applicables dans les méthodes de quantification, satisfaire aux exigences suivantes :

a) être mis en place, utilisé, entretenu et étalonné conformément aux indications du fabricant ou, si celles-ci ne sont pas disponibles, à toute norme applicable généralement reconnue par l’industrie à l’échelle nationale ou internationale;
b) maintenir une exactitude de ± 5%.

Système de mesure et d’enregistrement

21 Si, pour l’application du présent règlement, un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions est utilisé pour quantifier les GES, l’exploitant veille à ce que le système soit conforme aux exigences établies dans les méthodes de quantification.

Détermination par le ministre

Détermination

22 (1) Le ministre peut, pour toute année civile donnée, déterminer la production de toute installation ou la quantité de GES qui est attribuée à l’installation, dans les situations suivantes :

a) il existe un écart important à l’égard de la production de l’installation ou des GES attribués de l’installation;
b) l’avis visé à l’alinéa 3n) de l’annexe 5 fait mention de l’impossibilité de conclure qu’un écart important existe ou que le rapport annuel ou le rapport corrigé a été établi en conformité avec le présent règlement.

Éléments considérés

(2) Pour l’application du paragraphe (1), le ministre tient compte des éléments suivants :

a) du rapport annuel et du rapport de vérification qui lui ont été transmis pour l’année civile visée, de même que tout autre rapport antérieur;
b) de tout renseignement qui lui a été communiqué en application de tout avis visé au paragraphe 46(1) de la Loi;
c) tout renseignement relatif à la production de l’installation ou aux GES provenant de l’installation transmis à la province où est située l’installation, à la Régie canadienne de l’énergie, à l’Office Canada – Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers ou à l’Office Canada – Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers;
d) s’agissant de déterminer la production liée à l’installation, tout renseignement concernant toute activité industrielle exercée au Canada ou ailleurs qui est semblable à celle exercée à l’installation;
e) s’agissant de déterminer les GES attribués de l’installation, toute méthode reconnue utilisée pour établir la quantité de GES provenant de toute activité industrielle semblable à celle exercée à l’installation;
f) tout autre renseignement transmis par l’exploitant.

Demande du ministre

(3) À la demande du ministre, l’exploitant lui transmet, dans le délai précisé, tout renseignement nécessaire pour lui permettre de déterminer les GES attribués de l’installation ou la production de l’installation.

Absence de rapport

(4) Si le rapport annuel, le rapport de vérification ou, le cas échéant, le rapport corrigé requis pour une année civile donnée n’ont pas été transmis au ministre, la production visée à l’article 16 est réputée être égale à zéro et le ministre détermine les GES attribués de l’installation à partir de tout élément visé au paragraphe (2).

Avis

(5) Le ministre avise l’exploitant par écrit de toute détermination établie en vertu du présent article.

PARTIE 2
Plafonds d’émissions, remise d’unités de conformité et distribution d’allocations

Plafonds d’émissions

Calcul du plafond d’émissions

23 Est établi, pour chaque année civile comprise dans la période de conformité, un plafond d’émissions égal à 73 % de la totalité, pour l’année civile 2026, des GES attribués de chacune des installations pour lesquelles un rapport annuel est requis pour l’année en cause.

Interdiction

Interdiction

24 Il est interdit à tout exploitant visé à l’article 26 d’émettre des GES en conséquence de toute activité industrielle exercée à son installation, sauf s’il remet les unités de conformité requises au titre de l’article 25.

Remise

Obligation de remise

25 (1) L’exploitant visé à l’article 26 remet au ministre une unité de conformité pour chaque tonne de CO₂e de GES attribués de son installation pour chaque année civile d’une période de conformité au plus tard le 31 janvier de la deuxième année suivant la fin de cette période de conformité.

Remise partielle

(2) Pour chacune des deux premières années de la période de conformité, l’exploitant remet un nombre d’unités de conformité équivalent à au moins 30 % des GES attribués au plus tard :

a) s’agissant de GES attribués pour la première année de la période de conformité, le 31 janvier de la deuxième année suivant cette année;
b) s’agissant de GES attribués pour la deuxième année de la période de conformité, le 31 janvier de la deuxième année suivant cette année.

Nouvelle installation

(3) Pour l’application du présent article, les GES attribués d’une nouvelle installation sont réputés être nuls jusqu’au 1^er janvier de la cinquième année civile qui suit l’année marquant le début des activités industrielles à cette nouvelle installation.

Début de l’application de la remise

26 (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), l’exploitant dont la production cumulée pendant une année civile est égale ou supérieure au seuil annuel est visé par la remise prévue à l’article 25 à compter du 1^er janvier de la deuxième année civile qui suit celle où sa production cumulée, selon le rapport prévu à l’article 10, est égale ou supérieure au seuil annuel.

Exploitation d’une installation existante

(2) L’exploitant qui reprend l’exploitation d’une installation dont la quantité de GES, selon le calcul prévu à l’article 18 et le rapport annuel le plus récent à l’égard de l’installation, est égale ou supérieure à 10 000 tonnes de CO₂e est visé par la remise prévue à l’article 25 dès l’année civile où il reprend l’exploitation de l’installation.

Remise dès 2030

(3) Est visé par la remise prévue à l’article 25, dès l’année 2030, l’exploitant dont la production cumulée, selon le rapport prévu à l’article 10, est égale ou supérieure au seuil annuel pour les années civiles 2026, 2027 ou 2028.

Cessation de l’obligation de remise

27 L’exploitant cesse d’être visé par la remise prévue à l’article 25 à compter du 1^er janvier de l’année qui suit une séquence de quatre années civiles durant lesquelles sa production cumulée, selon le rapport prévu à l’article 10, est inférieure à la moitié du seuil annuel.

Unités de conformité pouvant être remises

28 (1) Les unités de conformité pouvant être remises en application de l’article 25 respectent les exigences suivantes :

a) au moins 80 % d’entre elles sont des allocations;
b) au plus 10 % d’entre elles sont des unités de décarbonation;
c) au plus 20 % d’entre elles sont des crédits compensatoires canadiens;
d) s’agissant d’allocations, celles-ci ont été attribuées pour la période de conformité visée par la remise ou pour celle qui la précède;
e) s’agissant de crédits compensatoires canadiens, ceux-ci sont associés à une réduction ou à un retrait de GES ayant eu lieu dans les cinq années civiles qui précèdent la période de conformité visée par la remise;
f) s’agissant d’une unité de décarbonation, la contribution versée pour créer l’unité vise une année civile comprise dans la période de conformité pour laquelle la remise est effectuée.

Reconnaissance croisée

(2) Un exploitant peut remettre un même crédit compensatoire canadien pour répondre aux exigences prévues à l’article 25 et à celles d’un système reconnu au titre du paragraphe (3) si, au titre de ce système, le crédit qui est remis, à la fois :

a) vise une année civile comprise dans la période de conformité pour laquelle la remise est effectuée en application de l’article 25;
b) vise une activité industrielle exercée dans la même province où est située l’installation pour laquelle la remise est effectuée en application de l’article 25;
c) vise à répondre à des exigences autres que celles visant une situation extraordinaire telle le remplacement d’une unité annulée ou la réponse à un manquement.

