Version préliminaire du guide technique relatif à l’évaluation stratégique des changements climatiques

août 2021

Orientation concernant la quantification des émissions nettes de GES, l’impact sur les puits de carbone, les mesures d’atténuation, le plan pour atteindre des émissions nettes nulles et l’évaluation des GES en amont.

Résumé

La Loi sur l’évaluation d’impact (LEI) est entrée en vigueur en août 2019. Elle établit un nouveau processus pour considérer les effets sur l’environnement et sur les conditions sanitaires, sociales et économiques des projets qui seront soumis à une évaluation d’impact fédérale. Dans le cadre du processus d’évaluation d’impact d’un projet désigné, ses effets sur la capacité du gouvernement du Canada à respecter ses engagements à l’égard des changements climatiques, tels que l’Accord de Paris, les objectifs du Canada pour 2030 et l’objectif du Canada d’atteindre des émissions nettes nulles d’ici 2050 font partie des facteurs à prendre en compte.

L’évaluation stratégique des changements climatiques a été publiée en 2020 pour permettre une prise en compte cohérente, prévisible, efficace et transparente des changements climatiques tout au long du processus d’évaluation d’impact fédérale.

L’Orientation concernant la quantification des émissions nettes de GES, l’impact sur les puits de carbone, les mesures d’atténuation, le plan pour atteindre des émissions nettes nulles et l’évaluation des GES en amont complète l’évaluation stratégique des changements climatiques (ÉSCC)Note de bas de page 1 et fournit aux promoteurs une méthode uniforme et cohérente pour évaluer les émissions de gaz à effet de serre (GES) d’un projet désigné et l’impact sur les puits de carbone, et encourage une conception et une mise en œuvre optimales des projets. Les renseignements contenus dans ce guide peuvent également être utilisés pour éclairer l’évaluation des projets sur les terres fédérales et à l’extérieur du Canada en vertu de la LEI, des projets réglementés par la Régie de l’énergie du Canada et des évaluations régionalesNote de bas de page 2.

Plus précisement, ce guide technique fournit :

En publiant cette version préliminaire, Environnement et Changement climatique Canada (ECCC) donne l’occasion au public de commenter le guide technique jusqu’au 25 octobre 2021. Environnement et Changement climatique Canada prévoit publier la version finale au début de 2022.

Glossaire

Captage et stockage du CO2 (CSC)
Les émissions de CO2 produites par le projet et stockées de façon permanente dans un projet de stockage qui répond aux critères énumérés à la section 2.1.4.
Carbone biogénique
carbone de sources biogèniques (végétales ou animales), outre le carbone fossile.
Crédits compensatoires
Crédits émis par un régime ou un programme de crédits compensatoires et qui représentent les réductions ou absorptions des émissions de gaz à effet de serre générées par des activités qui sont additionnelles à ce qui se serait produit en l’absence du projet de crédits compensatoires (c.-à-d. générées par des activités qui vont au-delà des exigences légales et d’un scénario du statu quo). Chaque crédit compensatoire généré par un projet de crédits compensatoires représente une tonne (t) d’équivalent dioxyde de carbone (éq. CO2) réduite ou absorbée de l’atmosphère.
Durée de vie du projet
période englobant toutes les étapes du projet, y compris les étapes de construction, d’exploitation et de désaffectation.
Effet d’accroissement
L’augmentation de la production en amont (et des émissions qui en découlent) qui ne se produirait que si le projet était construit.
Émissions de GES directes
Émissions de GES produites par des activités qui entrent dans la portée définie du projet.
Émissions de GES évitées au pays
Émissions de GES qui sont réduites ou éliminées au Canada grâce au projet.
Émissions de GES en amont
Émissions à toutes les étapes de la production, du point d’extraction ou d’utilisation des ressources jusqu’au projet à l’étude.
Émissions de GES en aval
Les émissions qui peuvent se produire après le projet, y compris les émissions découlant de l’utilisation finale de produits fabriqués dans le cadre d’un projet.
Émissions de GES provenant de l’énergie acquise
Émissions de GES associées à la production de l’électricité, de la chaleur, de la vapeur ou d’un processus de refroidissement, d’énergie achetée ou acquise auprès d’une tierce partie pour les besoins du projet.
Émissions nettes de GES
Le total des émissions de GES attribuables au projet faisant l’objet d’une évaluation d’impact fédérale, y compris les émissions de GES directes, les émissions de GES provenant de l’énergie acquise, les émissions de GES évitées au pays et les mesures compensatoires (crédits compensatoires, CO2 capté et stocké et initiatives au niveau corporatif) (voir la section 2 pour plus de détails).
Établissements
Englobe toutes les terres développées, y compris l’infrastructure des transports et les établissements humains de toutes dimensions, sauf s’ils sont déjà inclus dans d’autres catégories, comme défini dans les Lignes directrices 2006 du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre (GIEC, 2006, Volume 4, Chapitre 3).
Gaz à effet de serre (GES)
Gaz qui possèdent un potentiel de réchauffement de la planète conformément à l’annexe 3 de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre (LTPG).
Meilleures technologies disponibles et meilleures pratiques environnementales (MTD/MPE)
Technologies, techniques ou pratiques, incluant les technologies émergentes, les plus efficaces et qui sont techniquement et économiquement réalisables pour réduire les émissions de GES pendant la durée de vie du projet.
Organismes de réglementation du cycle de vie
organismes qui réglementent un projet de la planification à la désaffectation. Ces organismes comprennent la Régie de l’énergie du Canada (REC), la Commission canadienne de sûreté nucléaire (CCSN) et les offices des hydrocarbures extracôtiers.
Prairies
Pâturage « non amélioré » ou parcours naturel qui sert au pâturage du bétail domestique, selon les Lignes directrices 2006 du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre (GIEC, 2006, Volume 4, Chapitre 3). Cela se présente uniquement dans les zones géographiques où la prairie ne retournerait pas naturellement à l’état de forêt si elle était abandonnée, c.-à-d. la prairie naturelle à herbes courtes du sud de la Saskatchewan et de l’Alberta et les vallées montagneuses intérieures et arides de la Colombie-Britannique. Toutes les terres agricoles qui ne sont pas des prairies sont de facto classées comme Terres cultivées, y compris les pâturages non améliorés où la végétation naturelle serait une forêt (Est du Canada et la majeure partie de la Colombie-Britannique). Les formations végétales qui ne répondent pas à la définition de Terres forestières ou de Terres cultivées sont généralement classées comme Prairies. De vastes zones de toundra dans le Nord canadien sont considérées comme des prairies non aménagées.
Principales sources
Ensemble d’équipements (ou groupe de technologies et de pratiques) ou activités qui contribuent à au moins 1 % du total des émissions de GES directes du projet.
Processus industriels
Processus qui comporte une réaction chimique ou physique, dont le but principal est de fabriquer un produit.
Produits énergétiques
Les produits liés à l’exploitation ou à l’exploitation potentielle de ressources non renouvelables pour produire de l’énergie, ou au stockage ou au transport de produits énergétiques fabriqués à partir de ressources non renouvelables.
Projet désigné
Une ou plusieurs activités concrètes — y compris celles qui leur sont accessoires — qui sont (a) exercées au Canada ou sur un territoire domanial et (b) désignées soit par règlement pris en vertu de l’alinéa 109b) de la LEI, soit par arrêté pris par le ministre en vertu du paragraphe 9(1) de la LEI. Sont exclues les activités concrètes désignées par règlement pris en vertu de l’alinéa 112(1)a.2). Dans ce guide, « projet » fait d’office référence à « projet désigné ».
Projets qui font l’objet d’une évaluation d’impact fédérale
projets relevant de la LEI, ainsi que les projets faisant l’objet d’une évaluation par des organismes de réglementation du cycle de vie.
Puits de carbone
Capacité d’une forêt, d’un océan ou d’un autre milieu naturel d’absorber le dioxyde de carbone de l’atmosphère.
Reboisement
Plantation d’arbres pour établir une forêt sur des terres qui étaient agricoles, urbaines ou utilisées à des fins non forestières.
Terres agricoles
Englobent les Terres cultivées et les Prairies.
Terres cultivées
Terres consacrées aux cultures annuelles, aux jachères d’été et aux cultures pérennes (principalement le fourrage, mais aussi les baies, les raisins, les cultures en pépinière, les légumes, les arbres fruitiers et les vergers ainsi que la biomasse ligneuse sous forme de brise-vent, d’arbustes et d’arbres sur pied qui ne répondent pas à la définition de Terres forestières), comme défini dans les Lignes directrices 2006 du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre (GIEC, 2006, Volume 4, Chapitre 3).
Terres forestières
Les zones boisées d’au moins 1 hectare, dont la fermeture du couvert forestier est d’au moins 25 % et dont les arbres sont d’une hauteur de cinq mètres ou ont le potentiel de l’atteindre.
Terres humides
Zones couvertes ou saturées d’eau pendant toute ou une partie de l’année (p. ex., les tourbières) et qui ne sont pas déjà incluses dans les catégories des Terres forestières, des Terres cultivées, des Prairies ou des établissements, comme défini dans les Lignes directrices 2006 du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre (GIEC, 2006, Volume 4, Chapitre 3). Elles incluent les tourbières drainées pour l’extraction de la tourbe et les réservoirs hydroélectriques.
Tonne-kilomètre brute (TKB)
Unité de mesure représentant le poids total du tonnage remorqué (wagons chargés et vides) et la distance parcourue par le train de marchandises (sauf le poids des locomotives tirant les trains).

Acronymes

AEIC
Agence d’évaluation d’impact du Canada
CCM
capacité de charge maximale
CCSN
Commission canadienne de sûreté nucléaire
CH4
méthane
CO2
dioxyde de carbone
CSC
captage et stockage du CO2
DGMV
drainage par gravité au moyen de vapeur
ECCC
Environnement et Changement climatique Canada
Éq. CO2
équivalent dioxyde de carbone
ÉSCC
Évaluation stratégique des changements climatiques
FE
facteur d’émission
GES
gaz à effet de serre
GIEC
Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat
GJ
gigajoule (109 joules)
GNL
gaz naturel liquéfié
GWh
gigawattheures
IE
intensité des émissions
IPC
impacts sur les puits de carbone
LDAREI
Lignes directrices adaptées relatives à l’étude d’impact
LEI
Loi sur l’évaluation d’impact
LTPG
Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre
M3EC
modèle énergie-émissions-économie du Canada
MOM
matière organique morte
Mpi3
million de pieds cubes
Mt
mégatonne (1 million de tonnes)
MTD/MPE
meilleures technologies disponibles/meilleures pratiques environnementales.
NMT
niveau de maturité technologique
REC
Régie de l’énergie du Canada
RIN
Rapport d’inventaire national : Sources et puits de gaz à effet de serre au Canada
t
tonne (1000 kg)
TKB
tonne-kilomètre brute
TW
terawatt (1012 watts)

1 Introduction

1.1 Objectif

La présente version préliminaire du guide technique a pour but de fournir aux promoteurs de projets susceptibles de nécessiter une évaluation d’impact fédérale relevant de la Loi sur l’évaluation d’impact (LEI) des conseils techniques sur la quantification des émissions de gaz à effet de serre (GES), l’impact sur les puits de carbone, les mesures d’atténuation et leur plan pour atteindre des émissions nettes nulles d’ici 2050. Ce document complète l’évaluation stratégique des changements climatiquesNote de bas de page 3 (ÉSCC).

Les renseignements fournis tout au long du processus d’évaluation d’impact par les promoteurs et d’autres intervenants éclaireront la décision relative à l’intérêt public prise par le ministre en vertu de la LÉI, plus précisément de l’alinéa 63(1)(e), à savoir dans quelle mesure les effets du projet désigné portent atteinte ou contribuent à la capacité du gouvernement du Canada à respecter ses obligations environnementales et ses engagements en matière de changements climatiques.

Les renseignements contenus dans ce guide peuvent également être utilisés pour éclairer l’évaluation des projets sur les terres fédérales et à l’extérieur du Canada en vertu de la LEI, des projets réglementés par la Régie de l’énergie du Canada et des évaluations régionales.

1.2 Contexte

Les données concernant les émissions de GES et l’impact sur les puits de carbone associés à un projet sont essentiels pour le gouvernement du Canada afin de comprendre dans quelle mesure un projet porte atteinte ou contribue à la capacité du Canada à respecter ses engagements en matière de changements climatiques et ainsi décider dans quelle mesure les effets négatifs du projet relevant de la compétence fédérale sont dans l’intérêt public.

L’ÉSCC permet une prise en compte cohérente, prévisible, efficace et transparente des changements climatiques tout au long du processus d’évaluation d’impact. Elle décrit les exigences en matière de renseignements sur les changements climatiques tout au long du processus d’évaluation d’impact fédérale et exige des promoteurs de projets ayant une durée de vie allant au-delà de 2050 de fournir un plan crédible pour atteindre des émissions nettes nulles qui décrit la façon dont le projet atteindra des émissions nettes nulles d’ici 2050. Elle explique également la manière dont l’Agence d’évaluation d’impact du Canada (AEIC) ou les organismes de réglementation du cycle de vie, avec le soutien des autorités fédérales expertes, examineront, commenteront et compléteront ces renseignements.

Le Règlement sur les renseignements et la gestion des délaisNote de bas de page 4 décrit les exigences en matière de renseignements pour la description initiale et détaillée du projet. La section 4.1 de l’ÉSCC précise les renseignements relatifs aux émissions de GES et aux changements climatiques qui doivent être inclus dans la description initiale et détaillée du projet.

Si une étude d’impact est nécessaire, les promoteurs de projet devront affiner l’estimation de leurs émissions annuelles nettes de GES et leur intensité des émissions (IE), le cas échéant, fournie pendant l’étape de planification en incluant des détails et précisions supplémentaires, y compris une évaluation des incertitudes. La portée des renseignements relatifs aux émissions de GES et aux changements climatiques sera adaptée au projet dans les Lignes directrices adaptées relatives à l’étude d’impact (LDAREI) fournies au promoteur à la fin de l’étape de planification. Les LDAREI confirmeront également si le promoteur doit effectuer une évaluation des émissions de GES en amont (voir la section 5). Une évaluation des émissions en aval n’est pas nécessaire.

Pour aider le Canada à respecter ses engagements en matière de lutte contre les changements climatiques, des mesures d’atténuation sont nécessaires pour minimiser les émissions de GES à chacune des étapes du projet. Le processus de détermination des MTD/MPE mené par le promoteur servira à identifier les mesures d’atténuation qui sont techniquement et économiquement réalisables afin de minimiser les émissions de GES pendant la durée de vie du projet.

Les promoteurs d’un projet ayant une durée de vie allant au-delà de 2050 devront fournir un plan crédible pour atteindre des émissions nettes nulles qui décrit la façon dont le projet atteindra des émissions nettes nulles d’ici 2050.

1.3 Utilisation de ce document

Le guide technique complète d’autres documents de politique et d’orientation qui appuient le processus d’évaluation d’impactNote de bas de page 5. Il est présumé que les lecteurs du présent document comprennent bien le processus d’évaluation d’impactNote de bas de page 6.

Le guide technique fait la distinction entre le niveau de renseignements nécessaire dans l’étape de planification et celui de l’étape de l’étude d’impact. En général, il est attendu qu’une analyse de haut niveau soit effectuée par le promoteur au cours de l’étape de planification, car il est reconnu que l’ensemble des renseignements et des données applicables au projet peuvent ne pas être disponibles au moment de la préparation de la description du projet. Cette analyse de l’étape de planification sera ensuite développée en réponse aux exigences particulières au projet formulées dans les LDAREI et selon l’avancement de la conception et des plans du projet avant la soumission de l’étude d’impact. Ce guide technique ne remplace pas les exigences en matière de renseignements propres au projet dans les LDAREI, mais vise plutôt à les compléter.

2 Émissions nettes de GES

2.1 Méthodologie

Les promoteurs de projets faisant l’objet d’une évaluation d’impact fédérale sont tenus de fournir une estimation des émissions de GES du projet. Celles-ci doivent être calculées selon les termes de l’Équation 1Note de bas de page 7 ci-dessous pour les émissions nettes de GES. Chaque terme de cette équation est décrit plus en détail dans les sections suivantes.

Équation 1 : Émissions nettes de GES

Émissions nettes de GES =

Émissions directes de GES
+  Émissions de GES provenant de l’énergie acquise
–  Émissions de GES évitées au pays
–  Mesures compensatoires

Les émissions nettes de GES des nouveaux projets et celles des projets d’expansionNote de bas de page 8 sont évaluées différemment :

Si le projet est censé fonctionner à une capacité sensiblement différente de la capacité initiale, le promoteur peut fournir les émissions nettes de GES pour la capacité d’opération prévue. Le promoteur peut alors utiliser les émissions nettes de GES associées à la capacité d’opération prévue lors de l’élaboration de son plan pour atteindre des émissions nettes nulles d’ici 2050, au besoin.

Les émissions de tous les GES décrits dans l’annexe 3 de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre (LTPG)Note de bas de page 9 doivent être quantifiées et les émissions nettes de GES doivent être fournies en équivalent dioxyde de carbon (éq. CO2) en utilisant les potentiels de réchauffement planétaire fournis dans la LTPG. Les émissions nettes de GES doivent être calculées pour toutes les étapes d’un projet (construction, exploitation et désaffectation) et pour chaque année de la durée de vie du projet.

Les sections suivantes fournissent des détails supplémentaires pour la quantification de chaque terme de l'Équation 1. Des approches de quantification et des facteurs d’émission autres que ceux présentés dans les sections 2.1.1 à 2.1.4 peuvent être utilisés à condition que la méthodologie, les sources de données, les hypothèses et la justification de l’approche soient documentées, et que la méthodologie soit conforme aux principes de la norme ISO 14064.

Les exigences précises pour l’étape de planification et l’étape de l’étude d’impact sont fournies dans les sections 2.4 et 2.5.

