Règlement modifiant le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement et le Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement : DORS/2023-240

La Gazette du Canada, Partie II, volume 157, numéro 24

Enregistrement
DORS/2023-240 Le 9 novembre 2023

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

LOI SUR LES PÉNALITÉS ADMINISTRATIVES EN MATIÈRE D’ENVIRONNEMENT

C.P. 2023-1133 Le 9 novembre 2023

Attendu que le paragraphe 194(1) de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre ^{référence a} prévoit que tout règlement pris en vertu de l’article 192 ou 193 de la même loi peut avoir un effet avant la date de sa prise s’il comporte une disposition en ce sens et qu’il donne effet à une mesure visée par un avis publié par le ministre de l’Environnement;

Attendu que, le 28 octobre 2022, le ministre de l’Environnement a publié l’Avis d’intention de modifier le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement pour annoncer l’intention de prendre un règlement en vertu des articles 192 et 193 de la même Loi pour assurer la réduction continue des émissions de gaz à effet de serre, la réduction du fardeau administratif et l’amélioration de la mise en œuvre,

À ces causes, sur recommandation du ministre de l’Environnement, Son Excellence la Gouverneure générale en conseil prend le Règlement modifiant le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement et le Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement, ci-après, en vertu :

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

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

Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement

1 (1) Le passage du paragraphe 1(1) du Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement ^{référence 1} précédant l’alinéa b) est remplacé par ce qui suit :

Définition de installation

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

a) de l’ensemble constitué des éléments ci-après qui sont exploités de façon coordonnée et complémentaire afin de réaliser des activités industrielles visées :
- (i) le site unique ou deux ou plusieurs sites où sont exercées les activités industrielles visées, ainsi que les bâtiments, équipements, structures ou éléments stationnaires qui s’y trouvent,
- (ii) tout autre site utilisé dans le cadre des activités industrielles visées, notamment une carrière, un bassin de résidus, une lagune d’eaux usées, un bassin d’eaux usées ou un site d’enfouissement;

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

Interprétation

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

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

Cas particulier

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

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

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

activité industrielle visée: À l’égard d’une installation assujettie, toute activité industrielle visée au paragraphe 5(2). (specified industrial activity)
installation de production d’électricité: Installation assujettie dont l’activité industrielle principale est la production d’électricité, qui est utilisée pour produire de l’électricité à partir de combustibles fossiles et qui est constituée d’un groupe ou d’un ensemble de groupes, à l’exclusion d’une installation où est exercée à titre principal une activité autre qu’une activité industrielle. (electricity generation facility)

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

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

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

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

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

réseau de distribution: S’entend au sens de l’article 3 de la Loi. (distribution system)

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

Incorporation par renvoi

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

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

Incorporation par renvoi

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

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

Accréditation

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

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

Méthodes de quantification

(4) Malgré le paragraphe (2), la version des méthodes de quantification à utiliser pour une période de conformité est la version la plus récemment publiée avant la date du début de cette période de conformité.

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

Activités industrielles visées

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

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

Annulation à la suite d’une demande

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

5 L’alinéa 8b) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

b) être une installation où est exercée, à titre principal, l’une des activités industrielles prévues à l’annexe 1.

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

Collectivité éloignée

8.1 Sauf si elle est désignée par le ministre à titre d’installation assujettie en vertu du paragraphe 172(1) de la Loi, une installation de production d’électricité n’est pas visée par la définition de installation assujettie à l’article 169 de la Loi si une activité industrielle prévue aux alinéas 38b) ou c) de l’annexe 1, dans la colonne 1 y est exercée et qu’elle :

a) produit de l’électricité pour distribution générale à la population d’une région géographique qui n’est desservie ni par un réseau destiné à la distribution d’électricité qui est assujetti aux normes de la « North American Electric Reliability Corporation » ni desservie par un réseau de distribution;
b) n’est pas reliée à un réseau destiné à la distribution d’électricité qui est assujetti aux normes de la « North American Electric Reliability Corporation »;
c) n’est pas reliée à un réseau de distribution.

7 Le paragraphe 9(2) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Première période de conformité

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

a) s’agissant d’une installation qui remplit les critères prévus par l’article 8, l’année civile au cours de laquelle elle est enregistrée aux termes du paragraphe 171(2) de la Loi;
b) s’agissant d’une installation désignée à titre d’installation assujettie en vertu du paragraphe 172(1) de la Loi, l’année civile au cours de laquelle elle est désignée à ce titre.

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

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

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

Nouvelle activité industrielle additionnelle

(3) Pour l’application du sous-alinéa (1)a)(ii), n’est pas prise en compte l’activité industrielle additionnelle qui a été reconnue par le ministre au cours de l’année civile qui correspond à la période de conformité pour laquelle le rapport est fourni.

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

Correction d’erreurs ou d’omissions

(2) La personne responsable de l’installation assujettie corrige les erreurs ou omissions décelées par l’organisme de vérification lors de la vérification du rapport annuel, dans la mesure du possible, et ce, avant de transmettre le rapport annuel au ministre.

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

Production additionnelle de sel évaporé

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

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

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

Production additionnelle de produits pétrochimiques

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

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

Production en parallèle

(9.1) Si une installation assujettie compte au moins une raffinerie où est exercée une activité industrielle visée prévue à l’article 3 de l’annexe 1 et une usine de production de produits pétrochimiques où est exercée une activité industrielle visée prévue à l’article 17 de l’annexe 1, le paragraphe (9) s’applique seulement à la raffinerie.

(4) L’alinéa 16(10)b) de la version française du même règlement est remplacé par ce qui suit :

b) pour l’application des articles 31, 36 et 36.2, l’activité industrielle prévue à l’alinéa 26c) de l’annexe 1 est réputée ne pas être exercée à l’installation assujettie.

12 (1) Les éléments E_j et PRP_j de la formule figurant au paragraphe 17(1) du même règlement sont remplacés par ce qui suit :

E_j: représente la quantité du gaz à effet de serre de type « j » provenant de l’installation assujettie déterminée pour la période de conformité, pour chaque type d’émissions visé, conformément aux paragraphes (2) à (4);
PRP_j: le potentiel de réchauffement planétaire du gaz à effet de serre de type « j » applicable pour la période de conformité et, dans le cas où il est utilisé pour déterminer les quantités visées aux éléments A, C et F de la formule prévue au paragraphe 37(1) pour l’année de référence « i », celui applicable pour la période de conformité à l’égard de laquelle la norme de rendement est calculée;

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

Quantité de chaque gaz à effet de serre

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

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

Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

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

Données manquantes

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

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

Production additionnelle d’électricité

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

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

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

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

Quantité de chaque gaz à effet de serre

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

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

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

Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

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

Données manquantes

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

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

Instrument de mesure

22.1 Sauf indication contraire dans les méthodes de quantification, tout instrument de mesure utilisé pour déterminer une quantité pour l’application du présent règlement doit satisfaire aux conditions suivantes :

a) être mis en place, utilisé, entretenu et étalonné conformément aux indications du fabricant ou, 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 plus ou moins 5 %.

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

Système de mesure et d’enregistrement en continu

25 Si un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions est utilisé pour déterminer la quantité des gaz à effet de serre pour l’application du présent règlement, la personne responsable de l’installation assujettie veille à ce que le système soit conforme aux exigences prévues dans les méthodes de quantification.

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

Autre méthode

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

18 Le passage du paragraphe 28(1) du même règlement précédant l’alinéa d) est remplacé par ce qui suit :

Conditions de délivrance

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

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

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

a) s’agissant de la production pour une activité industrielle visée prévue aux articles 1 à 37 et 39 à 44 de l’annexe 1, elle est quantifiée selon l’unité de mesure de la production prévue à la colonne 2 de cette annexe pour l’activité, conformément aux exigences prévues, le cas échéant, à la partie applicable de l’annexe 3;

(2) Le sous-alinéa 31(1)b)(i) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

(i) elle est quantifiée en totalité pour la période de conformité, conformément aux exigences prévues aux articles 3 et 4 de la partie 38 de l’annexe 3,

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

c) s’agissant de la production pour une activité industrielle additionnelle, elle est quantifiée selon l’unité de mesure précisée pour l’activité par le ministre.

(4) Le passage du paragraphe 31(2) de la version anglaise du même règlement précédant l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :

Measuring device

(2) Any measuring device that is used to determine a quantity for the purposes of these Regulations must

(5) Les alinéas 31(2)a) et b) du même règlement sont remplacés par ce qui suit :

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 plus ou moins 5 %.

20 Les alinéas 32(1)a) et b) du même règlement sont remplacés par ce qui suit :

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

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

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

HF ÷ (HF + B)

où :

HF

représente le résultat de la formule suivante :

où :

QF_i

représente la quantité de combustible fossile de type « i » brûlée à l’installation durant la période de conformité pour produire de l’énergie thermique déterminée conformément au paragraphe 4(2) de la partie 38 de l’annexe 3,

HHV_i

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

i

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

B

le résultat de la formule suivante :

où :

QBB_k

représente la quantité de combustible de biomasse de type « k » brûlée à l’installation durant la période de conformité pour produire de l’énergie thermique déterminée conformément au paragraphe 4(2) de la partie 38 de l’annexe 3 et aux méthodes de quantification,

HHV_k

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

k

le k^e type de combustible de biomasse « k » brûlé à l’installation durant la période de conformité, « k » allant de 1 à m, où m représente le nombre de types de combustibles de biomasse brûlés;
c) correspond au résultat de la formule ci-après si elle est produite par la combustion de combustibles fossiles et de biomasse à une installation de production d’électricité :

HF ÷ (HF + B)

où :

HF

représente le résultat de la formule suivante :

où :

QF_i

représente la quantité de combustible fossile de type « i » brûlée à l’installation durant la période de conformité pour produire de l’énergie thermique déterminée conformément au paragraphe 1(3) de la partie 38 de l’annexe 3,

HHV_i

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

i

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

B

le résultat de la formule suivante :

: où :
QBB_k: représente la quantité de combustible de biomasse de type « k » brûlée à l’installation durant la période de conformité pour produire de l’énergie thermique déterminée conformément au paragraphe 1(3) de la partie 38 de l’annexe 3,
HHV_k: la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible de biomasse de type « k » brûlé à l’installation durant la période de conformité pour produire de l’énergie thermique déterminée conformément aux méthodes de quantification,
k: le k^e type de combustible de biomasse « k » brûlé à l’installation durant la période de conformité, « k » allant de 1 à m, où m représente le nombre de types de combustibles de biomasse brûlés.

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

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

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

Règle générale

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

où :

A_i

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

B_i

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

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

C

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

a) s’agissant de l’activité industrielle visée prévue à l’article 38 de l’annexe 1, 0 %,
b) s’agissant de l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 3c) ou aux articles 7, 8, 13, 17, 19, 20 ou 34 de l’annexe 1, 1%,
c) s’agissant de toute autre activité industrielle visée, 2 %;

D

l’année civile correspondant à la période de conformité;

i

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

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

Règle générale

où :

A_i

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

B_i

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

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

C

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

a) s’agissant de l’activité industrielle visée prévue à l’article 38 de l’annexe 1, 0 %,
b) s’agissant de l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 3c) ou aux articles 7, 8, 13, 17, 19, 20, 34, 40, 41 ou 43 de l’annexe 1, 1%,
c) s’agissant de toute autre activité industrielle visée, 2 %;

D

l’année civile correspondant à la période de conformité;

i

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

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

Précisions — engrais

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

(4) L’article 36 du même règlement est modifié par adjonction, après le paragraphe (4), de ce qui suit :

Nouvelle activité industrielle additionnelle

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

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

Différentes normes de rendement

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

où :

A_i

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

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

B_i

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

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

C

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

a) s’agissant de l’activité industrielle visée prévue à l’article 38 de l’annexe 1, 0 %,
b) s’agissant de l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 3c) ou aux articles 7, 8, 13, 17, 19, 20 ou 34 de l’annexe 1, 1%,
c) s’agissant de toute autre activité industrielle visée, 2 %;

D

l’année civile correspondant à la période de conformité;

E

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

F

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

G

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

H

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

I

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

i

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

Répartition de la production d’électricité

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

(2) Le paragraphe 36.2(2) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Différentes normes de rendement

où :

A_i

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

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

B_i

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

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

C

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

a) s’agissant de l’activité industrielle visée prévue à l’article 38 de l’annexe 1, 0 %,
b) s’agissant de l’activité industrielle visée prévue à l’alinéa 3c) ou aux articles 7, 8, 13, 17, 19, 20, 34, 40, 41 ou 43 de l’annexe 1, 1%,
c) s’agissant de toute autre activité industrielle visée, 2 %;

D

l’année civile correspondant à la période de conformité;

E

F

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

G

H

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

I

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

i

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

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

Norme de rendement calculée

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

où :

A

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

B

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

a) soit au résultat de la formule suivante :
0,062 tonnes de CO₂e/gigajoules × (M − N) × O

où :

M

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

N

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

O
le coefficient de chaleur provenant de la combustion de combustibles fossiles brûlés pour produire l’énergie thermique est le suivant :
- (i) si M est supérieur à N, le coefficient de chaleur déterminé conformément à l’article 34 pour l’année de référence « i », pour l’installation assujettie,
- (ii) si M est inférieur à N, le coefficient de chaleur déterminé conformément à l’article 34 pour l’année de référence « i », pour l’installation assujettie de laquelle a été achetée l’énergie thermique;
b) soit à 0 pour toutes les années de référence, si la valeur absolue du quotient de la somme des résultats du calcul effectué conformément à l’alinéa a) pour chaque année de référence « i » par le nombre d’années de référence est inférieur au résultat de la formule suivante :

C

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

D

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

E

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

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

F

la quantité totale des gaz à effet de serre attribuables à une activité exercée à l’installation qui n’est pas une activité industrielle visée, pour l’année de référence « i », déterminée conformément aux articles 17 et 18, si :

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

G

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

i

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

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

Années de référence

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

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

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

Nouvelle activité

(2.1) Pour l’application du paragraphe (1), si le calcul de la limite d’émissions pour une période de conformité prend en compte une activité industrielle visée qui a commencée à être exercée à l’installation assujettie durant cette période de conformité et pour laquelle aucune norme de rendement n’a déjà été calculée conformément au présent article :

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

Attribution des émissions

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

26 L’article 39 du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Nouveau calcul de la norme de rendement

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

27 L’article 40 du même règlement est abrogé.

28 (1) Le paragraphe 45(2) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Système de mesure et d’enregistrement en continu

(2) La personne responsable d’une installation assujettie est tenue de se conformer, pour chaque période de conformité durant laquelle elle utilise un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, aux exigences relatives à la tenue de registres prévues dans les méthodes de quantification.

(2) L’article 45 du même règlement est modifié par adjonction, après le paragraphe (3), de ce qui suit :

Fourniture

(4) À la demande du ministre, toute personne tenue de consigner des renseignements dans un registre en application du paragraphe (1) lui fournit une copie de ceux-ci sans délai.

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

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

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

Écart important

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

a) s’agissant de l’installation assujettie qui a émis une quantité de gaz à effet de serre inférieure à 500 kt de CO₂e pour la période de conformité :
- (i) le résultat du calcul ci-après, exprimé en pourcentage, à l’égard d’une erreur ou d’une omission relative aux gaz à effet de serre qui a été relevée durant la vérification et qui peut être quantifiée est égal ou supérieur à 5 % :
  
  A ÷ B × 100
  
  où :
  
  A
  
  représente la valeur absolue de la surévaluation ou de la sous-évaluation résultant de l’erreur ou de l’omission, exprimée en tonnes de CO₂e,
  
  B
  
  la quantité totale des gaz à effet de serre indiquée dans le rapport annuel ou le rapport corrigé, exprimée en tonnes de CO₂e;
- (ii) le résultat du calcul ci-après, exprimé en pourcentage, à l’égard de l’ensemble des erreurs et des omissions relatives aux gaz à effet de serre qui ont été relevées durant la vérification et qui peuvent être quantifiées est égal ou supérieur à 5 % :
  
  A ÷ B × 100
  
  où :
  
  A
  
  représente la valeur absolue de la somme nette des surévaluations et des sous-évaluations résultant des erreurs et des omissions, exprimée en tonnes de CO₂e,
  
  B
  
  la quantité totale des gaz à effet de serre indiquée dans le rapport annuel ou le rapport corrigé, exprimée en tonnes de CO₂e;
b) s’agissant de l’installation assujettie qui a émis une quantité de gaz à effet de serre égale ou supérieure à 500 kt de CO₂e pour la période de conformité :
- (i) le résultat du calcul ci-après, exprimé en pourcentage, à l’égard d’une erreur ou d’une omission relative aux émissions de gaz à effet de serre qui a été relevée durant la vérification et qui peut être quantifiée est égal ou supérieur à 2 % :
  
  A ÷ B × 100
  
  où :
  
  A
  
  représente la valeur absolue de la surévaluation ou de la sous-évaluation résultant de l’erreur ou de l’omission, exprimée en tonnes de CO₂e,
  
  B
  
  la quantité totale des gaz à effet de serre indiquée dans le rapport annuel ou le rapport corrigé, exprimée en tonnes de CO₂e;
- (ii) le résultat du calcul ci-après, exprimé en pourcentage, à l’égard de l’ensemble des erreurs et des omissions relatives aux gaz à effet de serre qui ont été relevées durant la vérification et qui peuvent être quantifiées est égal ou supérieur à 2 % :
  
  A ÷ B × 100
  
  où :
  
  A
  
  représente la valeur absolue de la somme nette des surévaluations et des sous-évaluations résultant des erreurs et des omissions, exprimée en tonnes de CO₂e,
  
  B
  
  la quantité totale des gaz à effet de serre indiquée dans le rapport annuel ou le rapport corrigé, exprimée en tonnes de CO₂e;
c) s’agissant de la production pour chaque activité industrielle visée prise en compte dans le calcul de la limite d’émissions, le résultat du calcul ci-après, exprimé en pourcentage, à l’égard d’une erreur ou d’une omission relative à la quantification de la production qui a été relevée durant la vérification et qui peut être quantifiée est égal ou supérieur à 5 % :

A ÷ B × 100

où :

A

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

B

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

30 L’alinéa 51(1)b) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

b) après que deux années civiles se sont écoulées depuis la dernière visite d’un organisme de vérification à l’installation assujettie pour la vérification d’un rapport annuel ou d’un rapport corrigé;

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

Décision

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

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

32 Les sous-alinéas 58g)(ii) à (iv) du même règlement sont remplacés par ce qui suit :

(ii) la province ou le responsable visés au paragraphe 78(1) qui les a émis,
(iii) selon le cas, la date à laquelle ils ont été retirés ou la date à laquelle ils sont désignés pour servir exclusivement d’unités de conformité à remettre au ministre au titre de l’article 174, de l’alinéa 178(1)a) ou du paragraphe 181(2) de la Loi,
(iv) les numéros de série qui leur ont été attribués par la province ou le responsable visé au paragraphe 78(1),

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

Crédits excédentaires

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

Exception

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

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

Rapport corrigé

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

Contenu

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

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

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

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

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

Obligation modifiée

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

Compensation révisée

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

Émission de crédits excédentaires

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

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

Exception

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

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

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

Redevance

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

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

Délai de compensation — taux régulier

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

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

Délai de compensation — taux élevé

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

39 (1) Le paragraphe 78(1) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

Unités de conformité

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

a) sont émis par une province ou en son nom par le responsable d’un programme;
b) sont émis au titre d’un programme et d’un protocole de crédits compensatoires figurant sur la liste publiée sur le site Web du ministère de l’Environnement;
c) peuvent servir à des fins de compensation ou de conformité dans le cadre d’un mécanisme de tarification des émissions de gaz à effet de serre dans la province où ils ont été émis;
d) correspondent à une réduction ou une absorption d’une tonne de CO₂e.

(2) L’alinéa 78(2)f) de la version anglaise du même règlement est remplacé par ce qui suit :

(f) measures to ensure that, for a GHG reduction or removal of one CO₂e tonne, one credit or unit is issued and the unit or credit is not used more than once;

(3) Le sous-alinéa 78(4)d)(ii) du même règlement est remplacé par ce qui suit :

(ii) il ne fait pas l’objet d’une suspension par l’organisme d’accréditation qui l’a accrédité et n’en faisait pas l’objet non plus au moment de la vérification relative à l’émission de l’unité ou du crédit ou au moment de la signature du rapport de vérification relatif à l’émission de l’unité ou du crédit;

(4) Le paragraphe 78(4) du même règlement est modifié par adjonction, après l’alinéa d), de ce qui suit :

e) être désignés pour servir exclusivement d’unités de conformité à remettre au ministre au titre de l’article 174, de l’alinéa 178(1)a) ou du paragraphe 181(2) de la Loi.