Système reconnu

(3) Est un système reconnu :

a) tout système de tarification des GES qui est mis en place au titre de la section 1 de la partie de 2 de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre;
b) tout système de tarification provincial du carbone qui fait l’objet d’une entente de reconnaissance entre la province et le ministre et dont le nom figure sur la liste publiée sur le site Web du ministère de l’Environnement.

Demande du ministre

(4) À la demande du ministre, l’exploitant lui transmet, dans le délai précisé, tout renseignement nécessaire pour lui permettre d’évaluer l’admissibilité de tout crédit compensatoire canadien remis au titre du présent article.

Rapport corrigé

29 (1) Si, après le délai prévu au paragraphe 25(1), l’exploitant transmet au ministre le rapport corrigé prévu à l’article 14 dans lequel il appert que les GES attribués sont plus élevés que ceux initialement rapportés, le ministre avise l’exploitant du nombre d’unités de conformité qui doivent lui être remises.

Obligation de remise

(2) L’exploitant remet au ministre le nombre d’unités de conformité visé par l’avis, au plus tard le 31 janvier de la deuxième année civile suivant la date à laquelle le ministre remet l’avis.

Unités de conformité pouvant être remises

(3) Les unités de conformité pouvant être remises au titre du paragraphe (2) respectent les exigences suivantes :

a) au moins 80 % d’entre elles sont des allocations;
b) au plus 10 % d’entre elles sont des unités de décarbonation;
c) au plus 20 % d’entre elles sont des crédits compensatoires canadiens;
d) s’agissant d’allocations, celles-ci ont été attribuées dans les trois années civiles qui précèdent la fin du délai prévu au paragraphe (2);
e) s’agissant de crédits compensatoires canadiens, ceux-ci sont associés à une réduction ou à un retrait de GES ayant eu lieu dans les cinq années civiles qui précèdent la fin du délai prévu au paragraphe (2);
f) s’agissant d’une unité de décarbonation, la contribution versée pour créer l’unité a été faite pour l’année civile durant laquelle le ministre a remis l’avis visé au paragraphe (2).

Crédits compensatoires canadiens annulés

30 (1) Si la province qui a émis le crédit compensatoire canadien visé à l’alinéa b) de la définition de crédit compensatoire canadien, à l’article 2, annule celui-ci dans les cinq années qui suivent la date à laquelle la remise du crédit au ministre a été effectuée et que la province n’a pas prévu de mécanismes de remplacement, le ministre avise l’exploitant du nombre de crédits compensatoires canadiens qui ont été annulés par la province et du nombre d’unités de conformité qui doivent lui être remises.

Obligation de remise

(2) L’exploitant remet au ministre le nombre d’unités de conformité visé par l’avis au plus tard le 31 janvier de la deuxième année civile suivant la date à laquelle le ministre remet l’avis.

Unités de conformité pouvant être remises

(3) Les unités de conformité pouvant être remises au titre du paragraphe (2) sont les allocations ou crédits suivants :

a) des allocations qui ont été attribuées dans les trois années civiles qui précèdent la fin du délai prévu au paragraphe (2);
b) des crédits compensatoires canadiens qui sont associés à une réduction ou à un retrait de GES ayant eu lieu dans les cinq années civiles qui précèdent la fin du délai prévu à ce même paragraphe.

Distribution des allocations

Création et distribution d’allocations

31 Pour l’application de l’article 25, le ministre :

a) crée, pour chaque année civile comprise dans la période de conformité, un nombre d’allocations — dont la valeur de chacune équivaut à une tonne de CO₂e — égal au plafond d’émissions déterminé conformément à l’article 23;
b) distribue les allocations aux exploitants qui sont visés par la remise prévue à l’article 25.

Calcul

32 (1) Pour chaque année civile où l’exploitant est tenu d’effectuer la remise prévue à l’article 25, le nombre d’allocations attribuées à l’exploitant à l’égard d’une installation est déterminé selon la formule suivante :

A × B ÷ F

où :

A

représente le nombre d’allocations créées en application de l’article 31 pour l’année civile;

B

le nombre d’allocations déterminé selon la formule suivante :

$\sum_{j} (\frac{C_{i - 4, j} + C_{i - 3, j} + C_{i - 2, j}}{E} \times D_{i, j})$

où :

C_i,j

représente la production de l’exploitant liée à l’activité industrielle « j » exercée à l’installation durant la i^th année civile,

D_i,j

le taux de distribution prévu à la colonne 3 de la partie 1 de l’annexe 1, qui est applicable à la j^th activité industrielle durant la i^th année civile,

i

l’année civile pour laquelle les allocations sont attribuées,

j

la j^th activité industrielle exercée à l’installation,

E

le plus grand des nombres suivants :

a) le nombre d’années civiles au cours des trois années civiles précédant la i-1^e année civile pendant lesquelles l’exploitant exerce ses activités industrielles à l’installation,
b) le nombre d’années civiles au cours des trois années civiles précédant la i-1^e année civile pour lesquelles tout exploitant visé par la remise prévue à l’article 25 a transmis un rapport annuel à l’égard de l’installation;

F

la somme des nombres d’allocations déterminés à l’élément B pour chaque installation de chaque exploitant ayant droit à des allocations pour l’année civile.

Production — C_i,j

(2) La production liée à l’activité industrielle exercée pendant une année civile visée à l’élément C_i,j de la formule prévue au paragraphe (1) correspond à la production rapportée par l’exploitant dans le rapport annuel pour l’année civile visée ou, le cas échéant :

a) à celle qui a été rapportée dans le rapport corrigé prévu à l’article 14 et transmis au ministre avant le 1^er septembre de l’année civile qui précède celle pour laquelle les allocations sont attribuées;
b) à celle qui a été établie par le ministre en vertu de l’article 22.

Arrondissement

(3) Si le résultat obtenu en application du paragraphe (2) ne correspond pas à un nombre entier, il est arrondi au nombre entier inférieur le plus proche.

Nouvelle installation

(4) L’exploitant n’est pas en droit de recevoir des allocations à l’égard d’une nouvelle installation pour toute année civile pour laquelle, en application du paragraphe 25(3), les GES attribués de celle-ci sont réputés être nuls.

Date de distribution

(5) Les allocations sont distribuées au plus tard le 30 novembre de l’année civile qui précède celle pour laquelle elles sont attribuées.

Cession

(6) Une allocation attribuée au titre du présent article n’est cessible qu’entre exploitants.

Rapport corrigé — allocations

33 (1) Si, après le 31 août de l’année de la distribution des allocations, l’exploitant transmet au ministre le rapport corrigé prévu à l’article 14 dans lequel il appert que la production liée à l’installation est inférieure à celle qui a été utilisée pour calculer le nombre d’allocations attribuées, le ministre avise l’exploitant du nombre d’allocations qui lui ont été attribuées en trop et du nombre d’unités de conformité qui doivent lui être remises.

Calcul des allocations attribuées en trop

(2) Le nombre d’allocations attribuées en trop est déterminé selon la formule suivante :

G − H: où :
G: représente le nombre d’allocations attribuées à l’exploitant, pour l’année civile en cause, déterminé selon l’article 32;
H: le nombre d’allocations auxquelles l’exploitant a droit, déterminé par le remplacement seulement de la valeur de l’élément C_i,j de l’élément B de la formule prévue au paragraphe 32(1) par celle du rapport corrigé.

