Document de discussion : Stimuler des marchés du carbone efficaces au Canada

Objectif

La tarification du carbone constitue la politique la plus efficiente pour réduire les émissions des émetteurs industriels. De plus, elle est au cœur de la Stratégie de compétitivité climatique du Canada. La tarification du carbone couvre actuellement environ le tiers des émissions totales du pays, y compris celles du secteur pétrolier et gazier et de l'industrie lourde. La tarification du carbone pour l'industrie a déjà favorisé d'importantes mesures de décarbonation au Canada, et une vaste expérience ainsi que de nombreuses leçons ont été acquises. Il y a maintenant une possibilité de faire un usage plus efficace de cette mesure clé.

Comme il a été annoncé dans la Stratégie de compétitivité climatique, le Canada collabore avec les provinces et les territoires afin d'améliorer les systèmes de tarification du carbone pour l'industrie canadienne. Dans le cadre de cette initiative, le présent document vise à recueillir des commentaires à l'égard du « modèle » fédéral, lequel établit les normes nationales minimales de rigueur que doivent satisfaire tous les systèmes provinciaux et territoriaux, tout en offrant une souplesse dans leur conception afin de tenir compte des particularités propres à chaque province et territoire.

Le gouvernement fédéral travaille à la miseet à jour du modèle fédéral afin de s'assurer que la tarification du carbone pour l'industrie fournit les mesures incitatives et le cadre nécessaires pour favoriser la décarbonation, les investissements dans les technologies propres et la compétitivité à court et à long terme. Les propositions et les questions présentées dans le présent document visent à soutenir une mobilisation constructive sur le renforcement et l'amélioration du modèle fédéral, tout en maintenant la souplesse nécessaire à la conception des systèmes provinciaux et territoriaux.

Éléments centraux pour des marchés du carbone efficaces et robustes au Canada

Des systèmes de tarification du carbone pour l'industrie efficaces permettraient à l'industrie canadienne de contribuer à une forte croissance économique au pays et d'être concurrentielle sur les marchés mondiaux à l'étranger. Pour atteindre cet objectif, les systèmes doivent trouver un équilibre entre la nécessité de se protéger contre les fuites de carbone ^{Note de bas de page 1} et les effets négatifs sur la compétitivité, et celle de veiller à ce que l'industrie canadienne soit en mesure d'investir dans des technologies et des pratiques à faibles émissions de carbone ainsi que d'en assurer le leadership.

Un système de tarification du carbone pour l'industrie efficace et robuste repose sur les cinq éléments suivants :

1. Prévisibilité et durabilité
   • Les participants au marché du carbone peuvent planifier leurs investissements en ayant confiance dans la valeur de ces derniers dans le futur.
2. Cohésion et efficience
   • La tarification du carbone pour l'industrie contribue à l'objectif de bâtir une économie canadienne unifiée à l'aide d'exigences claires et communes à travers le Canada qui réduisent au minimum le fardeau administratif et maximisent l'efficience.
3. Favoriser les investissements
   • Des marchés du carbone qui fonctionnent bien entrainent des modifications comportementales, favorisent les investissements en décarbonation ainsi que dans les nouveaux secteurs émergents de l'économie (technologies et énergies propres), et, ultimement, réduisent les émissions.
4. Transparence
   • Les participants au marché du carbone disposent de tous les renseignements nécessaires pour prendre des décisions efficientes en matière de conformité et d'investissement.
5. Protéger la compétitivité
   • Protéger l'industrie canadienne contre les répercussions négatives sur la compétitivité et les fuites de carbone en maintenant les coûts de conformité bas.

Contexte : tarification du carbone au Canada

L'approche du Canada en matière de tarification du carbone a été conçue de manière à reconnaître le leadership initial de l'Alberta, du Québec et de la Colombie-Britannique, et pour favoriser la souplesse de conception aux provinces et aux territoires, leur cédant de nombreuses décisions, dont le choix du type de système. Le Canada compte dix systèmes de tarification du carbone distincts pour les grands émetteurs industriels. La majorité des provinces ont opté pour un système de tarification fondé sur le rendement (STFR), voir l'encadré à la page 4), soit l'approche en place en Alberta depuis 2007 et celle également utilisée par le gouvernement fédéral. Le Québec est la seule province à avoir mis en place un système de plafonnement et d'échange.

À l'exception de la taxe sur le carbone des Territoires du Nord-Ouest, tous ces systèmes créent des marchés du carbone qui soutiennent la mise en œuvre du signal de prix, soit la valeur marchande des crédits ou des droits d'émissions échangeables qui joue un rôle clé dans la mise en place de mesures incitatives globales menant à la décarbonation.

En vertu de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre, le gouvernement fédéral veille à ce que tous les grands émetteurs industriels soient assujettis à un prix sur le carbone aussi rigoureux que les normes nationales minimales afin d'encourager les réductions d'émissions. Les provinces et les territoires peuvent concevoir leurs propres systèmes de tarification du carbone à condition que ceux-ci satisfassent aux exigences communes en matière de rigueur. Autrement, elles peuvent faire la demande que le STFR fédéral soit mis en œuvre dans leur province ou territoire.

La principale politique encadrant cette approche visant à garantir un niveau de rigueur minimale nationale des systèmes de tarification du carbone se trouve dans l'Approche pancanadienne pour une tarification de la pollution par le carbone. Cette approche, également appelé « modèle fédéral », établit des normes nationales minimales que tous les systèmes de tarification du carbone pour l'industrie du Canada doivent satisfaire. Les principaux critères du modèle fédéral comprennent actuellement :

• la trajectoire du prix sur le carbone – le prix national minimal annuel sur le carbone pour les émissions excédentaires (actuellement établi de 2023 à 2030)
• une portée commune minimale des émissions de gaz à effet de serre (GES) que tous les systèmes doivent viser;
• des exigences selon lesquelles les systèmes doivent maintenir le signal de prix sur toutes les émissions de GES qu'ils visent, en évitant toute mesure susceptible de compenser, de réduire ou d'annuler ce signal pour les émetteurs réglementés et les investisseurs;
• des exigences de rigueur pour les STFR afin de garantir que les systèmes sont conçus de manière à maintenir un signal de prix marginal aligné sur la trajectoire du prix sur le carbone;
• des exigences selon lesquelles les crédits compensatoires admissibles doivent représenter des réductions d'émissions de GES réelles, additionnelles, quantifiées, uniques, vérifiées et permanentes;
• des exigences en matière de transparence des rapports publics afin de permettre une participation éclairée aux marchés du carbone.

Le gouvernement fédéral procède régulièrement à des évaluations des systèmes de tarification du carbone provinciaux et territoriaux afin de confirmer qu'ils satisfont aux critères du modèle fédéral. Ces évaluations comprennent une mobilisation approfondie auprès des provinces et des territoires. Si les systèmes de tarification du carbone provinciaux et territoriaux ne satisfont pas aux critères du modèle et que ces enjeux ne peuvent être réglés par la collaboration, la ministre de l'Environnement et du Changement climatique peut recommander au gouverneur en conseil que le STFR fédéral soit mis en œuvre dans la province ou le territoire concerné. Le budget 2025 comprend un engagement où le gouvernement mettra en œuvre rapidement et de manière transparente le filet de sécurité fédéral chaque fois qu'un système provincial ou territorial ne satisfera pas au modèle fédéral. Dans chaque province ou territoire où le système fédéral s'applique, le gouvernement du Canada remet tous les produits de la tarification du carbone à la province ou au territoire d'origine.

Situation actuelle – Défis liés aux marchés du carbone au Canada

Bien que les marchés du carbone contribuent déjà à la décarbonation industrielle, les participants du marché, les observateurs et les experts ont souligné d'importants défis liés à l'ensemble des systèmes actuellement en place.

Offre et demande

• Le « prix moyen du marché » des crédits, ou « prix effectif des crédits », est un élément clé des mesures incitatives relatives à la décarbonation générée par les marchés du carbone. Il dépend de l'équilibre entre l'offre et la demande sur le marché.
• Pour être efficace, un STFR doit générer une demande supérieure à l'offre de façon continue. Cela permet d'obtenir un signal de prix du marché, qui se situe près du prix sur le carbone annoncé, soit le prix qu'une entreprise doit verser au gouvernement pour chaque tonne d'émissions dépassant sa limite si elle ne remet pas de crédits pour couvrir ces émissions.
  • Dans certains marchés canadiens, on observe une offre excédentaire de crédits ou un risque élevé d'offre excédentaire imminente. Cela peut créer un prix marginal qui est inférieur au prix annoncé.
    • L'offre et la demande influencent également sur les prix des unités d'émissions et le signal de prix global dans les systèmes de plafonnement et d'échange.