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

(paragraphes 2(1) et 5(2), alinéa 8b), article 8.1, sous-alinéas 11(1)b)(iii) et (iv), divisions 11(1)c)(iii)(A) et (B), paragraphes 12(2) et (3), article 16, alinéa 17(2)a), paragraphes 22(2), 31(1), 32(1) et 36(1) à (4), article 36.1, paragraphes 36.2(2) et 37(1), articles 38 et 41, paragraphes 41.1(2) et 41.2(2), articles 41.3 et 42, paragraphe 1(1.1) et sous-alinéas 1(2)b)(i) et (ii) et c)(i) de la partie 3, article 1 de la partie 4, articles 1 et 2 de la partie 7 et article 1 de la partie 37 de l’annexe 3 et sous-alinéas 3g)(ii) et h)(iii) de l’annexe 5)

41 L’annexe 1 du même règlement est modifiée par adjonction, selon l’ordre numérique, de ce qui suit :
Article	Colonne 1 Activité industrielle	Colonne 2 Unité de mesure de la production	Colonne 3 Norme de rendement (tonnes de CO₂e/ unité de mesure de la production)	Colonne 4 Partie applicable de l’annexe 3
3.1	Exploitation minière de surface des sables bitumineux et extraction de bitume	barils de bitume	0,0266	partie 3.1

42 (1) Le passage de l’article 17 de l’annexe 1 de la version anglaise du même règlement figurant dans la colonne 1 et précédant l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :
Item	Column 1 Industrial Activity
17	Production of the following petrochemical products from petroleum and liquefied natural gas or from feedstocks derived from petroleum :

(2) L’article 17 de l’annexe 1 du même règlement est modifié par adjonction, après l’alinéa f), de ce qui suit :
Article	Colonne 1 Activité industrielle	Colonne 2 Unité de mesure de la production	Colonne 3 Norme de rendement (tonnes de CO₂e/ unité de mesure de la production)	Colonne 4 Partie applicable de l’annexe 3
17	g) éthylène glycol avec six unités monomères ou moins	tonnes d’éthylène glycol avec six unités monomères ou moins	0,326	partie 17

43 L’annexe 1 du même règlement est modifiée par adjonction, selon l’ordre numérique, de ce qui suit :
Article	Colonne 1 Activité industrielle	Colonne 2 Unité de mesure de la production	Colonne 3 Norme de rendement (tonnes de CO₂e/ unité de mesure de la production)	Colonne 4 Partie applicable de l’annexe 3
24.1	Production de sel évaporé au moyen d’un procédé d’extraction par dissolution	tonnes de sel évaporé ayant une concentration de chlorure de sodium d’au moins 99 %	0,153	partie 24.1

44 Le passage de l’article 26 de l’annexe 1 du même règlement figurant dans la colonne 1 et précédant l’alinéa a) est remplacé par ce qui suit :
Article	Colonne 1 Activité industrielle
26	Production de métaux ou de diamants à partir de l’extraction et du broyage de minerai ou de kimberlite

45 (1) Le passage de l’alinéa 29a) de l’annexe 1 du même règlement figurant dans la colonne 3 est remplacé par ce qui suit :
Article	Colonne 3 Norme de rendement (tonnes de CO₂e/ unité de mesure de la production)
29a)	0,310

(2) Le passage de l’alinéa 29c) de l’annexe 1 du même règlement figurant dans la colonne 3 est remplacé par ce qui suit :
Article	Colonne 3 Norme de rendement (tonnes de CO₂e/ unité de mesure de la production)
29c)	0,132

(3) L’article 29 de l’annexe 1 du même règlement est modifié par adjonction, après l’alinéa d), de ce qui suit :
Article	Colonne 1 Activité industrielle	Colonne 2 Unité de mesure de la production	Colonne 3 Norme de rendement (tonnes de CO₂e/ unité de mesure de la production)	Colonne 4 Partie applicable de l’annexe 3
29	e) production d’urée granulée, en plus de la production d’ammoniac anhydre ou aqueux par reformage à la vapeur d’hydrocarbures	tonnes d’urée granulée	0,159	partie 29

46 Le passage de l’article 30 de l’annexe 1 du même règlement figurant dans la colonne 3 est remplacé par ce qui suit :
Article	Colonne 3 Norme de rendement (tonnes de CO₂e/ unité de mesure de la production)
30	0,102

47 L’annexe 1 du même règlement est modifiée par adjonction, selon l’ordre numérique, de ce qui suit :
Article	Colonne 1 Activité industrielle	Colonne 2 Unité de mesure de la production	Colonne 3 Norme de rendement (tonnes de CO₂e/ unité de mesure de la production)	Colonne 4 Partie applicable de l’annexe 3
35.1	Production de malt	tonnes de malt	0,117	partie 35.1

48 Le passage de l’alinéa 36b) de l’annexe 1 du même règlement figurant dans la colonne 1 est remplacé par ce qui suit :
Article	Colonne 1 Activité industrielle
36	b) production de pâte à partir de bois, d’autres matières végétales ou de papier, ou de produits provenant directement de la pâte ou d’un procédé de mise en pâte — sauf de produits spécialisés et de produits visés au paragraphe 39(3) — à une installation non équipée d’une chaudière de récupération, d’un four à chaux ou d’un lessiveur à pâte

49 Le passage de l’article 37 de l’annexe 1 du même règlement figurant dans la colonne 1 est remplacé par ce qui suit :
Article	Colonne 1 Activité industrielle
37	Assemblage principal de véhicules autopropulsés à quatre roues conçus pour être utilisés sur une voie publique et dont le poids nominal brut est inférieur à 4 536 kg (10 000 lb), à l’exception des véhicules qui ont la capacité de ne produire aucune émission d’échappement et qui sont équipés d’une batterie ayant une capacité d’au moins 15 kWh

50 L’annexe 1 du même règlement est modifiée par adjonction, après l’article 38, de ce qui suit :
Article	Colonne 1 Activité industrielle	Colonne 2 Unité de mesure de la production	Colonne 3 Norme de rendement (tonnes de CO₂e/ unité de mesure de la production)	Colonne 4 Partie applicable de l’annexe 3
Produits du bois
39	(1) Production de placage de bois ou de contreplaqué	mètres cube de placage de bois et de contreplaqué	0,0701	partie 39
	(2) Production de bois d’œuvre	mètres cube de bois d’œuvre	0,0229	partie 39
	(3) Production des produits suivants : a) panneaux de particules, sauf les panneaux à copeaux orientés b) panneaux composés principalement de fibres cellulosiques et fabriqués par conformation sous l’action de la chaleur et de la pression d’une couche constituée de fibres et d’un liant, notamment les panneaux de fibres à faible, moyenne et haute densité, y compris les panneaux durs	mètres cube de panneaux de particules et de panneaux composés principalement de fibres cellulosiques et fabriqués par conformation sous l’action de la chaleur et de la pression d’une couche constituée de fibres et d’un liant, y compris les panneaux durs	0,0889	partie 39
Aluminium
40	Production d’aluminium à partir d’alumine	tonnes d’aluminium liquide	1,58	partie 40
41	Production d’anodes cuites destinées à la production d’aluminium à partir d’alumine	tonnes d’anodes cuites	0,328	partie 41
42	Production de coke de pétrole calciné destiné à la production d’aluminium à partir d’alumine	tonnes de coke calciné	0,486	partie 42
43	Production d’alumine à partir de bauxite	tonnes d’équivalent alumine (Al₂O₃)	calculée conformément à l’article 37 du présent règlement	partie 43
Produits en caoutchouc
44	Production de pneumatiques, autre que le rechapage ou toute autre forme de reconditionnement	tonnes de pneumatiques	0,225	partie 44

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

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

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

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

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

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

53 L’annexe 3 du même règlement est remplacée par l’annexe 3 figurant à l’annexe du présent règlement.

54 Le passage de l’alinéa 3n) de l’annexe 5 du même règlement précédant le sous-alinéa (i) est remplacé par ce qui suit :

n) l’avis sur la vérification de l’organisme de vérification, indiquant :

Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement

55 La section 2 de la partie 7 de l’annexe 1 du Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement ^{référence 2} est modifiée par adjonction, selon l’ordre numérique, de ce qui suit :
Article	Colonne 1 Disposition	Colonne 2 Type de violation
9.1	16(6.1)a)	E

56 La section 2 de la partie 7 de l’annexe 1 du même règlement est modifiée par adjonction, selon l’ordre numérique, de ce qui suit :
Article	Colonne 1 Disposition	Colonne 2 Type de violation
13.2	22.1	D

57 La section 2 de la partie 7 de l’annexe 1 du même règlement est modifiée par adjonction, selon l’ordre numérique, de ce qui suit :
Article	Colonne 1 Disposition	Colonne 2 Type de violation
14.1	31(2)	D

58 L’article 16 de la section 2 de la partie 7 de l’annexe 1 du même règlement est remplacé par ce qui suit :
Article	Colonne 1 Disposition	Colonne 2 Type de violation
16	36(1)	E
16.1	36(2)	E
16.2	36(3)	E
16.3	36(4)	E
16.4	36(5)	E

59 La section 2 de la partie 7 de l’annexe 1 du même règlement est modifiée par adjonction, selon l’ordre numérique, de ce qui suit :
Article	Colonne 1 Disposition	Colonne 2 Type de violation
26.11	45(4)	D

Entrée en vigueur

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

(2) Les articles 5 et 6, les paragraphes 2(5), 12(1), 14(1), 23(1) et 24(1), les articles 25 et 26, le paragraphe 45(1) et l’article 46 sont réputés être entrés en vigueur le 1^er janvier 2023 et s’appliquent à compter de cette date à l’égard de la période de conformité 2023 et des périodes de conformité suivantes.

(3) L’article 1, les paragraphes 2(1), (4), (7) et (9), l’article 11, le paragraphe 12(2), l’article 13, les paragraphes 14(2) et (3), les articles 15 à 18, les paragraphes 19(1), (2), (4) et (5), les articles 20 à 22, les paragraphes 23(2) et (3), 24(2), 28(1) et 29(2), les articles 41 à 44, les paragraphes 45(2) et (3) et les articles 47 à 50, 53, 55 et 56 entrent en vigueur le 1^er janvier 2024 et s’appliquent à l’égard de la période de conformité 2024 et des périodes de conformité suivantes.

ANNEXE

(Article 53)

ANNEXE 3

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

Exigences de quantification

PARTIE 1
Production de bitume et d’autre pétrole brut

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions de torchage	CO₂, CH₄ et N₂O
3	Émissions des eaux usées pour :
	a) traitement anaérobie et aérobie des eaux usées	CO₂, CH₄ et N₂O
	b) séparateurs huile-eau	CH₄
4	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 2
Valorisation de bitume et de pétrole lourd

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

PARTIE 3
Raffinage de pétrole

SECTION 1
Quantification des émissions

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

SECTION 2
Quantification de la production

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

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

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

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

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

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions de torchage	CO₂, CH₄ et N₂O
3	Émissions dues au fuites	CO₂ et CH₄
4	Émissions des eaux usées
	a) traitement anaérobie et aérobie des eaux usées	CO₂, CH₄ et N₂O
	b) séparateurs huile-eau	CH₄
5	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 4
Traitement du gaz naturel

SECTION 1
Quantification des émissions

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

SECTION 2
Quantification de la production

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

PARTIE 5
Transport du gaz naturel

SECTION 1
Quantification des émissions

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions de torchage	CO₂, CH₄ et N₂O

SECTION 2 Quantification de la production

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

P_x × C_x × H_x

où :

P_x

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

C_x

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

rpm_moy/rpm_max: où :
rpm_moy: représente la vitesse moyenne annuelle réelle du conducteur « x » pendant son fonctionnement, exprimée en révolutions par minute,
rpm_max: la vitesse maximale nominale du conducteur « x », exprimée en révolutions par minute;
H_x: le nombre d’heures pendant lesquelles le conducteur « x » a fonctionné durant la période de conformité.

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

conducteur: Moteur électrique, moteur alternatif ou turbine utilisé pour actionner un compresseur. (driver)
puissance au frein nominale: Puissance au frein maximale d’un conducteur, spécifiée par le fabricant soit sur la plaque signalétique, soit autrement. (rated brake power)

PARTIE 6
Production d’hydrogène gazeux

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO₂
3	Émissions de torchage	CO₂, CH₄ et N₂O
4	Émissions dues aux fuites	CH₄
5	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 7
Production de ciment et de clinker

SECTION 1
Quantification des émissions

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO₂
3	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

SECTION 2
Quantification de la production

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

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

PARTIE 8
Production de chaux

SECTION 1
Quantification des émissions

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO₂
3	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

SECTION 2
Quantification de la production

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

PARTIE 9
Production de verre

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO₂
3	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 10
Production de produits de gypse

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 11
Production d’isolant en laine minérale

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO₂
3	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 12
Production de briques

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO₂
3	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 13
Production d’éthanol

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 14
Production de noir de fourneau

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

PARTIE 15
Production de 2-méthylpentaméthylènediamine (MPMD)

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

PARTIE 16
Production de nylon

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 17
Production de produits pétrochimiques

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

PARTIE 18
Production de vaccins

SECTION 1
Quantification des émissions

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions associées à l’utilisation de produits industriels	SF₆
3	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

SECTION 2 Quantification de la production

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

: où :
A: représente la capacité de chaque cuve « i » utilisée pour mélanger les ingrédients ensemble à cette étape, exprimée en litres;
B: le nombre de lots produits dans la cuve « i »;
i: la i^e cuve « i », « i » allant de 1 à n, où n représente le nombre de cuves utilisées pour mélanger les ingrédients ensemble à cette étape.

PARTIE 19
Production d’acier à base de ferraille

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émission de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions liées aux procédés industriels pour :
	a) four à arc électrique	CO₂
	b) décarburation à l’argon-oxygène	CO₂
	c) four-poche	CO₂
3	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 20
Aciéries intégrées

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions liées aux procédés industriels pour :
	a) convertisseur basique à oxygène	CO₂
	b) batterie de fours à coke	CO₂
	c) four de réduction directe	CO₂
	d) four à arc électrique	CO₂
	e) haut fourneau	CO₂
	f) four-poche	CO₂
	g) décarburation à l’argon-oxygène	CO₂
3	Émissions des eaux usées	CO₂, CH₄ et N₂O
4	Émissions associées à l’utilisation de produits industriels	SF₆ et PFC
5	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O
6	Émissions dues aux fuites provenant de l’entreposage du charbon	CH₄

PARTIE 21
Bouletage du minerai de fer

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions liées aux procédés industriels pour les fours de durcissement	CO₂
3	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 22
Production de tubes métalliques

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 23
Production de métaux communs

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions liées aux procédés industriels, pour :
	a) production de plomb	CO₂
	b) production de zinc	CO₂
	c) production de cuivre et de nickel	CO₂
3	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 24
Production de potasse

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 24.1
Production de sel évaporé

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 25
Exploitation de gisements de charbon

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions dues aux fuites provenant :
	a) de l’entreposage du charbon	CH₄
	b) de l’exploitation minière souterraine de charbon	CH₄
3	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 26
Production de métaux ou de diamants

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 27
Production de résidus de carbonisation du charbon

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 28
Production de charbon actif

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 29
Production d’engrais à base d’azote

SECTION 1
Quantification des émissions

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

SECTION 2
Quantification de la production

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

PARTIE 30
Transformation industrielle de pommes de terre

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions des eaux usées	CO₂, CH₄ et N₂O
3	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 31
Transformation industrielle de graines oléagineuses

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions des eaux usées	CO₂, CH₄ et N₂O
3	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 32
Production d’alcool

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions des eaux usées	CO₂, CH₄ et N₂O
3	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 33
Transformation de maïs par mouture humide

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions des eaux usées	CO₂, CH₄ et N₂O
3	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 34
Production d’acide citrique

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 35
Raffinage de sucre

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 35.1
Production de malt

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions des eaux usées	CO₂, CH₄ et N₂O
3	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 36
Production de pâtes et papiers

SECTION 1
Quantification des émissions

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

SECTION 2
Quantification de la production

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

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

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

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

PARTIE 37
Assemblage principal de véhicules

SECTION 1
Quantification des émissions

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions associées à l’utilisation de produits industriels	HFC
3	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

SECTION 2
Quantification de la production

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

PARTIE 38
Production d’électricité

SECTION 1
Quantification des émissions

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

SECTION 2
Quantification de la production — activité industrielle principale

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

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

où :

G_U

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

HFF_k

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

: où :
QFF_j: représente la quantité du combustible gazeux, liquide ou solide, selon le cas, de type « j » brûlée pour la production de l’électricité dans le groupe, durant la période de conformité, déterminée conformément au paragraphe (3),
HHV_j: la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible gazeux, liquide ou solide, selon le cas, de type « j » brûlé par le groupe déterminée conformément aux méthodes de quantification,
j: le j^e type de combustible fossile « j » brûlé par le groupe, « j » allant de 1 à m, où m représente le nombre de types de combustibles gazeux, liquides ou solides, selon le cas, brûlés;

HB

le résultat de la formule suivante :

: où :
QB_i: représente la quantité du combustible de biomasse de type « i » brûlée dans le groupe pour la production de l’électricité, durant la période de conformité, déterminée conformément au paragraphe (3),
HHV_i: la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible de biomasse de type « i » brûlé par groupe déterminée conformément aux méthodes de quantification,
i: le i^e type de combustible de biomasse « i » brûlé par le groupe, « i » allant de 1 à n, où n représente le nombre de types de combustibles de biomasse brûlés.

(3) Les quantités des combustibles QFF_j et QB_i sont déterminées de la façon suivante :

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

2 Dans le cas où un groupe moteur à combustion et un groupe chaudière partagent une même turbine à vapeur, la quantité d’électricité brute produite par un groupe donné est calculée conformément à la formule suivante :

G_mc + G_p − G_ext

où :

G_mc

représente la quantité brute d’électricité produite par les générateurs des moteurs à combustion du groupe moteur à combustion qui partage une turbine à vapeur avec une chaudière, au cours de l’année civile, exprimée en gigawattheures, mesurée aux bornes électriques des générateurs des moteurs à combustion à l’aide de compteurs qui satisfont aux conditions prévues au paragraphe 31(2) du présent règlement dans le cas où le groupe donné est un groupe moteur à combustion, ou est égal à zéro dans le cas où le groupe donné est un groupe chaudière;

G_p

la quantité brute d’électricité produite par les générateurs de la turbine à vapeur partagée au cours de l’année civile, exprimée en gigawattheures, mesurée aux bornes électriques des générateurs de la turbine à vapeur partagée à l’aide de compteurs qui satisfont aux conditions prévues au paragraphe 31(2) du présent règlement;

G_ext

la quantité d’électricité produite par l’autre groupe — le groupe autre que celui pour lequel la quantité d’électricité est calculée — au cours de l’année civile, exprimée en gigawattheures et calculée selon la formule suivante :

: où :
G_p: représente la quantité brute d’électricité produite par les générateurs de la turbine à vapeur partagée au cours de l’année civile, exprimée en gigawattheures, mesurée aux bornes électriques des générateurs à l’aide de compteurs qui satisfont aux conditions prévues au paragraphe 31(2) du présent règlement,
t: la t^e heure, où « t » est équivalent au chiffre 1 à x et x est équivalent au nombre total d’heures au cours desquelles les générateurs de la turbine à vapeur partagée ont produit de l’électricité au cours de l’année civile,
j: le j^e flux calorifique d’une source externe provenant de l’autre groupe, où « j » est équivalent au chiffre 1 à m et m est équivalent au nombre total de flux calorifiques d’une source externe qui ont contribué à l’électricité produite par les générateurs de la turbine à vapeur partagée,
h_ext,j: l’enthalpie spécifique moyenne au cours de la période « t » du j^e flux calorifique d’une source externe provenant de l’autre groupe qui a contribué à l’électricité produite par les générateurs de la turbine à vapeur partagée, exprimée en gigajoules par tonne et déterminée au moyen d’un instrument de mesure en continu selon les mesures de la température et de la pression de ce je flux calorifique,
M_ext,j: le débit massique au cours de la période « t » du j^e flux calorifique d’une source externe provenant de l’autre groupe qui a contribué à l’électricité produite par les générateurs de la turbine à vapeur partagée, exprimé en tonnes, et déterminé au moyen d’un instrument de mesure en continu,
k: le k^e flux calorifique interne provenant du groupe donné, où « k » est équivalent au chiffre 1 à l et l est équivalent au nombre total de flux calorifiques provenant de la combustion de combustibles par ce groupe qui ont contribué à l’électricité produite par les générateurs de la turbine à vapeur partagée,
h_int,k: l’enthalpie spécifique moyenne au cours de la période « t » du k^e flux calorifique d’une source interne provenant du groupe donné et ayant contribué à l’électricité produite par les générateurs de la turbine à vapeur partagée, exprimée en gigajoules par tonne et déterminée au moyen d’un instrument de mesure en continu selon la mesure de la température et de la pression de ce k^e flux calorifique,
M_int,k: le débit massique au cours de la période « t » du k^e flux calorifique d’une source interne provenant du groupe donné qui a contribué à l’électricité produite par les générateurs de la turbine à vapeur partagée, exprimé en tonnes, et déterminé au moyen d’un instrument de mesure en continu.

SECTION 3
Quantification de la production — activité industrielle secondaire

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

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

où :

G_U

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

HFF_k

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

: où :
QFF_j: représente la quantité du combustible gazeux, liquide ou solide, selon le cas, de type « j » brûlée à l’installation pour la production de l’électricité, durant la période de conformité, déterminée conformément au paragraphe (2) et aux méthodes de quantification,
HHV_j: la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible gazeux, liquide ou solide, selon le cas, de type « j » brûlé à l’installation pour la production d’électricité, déterminée conformément aux méthodes de quantification,
j: le j^e type de combustible fossile « j » brûlé à l’installation, « j » allant de 1 à m, où m représente le nombre de types de combustibles gazeux, liquides ou solides, selon le cas, brûlés;

HB

le résultat de la formule suivante :

: où :
QBi: représente la quantité du combustible de biomasse de type « i » brûlée à l’installation pour la production de l’électricité durant la période de conformité, déterminée conformément au paragraphe (2) et en conformité avec les méthodes de quantification,
HHVi: la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible de biomasse de type « i » brûlé à l’installation pour la production d’électricité, déterminée conformément aux méthodes de quantification,
i: le i^e type de combustible de biomasse « i » brûlé à l’installation, « i » allant de 1 à n, où n représente le nombre de types de combustibles de biomasse brûlés.