Obligation de remise

(3) L’exploitant remet au ministre le nombre d’unités de conformité visé par l’avis donné au titre du paragraphe (1) au plus tard le 31 janvier de la deuxième année civile suivant la date à laquelle le ministre remet l’avis.

Unités de conformité pouvant être remises

(4) Les unités de conformité pouvant être remises au titre du paragraphe (3) sont des allocations qui ont été attribuées dans les trois années civiles qui précèdent la fin du délai prévu à ce paragraphe.

Unités de décarbonation

Création d’unités de décarbonation

34 (1) Une unité de décarbonation — équivalente à une tonne de CO₂e — est créée lorsque l’exploitant remplit les conditions suivantes :

a) il transmet au ministre les renseignements prévus à l’annexe 6;
b) il verse au programme de décarbonation la contribution établie en fonction du taux de contribution prévu à la colonne 2 du tableau de l’annexe 6, selon l’année visée par la contribution.

Objectif du programme de décarbonation

(2) Le programme de décarbonation, lequel est un programme de financement visé au paragraphe 327.1(1) de la Loi, vise à réduire les émissions de GES provenant du secteur pétrolier et gazier au Canada.

Utilisation des contributions

(3) La contribution visée à l’alinéa (1)b) est utilisée pour financer des projets qui réduisent les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier et pour lesquels la réduction a lieu au plus tard au dixième anniversaire du versement de la contribution.

Aucune cession

(4) Les unités de décarbonation sont incessibles.

Date de remise

Renseignements requis

35 Toute unité de conformité remise en application de l’article 25 ou des paragraphes 29(2), 30(2) ou 33(3) est considérée comme l’être à la date à laquelle les renseignements requis à l’annexe 7 sont transmis au ministre.

PARTIE 3
Dispositions diverses

Cessation des activités industrielles

Cessation définitive

36 (1) Pour l’application du présent règlement, l’exploitant est considéré comme ayant cessé définitivement toutes les activités industrielles à une installation à compter du 1^er janvier de l’année qui suit, selon le cas :

a) l’année désignée par l’exploitant dans le rapport prévu à l’article 10 comme étant l’année de la cessation des activités industrielles;
b) une séquence de quatre années civiles durant lesquelles la production de cette installation est égale à zéro, selon le calcul prévu à l’article 16 et selon le rapport annuel ou le rapport corrigé.

Conséquences

(2) Si l’exploitant a cessé définitivement toutes les activités industrielles à une installation, le rapport annuel prévu à l’article 9 n’est pas requis à l’égard de l’installation et aucune allocation n’est attribuée en vertu de l’article 32 à l’égard de cette installation.

Obligations

(3) L’exploitant qui a cessé définitivement toutes les activités industrielles à une installation remplit néanmoins, à l’égard de celle-ci, les obligations prévues aux articles 12, 14, 15, 25, 29, 30, 33 et 41 à 43.

Vérification

Organisme de vérification

37 Tout organisme de vérification est habilité à vérifier le rapport annuel ou le rapport corrigé si, à la fois :

a) il satisfait aux exigences d’accréditation suivantes :
- (i) il est accrédité par le Conseil canadien des normes, le 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 de l’Organisation internationale de normalisation, intitulée Principes généraux et exigences pour les organismes de validation et de vérification de l’information environnementale,
- (ii) la portée de son accréditation lui permet d’effectuer la vérification du rapport annuel ou du rapport corrigé,
- (iii) il ne fait pas l’objet d’une suspension par l’organisme d’accréditation l’ayant accrédité;
b) il procède à la vérification conformément à la version, prévue à son accréditation, de la norme ISO 14064-3 de l’Organisation internationale de normalisation, intitulée Gaz à effet de serre — Partie 3: Spécifications et lignes directrices pour la vérification et la validation des déclarations des gaz à effet de serre, en appliquant les procédures lui permettant d’établir selon un niveau d’assurance raisonnable, au sens de cette norme, les éléments suivants :
- (i) s’il existe un écart important à l’égard des GES attribués ou de la production qui sont rapportés dans le rapport annuel ou dans le rapport corrigé,
- (ii) si à son avis, le rapport annuel ou le rapport corrigé ont été établis conformément au présent règlement.

Écart important — GES attribués

38 (1) Un écart important est constaté à l’égard des GES attribués, selon le rapport annuel ou selon le rapport corrigé, lorsque la valeur de l’élément A de la formule ci-après est égale ou supérieure à 10 000 tonnes de CO₂e ou que le résultat obtenu par le calcul prévu à cette formule, exprimé en pourcentage, est égal ou supérieur à 5 % :

A ÷ B: où :
A: représente la valeur absolue de la somme nette des surévaluations et des sous-évaluations constatées par le ministre au titre du paragraphe 12(3) ou lors de la vérification, exprimée en tonnes de CO₂e;
B: les GES attribués.

Écart important — production

(2) Un écart important est constaté à l’égard de la production de l’installation liée à une activité industrielle, selon le rapport annuel ou le rapport corrigé, lorsque le résultat obtenu de la formule ci-après, exprimé en pourcentage, est égal ou supérieur à 0,1 % :

A ÷ B: où :
A: représente la valeur absolue de la somme nette des surévaluations et des sous-évaluations constatées par le ministre au titre du paragraphe 12(3) ou lors de la vérification, exprimée selon l’unité de mesure prévue à la colonne 2 de la partie 1 de l’annexe 1 pour l’activité industrielle;
B: la production liée à l’activité industrielle exprimée selon cette unité de mesure.

Conflit d’intérêts

39 (1) L’exploitant veille à ce qu’il n’existe, entre lui et l’organisme de vérification, notamment les membres de l’équipe de vérification et toute personne associée à cet organisme, aucun conflit d’intérêts réel ou potentiel qui menace ou compromette l’impartialité de ce dernier et qui ne puisse être géré efficacement.

Vérifications consécutives

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

Nombre maximal de vérifications

(3) L’exploitant ne peut pas faire vérifier par le même organisme de vérification plus de six rapports annuels préparés en application du présent règlement, au cours d’une période de neuf ans.

Visite de l’installation

40 (1) Sous réserve du paragraphe (2), l’exploitant veille à ce que l’organisme de vérification responsable de vérifier un rapport annuel ou un rapport corrigé effectue une visite de l’installation dans les cas suivants :

a) il s’agit de la première vérification faite par l’organisme d’un rapport annuel ou d’un rapport corrigé à l’égard de l’installation;
b) deux années civiles se sont écoulées depuis la dernière visite de l’organisme de vérification;
c) à l’égard du dernier rapport annuel établi aux termes du présent règlement, l’organisme de vérification a conclu que les GES attribués ou la production qui sont indiqués dans le rapport présentaient un écart important;
d) le ministre a avisé l’exploitant que la visite de l’installation est requise pour valider un rapport corrigé;
e) l’organisme de vérification est d’avis qu’il est nécessaire d’effectuer une visite de l’installation.

Autres visites

(2) L’exploitant veille à ce que l’organisme de vérification puisse effectuer une visite à tout établissement où sont conservés les renseignements utilisés pour vérifier le rapport annuel ou le rapport corrigé.

Installation visée à l’article 5

(3) Si la vérification porte sur une installation visée à l’article 5, seul un nombre d’installations déterminé par l’organisme de vérification font l’objet de la visite.