Prévisibilité à long terme

• L'incertitude des politiques concernant la trajectoire des prix ainsi que la longévité et la rigueur des systèmes existants créent une incertitude en matière d'investissement. La valeur à long terme des coûts de conformité évités et de la génération future de crédits est déterminante pour la prise de décisions relatives aux investissements en matière de décarbonation.

Transparence

• Le manque de transparence en ce qui concerne les données relatives à l'offre, à la demande, aux volumes d'échanges de crédits et de leurs prix respectifs nuit également à la prévisibilité et à la capacité de prendre des décisions d'investissement éclairées.

Taille et fragmentation du marché

• Les petits marchés et ceux dont la participation est limitée risquent davantage de manquer de liquidité, ce qui est nécessaire à leur bon fonctionnement.
• De plus, les entreprises participant à plusieurs marchés du carbone provinciaux ne peuvent pas utiliser leurs crédits au sein de leur portefeuille d'activités d'entreprise et doivent composer avec un plus grand fardeau administratif et une complexité accrue en raison de la nécessité de se conformer à plusieurs systèmes de tarification.

Des améliorations au modèle fédéral sont nécessaires pour relever ces défis.

Renforcement du modèle fédéral

Les commentaires sollicités s'articulent autour du deuxième, troisième et quatrième des quatre premiers éléments fondamentaux mentionnés ci-dessus : cohésion et efficience, favoriser les investissements et transparence. La compétitivité demeure un élément central et est prise en compte dans chacun de ces volets.

Bien que le présent document ne vise pas à proposer des options quant à la trajectoire des prix, le gouvernement reconnaît qu'il sera important d'aborder cette question et accueille favorablement les commentaires à ce sujet.

Le gouvernement souhaite également connaître l'avis des parties intéressées sur la nécessité d'apporter des changements supplémentaires aux critères du modèle fédéral, au-delà de ceux présentés dans le présent document. Toute proposition devrait viser à garantir que les critères assurent un niveau minimal de rigueur en matière de tarification du carbone à l'échelle du Canada, tout en maintenant la souplesse nécessaire permettant aux organismes réglementaires provinciaux et territoriaux de concevoir des systèmes adaptés aux réalités de leur province ou territoire.

Il convient de noter que la plupart des sections ci-après portent sur les exigences relatives aux STFR, soit le type de marché le plus courant au Canada. Les considérations propres aux systèmes de plafonnement et d'échange sont abordées séparément, au besoin. Les annexes du présent document fournissent des précisions supplémentaires sur les changements proposés, de même qu'une liste consolidée de questions.

Dans la mesure du possible, veuillez fournir des données et des éléments probants à l'appui des commentaires.

Cohésion et efficience : couverture étendue

Portée commune de couverture

L'élimination de la redevance sur les combustibles nécessite de repenser le champ d'application de la couverture. Le gouvernement s'est engagé à recentrer les exigences fédérales en matière de tarification de la pollution par le carbone afin de garantir la mise en place, dans tout le Canada, de systèmes de tarification du carbone couvrant un large éventail d'émissions de gaz à effet de serre provenant de l'industrie. Cela impliquera notamment la mise en place d'exigences en matière de portée commune, qui définiront clairement les sources industrielles à couvrir dans toutes les juridictions afin de garantir des conditions équitables entre celles-ci.

Le Canada propose de modifier le modèle fédéral afin de préciser explicitement les critères relatifs à la portée commune, de manière à assurer une couverture minimale cohérente dans l'ensemble des systèmes. Le présent document expose trois options à cet égard et sollicite des commentaires.

Chaque option garantirait une couverture similaire d'un large éventail d'émissions de GES. Elles s'appuient sur la portée actuelle des installations et des activités visées par les systèmes de tarification du carbone pour l'industrie au Canada et n'exigeraient pas la couverture des installations appartenant à des secteurs généralement considérés comme non industriels (p. ex. agriculture, foresterie, distributeurs de combustibles, construction, hôpitaux et autres bâtiments non industriels).

À l'exception des émissions de méthane provenant de l'évacuation et des sources fugitives des installations de pétrole et de gaz classique, qui seraient exemptées afin d'éviter tout chevauchement avec le règlement sur le méthane, chaque option exigerait la couverture de tous les types d'émissions, y compris les émissions provenant de la combustion stationnaire, des procédés industriels et des sources fugitives.

Toutes les options couvriraient la majorité des émissions industrielles du Canada (de 75 % à 80 %) ainsi qu'un grand nombre d'installations. On estime qu'elles couvriraient environ 40 % des émissions de GES totales du Canada et environ un millier d'installations à l'échelle nationale. Les options diffèrent quant à la mesure dans laquelle elles équilibrent le potentiel de réduction des GES avec les risques liés à la compétitivité et aux fuites de carbone, au nombre et à la diversité des participants au marché couverts (ce qui influe sur le fonctionnement et la liquidité du marché), ainsi qu'à la complexité réglementaire.

Une approche en matière de couverture peut être fondée sur des seuils (exiger que les systèmes couvrent toutes les installations émettant plus qu'un certain seuil), sur les activités (couvrir les installations menant des activités spécifiques) ou sur une combinaison des deux. Les trois options actuellement envisagées sont:

Une approche fondée sur des seuils couvrirait toutes les installations où sont exercées des activités de certains secteurs qui émettent annuellement au-dessus d'un certain niveau. Les seuils d'émissions de GES envisagés sont de 10 kt d'équivalent CO2 par an (option 1A) et de 25 kt d'équivalent CO2 par an (option 1B). Un seuil de 10 kt d'équivalent CO2 correspond au niveau de couverture actuel prévu par plusieurs systèmes de tarification du carbone existants au Canada lorsque la participation volontaire est prise en compte. Ce seuil permettrait de couvrir un grand nombre d'installations et d'activités industrielles, favorisant ainsi le fonctionnement et la liquidité du marché. Cependant, l'option 1A pourrait créer des risques de concurrence intrasectorielle dans certains secteurs. Ces risques pourraient survenir lorsqu'un nombre important de petites installations se situent sous le seuil, leur conférant ainsi un avantage concurrentiel par rapport aux grandes installations assujetties à la tarification du carbone. Un seuil de 25 kt d'équivalent CO2 par an réduirait ces risques en couvrant moins d'activités industrielles où il existe un écart important entre le nombre d'installations qui ont des émissions supérieures et inférieures au seuil. Toutefois, le nombre réduit d'installations et d'activités couvertes par l'option 1B pourrait avoir des effets négatifs sur le fonctionnement et la liquidité du marché dans les petits systèmes provinciaux.

Une approche fondée sur les activités qui couvrirait les installations exerçant un ensemble précis d'activités. L'option actuellement à l'étude pour cette approche (option 2) exigerait la couverture des installations émettant annuellement 10 kt d'équivalent CO2 ou plus et où sont exercées des activités figurant sur une liste déterminée. Il est proposé que les activités inscrites soient celles pour lesquelles la majorité des émissions seraient déjà visées par le seuil de 10 kt. Cette approche devrait atténuer les risques de concurrence intrasectorielle associés à un seuil de 10 kt, tels que décrits précédemment pour l'option 1A. On envisage également un seuil inférieur à 10 kt pour la production de pétrole et de gaz classique, où un grand nombre de petites installations représentent une part importante des émissions du secteur et sont déjà visées par certains systèmes provinciaux de tarification du carbone en tant qu'installations regroupées.

Une approche hybride qui a des éléments de l'approche fondée sur des seuils et de celle fondée sur les activités, avec l'objectif d'assurer la couverture la plus large possible et un potentiel maximal de réduction des émissions de GES. L'option envisagée pour cette approche (option 3) établirait un seuil de 10 kt d'équivalent CO2 par an, couvrirait les mêmes activités que l'option 1A et exigerait également la couverture des installations émettant annuellement moins de 10 kt d'équivalent CO2 dans le secteur du pétrole et du gaz classique. Bien qu'elle soit conçue pour offrir la couverture d'émissions la plus étendue, la différence de portée par rapport aux autres options demeure relativement limitée.

Veuillez vous reporter à l'annexe A pour obtenir des précisions supplémentaires sur les options à l'étude.