(2) Les quantités des combustibles QFF_j et QB_i sont déterminées de la façon suivante :

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

PARTIE 39
Production de produits de bois

SECTION 1
Quantification des émissions

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

SECTION 2
Quantification de la production

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

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

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

3 La quantité de panneaux de particules et de panneaux composés principalement de fibres cellulosiques et fabriqués par conformation sous l’action de la chaleur et de la pression d’une couche constituée de fibres et d’un liant, y compris les panneaux durs, est quantifiée après que les panneaux ont été fabriqués par conformation sous l’action de la chaleur et de la pression.

PARTIE 40
Production d’aluminium à partir d’alumine

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

PARTIE 41
Production d’anodes cuites — aluminium

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO₂
3	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 42
Production de coke de pétrole calciné — aluminium

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions liées aux procédés industriels	CO₂
3	Émissions associées à l’utilisation de produits industriels	HFC
4	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

PARTIE 43
Production d’alumine à partir de bauxite

SECTION 1
Quantification des émissions

Quantification des gaz à effet de serre de certains types d’émissions visés
Article	Colonne 1 Type d’émissions visé	Colonne 2 Gaz à effet de serre
1	Émissions de combustion stationnaire de combustible	CO₂, CH₄ et N₂O
2	Émissions associées à l’utilisation de produits industriels	HFC
3	Émissions liées au transport sur le site	CO₂, CH₄ et N₂O

SECTION 2
Quantification de la production

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

A × 0,6536

où :

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

PARTIE 44
Production de pneumatiques

SECTION 1
Quantification des émissions

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

SECTION 2
Quantification de la production

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

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

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

Résumé

Enjeux : Les changements climatiques constituent une menace mondiale urgente dont les répercussions et les coûts devraient augmenter au fil du temps en l’absence de toute intervention. Dans le cadre de l’Accord de Paris, le Canada s’est engagé à réduire ses émissions de gaz à effet de serre (GES) de 40 % à 45 % sous les niveaux de 2005 d’ici 2030. Afin de contribuer à la lutte contre les changements climatiques, d’en atténuer les répercussions ainsi que d’atteindre la cible de réduction des émissions du Canada établie en vertu de l’Accord de Paris et la carboneutralité d’ici 2050, plusieurs mesures de réduction des émissions de GES ont été établies, y compris la tarification de la pollution par le carbone, qui atteindra 170 $ la tonne d’équivalent de dioxyde de carbone (CO₂e) en 2030. Dans le cadre de l’Approche pancanadienne pour une tarification de la pollution par le carbone, le Canada a mis en place le Système de tarification fondé sur le rendement (STFR) pour les grands émetteurs. Pour veiller à ce que le STFR continue de contribuer aux cibles de réduction des GES du Canada tout en atténuant les répercussions sur la compétitivité et les risques de fuites de carbone en raison de la tarification de la pollution par le carbone, des modifications au Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement (le Règlement) sont nécessaires.

Description : L’objectif du STFR fédéral est de mettre en place un prix sur la pollution par le carbone, ce qui crée un incitatif pour les installations assujetties à réduire leurs émissions par unité de production, tout en continuant d’atténuer les répercussions sur la compétitivité et les risques de fuites de carbone. Le Règlement modifiant le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement et le Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement (les modifications) modifie le Règlement en introduisant, à compter de 2023 un pourcentage de réduction annuelle fixe (taux de resserrement) de 2 % pour la plupart des normes de rendement, afin que le STFR continue d’atteindre son objectif en maintenant un prix marginal sur les émissions. Pour les secteurs qui sont considérés comme risquant très fortement de voir leur compétitivité affectée par la tarification du carbone et comme étant à risque très élevé de fuites de carbone en raison de la tarification du carbone, les modifications appliquent un taux de resserrement ajusté de 1 % à compter de 2023. Les modifications ajoutent également de nouvelles normes de rendement, mettent à jour les normes de rendement actuelles et apportent des changements pour améliorer la mise en œuvre, assurer l’exactitude des rapports et simplifier la participation volontaire.

Énoncé des coûts et avantages : Les avantages et les coûts quantifiés et décrits dans l’analyse de la réglementation sont à la fois attribuables aux modifications présentées ici et au Décret modifiant l’annexe 4 de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre (conjointement appelés l’ensemble des modifications). Ces derniers sont établis sur la portée d’application du STFR au moment de la publication des modifications. De 2023 à 2032, les réductions cumulatives des émissions de GES attribuables à l’ensemble des modifications sont estimées à environ 3,3 millions de tonnes (mégatonnes ou Mt) de CO₂e. Afin de monétiser les avantages liés aux réductions des émissions de GES, le ministère de l’Environnement (le Ministère) a utilisé son échelle de valeurs du coût social des gaz à effet de serre (CS-GES) mise à jour. En utilisant ces valeurs, les avantages sociétaux sont estimés à 910 millions de dollars. Les coûts associés à l’ensemble des modifications pourraient diminuer le bien-être des ménages canadiens de 270 millions de dollars. Globalement, l’ensemble des modifications devrait engendrer un avantage net de 640 millions de dollars. Les modifications sont faites pour maintenir un prix marginal sur les émissions dans le STFR et pour que le STFR ait une portée nationale et puisse s’appliquer partout au Canada, le cas échéant.

Enjeux

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

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

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

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

Contexte

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

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

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

Dans l’approche du gouvernement canadien en matière de tarification de la pollution par le carbone, les provinces et les territoires ont la souplesse nécessaire pour mettre en œuvre un système de tarification du carbone qui convient à leur situation, que ce soit un système explicite fondé sur les tarifs ou un système de plafonnement et d’échange, à condition que ce système satisfasse aux critères nationaux minimaux de rigueur, appelés le modèle fédéral. Le modèle fédéral établit des critères que tous les systèmes doivent respecter pour garantir qu’ils sont comparables et efficaces à réduire les émissions de GES.

En août 2021, le gouvernement du Canada a mis à jour le modèle fédéral pour la période de 2023 à 2030, incluant le prix national minimal de la tarification de la pollution par le carbone qui augmentera de 15 $ la tonne de CO₂e chaque année de 2023 à 2030^{référence 3}. Le modèle fédéral mis à jour a également renforcé les critères de portée ainsi que les règles relatives aux programmes et aux crédits compensatoires. De plus, le modèle fédéral comprend des exigences supplémentaires quant à la déclaration publique et a interdit les mesures directes qui compensent, réduisent ou annulent le signal de prix envoyé par la tarification de la pollution par le carbone. Afin d’apporter de la certitude aux entreprises et aux ménages, les évaluations annuelles ont été remplacées par une évaluation pluriannuelle pour la période de 2023 à 2030 entièrement effectuée à l’automne 2022. Les systèmes de tarification de la pollution par le carbone provinciaux et territoriaux qui ont été évalués comme satisfaisant aux critères du modèle fédéral mis à jour s’appliqueront minimalement jusqu’à la fin de 2026 alors que le gouvernement fédéral entreprendra un examen intérimaire des systèmes provinciaux et territoriaux afin de confirmer qu’ils continuent de satisfaire aux critères du modèle fédéral pour la période de 2027 à 2030. Si des modifications significatives sont apportées aux systèmes avant 2027, ceux-ci seront réévalués. De la même manière, les provinces et les territoires assujettis au système fédéral en 2023 le seront jusqu’à la fin de 2026. D’ici 2026, le gouvernement fédéral mobilisera également les provinces, les territoires et les organisations autochtones à propos d’un examen intérimaire de la tarification de la pollution au Canada et des critères du modèle fédéral, afin de s’assurer que le modèle continue d’atteindre ses objectifs visant à ce que les systèmes de tarification de la pollution par le carbone à travers le Canada soient comparables et efficaces.

La Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre (la Loi), édictée le 21 juin 2018, établit le cadre du filet de sécurité fédéral qui comprend deux parties : une redevance réglementaire appliquée sur les combustibles fossiles (la redevance sur les combustibles), établie en vertu de la partie 1 de la Loi, et un système d’échange réglementaire pour l’industrie, soit le STFR, établi en vertu de la partie 2 de la Loi. Le filet de sécurité fédéral, qui peut comprendre la redevance sur les combustibles, le STFR, ou les deux, s’applique dans toute province ou tout territoire qui en fait la demande ou qui n’a pas de système de tarification du carbone conforme au modèle fédéral. En 2023, le STFR s’applique au Manitoba, à l’Île-du-Prince-Édouard, au Yukon et au Nunavut.

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

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

À compter de la période de conformité de 2022, la personne responsable d’une installation assujettie doit verser un minimum de 25 % de l’obligation de compensation de son installation par paiement d’une redevance pour émissions excédentaires au receveur général du Canada. La personne responsable peut verser le reste de l’obligation de compensation par un paiement de la redevance pour émissions excédentaires ou la remise d’unités de conformité, chacune représentant une tonne de CO₂e, ou une combinaison de ces deux méthodes. Les unités de conformité sont soit (i) des crédits excédentaires émis par le ministre à cette installation assujettie ou qui ont été acquis par l’entremise d’échanges avec d’autres installations assujetties; (ii) des crédits compensatoires provinciaux ou territoriaux admissibles formellement reconnus à titre d’unités de conformité par le ministre en vertu du Règlement; (iii) des crédits compensatoires émis par le ministre^{référence 4}.

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

Les installations assujetties à participation obligatoire se situent dans une province ou un territoire assujetti au filet de sécurité, émettent 50 kilotonnes (kt) ou plus de CO₂e par année et où y est exercée à titre d’activité principale une activité prévue à l’annexe 1 du Règlement. D’autres installations situées dans une province ou un territoire assujetti peuvent présenter une demande de désignation afin de devenir un participant volontaire au STFR. Chaque demande de participation volontaire est évaluée selon ses mérites et au cas par cas. Les principaux facteurs pris en compte lors de l’évaluation des demandes sont décrits dans la Politique concernant la participation volontaire au Système de tarification fondé sur le rendement (la Politique concernant la participation volontaire) mise à jour. Ils comprennent le fait que l’installation émette ou, dans le cas d’une installation récente, modernisée ou agrandie, prévoit d’émettre un minimum de 10 kt de CO₂e par année et où est exercée soit une activité industrielle prévue à l’annexe 1 du Règlement, soit une activité industrielle additionnelle faisant partie de la liste des activités industrielles additionnelles publiée par le Ministère. En 2023, il y a 37 installations assujetties dans les provinces et territoires où le STFR s’applique. Il y a 7 installations à participation obligatoire et 23 installations à participation volontaire au Manitoba, 1 installation à participation obligatoire à l’Île-du-Prince-Édouard, 1 installation à participation obligatoire au Yukon et 5 installations à participation obligatoire au Nunavut.

Normes de rendement

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

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

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

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

Le Ministère a élaboré une approche en trois phases pour réaliser une évaluation des risques de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone en raison de l’application de la tarification du carbone dans le cadre du STFR. En phase 1, des données historiques provenant principalement de sources de données publiques nationales sont utilisées pour évaluer quels secteurs dépassent les seuils d’IEEEC. La phase 2 comprend la même analyse, mais estime les niveaux d’IEEEC à l’aide des résultats des projections du modèle EC-Pro du Ministère^{référence 5}. La phase 3 tient compte de renseignements supplémentaires pertinents à l’évaluation des risques de répercussions négatives sur la compétitivité et de fuites de carbone en raison de la tarification de la pollution par le carbone. Cela comprend, en particulier, l’analyse des coûts directs de la tarification de la pollution par le carbone par rapport aux données financières pour une partie importante des installations d’un secteur (c’est-à-dire les coûts du carbone par unité de revenu des installations)^{référence 6}.

Objectif

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

Description

Les modifications modifient le Règlement pour ajouter un taux de resserrement annuel à la plupart des normes de rendement afin de s’harmoniser avec le modèle fédéral renforcé et de veiller à ce que le STFR continue de contribuer aux cibles de réduction des émissions du Canada, tout en atténuant les risques de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone. Les modifications introduisent également de nouvelles normes de rendement et font une révision de certaines normes dans certaines circonstances, permettant au STFR de fonctionner efficacement en tant que filet de sécurité et ainsi de s’appliquer dans toutes les provinces et tous les territoires du Canada, le cas échéant. De plus, les modifications permettent l’harmonisation des méthodes de quantification des émissions de GES utilisées dans le STFR et le Programme de déclaration des émissions de gaz à effet de serre (PDGES) fédéral; améliorent la mise en œuvre du STFR par la reconnaissance d’activités industrielles additionnelles; facilitent la participation volontaire; ajoutent une exemption pour les installations de production d’électricité qui produisent de l’électricité à partir de combustibles liquides ou gazeux pour la distribution aux collectivités en région éloignée; modifient la méthode pour calculer les normes de rendement spécifiques à l’installation; clarifient les exigences pour la reconnaissance et la remise d’une unité ou d’un crédit à titre d’unité de conformité ainsi que les informations à fournir lors de leur remise; apportent des modifications aux règles en matière de rapports et de vérification. Finalement, les modifications s’appliquent aux installations assujetties et modifient le Règlement en fonction de l’examen du Ministère, comme décrit ci-dessous.

Taux de resserrement

Les modifications introduisent des taux de resserrement sur les normes de rendement. Il s’agit d’un pourcentage de réduction annuelle fixe appliqué aux normes de rendement (c’est-à-dire une augmentation annuelle fixe de la rigueur). Les normes de rendement continueront à diminuer selon le taux de resserrement annuel applicable, sans date de fin. Les modifications modifient la formule pour calculer la limite d’émissions d’une installation en intégrant un taux de resserrement annuel de 2 % à la plupart des normes de rendement à compter de 2023. Un taux de resserrement annuel de 1 % s’applique, à compter de 2023, aux normes de rendement pour les secteurs risquant très fortement de voir leur compétitivité affectée par la tarification du carbone et étant à risque très élevé de fuites de carbone en raison de la tarification du carbone^{référence 7}. Le taux de resserrement de 1 % s’applique aux normes de rendement applicables à la production de ciment, de chaux, de produits pétrochimiques, de fer et d’acier, à certaines normes relatives à la production d’aluminium et de certains produits chimiques organiques. Aucun taux de resserrement ne s’applique à la production d’électricité à partir de combustibles fossiles, que l’électricité soit produite à une installation industrielle ou à une installation de production d’électricité.

Normes de rendement

Nouvelles normes de rendement

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

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

Le Règlement exclut présentement les émissions de méthane provenant des fuites et de l’évacuation de la plupart des normes du secteur pétrolier et gazier. Cette exclusion n’a pas été appliquée à la norme relative à l’exploitation minière de surface des sables bitumineux et l’extraction de bitume. Par conséquent, les émissions fugitives de sources diffuses provenant de cette activité sont incluses dans la norme.

Mise à jour des normes de rendement existantes

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

De plus, les modifications mettent à jour la définition de l’activité relative à la fabrication automobile afin d’exclure la production de véhicules zéro émission. Les modifications mettent également à jour la description de l’activité liée à la production de métaux ou de diamants prévue à l’article 26 de l’annexe 1 du Règlement. Cette mise à jour clarifie la description pour que l’activité s’applique à l’extraction et au broyage d’un produit plutôt qu’à l’un ou l’autre.

À la suite des mises à jour des PRP prévus à l’annexe 3 de la Loi, les modifications mettent à jour la norme de rendement pour la transformation industrielle de la pomme de terre et pour la production d’acide nitrique. Pour ces normes, la modification des valeurs de PRP entraîne un changement de plus ou moins 1 % de la valeur des normes de rendement, tel qu’il est décrit dans la section intitulée « Analyse de la réglementation ».

Réduction du fardeau administratif

Les modifications retirent les méthodes de quantification des émissions de GES détaillées de l’annexe 3 du Règlement. Ces méthodes de quantification sont dorénavant prévues dans un document technique intitulé Méthodes de quantification pour le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement (les Méthodes de quantification), incorporé par renvoi dans le Règlement. Cette modification permettra au ministre de continuer la mise à jour des méthodes de quantification prévues régulièrement et selon les besoins afin d’intégrer les mises à jour techniques et d’harmoniser les méthodes de quantification des GES avec celles du PDGES si possible.

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

Amélioration de la mise en œuvre

Reconnaissance d’activités industrielles additionnelles

Les modifications définissent une activité industrielle additionnelle comme étant une activité industrielle qui n’est pas prévue à la colonne 1 de l’annexe 1, et qui est reconnue par le ministre comme étant exercée dans un secteur risquant fortement de voir sa compétitivité affectée par la tarification du carbone et étant à risque élevé de fuites de carbone en raison de la tarification de la pollution par le carbone. Les modifications exigent que toutes les installations assujetties où sont exercées des activités industrielles additionnelles incluent ces activités dans la détermination de leur limite d’émissions. Toute activité industrielle additionnelle nouvellement reconnue par le ministre ne sera incluse dans la détermination de la limite de l’installation qu’à partir de la période de conformité suivant l’année civile à laquelle l’activité industrielle additionnelle a été reconnue.

Amélioration de l’accessibilité à la participation volontaire

Les modifications apportent plusieurs modifications qui affectent le processus de participation volontaire. Parmi ces modifications, le début de la première période de conformité sera établi au 1^er janvier de l’année civile suivant l’année au cours de laquelle le ministre désigne l’installation à titre d’installation assujettie. Certaines installations à participation volontaire doivent calculer leur norme de rendement en utilisant des renseignements spécifiques à l’installation, et ces renseignements doivent être soumis dans leur demande de participation volontaire. Les modifications aux règles relatives aux normes de rendement calculées permettent à ces installations à participation volontaire de soumettre ces renseignements dans le cadre de leur rapport annuel, de la même manière que les autres installations qui calculent leur norme de rendement. Cela contribue à améliorer les processus de participation volontaire. Une autre modification relative aux normes de rendement calculées retire du calcul les émissions provenant d’activités industrielles non visées dans certaines circonstances. Cela permet au ministre d’élargir l’admissibilité à la participation volontaire aux installations où est exercée une activité industrielle additionnelle à titre secondaire, tout en veillant à ce que le calcul de la norme de rendement applicable à l’activité secondaire soit représentatif des émissions associées à cette activité. Les modifications ajoutent également des dispositions relatives à l’annulation de la désignation. Lorsqu’une personne responsable d’une installation assujettie demande l’annulation de sa désignation en tant qu’installation assujettie, l’annulation sera en vigueur en date du 31 décembre de l’année au cours de laquelle la décision d’annuler la désignation est prise.

Normes de rendement calculées

Les modifications changent la manière de déterminer une norme de rendement calculée. Cela comprend de tenir compte du captage et du stockage du carbone, de clarifier la manière de calculer les transferts d’énergie thermique, et de retirer les émissions provenant des activités industrielles non visées du calcul de la norme de rendement dans certaines circonstances. Les modifications exigent maintenant que les mêmes années de référence soient utilisées pour le calcul des normes de rendement d’une activité prévue à l’annexe 1 du Règlement, lorsque l’annexe 1 requiert le calcul d’une norme de rendement, et pour le calcul d’une norme de rendement pour une activité industrielle additionnelle. Les modifications exigent également l’utilisation de projections pour les nouvelles activités exercées à l’installation assujettie lorsqu’aucune donnée n’est disponible pour les années de référence. Après trois années de production, l’installation assujettie sera tenue de recalculer la norme de rendement applicable en utilisant les émissions réelles de l’installation au cours des trois années précédentes. Lorsqu’il est nécessaire d’attribuer les émissions de GES entre les activités, les modifications exigent que les méthodes utilisées soient rigoureuses, objectives, fondées sur des principes d’ingénierie bien établis et soient les mêmes pour chaque année de référence. Aucune quantité de GES ne peut être attribuée à plus d’une activité.

Exactitude des rapports

Vérification

Le Règlement établit les exigences de vérification des rapports annuels par un tiers. Cela inclut l’exigence que l’organisme de vérification soit accrédité à la norme ISO 14065 intitulée Gaz à effet de serre — Exigences pour les organismes fournissant des validations et des vérifications des gaz à effet de serre en vue de l’accréditation ou d’autres formes de reconnaissance. De plus, les organismes de vérification doivent procéder à la vérification conformément à la norme ISO 14064-3 publiée par l’Organisation internationale de normalisation. Ces normes ISO sont mises à jour de temps à autre. Les modifications font un renvoi dynamique à la norme ISO 14065. Malgré cela, si la norme ISO 14065 est modifiée, les modifications permettent une période de transition pendant laquelle la version précédente de la norme ISO 14065 demeure en vigueur pendant quatre ans à partir du moment où la version mise à jour est publiée, afin que les organismes de vérification aient le temps d’obtenir l’accréditation à la norme ISO 14065 mise à jour. Les modifications permettent également aux organismes de vérification de procéder à la vérification en conformité avec la version 14064-3 prévue dans leur accréditation afin de permettre la transition aux versions les plus récentes de la norme.

Les modifications clarifient également quand une visite du site de l’installation assujettie doit être effectuée. La personne responsable d’une installation assujettie doit s’assurer que leur installation assujettie est visitée par un organisme de vérification accrédité si deux années civiles se sont écoulées depuis la dernière visite de l’installation assujettie par un organisme de vérification.