2.1.1 Émissions directes de GES

Les émissions directes de GES sont définies dans la section 3.1.1 de l’ÉSCC comme étant celles générées par les activités qui entrent dans la portée définie du projet. Ce qui peut être dans la portée d’un projet dépend de la nature du projet particulier.  La définition d’un projet désigné à l’article 2 de la LÉI indique qu’un projet désigné consiste en une ou plusieurs activités concrètes, y compris celles qui leur sont accessoires. Pendant l’étape de planification, le promoteur fournit une description du projet. Si une étude d’impact est nécessaire, la portée des éléments qui doivent être considérés est déterminée par l’AÉIC et exposée dans les lignes directrices adaptées relatives à l’étude d’impact. Si le transport des équipements ou des produits est considéré comme une activité concrète faisant partie du projet tel que décrit, par exemple, alors les émissions générées par ce transport doivent être incluses dans les émissions directes de GESNote de bas de page 10.

La section 5.1.1 de l’ÉSCC stipule que les promoteurs doivent fournir une description des principales sources d’émissions de GES du projet et une estimation des émissions. Aux fins de la quantification, les sources principales doivent être comprises comme des ensembles d’équipement (ou groupe de technologies et de pratiques) ou des activités qui contribuent à 1 % ou plus du total des émissions directes de GES du projet.

Les émissions directes de GES doivent être quantifiées pour les étapes de construction, d’exploitation et de désaffectation et pour chaque année de la durée de vie du projet. Les émissions directes de GES sont par exemple les émissions de GES provenant de la combustion stationnaire ou mobile, du changement d’affectation des terres, des procédés industriels, de l’élimination des déchets solides, ou du torchage, de l’évacuation et des émissions fugitives. Chacune de ces activités est décrite ci-dessous.

2.1.1.1 Émissions de GES provenant de la combustion stationnaire et mobile

Les sources de combustion stationnaire de carburant sont les dispositifs qui brûlent du carburant dans le but de produire de la chaleur ou un travail utile. Cela comprend les chaudières, les unités de production d’électricité, les unités de cogénération, les turbines de combustion, les moteurs, les incinérateurs et les dispositifs de chauffage. La combustion mobile renvoie aux dispositifs qui brûlent du carburant et ne sont pas stationnaires (p. ex. les activités de transport – route, hors route, air, chemin de fer et navigation sur l’eau).

Les émissions de GES provenant de la combustion stationnaire ou mobile peuvent être quantifiées en utilisant l'Équation 2.

Équation 2 : Émissions provenant de la combustion stationnaire et mobile

Émissions de GES dues à la combustion de carburant =

quantité estimée de carburant à consommer  ×  facteur d’émission

Les émissions totales de GES du projet provenant de la combustion de carburant sont la somme de l'Équation 2 pour chaque type de carburant et de GES considéré.

Si les données de consommation de carburant propre au projet et à l’équipement ne sont pas disponibles, le promoteur peut se référer à l’annexe A du présent guide pour les ressources permettant d’estimer la consommation de carburant par équipement.

Les facteurs d’émission associés aux différents carburants sont disponibles dans l’annexe 6 de la partie 2 du Rapport d’inventaire national : Sources et puits de gaz à effet de serre au Canada (RIN). Le Tableau 1 ci-dessous fait référence aux valeurs publiées dans le RIN 2020, mais les promoteurs devraient utiliser les facteurs d’émission du RIN le plus récent.

Tableau 1 : Facteurs d’émission associés à la combustion de différents carburants
Carburant GES Référence pour les facteurs d’émission associés à la combustion des carburants communs
Gaz naturel CO2 RIN 2020, partie 2, annexe 6, tableau A6.1-1
CH4 et N2O RIN 2020, partie 2, annexe 6, tableau A6.1-2
Liquides de gaz naturel CO2, CH4 et N2O RIN 2020, partie 2, annexe 6, tableau A6.1-3
Produits pétroliers raffinés CO2, CH4 et N2O RIN 2020, partie 2, annexe 6, tableau A6.1-4
Coke de pétrole et gaz de distillation CO2 RIN 2020, partie 2, annexe 6, tableau A6.1-5
N2O RIN 2020, partie 2, annexe 6, tableau A6.1-6
Gaz de distillation (raffineries et autres) CH4 RIN 2020, partie 2, annexe 6, tableau A6.1-7
Charbon CO2 RIN 2020, partie 2, annexe 6, tableau A6.1-8
Produits du charbon CO2 RIN 2020, partie 2, annexe 6, tableau A6.1-9
Produits à base de charbon et de coke CH4 et N2O RIN 2020, partie 2, annexe 6, tableau A6.1-10
Carburants pour les sources de combustion mobiles CO2, CH4 et N2O RIN 2020, partie 2, annexe 6, tableau A6.1-13

Par ailleurs, le promoteur peut choisir d’utiliser les facteurs d’émission associés à un équipement similaire en service dans une autre installation en autant que les conditions soient similaires (type de carburant similaire).

Émissions de GES liées au transport maritime

Les émissions de GES liées au transport maritime comprennent les émissions des navires commerciaux opérant dans les eaux couvertes par la portée du projet. La méthodologie utilisée dans l’Outil d’affichage d’inventaire des émissions marines du CanadaNote de bas de page 11 peut être utilisée pour quantifier ces émissions. Cette méthodologie sera décrite dans le rapport méthodologique de l’Inventaire national des émissions marines du Canada, qui devrait être publié en 2021 sur le site Web de l’Outil d’affichage d’inventaire des émissions marinesNote de bas de page 12. Le rapport tiendra compte des émissions du ou des moteurs principaux, des moteurs auxiliaires et des chaudières d’un navireNote de bas de page 13.

Les émissions de GES liées au transport maritime peuvent être quantifiées en utilisant les émissions basées sur les activités tel que décrit par l'équation 3.

Équation 3 : Émissions liées au transport maritime

Émissions de GES liées au transport maritime =

Σi {(MP * FCMP * ΔTMP * FEMP) + (MA * FCMA * ΔTMA * FEMA) + (CH * ΔTCH * FECH)}

Où :

Le rapport méthodologique de l’Inventaire national des émissions maritimes pour le Canada fournit des facteurs d’émission pour le CO2, le CH4, et le N2O en fonction du type de carburant, du type de moteur et du type de cycle du moteur.

Les promoteurs doivent décrire toutes les hypothèses associées au nombre et au type de navires, à la consommation de carburant, au type de moteur, aux distances de navigation et à la fréquence des voyages par an.

Émissions de GES liées au transport ferroviaire

Les émissions des locomotives ferroviaires dans une zone portuaire ou terminale peuvent être calculées à l’aide de l’Outil d’inventaire des émissions portuaires. L’Outil et le guide de l’utilisateur sont disponibles auprès d’Environnement et Changement climatique Canada en écrivant à l’adresse suivante : ec.oaiem-meit.ec@canada.ca.

Pour les locomotives ferroviaires servant à d’autres applications, les promoteurs peuvent utiliser la méthodologie et les facteurs d’émission décrits dans le dernier Rapport sur la surveillance des émissions des locomotives, produit annuellement par l’Association des chemins de fer du CanadaNote de bas de page 14.

La plus récente version du Rapport sur la surveillance des émissions des locomotives a été publiée en 2018. Dans ce rapport, les émissions de GES sont calculées en fonction de la consommation annuelle de carburant et des taux de consommation de carburant (L/1 000 TKB), et sont présentées pour le transport de marchandises de classe 1 (séparément pour les locomotives de voie principale et les locomotives manœuvres-triage/trains de travaux) et pour diverses opérations de transport de passagers (comme les trains interurbains, les trains de banlieue et VIA Rail). Les promoteurs peuvent consulter la section 5 du rapport : « Émissions des locomotives » pour obtenir des renseignements sur les facteurs d’émission et la méthodologie utilisée pour calculer les émissions de GES. Veuillez consulter le Tableau 3, Consommation de carburant des activités ferroviaires canadiennes, 1990, 2006 à 2018 pour une ventilation de la consommation de carburant déclarée, et le Tableau 9, Émissions de GES et intensités des émissions par service ferroviaire au Canada 1990, 2006 à 2018 pour un exemple de la façon dont les émissions de GES sont déclarées par secteur (comme les trains de marchandises sur voie principale ou les locomotives manœuvres-triage).

Émissions de GES provenant de la combustion du carbone biogénique

Conformément à l’approche présentée dans les Lignes directrices 2006 du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serreNote de bas de page 15 (GIEC, 2006), on peut supposer que les émissions biogéniques de CO2 provenant de la combustion sont équilibrées par l’absorption de carbone avant la récolte. Dans une telle situation, seuls le CH4 et le N2O provenant de la combustion de la biomasse doivent être pris en compte dans la quantification des émissions directes de GES dues à la combustion de la biomasse dans les équipements fixes et mobiles.

2.1.1.2 Émissions liées au changement d’affectation des terres

Les émissions et les absorptions de GES résultant de la conversion de l’affectation des terres comme résultat direct de la construction du projet sont incluses dans les émissions directes de GES. Il convient de noter que cela ne comprend pas l’opportunité de séquestration du carbone perdue comme conséquence du changement d’affectation des terres, qui est inclus dans la quantification des « puits de carbone » (voir la section 4).

La méthode de quantification du changement d’affectation des terres est décrite à l’annexe B du présent guide. Il s’agit d’une approche à plusieurs niveaux, offrant trois options de complexité croissante en fonction de la superficie du projet et de la proportion de la superficie du projet sur des terres à forte densité de carbone (voir la figure 4 de l’annexe B). Cette méthode suit les approches des dernières directives du RIN et du GIEC.

2.1.1.3 Émissions de GES liés aux procédés industriels

Les procédés industriels sont définis comme ceux qui impliquent une réaction chimique ou physique, dont le but principal est de produire un produit, par opposition à la chaleur ou au travail utile (GC, 2020-4). Le promoteur peut utiliser les méthodes suivantes pour quantifier les émissions de GES d’un procédé industriel (comme la production de ciment, la production d’ammoniac ou la sidérurgie) :

Le promoteur doit s’assurer que les émissions liées aux procédés industriels sont définies et calculées séparément des émissions de combustion stationnaire. Consulter les lignes directrices 2006 du GIEC, Volumes 2 et 3 pour de plus amples renseignements.

2.1.1.4 Torchage, évacuation et émissions fugitives de GES

Les émissions de GES de torchage et d’évacuation et les émissions fugitives de GES sont les rejets intentionnels ou involontaires de GES provenant de la production, du traitement, du transport, de l’entreposage et de la livraison de carburants fossiles.Le Tableau 2 classe ces émissions en fonction des catégories du RIN.

Tableau 2 : Sources d’émissions classées en tant que torchage, évacuation et émissions fugitives
Source d’émissions Catégorie
Torchage Torchage
Mines à ciel ouvert (sables bitumineux) Émissions fugitives
Fuites d’équipements fugitives Émissions fugitives
Chargement et déchargement Émissions fugitives
Déversements ou ruptures de pipelines Émissions fugitives
Pertes par le stockage Émissions fugitives
Évacuation/migration de gaz de la colone de surface Émissions fugitives
Bassins de résidus (sables bitumineux) Émissions fugitives
Rejets de CO2 du gisement Évacuation
Dégagement gazeux de déshydrateur au glycol Évacuation
Évacuation déclarée Évacuation
Évacuation non déclarée – joints de compresseur Évacuation
Évacuation non déclarée – instruments pneumatiques Évacuation
Évacuation non déclarée – pompes pneumatiques Évacuation
Évacuation non déclarée – essence de démarrage Évacuation
Évacuation non déclarée – coulée de soufre Évacuation
Évacuation non déclarée – indifférenciée Évacuation
Évacuation non déclarée – essai en cours de forage Évacuation

Les facteurs d’émission pour le torchage, l’évacuation et les émissions fugitives de GES des secteurs de l’industrie pétrolière et gazière se trouvent dans le Tableau 3. Ils ont été établies par ECCC à partir des émissions historiques de GES du RIN et de diverses ressources, dont des publications de Statistique Canada.

Tableau 3 : Facteurs d’émission pour le torchage, l’évacuation et les émissions fugitives de GES par secteur pétrolier et gazier
Secteur pétrolier et gazier Base des facteurs d’émission Unité des facteurs d’émission Facteur d’émission
Torchage Évacuation Émissions fugitives
Production de gaz naturel Production de gaz non associé g éq CO2 / m3 3,27 37,52 56,83
Traitement de gaz naturel Production brute de gaz naturel g éq CO2 / m3 3,10 19,56 2,24
Production de pétrole brut léger et médium Production de pétrole brut léger et médium kg éq CO2 / m3 57,32 164,74 42,83
Production de pétrole brut lourd + sables bitumineux primaires Production de pétrole brut lourd + production de sables bitumineux primaires kg éq CO2 / m3 20,63 163,55 35,21
Exploitation et extraction des sables bitumineux Production de bitume miné kg éq CO2 / m3 1,88 0,15 21,67
Valorisation Production de pétrole brut synthétique kg éq CO2 / m3 19,82 66,25 1,59
Production de sables bitumineux thermiques (CSC + DGMV) CSC + Production de drainage par gravité au moyen de vapeur kg éq CO2 / m3 2,08 0,96 3,57
Transport et stockage de gaz naturel Longueur du pipeline de transport t éq CO2 / km 0,08 9,77 14,63
Raffinage du pétrole Pétrole brut introduit dans les raffineries kg éq CO2 / GJ 0,05 0,25 0,03
Raffinage du pétrole Production de produits pétroliers raffinés (PPR) kg éq CO2 / GJ 0,04 0,22 0,02

Pour les émissions fugitives associées à l’extraction du charbon, les facteurs d’émission sont fournis dans la partie 2 de l’annexe 6 du RIN. Les promoteurs choisiront le facteur d’émission approprié en fonction de l’emplacement du projet, du type de charbon et du type de mine.

2.1.1.5 Émissions de GES provenant des déchets

Les méthodes d’estimation des émissions de GES pour plusieurs catégories de déchets sont disponibles dans l’annexe 3.6 de la partie 2 du RIN. Les approches décrites dans le RIN sont conformes à la méthodologie présentée dans le volume 5 des lignes directrices 2006 du GIEC. Le Tableau 4 présente les sections applicables du RIN et des lignes directrices 2006 du GIEC pour chaque catégorie de déchets considérée.

Tableau 4 : Sources des méthodologies d’estimation des émissions de GES liées à la gestion des déchets du projet
Catégorie de déchets Source de méthodologie GES et activités prises en compte
Élimination des déchets solides (sites d’enfouissement) RIN 2020, partie 2, section A3.6.1. ou Lignes directrices 2006 GIEC, volume 5, chapitre 3 Estimation des émissions de CH4 provenant des sites d’enfouissement de déchets solides municipaux et des sites d’enfouissement de déchets ligneux à l’aide de la méthode de décomposition de premier ordre
Traitement biologique des déchets solides RIN 2020, partie 2, section A3.6.2. ou Lignes directrices 2006 GIEC, volume 5, chapitre 4 Estimation des émissions de CH4 et de N2O provenant du compostage et de la digestion anaérobie.
Incinération et brûlage de déchets à ciel ouvert RIN 2020, partie 2, section A3.6.3. ou Lignes directrices 2006 GIEC, volume 5, chapitre 5 Estimation des émissions de CH4, de N2O et de CO2 pour l’incinération des déchets solides municipaux, des déchets dangereux, des déchets cliniques et des boues d’épuration (hormis le CO2).
Traitement et rejet des effluents RIN 2020, partie 2, section A3.6.4. ou Lignes directrices 2006 GIEC, volume 5, chapitre 6 Estimation des émissions de CH4 et de N2O pour les effluents traités et non traités

ECCC a mis au point un outil facilitant l’analyse des émissions de GES découlant des méthodes de gestion des matières organiques, le calculateur de gaz à effet de serre pour la gestion des déchets. Cet outil est actuellement disponible sur demande. Vous pouvez en obtenir une copie à ec.ges-dechets-ghg-waste.ec@canada.ca.

2.1.2 Émissions de GES provenant de l’énergie acquise

Les émissions de GES provenant de l’énergie acquise sont celles associées à la production de l’électricité, de la chaleur, de la vapeur ou du refroidissement, achetés ou acquis auprès d’un tiers pour le projet (voir la section 3.1.1 de l’ÉSCC). L’hydrogène utilisé comme carburant est également considéré comme une énergie acquise s’il est produit hors site par un tiers.

Les sections suivantes indiquent la manière de quantifier les émissions de GES provenant des principales sources d’énergie acquise.

2.1.2.1 Électricité

Pour la quantification des émissions annuelles de GES provenant de l’électricité acquise, le promoteur peut utiliser les intensités d’émissions provinciales prévues pour les services publics d’électricité, élaborées par ECCC. Les prévisions des intensités d’émission (IE) établies en 2020 se trouvent à l’annexe C du guide. La mise à jour annuelle des prévisions des IE devrait se trouver dans les tableaux de données ouvertes de la page Web des prévisions canadiennes d’émissions de gaz à effet de serreNote de bas de page 17, mais elle n’était pas disponible au moment de la publication du présent document.

Les prévisions comprennent des séries chronologiques des IE qui indiquent la réduction des émissions attendue en raison des politiques et des mesures au fil du temps. Ces prévisions ont été élaborées à l’aide du modèle énergie-émissions-économie du Canada (M3EC) d’ECCC, à partir du RIN 2020, et calculées en divisant le total des émissions de GES prévues associées à l’électricité produite par les services publics d’électricité et à la production industrielle nette vendue au réseau par la consommation d’électricité du réseau de chaque province (par exemple : t éq CO2/GWh par année).

Le promoteur peut, pour la partie du projet au-delà des projections actuelles, s’appuyer sur les politiques provinciales pour établir les tendances près de l’emplacement du projet. L’estimation des IE qui en découle doit être prudente, et la méthodologie, les sources de données, les hypothèses et la justification doivent être bien étayées.