Approches pour établir les exigences minimales de couverture

• Quels sont les avantages et les inconvénients d'une approche fondée sur des seuils, d'une approche fondée sur les activités, ou de l'approche hybride?
• Quelles sont vos observations concernant les options présentées dans Annexe A? Avez-vous d'autres options à proposer?

Favoriser les investissements

Maintenir le signal de prix du carbone

Ce critère serait maintenu dans la version mise à jour du modèle fédéral.

Un enjeu clé sur lequel le gouvernement sollicite des commentaires concerne les effets des programmes de remise des produits de la tarification et des autres formes de financement public de la décarbonation industrielle. Certaines provinces et certains territoires ont mis en œuvre ou envisagent des programmes qui retournent la totalité ou une partie du prix du carbone payé au niveau des installations ou des entreprises, à condition que les fonds soient utilisés pour des projets de décarbonation. Ce type de programme est appelé compte de réduction des émissions (CRE).

Certaines provinces et certains territoires envisagent également de nouvelles voies de conformité qui permettraient à une installation de se conformer (c'est-à-dire d'éviter de payer le prix du carbone) en démontrant qu'elle investit dans des projets de décarbonation admissibles.

Ces approches de remise des produits risquent davantage de nuire au signal de prix et à la demande de crédits que les programmes concurrentiels ou fondés sur le mérite permettant d'accéder aux produits provenant de la tarification du carbone, puisque ces derniers ne lient pas les montants reçus aux paiements de conformité des installations.^{Note de bas de page 2}

Les CRE et les approches similaires risquent d'affaiblir le signal de prix lorsque les fonds servent à soutenir des investissements « habituels » (par exemple, des dépenses d'immobilisations nécessaires qui ont aussi pour effet de réduire les émissions de GES). Ils peuvent également affaiblir les prix du marché des crédits en réduisant la demande de crédits créée par les obligations de conformité, ce qui peut nuire à la capacité d'une province ou d'un territoire de satisfaire aux critères de rigueur décrits ci-dessous. Pour ces raisons, ces approches ne répondent pas au modèle fédéral actuel.

Cela dit, le gouvernement souhaite recueillir des avis sur les options réalisables pour autoriser les CRE ou des approches similaires, tout en préservant le signal des prix et le fonctionnement du marché. Si ces options existent, alors le gouvernement pourrait mettre à jour le modèle fédéral pour permettre leur utilisation.

Rigueur des systèmes de tarification fondés sur le rendement

Le gouvernement envisage de maintenir l'exigence de demande nette annuelle dans le modèle fédéral, avec certaines additions potentielles ayant pour objectif de maintenir les prix du marché des crédits à un niveau situé près du prix annoncé :

• pour tenir compte du risque lié à un volume important de crédits mis en banque;
• pour instaurer une exigence de « tampon » pour la demande nette.

L'exigence de demande nette annuelle est principalement évaluée au moyen de modélisations. Lorsqu'une province ou un territoire estime que les résultats modélisés surestiment ou sous-estiment l'offre ou la demande, des éléments de preuve supplémentaires fournis par la province ou le territoire sont également pris en compte dans l'évaluation. L'analyse intègre les estimations relatives à l'offre de crédits compensatoires ainsi que toute limite d'utilisation des crédits prévue par le système. Le test repose sur une approche prospective. Par exemple, pour réussir le test réalisé en 2022, l'analyse devait démontrer une demande nette annuelle pour la période de 2023 à 2030. Cela permet de tenir compte de l'évolution de l'offre et de la demande au fil du temps, y compris des effets de la hausse du prix sur le carbone et du resserrement des normes de rendement, ainsi que des répercussions dynamiques attendues d'autres politiques de réduction des GES, notamment les mesures fiscales et les autres mesures incitatives.

Outre l'établissement de normes de rendement, le resserrement des taux et les limites d'utilisation des crédits aux fins de conformité, les provinces et les territoires pourraient mettre en œuvre d'autres éléments de conception afin d'assurer le maintien d'une forte demande nette à long terme. Souvent appelés mécanismes de stabilité du marché, ces mécanismes peuvent inclure un resserrement dynamique des normes de rendement fondé sur les niveaux d'offre et de demande ou sur les prix passés du marché, ainsi que des mécanismes d'achat de crédits visant à absorber les excédents d'offre. De même, certaines parties intéressées ont proposé des options pour « des prix planchers » ou « fourchettes de prix » visant à garantir que les prix sur le marché pour les crédits restent dans une certaine fourchette. Le gouvernement accueillerait favorablement l'utilisation de tels mécanismes et tiendrait compte de leur incidence sur la demande nette prévue et sur le prix comme mécanisme alternatif potentiel pour répondre à toute nouvelle exigence concernant les crédits mis en banque ou une réserve tampon pour la demande nette.

Crédits mis en banque

Les crédits mis en banque constituent une source d'offre de crédits. Les évaluations de 2022 n'avaient pris en compte que de manière limitée les répercussions de ces crédits sur le prix des crédits. Cela s'explique en partie par le fait que la plupart des systèmes de tarification provinciaux proposés étaient relativement récents et qu'il n'était pas prévu qu'ils accumulent, à court terme, d'importants volumes de crédits en banque. Cependant, à mesure que ces systèmes ont mûri, les observateurs du marché ont souligné une pression accrue à la baisse sur les prix du marché, exercée par les importantes banques de crédits qui se sont constituées dans certains systèmes.

Pour refléter l'évolution des marchés des STFR, le gouvernement entend renforcer l'exigence de demande nette en y ajoutant une exigence rigoureuse visant à minimiser les effets négatifs potentiels des crédits mis en banque sur les prix sur le marché. Le modèle fédéral comprendra des tests permettant d'estimer la taille des banques de crédits et d'évaluer la probabilité qu'un excédent d'offre de crédits mis en banque ait une incidence négative sur le prix sur le marché.

Le gouvernement propose deux nouvelles exigences. Tout d'abord, la demande de crédits pour une année donnée doit être suffisante pour absorber tous les crédits qui, autrement, expireraient. Deuxièmement, cette demande nette annuelle devrait être maintenue, au minimum, à un tiers du volume prévu de crédits mis en banque avant l'évaluation.

 « Tampon » pour la demande nette

Le gouvernement examine également la pertinence d'exiger que les systèmes créent un niveau minimal de demande nette, qualifié de « tampon » pour la demande nette. L'objectif de ce « tampon » serait de garantir que les systèmes sont conçus de manière à maintenir une demande de crédits de conformité supérieure à l'offre, même dans les situations où l'offre serait plus élevée que prévu ou la demande plus faible que prévu, ce qui peut découler d'incertitudes liées aux coûts de décarbonation, à la croissance économique ou au comportement des entreprises.

Pour ajouter cette exigence, le test de demande nette annuelle serait ajusté de manière à exiger que la demande prévue de crédits excède l'offre prévue d'un montant déterminé chaque année, ce montant étant ajusté en fonction de la taille du système.

Cette mesure pourrait accroître la certitude des organismes réglementaires et des parties intéressées quant au maintien des prix sur le marché à un niveau proche du prix annoncé, et ainsi stimuler les investissements en décarbonation jusqu'à ce niveau de prix. Cependant, le niveau supplémentaire d'obligations de conformité requis pour créer ce tampon pourrait entraîner une hausse des coûts de conformité globaux pour les installations.

L'annexe B présente les détails du test proposé pour les crédits mis en banque ainsi que d'un test possible à l'égard de la demande nette, afin de faciliter la formulation de commentaires.

Offre de crédits et fonctionnement du marché

• Quels sont les principaux facteurs qui influencent les décisions des générateurs de crédits quant au moment de vendre ou d'utiliser les crédits mis en banque dans les systèmes actuels?
  • Comment les changements proposés dans le présent document pourraient-ils influer sur ces décisions?
• Quelles données ou quels éléments de preuve mettent en lumière le rôle des différents facteurs (trajectoire des prix, offre et demande sur le marché, etc.)?
• Quels indicateurs devraient être pris en compte pour évaluer le risque que les crédits mis en banque exercent une pression à la baisse sur les prix sur le marché?
• Quel volume de crédits mis en banque peut être maintenu dans un marché fonctionnel sans présenter un risque important de faire baisser les prix sur le marché?
  • Les tests devraient-ils évaluer ce volume par rapport aux émissions visées, à la demande de crédits ou à la demande nette du système?
• Comment les règles relatives à l'expiration des crédits influent-elles sur le volume de crédits pouvant être géré?