Le seuil d’importance relative est le seuil à partir duquel des erreurs ou des omissions pourraient influencer la décision des utilisateurs visés. Les modifications changent le seuil d’importance relative pour les émissions de GES, lequel passera de 8 % à 5 % pour les installations assujetties qui émettent moins de 50 kt de CO₂e par année. Le tableau suivant montre la répartition des seuils d’importance relative pour les émissions de GES.

Tableau 1 : Seuil d’importance relative pour les émissions de GES
Émissions annuelles de GES d’une installation assujettie	Original	Révisé
Moins de 50 kt de CO₂e	8 %	5 %
Au moins 50 kt, mais moins de 500 kt de CO₂e	5 %	Aucun changement
Au moins 500 kt de CO₂e	2 %	Aucun changement

Correction des erreurs et des omissions

Les modifications exigent également que la personne responsable d’une installation assujettie corrige les erreurs et les omissions qui ont été relevées dans son rapport annuel pendant la vérification par un organisme de vérification, et ce, avant la transmission du rapport annuel, dans la mesure du possible.

Instruments de mesure

Les modifications introduisent une série d’exigences liées à la mise en place, à l’utilisation, à l’entretien et à l’étalonnage des instruments de mesure utilisés pour quantifier les émissions de GES. Ces nouvelles exigences sont semblables aux exigences existantes pour les instruments de mesure utilisés pour la quantification de la production des activités industrielles avec une différence importante. Ces exigences précisent que, lorsqu’applicables, les exigences prévues dans les Méthodes de quantification ont préséance. Par exemple, l’équipement et les méthodes d’étalonnage exigées dans les Méthodes de quantification remplacent les exigences d’étalonnage prévues dans cette nouvelle disposition. Les règles relatives aux instruments de mesure pour la quantification des GES et de la production donnent toutes les deux préséance aux spécifications du manufacturier plutôt qu’aux normes de l’industrie.

Les modifications retirent également l’exigence selon laquelle les compteurs utilisés pour quantifier l’électricité produite par une installation de production d’électricité doivent être conformes à la Loi sur l’inspection de l’électricité et du gaz et au Règlement sur l’inspection de l’électricité et du gaz. Au lieu de cela, ces compteurs doivent satisfaire aux mêmes exigences que tout autre instrument de mesure utilisé pour la quantification de la production.

Autres modifications

En plus des modifications discutées ci-dessus, les modifications comprennent également les changements suivants :

modifier les critères à remplir afin d’être considéré en tant qu’installation assujettie pour refléter le retrait du nom de la Saskatchewan de la partie 2 de l’annexe 1 de la Loi en date du 1^er janvier 2023;
exempter de la définition d’installation assujettie prévue à l’article 169 de la Loi les installations de production d’électricité dont l’activité principale est la production d’électricité à partir de combustibles liquides ou gazeux pour les besoins de collectivités en région éloignée;
fixer le début de la première période de conformité au 1^er janvier de l’année civile qui suit celle pendant laquelle l’installation remplit les critères pour être une installation assujettie à participation obligatoire;
prolonger le délai pour transmettre un rapport corrigé à 120 jours suivant la demande du ministre et modifier la date à laquelle la compensation révisée doit être versée après la transmission d’un rapport corrigé à 45 jours après le délai de sa remise plutôt qu’après la date de sa réception;
permettre au ministre de déterminer la quantité de GES émise par une installation assujettie ou d’établir sa limite d’émissions lorsqu’aucun rapport annuel n’est fourni pour une période de conformité ou lorsque la limite d’émissions de l’installation indiquée dans le rapport annuel n’a pas été calculée conformément au Règlement et présente une erreur de 2 % ou plus;
permettre au ministre d’exiger qu’une copie des renseignements consignés en vertu du paragraphe 45(1) du Règlement lui soit fournie sans délai;
clarifier les exigences pour qu’une unité ou un crédit soit reconnu à titre d’unité de conformité, les exigences pour leur remise et les renseignements à fournir lors de leur remise;
clarifier la méthode de quantification en barils pondérés pour la complexité pour les raffineries de pétrole;
harmoniser et corriger le texte réglementaire par l’entremise de diverses modifications administratives;
apporter des modifications corrélatives au Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement en raison des changements au Règlement afin de permettre aux agents d’application de la loi d’imposer des sanctions administratives pécuniaires pour les nouvelles exigences prévues par les modifications.

Élaboration de la réglementation

Consultation

Le résumé de l’étude d’impact de la réglementation (REIR) accompagnant le Règlement publié en juillet 2019 contient un engagement de réviser le Règlement en 2022. Sur la base de cet engagement, le Ministère a publié en février 2021 un document d’orientation^{référence 8} décrivant les principes et la portée de l’examen du Règlement. Les gouvernements provinciaux et territoriaux, l’industrie, les organisations non gouvernementales de l’environnement (ONGE) et d’autres intervenants ont présenté plus de 50 réponses au document d’orientation. Le Ministère a examiné ces commentaires et les a utilisés pour élaborer le contenu de l’Examen du Règlement sur le STFR : Document de consultation (le document de consultation)^{référence 9}, publié en décembre 2021. Le Ministère a reçu 58 commentaires sur le document de consultation, en grande partie de l’industrie et des associations de l’industrie. Des gouvernements provinciaux et territoriaux, le milieu universitaire et des ONGE ont aussi soumis des commentaires. Le Ministère a entrepris une vaste mobilisation, qui a pris la forme de groupes de travail techniques, de webinaires multipartites et des rencontres individuelles avec les parties intéressées. Cette mobilisation a constitué la base du projet de Règlement modifiant le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement et le Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement (le projet de modifications) publié dans la Partie I de la Gazette du Canada le 29 octobre 2022.

Une période de commentaires de 60 jours se terminant le 28 décembre 2022 a suivi la publication du projet de modifications. Le Ministère a publié un lien sur la page Web du STFR afin de rendre le projet de modifications accessibles à l’ensemble des parties intéressées. Le Ministère a également envoyé un courriel pour fournir un aperçu du projet de modifications et partager des informations quant au processus de consultation aux parties intéressées, qui comprenaient les entités réglementées, les représentants des gouvernements provinciaux et territoriaux, les associations d’industrie et leurs membres ainsi que les ONGE.

Le 29 novembre 2022, le Ministère a tenu des séances de mobilisation générale (webinaires) en anglais et en français afin de fournir un aperçu des propositions réglementaires et de répondre aux questions concernant le projet de modifications. Les principaux sujets abordés concernaient les taux de resserrement et les seuils d’importance relative. Les représentants du Ministère ont conclu la séance en répondant aux questions des participants et en les invitant à leur soumettre leurs commentaires par écrit.

Les parties prenantes ont été invitées à soumettre leurs commentaires par l’entremise de la nouvelle fonctionnalité de commentaires en ligne de la Gazette du Canada. Par souci d’ouverture et de transparence, les commentaires soumis par l’entremise de cet outil sont maintenant disponibles au public.

Le Ministère a reçu au total 31 soumissions écrites à l’aide de la fonctionnalité en ligne de la Gazette du Canada et par courriel à la suite de la période de commentaires de 60 jours. Les commentaires reçus provenaient de l’industrie et d’associations de l’industrie, des gouvernements provinciaux et territoriaux, du milieu universitaire et des ONGE. La mobilisation dans le cadre de l’examen du Règlement par le Ministère s’est poursuivie par le biais de groupes de travail techniques et de rencontres individuelles avec les parties intéressées.

Les paragraphes suivants résument les principales préoccupations soulevées par les parties intéressées, ainsi que les analyses et évaluations de ces préoccupations par le Ministère. Les commentaires qui n’ont pas été abordés dans cet examen du Règlement pourraient l’être dans les examens à venir. Les commentaires hors de la portée de cet examen ont été partagés avec les groupes concernés au sein du Ministère et d’autres ministères pour considération plus approfondie.

Taux de resserrement

L’ensemble des parties prenantes à l’exception de quatre ont soumis des commentaires sur les taux de resserrement proposés ou la rigueur générale du STFR. Parmi ces commentaires, la majorité des parties prenantes exprimaient une opposition à la mise en œuvre de taux de resserrement. Ces commentaires provenaient en grande partie de l’industrie et des associations de l’industrie. Plusieurs commentaires reçus à ce sujet ont réaffirmé les préoccupations soulevées durant les périodes de commentaires antérieures dans le cadre de l’examen du Règlement. Plusieurs parties intéressées ont démontré un engagement ferme à réduire les émissions, mais ont réitéré leur préoccupation selon laquelle la combinaison des taux de resserrement et de l’augmentation du prix du carbone porterait atteinte à la capacité des industries à demeurer compétitives à l’échelle mondiale, particulièrement en l’absence de compétiteurs dans d’autres pays visés par des coûts similaires.

Quelques commentaires ont indiqué que les taux de resserrement n’étaient pas nécessaires pour stimuler les activités de décarbonisation dans leur secteur, alors que d’autres ont indiqué que les taux de resserrement auraient le potentiel d’entraîner une dépréciation des investissements passés et actuels dans la réduction des émissions et de dissuader les investissements futurs. Plusieurs parties prenantes ont mentionné que les taux de resserrement proposés dépasseraient la vitesse de déploiement et d’avancement des technologies. Ceci créerait une situation où les normes de rendement dépasseraient la performance des meilleurs acteurs de leur secteur. Quelques parties prenantes appuyaient les mesures de mise en œuvre, comme les ajustements à la frontière pour le carbone, afin de protéger la compétitivité de l’industrie, demandant un arrêt de la mise en œuvre des taux de resserrement tant que de telles mesures ne sont pas mises en place. D’autres commentaires ont indiqué que les taux de resserrement pourraient ne pas être nécessaires pour assurer les réductions des émissions et la robustesse du marché de crédits pour le STFR, et ont recommandé de retarder leur mise en œuvre jusqu’à ce que la performance du marché puisse être pleinement évaluée.

Quelques secteurs ont demandé de ne pas appliquer ou de réduire les taux de resserrement sur certains procédés ou produits. Le secteur du fer et de l’acier a mentionné que les taux de resserrement proposés ne prenaient pas en compte la grande proportion des émissions fixes liées aux procédés industriels pour les installations dans ce secteur ni des contraintes technologiques qui limitent la réduction de cette portion d’émissions de GES. Le secteur des engrais a noté que le dioxyde de carbone (CO₂) emmagasiné dans l’urée ne pouvait être réduit et que, par conséquent, ces émissions ne devraient pas être visées par un taux de resserrement. Quelques secteurs ont demandé à ce que les taux de resserrement ne s’appliquent pas aux produits qui sont considérés comme essentiels à la décarbonisation de l’économie.

Cela dit, plusieurs commentaires provenant des ONGE étaient favorables à l’introduction des taux de resserrement. Un commentaire a soutenu que les taux de resserrement étaient nécessaires afin de s’assurer que les normes de rendement suivent le rythme des engagements du Canada et des industries d’atteindre la carboneutralité d’ici 2050. Une autre partie prenante a argumenté que les taux de resserrement proposés sont trop bas et que le taux de resserrement devrait être augmenté à 4 % annuellement. Quelques commentaires provenant de l’industrie ont également reconnu leur nécessité, ou ne se sont du moins pas opposés à l’introduction de taux de resserrement. Ces soumissions ont reconnu le fait que les taux de resserrement jouent un rôle pour le maintien d’un marché de crédits, mais avaient tendance à accompagner ce soutien pour les taux de resserrement avec des demandes d’uniformisation des taux entre les provinces et les territoires et entre les secteurs, des examens réguliers et du financement supplémentaire.

Des requêtes pour du soutien supplémentaire de la part du gouvernement de sorte à aider à atténuer l’augmentation des coûts résultant des taux de resserrement étaient courantes. Des suggestions spécifiques comprenaient le retour des produits issus des coûts liés à la conformité à l’installation spécifique ayant versé une compensation, ainsi que des incitatifs fiscaux alignés avec ce que les autres provinces et territoires ont en place. Quelques parties prenantes ont souligné l’importance de réviser régulièrement les taux de resserrement et ont également indiqué que les taux de resserrement s’étendaient au-delà de 2030. Certains intervenants ont mentionné que les taux de resserrement ne devraient pas s’appliquer après 2030, dont un intervenant mentionnant comme justification que les préoccupations liées à la compétitivité et aux fuites de carbone n’avaient pas été évaluées au-delà de cette période.

Augmenter la rigueur des normes de rendement au fil du temps fait partie de la conception du STFR depuis sa création, conformément au Cadre pancanadien et à l’Approche pancanadienne. Les taux de resserrement visent à équilibrer les objectifs de maintenir le signal de prix marginal et d’atténuer les risques de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone pour les secteurs les plus à risque. Retarder l’application des taux de resserrement pourrait créer des risques de voir un trop grand nombre de crédits sur le marché des unités de conformité, ce qui ferait baisser le prix des crédits excédentaires et affaiblirait ainsi le signal de prix et l’incitatif à réduire les émissions. La prolongation des taux de resserrement au-delà de 2030 augmente la certitude relativement à la rigueur future du STFR et est conforme aux objectifs de décarbonisation sur le long terme du Canada. De plus, le Ministère est d’avis que les taux de resserrements devraient s’appliquer à tous les produits et procédés afin que le signal de prix marginal soit maintenu pour tous les produits et types d’émissions.

Le gouvernement du Canada appuie le déploiement de technologies à faibles émissions de carbone grâce à des programmes comme l’initiative Accélérateur net zéro, le Fonds stratégique pour l’innovation et le Fonds pour une économie à faibles émissions de carbone. Le budget de 2023 a annoncé du financement supplémentaire pour les technologies à faibles émissions de carbone par l’entremise du Crédit d’impôt à l’investissement dans la fabrication de technologies propres, du Crédit d’impôt à l’investissement renforcé pour le captage, l’utilisation et le stockage du carbone et du Fonds de croissance du Canada. Ces programmes appuieront la décarbonisation de plusieurs secteurs étant à risque de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone en raison de la tarification de la pollution par le carbone en encourageant les investissements et en réduisant les coûts de conformité. Dans les provinces et les territoires où les produits du STFR sont retournés directement à l’aide des programmes fédéraux, les produits appuient les projets de technologie à faibles émissions de carbone et d’électricité propre des installations visées par le STFR puis contribuent à la décarbonisation des secteurs industriels du Canada. Combinées à la tarification du carbone, ces politiques aideront l’industrie à adopter des technologies propres et à catalyser les investissements à grande échelle nécessaires dans l’atteinte des cibles de carboneutralité du Canada.

En ce qui concerne les préoccupations soulevées concernant les fuites de carbone entre les provinces et les territoires au Canada, qui seraient le résultat des variations de rigueur entre les systèmes régionaux de tarification du carbone, la mise à jour du modèle fédéral^{référence 3} d’août 2021 vise à réduire ces divergences en exigeant l’alignement du signal de prix marginal entre les systèmes de tarification fondés sur le rendement au Canada. Cependant, les fuites de carbone à l’intérieur du pays pourraient se produire dans la mesure où les normes, les allocations gratuites ou les approches de redistribution des produits diffèrent entre les systèmes de tarification du carbone, conduisant ainsi à des coûts moyens inégaux.

En réponse au Rapport du commissaire à l’environnement et au développement durable sur la tarification du carbone^{référence 10}, le Ministère s’est engagé à entreprendre les travaux à l’échelle fédérale, provinciale et territoriale de l’examen intérimaire du modèle fédéral en 2023. Ces travaux sont en cours et les résultats seront considérés lors du prochain examen du Règlement.

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

Des représentants de l’industrie, de leurs associations et un représentant du milieu universitaire ont fait des commentaires sur les méthodes utilisées pour évaluer les risques de répercussions négatives sur la compétitivité et de fuites de carbone. Certaines industries ont plaidé en faveur d’évaluations des risques qui tiennent compte des divergences des coûts du carbone entre le Canada et les autres régions où sont situés les compétiteurs, ainsi que des risques de fuites de la production et des investissements causées par les coûts du carbone directs et indirects. Le Ministère a également reçu des demandes visant à tenir compte des facteurs propres aux secteurs et aux régions dans les évaluations des risques, de même que les répercussions cumulatives des politiques climatiques sur les secteurs industriels.

Quatre parties prenantes de l’industrie ont exprimé des préoccupations au sujet du niveau d’agrégation sectorielle dans le modèle EC-Pro du Ministère influençant les résultats pour certains sous-secteurs, du manque de transparence et d’exactitude quant aux hypothèses du modèle et du fait que la modélisation dynamique ne saisit pas d’importantes nuances technologiques, ce qui peut avoir entraîné une sous-estimation du risque de fuites de carbone associé à leur secteur. Certains intervenants du secteur des engrais ainsi que du fer et de l’acier ont également demandé que les données dans le modèle EC-Pro soient affinées de sorte à mieux refléter les réalités sectorielles, comme celles sur le coût marginal de réduction du captage, du transport et du stockage à long terme des émissions de carbone, celles sur les délais d’exécution de projet et sur les réductions d’émissions attendues au fil du temps.

Des inquiétudes ont également été soulevées sur ce qui était perçu comme étant des composantes arbitraires de l’analyse de l’IEEEC, notamment l’utilisation de projections pour évaluer les catégories de risque d’IEEEC ainsi que les catégories de risques elles-mêmes ou le manque d’alignement des méthodologies pour évaluer les risques avec celles des autres provinces et territoires. Quelques parties prenantes se sont dites préoccupées par les résultats de l’évaluation de l’IEEEC pour les secteurs dont les niveaux de risque étaient plus faibles dans l’analyse du taux de resserrement que dans les évaluations de risque précédentes pour la détermination des facteurs de réduction des émissions. Certaines parties prenantes ont également affirmé que les seuils d’intensité des émissions (IE) et d’exposition aux échanges commerciaux (EEC) qui ont entraîné un taux de resserrement inférieur étaient trop restrictifs, puisqu’ils ne prenaient pas en compte tous les risques liés au niveau très élevé d’exposition aux échanges commerciaux. Un intervenant a déclaré que le modèle EC-Pro est un outil fondamental et qu’il se doit d’être correct étant donné son importance dans l’évaluation des catégories de risques d’IEEEC, des futurs incitatifs pour soutenir la décarbonisation et dans son rôle afin de déterminer si les programmes provinciaux et territoriaux sont conformes au modèle fédéral. D’autres parties prenantes ont indiqué que l’approche est trop généreuse, exigeant une plus grande rigueur pour tous les secteurs, sauf ceux les plus à risque.

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

Afin de répondre aux préoccupations des parties prenantes concernant la phase 2 de l’analyse et puisque le Ministère a l’intention de réviser les taux de resserrement qui s’appliqueront après 2026 lors du prochain examen du Règlement, le Ministère a retiré l’analyse de la phase 2 de l’évaluation des niveaux de risque pour la Partie II de la Gazette du Canada. Cette approche permet aux secteurs à risque d’être évalués avec plus de précision et d’utiliser des données historiques qui ne supposent pas que les réductions des émissions sont atteintes dans les secteurs en question. De plus, deux nouveaux seuils d’IEEEC ont été introduits afin de mieux refléter les risques pour les secteurs à différents niveaux d’intensité des émissions ou d’exposition aux échanges commerciaux. En vertu de l’approche révisée, les secteurs sont considérés à risque très élevé si : l’intensité d’émissions est à au moins 10 % et l’exposition aux échanges commerciaux est à au moins 20 %; l’intensité d’émissions est à au moins 6 % et l’exposition aux échanges commerciaux est à au moins 40 %; ou si l’intensité d’émissions est à au moins 3 % et l’exposition aux échanges commerciaux est à au moins 80 %.

Émissions liées aux procédés industriels

Quatre commentaires provenant de l’industrie et d’associations de l’industrie suggéraient des modifications à l’approche du Ministère à l’égard des émissions liées aux procédés industriels. Ces émissions sont issues des procédés industriels impliquant une réaction chimique ou physique autre que la combustion et dont le but n’est pas de produire de la chaleur utilisable. Ces commentaires comprenaient des préoccupations quant à l’absence d’alternatives réalisables et le manque de disponibilité des technologies sur le marché afin de réduire les émissions liées aux procédés sans réduire la production. Alors que certains intervenants ont reconnu que la couverture des émissions liées aux procédés industriels inciterait les compagnies à réduire leurs émissions de GES au fil du temps, quelques parties prenantes ont suggéré au Ministère de retirer, réduire ou retarder l’inclusion des émissions liées aux procédés industriels dans le Règlement afin d’allouer plus de temps pour la recherche et le développement de nouvelles technologies, la mise en œuvre de projets de capture et de stockage du carbone et d’extraction directe de l’air. Le secteur des engrais a demandé que les émissions liées aux procédés industriels qui sont capturés dans l’urée soient exemptées de la couverture du STFR.

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

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

Onze commentaires ont été soumis par rapport à la souplesse en matière de conformité. De ce nombre, six industries et ONGE étaient favorables à la liaison des systèmes de tarification du carbone partout au Canada. Trois commentaires parmi ceux-ci provenaient de l’industrie et mentionnaient les limites quant à l’usage des crédits excédentaires. Un intervenant de l’industrie a demandé que l’obligation de verser un minimum de 25 % de la compensation par paiement de la redevance pour émissions excédentaires soit retirée, alors qu’un intervenant du secteur pétrolier et gazier ainsi qu’une ONGE ont demandé que l’obligation soit conservée dans son intégrité.