2.1.2.2 L’hydrogène utilisé comme carburant

Pour la quantification des émissions de GES provenant de l’hydrogène acquis utilisé comme carburant dans leur projet, les promoteurs peuvent utiliser les IE présentées dans le Tableau 5.

Tableau 5 : Intensités des émissions des procédés de production d’hydrogène
Processus de production d’hydrogène Intensité des émissionsNote de bas de page 18
(t éq. CO2 / t H2)
Reformage du méthane à la vapeur (RMV) ou oxydation partielle des hydrocarbures 10,0Note de bas de page 19
Reformage autothermique (RAT) 8,98Note de bas de page 20
RMV avec captage et stockage du CO2 (CSC) 5,0
RAT avec CSC 0,45

Si l’hydrogène utilisé dans le projet n’est pas acquis mais plutôt produit dans le cadre de la portée définie du projet, le promoteur doit utiliser l’approche de quantification décrite à la section 2.1.1.

L’IE de la production d’hydrogène par RMV avec CSC suppose un taux de captage de 50 %Note de bas de page 21 tandis que l’IE pour la production d’hydrogène par RAT avec CSC suppose un taux de captage de 95 %Note de bas de page 22.

Les émissions de GES provenant de l’hydrogène obtenu par électrolyse peuvent être quantifiées en utilisant un taux de consommation d’électricité par défautNote de bas de page 23 de 50,0 kWh/kg de H2et la projection de l’IE de la production d’électricité du réseau provincial de la province dans laquelle l’hydrogène est produit, disponible à l’annexe C.

2.1.2.3 Vapeur

Pour la quantification des émissions de GES provenant de la vapeur acquise, le promoteur peut utiliser un facteur d’émission de 223 tonnes (t) d’éq. CO2 /GWh thermique (ou 0,062 t d’éq. CO2 /GJ thermique). Cela suppose l’utilisation d’une chaudière alimentée au gaz naturel avec un rendement de 80 %.

2.1.2.4 Énergie dérivée des déchets

L’énergie dérivée des déchets, des coproduits ou du biogaz peut être considérée comme ayant un facteur d’émission de 0 s’il est possible de produire l’énergie directement sans passer par des processus de conversion des déchets qui émettraient des GES. Il peut s’agir par exemple de l’utilisation du biogaz d’enfouissement pour la chaleur et la vapeur, de l’utilisation de la vapeur produite par l’incinération ou la combustion des déchets, ou des combustibles dérivés des déchets. Si cette énergie n’est pas acquise, mais produite et utilisée dans la portée du projet, le promoteur peut en tenir compte dans le cadre du terme des émissions de GES évitées au pays de l'Équation 1 (voir la section 2.1.3 ci-dessous).

2.1.3 Émissions de GES évitées au pays

Les émissions de GES évitées au pays sont définies dans la section 3.1.1 de l’ÉSCC comme des émissions de GES qui sont réduites ou éliminées au Canada grâce au projet. L’ÉSCC précise que les émissions de GES évitées au pays peuvent également inclure les émissions de GES éliminées après la mise en œuvre de mesures d’atténuation distinctes du projet et qui ne se reflètent pas dans les émissions directes de GES du projet. Ce type d’élimination ou de réduction des émissions est désormais pris en compte dans les initiatives prises au niveau corporatif (voir la section 2.1.4.3). Les projets n’auront pas tous des émissions de GES évitées au pays. La prise en compte de ces émissions dans les émissions nettes de GES est facultative.

Les émissions de GES évitées au pays pourraient être prises en compte dans les émissions nettes de GES d’un projet afin de refléter le fait qu’un projet permet potentiellement des réductions d’émissions qui pourraient profiter au Canada à l’échelle nationale. Par exemple :

Les exigences générales sont décrites ci-dessous :

Les émissions de GES évitées au pays doivent :

Les émissions de GES évitées au pays ne peuvent pas :

Au fur et à mesure de l’entrée en vigueur de politiques plus strictes, les émissions de GES évitées au pays qui continuent de répondre aux exigences ci-dessus devraient diminuer avec le temps. Par conséquent, en 2050 et par la suite, il n’y aura pas d’émissions de GES évitées au pays.

La méthode de quantification des émissions de GES évitées au pays comprend les quatre étapes décrites ci-dessous.

Étape 1 : Établir la portée de l’évaluation

Les promoteurs doivent établir la portée de l’évaluation des émissions de GES évitées au pays et en faire la description. Celles-ci doivent être associées aux émissions directes de GES ou aux émissions de GES provenant de l’énergie acquise pour le projet (et non aux émissions de GES en amont ou en aval).

Étape 2 : Établir le scénario de référence des émissions (sans le projet)

Les promoteurs doivent établir le scénario de référence des émissions (sans le projet) représentant un rendement ou une capacité égale au scénario d’émissions du projet. Le scénario de référence des émissions doit exister et ne peut être hypothétique.

Par exemple, si un projet de pipeline doit remplacer le transport de produits par voie ferroviaire, le scénario avec transport ferroviaire doit exister. Les promoteurs doivent décrire le scénario existant et fournir des détails sur le mode de transport ferroviaire, la capacité de transport, la distance parcourue et la fréquence, ainsi que les émissions qui pourraient être évitées dans le scénario des émissions du projet à l’étape 3.

Le scénario de référence des émissions doit être élaboré pour une série chronologique allant jusqu’à la fin du projet, ou jusqu’à la fin de 2049, selon la première des deux éventualités. On suppose que, d’ici 2050, les mesures (politiques, règlements, programmes) et les conditions du marché en place rendront les émissions de GES évitées au pays non pertinentes, et qu’elles ne pourront donc plus être considérées comme faisant partie des émissions nettes de GES d’un projet en 2050 et après. La série chronologique doit tenir compte des mesures (politiques, règlements, programmes) annoncées et des conditions du marché. Elle doit également tenir compte du remplacement des technologies ou de l’équipement en fin de vie, le cas échéant. Il est possible que les mesures (politiques, règlements, programmes) et les conditions du marché en place rendent les émissions de GES évitées au pays non pertinentes avant 2049.

La quantification pour le scénario de référence des émissions peut être effectuée en utilisant l’approche pour les émissions directes de GES et les émissions de GES liées à l’énergie acquise décrite dans les sections 2.1.1 et 2.1.2, respectivement. Les promoteurs doivent décrire la méthodologie et fournir les données, les facteurs d’émission et les hypothèses utilisés pour la quantification du scénario de référence des émissions.

Étape 3 : Établir le scénario des émissions du projet (avec le projet)

Les promoteurs doivent établir le scénario des émissions du projet pour une série chronologique jusqu’à la fin du projet, ou jusqu’à la fin de 2049, selon la première des deux éventualités. Comme à l’étape 2, le scénario des émissions du projet doit tenir compte des mesures annoncées et des conditions du marché.

La quantification pour le scénario des émissions du projet peut être effectuée en utilisant l’approche pour les émissions directes de GES et les émissions de GES liées à l’énergie acquise décrite dans les sections 2.1.1 et 2.1.2, respectivement. Les promoteurs doivent décrire la méthodologie et fournir les données, les facteurs d’émission et les hypothèses utilisés pour la quantification du scénario des émissions du projet.

Il convient de noter que les émissions directes de GES et les émissions de GES de l’énergie acquise du scénario des émissions du projet peuvent ne pas être les mêmes que celles obtenues du calcul des émissions nettes de GES du projet lui-même. Cela est dû au fait que certaines émissions de GES évitées au pays peuvent se produire dans le scénario des émissions du projet qui sont en dehors de la portée du projet. Cette situation doit être prise en compte dans l’établissement des scénarios. Par exemple, un nouveau projet ferroviaire hypothétique utilise un scénario de référence des émissions où les marchandises sont actuellement transportées par camions. Dans le scénario des émissions du projet, une partie des marchandises transportées par camion est transportée par voie ferroviaire (avec la documentation appropriée). Les wagons de chemin de fer et les camions doivent être pris en compte dans l’évaluation des émissions de GES évitées au pays, alors que ces marchandises transportées par camions ne font peut-être pas forcément partie de la portée du projet ferroviaire.

Étape 4 : Calculer les émissions de GES évitées au pays

Le total des émissions de GES évitées au pays est la valeur absolue de la différence entre les étapes 3 et 2. Pour pouvoir déclarer des émissions de GES évitées au pays, il faut que les émissions provenant du « scénario des émissions du projet » soient inférieures à celles du « scénario de référence des émissions ».

Les émissions de GES évitées au pays doivent être présentées pour chaque année de la phase d’exploitation du projet jusqu’en 2049, le cas échéant.

Une liste de vérification concernant les émissions de GES évitées au pays est fournie au Tableau 6.

Tableau 6 : Liste de vérification concernant les émissions de GES évitées au pays

  • Le projet est-il censé générer des émissions de GES évitées au pays?
  • Le scénario de référence des émissions existe-t-il actuellement (réel ou hypothétique)?
  • Les scénarios tiennent-ils compte des mesures annoncées (règlements, plans et programmes) et des conditions du marché, et les hypothèses sont-elles raisonnables?
  • Les émissions de GES évitées au pays sont-elles réelles, supplémentaires, quantifiées, vérifiables, uniques et permanentes?
  • Les émissions de GES évitées au pays sont-elles quantifiées pour chaque année de la phase d’exploitation du projet (jusqu’en 2049, au maximum)?
  • Les émissions évitées au pays diminuent-elles au fil du temps avec l’augmentation de la rigueur des mesures et du taux d’électrification? Les émissions évitées sont-elles toujours pertinentes compte tenu des mesures annoncées (règlements, plans et programmes) et des conditions du marché?
  • Les émissions de GES évitées au pays représentent-elles des réductions au Canada?
  • La description de la méthodologie, les données, les facteurs d’émission et les hypothèses sont-ils fournis, et conviennent-ils?

2.1.4 Mesures compensatoires

Le terme « Mesures compensatoires » de l’Équation 1 englobe la somme des crédits compensatoires, du CO2 capté et stocké, et des initiatives prises au niveau corporatif. Ces éléments sont décrits plus en détail aux sections 2.1.4.1 à 2.1.4.3. Les mesures compensatoires peuvent également inclure d’autres mesures d’atténuation telles que des changements d’affectation des terres pour atténuer la perturbation des puits de carbone par la restauration, le boisement, ou une activité de compensation ou de conservation (voir les sections 3.4.3 et 3.5.3).

2.1.4.1 Crédits compensatoires

Les crédits compensatoires sont définis dans la section 3.1.1 de l’ÉSCC comme des réductions ou absorptions des émissions de GES générées par des activités qui s’ajoutent à celles qui auraient eu lieu en l’absence du projet de crédits compensatoires (c’est-à-dire générées par des activités qui vont au-delà des exigences légales et d’une norme de maintien du statu quo). Chaque crédit produit par un projet de crédits compensatoires représente une t d’éq. CO2 réduits ou retirés de l’atmosphère.

Les crédits compensatoires peuvent s’appliquer aux émissions nettes de GES du projet (et non aux émissions de GES en amont ou en aval).

À l’exception des projets de crédits compensatoires qui satisfont aux exigences des crédits compensatoires internationaux, les crédits compensatoires appliqués aux nouvelles émissions d’un projet dans le cadre de l’ÉSCC doivent provenir d’un projet enregistré dans un programme réglementaire de crédits compensatoires fédéral, provincial ou territorial canadien qui cadre avec les pratiques exemplaires décrites dans le Cadre pancanadien pour les crédits compensatoires du Conseil canadien des ministres de l’environnement.

Au moment de la publication du présent guide technique, le système fédéral de crédits compensatoires pour GES était en cours d’élaboration. Des renseignements concernant le système fédéral sont accessibles sur le site Système fédéral de crédits compensatoires pour les gaz à effet de serre – Canada.ca.

Les crédits compensatoires seront achetés par le promoteur du projet et retirés ou annulés volontairement des registres des systèmes de crédits compensatoires connexes. Pour l’achat de crédits compensatoires, les contrats seraient négociés entre promoteurs de projet et vendeurs intéressés. Les transferts de crédits compensatoires d’une partie à une autre seraient suivis dans le registre du système de projets de crédits compensatoires ou dans le système de suivi des crédits. Des tiers, tels que des bourses du carbone ou des services de courtage, peuvent jouer un rôle dans la facilitation des transactions. Les promoteurs doivent s’assurer de connaître les modalités, les conditions et les exigences du programme de crédits compensatoires auprès duquel ils achètent et utilisent les crédits avant de choisir cette option.

Les crédits compensatoires utilisés pour le calcul des émissions nettes de l’étude d’impact ne doivent pas avoir déjà été retirés ou annulés à d’autres fins, y compris la conformité à une exigence réglementaire, une demande volontaire du promoteur (par exemple à des fins non liées à l’évaluation d’impact), ou par toute autre entité à des fins de conformité ou volontaires. Cela permettra de s’assurer que les crédits compensatoires déterminés représentent des réductions d’émissions progressives et qu’elles compensent des émissions qui ne peuvent être atténuées d’aucune autre manière (p. ex. les émissions provenant de la phase de construction du projet).

Les crédits compensatoires utilisés pour compenser les émissions du projet au cours d’une année donnée doivent avoir été émis au plus tard cinq ans avant leur utilisation pour l’ÉSCC et représenter des réductions ou des absorptions d’émissions d’au moins un des GES déclarés dans le plus récent rapport d’inventaire national (RIN) du Canada.

Crédits compensatoires internationaux

Au moment de la publication de cette version préliminaire du guide technique, il n’est pas possible d’utiliser des crédits compensatoires internationaux ou des résultats d’atténuation transférés à l’échelle internationale (RATI) comme crédits compensatoires.

Lorsque les règles pour le transfert des résultats d’atténuation entre le Canada et les pays partenaires auront été établies, il est prévu que les crédits compensatoires internationaux soient acceptables s’ils sont pleinement conformes aux règles relatives aux RATI établies à l’article 6 de l’Accord de Paris, à toutes les décisions applicables adoptées par la Conférence des Parties et à tout autre critère relatif aux mesures compensatoires internationales qui sera élaboré par ECCCNote de bas de page 24.

2.1.4.2 CO2 capté et stocké

Le CO2 capté et stocké est défini à la section 3.1.1 de l’ÉSCC comme les émissions de CO2 générées par le projet et captées et stockées de façon permanente dans le cadre d’un projet de stockage qui respecte les critères suivants :

Les promoteurs peuvent stocker le CO2 dans le cadre d’un projet ou d’un produit de stockage qui n’est pas conforme aux critères susmentionnés s’ils fournissent des documents attestant que le CO2 sera séquestré de manière permanente (c.-à-d. pendant au moins 100 ans) et que ceux-ci soient réalisés à la satisfaction des autorités fédérales.

Les promoteurs qui intégrent le captage et le stockage du CO2 à leur projet doivent fournir une description du système de captage et de stockage, y compris les lieux de captage et de stockage (avec la capacité de stockage prévue) ou les utilisations finales (pour le stockage dans des produits), ainsi que des technologies et de l’infrastructure de transport associées. Les promoteurs doivent également indiquer l’efficacité visée du captage et du stockage de CO2 pour le projet.

Pour chaque année de la durée de vie du projet pendant laquelle le système de captage et de stockage du CO2 sera opérationnel, le promoteur doit fournir une estimation de la quantité annuelle de CO2 captée, et de la quantité annuelle de CO2 stockée. Ces valeurs doivent être représentées séparément. Les émissions directes de GES associées au captage et au stockage qui se produisent dans la portée définie du projet doivent être incluses dans l’estimation des émissions directes de GES (section 2.1.1).

2.1.4.3 Initiatives prises au niveau corporatif

Les actions et initiatives prises au niveau corporatif comprennent les émissions de GES absorbées à la suite de mesures d’atténuation distinctes du projet et qui ne sont pas prises en compte dans les émissions directes de GES du projet. Bien que ces émissions de GES soient au-delà de la portée du projet, elles doivent être attribuées uniquement au projet (c.-à-d. que les mêmes absorptions d’émissions de GES ne peuvent pas être comptabilisées pour de multiples projets). Les émissions de GES absorbées doivent également représenter des absorptions réelles, supplémentaires, quantifiables, vérifiables, uniques et permanentes au Canada.

Comme pour les émissions de GES nationales évitées, les absorptions de GES prises au niveau corporatif ne peuvent tenir compte :

Le promoteur doit fournir des renseignements sur les initiatives au niveau corporatif qui compteront pour les mesures compensatoires. Cela comprend une description des mesures et initiatives spécifiques et des technologies pertinentes, le calendrier de mise en œuvre prévu et la série chronologique de la quantité de mesures compensatoire. Toutes les données, tous les facteurs d’émission et toutes les hypothèses utilisés pour déterminer la quantité d’émissions de GES absorbées doivent être fournis.

2.1.5 Intensité des émissions du projet

Le cas échéant, les promoteurs calculeront l’IE du projet, en utilisant l’équation suivante :

Équation 4 : Intensité des émissions du projet

Intensité des émissions du projet = Émissions de GES nettes Unités produites

Le terme « Unités produites » dans l’Équation 4 doit correspondre à la production à la capacité maximale du projet ou à la capacité maximale supplémentaire que le projet crée, comme décrit à l’Équation 1.

Les unités d’IE du projet seront précisées dans les Lignes directrices adaptées relatives à l’étude d’impact (LDAREI). Des exemples d’unités d’IE possibles par type de projet sont fournis dans le Tableau 7.

Tableau 7 : Exemples d’unités d’intensité des émissions par type de projet
Type de projet Unité d’intensité des émissions
Production d’électricité à partir de gaz naturel t éq. CO2 / GWh générés
Production d’hydroélectricité t éq. CO2 / GWh générés
Gaz naturel liquéfié (GNL) t éq. CO2 / t GNL produit
Pipeline t éq. CO2 / baril transporté
Gazoduc t éq. CO2 / million de pieds cubes transportés
Mines de métaux t éq. CO2 / t métal produit
Installation industrielle t éq. CO2 / t extrants produits

Pour certains types de projets, il se peut qu’il ne soit ni possible ni pertinent d’établir l’IE du projet; dans ce cas, les LDAREI ne l’exigeront pas.