Rigueur dans les systèmes de plafonnement et d'échange

L'exigence actuelle repose sur la théorie économique selon laquelle, toutes choses étant égales par ailleurs, un système de plafonnement et d'échange qui fixe des plafonds à un niveau similaire aux émissions prévues dans un système explicite fondé sur les tarifs devrait entraîner des prix d'unités d'émissions se situant près de ceux du système explicite fondé sur les tarifs.

Les unités d'émissions mises en banque et les crédits compensatoires constituent des sources de crédits supplémentaires. Les évaluations menées en 2022 n'ont pris en compte que de façon limitée l'incidence de ces crédits sur la rigueur des systèmes de plafonnement et d'échange.

Transparence

Rapports publics

Les observateurs du marché, les parties intéressées et les experts ont souligné le manque d'informations publiques opportunes sur les indicateurs clés du marché, ce qui nuit à la capacité des industries et des investisseurs de réagir au prix sur le carbone. Les principaux indicateurs comprennent les obligations de conformité, l'offre de crédits, les crédits mis en banque, les prix des crédits échangés et les volumes d'échanges.

Les critères du modèle fédéral en matière de production de rapports exigent actuellement que les provinces et territoires publient des données sur la conformité et les émissions, mais ils n'imposent pas la divulgation des prix des crédits ou des volumes d'échange, ni de délais précis de publication. À l'heure actuelle, le Québec (en collaboration avec la Californie) publie des rapports complets et systématiques sur les résultats trimestriels des enchères des unités d'émission, ainsi que des données sur les prix des transactions pour tous types d'unités, et des estimations des prix par des tiers sont également disponibles pour le marché de l'Alberta. Peu ou pas d'information publique sur les prix des crédits n'est disponible pour les autres provinces et territoires. La plupart des autres systèmes publient des rapports publics, mais les rapports sur les résultats des STFR accusent généralement un décalage d'un an ou plus par rapport aux années de conformité réelles, en partie en raison des échéances liées à la déclaration des émissions et à la conformité. Certaines provinces et certains territoires ont par ailleurs retardé davantage la publication de leurs rapports publics.

Le gouvernement envisage de maintenir les critères actuels et d'étendre les exigences en matière de déclarations publiques afin d'y inclure des données concernant les prix sur le marché et les volumes de transactions, ainsi que de fixer des échéanciers de publication pour garantir la disponibilité rapide de l'information nécessaire au maintien de la rigueur des systèmes. Un enjeu clé, particulièrement pour les petits marchés, consistera à établir des exigences permettant une publication plus restreinte lorsque la divulgation pourrait entraîner des risques pour la compétitivité des installations.

L'annexe C présente des renseignements supplémentaires sur les changements proposés.

Processus d'évaluation dans le cadre du modèle fédéral

Le gouvernement examine la possibilité d'apporter des modifications à ce processus afin de renforcer les garanties quant au maintien de la rigueur des systèmes. De telles garanties offriraient une plus grande certitude aux provinces, aux territoires, à l'industrie et aux investisseurs pour soutenir les projets de décarbonation à long terme.

Cela pourrait se faire à l'aide d'ajustements aux périodes d'évaluation, à la durée minimale d'application du filet de sécurité, aux calendriers d'évaluation et à la publication des détails des évaluations du modèle fédéral.

Portée et processus de mobilisation

La mobilisation de cet hiver éclairera la mise à jour du modèle fédéral. Les parties intéressées sont invitées à soumettre leurs commentaires écrits en réponse au présent document d’ici le 30 janvier 2026, par courrier électronique à l'adresse tarificationducarbone-carbonpricing@ec.gc.ca. Au cours de l’hiver 2026, les fonctionnaires d’Environnement et Changement climatique Canada (ECCC) mèneront également des discussions techniques avec les provinces et les territoires.

Une fois que le modèle fédéral mis à jour sera publié, le gouvernement définira les prochaines étapes concernant les évaluations fédérales et prendra une décision à l'égard des endroits où s'appliquera le Système de tarification fondé sur le rendement (STFR) du filet de sécurité fédéral.

Comme indiqué dans la section « Situation actuelle », bien que cette mobilisation n'aborde pas les questions liées à la liaison des systèmes, à l'harmonisation des marchés du carbone et à l'amélioration de la liquidité, le gouvernement du Canada propose de jouer un rôle de rassembleur pour explorer ces plus larges questions avec les provinces et territoires intéressés.

Les provinces et territoires peuvent également prendre d'autres mesures, en plus de celles présentées dans le présent document, pour les aider à satisfaire aux critères du modèle fédéral et à garantir des systèmes de tarification efficaces et prévisibles. Ces mesures comprennent, par exemple, la mise en œuvre de contrats sur différence pour le carbone (CDPC), comme l'a fait le gouvernement fédéral par l'intermédiaire du Fonds de croissance du Canada. Ces actions pourraient renforcer considérablement la confiance à l'égard des niveaux de prix futurs, mais elles ne relèvent pas du champ d'application du modèle fédéral.

Une fois que des mises à jour au modèle fédéral seront publiées, le gouvernement fédéral mènera une mobilisation sur les modifications potentielles du Règlement sur le système fédéral de tarification fondé sur le rendement afin d'assurer le renforcement du système de filet de sécurité.

Le Canada reconnaît que certaines provinces ont introduit ou proposé des changements susceptibles d'entraîner des répercussions sur la rigueur de leurs systèmes. Selon le gouvernement, ces changements accentuent l'incertitude pour les investisseurs et l'industrie. Le gouvernement continuera donc de surveiller la rigueur des systèmes de tarification provinciaux et territoriaux pendant la période de mobilisation. Une fois le modèle fédéral mis à jour, toutes les provinces et tous les territoires devront démontrer clairement que leur système respecte les normes établies dans le modèle fédéral.

Annexe A) Portée commune – Conception des options de couverture

Comme il est décrit dans le corps du présent document, trois options sont envisagées pour établir des exigences révisées de portée commune. Ces trois options diffèrent selon la manière dont les installations seraient incluses, soit en fonction d'un seuil d'émissions, des types d'activités, ou d'une combinaison des deux. La présente annexe fournit des précisions supplémentaires sur chacune de ces options. Les répercussions estimées de chacune des options sur la couverture des émissions, des installations et des activités sont résumées ci-dessous et comparées à la couverture actuelle estimée des systèmes existants.

Dans toutes les options, il est proposé que les systèmes de tarification du carbone soient tenus de couvrir :

• Les GES prévus à l'annexe 3 de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre (LTPGES).
• Les GES provenant des types d'émissions suivants pour toutes les installations assujetties :
  • combustion stationnaire de combustible;
  • procédés industriels;
  • utilisation de produits industriels;
  • évacuation (sauf les émissions de méthane des installations où sont exercées des activités relevant du code SCIAN 211110);
  • torchage;
  • émissions fugitives (sauf les émissions de méthane des installations où sont exercées des activités relevant du code SCIAN 211110);
  • transport sur le site;
  • déchets;
  • eaux usées

Les émissions de méthane associées à l'évacuation et aux sources fugitives des installations où sont exercées des activités relevant du code SCIAN 211110 – Extraction de pétrole et de gaz (à l'exception des sables bitumineux) seraient exemptées afin d'éviter tout chevauchement avec le règlement sur le méthane du secteur pétrolier et gazier.

Au-delà de ces exigences communes, les détails propres à chacune des options à l'étude sont présentés ci-dessous.

Option 1 : Approches fondées sur des seuils

Les options 1A et 1B couvriraient toutes les installations dans les secteurs industriels et manufacturiers dont les émissions atteignent ou dépassent un certain seuil annuel.

Option 1A

Les systèmes de tarification du carbone seraient tenus de couvrir les installations des secteurs industriel et manufacturier émettant annuellement 10 kt d'équivalent CO2 ou plus. Plus précisément, les systèmes de tarification du carbone seraient tenus de couvrir les installations où est exercée toute activité dans les secteurs ou sous-secteurs correspondant aux codes SCIAN suivants : 211 (Extraction de pétrole et de gaz) ; 212 (Extraction minière et exploitation en carrière, sauf l'extraction de pétrole et de gaz) ; 221112 (Production d'électricité à partir de combustibles fossiles) ; 31-33 (Fabrication) ; 486 (Transport par pipeline).