Les commentaires sur la souplesse en matière de conformité concernaient également le transfert des crédits excédentaires lors de la transition du STFR fédéral à un système de tarification de la pollution par le carbone provincial pour l’industrie, le retrait des dates limites quant à l’utilisation des unités de conformité et l’autorisation de la remise de crédits générés à l’extérieur du Canada et de l’Amérique du Nord à titre de conformité, à condition que les protocoles de crédits compensatoires soient vérifiables. D’autres intervenants ont déconseillé d’augmenter la souplesse en matière de conformité en soulignant que les règles en place sont importantes pour maintenir un signal de prix marginal sur certaines émissions, puisque les taux de resserrement de 2 % et de 1 % sont insuffisants pour fournir les signaux de marché nécessaires afin de garantir que les secteurs industriels investissent dans la décarbonisation au rythme nécessaire pour atteindre les cibles climatiques du Canada. Bien que cela ne fasse pas partie des modifications, des commentaires ont également été reçus par rapport à la mise en place de limites d’utilisation sur les crédits compensatoires par les participants au STFR.

Les règles liées à la souplesse en matière de conformité ne changent pas. Les limites sur l’utilisation des unités de conformité, y compris lorsque la portée d’un système change, et l’expiration des crédits sont des caractéristiques de conception courantes dans d’autres systèmes d’échange de droits d’émissions. Ces limites sont essentielles au maintien du signal du prix marginal, puisqu’elles préviennent une inondation de crédits sur le marché. Ce principe général a été pris en compte dans l’établissement des critères du modèle fédéral mis à jour.

Aucune nouvelle limite sur l’utilisation des crédits compensatoires n’est actuellement introduite dans le cadre des modifications. Le Règlement prévoit un processus rigoureux pour reconnaître les crédits compensatoires générés par les programmes de crédits compensatoires provinciaux lorsqu’ils répondent à certains critères. Le gouvernement du Canada n’a pas encore pris de décision relative à l’achat, la vente ou l’autorisation d’utilisation de crédits compensatoires internationaux en vertu de l’article 6 de l’Accord de Paris dans un contexte canadien. Par conséquent, l’utilisation de résultats d’atténuation transférés à l’échelle internationale (RATI) à titre de compensation dans le cadre du STFR n’est pas envisagée pour le moment.

Nouvelles normes de rendement

Le Ministère a mis en place 10 groupes de travail et a tenu plus de 30 réunions pour soutenir le développement des nouvelles normes de rendement, y compris en entreprenant des exercices de collecte de données étendus. En général, les parties prenantes étaient favorables à l’élaboration de nouvelles normes et reconnaissantes de l’approche collaborative du Ministère. Bon nombre des préoccupations soulevées par les groupes de travail ont été prises en compte dans la conception des normes. Par exemple, les parties prenantes s’inquiétaient du fait que, lorsque de nouvelles normes étaient élaborées pour s’appliquer à des activités exercées aux installations assujetties pour lesquelles des normes de rendement s’appliquaient déjà, les années de référence devraient rester les mêmes que celles utilisées pour l’élaboration des normes existantes (2014 à 2016). Par conséquent, les normes pour l’exploitation minière de surface des sables bitumineux et l’extraction de bitume ainsi que pour la production d’éthylène glycol avec six unités monomères ou moins ont été établies en utilisant les données des années 2014 à 2016 par souci de cohérence avec la méthode utilisée pour établir les normes de rendement existantes.

En général, les industries impliquées dans ces activités ont exprimé leur support envers le développement des normes de rendement supplémentaires pour leurs activités. Ces normes ont été ajoutées afin de s’assurer que la portée du STFR est nationale et qu’il peut s’appliquer partout au Canada, le cas échéant. Plus particulièrement, les commentaires de l’industrie pétrolière et gazière étaient favorables au développement d’une norme pour l’exploitation minière des sables bitumineux et à l’inclusion des émissions fugitives de méthane provenant de sources diffuses liées à cette activité dans la norme. Les parties prenantes ont démontré leur support quant à l’inclusion de ces émissions dans le STFR au lieu de leur inclusion dans la proposition de modification réglementaire sur le méthane. Dans la réglementation sur le méthane du Canada, les sources diffuses de méthane ont été exclues en raison des occasions technologiques d’atténuation de ces émissions limitées. Le fait de tarifier ces émissions pourrait inciter à trouver des solutions technologiques innovantes pour les réduire.

Quelques parties prenantes étaient préoccupées par les analyses de compétitivité et de fuites de carbone réalisées pour les nouvelles normes de rendement. À la suite de la réception de nouvelles données entre la publication préalable et la publication finale des modifications, la norme pour la production de coke de pétrole calciné destiné à la production d’aluminium à partir d’alumine a été ajustée dans le cadre de l’analyse de la phase 3 pour cette activité.

Révision des normes de rendement existantes

Des groupes de travail ont été créés pour examiner les modifications à apporter à la norme de rendement pour la production de la liqueur d’urée et celles de secteur du fer et de l’acier. Des réunions ont également eu lieu pour examiner les changements à apporter à la norme pour la production de véhicules. Les parties prenantes étaient généralement favorables à la révision de la norme pour la production de liqueur d’urée et à l’ajout d’une nouvelle activité distincte pour la production d’urée granulée. Le secteur automobile était généralement favorable à la modification de la norme pour la production de véhicules. Il a toutefois souligné que les installations qui produisent des véhicules électriques et des véhicules à combustion interne devraient pouvoir avoir qu’une seule norme pour les deux activités en raison des difficultés liées à la répartition des émissions entre ces activités distinctes qui se déroulent dans une même installation. En vertu du Règlement, toute installation assujettie où est exercée une activité prévue à l’annexe 1 du Règlement doit utiliser la norme prévue pour cette activité et la production de véhicule à combustion interne est prévue à l’annexe 1. Cela permet de s’assurer que toutes les installations qui produisent les mêmes produits sont traitées de la même façon dans le cadre du Règlement. Puisqu’il n’y a pas de norme de rendement numérique pour la production de véhicules électriques, les installations où cette activité est exercée devraient calculer leur norme de rendement. Les installations qui doivent calculer leurs normes de rendement et où plus d’une activité est exercée à leur installation devront attribuer les émissions entre les activités de façon rigoureuse, objective et fondée sur des principes d’ingénierie bien établis. Toutefois, la méthode utilisée pour attribuer les émissions n’est pas prévue par le Règlement.

Un travail considérable a été accompli pour examiner les normes du secteur du fer et de l’acier. Le groupe de travail a tenu 11 réunions et a recueilli une quantité importante de données à l’appui des révisions. En raison de la complexité du secteur, le Ministère a besoin de plus de temps pour mieux comprendre les produits fabriqués dans les différents types d’aciéries au Canada. Du temps est également nécessaire pour comprendre comment doivent être élaborées les normes de rendement en tenant compte de façon appropriée des produits distincts fabriqués dans diverses installations de façon à inciter les installations à réduire les émissions associées à la fabrication de ces produits, et pour poursuivre la consultation auprès du secteur. Pour ces raisons, les modifications ne comprennent pas de changements aux normes existantes sur la production du fer et de l’acier. Les suggestions continueront d’être considérées et, le cas échéant, des changements aux normes seront proposés dans le cadre d’un examen futur du Règlement.

Le Ministère a reçu un commentaire sur l’exigence empêchant les installations qui produisent de l’or, mais également de l’argent, du platine ou du palladium, d’inclure la norme de rendement pour ces produits dans leur limite d’émissions. De la même manière, les installations qui produisent des métaux communs à partir de concentré de minerai et de l’or, de l’argent, du platine ou du palladium peuvent seulement inclure la norme pour les métaux communs à partir de concentré de minerai dans leur limite d’émissions. Du point de vue des parties prenantes, les installations devraient pouvoir avoir accès à l’ensemble des normes numériques relatives à la production de chacun des produits qui se trouvent à leur installation. Lorsque ces normes ont été élaborées, les émissions associées à la production d’argent, de platine ou de palladium dans les mines d’or ont été incluses dans les émissions lors du calcul de la norme de rendement pour l’or. De même, les émissions associées à la production d’or, d’argent, de platine ou de palladium dans les mines de concentrés de minerai de métaux communs ont été incluses dans cette norme lors de son élaboration. Afin de s’assurer que les installations ne se voient pas attribuer un surplus d’allocations gratuites, ces exceptions ont été mises en place. La révision de ces normes pourrait être envisagée lors du prochain examen du Règlement.

Le Ministère a reçu sept commentaires sur le traitement de l’électricité. Une ONGE a commenté que le secteur de l’électricité ne devrait pas être visé en vertu du STFR et devrait être entièrement sujet à la redevance sur les combustibles, puisqu’il ne s’agit pas d’un secteur à forte intensité d’émissions et exposé aux échanges commerciaux, et que de décarboniser le secteur de l’électricité est un facteur clé pour appuyer la réduction des émissions à travers l’économie. Des préoccupations sur les interactions entre le Règlement et le projet de Règlement sur l’électricité propre ont été soulevées dans d’autres commentaires soumis par l’industrie et les associations de l’industrie, notamment sur le fait que les deux règlements définissent les nouvelles installations selon deux différentes dates, ce qui pourrait créer un incitatif à construire de nouvelles installations de production d’électricité au gaz à court terme. Enfin, un gouvernement provincial s’est dit préoccupé par le fait que la norme de rendement décroissante qui s’applique à la nouvelle production d’électricité pourrait dissuader les producteurs d’électricité d’utiliser le gaz naturel comme solution provisoire, en particulier dans le Nord alors qu’ils continuent de délaisser le diesel.

Le traitement de la production d’électricité dans le cadre du STFR n’a pas été évalué dans cet examen. Le Ministère réévaluera le traitement de la production d’électricité dans le cadre du STFR au cours de l’examen de la tarification du carbone au Canada d’ici 2026. Lorsque le temps viendra, le Ministère considérera les autres initiatives relatives, incluant le Règlement sur l’électricité propre. Les commentaires reçus qui concernent uniquement le projet de Règlement sur l’électricité propre ont été partagés avec le groupe concerné au sein du Ministère.

Les modifications introduisent une disposition qui exempte les installations de production d’électricité qui produisent de l’électricité à partir de combustibles liquides et gazeux pour les collectivités éloignées de devenir des installations à participation obligatoire dans le cadre du Règlement. Cette exemption harmonise le STFR avec l’exemption existante pour les installations de production d’électricité en région éloignée dans le cadre de la redevance sur les combustibles et pourrait atténuer certaines préoccupations liées à la production d’électricité dans les régions du Nord.

Réduction du fardeau administratif

Des parties prenantes de l’industrie ont fait part de leurs commentaires quant à la réduction du fardeau administratif. Plus précisément, six commentaires étaient favorables à l’harmonisation des méthodes de quantification des émissions de GES. Ces parties prenantes ont explicitement exprimé un intérêt pour une plus grande harmonisation entre le Règlement et le PDGES. Toutefois, quelques intervenants se sont dits préoccupés par rapport à la disponibilité des méthodes de quantification. Ils apprécieraient que les mises à jour soient publiées largement en avance afin de permettre aux industries suffisamment de temps pour appliquer les changements nécessaires. Une partie prenante a également demandé plus de cohérence entre les politiques et les règlements climatiques, alors qu’une autre a suggéré de simplifier la déclaration parmi les programmes de déclaration, incluant les programmes provinciaux, de sorte à limiter la duplication.

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

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

Exactitude des rapports

Écart important

Le Ministère a reçu cinq commentaires de la part de l’industrie qui étaient défavorables à une augmentation de la rigueur du seuil d’importance relative pour la production. Les parties prenantes ont indiqué qu’abaisser ce seuil à 0,1 % n’est pas nécessaire, que ce pourcentage est trop bas et que cette modification augmentera la complexité de la préparation des rapports et de leur vérification. Plusieurs parties prenantes ne comprenaient pas entièrement la proposition et craignaient que le seuil de 0,1 % ne soit en fait une exigence d’étalonnage des instruments de mesure. Certains intervenants ont recommandé que le seuil pour la production soit cohérent avec le seuil d’importance relative pour les émissions de GES de 5 %, alors que d’autres intervenants ont suggéré que le seuil d’importance relative de la production ne devrait entraîner l’obligation de procéder de nouveau à une vérification si que si les répercussions sur les coûts totaux étaient de 20 000 $ ou plus. Une partie prenante a remarqué que le seuil de 0,1 % était intrinsèquement erroné, puisque la valeur de la production doit être arrondie à trois chiffres significatifs.

Il est important de noter qu’un écart important existe lorsque, compte tenu des exigences relatives à la préparation de rapports prévues par le Règlement, il y a une erreur ou une omission relativement à la quantité d’émissions de GES ou de la production inscrite au rapport. Le Règlement contient des exigences visant à garantir que les instruments de mesure utilisés pour mesurer la production sont mis en place, utilisés, entretenus et étalonnés 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, avec une exactitude de plus ou moins 5 %. Les valeurs fournies par les instruments de mesure qui sont conformes aux exigences réglementaires sont normalement considérées comme conformes.

Le Ministère a décidé de retirer sa proposition de changer le seuil d’importance relative à 0,1 % pour la production, pour le moment, compte tenu des défis que ce seuil représente pour certaines installations. Toutefois, le Ministère considère toujours que les erreurs sous le seuil de 5 % peuvent représenter, dans certains cas, un nombre de tonnes de CO₂e important. L’organisme de vérification doit identifier toutes les erreurs dans un rapport annuel, qu’elles représentent un écart important ou non. Les modifications ajoutent dorénavant l’obligation pour la personne responsable de corriger, dans la mesure du possible, toutes les erreurs identifiées par l’organisme de vérification, et ce, avant la transmission du rapport annuel. Le ministre conserve le pouvoir d’exiger la correction de toute erreur, qu’elle soit au-delà ou sous le seuil d’importance relative. Le Ministère réexaminera le seuil d’importance relative pour la production lors du prochain examen du Règlement.

Approche pour les rapports corrigés

Quelques commentaires ont été reçus de la part des parties prenantes de l’industrie à propos des ajustements proposés pour la transmission des rapports corrigés, indiquant notamment leur soutien pour l’élimination de l’exigence de transmettre automatiquement un rapport corrigé une fois qu’une erreur est relevée. Un intervenant a indiqué que les exigences relatives à la correction ou à la mise à jour de la quantification des émissions ou des paramètres de production devraient être laissées à la discrétion de la personne responsable. Enfin, une partie prenante a demandé des clarifications supplémentaires sur ce qui constitue une erreur.

Les rapports annuels doivent être transmis conformément aux exigences de la Loi et du Règlement. L’article 176 de la Loi exige que la personne responsable de l’installation assujettie transmette un avis au ministre l’informant de toute erreur ou omission dans les cinq années suivant la transmission du rapport annuel. Le Règlement prévoit maintenant la transmission d’un rapport corrigé accompagné d’un rapport de vérification seulement lorsque la personne responsable d’une installation assujettie identifie une erreur ou une omission qui aurait constitué un écart important si elle avait été relevée lors de la vérification du rapport annuel. Il convient de noter que le ministre conserve le pouvoir de demander un rapport corrigé s’il le juge nécessaire en vertu de l’article 177 de la Loi.

Instruments de mesure

Le Ministère a reçu des commentaires sur les exigences d’étalonnage des instruments de mesure utilisés pour la quantification des GES. Une partie prenante du secteur industriel a indiqué que le pourcentage d’exactitude prévu dans les exigences d’étalonnage proposées n’était pas conforme aux exigences de certaines méthodes d’échantillonnage, notamment pour les systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions. Le Ministère convient que l’exigence proposée aurait pu, dans certains cas, contredire les exigences relatives aux instruments de mesure prévues dans les Méthodes de quantification. Les modifications ont été mises à jour afin d’exiger que les instruments de mesure pour la quantification des GES répondent aux exigences prévues dans le Règlement, sauf si les Méthodes de quantifications contiennent déjà des exigences de mise en place, d’utilisation et d’entretien, d’étalonnage ou d’exactitude.

Participation volontaire

Une ONGE était favorable à la simplification du processus de participation volontaire au STFR, indiquant que cela pourrait élargir le marché et conduire à des voies d’atténuation plus efficaces pour tous les participants. Une association de l’industrie a formulé des commentaires sur le seuil de GES pour la participation au STFR. Plusieurs commentaires ont également été reçus en réponse aux projets de Politique révisée concernant la participation volontaire au Système de tarification fondé sur le rendement, de Politique de reconnaissance des activités industrielles additionnelles des secteurs à risque de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone et de liste sur les Activités industrielles additionnelles reconnues dans le cadre du Système de tarification fondé sur le rendement, qui ont été publiés sur la page Web du STFR du Ministère pour commentaires. Ces commentaires seront pris en compte au fur et à mesure que ces politiques sont finalisées d’ici le 1^er janvier 2024.

Certitude politique et cohérence

Les parties prenantes de l’industrie, leur association et une ONGE étaient préoccupées par le manque de certitude réglementaire et politique dans les efforts de décarbonisation du Canada, en particulier en ce qui concerne le calendrier de tarification du carbone au-delà de 2030. Ils ont explicitement demandé au gouvernement de fournir des échéanciers clairs pour les examens et de proposer des voies de resserrement bien avant l’ajustement de la rigueur afin de permettre à l’industrie de se préparer aux exigences de conformité et de réduire le risque de pertes d’actifs et de fuites de carbone. Les parties prenantes ont suggéré de mettre en œuvre des mesures pour accroître la certitude politique, telles que l’accélération du développement et de la mise en œuvre de l’offre d’investissement pour les contrats sur différence pour le carbone. Cependant, certaines parties prenantes de divers secteurs ont exprimé leurs préoccupations quant aux changements réglementaires continus, ce qui crée de l’incertitude et de l’imprévisibilité, en particulier pour les industries à forte intensité d’émissions et exposées aux échanges commerciaux. Les intervenants ont suggéré de geler les règlements existants et d’encourager les investissements visant à réduire les émissions de GES afin de garantir que les producteurs aient la certitude nécessaire pour prendre des décisions commerciales à long terme.

Le gouvernement du Canada reconnaît que la certitude réglementaire et politique est un élément clé pour les investissements dans la décarbonisation. Dans le Plan de réduction des émissions de 2030, le gouvernement s’est engagé à explorer des mesures afin d’accroître la certitude liée au prix du carbone. La mise à jour du modèle fédéral publiée en 2021 établit la trajectoire du prix du carbone jusqu’à 2030 et exige que les marchés du carbone maintiennent un signal de prix fort conformément au prix national minimal de la pollution par le carbone pour toutes les émissions visées. Afin de fournir plus de certitude et de permettre aux systèmes de tarification de la pollution par le carbone de fonctionner efficacement, le modèle fédéral mentionne également que le filet de sécurité fédéral continuera de s’appliquer minimalement jusqu’en 2026 partout où il s’applique en 2023. De plus, le gouvernement renforce les signaux d’investissement créés par les systèmes de tarification de la pollution par le carbone du Canada avec d’autres outils, comme les crédits d’impôt à l’investissement pour le captage, l’utilisation et le stockage du carbone, l’hydrogène propre, l’électricité propre, la production de bien propre et les technologies propres ainsi que les instruments de financement par le Fonds de croissance du Canada.

Obligations relatives aux traités modernes et consultation et mobilisation des Autochtones

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

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

Choix de l’instrument

Le Ministère considère que les modifications sont nécessaires pour continuer d’améliorer le Règlement et maintenir l’intégrité du STFR. Compte tenu des nouvelles politiques et des investissements prévus dans le Plan de réduction des émissions pour 2030, et à mesure que plus de technologies deviennent disponibles, il y a un risque que l’incitatif à réduire les émissions de GES dans le STFR diminue considérablement si l’augmentation de la rigueur découlant de l’introduction des taux de resserrement n’est pas mise en œuvre. À mesure que la redevance pour émissions excédentaires augmente jusqu’à atteindre 170 $ la tonne de CO₂e d’ici 2030, il y a une inquiétude qu’en l’absence des modifications il y ait un surplus de crédits sur le marché, ce qui résulterait en une inondation de crédits excédentaires dont le prix serait inférieur à la redevance pour émissions excédentaires. Ceci réduirait l’incitatif pour les secteurs visés par le STFR de réduire leurs émissions de GES. De plus, les modifications harmonisent la rigueur du STFR fédéral avec les exigences du modèle fédéral.

Enfin, la clarification des diverses dispositions du texte réglementaire apportées par les modifications facilitera l’application du Règlement par le Ministère et aidera à faire en sorte que le Règlement soit cohérent avec l’objectif de la politique du Ministère.

Analyse de la réglementation

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

Pour que le STFR continue d’atténuer les risques de répercussions négatives sur la compétitivité et de fuites de carbone, l’analyse de l’IEEEC, décrite dans la section « Contexte » ci-dessus, a été mise à jour pour refléter l’augmentation de la redevance pour émissions excédentaires prévue à l’annexe 4 de la Loi, ainsi que les taux de resserrement. Les résultats de cette analyse ont été utilisés pour identifier les secteurs risquant très fortement de voir leur compétitivité affectée par la tarification du carbone et étant à risque très élevé de fuites de carbone en raison de la tarification du carbone. Ces secteurs se sont vu attribuer un taux de resserrement annuel moins élevé de 1 % à partir de 2023, au lieu du taux de resserrement de 2 % appliqué aux autres normes de rendement, à l’exception de celle pour la production d’électricité. Appliquer un taux de resserrement à ces secteurs encourage les efforts de réduction des émissions à long terme.