Registres

Registre

41 (1) L’exploitant tient un registre, pour chaque année civile, dans lequel sont consignés les renseignements ci-après relatifs à toute installation :

a) la quantité de chaque GES provenant de chaque source spécifique d’émissions;
b) les données utilisées pour effectuer les calculs prévus au présent règlement pour chaque source spécifique d’émissions et chaque GES, y compris les données utilisées pour établir les données manquantes en application du paragraphe 18(3);
c) les données d’échantillonnage, d’analyse et de mesure pour chaque source spécifique d’émissions et chaque GES;
d) les méthodes utilisées pour quantifier, échantillonner, analyser et mesurer chaque source spécifique d’émissions;
e) les méthodes et données utilisées pour quantifier la production;
f) toute modification apportée aux procédures de collecte et de calcul des données et aux instruments de mesure utilisés pour quantifier les GES ou la production;
g) les documents démontrant que l’utilisation, l’entretien et l’étalonnage des instruments de mesure ont été effectués conformément aux articles 20 et 21;
h) toute erreur ou toute omission relevées lors de la vérification, les mesures prises pour les corriger de même que les données et documents à l’appui;
i) la liste des équipements de production d’électricité pour lesquels les émissions de GES n’ont pas été quantifiées au titre du paragraphe 18(2) et les données relatives à la quantification des émissions de GES provenant de la production d’électricité;
j) si une quantité de CO₂ est utilisée à l’élément B de la formule prévue au paragraphe 17(1) :
- (i) toute quantité de CO₂ qui a été captée, transportée et stockée, exprimée en tonnes, de même que les données qui ont servi à la quantifier,
- (ii) les documents qui établissent que le CO₂ a été capté, transporté et stocké conformément aux lois fédérales ou provinciales ou aux lois des États-Unis ou de l’un de ses États;
k) si de l’énergie thermique ou de l’hydrogène est acheminé ailleurs depuis l’installation ou fourni à l’installation :
- (i) les récépissés ou autres documents qui indiquent la quantité d’énergie thermique ou d’hydrogène qui a été acheminée ailleurs ou qui a été fournie,
- (ii) les méthodes et données utilisées pour quantifier la quantité d’énergie thermique ou d’hydrogène qui a été acheminée ailleurs ou qui a été fournie et, s’agissant d’énergie thermique, les données utilisées pour déterminer le coefficient de chaleur provenant de la combustion de combustibles fossiles,
- (iii) les méthodes et données utilisées pour quantifier les GES liés à l’énergie thermique ou l’hydrogène qui a été acheminé ailleurs ou qui a été fourni.

Demande du ministre

(2) À la demande du ministre, l’exploitant consigne dans un registre tout renseignement qu’il a transmis en application de l’alinéa 22(2)f) ou des paragraphes 22(3) ou 28(4).

Disponibilité des renseignements

(3) Les renseignements sont consignés dans le registre dans les trente jours suivant la date à laquelle ils sont disponibles et, à la demande du ministre, l’exploitant lui transmet sans délai une copie de ceux-ci.

Conservation des renseignements

42 (1) L’exploitant conserve, pendant une période de sept ans à compter de la date de leur établissement, les registres visés à l’article 41 de même qu’une copie des renseignements transmis au ministre en application du présent règlement, avec les documents à l’appui, y compris les calculs, mesures et autres données sur lesquels sont fondés les renseignements.

Lieu de conservation des renseignements

(2) Les registres, copies et documents sont conservés à l’établissement principal au Canada de l’exploitant ou, après avoir avisé le ministre de l’adresse municipale du lieu, à tout autre endroit au Canada où ils peuvent être examinés.

Changement de lieu

(3) Si le lieu de conservation des registres, copies et documents change, l’exploitant avise le ministre par écrit de l’adresse municipale du nouveau lieu dans les trente jours suivant la date du changement.

Transmission des renseignements

Transmission électronique

43 (1) Les renseignements qui sont transmis par l’exploitant au ministre en application du présent règlement sont transmis électroniquement en la forme précisée par le ministre et portent la signature électronique de cet exploitant ou celle de son agent autorisé.

Support papier

(2) Si le ministre n’a pas précisé de forme ou si l’exploitant ou son agent autorisé ne peut pas, en raisons de circonstances indépendantes de sa volonté, transmettre les renseignements conformément au paragraphe (1), ils sont transmis sur support papier, signé par l’exploitant ou son agent autorisé, en la forme précisée par le ministre le cas échéant.

Demande de confidentialité

Contenu de la demande

44 Les renseignements qui doivent être joints à la demande de confidentialité présentée en vertu de l’article 313 de la Loi sont les suivants :

a) les renseignements faisant l’objet de la demande, clairement indiqués;
b) une justification portant que les renseignements visés à l’alinéa a) ont été traités de façon confidentielle par la personne qui présente la demande et ne sont pas accessibles au public et ne l’ont jamais été.

Modification corrélative au Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)

45 L’annexe du Règlement sur les dispositions réglementaires désignées aux fins de contrôle d’application — Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) ^{référence 21} est modifiée par adjonction, selon l’ordre numérique, de ce qui suit :
Article	Colonne 1 Règlement	Colonne 2 Dispositions
45	Règlement sur les plafonds d’émissions de gaz à effet de serre du secteur pétrolier et gazier	a) article 8 b) article 24 c) paragraphe 25(1) d) paragraphe 25(2) e) paragraphe 29(2) f) paragraphe 30(2) g) paragraphe 33(3)

Entrée en vigueur

Enregistrement

46 (1) Sous réserve des paragraphes (2) à (4), le présent règlement entre en vigueur à la date de son enregistrement.

1^er janvier 2026

(2) Les articles 8, 9, 16 à 21 et 41 entrent en vigueur le 1^er janvier 2026.

1^er janvier 2029

(3) Les articles 23 et 31 entrent en vigueur le 1^er janvier 2029.

1^er janvier 2030

(4) Les articles 24 et 25 entrent en vigueur le 1^er janvier 2030.

ANNEXE 1

(article 2, paragraphe 10(3), article 16 et paragraphes 32(1) et 38(2))

Activités industrielles et sources spécifiques d’émissions

PARTIE 1

Activités industrielles et taux de distribution
Article	Colonne 1 Activité industrielle	Colonne 2 Unité de mesure	Colonne 3 Taux de distribution (tonnes de CO₂e par unité de mesure)
1	Toute production ci-après de bitume et d’autre pétrole brut – autre que l’extraction du bitume par récupération thermique in situ et l’extraction du bitume provenant de l’exploitation de surface :
	a) l’extraction, le traitement et la production de pétrole brut léger ayant une masse volumique inférieure à 920 kg/m³ à 15 °C;	barils de pétrole brut léger produits	0,0164
	b) l’extraction, le traitement et la production de bitume ou tout autre pétrole brut lourd ayant une masse volumique supérieure ou égale à 920 kg/m³ à 15 °C.	barils de bitume et de pétrole brut lourd produits	0,0313
2	Récupération thermique in situ de bitume provenant de gisements de sables bitumineux	barils de bitume produits	0,0368
3	Exploitation minière de surface des sables bitumineux et extraction de bitume	barils de bitume produits	0,0138
4	Valorisation de bitume ou de pétrole lourd en vue de produire du pétrole brut synthétique	barils de pétrole brut synthétique produits	0,0263
5	Extraction de gaz naturel et de condensats de gaz naturel	1000 m³ de gaz naturel équivalent produits	0,0599
6	Compression de gaz naturel entre les puits de production, les installations de traitement du gaz naturel ou les sites de réinjection	mégawattheures (MWh) de puissance au frein produite lors de la compression d’un moteur ou d’une turbine	0,233
7	Traitement du gaz naturel ou de condensats de gaz naturel en gaz naturel commercialisable et en liquides de gaz naturel	1000 m³ livrés de gaz naturel équivalent	0,0305
8	Production de gaz naturel liquéfié	tonnes de gaz naturel liquéfié livrées	0,0743