L’IE estimative du projet sera calculée dans l’étude d’impact pour chaque année de la phase d’exploitation du projet. Les projets qui fournissent à la fois les émissions maximales et les émissions nettes de GES associées à la capacité d’exploitation prévue, comme décrit dans la section 2.1, peuvent fournir les deux IE de projet correspondantes.

2.2 Possibilité d’accident ou de défaillance

Dans l’étape de l’étude d’impact, les promoteurs du projet fourniront une description des grandes sources d’émissions de GES qui peuvent être la conséquence d’accidents ou de défaillances possibles.

2.3 Discussion sur le développement des estimations des émissions et l’évaluation des incertitudes

Dans l’étape de l’étude d’impact, les promoteurs du projet décriront l’incertitude associée aux estimations des émissions nettes de GES de leur projet. Cette description devrait être à la fois qualitative et quantitative, dans la mesure du possible.

Il y a deux types d’incertitude à prendre en compte :

  1. l’incertitude liée aux données;
  2. l’incertitude liée aux méthodes et aux modèles.

La discussion de l’incertitude liée aux données identifiera toutes les hypothèses faites dans le choix des données, leur applicabilité au projet, leur représentativité et leur exhaustivité. La discussion expliquera comment les données peuvent être améliorées par une plus grande certitude sur la conception du projet et les variables (type et volume de carburant utilisé par exemple) à mesure que la conception progresse vers la finalisation. Une comparaison des données avec des ensembles de données comparables peut éclairer la discussion sur l’incertitude. La discussion reconnaîtra que le caractère incertain des estimations augmente généralement plus les années sont éloignées dans le futur. La discussion comprendra également une description des circonstances possibles dans lesquelles les accidents ou les défaillances décrits à la section 2.2 peuvent se produire.

La discussion sur l’incertitude des méthodes et des modèles, le cas échéant, énumérera les hypothèses liées à la méthode ou au modèle utilisé et leur justification. Dans la mesure du possible, l’incertitude pourrait être représentée quantitativement en utilisant différentes méthodes et différents modèles, ou en élaborant des scénarios avec des entrées de données variables afin de générer une gamme d’émissions raisonnables. Il pourrait y avoir des scénarios liés à des modifications dans la conception du projet et/ou des considérations externes qui pourraient affecter les émissions de GES d’un projet au fil du temps. Il peut s’agir, par exemple, d’une discussion qualitative sur la façon dont les conditions économiques entourant le projet pourrait influencer les émissions du projet, comme le prix des produits de base et/ou l’utilisation du projet, les incertitudes liées à l’IE des émissions de GES de l’énergie acquise, et la façon dont les émissions pourraient évoluer en fonction du type d’équipement, de combustible ou d’autre source d’énergie utilisée.

Enfin, la discussion sur l’incertitude décrira comment le degré d’incertitude des estimations des émissions a été réduit.

2.4 Étape de planification

Le Règlement sur les renseignements et la gestion des délaisstipule que les promoteurs de projets doivent fournir une estimation de toute émission de GES liée au projet dans la description initiale et la description détaillée du projet. Il s’agit de calculer les émissions annuelles nettes maximales de GES pour chaque phase du projet, en ventilant chaque terme de l’équation 1. Le promoteur doit également fournir la méthodologie, les données, les facteurs d’émission et les hypothèses utilisés.

Lors de l’étape de planification,les promoteurs peuvent ne pas avoir suffisamment d’information afin d’être en mesure de déterminer précisément les émissions nettes de GES pour chaque année de la durée de vie du projet. Les promoteurs du projet doivent fournir les renseignements figurant dans la partie 1 du tableau 8 dans la description initiale et détaillée du projet. Le promoteur devrait également fournir l’information demandée dans la partie 2 du Tableau 8 afin d’aider l’AEIC ou les organismes de réglementation du cycle de vie pertinents à comprendre les émissions potentielles de GES liées au projet.

Tableau 8 : Renseignements à fournir dans la description initiale et détaillée du projet
Partie 1 - Renseignements obligatoires
Émissions nettes de GES
  • Une estimation des émissions annuelles nettes maximales de GES pour chaque phase du projet, y compris une ventilation de chaque terme de l’équation 1, sur la base de l’information disponible pendant l’étape de planification.
  • Une description de la méthodologie, des données, des facteurs d’émission et des hypothèses utilisés.
Partie 2 : Renseignements complémentaires  utiles à l’estimation des émissions nettes de GES
Émissions directes de GES
  • Une indication des principales sources prévues d’émissions de GES
  • Une estimation des émissions annuelles directes maximales de GES pour chaque phase du projet (construction, exploitation, désaffectation), avec une description de la méthodologie, des facteurs d’émission et des hypothèses utilisés pour la quantification.
  • Une estimation de la superficie prévue des terres touchées dans chaque catégorie d’affectation des terres du GIEC : terres forestières, terres humides, terres cultivées, prairies.
Émissions de GES provenant de l’énergie acquise

Une confirmation de l’acquisition ou non d’énergie par le projet, et si ces données sont applicables et disponibles :

  • Une description de l’énergie acquise qui sera utilisée pour chaque phase du projet.
  • La quantité annuelle prévue d’énergie acquise et les émissions annuelles de GES de l’énergie acquise pour chaque phase du projet.
  • L’identification des années pendant lesquelles le projet devrait utiliser chaque énergie acquise.
Émissions de GES évitées au pays

Une confirmation des émissions de GES qui sont réduites ou éliminées au Canada résultant du projet, et si ces données sont applicables et disponibles :

  • Une description des émissions de GES évitées au pays, y compris une description des scénarios de référence des émissions proposés.
  • Une liste des nouvelles mesures, comme des politiques, des réglementations, programmes et autres facteurs (p.ex. l’état du marché et le taux d’électrification) qui seront prises en compte dans l’élaboration des séries chronologiques du scénario de référence des émissions et du scénario des émissions du projet.
  • Les années pour lesquelles des émissions nationales de GES évitées pourraient être générées.
Mesures compensatoires

Une indication de l’intention ou non du promoteur d’utiliser des mesures compensatoires pour le projet, et si elles sont applicables et disponibles :

  • Pour les crédits compensatoires :
    • indication des programmes de crédits compensatoires fournissant des crédits;
    • la quantité annuelle estimée des crédits compensatoires devant être achetés dans chaque phase du projet;
  • Pour le CO2 capté et stocké :
    • Une description du système de captage, de transport et de stockage du CO2, y compris si le projet vise le captage partiel ou complet du CO2 (efficacité) et si le projet de stockage du CO2 fait partie de la portée du projet ou en est exclu.
    • Une indication de la quantité annuelle prévue de CO2 qui serait captée par le système.
    • Projets de stockage
      • Description du projet de stockage de CO2, y compris l’emplacement et la capacité de stockage totale prévue.
    • Stockage dans les produits
      • Description de l’utilisation finale du CO2 (c.-à-d. des produits fabriqués).
      • Une indication de la quantité annuelle prévue de CO2 stockée (dans un projet ou un produit).
  • Pour les initiatives prises au niveau corporatif :
    • Une description des initiatives ou actions prises par l’entreprise, du lieu et de la zone couverte le cas échéant.
  • L’identification des années pendant la durée de vie du projet pour lequelles des crédits compensatoires seront utilisés.

2.5 Étape de l’étude d’impact

Dans l’étude d’impact, les promoteurs du projet quantifieront les émissions nettes de GES du projet pour chaque année de la durée de vie du projet, et l’IE du projet, pour chaque année de la phase opérationnelle. La quantification doit témoigner de la conception finale, y compris les mesures d’atténuation désignées dans la section 3 (MTD et MPE, autres mesures d’atténuation et crédits compensatoires).

Dans l’étude d’impact, chaque terme de l’Équation 1 doit être fourni, ainsi que les méthodologies, la description des modèles utilisés, les données, l’IE et toute hypothèse utilisée. L’étude d’impact doit contenir un degré de détail et de précision qui rend compte des nouveaux renseignements recueillis et des décisions prises après la description du projet fournie lors de l’étape de planification. Au minimum, le promoteur doit fournir les renseignements demandés au Tableau 9.

Tableau 9 : Liste de vérification des renseignements minimaux qui seront requis du promoteur dans l’étude d’impact
Sujet Renseignements minimaux requis
Émissions directes de GES
  • Une description des principales sources d’émissions de GES, dont des détails sur les types d’équipements et les activités.
  • Une estimation des émissions annuelles directes de GES pour chaque source principale pour la durée de vie du projet.
  • Une estimation des émissions annuelles directes de GES pour chaque année de la durée de vie du projet.
  • Une description de la méthodologie, des données, des facteurs d’émission et des hypothèses utilisées pour quantifier les émissions directes de GES.
Émissions de GES provenant de l’énergie acquise

Une confirmation de l’acquisition ou non d’énergie par le projet, et le cas échéant :

  • Une description des types d’énergie acquise, y compris les sources d’énergie et les renseignements justificatifs.
  • La quantité d’énergie acquise pour chaque année de la durée de vie du projet.
  • Une estimation des émissions annuelles de GES provenant de l’énergie acquise pour chaque année de la durée de vie du projet pour chaque type d’énergie acquise.
  • Une description de la méthodologie, des données, des facteurs d’émission et des hypothèses utilisées pour la quantification des émissions de GES provenant de l’énergie acquise.
Émissions de GES évitées au pays

Une confirmation des émissions de GES qui sont réduites ou éliminées au Canada résultant du projet, et le cas échéant :

  • Une description des émissions de GES évitées au pays, y compris une description du scénario de référence des émissions.
  • Une liste des nouvelles mesures, comme des politiques, des réglementations, des programmes et autres facteurs (p. ex. les conditions du marché et le taux d’électrification) qui sont prises en compte dans les séries chronologiques du scénario de référence des émissions et du scénario du projet des émissions.
  • Une estimation des émissions de GES évitées au pays chaque année de la durée opérationnelle du projet.
  • Une description de la méthodologie, des données, des IE et des hypothèses utilisés pour quantifier le scénario de référence des émissions et du scénario des émissions du projet, dont une démonstration du caractère raisonnable et prudent.
Mesures compensatoires

Une confirmation de l’intention ou non du promoteur d’utiliser des mesures compensatoires pour le projet, et le cas échéant :

  • Pour les crédits compensatoires :
    • Si le promoteur a l’intention ou non d’acheter des crédits compensatoires, et le cas échéant :
      • Le nombre de crédits compensatoires qu’il compte utiliser chaque année de la durée de vie du projet.
      • Les programmes de crédits compensatoires des GES d’où proviendra chaque crédit compensatoire.
      • Une confirmation que les crédits compensatoires proviennent d’un projet inscrit à un système réglementaire de crédits compensatoires fédéral, provincial ou territorial.
  • Pour le CO2 capté et stocké :
    • Une confirmation de si le projet captera ou stockera du CO2, et le cas échéant :
      • Une description des systèmes de captage et de stockage du CO2 et des lieux (c.-à-d. le site de captage, le site du projet de stockage ou le site de fabrication de produits).
      • La quantité annuelle prévue de CO2 captée chaque année ou durant la phase opérationnelle du projet.
    • Projets de stockage :
      • Les caractéristiques géologiques du site de stockage, y compris la capacité totale.
      • La quantité annuelle de CO2 dont le stockage est prévu chaque année de la phase opérationnelle du projet.
    • Stockage dans les produits
      • Une description de l’utilisation finale du CO2 (c.-à-d. du produit) et du cycle de vie associé.
      • La quantité annuelle de CO2 devant être stockée dans les produits (c.-à-d. la quantité par unité de produit et le nombre total d’unités de produit fabriquéss) chaque année de la phase opérationnelle du projet.
    • Les technologies utilisées pour le captage, le transport, l’injection et la surveillance, y compris tout facteur propre au projet et si la technologie a fait ses preuves ailleurs (emplacement et taux de captage).
    • Décrire le protocole utilisé ou respecté pour la quantification.
    • Une explication assortie de documents justificatifs de la manière dont le projet garantira que le CO2 est stocké de manière permanente, et une discussion sur la faisabilité et le risque du transport du CO2 capté vers le lieu de stockage.
    • Décrire tout contrat en vigueur ou en cours de négociation entre le promoteur, le projet de stockage et, le cas échéant, les gouvernements.
  • Pour les initiatives prises au niveau corporatif :
    • Une estimation des émissions de GES éliminées grâce aux initiatives de l’entreprise chaque année de la durée de vie du projet.
    • Une description des initiatives corporatives qui seront affectées au projet et les documents justificatifs, le cas échéant.
    • Le calendrier de mise en œuvre proposé.
    • Une confirmation de la manière dont le promoteur garantira que les initiatives ne seront pas comptées en double par d’autres projets faisant l’objet d’une évaluation d’impact.
  • Une description de la méthodologie, des données, de l’IE et des hypothèses utilisées pour la quantification des crédits compensatoires, le cas échéant.
Émissions nettes de GES
  • Émissions nettes de GES par année pour chaque phase du projet, selon le débit ou la capacité maximale du projet (nouveau projet) ou le débit ou la capacité supplémentaire (expansion).
  • Option : si le projet est censé fonctionner à une capacité sensiblement différente de la capacité maximale initiale, le promoteur peut aussi fournir les émissions nettes de GES pour la capacité de fonctionnement escomptée. Le promoteur peut alors utiliser les émissions nettes de GES associées à la capacité opérationnelle prévue si un plan pour atteindre des émissions nettes nulles d’ici 2050 est exigé.
Intensité des émissions du projet
  • Une estimation de l’IE du projet par année pour la phase opérationnelle, selon le calcul des émissions nettes de GES susmentionnées.
  • Une description et la quantité d’unités produites à l’aide de l’Équation 2 chaque année de la phase opérationnelle.
Possibilité d’accident ou de défaillance
  • Une description de sources importantes d’émissions de GES qui peuvent être la conséquence d’accidents ou de défaillances.
Incertitude
  • Une discussion sur l’élaboration des estimations d’émissions et l’évaluation des incertitudes (section 2.3).

3 Mesures d’atténuation et plan pour atteindre des émissions nettes nulles

Les promoteurs de projets soumis à une évaluation d’impact fédérale devront fournir des renseignements au sujet des mesures d’atténuation. Ces dernières sont des mesures qui éliminent, réduisent, contrôlent ou limitent les effets négatifs d’un projet. Dans le contexte des GES, les mesures d’atténuation sont les technologies, les techniques et les pratiques qui sont élaborées au cours de la conception et mises en œuvre pendant les phases de construction, d’exploitation et de désaffectation, et qui contribuent à réduire les émissions nettes de GES du projet, tel que décrit dans les sections 4.1.3 et 5.1.4 de l’ÉSCC.

L’élaboration et la mise en œuvre des mesures d’atténuation doivent suivre les principes discutés dans la section 3.1 afin de minimiser les émissions de GES du projet. Le processus de détermination des MTD/MPE décrit dans la section 3.2 est un outil basé sur ces principes et est utilisé pour identifier les mesures d’atténuation efficaces qui sont techniquement et économiquement réalisables. La section 3.3 fournit une description des renseignements requis pour l’étape de planification. Enfin, une description des renseignements requis lors de l’étape de l’étude d’impact pour les projets ayant une durée de vie se terminant avant 2050 et les projets ayant une durée de vie allant au-delà de 2050, est fournie aux sections 3.4 et 3.5, respectivement.

3.1 Principes

L’élaboration et la mise en œuvre des mesures d’atténuation qui réduiront les émissions de GES du projet doivent respecter les principes énoncés ci-dessous :

3.2 Processus de détermination des MTD/MPE

Pour tout projet qui passe à l’étape de l’évaluation d’impact, le promoteur devra mener un processus de détermination des MTD/MPE. Le processus de détermination des MTD/MPE est un outil qui aide les promoteurs à identifier les mesures d’atténuation des GES et à minimiser les émissions de GES en se basant sur les principes décrits précédemment.

Le processus de détermination des MTD/MPE est présenté à la Figure 1. Il nécessite une analyse structurée en six étapes pour identifier et sélectionner les technologies, techniques et pratiques les plus efficaces qui sont techniquement et économiquement réalisables afin de minimiser les émissions de GES associées au projet.

La portée de l’analyse des MTD/MPE considère l’ensemble des sources principales d’émissions du projet ainsi que les émissions des phases de construction, d’exploitation et de désaffectation, dans le cadre de la portée définie du projet. Cela donne la possibilité aux promoteurs de projet de créer des scénarios pour l’ensemble du projet, qui comprendraient des technologies et des pratiques permettant de minimiser les émissions de GES provenant des principales sources d’émissions du projet. La Figure 2 ci-dessous illustre la manière dont les scénarios à l’échelle du projet sont élaborés à chaque étape du processus de détermination des MTD/MPE.

Afin d’aider les promoteurs à fournir les renseignements requis pour chacune de ces étapes, des détails supplémentaires sont fournis dans les sections suivantes. Pour certaines de ces étapes (2, 4A et 4B), des questions d’orientation sont proposées pour aider les promoteurs durant le processus de détermination des MTD/MPE. Ces questions d’orientation encouragent la transparence et la clarté et permettent aux promoteurs d’évaluer chaque technologie et pratique sans parti pris.