Les taux de resserrement sont établis pour maintenir une demande suffisante de crédits dans le STFR afin de préserver le prix marginal, en tenant compte des réductions d’émissions attendues en réponse au prix du carbone et à d’autres mesures de soutien. Le modèle fédéral mis à jour précise que les systèmes de tarification fondés sur le rendement pour l’industrie doivent être conçus afin de maintenir un signal de prix marginal équivalent au prix national minimal de la tarification de la pollution par le carbone pour toutes les émissions visées. Les taux de resserrement jouent un rôle important dans l’harmonisation du STFR avec le modèle fédéral mis à jour. L’effet sur le signal du prix marginal est évalué à la fois à l’échelle nationale (c’est-à-dire en supposant que le STFR fédéral s’applique à l’ensemble du Canada) et en fonction de la portée d’application actuelle du STFR. L’évaluation de l’effet sur le signal de prix marginal a été réalisée en utilisant une approche cohérente avec celle utilisée pour évaluer les systèmes provinciaux et territoriaux par rapport au modèle fédéral.

Le Ministère a utilisé l’analyse de la phase 1 pour évaluer les niveaux de risque relatifs à l’IEEEC des secteurs visés par le STFR. Cela est nécessaire pour comprendre dans quelle mesure la trajectoire de prix, combinée aux taux de resserrement, pourrait accroître le risque de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone pour ces secteurs. L’analyse de la phase 1 a été réalisée avec une rigueur cohérente avec celle de 2026 (c’est-à-dire avec un taux de resserrement de 2 % par année appliqué de 2023 à 2026 et un prix du carbone de 110 $ la tonne de CO₂e)^{référence 11}, ce qui est le prix national minimal de la tarification du carbone en 2026. L’utilisation de données historiques pour ce type d’analyse est limitée par le fait qu’elle ne prend pas en compte les incertitudes concernant les coûts de déploiement des technologies de réduction des émissions et les changements des tendances économiques qui se produiront à l’avenir. Par conséquent, un niveau de rigueur de 2026 a été utilisé pour l’analyse statique au lieu d’un niveau de rigueur de 2030 afin de saisir une augmentation de la rigueur tout en atténuant les nombreuses incertitudes relatives aux technologies et aux tendances économiques associées à l’utilisation de données historiques pour évaluer les répercussions dans le futur.

Le tableau 2 présente les résultats de l’analyse de la phase 1. Les secteurs sont classés comme étant à risque faible^{référence 12}, moyen^{référence 13}, élevé^{référence 14} ou très élevé^{référence 15}. Plus précisément, l’analyse de la phase 1 indique que les normes de rendement pour le ciment, la chaux, les produits pétrochimiques, l’aluminium, le fer et l’acier et certaines normes pour des produits chimiques organiques de base sont dans des secteurs qui présentent un risque très élevé de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone. Par conséquent, un taux de resserrement annuel de 1 % à partir de 2023 pour les secteurs où sont exercées ces activités, comme l’indique le tableau 2, est appliqué afin d’atténuer l’augmentation des risques de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone. Le taux de resserrement annuel pour tous les autres secteurs est fixé à 2 % à partir de 2023, à l’exception de la production d’électricité pour laquelle aucun taux de resserrement n’est appliqué.

L’approche générale pour la production d’électricité dans le STFR fédéral sera révisée dans le cadre d’examens futurs, en tenant compte des autres initiatives connexes et des objectifs en matière d’électricité propre, y compris le Règlement sur l’électricité propre.

Tableau 2 : Résultats de la phase 1 de l’IEEEC au niveau de rigueur de 2026
Code SCIAN	Noms du secteur SCIAN	Activités telles qu’elles sont identifiées à l’annexe 1 du Règlement	Intensité des émissions moyenne de 2017 à 2019 (IE)^{note a du tableau d1}	Exposition aux échanges commerciaux moyenne de 2017 à 2019 (EEC)^{note b du tableau d1}	Catégorie de risque (coûts directs)
32731	Fabrication de ciment	Article 7	11 %	39 %	Très élevé
32741	Fabrication de chaux	Article 8	9,6 %	30 %	Très élevé
32511	Fabrication de produits pétrochimiques	Paragraphes 17a) à f)	8,8 %	42 %	Très élevé
33111	Sidérurgie	Articles 19 et 20	6,6 %	48 %	Très élevé
33131	Production et transformation d’alumine et d’aluminium	Articles 40, 41 et 43	2,8 %	84 %	Très élevé
32519	Fabrication d’autres produits chimiques organiques de base	Articles 13 et 34 et paragraphes 3c) et 17g)	2,6 %	87 %	Très élevé
32512	Fabrication de gaz industriels	Article 6	6,7 %	21 %	Élevé
211110	Extraction de pétrole et de gaz (à l’exception des sables bitumineux)	Paragraphe 1a) et article 4	5,1 %	67 %	Élevé
3253	Fabrication de pesticides, d’engrais et d’autres produits chimiques agricoles	Paragraphes 29c), d) et e)	5,0 %	51 %	Élevé
21114	Extraction de sables bitumineux	Articles 2 et 3.1 et paragraphe 1b)	5,0 %	79 %	Élevé
4862	Transport du gaz naturel par gazoduc	Article 5	3,9 %	57 %	Élevé
3253	Fabrication de pesticides, d’engrais et d’autres produits chimiques agricoles	Paragraphes 29a) et b)	3,6 %	51 %	Élevé
3221	Usines de pâte à papier, de papier et de carton	Article 36	3,3 %	75 %	Élevé
33141	Fonte et affinage de métaux non ferreux (sauf l’aluminium)	Paragraphes 23c), e) et f)	2,4 %	73 %	Moyen
32411	Raffineries de pétrole	Paragraphe 3a)	2,2 %	46 %	Moyen
21221	Extraction de minerai de fer	Paragraphes 21b) et 26a)	1,7 %	90 %	Moyen
32519	Fabrication d’autres produits chimiques organiques de base	Article 15	1,7 %	87 %	Moyen
32419	Fabrication d’autres produits du pétrole et du charbon	Paragraphe 3b)	1,6 %	46 %	Moyen
33141	Fonte et affinage de métaux non ferreux (sauf l’aluminium)	Paragraphes 23a), b) et d)	1,5 %	73 %	Moyen
2121	Extraction de charbon	Articles 25, 27 et 28	1,5 %	88 %	Moyen
212392	Extraction de diamant	Paragraphe 26e)	1,2 %	98 %	Moyen
32419	Fabrications d'autres produits du pétrole et du charbon	Article 42	1,2 %	46 %	Moyen
31122	Amidonnerie et fabrication de graisses et d’huiles végétales	Articles 31 et 33	1,1 %	66 %	Moyen
212396	Extraction de potasse	Article 24	1,1 %	88 %	Moyen
21221	Extraction de minerai de fer	Paragraphe 21a)	1,1 %	90 %	Moyen
32742	Fabrication de produits en gypse	Article 10	1,0 %	19 %	Moyen
2123	Extraction de minerai non métalliques	Article 24.1	1,0 %	66 %	Moyen
32721	Fabrication de verre et de produits en verre	Article 9	0,82 %	69 %	Faible
3113	Fabrication de sucre et de confiseries	Article 35	0,76 %	71 %	Faible
31213, 31214	Vineries et distilleries	Article 32	0,67 %	73 %	Faible
3114	Mise en conserve de fruits et de légumes et fabrication de spécialités alimentaires	Article 30	0,58 %	59 %	Faible
21222	Extraction de minerai d’or et d’argent	Paragraphes 26c) et f)	0,57 %	39 %	Faible
311A0 (3112, 3118, 3119)	Fabrication d’aliments divers	Article 35.1	0,55 %	50 %	Faible
32513, 32518, 3252, 3255, 3256, 3259	Fabrication d’autres produits chimiques	Article 16	0,49 %	82 %	Faible
21229	Extraction d’autres minerai métalliques	Paragraphe 26b)	0,42 %	53 %	Faible
21223	Extraction de minerai de cuivre, de nickel, de plomb et de zinc	Paragraphe 26d)	0,38 %	54 %	Faible
321	Fabrication de produits en bois	Article 39	0,36 %	55 %	Faible
3262	Fabrication de produits en caoutchouc	Article 44	0,36 %	82 %	Faible
32732, 32733, 32739, 3271, 3279	Fabrication d’autres produits minéraux non-métalliques	Article 11	0,33 %	32 %	Faible
32513, 32518, 3252, 3255, 3256, 3259	Fabrication d’autres produits chimiques	Article 14	0,32 %	82 %	Faible
32732, 32733, 32739, 3271, 3279	Fabrication d’autres produits minéraux non-métalliques	Article 12	0,21 %	32 %	Faible
3361	Fabrication de véhicules automobiles	Article 37	0,15 %	91 %	Faible
32541	Fabrication de produits pharmaceutiques et de médicaments	Article 18	0,13 %	89 %	Faible
33121	Fabrication de tubes et de tuyaux en fer et en acier à partir d’acier acheté	Article 22	0,10 %	50 %	Faible
Note(s) du tableau d1 Note a du tableau d1 L’IE correspond au ratio du coût direct du carbone par rapport à la valeur ajoutée brute pour le secteur. Retour à la note a du tableau d1 Note b du tableau d1 L’EEC est égale à (importations + exportations) ÷ (importations + ventes) pour le secteur. Retour à la note b du tableau d1

Ajout de nouvelles normes de rendement

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

Sur la base des résultats des analyses des phases 1 et 2, aucun facteur de réduction des émissions n’a été ajusté pour les nouvelles normes de rendement, car tous les secteurs se situaient dans les catégories de risque d’IEEEC moyen ou faible. Sur la base de l’analyse de la phase 3, la rigueur de la norme de rendement pour la production de coke de pétrole calciné destiné à la production d’aluminium à partir d’alumine a été ajustée en raison du résultat plus élevé à l’analyse des risques de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone. Quatre activités se sont avérées avoir une proportion d’émissions liées aux procédés industriels de 30 % ou plus. Le facteur de réduction des émissions pour trois de ces activités a été ajusté à 90 %, et le facteur de réduction des émissions pour la production de coke de pétrole calciné destiné à la production d’aluminium à partir d’alumine a été ajusté à 95 %. Le tableau 3 ci-dessous énumère les nouvelles activités, les résultats des évaluations des répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone et le facteur de réduction des émissions attribué pour chaque activité.

Tableau 3 : Facteurs de réduction des émissions
Secteur	Activité	Catégorie de risque d’IEEEC de la phase 1	Catégorie de risque d’IEEEC de la phase 2	Résultat de la phase 3	Émissions liées aux procédés industriels ≥ 30 %	Facteur de réduction des émissions
Production pétrolière et gazière	Exploitation minière de surface des sables bitumineux et extraction de bitume	Moyen	Faible	Aucune base pour l’ajustement	Non	80 %
Produits chimiques	Production d’éthylène glycol avec six unités monomères ou moins	Moyen	Faible	Aucune base pour l’ajustement	Oui	90 %
Exploitation minière et traitement de minerai	Production de sel évaporé au moyen d’un procédé d’extraction par dissolution	Faible	Faible	Aucune base pour l’ajustement	Non	80 %
Transformation alimentaire	Production de malt	Faible	Faible	Aucune base pour l’ajustement	Non	80 %
Produits du bois	Production de placage de bois ou de contreplaqué	Faible	Faible	Aucune base pour l’ajustement	Non	80 %
	Production de bois d’œuvre	Faible	Faible	Aucune base pour l’ajustement	Non	80 %
	Production de panneaux de particules et de panneaux composés de fibres à faible, moyenne et haute densité, y compris les panneaux durs	Faible	Faible	Aucune base pour l’ajustement	Non	80 %
Aluminium	Production d’aluminium à partir d’alumine	Moyen	Faible	Aucune base pour l’ajustement	Oui	90 %
	Production d’anodes cuites destinées à la production d’aluminium à partir d’alumine	Moyen	Faible	Aucune base pour l’ajustement	Oui	90 %
	Production de coke de pétrole calciné destiné à la production d’aluminium à partir d’alumine	Moyen	Faible	Ajusté	Oui	95 %
	Production d’alumine à partir de bauxite	Moyen	Faible	Aucune base pour l’ajustement	Non	80 %
Produits en caoutchouc	Production de pneumatiques	Faible	Faible	Aucune base pour l’ajustement	Non	80 %

Mise à jour des normes de rendement existantes

En raison des mises à jour des PRP prévus à l’annexe 3 de la Loi, les modifications mettent à jour des normes de rendement existantes lorsque le changement des valeurs des PRP entraîne un changement important supérieur à plus ou moins 1 % de la valeur de la norme de rendement. Le tableau 4 ci-dessous présente les activités qui atteignent ce seuil et le pourcentage de changement de ces normes. En plus des normes énumérées ci-dessous, le changement aux PRP causait un changement important dans les émissions associées à la norme pour l’exploitation de gisements de charbon métallurgique [paragraphe 25b) de l’annexe 1 du Règlement]. Toutefois, le calcul de la norme originale comportait une erreur, ce qui a fait en sorte qu’il n’était pas nécessaire de mettre à jour cette norme.

Tableau 4 : Activités existantes pour lesquelles la mise à jour des PRP entraîne un changement d’au moins 1 % dans la valeur de la norme de rendement
Activité	Pourcentage de changement dans la valeur de la norme de rendement
Transformation industrielle de la pomme de terre destinée à la consommation humaine ou animale, article 30 de l’annexe 1 du Règlement	2,4 %
Production d’acide nitrique par oxydation catalytique d’ammoniac, paragraphe 29a) de l’annexe 1 du Règlement	−6,3 %

Avantages et coûts

Les avantages et les coûts décrits ci-dessous sont attribuables à l’ensemble des modifications, soit les modifications découlant de l’examen du Règlement et le Décret modifiant l’annexe 4 de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre ^{référence 16}. Cela comprend l’augmentation de la redevance pour émissions excédentaires jusqu’à 170 $ la tonne de CO₂e en 2030, l’introduction des taux de resserrement sur les normes de rendement, la mise à jour des normes de rendement ainsi que l’établissement de nouvelles normes de rendement. Les politiques incluses dans l’ensemble des modifications sont partie intégrante l’une de l’autre, et le fait de les modéliser ensemble assure une représentation complète et juste des répercussions attendues, ce qui reflète les résultats à la fois prévus et attendus des politiques interdépendantes.

Résumé

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

Le scénario de référence et le scénario réglementaire ont été modélisés à l’aide d’EC-Pro, le modèle d’équilibre général calculable (MEGC) du Ministère, qui a été examiné par des pairs et qui est multirégional, multisectoriel et provincial-territorial. EC-Pro évalue un nombre de variables, y compris les émissions de GES et le bien-être économique des ménages. EC-Pro simule l’économie canadienne et calcule les répercussions de l’ensemble des modifications en calculant le nouvel ensemble de prix et de variables qui ramèneront l’économie à l’équilibre. Les répercussions différentielles de l’ensemble des modifications peuvent être estimées en comparant les résultats du scénario de référence à ceux du scénario réglementaire. L’analyse applique ensuite le coût social des GES^{référence 17} pour monétiser les avantages de la réduction des émissions nationales de GES, lequel a été réalisé hors du modèle MEGC. Les coûts monétisés d’administration et de vérification de l’ensemble des modifications ont été estimés séparément hors du MEGC.

L’analyse de l’ensemble des modifications a été effectuée en fonction de la portée d’application au moment de la publication des modifications, avec le STFR fédéral s’appliquant actuellement en 2023 au Manitoba, à l’Île-du-Prince-Édouard, au Yukon et au Nunavut. Bien que les répercussions soient limitées aux provinces et territoires assujettis, les modifications comprennent des dispositions qui continueront à garantir que la portée du STFR est nationale et qu’elles peuvent s’appliquer partout au Canada, le cas échéant.

Comme l’ensemble des modifications fournit aux installations assujetties des incitatifs financiers à réduire continuellement les émissions, le scénario réglementaire entraînera des réductions d’émissions plus importantes que celles prévues dans le scénario de référence. Les réductions cumulatives supplémentaires des émissions nationales de GES sont estimées entre 2,5 et 4,2 Mt de CO₂e, avec une estimation centrale de 3,3 Mt de CO₂e au cours de la période de 2023 à 2032. En utilisant l’estimation actualisée du coût social des gaz à effet de serre (CS-GES) publiée en 2023, qui débute à 279 $ par tonne de CO₂ (en dollars canadiens de 2022) en 2023 et augmentant au fil du temps, l’ensemble des modifications pourrait entraîner des avantages pour la société de 680 à 1 140 millions de dollars, avec une estimation centrale de 910 millions de dollars. D’ici 2032, comparativement au scénario de référence, il est estimé que l’ensemble des modifications devrait entraîner une diminution du bien-être des ménages canadiens correspondant à un montant de 400 à 670 millions de dollars, avec une estimation centrale de 535 millions de dollars. Cette valeur représente une estimation de la valeur à laquelle les ménages, présumés être les propriétaires des facteurs de production, de la main-d’œuvre et du capital, à cause de la baisse des salaires des travailleurs et des bénéfices des entreprises (installations), se privent en raison de la baisse de consommation. Les produits additionnels provenant des obligations de compensation au STFR fédéral qui seraient distribuées aux provinces et territoires assujettis pourraient compenser les coûts de 175 à 350 millions de dollars, avec une estimation centrale de 265 millions de dollars au cours de la période de dix ans. Par conséquent, les coûts totaux associés à l’ensemble des modifications pourraient diminuer le bien-être des ménages canadiens de 225 à 315 millions de dollars, avec une estimation centrale de 270 millions de dollars. En fonction de tous les avantages et les coûts monétisés, l’avantage net estimé se situe entre 460 et 825 millions de dollars, avec une estimation centrale de 640 millions de dollars.

Cadre d’analyse

Les répercussions des modifications ont été évaluées conformément au Guide d’analyse coûts-avantages pour le Canada : propositions de réglementation ^{référence 18}. Les répercussions réglementaires ont été identifiées, quantifiées et monétisées, dans la mesure du possible, et comparées de façon différentielle à un scénario de référence.

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

Période d’analyse : L’objectif principal des modifications est de maintenir l’harmonisation du STFR au modèle fédéral. Le modèle fédéral mis à jour s’applique à la période 2023 à 2030. Les évaluations quantitatives qui s’appliquent dans le cadre du présent REIR et des évaluations des systèmes provinciaux et territoriaux par rapport au modèle fédéral sont effectuées à partir des projections du Scénario de référence 2022 du Canada^{référence 19}. Par souci de cohérence avec les évaluations quantitatives appliquées aux provinces et territoires dans le cadre du modèle fédéral, la période considérée pour l’analyse quantitative principale est de 2023 à 2030. Toutefois, une modélisation supplémentaire a également été réalisée pour estimer les répercussions attendues des modifications en 2031 et 2032, afin de prendre en compte 10 années de répercussions, conformément aux lignes directrices du Secrétariat du Conseil du Trésor (SCT). Sans nouvelles modifications réglementaires, en 2031 et 2032, les taux de resserrement annuels pour les normes de rendement sont maintenus aux mêmes taux que ceux déterminés pour la période 2023 à 2030, et la redevance pour émissions excédentaires reste à 170 $ la tonne de CO₂e, dans le scénario réglementaire.

Figure 1 : Modèle logique pour l’analyse des modifications
Modifications	→	Réduction des émissions nationales de GES	→	Réduction des dommages causés par les changements climatiques	→	Avantages pour la société
Modifications	→	Coûts nets de conformité	→	Réduction de la production économique	→	Coûts de bien-être des ménages
Modifications	→	Redistribution des produits provenant de l’obligation de compensation	→	Augmentation des produits retournés aux provinces et territoires assujettis	→	Réduction des coûts de bien-être des ménages

Scénario de référence : La modélisation du scénario de référence a été effectuée à l’aide du Scénario de référence 2022 ajusté (prévisions officielles des émissions du Canada) et d’une redevance sur les combustibles qui augmente (170 $ la tonne de CO₂e en 2030). De plus, les provinces et territoires non assujettis au filet de sécurité fédéral sont réputés exploiter un système de tarification de la pollution par le carbone distinct et lié, conforme au modèle fédéral, alors que les provinces et les territoires assujettis sont réputés maintenir la redevance pour émissions excédentaires à 50 $ la tonne de CO₂e et ne pas appliquer de taux de resserrement sur les normes de rendement. Le scénario de référence comprend les politiques clairement énoncées du Plan de réduction des émissions pour 2030 et du budget de 2022-2023 qui ont été annoncées, financées et dirigées vers un secteur en particulier. Le scénario de référence exclut les politiques qui ne sont pas définies et qui n’ont pas de cible propre à un secteur. Il comprend des règlements environnementaux fédéraux publiés dans la Partie II de la Gazette du Canada, avant la publication des modifications dans la Partie II de la Gazette du Canada.

Scénario réglementaire : Dans le scénario réglementaire, la modélisation a été effectuée à l’aide du scénario de référence 2022 tel que décrit précédemment dans la section « Scénario de référence », avec l’ajout d’une redevance pour émissions excédentaires qui augmente de 15 $ la tonne de CO₂e par année, pour atteindre 170 $ la tonne de CO₂e en 2030 et qui maintient ce prix en 2031 et 2032. Le scénario comprend également les taux de resserrement dont il a été question précédemment pour les normes de rendement, soit des taux de resserrement annuel de 2 % débutant à la période de conformité de 2023 avec des exceptions pour les secteurs évalués comme étant à risque très élevé de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone. Pour ces derniers, un taux de resserrement annuel de 1 % ont été appliqués. Comme pour le scénario de référence, le scénario réglementaire comprend des politiques et règlements qui sont entièrement légiférés, financés ou publiés dans la Partie II de la Gazette du Canada.