Option 1B

Les systèmes de tarification du carbone seraient tenus de couvrir les installations des secteurs industriels et manufacturiers émettant annuellement 25 kt d'équivalent CO2 ou plus, où sont exercées des activités relevant des mêmes secteurs et sous-secteurs énumérés à l'option 1A.

Option 2 : Approche fondée sur les activités

Dans le cadre de cette approche, une liste d'activités serait publiée dans le modèle fédéral, et les systèmes de tarification du carbone seraient tenus de couvrir les installations où sont exercées ces activités.

Il est proposé que la liste d'activités comprenne des activités industrielles et manufacturières pour lesquelles il est possible, pour les systèmes de tarification du carbone, de couvrir la majorité (>75 %) des émissions d'un sous-secteur à l'aide d'un seuil de 10 kt d'équivalent CO2 par an. Cette approche permettrait de couvrir les principales activités où la majeure partie des émissions serait prise en compte. Cela devrait aussi contribuer à réduire les risques de répercussions négatives sur la concurrence intrasectorielle. Autrement dit, elle viserait à couvrir toutes les installations où une même activité est exercée, afin de ne pas conférer un avantage concurrentiel aux plus petites installations produisant les mêmes produits.

D'après une évaluation préliminaire des activités répondant aux critères ci-dessus, les systèmes de tarification du carbone seraient tenus de couvrir :

• les installations où est exercée l'une des activités énumérées ci-dessous et émettant annuellement 10 kt d'équivalent CO2 ou plus ;
• les installations émettant annuellement moins de 10 kt d'équivalent CO2 ou pluset où sont exercées les activités relevant du code SCIAN 211110 – Extraction de pétrole et de gaz (à l'exception des sables bitumineux), de manière que la majorité des émissions de ce secteur soit visée.

Option 3 : Approche hybride

Cette approche établirait à la fois des seuils d'émissions et des activités précises, dans le but d'assurer la couverture la plus large possible des émissions. Elle serait la plus efficace pour couvrir un vaste éventail d'installations et maximiser la couverture des émissions. Elle serait donc la plus efficace pour encourager la réduction des émissions découlant de la tarification du carbone.

Les systèmes de tarification du carbone seraient tenus de couvrir : les installations des secteurs industriels et manufacturiers émettant annuellement 10 kt d'équivalent CO2 ou plus, où sont exercées les activités relevant des mêmes secteurs et sous-secteurs que ceux identifiés à l'option 1A; ainsi que les installations émettant annuellement moins de 10 kt d'équivalent CO2 et où sont exercées les activités relevant du code SCIAN 211110 – Extraction de pétrole et de gaz (à l'exception des sables bitumineux), de manière à ce que la majorité des émissions de ce secteur soit visée.

Liste préliminaire des activités proposées pour inclusion dans l'option 2^{Note de bas de page 3}

Pétrole, gaz et exploitation minière

• Production de pétrole lourd et léger
• Production, traitement et collecte de gaz naturel
• Production pétrolière extracôtière
• Extraction in situ des sables bitumineux, exploitation minière des sables bitumineux et usines de valorisation
• Gazoducs, oléoducs et pipelines de CO2
• Raffineries
• Extraction de métaux, de diamants, de potasse, de sel et de charbon

Produits chimiques et engrais

• Produits pétrochimiques – iso-octane, hydrocarbures aromatiques, styrène, éthylène, propylène et oléfines supérieures
• Fabrication de gaz industriels – hydrogène
• Fabrication d'autres produits chimiques inorganiques de base – noir de carbone, phosphine, combustibles nucléaires et dioxyde de titane
• Fabrication d'autres produits chimiques organiques de base – éthylène glycol, éthanol, méthanol, oxyde d'éthylène, acide citrique et acide lactique
• Fabrication de résines et de caoutchouc synthétique – polypropylène, polyéthylène
• Fabrication de fibres et filaments artificiels et synthétiques – nylon
• Production d'engrais (à l'exception des engrais à base de potasse)

Autres activités manufacturières

• Acier primaire - sidérurgie (Haut fourneau avec convertisseur à oxygène, fer à réduction directe et four à arc électrique (DRI-EAF), four à arc électrique, ferro-alliage)
• Acier secondaire (acier laminé à chaud, y compris le tréfilage à chaud)
• Aluminium primaire
• Fonte et affinage de métaux de base
• Production de boulettes de minerai de fer 
• Ciment
• Chaux
• Gypse
• Usines de pâtes et papiers
• Autos
• Produits en mousse de polystyrène
• Brique
• Verre
• Mouture humide du maïs
• Sucre

Production d'électricité à partir de combustibles fossiles

Répercussions estimées des options sur la couverture des émissions, des installations et des activités :

Favoriser la réduction des émissions – Une couverture plus large des émissions accroît le potentiel de réduction global

Option 1 (Fondée sur des seuils : 10 kt ou 25 kt)

• Option 1A : seuil de 10 kt– 273 Mt d'émissions visées^{Note de bas de page 4}, soit l'équivalent de 39 % des émissions de GES du Canada^{Note de bas de page 5}
• Option 1B : seuil de 25 kt – 264 Mt d'émissions visées, soit l'équivalent de 38 % des émissions de GES du Canada (potentiel de réduction des émissions légèrement inférieur)

Option 2 (Fondée sur les activités)

• 278 Mt d'émissions visées, soit l'équivalent de 40 % des émissions de GES du Canada

Option 3 (Hybride)

• 284 Mt d'émissions visées, soit l'équivalent de 41 % des émissions de GES du Canada (potentiel de réduction des émissions légèrement supérieur)

Soutenir le fonctionnement du marché – Un plus grand nombre de participants et une diversité favorisent un meilleur fonctionnement du marché

Option 1 (Fondée sur des seuils : 10 kt ou 25 kt)

• Option 1A : seuil de 10 kt – 1 395 installations et 184 activités^{Note de bas de page 6}
• Option 1B : seuil de 25 kt – 765 installations et 132 activités (soutien le plus faible au fonctionnement du marché)

Option 2 (Fondée sur les activités)

• 1 177 installations émettant annuellement 10 kt d'équivalent CO2 ou plus, et installations pétrolières et gazières émettant annuellement moins de 10 kt d'équivalent CO2 (environ 900 installations regroupées/~25 000 installations déclarées dans Petrinex) et 90 activités

Option 3 (Hybride)

• 1 395 installations émettant annuellement 10 kt d'équivalent CO2 ou plus, et installations pétrolières et gazières émettant annuellement moins de 10 kt d'équivalent CO2 (environ 900 installations regroupées/~25 000 installations déclarées dans Petrinex) et 184 activités (soutien le plus élevé au fonctionnement du marché)

Réduction des risques de concurrence intrasectorielle en minimisant la couverture d'activités où les installations assujetties risquent d'être en concurrence avec des installations non assujetties.

Option 1 (Fondée sur des seuils : 10 kt ou 25 kt)

• Option 1A : Risque élevé de couvrir certaines installations en concurrence avec des installations non assujetties à la tarification du carbone (risque le plus élevé).
• Option 1B : Moindre probabilité que l'option 1A de couvrir certaines installations en concurrence avec des installations non assujetties à la tarification du carbone.

Option 2 (Fondée sur les activités)

• Conçue pour couvrir la majorité des émissions associées aux activités, afin de réduire les risques de concurrence intrasectorielle (risque le plus faible).

Option 3 (Hybride)

• Risque probable de couvrir certaines installations non pétrolières et gazières en concurrence avec des installations non assujetties à la tarification du carbone.

Systèmes de tarification du carbone existants

On estime que les systèmes de tarification du carbone actuellement en vigueur couvrent 252 Mt d'émissions sur une base obligatoire (soit 36 % des émissions du Canada) et 595 installations. Lorsqu'on inclut à la fois les installations à participation obligatoire et volontaire, on estime que les systèmes de tarification du carbone existants couvrent entre 274 et 281 Mt d'émissions (soit entre 39 % et 40 % des émissions de GES du Canada), 1 456 installations émettant annuellement 10 kt ou plus de CO2, ainsi que des petites installations pétrolières et gazières (jusqu'à 25 000 installations déclarées dans Petrinex à titre d'installations regroupées).^{Note de bas de page 7}

Annexe B) Rigueur des systèmes de tarification fondés sur le rendement

Le test de rigueur des STFR précise que les systèmes doivent être conçus de manière à maintenir un signal de prix marginal équivalent au prix minimal national sur le carbone (PMNC) pour l'ensemble des émissions visées. Les évaluations reposent sur la modélisation fédérale, avec l'apport de la province et du territoire. Les résultats doivent démontrer que la somme projetée des obligations de conformité de toutes les installations réglementées, ajustée en fonction de toute limite d'utilisation des crédits, est supérieure à la somme projetée des unités échangeables créées au cours de l'année, après que les industries aient réagi au signal de prix pour une période de conformité donnée. Autrement dit, les résultats doivent démontrer que le prix marginal se maintient. Cette évaluation tient compte des résultats de la modélisation ainsi que des renseignements fournis par la province ou le territoire, tels que des résultats de modélisation alternatifs ou des données sur la conformité. Ce test est appelé « test de demande nette annuelle ».