Figure 1 : Étapes du processus de détermination des MTD/MPE
Description longue

Les étapes ont l’ordre suivant:

  • Étape 1 : Liste des technologies et pratiques
  • Étape 2 : Évaluation de la faisabilité technique qui comprend des questions d’orientation spécifiques
  • Étape 3 : Évaluation du potentiel de réduction des GES
  • Étape 4A : Évaluation de la faisabilité économique qui comprend des questions d’orientation spécifiques
  • Étape 4B : Considération supplémentaires qui comprend des questions d’orientation spécifiques
  • Étape 5 : Sélection des meilleures technologies disponibles / meilleures pratiques environnementales (MTD/MPE)
  • Étape 6 : Examen par le gouvernement du Canada

 

Figure 2 : Illustration de la progression et des indicateurs potentiels pour chaque étape du processus de détermination des MTD/MPE.
Description longue

L’organigramme donne un exemple de l’application des cinq étapes que les promoteurs doivent suivre dans le processus de détermination des MTD/MPE. Les étapes un et deux énumèrent les technologies et les pratiques et évaluent leur faisabilité technique. Dans cet exemple, il y a 3 sources d’émissions, la source d'émission A, la source d'émission B et la source d'émission C, qui ont chacune trois technologies à prendre en considération, numérotées de 1 à 9. Le niveau de maturité technologique (NMT) est l’indicateur pour évaluer la faisabilité technique de chaque technologie énumérée. La technologie 2 pour la source d'émission A et la technologie 6 pour la source d'émission B ne sont pas considérées comme techniquement réalisables et sont éliminées de toute considération ultérieure. Les technologies qui restent passent à l'étape 3, qui évalue le potentiel de réduction des émissions des GES de chaque technologie. L’indicateur pour évaluer les technologies à l'étape 3 est la réduction en tonnes d'éq CO2 par année pour chaque technologie. Aucune technologie n'étant éliminée à cette étape, toutes les technologies passent à l'étape 4, qui évalue la faisabilité économique et des considérations supplémentaires. L’indicateur pour la faisabilité économique est le coût exprimé par tonne d'éq CO2 réduit pour chaque technologie. Dans ce cas, la technologie 9 pour la source d'émission C est considérée comme non économiquement réalisable et est éliminée de toute considération ultérieure. Les technologies qui restent passent à l'étape 5, où elles sont combinées pour former des scénarios au niveau du projet. Pour cet exemple, les technologies ont été combinées arbitrairement pour former trois scénarios, mais il faut considérer les technologies à utiliser pour chaque source d'émission de GES. Le scénario 1 utilise les technologies 1, 4 et 8. Le scénario 2 utilise les technologies 3, 4 et 7. Le scénario 3 utilise les technologies 3, 5, 7 et 8. L’indicateur pour évaluer chaque scénario est la quantité de GES au niveau du projet mesurée en tonnes d'éq CO2 par année, où les émissions annuelles de GES les plus faibles sont priorisées.

Étape 1 : Liste des technologies et pratiques

Les promoteurs du projet initient le processus de détermination des MTD/MPE en identifiant toutes les technologies et pratiques disponibles et émergentes en fonction des principales sources d’émissions identifiées pour chaque phase du projet. Les principales sources d’émissions, telles que décrites à la section 2.1.1, peuvent inclure des groupes de technologies ou de pratiques qui contribuent à 1% ou plus des émissions directes totales de GES du projet. Ces groupes de technologies et de pratiques (ci-après dénommés « groupes ») ont les mêmes objectifs de fonctionnement, mais peuvent avoir des conceptions, des spécifications et des caractéristiques différentes. Il s’agit par exemple de différents processus et technologies tels que la production de vapeur, le traitement du minerai ou le transport, avec les équipements auxiliaires associés.

La liste peut être complétée et améliorée en tenant compte des technologies et pratiques émergentes de projets similaires à haute efficacité énergétique au Canada et à l’échelle internationale. À ce stade, toutes les options disponibles et émergentes doivent être prises en compte, y compris les technologies et les pratiques utilisées ou en développement à l’extérieur du Canada et au-delà du secteur du projet. Les promoteurs doivent également identifier toute absence ou vide technologique, lorsqu’aucune technologie n’est disponible commercialement, en soulignant comment les technologies émergentes pourraient combler cette lacune.

Les exemples suivants sont des exemples de technologies et de pratiques que les promoteurs peuvent explorer en élaborant leur liste de MTD/MPE spécifiques :

Étape 2 : Évaluation de la faisabilité technique

Pour chacune des sources principales d’émissions de GES, la faisabilité technique de toutes les technologies et pratiques (ou groupes) identifiées à l’étape 1 et qui lui sont associée sera évaluée. Une technologie ou une pratique techniquement réalisable peut être mise en œuvre avec succès dans les circonstances spécifiques du projet et est généralement acceptée, documentée et mise à l’essai. L’élaboration de critères techniques est une méthode utile pour déterminer la faisabilité technique, et certains ont été repris dans les questions d’orientation présentées ci-dessous.

Pour les technologies émergentes, les promoteurs peuvent utiliser des indicateurs, tel que le niveau de maturité technologique (NMT), pour évaluer le moment où ces technologies peuvent devenir techniquement réalisables. La Figure 2 présentée ci-dessus illustre comment le promoteur doit identifier les principales sources d’émissions et leur faisabilité technique respective au cours des étapes 1 et 2 du processus de détermination des MTD/MPE.

Dans les cas où le promoteur conclut qu’une technologie ou une pratique n’est pas techniquement réalisable pendant la durée de vie du projet, il doit fournir une justification détaillée, y compris les données, calculs, hypothèses et autres analyses appuyant l’exclusion d’une technologie ou d’une pratique en raison de considérations techniques. Les promoteurs sont invités à discuter du moment et des circonstances dans lesquels les technologies et pratiques éliminées pourraient devenir techniquement réalisables. La prise en compte de facteurs supplémentaires, tels que les considérations économiques, environnementales et sociales, sera abordée plus tard dans les étapes 4A et 4B du processus.

Le Tableau 10 fournit une liste non-exhaustive de questions d’orientation pour aider le promoteur à évaluer si chaque technologie ou pratique est techniquement réalisable.

Tableau 10 : Questions d’orientation – Faisabilité technique

  • Comment la technologie/pratique se compare-t-elle aux technologies et pratiques traditionnelles en termes de mesures de rendement et d’efficacité (p. ex. la qualité ou la pureté du produit, ou une autre mesure correspondant aux besoins du projet)?
  • La technologie/pratique peut-elle raisonnablement être intégrée à l’infrastructure existante de l’usine et à la disponibilité de l’espacement?
  • La technologie/pratique peut-elle raisonnablement être intégrée au mode de fonctionnement proposé?
  • Existe-t-il des conditions ou des limitations régionales spécifiques (telles que des considérations climatiques) qui ont une incidence sur la faisabilité de cette technologie/pratique?
  • La disponibilité des sources d’énergie est-elle suffisante (en terme d’infrastructure et d’offre) pour soutenir l’utilisation de la technologie/pratique?
  • La technologie/pratique est-elle disponible dans le commerce? Si ce n’est pas le cas, quand devrait-elle être disponible dans le commerce?
  • La technologie/pratique a-t-elle été démontrée à l’échelle industrielle dans ce secteur? Le promoteur peut faire référence au NMT, le cas échéant, pour l’utiliser dans la justification.
  • Quelles sont les restrictions/limitations techniques de cette technologie/pratique, le cas échéant?
  • Quels sont les risques techniques associés à cette technologie/pratique, le cas échéant?
  • Les technologies/pratiques sont-elles alignées sur les pratiques de résilience climatique?

Étape 3 : Évaluation du potentiel de réduction des GES

L’étape 3 examine l’incidence de chaque technologie et pratique (ou groupes), en terme de GES, sur chaque source principale d’émissions. Les promoteurs doivent effectuer cet exercice pour toutes les technologies et pratiques, y compris les technologies émergentes, qui n’ont pas été éliminées.

Lorsqu’ils évaluent le potentiel de réduction des émissions de GES associé à la technologie, les promoteurs doivent tenir compte des GES supplémentaires liés à l’utilisation ou à l’intégration de la technologie, le cas échéant. Par exemple, le potentiel de réduction des émissions (en t d’éq. CO2/année) d’une technologie de CSC tiendra compte à la fois du taux direct de captage et de l’énergie consommée par la technologie. La Figure 2 présentée ci-dessus illustre le passage de l’étape 2 à l’étape 3 du processus de détermination des MTD/MPE.

Certaines technologies et pratiques sont mutuellement exclusives, où la mise en œuvre de l’une d’entre elles empêche la mise en œuvre d’une autre (p. ex. si l’électrification des processus est explorée, les technologies de capture et de stockage du CO2 sont éliminées, car il n’y a pas de combustion stationnaire sur le site). Dans d’autres cas, certaines technologies et pratiques sont complémentaires, où la mise en œuvre de l’une d’entre elles a une incidence positive ou en nécessite une autre (p. ex. la récupération de la chaleur perdue utilisée en combinaison avec la cogénération). Pour permettre une certaine souplesse dans l’évaluation, les promoteurs peuvent évaluer chaque mesure d’atténuation individuellement ou en combinaison avec d’autres mesures d’atténuation.

Certaines mesures d’atténuation peuvent avoir un fort potentiel de réduction de GES, mais générer des émissions de GES importantes en amont ou encore consommer une quantité considérable de ressources. Le déplacement des émissions de GES entre les sources d’émissions, y compris les émissions en amont, à la suite de la mise en œuvre de technologies et de pratiques doit être pris en compte et discuté par le promoteur. L’objectif étant de minimiser toutes les émissions de GES.

Il est possible que la combinaison de mesures d’atténuation, comme l’utilisation du CSC avec une chaudière à biomasse, résulte en des émissions nettes de GES nulles ou négatives pour le projet.

Étape 4A : Évaluation de la faisabilité économique

À l’étape 4A, le promoteur du projet évaluera la faisabilité économique de chaque technologie et pratique (ou groupes) de l’étape 3.

Les promoteurs doivent fournir une justification détaillée des technologies et pratiques qui ne sont pas jugées économiquement réalisables, y compris les données, calculs, hypothèses et autres analyses à l’appui de leur exclusionNote de bas de page 25.

Parmi les exemples de critères économiques que le promoteur pourrait utiliser pour évaluer la faisabilité économique d’une technologie ou d’une pratique, on trouve les coûts estimés (capital et fonctionnement, y compris le coût de l’énergie), les recettes, les bénéfices et les prévisions de production. Le coût du carbone peut également être pris en compte, s’il est disponible.

Les coûts totaux prévus du projet seront pris en compte pour les technologies et pratiques concurrentes. L’une des méthodes utilisées pour exprimer ces coûts prévisionnels est le coût total annuel moyen (pour lequel les coûts d’investissement et d’exploitation sont annualisés) exprimé en $/ t éq CO2 évité ou réduit pendant la durée de vie de la technologie ou du projet. Au cours de cette étape, le promoteur peut justifier la faisabilité économique de la technologie sélectionnée en justifiant les critères utilisés pour l’évaluation. Il convient d’indiquer les risques économiques associés au projet et la manière dont ils affecteront l’impact économique global du projet.

Les promoteurs doivent discuter de tout compromis pertinent qui pourrait exister entre des technologies concurrentes et de la manière dont les investissements sont réalisés  dans des secteurs qui présentent des réductions nettes d’émissions de GES hâtives et importantes.

Les promoteurs doivent discuter du moment et des circonstances dans lesquels les technologies et pratiques éliminées à cette étape pourraient devenir économiquement réalisables.

Le Tableau 11 fournit une liste non-exhaustive de questions d’orientation pour aider le promoteur à évaluer si la technologie ou la pratique est économiquement réalisable ou non. Les promoteurs peuvent également se référer aux questions pertinentes des sections précédentes, s’il y a lieu.

Tableau 11 : Questions d’orientation – Faisabilité économique

  • Comment les résultats économiques du projet, y compris des éléments tels que les recettes prévues, le retour sur investissement (ROI), le bénéfice net ou d’autres critères jugés pertinents, devraient-ils évoluer d’une technologie/pratique à l’autre pendant la durée de vie du projet?
  • Quels sont les coûts totaux annuels en $/t d’éq. CO2 abaissé ou réduit associés aux différentes technologies envisagées?

Étape 4B : Considérations supplémentaires

À l’étape 4B, le promoteur du projet évaluera toute considération supplémentaire sur les technologies ou pratiques (ou groupes) qui n’ont pas été exclues pour des raisons de faisabilité technique ou économique. Il peut s’agir de considérations d’ordre social, sanitaire ou environnemental, telles que l’augmentation des émissions de polluants atmosphériques ou les impacts négatifs significatifs sur la démographie, l’emploi, la qualité de vie, les impacts sur les droits des Autochtones, etc.

Les promoteurs du projet doivent fournir une justification détaillée, y compris les données, calculs, hypothèses et autres analyses appuyant l’exclusion d’une technologie ou d’une pratique en raison d’aspects sociaux, sanitaires ou de tout autre aspect environnemental.

Le Tableau 12 fournit une liste non-exhaustive de questions d’orientation pour aider le promoteur à évaluer les considérations supplémentaires.

Tableau 12 : Questions d’orientation – Considérations supplémentaires

  • Y a-t-il des aspects environnementaux qui pourraient avoir une incidence sur la faisabilité de cette technologie/pratique, notamment des effets négatifs importants sur l’environnement ou la santé? Il pourrait s’agir des impacts sur des considérations de conception telles que la consommation d’énergie et de carburant.
  • Y a-t-il des aspects liés aux Autochtones, y compris un impact sur les droits autochtones, qui pourraient avoir une incidence sur la faisabilité de cette technologie/pratique?
  • Y a-t-il des aspects sociaux, tels que la proximité de zones récréatives ou résidentielles, qui pourraient avoir un impact sur la faisabilité de cette technologie/pratique?
  • Les technologies/pratiques ont-elles un impact sur les puits de carbone?

Étape 5 : Sélection des MTD/MPE

À l’étape 5, les promoteurs du projet doivent combiner les technologies et les pratiques (ou groupes) qui n’ont pas été exclues lors des étapes précédentes, et élaborer des scénarios qui considèrent l’ensemble des sources principales d’émissions du projet tout  en tenant compte des interactions potentielles entre les mesures d’atténuation. Les promoteurs devraient accorder la priorité aux réductions d’émissions hâtives et minimiser les émissions de GES provenant des plus grandes sources d’émissions, car cela entraîne souvent la plus grande réduction absolue d’émissions nettes de GES sur la durée de vie du projet.

Les promoteurs doivent élaborer et comparer divers scénarios en tenant compte du moment où il sera possible de mettre en œuvre les mesures d’atténuation, y compris les technologies émergentes qui peuvent devenir techniquement et économiquement réalisables pendant la durée de vie du projet. Cela permettrait d’éviter tout mauvais investissement. La Figure 2 présentée précédemment illustre la progression et les indicateurs pour chaque étape du processus de détermination des MTD/MPE.

L’évaluation de différents scénarios entraîne bien souvent la nécessité de faire des compromis et de prendre des décisions difficiles. Par exemple, les promoteurs peuvent être appelés à choisir entre des technologies qui entraînent soit des réductions d’émissions hâtives soit des réductions d’émissions maximales sur la durée de vie du projet. Les promoteurs doivent discuter de toute implication jugée pertinente de compromis pouvant survenir entre les réductions d’émissions de GES, les considérations économiques et d’autres considérations, telles que les émissions en amont et la consommation de ressources.

À la fin de cette étape, les promoteurs doivent choisir le meilleur scénario en fonction des principes discutés à la section 3.1 et de toute considération spécifique pertinente pour le projet. Le promoteur doit fournir au minimum les renseignements suivants :

Comparaison avec des projets similaires à haute performance énergétique

Avec les MTD/MPE choisies, les promoteurs doivent comparer l’IE des GES du projet avec l’IE de types de projets similaires à haut rendement énergétique au Canada et à l’internation, si l’information est accessible au public.

Pour certains types de projets, il peut être impossible ou ne pas être pertinent de comparer l’IE. Dans ce cas, le promoteur est tenu d’expliquer pourquoi la comparaison n’est pas possible ou pertinente. Les promoteurs doivent ensuite comparer leurs projets avec des projets similaires à haut rendement énergétique en se basant sur les émissions directes de GES et les émissions de GES liées à l’énergie acquise, ou une autre mesure appropriée.

La comparaison doit inclure les renseignements suivants pour chaque projet comparé, s’ils sont disponibles :

Étape 6 : Examen

L’étape 6 du processus de détermination des MTD/MPE fait référence au processus d’examen qui sera réalisé par l’AEIC ou les régulateurs du cycle de vie, avec le soutien des autorités fédérales expertes, pendant l’étape de l’évaluation d’impact. Tous les renseignements liés au processus de détermination des MTD/MPE (étapes 1 à 5), y compris les conclusions tirées des questions d’orientation, seront examinés, commentés et complétés, le cas échéant, par les autorités fédérales. L’AEIC ou les régulateurs du cycle de vie peuvent demander des explications ou des justifications supplémentaires.

L’examen et l’analyse de l’étude d’impact par l’AEIC ou les organismes de réglementation du cycle de vie, avec l’appui d’autorités fédérales expertes, seront mis à la disposition du public et des décideurs.

3.3 Étape de planification

3.3.1 Solutions de rechange potentielles à la réalisation du projet

Les promoteurs sont tenus de fournir des renseignements concernant les solutions de rechange potentielles à la réalisation du projet, tel que décrit dans le Règlement sur les renseignements et la gestion des délais. Le Règlement exige que les promoteurs énumèrent (pour la description initiale du projet) et décrivent (pour la description détaillée du projet) les solutions de rechange potentielles à la réalisation du projet qui sont techniquement et économiquement réalisables, notamment par l’utilisation des meilleures technologies disponibles.

Lors de l’évaluation des solutions de rechange potentielles à la réalisation du projet, les promoteurs devraient discuter des répercussions potentielles de ces solutions sur les émissions de GES et de la manière dont les émissions de GES ont été considérées comme critère de sélection lors du choix de la solution. Il pourrait s’agir de fournir une discussion qualitative sur les émissions de GES pour chaque solution de rechange, ou de décrire les mesures d’atténuation disponibles spécifiques à chaque solution de rechange. Le Tableau 13 ci-dessous fournit une liste non-exhaustive de questions d’orientation pour aider le promoteur lors de l’évaluation de ces autres moyens.