PARTIE 2

Sources spécifiques d’émissions
Article	Colonne 1 Source d’émissions	Colonne 2 Description
1	Combustion stationnaire de combustibles	Émissions provenant de la combustion de combustibles fossiles, au moyen de dispositifs stationnaires, pour produire de la chaleur utile
2	Évacuation	Émissions contrôlées dues à la conception de l’installation, aux méthodes utilisées pour la fabrication ou le traitement d’une substance ou d’un produit ou à l’utilisation d’une pression supérieure à la capacité de l’équipement de l’installation
3	Procédés industriels	Émissions provenant d’un procédé industriel comportant des réactions chimiques ou physiques autres que la combustion et dont le but n’est pas la production de chaleur utile
4	Utilisation de tout produit industriel	Émissions provenant de l’utilisation d’un produit dans un procédé industriel qui n’occasionne aucune réaction chimique ou physique du produit lui-même, notamment les émissions provenant de l’utilisation d’hexafluorure de soufre (SF₆), de HFC ou de PFC comme gaz de couverture et de l’utilisation de HFC ou de PFC pour le gonflement de la mousse
5	Torchage	À l’exclusion des émissions provenant des gaz d’enfouissement, émissions contrôlées de gaz au cours d’activités industrielles provenant de la combustion d’un flux gazeux ou liquide produit à l’installation à des fins autres que la production de chaleur utile
6	Fuites	Émissions incontrôlées, à l’exclusion des émissions associées à l’utilisation de produits industriels et des émissions liées aux procédés industriels
7	Déchets	Émissions provenant de l’élimination des déchets à l’installation, notamment de l’enfouissement des déchets solides, du traitement biologique ou de l’incinération des déchets et du torchage des gaz d’enfouissement
8	Eaux usées	Émissions provenant des eaux usées industrielles et du traitement des eaux usées industrielles à l’installation
9	Transport sur le site	Émissions provenant de véhicules, qu’ils soient ou non immatriculés, et d’autre machinerie qui sont utilisés à l’installation pour le transport de substances, de matières, d’équipements ou de produits utilisés dans un procédé de production ou pour le transport de personnes

ANNEXE 2

(paragraphes 7(1) et (2))

Renseignements requis pour l’enregistrement

1 Les renseignements requis concernant l’exploitant et toute personne qui compte le devenir sont les suivants :

a) une mention selon laquelle il s’agit de la personne qui exerce ou exercera toute autorité sur l’installation;
b) la date prévue pour le début des activités industrielles, dans le cas d’une personne qui compte devenir un exploitant;
c) ses nom, y compris tout nom commercial ou autre nom utilisé, et adresse municipale;
d) les nom, titre du poste, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et adresse courriel de l’agent autorisé et d’une personne-ressource, s’il ne s’agit pas de l’agent autorisé;
e) tout numéro d’entreprise que lui a attribué l’Agence du revenu du Canada, s’il y a lieu;
f) tout numéro d’identification qui lui a été attribué et qui est associé à l’obligation de déclarer la production provenant d’activités industrielles ou toute autre production provenant de ses installations, y compris, le cas échéant, tout code de l’entreprise de Petrinex.

2 Si l’enregistrement est effectué en 2025, les renseignements suivants sont requis :

a) la mention indiquant si la production cumulée effectuée au cours des mois de janvier 2024 à juin 2025 a été égale ou supérieure au seuil mensuel;
b) la mention indiquant si l’exploitant a dû transmettre, pour l’année civile 2024, des renseignements relatifs aux émissions de GES provenant de ses installations conformément à un avis publié en application du paragraphe 46(1) de la Loi;
c) si les mentions transmises au titre des alinéas a) ou b) sont positives, le nombre d’installations que l’exploitant compte exploiter en 2026;
d) si la mention transmise au titre de l’alinéa b) est positive :
- (i) l’adresse municipale de l’installation et ses coordonnées selon le système mondial de positionnement (GPS), au cent-millième près,
- (ii) le cas échéant, le numéro d’identification de l’installation émis dans le cadre du Programme de déclaration des gaz à effet de serre;
e) pour chaque installation visée à l’article 5 du présent règlement :
- (i) la province où est située l’installation,
- (ii) le nombre d’installations réputées constituer l’installation à la date de l’enregistrement.

3 Si l’enregistrement est effectué au cours de l’année 2026 ou après, est requise une mention indiquant si l’exploitant prévoit que la production cumulée sera égale ou supérieure au seuil annuel et, le cas échéant, la date à laquelle il prévoit que ce seuil sera atteint.

ANNEXE 3

(alinéa 9(2)a))

Renseignements requis pour le rapport annuel

1 Les renseignements requis concernant l’exploitant sont les suivants :

a) ses nom, y compris tout nom commercial ou autre nom utilisé, et adresse municipale;
b) les nom, titre du poste, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et adresse courriel de l’agent autorisé et d’une personne-ressource, s’il ne s’agit pas de l’agent autorisé;
c) le numéro d’enregistrement qui lui a été attribué;
d) tout numéro d’entreprise que lui a attribué l’Agence du revenu du Canada, s’il y a lieu;
e) tout numéro d’identification qui lui a été attribué et qui est associé à l’obligation de déclarer la production provenant d’activités industrielles ou toute autre production provenant de ses installations, y compris, le cas échéant, tout code de l’entreprise de Petrinex.