La création de crédits compensatoires est prise en compte dans le cadre du test de demande nette annuelle, l'offre prévue pour chaque année étant soit générée dans le modèle, soit ajoutée aux résultats de modélisation.

Modélisation

L'évaluation repose sur le modèle d'équilibre général calculable multisectoriel et multirégional d'ECCC pour l'économie canadienne (EC-PRO). EC-PRO tient compte des différences importantes entre les provinces et les territoires et simule la réaction des principaux secteurs économiques de chaque province et territoire, ainsi que leurs interactions— notamment le commerce interprovincial et international. Afin de permettre l'analyse des politiques énergétiques et climatiques, le modèle intègre des données sur la consommation d'énergie et les émissions.

L'un des principaux intrants du modèle EC-PRO est constitué des projections annuelles des émissions de GES d'ECCC, ainsi que des prévisions énergétiques et économiques sous-jacentes. Comme indiqué dans le texte du modèle fédéral, la modélisation utilisée pour l'évaluation par rapport au modèle fédéral tient compte des effets prévus d'autres mesures de réduction des émissions de GES. Les mesures exactes à inclure dans la modélisation sont déterminées avant la période d'évaluation et comprennent celles du « scénario de référence » le plus récent et, dans certains cas, des mesures pertinentes et déterminantes du « scénario des mesures supplémentaires ».

Pour établir les obligations de conformité annuelles estimées et l'offre de crédits pour chaque système, les systèmes provinciaux sont modélisés à partir des estimations provinciales et territoriales des normes de rendement moyennes effectives ou des allocations gratuites par secteur. Le modèle prévoit ensuite la manière dont les entreprises réagiront à l'application du PMNC complet et à leurs normes de rendement, de même qu'aux autres mesures climatiques. Une hypothèse générale clé est que toutes les entreprises mettront en œuvre toute mesure de réduction des émissions dont le coût est inférieur au PMNC complet pour l'année considérée.

Ajustements

Les résultats de la modélisation présentent les obligations de conformité ou les crédits générés par secteur, lesquels sont ensuite ajustés en fonction des données réelles et des éléments de conception des politiques qui ne sont pas entièrement représentés dans la modélisation. Les principaux ajustements apportés aux émissions et aux obligations de conformité comprennent les éléments suivants :

• Couverture partielle : pour tenir compte des cas où seule une partie d'un secteur participe, en raison de seuils d'admissibilité, etc.;
• Limites d'utilisation aux fins de conformité : seule une partie des obligations de conformité peut être respectée au moyen de crédits échangeables, c'est-à-dire que seule cette partie représente une demande de crédits;
• Offre projetée de crédits compensatoires lorsque celle-ci est exogène au modèle.

Les résultats sont partagés avec les provinces et territoires, qui peuvent fournir des « renseignements contradictoires » s'ils estiment que les résultats de modélisation d'un secteur sont inexacts. Si ces renseignements sont jugés suffisants et fiables, les résultats du modèle sont ajustés pour en tenir compte, y compris pour d'autres provinces et territoires lorsque cela est pertinent. Cette démarche est particulièrement importante pour l'offre de crédits provenant de changements technologiques projetés, lesquels sont sujets à des incertitudes et à des échéanciers variables.

Un STFR est réputé satisfaire au test de demande nette annuelle si les résultats finaux ajustés de la modélisation démontrent une demande totale (obligations de conformité) supérieure à l'offre totale de crédits créée dans le système pour chaque année.

Risque lié à la mise en banque des crédits

La modélisation des STFR à l'aide du modèle EC-PRO suppose que tous les crédits sont vendus l'année même à laquelle ils ont été générés. Toutefois, dans l'ensemble des systèmes canadiens, les crédits peuvent être mis en banque et utilisés à titre de conformité ou vendus au cours d'une année ultérieure.

Avec la hausse du prix du carbone, les installations sont fortement incitées à conserver les crédits obtenus au cours des premières années de la période du modèle, afin de les vendre ou de les utiliser pour leur satisfaire à leurs propres obligations de conformité dans les années suivantes. La mise en banque est une caractéristique inhérente à ces marchés et peut offrir des avantages, comme l'incitation à agir plus tôt pour une entreprise ou la stabilisation des coûts de conformité. Dans les systèmes présentant une forte demande nette annuelle et une confiance des investisseurs dans la viabilité à long terme du marché, les années ultérieures peuvent absorber les crédits mis en banque, et un volume stable de crédits accumulés peut être maintenu.

Cependant, en pratique, si un volume important de crédits s'accumule, cela crée un risque de pression à la baisse sur les prix si une part importante de ces crédits est vendue sur une courte période. Des événements économiques imprévus ou une incertitude liée aux politiques peuvent inciter les détenteurs de crédits à mettre en marché plus de crédits qu'il n'en est nécessaire pour la conformité, ce qui pourrait entraîner une baisse des prix. Ainsi, les crédits mis en banque représentent un risque pour l'équilibre souhaité entre l'offre et la demande et peuvent donc nuire au signal de prix marginal sur les marchés des STFR. Ce risque est directement lié au volume des crédits mis en banque par rapport à la taille du système.

Approche proposée pour atténuer le risque lié aux crédits mis en banque

Afin de réduire au minimum le risque que les crédits mis en banque entrainent une baisse des prix sur le marché, le modèle fédéral établirait deux nouvelles exigences à cet égard :

• un « test relatif à l'expiration » : la demande d'une année donnée doit être suffisante pour absorber tous les crédits qui, autrement, expireraient sans être utilisés dans un scénario où toutes les installations maximisent leur comportement de mise en banque, et ce, jusqu'à la dernière année d'évaluation;
• un « test relatif à l'ampleur » : la demande nette d'une année donnée doit être suffisante pour absorber un volume de crédits mis en banque limitant le risque que ces crédits entrainent une baisse des prix.

Pour les deux tests, la première étape consisterait à estimer le volume prévu de crédits mis en banque à l'entrée de la première année de la période d'évaluation. Les évaluations utiliseraient des données réelles lorsqu'elles sont disponibles et des projections pour combler les écarts entre les données historiques et la première année évaluée. Par exemple, pour évaluer les systèmes en 2026 pour la période 2027-2030, les évaluations s'appuieraient sur les données provinciales ou territoriales les plus récentes, probablement celles de 2024, et formuleraient des hypothèses sur la demande, l'offre et le comportement de mise en banque pour 2025 et 2026, afin de calculer le volume de crédits attendu au début de l'année 2027.

Test relatif à l'expiration

Le test relatif à l'expiration supposerait que tous les détenteurs de crédits conservent leurs crédits le plus longtemps possible et disposent de « renseignements parfaits » à propos du marché pendant la période d'évaluation, c'est-à-dire qu'ils peuvent anticiper l'offre et la demande totales pour les années évaluées. L'offre de crédits expirant au-delà de la période d'évaluation serait réputée être mise en marché pendant cette période. Bien qu'en réalité, le comportement des détenteurs de crédits varie et ceux-ci ne disposent pas de renseignements complets, ces hypothèses sont utiles pour évaluer le risque que certains crédits ne puissent être mis en marché au plein prix en raison de leur date d'expiration.

Le test supposerait que les crédits sont mis en marché au cours de la dernière année de la période d'évaluation ou de leur année d'expiration, sauf si cela entraîne une offre excédentaire; dans ce cas, les crédits seraient vendus les années précédentes, dans la mesure où la demande est suffisante pour les absorber. Par exemple, si 8 Mt de crédits expirent en 2029 et que le système affiche une demande nette non satisfaite de 5 Mt en 2029, de 2 Mt en 2028 et de 1 Mt en 2027, le modèle supposerait que ces 8 Mt de crédits sont utilisés à titre de conformité au cours de ces années et n'expirent donc pas.