Tableau 13 : Questions d’orientation – Autres moyens

  • Que font d’autres projets similaires très performants et à faibles émissions?
  • Quelles mesures d’atténuation sont restreintes par cette solution de rechange?
  • Cette solution de rechange fait-elle l’objet d’un développement ou de recherches?
  • Dans quelle mesure serait-il possible d’ajouter des mesures d’atténuation tout au long de la durée de vie du projet?
  • Quels sont les risques associés à la solution de rechange?
  • Y a-t-il d’autres facteurs à prendre en considération pour cette solution de rechange?
  • Comment l’efficacité de cette solution de rechange serait-elle contrôlée et mesurée?

3.3.2 Mesures d’atténuation et plan crédible pour atteindre des émissions nettes nulles

Les promoteurs de projet sont encouragés à intégrer les principes de la section 3.1 dès le début de la phase de conception du projet et fournir des renseignements sur les mesures d’atténuation lors de l’étude de planification. Étant donné que les promoteurs devront mener un processus de détermination des MTD/MPE au cours de l’étape de l’étude d’impact, le fait d’envisager des mesures d’atténuation potentielles dès le début de la phase de conception et de planification offre aux promoteurs une plus grande possibilité d’identifier et de planifier les réductions de GES. Les promoteurs devraient fournir des renseignements sur les mesures potentielles d’atténuation des GES, y compris une description des mesures, le niveau de réduction des émissions, et comment les mesures se comparent à d’autres options.

Pour les projets ayant une durée de vie allant au-delà de 2050, les promoteurs devraient fournir des renseignements à l’étape de planification concernant leur plan crédible pour atteindre des émissions nettes nulles, ce qui peut inclure un plan au niveau corporatif ou spécifique au projet pour atteindre des émissions nettes nulles d’ici 2050. Les renseignements concernant le plan crédible pour atteindre des émissions nettes nulles durant l’étape de l’étude d’impact se trouvent à la section 3.5.

3.4 Étape de l’étude d’impact pour les projets ayant une durée de vie se terminant avant 2050

Pour les projets ayant une durée de vie se terminant avant 2050, durant l’étape de l’étude d’impact, les promoteurs doivent décrire les mesures d’atténuation qu’ils prendront pour minimiser les émissions de GES pendant toutes les phases du projet. Conformément aux principes énoncés dans la section 3.1, l’accent doit être mis sur la réduction des émissions nettes du projet le plus tôt possible au cours de la durée de vie du projet.

Les sous-sections suivantes présentent tous les renseignements que doivent fournir les promoteurs de projets ayant une durée de vie se terminant avant 2050. Les exigences en matière de renseignements seront également prises en compte dans la publication des LDAREI pour chaque projet pour lequel il a été déterminé qu’une évaluation d’impact était nécessaire. Le niveau de détail de l’analyse et des renseignements requis du promoteur sera proportionnel aux émissions du projet.

3.4.1 Conclusions du processus de détermination des MTD/MPE

Les promoteurs doivent mener un processus de détermination des MTD/MPE tel que décrit dans la section 3.2 et fournir leurs conclusions. Cela doit inclure l’ensemble des renseignements et des justifications préparés par le promoteur qui appuient les conclusions du processus de détermination des MTD/MPE.

Les conclusions du processus de détermination des MTD/MPD doivent contenir au minimum les éléments suivants :

3.4.2 Mesures d’atténuation supplémentaires

Les promoteurs doivent envisager de mettre en œuvre des mesures d’atténuation supplémentaires (c.-à-d. des mesures compensatoires) pour réduire davantage les émissions de GES, notamment le captage et stockage du CO2, des initiatives au niveau corporatif et des crédits compensatoires, le cas échéant. Parmi les exemples d’initiatives possibles au niveau corporatif au Canada, citons la technologie de captage d’air direct et le boisement, à condition que ces actions ne soient ni requises par la loi ni attribuée à un autre projet. De plus amples renseignements sur la quantification des mesures compensatoires sont disponibles à la section 2.1.4.

3.4.3 Puits de carbone

Si le projet a un impact sur les puits de carbone, le promoteur est tenu d’envisager la mise en œuvre de mesures d’atténuation pour restaurer les puits de carbone perturbés. Voici des exemples de mesures :

Dans le cas où il est prévu de remettre un site, ou une partie d’un site, dans son état naturel après l’achèvement du projet, la perte de puits de carbone devrait tenir compte de la zone de restauration et du temps nécessaire pour rétablir la capacité de puits naturels.

Les changements d’affectation des terres résultant de la restauration, du boisement, ou d’une activité de compensation ou de conservation sur d’autres terres possédées, gérées ou contrôlées par le promoteur peuvent être calculés comme des mesures compensatoires.

De plus amples informations sur la manière de quantifier l’impact sur les puits de carbone sont présentées dans la section 4 du document.

3.4.4 Lois, politiques et règlements relatifs aux GES

Le promoteur doit inclure une liste des lois, politiques ou règlements fédéraux, provinciaux ou territoriaux sur les GES qui s’appliqueront au projet, en expliquant toute incidence sur le projet.

3.5 Étape de l’étude d’impact pour les projets ayant une durée de vie allant au-delà de 2050

Au cours de l’étape de l’étude d’impact, pour les projets ayant une durée de vie allant au-delà de 2050, les promoteurs doivent soumettre leur plan crédible de réduction nette des émissions qui décrit comment le projet atteindra des émissions nettes nulles d’ici 2050 et par la suite pour le reste de sa durée de vie.

Le processus de détermination des MTD/MPE de la section 3.2 jouera un rôle central dans l’élaboration du plan crédible de mesures d’atténuation permettant d’atteindre des émissions nettes nulles d’ici 2050. Il est possible que certains projets nécessitent des mesures d’atténuation supplémentaires pour atteindre des émissions nettes nulles.

Les sous-sections suivantes présentent tous les renseignements que doivent fournir les promoteurs de projets ayant une durée de vie allant au-delà de 2050. Les exigences en matière de renseignements seront prises en compte dans les LDAREI pour chaque projet pour lequel il a été déterminé qu’une évaluation d’impact était nécessaire. Le niveau de détail de l’analyse et des renseignements requis sera proportionnel aux émissions du projet.

3.5.1 Principes du plan pour atteindre des émissions nettes nulles

Le plan pour atteindre des émissions nettes nulles doit démontrer comment les émissions nettes de GES définies à la Section 2.1 seront égales à 0 kt d’éq. CO2 d’ici 2050 et par la suite pour le reste de la durée de vie du projet. Le plan sera évalué en fonction des principes suivants :

Le plan du promoteur pour atteindre des émissions nettes nulles du projet peut faire référence à son plan corporatif pour atteindre des émissions nettes nulles, le cas échéant. Les promoteurs doivent décrire comment le plan corporatif contribuera à réduire les émissions nettes de GES du projet, le cas échéant. En particulier, si des mesures entreprises par la compagnie dans une installation distincte du projet sont inclues dans le plan des émissions nettes nulles du projet, le promoteur doit expliquer comment ces mesures et les réductions qui leurs sont associées seront attribuées exclusivement au projet en tant que mesures compensatoires (voir la section 2.1.4.3).

Le plan pour atteindre des émissions nettes nulles ne s’applique pas aux émissions de GES en amont, et ce, même si une évaluation des émissions de GES en amont était requise et a été réalisée.

3.5.2 Renseignements requis dans un plan crédible pour atteindre des émissions nettes nulles

Les renseignements présentés dans un plan crédible pour atteindre des émissions nettes nulles doivent utiliser et s’appuyer sur le processus de détermination des MTD/MPE et d’analyse décrits à la section 3.2.  Le plan doit inclure au minimum les éléments suivants :

Les renseignements supplémentaires qui peuvent soutenir le plan permettant d’atteindre des émissions nettes nulles sont les suivants :

3.5.3 Puits de carbone

Si le projet a un impact sur les puits de carbone, le promoteur est tenu d’envisager la mise en œuvre de mesures d’atténuation pour restaurer les puits de carbone perturbés. Voici des exemples de mesures d’atténuation :

Les changements d’affectation des terres résultant de la restauration, du boisement ou d’une activité de compensation ou de conservation sur d’autres terres possédées, gérées ou contrôlées par le promoteur peuvent être calculés comme des mesures compensatoires.

De plus amples renseignements sur la manière de quantifier l’impact sur les puits de carbone sont présentés dans la section 4 du document.

3.5.4 Lois, politiques et règlements relatifs aux GES

Le promoteur doit inclure une liste des lois, politiques ou règlements fédéraux, provinciaux ou territoriaux sur les GES qui s’appliqueront au projet, en expliquant toute incidence sur le projet.

3.6 Résumé des renseignements nécessaires durant l’étape de l’étude d’impact

Le Tableau 14 contient un résumé des renseignements requis durant l’étape de l’étude d’impact pour les projets ayant une durée de vie se terminant avant 2050 ou allant au-delà de 2050.

Tableau 14 : Résumé des sections pertinentes associées aux renseignements requis dans l’étude d’impact
Renseignements requis Projets ayant une durée de vie se terminant avant 2050 Projets ayant une durée de vie allant au-delà de 2050
Processus de détermination des MTD/MPE 3.2 3.2
Conclusions sur les MTD/MPE 3.4.1 Incluses dans 3.5.2
Mesures d’atténuation supplémentaires 3.4.2 Incluses dans 3.5.2
Plan pour atteindre des émissions nettes nulles Sans objet 3.5.2
Puits de carbone 3.4.3 3.5.3
Lois, politiques et règlements relatifs aux GES 3.4.4 3.5.4

4 Puits de carbone

Les promoteurs sont tenus de fournir une évaluation quantitative de l’impact sur les puits de carbone résultant du changement d’affectation des terres, en plus de l’évaluation qualitative déjà décrite dans l’ÉSCC. Un impact sur un puits de carbone implique l’interruption du processus naturel des terres qui consiste en une absorption nette du carbone de l’atmosphère.

4.1 Méthodologie

Afin de déterminer l’impact d’un projet sur les puits de carbone, les promoteurs sont tenus de calculer la capacité en matière de puits de carbone naturel d’un site s’il n’est pas perturbé pendant un intervalle de temps prédéterminé, et de calculer la perte de la capacité des terres à stocker du carbone, mesurée sous forme d’émissions ou d’absorptions de carbone (c.-à-d. carbone échangé ou flux de carbone) à la suite du projet. Pour le calcul, les promoteurs devraient utiliser l’équation 5 :

Équation 5 : Impact estimé sur les puits de carbone

IPC = i,j ( (FluxNat - FluxPostP) i,j T i,j S i,j )

Où :

Une méthodologie détaillée pour obtenir les valeurs nécessaires au calcul de l’équation 5 et un exemple d’application sont fournis à l’annexe D de ce guide.

4.2 Étape de planification

Le Règlement sur les renseignements et la gestion des délais oblige les promoteurs de projet à fournir des renseignements sur les terres qui seront touchées par le projet dans la description initiale et la description détaillée du projet.

Les promoteurs de projet devraient fournir les renseignements ci-dessous pour aider l’AEIC, ou les organismes de réglementation du cycle de vie compétents, avec l’appui des autorités fédérales expertes, à comprendre les répercussions potentielles sur les puits de carbone :

4.3 Étape de l’étude d’impact

Dans l’étude d’impact, les promoteurs sont tenus de fournir une évaluation qualitative et quantitative de l’impact du projet proposé sur les puits de carbone. Les promoteurs devraient consulter la section 5.1.2 de l’ÉSCC pour obtenir des renseignements sur l’information qualitative à inclure dans l’étude d’impact.

Pour estimer les impacts positifs ou négatifs du projet sur les puits de carbone, les promoteurs du projet devraient consulter la méthodologie relative aux puits de carbone présentée à l’annexe D. Pour certains projets, les simples valeurs par défaut fournies dans ce document peuvent être adéquates. Cependant, lorsque les projets entraînent des pertes importantes de potentiel de puits de carbone, les promoteurs doivent utiliser une approche basée sur des valeurs propres au site ou à la région, conformément à la Figure 3. La superficie du projet fait référence à la superficie convertie en Établissement (voir le glossaire pour la définition des Établissements).

Figure 3
Figure 3 : Arbre de décision utilisé pour déterminer si les valeurs par défaut fournies sont adéquates pour la méthodologie utilisée pour quantifier l’impact sur les puits de carbone, ou si les promoteurs du projet doivent adopter une approche plus détaillée en déterminant des valeurs propres au site ou à la région. La « superficie du projet » fait référence à la superficie convertie en terre classifiée comme Établissement. Les superficies à haute capacité en matière de puits de carbone comprennent les terres humides classées comme tourbières, les forêts jeunes ou d’âge moyen, ou les milieux humides forestiers.
Description longue

Cette figure est un arbre de décision pour déterminer si les valeurs par défaut fournies sont adéquates pour la méthodologie utilisée pour quantifier l’impact sur les puits de carbone, ou si les promoteurs du projet doivent adopter une approche plus détaillée en déterminant des valeurs propres au site ou à la région. Les questions de l’arbre de décision sont les suivantes :

La superficie du projet est-elle inférieure ou égale à 30 hectares? (La superficie du projet fait référence à la superficie convertie en Établissement).

  • Si oui, les valeurs par défauts sont adéquates.
  • Si non, la superficie du projet est-elle supérieure ou égale à 100 hectares?
    • Si oui, les valeurs propres au site ou à la région sont requises.
    • Si non, la proportion de la superficie du projet sur des puits de carbone à haute capacité est-elle supérieure à 50%? (Les superficies à haute capacité en matière de puits de carbone comprennent les terres humides classées comme tourbières, les forêts jeunes ou d’âge moyen, et les milieux humides forestiers)
      • Si oui, les valeurs propres au site ou à la région sont requises.
      • Si non, les valeurs par défauts fournies sont adéquates.

Documentation

Les promoteurs sont tenus de justifier et de documenter la méthodologie utilisée pour déterminer l’impact du projet sur les puits de carbone, ainsi que les renseignements pertinents relatifs à la façon dont les valeurs ont été obtenues, notamment :

4.4 Incertitude

Il est reconnu qu’il existe une incertitude dans l’estimation de la capacité en matière de puits de carbone naturel des terres.

Les promoteurs de projet devraient fournir une discussion qualitative sur les incertitudes et les sources d’incertitudes associées à la quantification de l’impact sur les puits de carbone, et ce qui a été fait pour réduire ou atténuer les incertitudes. Les incertitudes peuvent découler de plusieurs sources. La discussion sur les incertitudes doit inclure les éléments suivants, sans s’y limiter :

5 Évaluation des GES en amont

5.1 Méthodologie

Les émissions de GES en amont sont définies dans la section 3.2 de l’ÉSCC comme les émissions nationales et internationales associées à toutes les étapes de la production, depuis l’extraction des ressources jusqu’aux activités (sans les inclure) ayant lieu dans la portée définie du projet en cours d’examen.

L’obligation de réaliser une évaluation des émissions de GES en amont sera confirmée dans les LDAREI sur la base de calculs préliminaires effectués par les autorités fédérales expertes. Les projets susceptibles de dépasser les seuils d’émissions de GES en amont indiqués dans le Tableau 15 devront réaliser une évaluation des émissions de GES en amont lors de l’étape de l’étude d’impact.

Tableau 15: Seuils d’émissions de GES en amont pour réaliser une évaluation des GES en amont
Année de publication des lignes directrices adaptées relatives à l’étude d’impact Seuil de GES en amont
(kt d’éq. CO2/an)
2020-2029 500
2030-2039 300
2040-2049 200
2050 et plus tard 100

Au cours des cinq dernières années, des évaluations des émissions de GES en amont ont été exigées pour certains projets énergétiques qui présentaient un potentiel élevé d’émissions de GES en amont. Les projets énergétiques sont les projets liés à l’exploitation ou à l’exploitation potentielle de ressources non renouvelables pour produire de l’énergie, ou au stockage ou au transport de produits énergétiques fabriqués à partir de ressources non renouvelables. À mesure que les seuils diminueront au fil du temps, il sera de plus en plus probable que des évaluations de GES en amont seront requises pour d’autres types de projets.

La transparence des données est un élément clé de l’évaluation des émissions de GES en amont. Les sources de données, les IE, la méthodologie et les hypothèses utilisées pour estimer les émissions de GES en amont doivent être fournies.

Il est possible que certains projets dépendent d’autres projets en cours, qui font ou ont fait l’objet d’une évaluation d’impact distincte (et éventuellement d’évaluations distinctes des GES en amont). Il peut s’agir, par exemple, d’un projet de jetée marine pour le GNL ou d’un projet de gazoduc qui ne serait pas mis en œuvre sans la réalisation d’un projet d’installation de GNL et vice versa.

Si une évaluation des émissions de GES en amont existe déjà pour ces autres projets interdépendants, elle pourrait être abordée dans l’étude d’impact. Dans ce cas, le promoteur doit justifier comment l’évaluation existante des émissions de GES en amont s’applique au projet en cours d’examen, ou comment elle peut être adaptée pour servir de base à la nouvelle évaluation. Par exemple, les deux projets devraient être de capacité égale, entre autres facteurs, pour justifier l’application directe de l’évaluation en amont existante.

Les sections suivantes présentent une approche propre à la préparation de l’évaluation des émissions de GES en amont. Cette évaluation devrait constituer une section distincte et autonome de l’étude d’impact et être distincte des estimations des émissions nettes de GES du projet. Elle est divisée en deux parties :

5.1.1 Partie A : Estimation quantitative des émissions de GES en amont

La partie A de l’évaluation en amont est une estimation quantitative de la gamme des émissions de GES libérées par les activités en amont de la phase d’exploitationNote de bas de page 26 du projet. Elle comprend les émissions de GES générées par les activités de production, de traitement et de transport (par pipeline, véhicule, train et navire) de produits énergétiques tels que le pétroleNote de bas de page 27, le gaz naturelNote de bas de page 28, le charbon et le méthanol.

Les émissions de GES en amont doivent également inclure les émissions fugitives, de ventilation et de torchage associées aux activités ci-dessus, ainsi que les émissions de GES associées aux diluants utilisés.