2 Les renseignements requis sur l’installation sont les suivants :

a) ses nom et adresse municipale et coordonnées selon le système mondial de positionnement (GPS), au cent-millième près;
b) le cas échéant, le numéro d’identification émis dans le cadre du Programme de déclaration des gaz à effet de serre;
c) tout numéro d’identification visant l’installation utilisé à des fins de déclaration aux autorités provinciales, y compris, le cas échéant, tout code Petrinex attribué à l’installation;
d) s’agissant d’une installation visée à l’article 5 du présent règlement, pour chacune des installations réputées constituer l’installation, les renseignements visés aux alinéas a) et c) de même que ceux requis aux alinéas 9(2)b) et c) du présent règlement;
e) la méthode utilisée pour quantifier la production de chacune des activités industrielles exercées à l’installation;
f) la valeur de chacun des éléments de la formule visée au paragraphe 17(1) du présent règlement;
g) la quantité de chaque GES, exprimée en tonnes de CO₂e, pour chaque source spécifique d’émissions;
h) le potentiel de réchauffement planétaire de chaque GES;
i) les méthodes de calcul, d’échantillonnage, d’analyse et de mesure utilisées pour chaque source spécifique d’émissions et chaque GES;
j) si un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions est utilisé à une installation où est capté du CO₂, la quantité captée et ce qui est advenu de cette quantité;
k) si une quantité de CO₂ est comptabilisée sous l’élément B de la formule prévue au paragraphe 17(1) du présent règlement :
- (i) une mention indiquant si le CO₂ a été stocké conformément aux exigences prévues au paragraphe 19(1) du présent règlement,
- (ii) le type de site de stockage géologique utilisé parmi ceux visés à l’alinéa 19(1)a) du présent règlement,
- (iii) les coordonnées selon le système mondial de positionnement (GPS), au cent millième près, du site de stockage,
- (iv) les nom et adresse municipale de la personne responsable du site de stockage, s’ils diffèrent de ceux de l’exploitant de l’installation;
l) la quantité d’énergie thermique ci-après, exprimée en gigajoules, déterminée selon les méthodes de quantification, de même que la température, la pression et le coefficient de chaleur de l’énergie :
- (i) celle qui a été fournie à l’installation,
- (ii) celle qui a été produite à l’installation,
- (iii) celle qui a été acheminée ailleurs depuis l’installation;
m) la quantité d’hydrogène ci-après, exprimée en tonnes, déterminée selon les méthodes de quantification :
- (i) celle qui a été fournie à l’installation,
- (ii) celle qui a été produite à l’installation,
- (iii) celle qui a été acheminée ailleurs depuis l’installation;
n) la quantité d’électricité, exprimée en GWh, qui a été produite à l’installation et déterminée conformément aux méthodes de quantification;
o) s’agissant du premier rapport transmis à l’égard d’une nouvelle installation :
- (i) la date de début des activités industrielles,
- (ii) une mention indiquant que les projections d’émissions de GES, lesquelles sont établies selon les pratiques reconnues par l’industrie pour la quantification des émissions et certifiées par un ingénieur en titre, seront d’au moins 10 000 tonnes de CO₂e au cours de l’une des trois premières années civiles d’activités industrielles;
p) s’agissant du second rapport annuel transmis à l’égard d’une nouvelle installation, une mention indiquant si la projection d’au moins 10 000 tonnes de CO₂e au cours de l’une des trois premières années civiles d’activités industrielles demeure;
q) si une erreur ou une omission qualitative a été décelée dans un rapport annuel antérieur, les renseignements corrigés et l’année civile visée par la correction.

ANNEXE 4

(alinéa 10(2)a))

Renseignements requis pour le rapport de production cumulée

1 Les renseignements requis concernant l’exploitant sont les suivants :

a) ses nom, y compris tout nom commercial ou autre nom utilisé, et adresse municipale;
b) le numéro d’enregistrement qui lui a été attribué;
c) la liste de toutes ses installations, y compris, le cas échéant, chaque installation réputée constituer une installation visée à l’article 5 du présent règlement, et la période pendant laquelle des activités industrielles ont été exercées par l’exploitant à chacune d’elles;
d) une mention indiquant si l’exploitant a dû transmettre des renseignements relatifs aux émissions de GES provenant de ses installations conformément à un avis publié en application du paragraphe 46(1) de la Loi.

2 Les renseignements requis à l’égard de chaque installation, y compris, le cas échéant, chaque installation réputée constituer une installation visée à l’article 5 du présent règlement, sont les suivants :

a) s’agissant d’une installation qui a fait l’objet d’une cession entre l’exploitant et une autre personne pendant l’année civile visée :
- (i) le nom de cette installation,
- (ii) la date de la cession,
- (iii) une mention indiquant si l’exploitant est le cédant ou le cessionnaire;
b) le cas échéant, la date à laquelle l’exploitant a cessé définitivement toutes les activités industrielles.

ANNEXE 5

(alinéas 15d) et 22(1)b))

Contenu du rapport de vérification

1 Les renseignements requis sur l’exploitant sont les suivants :

a) ses nom, y compris tout nom commercial ou autre nom utilisé, et adresse municipale;
b) les nom, titre du poste, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et adresse courriel de l’agent autorisé ou de la personne-ressource qui a collaboré à la vérification;
c) le numéro d’enregistrement qui lui a été attribué;
d) tout numéro d’entreprise que lui a attribué l’Agence du revenu du Canada, s’il y a lieu;
e) tout numéro d’identification qui lui a été attribué et qui est associé à l’obligation de déclarer la production provenant d’activités industrielles ou toute autre production provenant de ses installations, y compris, le cas échéant, tout code de l’entreprise de Petrinex.

2 Les renseignements requis sur l’installation visée par la vérification sont les suivants :

a) ses nom et adresse municipale et coordonnées selon le système mondial de positionnement (GPS), au cent-millième près;
b) le cas échéant, le numéro d’identification émis dans la cadre du Programme de déclaration des gaz à effet de serre;
c) tout numéro d’identification visant l’installation qui est utilisé à des fins de déclaration aux autorités provinciales, y compris, le cas échéant, tout code Petrinex attribué à l’installation;
d) s’agissant d’une installation visée à l’article 5 du présent règlement, pour chacune des installations réputées constituer l’installation, les renseignements visés aux alinéas a) et c).

3 Les renseignements requis relatifs à la vérification sont les suivants :

a) les nom et adresse municipale de l’organisme de vérification, ainsi que les nom, numéro de téléphone et adresse courriel du vérificateur principal de l’équipe qui a effectué la vérification;
b) le nom et les coordonnées de l’organisme d’accréditation qui a accrédité l’organisme de vérification ainsi que la date de l’accréditation;
c) le nom et la fonction de chaque membre de l’équipe de vérification;
d) la version de la norme ISO 14064-3 de l’Organisation internationale de normalisation, 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, conformément à laquelle la vérification est réalisée, et une description des objectifs, de la portée et des critères de vérification;
e) une mention indiquant si la vérification porte sur un rapport annuel ou un rapport corrigé et l’année civile sur laquelle porte le rapport;
f) un résumé de la procédure de vérification utilisée et des résultats de la vérification y compris, notamment :
- (i) toute évaluation, tout échantillonnage de données, tout test et tout examen,
- (ii) tout test effectué sur le système de renseignements sur les GES et les contrôles,
- (iii) la date de chaque visite effectuée en application de l’article 40 du présent règlement et l’endroit où elle a été effectuée ou, s’il n’y a pas eu de visite sur place, les raisons pour lesquelles elle n’a pas eu lieu,
- (iv) s’agissant d’une installation visée à l’article 5 du présent règlement, une justification pour la taille d’échantillon retenue, une description du processus de sélection des installations et la liste de celles qui ont fait l’objet d’une visite,
- (v) s’agissant d’une installation pour laquelle une quantité de CO₂ a été captée et stockée conformément au paragraphe 19(1) du présent règlement, les procédures de vérification qui ont été utilisées pour vérifier les quantités captées et stockées;
g) la production provenant de chaque activité industrielle exercée à l’installation, calculée conformément à l’article 16 du présent règlement, et, dans le cas d’une installation visée à l’article 5 du présent règlement, la production provenant de chaque activité industrielle exercée à chacune des installations réputées constituer l’installation, calculée conformément à l’article 16 du présent règlement;
h) les GES attribués de l’installation, calculés conformément à l’article 17 du présent règlement, et, dans le cas d’une installation visée à l’article 5 du présent règlement, les GES attribués de chacune des installations réputées constituer l’installation, calculés conformément à l’article 17 du présent règlement;
i) la compilation des erreurs et des omissions pouvant être quantifiées relevées durant la vérification dans les renseignements, les données ou les méthodes utilisés pour l’établissement du rapport faisant l’objet de la vérification, y compris :
- (i) à l’égard de chaque erreur ou omission :
  - (A) dans le cas d’une erreur ou d’une omission relative aux GES attribués, le nombre de tonnes de CO₂e auquel elle correspond, le pourcentage selon le calcul effectué conformément au paragraphe 38(1) du présent règlement et une mention indiquant si cette erreur ou cette omission entraîne une sous-évaluation ou une surévaluation,
  - (B) dans le cas d’une erreur ou d’une omission relative à la production, la quantification de cette erreur ou omission, exprimée dans l’unité de mesure applicable, le pourcentage selon le calcul effectué conformément au paragraphe 38(2) du règlement et une mention indiquant si cette erreur ou cette omission entraîne une sous-évaluation ou une surévaluation,
- (ii) à l’égard de l’ensemble des erreurs et des omissions relatives aux GES attribués, le résultat net de la somme des erreurs et des omissions exprimé en tonnes de CO₂e, le pourcentage selon le calcul effectué conformément au paragraphe 38(1) du présent règlement et une mention indiquant si le résultat entraîne une sous-évaluation ou une surévaluation;
j) une liste des erreurs et des omissions qualitatives relevées durant la vérification;
k) une liste de toutes les corrections effectuées par l’exploitant à l’égard des erreurs ou omissions relevées durant la vérification;
l) une attestation, signée et datée par le vérificateur principal, portant que les exigences prévues à l’article 39 du présent règlement ont été respectées et que tout conflit d’intérêts réel ou potentiel a été géré efficacement;
m) une attestation, signée et datée par un vérificateur qui ne fait pas partie de l’équipe de vérification, portant qu’il approuve la vérification, ainsi que ses nom, adresse municipale, numéro de téléphone et adresse courriel;
n) l’avis de vérification de l’organisme de vérification, qui comprend :
- (i) la conclusion quant à savoir si les GES attribués ou la production présentent un écart important et quant à savoir si le rapport annuel ou le rapport corrigé ont été établis conformément au règlement,
- (ii) les réserves et les limites à l’égard de la conclusion.