L'objectif du test serait d'évaluer si certains crédits risqueraient d'expirer sans avoir été utilisés. Le fait de supposer que les crédits sont mis en marché pendant la période d'évaluation permet d'atténuer le risque que des incertitudes futures entraînent une mise en banque prématurée de crédits sans demande suffisante, même lorsque les systèmes n'intègrent pas de règles d'expiration ou que le volume de crédits mis en banque est actuellement limité. Les systèmes satisferaient au test tant que la demande modélisée au prix du modèle fédéral est suffisante pour garantir qu'aucun crédit mis en banque ne soit projeté comme expirant sans avoir été utilisé. Ceci vise à atténuer le risque que la demande soit insuffisante à l'avenir en raison des améliorations de l'intensité des émissions au fil du temps. Lorsqu'il n'existe aucun excédent de crédits existants d'un millésime particulier, la croissance économique et un resserrement annuel suffisant des normes devraient en général limiter le risque d'expiration des crédits.

Test relatif à l'ampleur

Le test relatif à l'ampleur utiliserait les résultats modélisés du test de demande nette et supposerait que les crédits mis en banque sont mis en marché chaque année pendant la période d'évaluation, en utilisant d'abord les crédits les plus anciens, jusqu'à concurrence du niveau total de demande nette prévue dans le système pour cette année. Cela équivaut à considérer la demande nette comme la capacité du système à réduire le volume de crédits mis en banque sans nuire au signal de prix marginal. Le volume restant de crédits mis en banque constituerait la « banque excédentaire » de crédits, qui serait réputée être reportée à l'année suivante.

Le test relatif à l'ampleur viserait à garantir que la banque excédentaire projetée ne dépasse pas un seuil gérable par rapport à la taille du système lui-même. L'objectif général serait de s'assurer que, chaque année, la banque excédentaire est peu susceptible de faire baisser de façon significative les prix, même si une grande partie était mise en marché au cours d'une seule année.

Étant donné que l'ampleur des effets potentiels sur les prix dépend du rapport entre la taille de la banque et la taille du système ainsi que du volume de la demande, une question clé consiste à déterminer quel paramètre utiliser pour comparer la banque excédentaire au moment d'établir la taille maximale acceptable de la banque excédentaire.

Trois mesures possibles permettraient d'évaluer la taille de la banque :

• la demande brute;
• le total des émissions visées;
• la demande nette annuelle.

Le gouvernement propose que le test relatif à l'ampleur prenne en compte la demande nette annuelle par rapport à la taille de la banque de crédits accumulés avant l'évaluation. Cette « approche fondée sur la demande minimale » exigerait que, pour chaque année de la période d'évaluation, la demande nette soit au moins égale au seuil précisé.

Le maintien d'un niveau constant de demande nette atténue le risque que des facteurs externes au marché influencent la décision de mettre en marché des crédits mis en banque. Au-delà de la première année d'évaluation, ceci serait évalué en fonction de la moyenne pluriannuelle de la demande nette, afin de tenir compte des écarts mineurs pouvant survenir entre les résultats annuels de décarbonation et le rythme de resserrement des normes.

Le fait de lier explicitement la demande nette annuelle au volume estimé de crédits mis en banque avant l'évaluation établit un seuil clair que les systèmes doivent atteindre et sur lequel les organismes réglementaires peuvent agir directement. Le recours à la demande nette, plutôt qu'à la demande brute ou aux émissions visées, permet à l'indicateur d'être sensible aux options disponibles pour atténuer le risque lié à la mise en banque. Autrement dit, cet indicateur tiendrait directement compte des modifications de l'offre, de la demande, des limites d'utilisation aux fins de conformité ou de la banque historique.

En fixant le seuil selon les résultats antérieurs à l'évaluation, l'approche proposée n'exige pas d'estimer le comportement futur de mise en banque pendant la période d'évaluation. Comparativement à une approche qui se fonde sur une banque annuelle de crédits, cette méthode réduit le risque qu'un comportement mal défini de mise en banque entraîne un système plus rigoureux que nécessaire ou, à l'inverse, incapable d'absorber adéquatement les crédits mis en marché.

Le gouvernement envisage de fixer le seuil de demande nette à un tiers de la banque avant l'évaluation. Cela signifie que la banque, si elle était mise en marché, pourrait être absorbée en trois ans sans exercer de pression à la baisse sur les prix. L'établissement du seuil à ce niveau devrait permettre d'obtenir un marché stable et un volume durable de crédits mis en banque. Une exigence plus rigoureuse augmenterait la rigueur future du système et accroîtrait l'incitation à la mise en banque, réduisant ainsi la nécessité de cette rigueur dans les premières années. À l'inverse, une exigence moins rigoureuse pourrait ne pas accroître suffisamment l'incitation à la mise en banque ni permettre au marché d'absorber efficacement les crédits mis en banque à court terme.

Tampon de la demande nette

Le gouvernement examine également la possibilité d'exiger que les systèmes créent un niveau minimal de demande nette, appelé « tampon de la demande nette ». Ce concept est lié, mais distinct du mécanisme visant à atténuer le risque lié aux crédits mis en banque. À l'instar du test relatif à l'ampleur volume, un « tampon » pour la demande nette exigerait que les systèmes soient conçus de manière à générer une demande de crédits prévue supérieure à l'offre annuelle. Toutefois, dans ce cas, l'objectif et l'évaluation seraient indépendants du volume des crédits mis en banque.

L'objectif serait de tenir compte les incertitudes liées à la décarbonation future, à la croissance économique, au comportement des entreprises et au risque de chocs externes sur l'économie canadienne. Le résultat attendu serait une plus grande prévisibilité pour les organismes réglementaires et les parties intéressées, assurant que le marché continue de bien fonctionner et de maintenir le signal de prix ainsi que les résultats en matière d'émissions. L'instauration d'un « tampon » pour la demande nette pourrait également atténuer certains problèmes associés aux marchés de petites tailles ou concentrés. Il pourrait toutefois augmenter les coûts moyens de conformité dans tous les marchés, peu importe leur taille, ce qui nécessiterait de considérer les répercussions sur la compétitivité.

Évaluation

L'évaluation de la conception d'un STFR permettrait de déterminer si un système proposé satisfait au test actuel de demande nette, ainsi qu'aux nouveaux tests proposés : test relatif à l'expiration, test relatif à l'ampleur et, s'il est retenu, test relatif au « tampon » pour la demande nette. Si ce n'est pas le cas, les provinces et territoires devraient envisager des ajustements afin de garantir que leurs systèmes satisfont à chacun de ces tests.

Comme pour le test de demande nette, les provinces et territoires disposeraient d'une certaine souplesse pour déterminer la meilleure façon de satisfaire aux exigences des tests liés à la mise en banque des crédits. Le resserrement des normes de rendement créerait une demande accrue de crédits et réduirait le volume estimé d'excédent de crédits mis en banque. L'augmentation des limites d'utilisation aux fins de conformité des crédits aurait un effet similaire, en accroissant la demande effective de crédits et en diminuant le volume estimé de crédits accumulés. Le retrait de certains millésimes de crédits ou la modification des règles de mise en banque pourraient également permettre de corriger la situation.

De manière plus générale, les provinces et territoires pourraient aussi choisir de mettre en œuvre d'autres éléments de conception pour maintenir une demande nette forte à long terme, comme des mécanismes de stabilité du marché, un resserrement dynamique des normes de rendement ou des dispositions relatives à l'achat de crédits. Dans ces cas, le gouvernement fédéral tiendrait compte de l'incidence de ces mécanismes sur la demande nette prévue et ajusterait les conclusions liées aux tests de mise en banque en conséquence. Cela nécessiterait une collaboration technique avec les provinces et territoires afin de bien comprendre l'objectif, la conception et la portée de ces mesures, selon un processus similaire à celui déjà utilisé pour intégrer d'autres données et intrants.