Les émissions de GES en amont doivent être basées sur la capacité annuelle maximale du projet à tout moment pendant la phase d’exploitation. Dans le cas de projets d’expansion, les estimations des émissions de GES en amont doivent être basées sur la capacité supplémentaire annuelle maximale du projet.

Les émissions de GES des activités en amont ci-dessous sont des exclusions et il n’est pas nécessaire de les quantifier dans la partie A de l’évaluation des émissions de GES en amont, soit parce qu’elles ne s’inscrivent pas dans la portée de l’évaluation des émissions en amont, qu’il y a des limites de méthodologie ou de données, ou qu’il y a une grande incertitude :

La méthodologie et les IE proposées pour quantifier les émissions de GES en amont sont présentées dans l’annexe F. Les promoteurs peuvent utiliser leur propre méthodologie et leurs propres IE si elles sont plus appropriées ou plus précises pour le projet, mais ils doivent fournir une justification, ainsi que la méthodologie, les données, les IE et les hypothèses utilisées pour quantifier les émissions de GES en amont.

5.1.2 Partie B – Discussion qualitative sur l’effet d’accroissement des émissions en amont

La partie B de l’évaluation des émissions de GES en amont évalue les conditions dans lesquelles les émissions en amont au Canada estimées dans la partie A pourraient se produire, que le projet aille de l’avant ou non. L’effet d’accroissement est la production en amont (et les émissions qui en résultent) qui aurait lieu si le projet voyait le jour. L’effet d’accroissement peut être illustré en comparant les différences entre les scénarios où le projet ne se réalise pas (le « scénario sans projet ») et au moins un scénario où le projet est mis en œuvre (le « scénario avec projet »), en considérant les autres paramètres identiques.

Si un projet représente soit une nouvelle source de demande, soit une autre source de demande pour la production en amont, il est susceptible d’entraîner une production en amont et des émissions de GES supplémentaires.

La discussion dans la partie B de l’évaluation des GES en amont doit :

Il faut se demander si les solutions de rechange représentent des scénarios contre-factuels légitimes. Pour qu’un scénario soit considéré comme un scénario contre-factuel légitime par rapport au scénario de projet, il doit :

Les promoteurs devraient définir clairement les hypothèses formulées et fournir des sources ou des preuves vérifiables, par exemple les coûts et les prix prévus, les marchés ciblés et d’autres facteurs pertinents.

5.2 Traitement de l’incertitude

Il existe une incertitude inhérente lors de l’estimation des évaluations des GES en amont, comme l’indique la section 3.3 de l’ÉSCC.

Les promoteurs de projet doivent fournir une discussion qualitative sur les incertitudes et les sources d’incertitudes associées à leurs estimations des émissions de GES en amont, et ce qui a été fait pour réduire ou atténuer les incertitudes. Les incertitudes peuvent découler de plusieurs sources. La discussion au sujet dses incertitudes doit inclure, entre autres, les éléments ci-dessous, sans s’y limiter :

5.3 Étape de planification

Pour s’assurer que les autorités fédérales disposent de suffisamment de renseignements pour déterminer si une évaluation des émissions de GES en amont est requise, le promoteur peut fournir les renseignements ci-dessous dans la description initiale du projet et la description détaillée du projet :

Comme indiqué à la section 3.2.2 de l’ÉSCC, les LDAREI confirmeront s’il est nécessaire d’effectuer une évaluation des émissions de GES en amont dans le cadre de l’étude d’impact, selon les calculs préliminaires effectués par l’AEIC avec le soutien des autorités fédérales expertes.

5.4 Étape de l’étude d’impact

Les promoteurs devraient fournir les renseignements décrits dans les sections 5.1 et 5.2.

Le tableau 16 présente une liste de vérification que les promoteurs peuvent utiliser pour confirmer que les renseignements nécessaires ont été fournis dans leur évaluation.

Tableau 16 : Liste de vérification pour l’évaluation des émissions de GES en amont
Partie A – Estimation quantitative
Projet S’agit-il d’un nouveau projet ou d’un projet d’expansion?
Débit/capacité Quelle est la capacité maximale du projet?
Produits Quels sont les produits énergétiques? Utilise-t-on des diluants? Quelle est la proportion de diluant recyclé?
Scénarios Quels sont les scénarios dans la partie A? Sont-ils appropriés?
Quantification Quelles sont les IE utilisées? Quelles sont les hypothèses? Sont-elles appropriées?
Séries chronologiques Les émissions en amont sont-elles fournies pour chaque année de la phase d’exploitation du projet?
IE L’intensité des émissions en amont est-elle comparable à celle d’autres projets semblables?
Incertitude L’évaluation des émissions de GES en amont comprend-elle une discussion qualitative sur les incertitudes et les sources d’incertitudes associées à ces émissions de GES en amont, et ce qui a été fait pour réduire ou atténuer les incertitudes?
Partie B – Discussion qualitative
Scénarios

La partie B comprend-elle des scénarios qui abordent la possibilité que les émissions en amont d’un projet se produisent en l’absence du projet proposé?

Peut-on comparer un scénario dans lequel le projet se réalise à un scénario dans lequel il ne se réalise pas, toutes choses égales par ailleurs?

Les hypothèses du scénario « sans projet » sont-elles justifiables ou supposent-elles que d’autres projets comparables, non approuvés, seraient réalisés?

Données techniques et économiques pour justifier les hypothèses La discussion inclut-elle des données techniques et économiques solides ou vérifiables pour justifier les hypothèses des scénarios?
Émissions intérieures

La discussion inclut-elle les impacts des émissions de GES à l’échelle nationale?

La discussion inclut-elle la manière dont les politiques proposées et existantes en matière de GES pourraient influer sur l’intensité des émissions en amont au fil du temps?

Émissions mondiales La discussion inclut-elle les impacts des émissions de GES mondiales, y compris la quantité de production en amont qui déplacerait d’autres sources de production et la quantité qui s’ajouterait à l’approvisionnement mondial total?

6 Prochaines étapes

Les parties prenantes et les peuples autochtones sont encouragés à soumettre leurs commentaires sur cette ébauche de guide technique jusqu’au 25 octobre par courriel à l’adresse suivante :

Environnement et Changement climatique Canada
Évaluation stratégique des changements climatiques – Version préliminaire du guide technique
351, boul. Saint-Joseph, 12e étage
Gatineau (Québec) K1A 0H3
Courriel : ec.escc-sacc.ec@canada.ca

Après la publication de la version provisoire du guide technique et l’examen des commentaires reçus, le guide technique final devrait être publié au début de 2022.

7 Références

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8 Annexes

Annexe A : Consommation de carburant par équipement

Lorsque la quantité de carburant consommée n’est pas disponible, le promoteur peut consulter le Tableau afin de connaître les ressources pouvant être utilisées pour estimer la quantité de carburant pour différents types de sources d’émission.

Tableau 17 : Ressources liées à la consommation de carburant
Type de source Méthode Description Source
Dispositifs de combustion stationnaires/ portatifs Basé sur la puissance de sortie maximale nominale La consommation de carburant peut être calculée en fonction de la puissance de sortie maximale, en utilisant la méthode décrite dans le document d’orientation de Terre-Neuve-et-Labrador pour la déclaration des émissions de GES pour les grandes industries, équation 6-15a. A Guidance Document for Reporting Greenhouse Gas Emissions for Large Industry in Newfoundland and Labrador), équation 6-15a, section 6.5.2
Véhicules Documentation sur la consommation de carburant La consommation de carburant peut être déterminée par la distance parcourue par le véhicule, comme le décrit le chapitre 3 du volume 2 du GIEC. Chapitre 3 du volume 2 du GIEC, section 3.2.1.1
Navires Les facteurs de consommation moyenne de carburant pour le transport maritime figurent dans le tableau 3.5.6 du chapitre 3 du volume 2 du GIEC. Chapitre 3 du volume 2 du GIEC, section 3.5.1.3, tableau 3.5.6
Mode ferroviaire

L’Association des chemins de fer du Canada (ACFC) a publié les tendances annuelles. Le document le plus récent (pour 2019) contient des renseignements sur la consommation de carburant basés sur les tonnes-kilomètres payantes.

Les facteurs de consommation moyenne de carburant pour certains trains figurent dans l’encadré 3.4.1 du chapitre 3 du volume 2 du GIEC, section 3.4.1.2.

Association des chemins de fer du Canada – Tendances 2019 – Page 13

Chapitre 3 du volume 2 du GIEC, section 3.4.1.2, encadré 3.4.1

Aéronef La consommation moyenne de carburant par heure de vol pour les avions militaires se trouve dans les tableaux 3.6.7 et 3.6.8 du chapitre 3 du volume 2 du GIEC. La consommation de carburant des aéronefs commerciaux au décollage et à l’atterrissage est indiquée dans le tableau 3.6.9. Chapitre 3 du volume 2 du GIEC, section 3.6.1.4, tableaux 3.5.7, 3.6.8, et section 3.6.3, tableau 3.6.9
Véhicules Modèles Les modèles d’émissions tels que MOVES, MOBILE de l’EPA des États-Unis ou le modèle COPERT de l’EEE peuvent être utilisés pour estimer la consommation de carburant des véhicules.

Modèle MOVES de l’EPA des États-Unis

Modèle MOBILE de l’EPA des États-Unis

Modèle COPERT

Annexe B : Quantification des émissions directes de GES liées à un changement d’affectation des terres

Les promoteurs doivent effectuer un suivi de la conversion de terres à la catégorie d’affectation des terres Établissements à partir des catégories d’affectation des terres suivantes définies dans les Lignes directrices du GIEC de 2006 pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre (GIEC, 2006)Note de bas de page 29 : Terres forestières, Terres cultivées, Praires, Terres humides et Autres terres (voir le volume 4, chapitre 3, section 3.2 pour des définitions détaillées). De plus, les promoteurs sont responsables de la détermination des projets qui impliquent l’inondation à long terme d’une superficie (p. ex. la construction d’un réservoir hydroélectrique), ce qui relève d’un changement d’affectation des terres, passant d’une catégorie Terres à la catégorie Terres humides. Pour chaque conversion d’une catégorie Terres à Établissements et de Terres à Terres humides, les promoteurs doivent quantifier l’impact et les émissions subséquentes découlant de la construction du projet sur les réservoirs de carbone suivants : biomasse vivante (aérienne et souterraine), matière organique morte (bois mort et litière) et sols (matière organique du sol) définis dans le tableau 1.1 des Lignes directrices du GIEC (GIEC, 2006; volume 4, chapitre 1, section 1.3) et produits ligneux récoltés (GIEC, 2006; volume 4, chapitre 12, section 12.1). Le changement dans les stocks de carbone provenant de la construction d’un projet est d’abord calculé comme une émission dans l’atmosphère sous forme de gaz CO2 (Tableau 18). Les promoteurs doivent ensuite quantifier et additionner toute émission supplémentaire de CO2 provenant de terres inondées pour la construction d’un réservoir, ainsi que tout gaz autre que le CO2 provenant de terres inondées (réservoir et non réservoir), du drainage de sols organiques ou du brûlage de sols organiques, de biomasse ou de matière organique morte (MOM; Tableau 19).

Les promoteurs devraient privilégier la méthodologie utilisée dans le dernier Rapport d’inventaire national (RIN) : Sources et puits de gaz à effet de serre au Canada, parce que celui-ci est la mise en œuvre propre au Canada des directives du GIEC pour le calcul des émissions et des absorptions résultant de la conversion de l’affectation des terres. Lorsque les méthodes fournies dans le RIN ne s’appliquent pas précisément aux conversions de l’affectation des terres applicables à l’évaluation d’impact, les promoteurs doivent suivre Les lignes directrices génériques du GIEC.

Déterminer le niveau approprié pour le projet

Les Lignes directrices du GIEC suivent une approche par niveaux, dans laquelle le niveau 1 est une approche générique utilisant des paramètres très généraux et non spécifiques pour estimer les émissions et les absorptions de GES, le niveau 2 est une approche intermédiaire et le niveau 3 est le plus exigeant en termes de complexité et de données requises. Les niveaux supérieurs du GIEC intègrent des données et des renseignements davantage liés aux circonstances propres à un pays ou à une région et, ce faisant, réduisent l’incertitude des estimations (voir encadré 1.1, section 1.3.3., chapitre 1; GIEC, 2006). Ici, l’utilisation d’une approche par niveaux est également suggérée, mais l’échelle est adaptée au contexte du projet ou du site, où l’approche de niveau 1 utilise le cadre du GIEC et les paramètres par défaut; l’approche de niveau 2 utilise le cadre du GIEC et les données propres au site ou à la région, et l’approche de niveau 3 utilise un modèle de niveau 3 propre au pays tel que le définit le GIEC (GIEC, 2006) :

L’exigence d’utiliser une approche de niveau 1 par rapport à une approche de niveau supérieur (niveau 2 ou 3) est basée sur la superficie du projet qui est convertie en Établissement (appelée superficie du projet; voir glossaire pour la définition des Établissements) dans la Figure 4(voir également la Figure 5) et la proportion de cette superficie qui est considérée comme un écosystème dense en carbone. Les écosystèmes denses en carbone sont définis comme étant des forêts matures (défini ici comme ayant un âge d'au moins 50 % de l'âge de la forêt lorsqu'elle atteint sa capacité de charge maximale (voir l'annexe E pour une liste des types de forêts et de leurs âges correspondants à la capacité de charge maximale (ACCM)), des terres humides ou des milieux humides forestiers.

Figure 4 : Arbre de décision pour déterminer si les valeurs par défaut de niveau 1 sont adéquates pour la quantification des émissions directes de GES dues au changement d’affectationdes terres, ou si une approche de niveau 2 ou 3 est nécessaire. Les terres denses en carbone sont définies comme des forêts matures (défini ici comme ayant un âge d'au moins 50 % de l'âge de la forêt lorsqu'elle atteint sa capacité de charge maximale (voir l'annexe E pour une liste des types de forêts et de leurs âges correspondants à la capacité de charge maximale (ACCM)), des terres humides ou des milieux humides forestiers.

Description longue

Cette figure est un arbre de décision pour déterminer si les valeurs par défaut de niveau 1 (du GIEC ou du RIN) sont adéquates pour la quantification des émissions directes de GES dues au changement d’affectation des terres, ou si une approche de niveau 2 ou 3 est nécessaire. Les questions de l’arbre de décision sont les suivantes :

La superficie du projet est-elle inférieure ou égale à 30 hectares? (La superficie du projet fait référence à la superficie convertie en Établissement).

  • Si oui, les valeurs par défaut de niveau 1 sont adéquates.
  • Si non, la superficie du projet est-elle supérieure ou égale à 100 hectares?
    • Si oui, une approche de niveau 2 ou 3 est requise.
    • Si non, la proportion de la superficie du projet sur des terres denses en carbone est-elle supérieure à 50%? (Les terres denses en carbone sont définies comme des forêts matures, des terres humides ou des milieux humides forestiers)
      • Si oui, une approche de niveau 2 ou 3 est requise.
      • Si non, les valeurs par défaut de niveau 1 sont adéquates

Approche de niveau 1

Si une approche de niveau 1 est jugée adéquate d’après la Figure 4, le promoteur peut calculer la fluctuation des stocks de carbone provenant de la construction du projet comme une émission dans l’atmosphère sous forme de gaz CO2 à l’aide des équations et valeurs par défaut de niveau 1 figurant dans le Tableau 18.

Tableau 18 : Directives sur l’utilisation du cadre de niveau 1 du GIEC pour le calcul des fluctuations  des stocks de carbone entraînant des émissions ou des absorptions directes de GES dues à la conversion de l’affectation des terres.
Stock Section et équation pertinentes du GIEC* Valeurs par défaut de niveau 1 et remarques supplémentaires
Biomasse vivante Section 2.3.1, équation 2.15 (GIEC, 2006)

Pour ΔCG  utiliser les équations 2.9 et 2.10 de la section 2.3.1.1 (GIEC, 2006), mais un changement nul dans la plupart des cas peut être présumé.

Pour ΔCP utiliser les équations 2.11 à 2.13 de la section 2.3.1.1 (GIEC, 2006), si la biomasse est prélevé du site (p. ex. récoltée pour des produits ligneux), sinon, un changement nul peut être présumé.

Section 2.3.1, équation 2.16 (GIEC, 2006)

Définir BAPRÈSi = 0

Pour les valeurs par défaut de , consulter le tableau 8.4 (GIEC, 2006) pour les Terres forestières. Consulter le tableau 20 dans ce document pour connaître les valeurs par défaut de la biomasse vivante pour les Terres cultivées.

Matière organique morte (MOM) Section 2.3.2.2, équation 2.23 (GIEC, 2006)

Ta–n = 1

Cn = 0

Valeurs initiales par défaut de la litière pour les Terres forestières fournies dans le tableau 2.2 (GIEC, 2006). Le bois mort pour les Terres forestières n’est pas inclus pour le niveau 1.

On suppose que la valeur de la MOM est égale à 0 pour toutes les catégories d’affectation des terres non forestières.

Carbone organique du sol (COS) Section 2.3.3.1, équation 2.24 (GIEC, 2006)

Les valeurs par défaut fournies sont basées sur une profondeur de 30 cm.

ΔCInorganiques = 0

Section 2.3.3.1, équation 2.25 (GIEC, 2006)

Valeur par défaut D = 20 ans.

Utiliser le tableau 2.3 (GIEC, 2006) pour les valeurs par défaut .

Voir la section 8.3.3.2 pour les hypothèses de coefficients de variation des  stocks pour la conversion en catégorieÉtablissements (p. ex. pour la plupart des conversions de la catégorie Terres à la catégorie Établissements, un facteur de 0,20 peut être appliqué, c.-à-d. que 20 % du carbone organique du sol minéral est perdu sur une période de 20 ans et l’on suppose qu’il est émis dans l’atmosphère).

Pour plus de détails sur la façon de passer à l’approche du niveau 2, voir la section 2.3.3.1 (GIEC, 2006).