ANNEXE 6

(paragraphe 34(1))

Création d’unités de décarbonation

Renseignements à transmettre

1 Les renseignements requis pour la création d’une unité de décarbonation sont les suivants :

a) les nom, y compris tout nom commercial ou autre nom utilisé, et adresse municipale de l’exploitant;
b) le numéro d’enregistrement qui a été attribué à l’exploitant;
c) la quantité de GES visée par la contribution;
d) la somme totale de la contribution;
e) le taux de contribution applicable;
f) la date de paiement.

Taux de contribution
Article	Colonne 1 Année	Colonne 2 Taux de contribution (par tonne de CO₂e)
1	2030	50 $
2	2031	50 $
3	2032 et années subséquentes	50 $

ANNEXE 7

(article 35)

Renseignements requis pour la remise d’unités de conformité

1 Les renseignements requis pour toute allocation sont les suivants :

a) les nom, y compris tout nom commercial ou autre nom utilisé, et adresse municipale de l’exploitant;
b) le numéro d’enregistrement qui a été attribué à l’exploitant;
c) la disposition du présent règlement au titre de laquelle la remise est effectuée;
d) l’année civile visée par la remise;
e) le nombre d’allocations faisant l’objet de la remise;
f) la date de la remise;
g) le numéro de série de l’allocation;
h) s’agissant d’une allocation cédée à l’exploitant, la somme payée en dollars canadiens pour elle, le cas échéant.

2 Les renseignements requis pour toute unité de conformité visée à l’alinéa a) de la définition de crédit compensatoire canadien, à l’article 2 du présent règlement, sont les suivants :

a) les nom, y compris tout nom commercial ou autre nom utilisé, et adresse municipale de l’exploitant;
b) le numéro d’enregistrement qui a été attribué à l’exploitant;
c) la disposition du présent règlement au titre de laquelle la remise est effectuée;
d) l’année civile visée par la remise;
e) le nombre de crédits compensatoires canadiens faisant l’objet de la remise;
f) la date de la remise;
g) le numéro de série du crédit compensatoire canadien;
h) l’année où a eu lieu la réduction ou le retrait de GES associé au crédit compensatoire canadien;
i) la date à laquelle le crédit compensatoire canadien a été émis.

3 Les renseignements requis pour toute unité de conformité visée à l’alinéa b) de la définition de crédit compensatoire canadien, à l’article 2 du présent règlement, sont les suivants :

a) les nom, y compris tout nom commercial ou autre nom utilisé, et adresse municipale de l’exploitant;
b) le numéro d’enregistrement qui a été attribué à l’exploitant;
c) la disposition du présent règlement au titre de laquelle la remise est effectuée;
d) l’année civile visée par la remise;
e) le nombre de crédits compensatoires canadiens faisant l’objet de la remise;
f) la date de la remise;
g) le numéro de série du crédit compensatoire canadien;
h) la somme payée en dollars canadiens pour le crédit compensatoire canadien;
i) la province ou le responsable d’un programme visé au paragraphe 78(1) du Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement qui a émis le crédit compensatoire canadien;
j) selon le cas, la date à laquelle le crédit compensatoire canadien est retiré ou encore, la date où ce crédit est identifié par la province ou le responsable du programme à titre d’unité de conformité à remettre au titre du présent règlement;
k) la date de début du projet à l’égard duquel le crédit compensatoire canadien a été émis;
l) l’année où a eu lieu la réduction ou le retrait de GES associé au crédit compensatoire canadien;
m) le protocole de crédits compensatoires applicable au projet pour lequel il a été émis, y compris le numéro de version et la date de publication;
n) le nom de l’organisme de vérification qui a vérifié le crédit compensatoire canadien.

4 Les renseignements requis pour toute unité de décarbonation sont les suivants :

a) les nom, y compris tout nom commercial ou autre nom utilisé, et adresse municipale de l’exploitant;
b) le numéro d’enregistrement qui a été attribué à l’exploitant;
c) la disposition du présent règlement au titre de laquelle la remise est effectuée;
d) l’année civile visée par la remise;
e) le nombre d’unités de décarbonation faisant l’objet de la remise;
f) la date de la remise;
g) le numéro de série du crédit de décarbonation.

5 Les renseignements requis pour chaque crédit compensatoire canadien faisant l’objet de la remise visée au paragraphe 28(2) du présent règlement :

a) les nom, y compris tout nom commercial ou autre nom utilisé, et adresse municipale de l’exploitant;
b) le numéro d’enregistrement qui a été attribué à l’exploitant;
c) le nom du système reconnu au titre duquel la remise a eu lieu;
d) la date où a eu lieu la remise au titre d’un système reconnu et l’année civile visée par la remise;
e) le nombre de crédits compensatoires canadiens remis au titre du système reconnu qui font l’objet d’une remise en vertu du présent règlement;
f) les activités industrielles pour lesquelles la remise a été effectuée au titre du système reconnu;
g) les circonstances dans lesquelles la remise a été effectuée au titre du système reconnu;
h) tout autre renseignement demandé au titre du paragraphe 28(4) du présent règlement.