Analyse de sensibilité : Compte tenu de l’incertitude potentielle provenant de diverses hypothèses, une analyse de sensibilité a été réalisée afin de mesurer la répercussion des modifications apportées aux paramètres liés aux avantages et aux coûts attendus des modifications, lorsque possible. Une plage a été prévue pour estimer les réductions d’émissions de GES selon laquelle les réductions sont potentiellement 25 % inférieures ou de 25 % supérieures par rapport aux prévisions. Advenant le cas où les répercussions sur le bien-être des ménages sont inférieures ou supérieures aux coûts estimés, un écart de 25 % inférieur et de 25 % supérieur a été retenu pour tenir compte de l’incertitude potentielle. La mesure dans laquelle la distribution des produits provenant des obligations de compensation réduira les répercussions sur le coût de bien-être des ménages est incertaine, mais elle devrait être inférieure aux estimations. Trois scénarios ont été élaborés afin de refléter cette incertitude : une estimation élevée (100 % de l’obligation de compensation), une estimation centrale (25 % en dessous de l’obligation de compensation totale) et une estimation basse (50 % en dessous de l’obligation de compensation totale).

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

Résultats monétaires : Tous les résultats monétaires sont présentés en dollars canadiens de 2022. Les valeurs qui n’étaient pas en dollars canadiens de 2022 ont été ajustées à l’aide des données du déflateur de l’indice des prix à la consommation (IPC) du modèle macroéconomique utilisé par le Ministère, à savoir le modèle énergie-émissions-économie du Canada (E3MC). Lorsqu’elles sont présentées sous forme de valeurs actuelles, les répercussions pour les années futures ont été actualisées au taux de 2 % par année, en accord avec les lignes directrices du SCT pour les propositions de réglementation en matière de santé et d’environnement, jusqu’en 2023 (l’année de référence de l’analyse).

Coût social des gaz à effet de serre : Comme présenté dans le Guide d’analyse coûts-avantages du Canada : propositions de réglementation publié par le SCT, les ministères et organismes fédéraux qui effectuent une analyse de la réglementation doivent utiliser le CS-GES pour mesurer les coûts et les avantages associés aux changements des émissions. Dans cette analyse, tous les GES ont été mesurés en tonnes de CO₂e. Par conséquent, seul le coût social du carbone (CSC) a été appliqué aux émissions de GES présentées ici.

Modélisation : Le scénario de référence et le scénario réglementaire ont été modélisés à l’aide d’EC-Pro. Étant donné que les modifications devraient avoir une incidence sur la production dans divers marchés de l’économie canadienne, un modèle d’équilibre général est celui qui convient le mieux pour estimer les répercussions^{référence 20}. EC-Pro est en mesure d’évaluer un nombre de variables, y compris les émissions de GES, le bien-être économique des ménages, le PIB et la valeur ajoutée brute (VAB).

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

Dans le cadre du STFR, la limite d’émissions d’une installation est calculée en multipliant la production provenant d’une activité industrielle par la norme de rendement applicable à l’activité en question. Ces normes sont calculées en prenant un pourcentage de la moyenne des intensités d’émissions pondérée par la production d’une activité industrielle. Si les GES émis par une installation assujettie sont en deçà sa limite d’émissions, des crédits excédentaires lui seront émis. Si les GES émis par une installation assujettie sont au-delà sa limite d’émissions, cette dernière a une obligation de compensation. Le modèle tient compte de l’équilibre entre l’offre et la demande en crédits en présumant que les installations dont les émissions sont inférieures à leur limite annuelle obtiennent la valeur de la redevance pour émissions excédentaires pour chaque tonne entre leurs émissions réelles et leur limite d’émissions, à condition que la quantité totale des obligations de compensation dans le cadre du STFR dépasse le nombre de crédits excédentaires au cours d’une année donnée. Si l’offre en crédits excédentaires dans le marché dépasse les obligations de compensation dans l’ensemble du marché, le modèle estimera un prix marginal (équilibre du marché) inférieur et donc un incitatif plus faible à réduire les émissions. Le modèle ne tient pas compte des partenaires commerciaux pour ces crédits ni du comportement de mise en banque.

Avantages

Réduction des émissions de gaz à effet de serre

Des avantages découleront des réductions des émissions de GES par rapport au scénario de référence, car celles-ci devraient diminuer les dommages causés par les changements climatiques et ainsi procurer globalement des avantages pour la société. Le tableau 5 montre la diminution supplémentaire prévue des émissions de GES attribuable aux modifications.

Tableau 5. Réduction des émissions de GES découlant des modifications au cours de la période de 2023 à 2032 (Mt de CO₂e)
Année	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	Total
Réduction des émissions de GES (Mt de CO₂e)	0,029	0,063	0,112	0,167	0,210	0,281	0,422	0,576	0,669	0,806	3,335

Afin de prendre en compte l’incertitude liée à la réduction des émissions, l’analyse de sensibilité considère que les réductions d’émissions provenant des modifications peuvent être jusqu’à 25 % inférieures ou 25 % supérieures par rapport à l’estimation centrale. Dans l’analyse de sensibilité, la diminution supplémentaire totale des émissions de GES varie de 2,5 à 4,1 Mt de CO₂e au cours de la période d’analyse.

Fuites de carbone

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

Coût social des gaz à effet de serre

Le rôle principal du coût social des gaz à effet de serre, et dans ce cas-ci le CSC, tel qu’il est utilisé au Canada, est de documenter les analyses coûts-avantages des réglementations environnementales. Les changements climatiques devraient causer toute une gamme de répercussions, notamment des sécheresses, des inondations, des changements dans la production agricole et la consommation d’énergie, et des effets sur la santé humaine et les services écosystémiques. Toutes ces répercussions entraînent des coûts pour la société, lesquels, une fois regroupés, peuvent représenter des milliards de dollars. Le CSC reflète le coût de ces répercussions attendues mesurant les dommages globaux résultant de chaque tonne supplémentaire de CO₂ émise aujourd’hui dans l’atmosphère au cours de sa durée de vie.

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

En décembre 2022, le Ministère a publié Estimation du coût social des gaz à effet de serre — Orientation provisoire actualisée par le gouvernement du Canada, qui met à jour les valeurs du CSC utilisées dans le cadre de propositions politiques, de règlements ou de projets. L’estimation du CSC pour l’année 2023 est de 279 $ la tonne de CO₂e (en dollars canadiens de 2022) et augmente annuellement pour tenir compte de l’augmentation des dommages au fil du temps. Les estimations mises à jour sont identiques à celles adoptées par l’Environmental Protection Agency (EPA) des États-Unis dans l’ébauche de la mise à jour technique (disponible en anglais seulement), converties en dollars canadiens constants de 2021 et actualisées en dollars de 2022 pour la présente analyse, tel que présenté au tableau 6^{référence 21}.

Tableau 6 : Coût social du carbone mis à jour (2023-2032, $/tonne de CO2e, dollars canadiens de 2022)
Année	Coût social du carbone
2023	279 $
2024	284 $
2025	289 $
2026	294 $
2027	299 $
2028	304 $
2029	309 $
2030	314 $
2031	319 $
2032	324 $

Les résultats de l’application du nouveau CSC sur la réduction des émissions estimées découlant des modifications sont présentés dans le tableau 7. La valeur totale actualisée des avantages pour la société est estimée à 910 millions de dollars entre 2023 et 2032.

Tableau 7 : Valeur actualisée des avantages provenant de la réduction des émissions de gaz à effet de serre découlant des modifications (2023-2032, millions de dollars canadiens)
Année	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	Total
Avantages pour la société provenant de la réduction des émissions	8	17	31	46	58	77	115	157	183	218	910

Dans l’analyse de sensibilité, le total des avantages différentiels pour la société canadienne provenant de la réduction des émissions de GES est entre 680 millions et 1 140 millions de dollars de 2023 à 2032.

Réductions des polluants atmosphériques

EC-Pro a été choisi pour modéliser les modifications puisqu’il prend en considération les répercussions macroéconomiques des modifications. Toutefois, les émissions de polluants atmosphériques ne constituent actuellement pas un résultat fourni par ce modèle. Ainsi, alors que ces répercussions n’ont pas été quantifiées, pendant que les modifications réduiront les émissions de GES, il est raisonnable de s’attendre à des réductions de polluants atmosphériques, ce qui aura un effet global positif sur la qualité de l’air. Par rapport au scénario de référence, le scénario réglementaire devrait entraîner des réductions de ces polluants, et donc entraîner des avantages en matière de qualité de l’air dans certaines régions du Canada.

Coûts

Il est estimé que les modifications entraîneront une production nationale plus faible dans le scénario réglementaire (dans lequel les modifications s’appliquent) que dans le scénario de référence. Les coûts encourus par les secteurs, les installations et les activités visés peuvent réduire la production et la demande nationales. La diminution nette de la production pourrait à son tour entraîner une diminution du revenu disponible des ménages, présumés être les propriétaires des facteurs de la production (main-d’œuvre et capital), en raison de la diminution salariale des travailleurs et des bénéfices des entreprises (installations). Les ménages pourraient choisir de consacrer une plus faible partie de leur revenu disponible à d’autres biens et services afin de maximiser leur bien-être.

Une mesure recommandée du bien-être dans un modèle d’équilibre général (EC-Pro) est la variation équivalente (VE), qui repose sur le concept de la volonté de payer, ou le montant maximal qu’un ménage sera disposé à payer pour un bien ou un service en particulier compte tenu de ses contraintes budgétaires^{référence 22}. L’écart entre la VE du scénario de référence et celle du scénario réglementaire représente le montant maximal que les ménages sont prêts à payer pour éviter les pertes de bien-être associées à la mise en œuvre du scénario réglementaire^{référence 23,}^{référence 24}. Ce montant peut être considéré comme équivalent à l’écart du bien-être des ménages découlant de la diminution de la consommation selon le scénario réglementaire.

Comme le montre le tableau 8 ci-dessous, de 2023 à 2032, la valeur actualisée totale des coûts du bien-être des ménages attribuables aux modifications est estimée à 535 millions de dollars.

Tableau 8 : Coûts actualisés du bien-être des ménages résultant des modifications (2023-2032, millions de dollars canadiens)
Année	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	Total
Coûts du bien-être des ménages	5	12	22	31	42	53	71	88	98	113	535

Compte tenu de l’incertitude entourant le coût moyen de la réduction des émissions pour les installations assujetties, l’analyse de sensibilité tient compte des coûts jusqu’à concurrence d’un montant de 25 % en dessous ou 25 % au-dessus de l’estimation centrale. Dans l’analyse de sensibilité, les coûts totaux varient de 400 millions à 670 millions de dollars.

Redistribution des produits fédéraux provenant de l’obligation de compensation

Dans le cadre du STFR, les produits fédéraux recueillis dans les provinces et territoires assujettis sont retournés par le biais de programmes fédéraux afin de soutenir les technologies à faibles émissions de carbone directement aux installations assujetties au STFR dans les provinces et les territoires assujetties ou directement à ces provinces et territoires. Cependant, dans l’analyse de modélisation du MEGC, les produits de compensation recueillis par le gouvernement fédéral sont présumés être distribués à tous les ménages canadiens. Cette hypothèse a été créée pour isoler les réductions d’émissions associées aux modifications réglementaires, incluant le prix et le taux de resserrement, et d’exclure toute réduction des émissions supplémentaire qui serait obtenue par la distribution des produits par le biais de programmes fédéraux. Par conséquent, dans la pratique, le bien-être des ménages serait plus élevé dans ces provinces ou territoires par rapport aux répercussions sur les coûts estimés par le modèle. Afin de contrer cet écart, un ajustement a été effectué après la modélisation selon lequel les produits de compensation ont été distribués seulement dans les provinces et territoires assujettis.

Les produits supplémentaires provenant de l’obligation de compensation du STFR fédéral qui seraient redistribués aux provinces ou territoires assujettis sont estimés entre 175 millions et 350 millions de dollars, avec une estimation centrale de 265 millions de dollars. Ces estimations de la redistribution supplémentaires sont basées sur les changements dans les produits provenant de l’obligation de compensation (c’est-à-dire les paiements d’obligations de compensation) entre le scénario de référence et le scénario réglementaire. Dans le scénario de référence, il est présumé que les installations assujetties paieraient 50 $ la tonne de CO₂e sur toutes les émissions au-dessus de leur limite d’émissions annuelle (obligation de compensation). Dans le scénario réglementaire, il est présumé que les installations assujetties paieraient la redevance pour émissions excédentaires pour leur obligation de compensation. Cependant, les produits provenant de l’obligation de compensation ne devraient pas correspondre exactement au montant de la redistribution, puisque l’analyse ne tient pas compte des diminutions potentielles de l’activité économique découlant de la tarification du carbone. Par conséquent, afin d’être conservatrice, l’estimation centrale de la redistribution est présumée être inférieure de 25 % par rapport à l’estimation initiale des produits provenant de l’obligation de compensation. L’analyse de sensibilité utilise alors l’estimation initiale des produits provenant de l’obligation de compensation pour la limite supérieure de la redistribution et l’estimation basse correspond à 50 % des produits provenant de l’obligation de compensation pour la limite inférieure de la redistribution. Le tableau 9 présente les estimations par année.

Tableau 9 : Avantages pour les provinces ou territoires assujettis de la redistribution des produits provenant de l’obligation de compensation (2023-2032, millions de dollars canadiens)
Estimations de la redistribution	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	Total (valeur actualisée)
Estimation élevée (100 % de l’obligation de compensation)	5	12	19	29	39	51	53	52	50	43	350 $
Estimation centrale (25 % en dessous de l’obligation de compensation totale)	4	9	15	21	30	38	40	39	38	32	265 $
Estimation basse (50 % en dessous de l’obligation de compensation totale)	3	6	10	14	20	26	26	26	25	21	175 $

Exigences simplifiées pour la participation au Système de tarification fondé sur le rendement

Les modifications facilitent la participation au STFR grâce à l’inclusion d’activités industrielles additionnelles reconnues par le ministre. La liste des activités industrielles additionnelles sera publiée sur la page Web du STFR du Ministère. De plus, les modifications harmonisent les exigences pour les installations à participation volontaire grâce aux changements apportés aux normes de rendement calculées combinées à des modifications au processus de participation volontaire. Le processus simplifié permet au ministre d’élargir l’admissibilité à la participation volontaire aux installations où sont exercées des activités industrielles additionnelles et pourrait également augmenter le niveau de participation des installations admissibles à la participation volontaire, selon la portée d’application du STFR. Une participation accrue pourrait se traduire par des réductions d’émissions de GES moindre et une augmentation de l’activité économique, mais elle réduira les coûts pour ces installations qui passent du régime de la redevance sur les combustibles au STFR. Cependant, sur la base de la portée d’application actuelle du STFR, aucun nouveau participant volontaire n’est attendu et, par conséquent, aucune répercussion différentielle n’est prévue pour l’instant en raison de ces changements.

Coûts administratifs pour le gouvernement

Le Ministère pourrait devoir assumer des coûts supplémentaires liés à la mise à jour du système électronique pour répondre aux diverses nouvelles exigences découlant des modifications. Selon les estimations, il y aura une dépense ponctuelle d’environ 295 000 $ au cours de l’exercice 2023-2024. Cela comprend 95 000 $ pour la mise à jour des modules d’enregistrement et de rapports et jusqu’à 200 000 $ pour les mises à jour du système de crédit et de suivi.

Analyse de répartition

Répercussions des coûts par province ou territoire

L’ampleur des répercussions attribuables aux modifications peut affecter de manière disproportionnée certaines provinces et certains territoires comparativement à d’autres. D’ici 2032, il est estimé que les modifications entraîneront une diminution cumulative du bien-être de la société dans les provinces et les territoires assujettis au filet de sécurité, comparativement au scénario de référence selon lequel la redevance pour émissions excédentaires et la rigueur du STFR ne changent pas. Les répercussions les plus importantes sur le bien-être proviennent de l’activité touchée au Nunavut. Le total des coûts de bien-être des ménages devrait augmenter de 61 % au Nunavut alors qu’il est prévu un total de réduction des émissions de GES de seulement 16 % sur ce territoire. Le Nunavut est confronté à des coûts de bien-être disproportionnés dans l’analyse de modélisation qui montre des coûts relativement élevés de compensation (dans le secteur de l’exploitation minière et du traitement de minerai) en raison de son accès limité à des réductions d’émissions à faible coût.

Bien que toute modélisation des répercussions potentielles futures dépende fortement des prévisions sous-jacentes, compte tenu de la portée limitée du STFR, la répartition qui en résulte dépend particulièrement des prévisions des intensités d’émissions futures et du déploiement technologique dans un nombre relativement petit de secteurs économiques dans des régions relativement petites du point de vue économique. Comme souligné ci-dessus, l’estimation de l’offre et la demande pour les obligations de compensation parmi les secteurs économiques, et par conséquent, parmi les provinces et les territoires, est extrêmement sensible aux changements dans les prévisions sous-jacentes dans le scénario de référence. Par conséquent, les résultats présentent un scénario possible des effets de répartition environnementaux et économiques découlant des modifications.

Tableau 10 : Répartition des répercussions par province ou territoire
Province ou territoire	Pourcentage des émissions totales de GES réduites	Pourcentage du coût total de bien-être des ménages
Manitoba	74 %	25 %
Île-du-Prince-Édouard	7 %	10 %
Yukon	2 %	5 %
Nunavut	16 %	61 %

Résumé des avantages et des coûts

De 2023 à 2032, une diminution des émissions de GES entre 2,5 et 4,1 Mt de CO₂e est prévue, avec une estimation centrale de 3,3 Mt de CO₂e. En se référant à la valeur, en dollars canadiens de 2022, du CSC (dollars canadiens de 2022) établie et mise à jour par le Ministère, cette diminution des émissions de GES devrait entraîner une augmentation du bien-être des ménages canadiens correspondant à un montant approximatif entre 685 et 1 140 millions de dollars, avec une estimation centrale de 910 millions de dollars, en raison des coûts évités en dommages liés aux changements climatiques. Les modifications devraient diminuer le bien-être des ménages canadiens, de 2023 à 2032, d’un montant évalué entre 400 millions et 670 millions de dollars, avec une estimation centrale de 535 millions de dollars, en raison de la diminution de la production nationale et de la diminution de la consommation. Il est attendu que la redistribution aux ménages des produits issus du STFR fédéral provenant des obligations de compensation entre 2023 et 2032 compense les coûts pour le bien-être des ménages à une hauteur de 175 millions à 350 millions de dollars, avec une estimation centrale de 265 millions de dollars. Par conséquent, le coût total associé avec les modifications pourrait diminuer le coût de bien-être des ménages canadiens de 225 millions à 315 millions de dollars, avec une estimation centrale de 270 millions de dollars. De manière générale, on s’attend à ce que les modifications entraînent des avantages nets d’environ 640 millions de dollars au cours de la période 2023 et 2032.

Énoncé des coûts et avantages

Nombre d’années : 10 (2023-2032)
Année de référence pour l’établissement des coûts : 2022
Année de référence pour la valeur actualisée : 2023
Taux d’actualisation : 2 %

Tableau 11 : Avantages monétisés (2023-2032)
Intervenant touché	Description de l’avantage	Année de référence (2023) [valeur actualisée]	Dernière année (2032) [valeur actualisée]	Total (valeur actualisée)	Valeur annualisée
Industrie	Réductions nettes des coûts administratifs pour les installations assujetties^{note a du tableau e8}	280 $	22 000 $	185 000 $	20 500 $
Canadiens	Avantages pour la société provenant de la réduction des émissions de GES	8 millions $	218 millions $	910 millions $	101 millions $
Tous les intervenants	Total des avantages	8 millions $	218 millions $	910 millions $	100 millions $
Note(s) du tableau e8 Note a du tableau e8 Ces réductions nettes prévues des coûts administratifs sont décrites dans la section intitulée Règle du « un pour un » ci-dessous. Retour à la note a du tableau e8

Tableau 12 : Coûts monétisés (2023-2032)
Intervenant touché	Description des coûts	Année de référence (2023) (valeur actualisée)	Dernière année (2032) (valeur actualisée)	Total (valeur actualisée)	Valeur annualisée
Gouvernement	Coûts administratifs du gouvernement fédéral	295 000 $	s.o.	295 000 $	32 000 $
Canadiens dans les provinces et territoires assujettis	Diminution du bien-être des ménages	5 millions $	113 millions $	535 millions $	60 millions $
Canadiens dans les provinces et territoires assujettis	Les produits fédéraux redistribués provenant d’obligation de compensation	−4 millions $	−32 millions $	−265 millions $	−30 millions $
Tous les intervenants	Total des coûts	1 million $	81 millions $	270 millions $	30 millions $

Tableau 13 : Résumé des coûts et avantages monétisés (2023-2032)
Répercussions	Année de référence (2023) [valeur actualisée]	Dernière année (2032) [valeur actualisée]	Total (valeur actualisée)	Valeur annualisée
Total des coûts	1 million $	81 millions $	270 millions $	30 millions $
Total des avantages	8 millions $	218 millions $	910 millions $	100 millions $
IMPACT NET	7 millions $	137 millions $	640 millions $	70 millions $

Répercussions qualitatives (non monétisées)

Répercussions positives:

Amélioration de la qualité de l’air pour les Canadiens (2023 à 2032)
S’assurer que le STFR a une portée nationale et peut être appliqué partout au Canada, le cas échéant

Répercussions négatives:

Risque accru de délocalisation de la production nationale vers l’étranger

Lentille des petites entreprises

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

Règle du « un pour un »

La règle du « un pour un » s’applique puisqu’il y aura une diminution différentielle du fardeau administratif pour les entreprises. Les modifications n’apportent aucun changement en ce qui concerne les titres réglementaires fédéraux.