Annexe C) Rapports publics

Compte tenu des avantages liés à une plus grande transparence dans les marchés du carbone pour l'industrie, comme l'amélioration de la cohérence et de la comparabilité entre les systèmes, le renforcement de la responsabilité et une confiance accrue des marchés, le gouvernement propose d'apporter des modifications au modèle fédéral afin d'améliorer les rapports publics dans les domaines suivants :

• Exiger la collecte des prix d'échange des crédits pour toutes les transactions et la publication des prix moyens pondérés selon le volume, ainsi que des prix minimaux et maximaux, ventilés par millésime et type de crédit, tout en distinguant les échanges inter-entreprises et intra-entreprises.
• Exiger la publication des volumes d'échange, c'est-à-dire la quantité de crédits achetés, vendus ou transférés entre entités dans le système au cours d'une période de déclaration donnée.
• Exiger la production en temps opportun de rapports sur l'offre et la demande estimées.
• Établir une fréquence minimale de production de rapports et un délai maximal entre la période de déclaration et la publication : des périodes de déclaration trimestrielles et un délai de publication d'au plus d'un mois après la fin de la période.

Le modèle fédéral pourrait inclure des dispositions permettant aux systèmes de limiter la publication des données lorsque cela est nécessaire pour protéger les renseignements commercialement sensibles.

Le gouvernement sollicite des commentaires sur la valeur de ces propositions en ce qui concerne la rigueur et le bon fonctionnement du marché, ainsi que sur les propositions de rechange, les préoccupations liées à la compétitivité et les solutions possibles. Par exemple, lorsqu'une seule transaction peut survenir au cours d'une période de déclaration donnée, certaines installations pourraient craindre que la publication des volumes de transaction permette à leurs concurrents de déduire des renseignements commerciaux sensibles, comme les niveaux de production. Les solutions envisageables pourraient inclure l'agrégation des données sur des périodes de déclaration plus longues, si nécessaire.

Annexe D) Questions de discussion

Cohésion et efficience : couverture étendue

Portée commune de couverture

Considérations relatives à la couverture et à la portée

• Quels sont les facteurs à prendre en compte pour couvrir les petites installations (entre 10 kt et 25 kt de CO2) dans les secteurs industriels et manufacturiers? Par exemple, comment tenir compte du fardeau administratif?
• Quel devrait être le seuil minimal de couverture pour les petites installations pétrolières et gazières? Quelles sont les facteurs à tenir compte pour la couverture des petites installations pétrolières et gazières émettant moins de 10 kt d'équivalent CO2 par année?
• Quels sont les effets sur la concurrence intrasectorielle (entre installations d'un même secteur) du fait de ne couvrir qu'une partie des installations, par exemple uniquement celles émettant annuellement 10 kt d'équivalent CO2 ou plus? Comment cela influerait-il sur la compétitivité internationale et interprovinciale?

Approches pour établir les exigences minimales de couverture

• Quels sont les avantages et les inconvénients d'une approche fondée sur des seuils, d'une approche fondée sur les activités, ou de l'approche hybride?
• Quelles sont vos observations concernant les options présentées dans l'Annexe A? Avez-vous d'autres options à proposer?

Favoriser les investissements

Maintenir le signal de prix du carbone

• Quelles approches, le cas échéant, permettraient d'intégrer les CRE et des mécanismes similaires tout en maintenant le signal de prix et en protégeant la demande dans les marchés des STFR? Pouvez-vous fournir des données ou des analyses à l'appui, ainsi que les modifications qui devraient être apportées aux critères du modèle fédéral pour permettre leur mise en œuvre?
• Par exemple, l'une des conditions suivantes relatives à l'utilisation des CRE pourrait-elle protéger le signal prix et le marché ?
  • Limiter les dépenses éligibles des fonds CRE, par exemple en exigeant que les dépenses soient consacrées uniquement à des technologies spécifiques préapprouvées.
  • Limiter l'utilisation totale des CRE à des fins de conformité (par exemple, < 5 %) afin de maintenir la demande du marché pour les crédits.
  • Lors de l'évaluation des systèmes avec CRE par rapport aux tests de « demande nette » du STFR, réduire la demande prévue du montant de l'utilisation prévue des CRE.

Rigueur des systèmes de tarification fondés sur le rendement

Conception du test de demande nette et autres approches

• Outre les éléments décrits ci-dessus et dans l'annexe B, existe-t-il d'autres éléments de conception du marché qui devraient être pris en compte dans le test de demande nette?
• Existe-t-il des tests complémentaires ou de rechange au test annuel prospectif de demande nette qui devraient être envisagés pour évaluer les critères de rigueur des STFR?

• Les marchés seraient-ils plus stables et les résultats seraient-ils plus prévisibles si les systèmes étaient conçus de manière que la demande annuelle dépasse l'offre d'un certain montant (c'est-à-dire une conception intégrant un tampon pour la demande nette)?
  • Le cas échéant, quelle fourchette serait appropriée pour la taille d'un tel tampon et comment l'exigence pourrait-elle être ajustée pour refléter la taille différente des systèmes?
  • L'exigence relative à un tampon devrait-elle être liée à une proportion du total des obligations de conformité, aux émissions visées, ou à une autre mesure?

Offre de crédits et fonctionnement du marché

• Quels sont les principaux facteurs qui influencent les décisions des générateurs de crédits quant au moment de vendre ou d'utiliser les crédits mis en banque dans les systèmes actuels?
  • Comment les changements proposés dans le présent document pourraient-ils influer sur ces décisions?
• Quelles données ou quels éléments de preuve mettent en lumière le rôle des différents facteurs (trajectoire des prix, offre et demande sur le marché, etc.)?
• Quels indicateurs devraient être pris en compte pour évaluer le risque que les crédits mis en banque exercent une pression à la baisse sur les prix sur le marché?
• Quel volume de crédits mis en banque peut être maintenu dans un marché fonctionnel sans présenter un risque important de faire baisser les prix sur le marché?
  • Les tests devraient-ils évaluer ce volume par rapport aux émissions visées, à la demande de crédits ou à la demande nette du système?
• Comment les règles relatives à l'expiration des crédits influent-elles sur le volume de crédits pouvant être géré?

Rigueur dans les systèmes de plafonnement et d'échange

• Comment le modèle fédéral devrait-il tenir compte de l'offre de crédits compensatoires et d'unités d'émission mis en banque que les participants à des systèmes de plafonnement et d'échange peuvent utiliser pour satisfaire à leurs obligations de conformité lors de l'évaluation des plafonds d'émissions par rapport aux critères du modèle fédéral?

Transparence

Rapports publics

Données et indicateurs clés du marché

• Quel type de renseignements sur le prix des crédits est nécessaire pour appuyer la prise de décisions?
  • Par exemple, les renseignements sur les prix minimaux, maximaux et moyens pondérés selon le volume pour une période de déclaration donnée sont-ils suffisants?
• Quels sont les défis associés à la production de rapports sur ces données?
• Les renseignements sur les volumes d'échanges sont-ils nécessaires?
• Quels autres indicateurs les systèmes devraient-ils publier de manière constante?

Fréquence des rapports et transparence

• Pour les systèmes dont les périodes de conformité s'étendent sur plus d'une année, quelles exigences de rapports intermédiaires pourraient être mises en place afin d'assurer un accès rapide aux données pertinentes du marché?
• Quelle fréquence de publication — par exemple trimestrielle ou annuelle — serait envisageable pour les marchés du carbone des STFR, et quelles contraintes opérationnelles ou techniques pourraient influer sur ce calendrier?
  • Quel délai entre la période de déclaration et la publication serait acceptable?

Confidentialité et contraintes pratiques

• Quelles contraintes opérationnelles, techniques ou réglementaires pourraient limiter la capacité d'une province ou d'un territoire à publier ces données, et quelles solutions seraient recommandées pour y remédier?
• Quelles méthodes ou stratégies, comme l'agrégation de données, le masquage ou la publication différée, seraient les plus efficaces pour préserver la confidentialité lors de la publication des données sur les prix et les transactions du marché, tout en assurant une transparence significative?
• Quels motifs devraient être considérés comme justifiés pour limiter la publication des données de transaction en raison de préoccupations liées à la concurrence de chaque installation?

Processus d'évaluation dans le cadre du modèle fédéral

• La prochaine évaluation du modèle fédéral devrait-elle couvrir une période plus courte ou plus longue? Quels en seraient les avantages et les inconvénients?
• À quelle fréquence les systèmes ont-ils besoin d'être réévalués pour s'assurer que leur conception génère une demande suffisante pour maintenir les prix des crédits?
• La période minimale actuelle de quatre ans pour l'application du filet de sécurité est-elle suffisante pour éclairer les décisions d'investissement?
• Le gouvernement devrait-il publier les détails des évaluations du modèle fédéral? Le cas échéant, quelles informations seraient nécessaires pour soutenir le fonctionnement du marché, et à quelle étape du processus devraient-elles être communiquées?