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Références

Référence a

L.C. 2023, ch. 12, art. 55

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Référence b

L.C. 1999, ch. 33

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Référence c

L.C. 2023, ch. 12, par. 33(1) à (6)

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Référence d

L.C. 2009, ch. 14, art. 80

Retour à la référence de la note de bas de page d

Référence e

L.C. 2023, ch. 26, art. 620

Retour à la référence de la note de bas de page e

Référence f

L.C. 2008, ch. 31, art. 5

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Référence g

L.C. 2023, ch. 12, art. 56

Retour à la référence de la note de bas de page g

Référence h

L.C. 2023, ch. 12, art. 50

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Référence 1

Cahier d’information sur l’énergie, 2023-2024 (PDF)

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Référence 2

Projections des émissions de gaz à effet de serre et polluants atmosphériques – 2023

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Référence 3

En raison de contraintes analytiques dans la présente analyse, ces valeurs incluent les émissions liées à l’électricité, ce qui entraîne des niveaux estimés légèrement plus élevés que les niveaux attendus du plafond d’émissions.

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Référence 4

Guidelines for Preparing Economic Analyses (disponible en anglais seulement). Environmental Protection Agency des États-Unis.

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Référence 5

Boadway, R. et Neil, B. « Welfare Economics. » Basil Blackwell Publisher Limited, Oxford, 1984.

Retour à la référence de la note de bas de page 5

Référence 6

Varian, H. “Microeconomic Analysis, Third Edition.” W. W. Norton & Company, New York, 1992.

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Référence 7

Rapport de l’EPA des États-Unis « Report on the Social Cost of Greenhouse Gases: Estimates Incorporating Recent Scientific Advances » (disponible en anglais seulement)

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Référence 8

Coût social des émissions de gaz à effet de serre

Retour à la référence de la note de bas de page 8

Référence 9

Santé Canada. 2013. Évaluation scientifique canadienne du smog – Volume 2 : Effets sur la santé. Division des sciences de la qualité de l’air. N^o de cat. En88-5/2-2013F-PDF. 636 p.

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Référence 10

Santé Canada. 2022. Évaluation scientifique canadienne des effets sur la santé des particules fines (PM_2,5). Gouvernement du Canada. ISBN 978-0-660-41743-1. 128 p.

Retour à la référence de la note de bas de page 10

Référence 11

Santé Canada. 2016. Évaluation des risques pour la santé humaine du dioxyde d’azote ambiant. Bureau de la qualité de l’eau et de l’air, Direction de la sécurité des milieux, Direction générale de la santé environnementale. Cat. H144-31/2016F-PDF. 320 p.

Retour à la référence de la note de bas de page 11

Référence 12

Santé Canada. 2023. Impacts sur la santé de la pollution de l’air au Canada provenant du transport, de l’industrie et de la combustion résidentielle. Gouvernement du Canada. ISBN 978-0-660-46336-0. 131 p.

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Référence 13

Les intensités d’émissions nationales antérieures utilisées dans la modélisation ont été calculées et appliquées selon un regroupement généralement cohérent avec les taux de distribution établis dans le projet de règlement.

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Référence 14

L’augmentation non arrondie des coûts administratifs annualisés pour les fabricants et les importateurs est estimée à 5 654 029,33 $, ou 10 096,48 $ par entité réglementée en dollars de 2012 sur une période de 10 ans (de 2025 à 2034) en fonction d’un taux d’actualisation de 7 %.

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Référence 15

EU Emissions Trading System (EU ETS) [PDF, disponible en anglais seulement] (PDF), International Carbon Action Partnership

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Référence 16

Swiss ETS (PDF, disponible en anglais seulement), International Carbon Action Partnership

Retour à la référence de la note de bas de page 16

Référence 17

United Kingdom (PDF, disponible en anglais seulement), International Carbon Action Partnership

Retour à la référence de la note de bas de page 17

Référence 18

USA - California Cap-and-Trade Program (PDF, disponible en anglais seulement), International Carbon Action Partnership

Retour à la référence de la note de bas de page 18

Référence 19

Liste des programmes et protocoles de crédits compensatoires reconnus pour le STFR fédéral

Retour à la référence de la note de bas de page 19

Référence 20

(ARCHIVÉE) Les caractéristiques de l’emploi dans l’industrie du pétrole et du gaz

Retour à la référence de la note de bas de page 20

Référence 21

DORS/2012-134

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La Gazette du Canada, Partie I, volume 158, numéro 45 : Règlement sur les plafonds d’émissions de gaz à effet de serre du secteur pétrolier et gazier

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

Résumé

Enjeux

Contexte

Secteur pétrolier et gazier

Émissions provenant du secteur pétrolier et gazier

Mesures pour réduire les émissions provenant du secteur pétrolier et gazier

Engagement à plafonner les émissions du secteur pétrolier et gazier

Objectif

Description

Activités industrielles

Enregistrement

Autres obligations de conformité

Rapports

Plafonds d’émissions

GES attribués

Périodes de conformité et obligations de remise

Allocations

Mesures de souplesse en matière de conformité

Reconnaissance croisée des crédits compensatoires canadiens

Modifications corrélatives

Élaboration de la réglementation

Consultation

Engagement auprès des parties intéressées

Campagnes publiques par courrier électronique

Réponse des parties intéressées au Cadre réglementaire de 2023

Aperçu des changements par rapport à l’approche décrite dans le Cadre réglementaire

Approche à l’égard de la couverture des exploitants et des installations

Approche pour établir le plafond d’émissions et la limite supérieure légale

Approche d’attribution des allocations

Accès à la souplesse en matière de conformité

Utilisation des contributions versées au programme de décarbonation

Utilisation de résultats d’atténuation transférés à l’échelle internationale

Traitement des émissions provenant de la production d’électricité

Traitement des autres émissions indirectes

Approche concernant les nouvelles installations

Obligations relatives aux traités modernes et mobilisation des Autochtones

Choix de l’instrument

Analyse de la réglementation

Les principaux éléments de la conception réglementaire

La limite supérieure légale

Plafond d’émissions

Taux de distribution

Résumé de l’analyse coûts-avantages (ACA)

Cadre d’analyse pour l’ACA

Scénario de référence

Scénario réglementaire

Modélisation

Résultats d’analyse

Coûts quantifiés et monétarisés

Transfert des coûts

Répercussions sur la production

Répercussions sur l’emploi

Répercussions sur le bien-être de la société

Coûts administratifs pour l’industrie

Coûts pour le gouvernement

Résumé des coûts monétarisés

Note(s) du tableau c1

Avantages quantifiés et monétarisés associés à la réduction des émissions de GES

Répercussions qualitatives

Répercussions sur la qualité de l’air

Compétitivité et fuites de carbone

Interactions avec les systèmes de tarification fondés sur le rendement

Résumé de l’ACA

Analyse de sensibilité

Incertitude des estimations des paramètres

Coûts

Réduction des émissions de GES

Coût social du carbone

Taux d’actualisation

Analyse alternative où les crédits compensatoires sont modélisés en tant qu’option de conformité

Incertitude des estimations du scénario de référence (prévisions)

Incertitude sur les niveaux d’émissions en 2026

Autres prévisions de production après 2030

Incertitude quant à l’amélioration de l’intensité en carbone après 2030

Incertitude après 2032

Limites de l’analyse

Analyse de répartition

Note(s) du tableau c7

PARTIE 1
Enregistrement et rapports

PARTIE 2
Plafonds d’émissions, remise d’unités de conformité et distribution d’allocations

PARTIE 3
Dispositions diverses