Il y aura un coût administratif unique découlant de la familiarisation des installations assujetties avec les nouvelles exigences administratives introduites par les modifications. Il y aura également des activités administratives courantes de 2023 à 2032 qui s’ajouteront aux activités administratives existantes, notamment des activités liées à la collecte de renseignements pour recalculer les normes de rendement, la préparation et la transmission des rapports, la vérification pour les installations où est exercée une nouvelle activité, les visites d’installation additionnelles par les organismes de vérification et la tenue de registres.

D’autre part, les modifications retireront du Règlement certaines activités administratives existantes liées à la quantification et à la correction des rapports. Les modifications retireront les méthodes de quantification détaillées de l’annexe 3 du Règlement pour les transférer dans un document technique incorporé par renvoi dans le Règlement. Cela facilitera la mise à jour des méthodes de quantification offrant ainsi l’occasion de mieux harmoniser les exigences de quantification de GES avec d’autres programmes de déclaration de GES, tel que le PDGES, ce qui devrait permettre de réduire la duplication du travail. De plus, les modifications retirent l’obligation de transmettre un rapport corrigé lorsque la personne responsable d’une installation assujettie identifie toute erreur ou omission dans un rapport annuel. Un rapport corrigé est plutôt requis seulement lorsque la personne responsable identifie une erreur ou une omission qui aurait constitué un écart important si elle avait été constatée lors de la vérification du rapport annuel.

D’après l’ensemble des hypothèses concernant le temps nécessaire pour mener à bien les diverses activités administratives, et selon un coût horaire de la main-d’œuvre estimé à 50 $ l’heure (en dollars canadiens de 2012), les modifications devraient entraîner une diminution nette du fardeau administratif d’environ 7 300 $ en coûts moyens annualisés pour l’ensemble des installations assujetties entre 2023 et 2032^{référence 25,}^{référence 26}. Selon les projections, la diminution des répercussions administratives nettes par installation serait en moyenne de 5,5 heures par année pour 37 installations, correspondant ainsi à la réduction d’environ 200 $ en coûts annualisés par installation.

Coopération et harmonisation en matière de réglementation

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

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

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

Évaluation environnementale stratégique

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

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

Analyse comparative entre les sexes plus

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

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

De plus, les travailleurs des secteurs susceptibles d’être touchés sont généralement des hommes qui ont fait des études collégiales. Par exemple, Statistique Canada estime qu’en 2019 les hommes représentaient 75 % des travailleurs des secteurs des mines, du pétrole et du gaz au Canada. Les répercussions négatives sur la main-d’œuvre dans les grands secteurs industriels pourraient être compensées par des fonds retournés aux provinces si celles-ci choisissent d’utiliser ces fonds pour aider à décarboniser l’industrie établie et soutenir les emplois dans les industries à faibles émissions de carbone.

Justification

Redevance pour émissions excédentaires sans les modifications

Dans le cadre du projet de Règlement modifiant le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement et le Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement, le Ministère a effectué une évaluation pour illustrer les répercussions sur la trajectoire actuelle de la redevance pour émissions excédentaires sans les modifications. Advenant que les taux de resserrement ne soient pas appliqués, quel que soit la province ou le territoire, alors que la redevance pour émissions excédentaires augmente au fil du temps pour atteindre 170 $ la tonne de CO₂e en 2030, les réductions d’émissions de GES devraient être moins importantes qu’attendu. Les modifications sont donc nécessaires afin de permettre au STFR fédéral de s’harmoniser avec l’Approche pancanadienne mise à jour. Cette conclusion est détaillée ci-dessous.

L’absence d’augmentation de la rigueur des normes de rendement au fil du temps devrait affaiblir le marché des unités de conformité, y compris les crédits excédentaires, par une augmentation relative de l’offre de crédits excédentaires par rapport à la demande. Pour que le marché d’échange de crédits d’émissions reste efficace, et pour que le STFR engendre les réductions attendues, le signal de prix marginal doit être maintenu au prix national minimal de la pollution par le carbone. Cela devrait être le cas lorsqu’il existe une demande nette d’unités de conformité sur le marché d’échange de crédits, c’est-à-dire lorsque l’obligation de compensation totale des installations assujetties dépasse la quantité totale de tous les types d’unités de conformité disponibles.

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

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

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

Mise en œuvre

Les modifications entrent en vigueur le jour de leur enregistrement, avec plusieurs exceptions. Les changements suivants au Règlement, qui sont visés dans un avis d’intention publié par le ministre le 28 octobre 2022 et détaillés dans la section « Description », sont réputés entrer en vigueur le 1^er janvier 2023 :

l’ajout d’un taux de resserrement annuel de 2 % sur la plupart des normes de rendement;
l’ajout d’un taux de resserrement annuel de 1 % sur les normes de rendement pour les secteurs d’activités évalués à risques très élevés de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone en raison de la tarification de la pollution par le carbone;
la mise à jour de certaines normes de rendement en raison des changements apportés aux valeurs de Potentiel de réchauffement planétaire (PRP) figurant à l’annexe 3 de la Loi et la clarification du PRP à utiliser en fonction de la période de conformité;
la modification des exigences relatives aux normes de rendement calculées;
l’ajout d’une exemption pour les installations de production d’électricité en région éloignée qui produisent de l’électricité à partir de combustibles liquides ou gazeux destinés à être distribués aux collectivités éloignées.

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

le retrait des méthodes de quantification des GES de l’annexe 3 du Règlement et l’incorporation par renvoi des Méthodes de quantification;
l’ajout d’exigences pour les instruments de mesure utilisés dans la quantification des GES et la modification des exigences relatives aux instruments de mesure servant à la quantification de la production, y compris pour les installations de production d’électricité;
l’ajout de nouvelles activités industrielles et normes de rendement à l’annexe 1 du Règlement et la révision de certaines descriptions d’activités et valeurs de norme de rendement;
la modification des seuils d’importance relative dans le processus de vérification de la quantification des émissions de GES;
la modification de la portée de la définition d’installation assujettie;
la clarification de la portée des exigences de quantification en barils pondérés pour la complexité.

Pour déterminer si une modification au Règlement doit entrer en vigueur rétroactivement, le Ministère a pris en considération : (i) si la modification réglementaire a des répercussions sur la transmission du rapport annuel pour la période de conformité de 2022; (ii) s’il est nécessaire de s’harmoniser aux critères du modèle fédéral; (iii) s’il est attendu que la modification permette d’améliorer grandement la mise en œuvre du Règlement ou de réduire les coûts réglementaires pour les installations assujetties.

Afin de soutenir la mise en œuvre des modifications, un certain nombre de politiques et de documents d’orientation seront mis à jour et publiés sur la page web du STFR du Ministère. Il s’agit notamment d’une politique qui guide les décisions visant à reconnaître les secteurs et les activités à risque de répercussions sur la compétitivité et de fuites de carbone, d’une liste d’activités industrielles additionnelles qui serait mise à jour annuellement ainsi que la politique révisée sur la participation volontaire décrivant la procédure simplifiée rendue possible à la suite des modifications. En complément, le document Méthodes de quantification sera mis à jour régulièrement.

Le Ministère continuera à communiquer les documents de promotion de la conformité concernant les modifications et le STFR en général, et ce, par courriel, aux personnes responsables des installations assujetties. Le Ministère tient à jour régulièrement la page web du STFR du Gouvernement canadien afin de fournir des informations utiles concernant les exigences réglementaires. De plus, le personnel du Ministère chargé de la mise en œuvre du STFR fédéral travaille en étroite collaboration avec ses homologues de l’Agence du revenu du Canada (ARC) et du PDGES afin d’assurer l’efficacité de la mise en œuvre de certaines modifications.

Conformité et application

Les fonctionnaires du Ministère prendront des mesures pour mettre en œuvre et appliquer les modifications, au besoin, conformément aux politiques du Ministère en matière de conformité et d’application de la loi^{référence 27}. Les agents d’application de la loi appliqueront les principes énoncés dans les politiques de conformité et d’application de la loi lorsqu’ils vérifieront la conformité à la loi. Ces politiques établissent l’éventail des mesures d’application de la loi possibles en cas d’infractions présumées. Si un agent d’application de la loi constate une infraction présumée lors d’une inspection ou d’une enquête, ce dernier choisira la mesure d’application de la loi appropriée en fonction des politiques.

Personnes-ressources

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

Matthew Watkinson
Directeur exécutif
Division de l’analyse et de l’évaluation de la réglementation
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

Références

Référence a

L.C. 2018, ch. 12, art. 186

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Référence b

L.C. 2019, ch. 28, art. 180

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Référence c

L.C. 2009, ch. 14, art. 126

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Référence 1

DORS/2019-266

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Référence 2

DORS/2017-109

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Référence 3

Mise à jour de L’approche pancanadienne pour une tarification de la pollution par le carbone 2023-2030

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Référence 4

Le Règlement sur le régime canadien de crédits compensatoires concernant les gaz à effet de serre a été publié dans la Partie II de la Gazette du Canada le 8 juin 2022.

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Référence 5

EC-Pro est un modèle d’équilibre général calculable (MEGC) utilisé par le Ministère. Veuillez consulter la section intitulée Avantages et coûts pour obtenir une description plus détaillée.

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Référence 6

Lorsque réalisée pour déterminer le facteur de réduction des émissions, l’analyse a supposé, pour toutes les normes de rendement, un taux de départ de 80 % de la moyenne nationale des intensités d’émissions pondérée par la production du secteur (c’est-à-dire qu’en moyenne, les installations du secteur feraient face à la tarification de la pollution par le carbone pour 20 % de leurs émissions) et un prix sur la pollution par le carbone de 50 $ la tonne de CO2e en 2022. Outre les ajustements découlant de l’analyse en trois phases des risques de répercussions négatives sur la compétitivité et de fuites de carbone, les normes de rendements ont été rajustées pour les secteurs dont les émissions liées aux procédés industriels représentent 30 % ou plus des émissions totales des GES au niveau du secteur.

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Référence 7

Le taux de resserrement applique un pourcentage de réduction annuelle fixe à la norme de rendement auquel il s’applique. Par exemple, si la norme de rendement pour une activité était fixée à 100 tonnes de CO2e par unité de production et qu’elle était soumise à un taux de resserrement de 2 %, la norme pour cette activité serait de 98 tonnes par unité de production en 2023 et de 96 tonnes par unité de production en 2024, et ainsi de suite.

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Référence 8

Examen du Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement du gouvernement fédéral

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Référence 9

Examen du Règlement sur le STFR : Document de consultation

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Référence 10

Rapport 5 du commissaire à l’environnement et au développement durable au Parlement du Canada : La tarification du carbone — Environnement et Changement climatique Canada (PDF)

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Référence 11

Les données historiques utilisées étaient des données de 2017 à 2019. Le prix du carbone appliqué a été ajusté en fonction de l’inflation, le prix du carbone en 2026 était donc de 95,13 $ (en dollars canadiens de 2018).

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Référence 12

Les seuils d’intensité des émissions (IE) et d’exposition aux échanges commerciaux (EEC) servant à déterminer si un secteur présente un risque faible sur le plan de la compétitivité sont les suivants : si IE ≥ 1 % et < 3 %, si EEC < 10 % ou IE < 1 %.

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Référence 13

Les seuils d’IE et d’EEC servant à déterminer si un secteur présente un risque moyen sur le plan de la compétitivité sont les suivants : IE ≥ 3 % et < 30 %, si EEC < 10 %; IE ≥ 1 % et < 15 %, si EEC ≥ 10 % et < 20 %; ou IE ≥ 1 % et < 3 %, si EEC ≥ 20 %.

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Référence 14

Les seuils d’IE et d’EEC servant à déterminer si un secteur présente un risque élevé sur le plan de la compétitivité sont les suivants : IE ≥ 30 %, si EEC < 10 %; IE ≥ 15 %, si EEC ≥ 10 % et < 20 %; IE ≥ 3 % et < 10 %, si EEC ≥ 20 % et < 40 %; ou IE ≥ 3 % et < 6%, si EEC ≥ 40 % et < 80 %.

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Référence 15

Le seuil d’IE et d’EEC servant à déterminer si un secteur présente un risque très élevé sur le plan de la compétitivité est le suivant : IE ≥ 10 %, si EEC ≥ 20 % et < 40 %; IE ≥ 6 %, si EEC ≥ 40 % et < 80 %; ou IE ≥ 3 % et EEC ≥ 80 %.

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Référence 16

La Gazette du Canada, Partie II, volume 156, numéro 22 : Décret modifiant l’annexe 3 de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre; La Gazette du Canada, Partie II, volume 156, numéro 22 : Décret modifiant l’annexe 4 de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre

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Référence 17

Estimation du coût social des gaz à effet de serre — Orientation provisoire actualisée pour le gouvernement du Canada

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Référence 18

Guide d’analyse coûts-avantages pour le Canada : propositions de réglementation

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Référence 19

Le Ministère utilise le modèle macroéconomique énergie-émissions-économie du Canada (E3MC) pour élaborer le Scénario de référence 2022 du Canada, qui est mis à jour annuellement afin d’intégrer les hypothèses macroéconomiques actuelles, comprenant les nouvelles politiques provinciales, territoriales et fédérales (entièrement légiférées et financées), ainsi que les changements et les progrès technologiques.

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Référence 20

Pour de plus amples renseignements sur l’utilisation du modèle d’équilibre général dans le calcul des répercussions des réglementations, veuillez vous référer aux documents suivants : a) Guidelines for Preparing Economic Analyses (2016) [disponible en anglais seulement], chapitre 8; b) Teaching Benefit-Cost Analysis, edité par Scott Farrow (2018), chapitre 5 : « Partial Equilibrium versus General Equilibrium Evaluations or Small versus Large Projects »; c) « Welfare Analysis: Bridging the Partial and General Equilibrium Divide for Policy Analysis », par Scott Farrow et Adam Rose; Journal of Benefit Cost Analysis (2018).

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Référence 21

L’ébauche de lignes directrices de l’EPA des États-Unis était en cours d’examen par un groupe d’experts externes. Une mise à jour officielle des lignes directrices de l’EPA des États-Unis est prévue pour l’automne 2023 ou à l’hiver 2024.

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Référence 22

Guidelines for Preparing Economic Analysis (disponible en anglais seulement). United States Environmental Protection Agency.

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Référence 23

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

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Référence 24

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

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Référence 25

Conformément au Règlement sur la réduction de la paperasse, les coûts pour la règle du « un pour un » sont estimés en fonction d’une période d’analyse de 10 ans en dollars canadiens de 2012 avec un taux d’actualisation de 7 % et 2012 comme année d’actualisation de référence.

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Référence 26

Les coûts moyens annualisés non arrondis du fardeau administratif sont estimés à 7 373 $ ou 199 $ par installation assujettie.

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Référence 27

Politiques sur la conformité et l’application des lois environnementales

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Règlement modifiant le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement et le Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement : DORS/2023-240

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

Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement

Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnement

Entrée en vigueur

ANNEXE

ANNEXE 3

Exigences de quantification

PARTIE 1 Production de bitume et d’autre pétrole brut

PARTIE 2 Valorisation de bitume et de pétrole lourd

PARTIE 3 Raffinage de pétrole

SECTION 1 Quantification des émissions

SECTION 2 Quantification de la production

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

PARTIE 4 Traitement du gaz naturel

SECTION 1 Quantification des émissions

SECTION 2 Quantification de la production

PARTIE 5 Transport du gaz naturel

SECTION 1 Quantification des émissions

SECTION 2

Quantification de la production

PARTIE 6 Production d’hydrogène gazeux

PARTIE 7 Production de ciment et de clinker

SECTION 1 Quantification des émissions

SECTION 2 Quantification de la production

PARTIE 8 Production de chaux

SECTION 1 Quantification des émissions

SECTION 2 Quantification de la production

PARTIE 9 Production de verre

PARTIE 10 Production de produits de gypse

PARTIE 11 Production d’isolant en laine minérale

PARTIE 12 Production de briques

PARTIE 13 Production d’éthanol

PARTIE 14 Production de noir de fourneau

PARTIE 15 Production de 2-méthylpentaméthylènediamine (MPMD)

PARTIE 16 Production de nylon

PARTIE 17 Production de produits pétrochimiques

PARTIE 18 Production de vaccins

SECTION 1 Quantification des émissions

SECTION 2

Quantification de la production

PARTIE 19 Production d’acier à base de ferraille

PARTIE 20 Aciéries intégrées

PARTIE 21 Bouletage du minerai de fer

PARTIE 22 Production de tubes métalliques

PARTIE 23 Production de métaux communs

PARTIE 24 Production de potasse

PARTIE 24.1 Production de sel évaporé

PARTIE 25 Exploitation de gisements de charbon

PARTIE 26 Production de métaux ou de diamants

PARTIE 27 Production de résidus de carbonisation du charbon

PARTIE 28 Production de charbon actif

PARTIE 29 Production d’engrais à base d’azote

SECTION 1 Quantification des émissions

SECTION 2 Quantification de la production

PARTIE 30 Transformation industrielle de pommes de terre

PARTIE 31 Transformation industrielle de graines oléagineuses

PARTIE 32 Production d’alcool

PARTIE 33 Transformation de maïs par mouture humide

PARTIE 34 Production d’acide citrique

PARTIE 35 Raffinage de sucre

PARTIE 35.1 Production de malt

PARTIE 36 Production de pâtes et papiers

SECTION 1 Quantification des émissions

SECTION 2 Quantification de la production

PARTIE 37 Assemblage principal de véhicules

SECTION 1 Quantification des émissions

SECTION 2 Quantification de la production

PARTIE 38 Production d’électricité

SECTION 1 Quantification des émissions

SECTION 2 Quantification de la production — activité industrielle principale

SECTION 3 Quantification de la production — activité industrielle secondaire

PARTIE 39 Production de produits de bois

SECTION 1 Quantification des émissions

SECTION 2 Quantification de la production

PARTIE 40 Production d’aluminium à partir d’alumine

PARTIE 41 Production d’anodes cuites — aluminium

PARTIE 42 Production de coke de pétrole calciné — aluminium

PARTIE 43 Production d’alumine à partir de bauxite

SECTION 1 Quantification des émissions

PARTIE 1
Production de bitume et d’autre pétrole brut

PARTIE 2
Valorisation de bitume et de pétrole lourd

PARTIE 3
Raffinage de pétrole

SECTION 1
Quantification des émissions

SECTION 2
Quantification de la production

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

PARTIE 4
Traitement du gaz naturel

SECTION 1
Quantification des émissions

SECTION 2
Quantification de la production

PARTIE 5
Transport du gaz naturel

SECTION 1
Quantification des émissions

PARTIE 6
Production d’hydrogène gazeux

PARTIE 7
Production de ciment et de clinker

SECTION 1
Quantification des émissions

SECTION 2
Quantification de la production

PARTIE 8
Production de chaux

SECTION 1
Quantification des émissions

SECTION 2
Quantification de la production

PARTIE 9
Production de verre

PARTIE 10
Production de produits de gypse

PARTIE 11
Production d’isolant en laine minérale

PARTIE 12
Production de briques

PARTIE 13
Production d’éthanol

PARTIE 14
Production de noir de fourneau

PARTIE 15
Production de 2-méthylpentaméthylènediamine (MPMD)

PARTIE 16
Production de nylon

PARTIE 17
Production de produits pétrochimiques

PARTIE 18
Production de vaccins

SECTION 1
Quantification des émissions

PARTIE 19
Production d’acier à base de ferraille

PARTIE 20
Aciéries intégrées

PARTIE 21
Bouletage du minerai de fer

PARTIE 22
Production de tubes métalliques

PARTIE 23
Production de métaux communs

PARTIE 24
Production de potasse

PARTIE 24.1
Production de sel évaporé

PARTIE 25
Exploitation de gisements de charbon

PARTIE 26
Production de métaux ou de diamants

PARTIE 27
Production de résidus de carbonisation du charbon

PARTIE 28
Production de charbon actif

PARTIE 29
Production d’engrais à base d’azote

SECTION 1
Quantification des émissions

SECTION 2
Quantification de la production

PARTIE 30
Transformation industrielle de pommes de terre

PARTIE 31
Transformation industrielle de graines oléagineuses

PARTIE 32
Production d’alcool

PARTIE 33
Transformation de maïs par mouture humide

PARTIE 34
Production d’acide citrique

PARTIE 35
Raffinage de sucre

PARTIE 35.1
Production de malt

PARTIE 36
Production de pâtes et papiers

SECTION 1
Quantification des émissions

SECTION 2
Quantification de la production

PARTIE 37
Assemblage principal de véhicules

SECTION 1
Quantification des émissions

SECTION 2
Quantification de la production

PARTIE 38
Production d’électricité

SECTION 1
Quantification des émissions

SECTION 2
Quantification de la production — activité industrielle principale

SECTION 3
Quantification de la production — activité industrielle secondaire

PARTIE 39
Production de produits de bois

SECTION 1
Quantification des émissions

SECTION 2
Quantification de la production

PARTIE 40
Production d’aluminium à partir d’alumine

PARTIE 41
Production d’anodes cuites — aluminium

PARTIE 42
Production de coke de pétrole calciné — aluminium

PARTIE 43
Production d’alumine à partir de bauxite

SECTION 1
Quantification des émissions

SECTION 2
Quantification de la production

PARTIE 44
Production de pneumatiques

SECTION 1
Quantification des émissions

SECTION 2
Quantification de la production