Section 2.3.3.1, équation 2.26 (GIEC, 2006)

Facteurs d’émission (FE) par défaut pour les fluctuations des stocks :

  • Terres forestières, voir le tableau 4.6 (section 4.5; GIEC, 2006)
  • Terres cultivées, voir le tableau 5.6 (section 5.2.3.2; GIEC, 2006)
  • Coéfficients de variation des stocks concernant les Prairies, voir le tableau 6.3 (section 6.2.3.2) (GIEC, 2006)

Pour les sols organiques (Terres humides ou Terres forestières sur des sols organiques), le niveau 1 par défaut consiste à supposer que le carbone de toute terre excavée est instantanément oxydé et émis dans l’atmosphère. Pour une approche de niveau 2, les promoteurs peuvent choisir de faire référence à la documentation pour déterminer la décomposition de la tourbe après oxydation (p. ex. Schurr et coll. 2015). Directives supplémentaires à la section 8.2.3.1 (GIEC, 2006). Pour plus de détails sur la façon de passer à l’approche de niveau 2, voir la section 2.3.3.1 (GIEC, 2006).

Dans le cas du drainage des sols organiques, la valeur Porganiques est remplacée par la valeur CO2-Corganiques drainés et résolue à l’aide de l’équation 2.2 (GIEC 2014) :

  • Pour déterminer la valeur CO2-Csur-site, utiliser l’équation 2.23 avec les FE par défaut de niveau 1 fournis dans le tableau 2.1 (GIEC 2014)
  • Pour déterminer la valeur CO2-CCOD, (carbone organique dissous) utiliser les équations 2.24 et 2.25 avec les FE par défaut de niveau 1 fournis dans le tableau 2.2 (GIEC 2014).

La valeur Pfeu-CO2-C est appliquée si la tourbe est brûlée après le drainage. Utiliser l’équation générique 2.8 (GIEC 2014) pour résoudre la valeur PFeu pour le CO2, et utiliser le FE de CO2-C par défaut du niveau 1 dans le tableau 2.7 (GIEC 2014) combiné aux valeurs de consommation de combustible par défaut de niveau 1 dans le tableau 2.6 (GIEC 2014). Il faut noter que les émissions de gaz autres que le CO2 provenant de la combustion de tourbe sont également calculées séparément et ajoutées au total (voir le tableau 19).

* Les sections, tableaux ou équations ne figurent pas dans le présent document, mais renvoient plutôt le lecteur aux documents du GIEC de 2006 et de 2014 (ce dernier uniquement pour le drainage des sols organiques et le drainage et le remouillage des terres humides) :

  • GIEC, 2006. Lignes directrices 2006 du GIEC pour les inventaires nationaux de GES, chapitre 2
  • GIEC, 2014Note de bas de page 30. Supplément 2013 aux Lignes directrices 2006 du GIEC pour les inventaires nationaux de GES, chapitre 2 (en anglais seulement)

À noter que les émissions de CO2 de ces équations permettent de déterminer les fluctuations des stocks de carbone (en unités de carbone) et doivent être multipliées par 44/12 afin de déterminer les unités de gaz CO2 émis (voir la section 2.2.3; GIEC, 2006). Les émissions de gaz autres que le CO2 doivent être multipliées par le potentiel de réchauffement de la planèteNote de bas de page 31 pour être converties en unités d’éq. CO2. Voir les directives supplémentaires et un exemple de calcul ci-dessous.

Les promoteurs peuvent ensuite calculer les émissions de GES après perturbation dues au changement d’affectation des terres à l’aide des équations présentées dans le Tableau 19.

Tableau 19 : Émissions de GES après perturbation incluses dans les émissions directes de GES dues au changement d’affectation des terres
Type de perturbation GES à comptabiliser Section et équation pertinentes du Rapport d’inventaire national (RIN) des GES* ou du GIEC** Considérations
Terres inondées – réservoir CO2 Équations A3.5-20 et A3.5-21 (RIN, 2020; partie 2; a3.5.6.2) Dans ce cas, les méthodes utilisées dans le tableau 19 pour déterminer le devenir des stocks de carbone ne sont pas utilisées, sauf si les stocks de carbone sont exportés du site avant l’inondation. Les émissions de CO2 provenant des stocks de carbone laissés en place et inondés sont calculées selon cette méthode.
CH4 Équation 7.15 et 7.10 (GIEC, 2019)

Dans ce cas, les promoteurs calculent les émissions de CH4 pour la durée de vie du réservoir, jusqu’à 100 ans.

Utiliser l’équation 7.15 pour calculer les émissions de CH4 pour les 20 premières années, et l’équation 7.10 pour calculer les émissions pour les années antérieures à 20 ans (GIEC, 2019).

Terres inondées – qui ne sont pas des réservoirs. Exemple : fossés, canaux ou étangs. CH4 Équation 7.12 (GIEC 2019) Les promoteurs peuvent utiliser les facteurs d’émission par défaut de niveau 1 fournis dans le tableau 7.15 (GIEC 2019), ou ils peuvent établir des FE de niveau 2.
Sols organiques intérieurs drainés CH4 Équation 2.6 (GIEC 2014) Les promoteurs peuvent utiliser les FE par défaut de niveau 1 fournis dans les tableaux 2.3 et 2.4 (GIEC 2014), ou ils peuvent choisir d’établir des FE de niveau 2 (non requis).
N2O Équation 2.7 (GIEC 2014) Les promoteurs peuvent utiliser les FE par défaut de niveau 1 fournis dans le tableau 2.5 (GIEC 2014), ou ils peuvent établir des FE de niveau 2 (non requis).
Brûlage de tourbe après drainage (émissions de gax autres que le CO2 provenant de feux sur des sols organiques intérieurs drainés) CH4 Équation 2.8 (GIEC 2014) Les promoteurs peuvent multiplier la quantité de carbone de tourbe qu’il est prévu de brûler par le FE du CH4, soit 0.01285 pour les feux à flamme vive, ou 0,149 pour les feux couvants (Bona et coll. 2020)Note de bas de page 32 (remarque : le CO n’est pas considéré comme une émission directe de GES provenant du changement d’affectation des terres et il n’est pas nécessaire de le prendre en compte dans ce cas).
Brûlage de la biomasse ou de la matière organique morte (MOM) CH4 Section A3.5.2.1 (RIN 2020; partie 2) S’il est prévu de brûler de la biomasse ou de la MOM, la quantité de combustible consommée doit être estimée par les promoteurs, puis un coefficient d’émission de 1 % pour le CH4 peut être appliqué.
CO2 Section A3.5.2.1 (RIN 2020; partie 2)

S’il est prévu de brûler de la biomasse ou de la MOM, la quantité de combustible consommée doit être estimée par les promoteurs, puis un coefficient d’émission de 90 % pour le CO2 peut être appliqué.

(Remarque : le CO n’est pas considéré comme une émission directe de GES provenant du changement d’affectation des terres et il n’est pas nécessaire de le prendre en compte dans ce cas).

N2O S.O. Si de la biomasse est brûlée, les promoteurs doivent également calculer la quantité de N2O émise en multipliant la quantité de gaz CO2 (t CO2) émise par un facteur de 0.00017 (Kurz et al. 2009)Note de bas de page 33.

*Les sections, tableaux ou équations ne figurent pas dans le présent document, mais renvoient plutôt le lecteur soit au RIN 2020, soit au GIEC 2014 ou 2019.

(RIN 2020) Rapport d’inventaire national 1990-2018 : Sources et puits de GES au Canada, partie 2

(GIEC 2019)Note de bas de page 34 Révision 2019 de l’édition 2006 des Lignes directrices du GIEC pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre, volume 4, chapitre 7

(GIEC 2014) Supplément 2013 aux Lignes directrices 2006 du GIEC pour les inventaires nationaux de GES, chapitre 2

Approche de niveau 2

Si les promoteurs de projet sont tenus de suivre une approche de niveau 2 ou 3, et qu’ils choisissent une approche de niveau 2, ils doivent consulter le tableau 18 et le tableau 19 et les renseignements ci-dessous pour déterminer quelles valeurs par défaut de niveau 1 doivent être remplacées et lesquelles sont facultatives.

L’utilisation du cadre méthodologique du GIEC pour les calculs (équations résumées dans le Tableau 18 et le Tableau 19 est une approche acceptable si les valeurs par défaut de niveau 1 sont remplacées par des données propres au site ou à la région de niveau 2 dans la mesure du possible. Cette substitution peut se faire grâce à un échantillonnage sur le terrain ou à des valeurs appropriées citées dans la littérature scientifique.

Si les stocks de carbone sont estimés par échantillonnage sur le terrain, un rapport détaillé sur les méthodes d’échantillonnage doit être inclus dans l’étude d’impact. Ce rapport doit être comparable, en termes de détails, à la section sur la méthodologie d’une étude publiée dans une revue évaluée par des pairs, et fournir un protocole d’échantillonnage scientifiquement solide, y compris l’équipement et les méthodes utilisés pour prélever et analyser les échantillons, les statistiques sur les échantillons (telles que l’écart-type) et d’autres renseignements pertinents sur la façon dont les données ont été compilées. Les directives d’échantillonnage au sol de l’Inventaire forestier national du Canada sont un exemple de protocole d’échantillonnageNote de bas de page 35.

Les valeurs appropriées de niveau 2 provenant d’études évaluées par des pairs sur les stocks de carbone, les coefficients de variation des stocks ou les facteurs d’émission peuvent également être utilisés par les promoteurs pour les calculs. Toutefois, les valeurs dans la documentation ne doivent être prises en compte que si elles sont échantillonnées ou modélisées pour la même région climatique et dans un écosystème comparable. Les promoteurs sont tenus de démontrer que les études choisies sont comparables selon la classification canadienne standard des écozones (Groupe de travail sur la stratification écologique, 1995Note de bas de page 36) et que les caractéristiques du peuplement sont semblables à celles du peuplement du projet proposé. Par exemple, les peuplements forestiers devraient avoir les mêmes espèces d’arbres dominantes, les terres humides devraient appartenir à la même catégorie de terres humides tel que le définit le système de classification des terres humides (Groupe de travail national sur les terres humides, 1997Note de bas de page 37), et les terres cultivées devraient se trouver sur une texture de sol semblable ou un grand groupe de sols semblable (Comité d’experts sur la prospection pédologique, 1998Note de bas de page 38).

Approche de niveau 3

Dans de nombreux cas, il peut être plus approprié d’utiliser une approche de niveau 3, et dans certains cas, il peut s’agir de l’approche qui prend le moins de temps pour les promoteurs. Par exemple, il existe une variété de modèles de niveau 3 qui peuvent être utilisés pour calculer les émissions de GES découlant de la conversion de l’affectation des terres (des revues des modèles de dynamique du carbone forestier sont disponibles; Kim et al. 2015Note de bas de page 39). Le modèle du bilan du carbone du secteur forestier canadien (MBC-SFC3; Kurz et al. 2009Note de bas de page 40; Kull et al. 2019; Canada 2020Note de bas de page 41) à l’échelle opérationnelle, par exemple, est utilisé dans le RIN pour les calculs liés à la catégorie des Terres forestières et sa version spatialement explicite, le modèle générique du bilan du carbone, a été appliquée pour évaluer les effets cumulatifs des perturbations sur le carbone forestier dans la région des sables bitumineux de l’Alberta (Shaw et coll. 2021Note de bas de page 42). Les promoteurs devraient choisir un modèle établi ou validé pour être utilisé au Canada et sont tenus de fournir une description du modèle, des données, des facteurs d’émission et de toute hypothèse ou toute calibration des paramètres nécessaire, ou appliqué afin de déterminer les paramètres utilisés dans la modélisation. Le choix du modèle doit être justifié par une démonstration de la capacité du modèle à reproduire les données mesurées sur des sites semblables au site en question, ou par une référence à des publications scientifiques qui démontrent la capacité du modèle à simuler des sites semblables.

Conversions de terres quand le cadre du GIEC n’est pas applicable

Le tableau 18 et le tableau 19 fournissent les équations et les sections pertinentes des Lignes directrices du GIEC pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre (GIEC, 2006) ou les valeurs par défaut tirées du Rapport d’inventaire national des émissions de gaz à effet de serre du Canada (RIN 2020) nécessaires pour calculer les émissions provenant de la conversion des terres pendant le développement d’un projet et pendant la durée de vie du projet. Ces équations et lignes directrices du GIEC fournissent un cadre générique qui peut être appliqué à de multiples changements dans l’affectation et l’aménagementdes terres. Cependant, certaines des méthodes du GIEC ne s’appliqueront pas spécifiquement dans le cas de toutes les conversions de terres applicables à l’évaluation d’impact, et certaines parties des lignes directrices ne sont pas pertinentes dans le cas du développement de projets. Par conséquent, la présente annexe sert à guider les promoteurs à travers les étapes (Figure 5) et les calculs (tableau 21 à tableau 29) pertinents, tout en soulignant les facteurs qui doivent être pris en considération dans le calcul des émissions directes de GES dues au changement d’affectation des terres.

Afin de quantifier la perte de stocks de carbone vers l’atmosphère, les promoteurs doivent déterminer les superficies d’écosystèmes qui sont perturbées par le projet (étape 1), les superficies d’infrastructure/d’affectation des terres après perturbation dans chaque écosystème (étape 2), le devenir du carbone dans chaque réservoir sur le site, compte tenu du type de perturbation (étape 3) et les émissions associées à la perturbation de ces stocks de carbone pendant la durée de vie du projet (étape 4) (Figure 5).

Figure 5. Diagramme décrivant les étapes nécessaires à la quantification des émissions directes de GES dues au changement d’affectation des terres (section 2.1.1.2). La flèche bleu clair décrit la première étape de l’étape de planification (section 2.4); les flèches bleu foncé sont les étapes nécessaires pour l’étape de l’étude d’impact (section 2.5).

Description longue

Cette figure est un diagramme décrivant les étapes nécessaires à la quantification des émissions directes de GES dues au changement d’affectation des terres.

  • L’étape 1 a lieu à l’étape de planification du projet et requiert de quantifier les superficies d’écosystèmes qui sont perturbés par la mise en œuvre du projet. L’écosystème doit être classifié selon les catégories d’affectation des terres du GIEC : Les Terres forestières, les Terres cultivées, les Prairies et les Terres humides.
  • L’étape 2 a lieu à l’étape d’étude d’impact du projet et requiert de quantifier les superficies après perturbation. Les nouvelles infrastructures/affectations des terres après perturbation doivent être identifiées :
    • Superficie où la végétation a été prélevée ou convertie.
    • Superficie d’infrastructure/d’affectation des terres après perturbation (Zone bâtie (excavation, ajout de remblais), zone drainée ou zone inondée)).
  • L’étape 3 a lieu à l’étape d’étude d’impact du projet et requiert de déterminer le devenir du carbone dans chaque réservoir pour chaque infrastructure/affectation des terres après perturbation sur le site. Le carbone dans chaque réservoir par infrastructure/affectation des terres après perturbation, inclut :
    • La biomasse vivante (brûlée, exportée, laissée sur le site pour se décomposer, enfouie et submergée).
    • La matière organique morte (MOM; brûlée, laissée sur le site pour se décomposer, submergée et enfouie).
    • Le carbone organique au sol (COS; excavé (mélangé, étalé, ou empilé), drainé et laissé sur place et fluctuations des apports de carbone).
  • L’étape 4 a lieu à l’étape d’étude d’impact du projet et requiert d’appliquer la méthodologie pour calculer les émissions sur la durée de vie du projet. La figure fournie le cadre méthodologique étape par étape et des exigences spécifiques pour l’approche par niveau :
    • Le cadre méthodologique se conforme aux étapes suivantes (résumées dans les tableaux 18 et 19) :
      • Étape 4.1 : Calculer les émissions de CO2 et les émissions de gaz autres que le CO2 résultant des changements de la biomasse vivante
      • Étape 4.2 : Calculer les émissions dues aux changements de la MOM
      • Étape 4.3 : Calculer les émissions dues aux changements du COS
      • Étape 4.4 : Calculer les émissions de CO2 après perturbation dans le cas de terrains inondés pour la construction de réservoirs
      • Étape 4.5 : Calculer les émissions de gaz autres que le CO2, le cas échéant
      • Étape 4.6 : Additionner les émissions calculées aux étapes 4.1 à 4.4 pour obtenir une estimation des émissions totales de GES
    • Pour l’approche de niveau 1 utiliser les valeurs par défaut du GIEC ou du RIN fournies en vue de réaliser les étapes 4.1 à 4.5
    • Pour l’approche de niveau 2 remplacer les valeurs par défaut du GIEC ou du RIN en vue de réaliser les étapes 4.1 à 4.5 avec les données mesurées pour les réservoirs de carbone (biomasse vivante, COS, MOM) ou les valeurs citées dans la littérature appropriée au site (courbes de décomposition ou facteurs d’émission)
    • Pour l’approche de niveau 3 utiliser l’approche de modélisation

Étape 1 : Quantifier les superficies d’écosystèmes qui sont perturbées par la mise en œuvre du projet.

Les projets peuvent couvrir plusieurs écosystèmes et, par conséquent, les superficies qui sont perturbées (c.-à-d. converties) par la mise en œuvre du projet doivent être quantifiées pour chaque affectation individuelle des terres. Les promoteurs doivent quantifier la superficie des terres dans chaque catégorie d’affectation des terres définie dans les lignes directrices du GIEC (GIEC, 2006; chapitre 3, section 3.2) : Terres forestières, Terres cultivées, Prairies et Terres humides. Cette information doit être fournie lors de l’étape de planification (section 2.4).

Les promoteurs peuvent souhaiter recueillir à cette étape des renseignements supplémentaires sur les superficies qui ne sont pas nécessaires à l’étape de planification, mais qui le seront aux étapes ultérieures. Ces renseignements seront utilisés pour diviser les catégories de terres du GIEC en classifications plus spécifiques au site et aideront à déterminer les valeurs appropriées dans les équations plus tard dans le processus. La superficie de chaque catégorie de terres devra être fournie par hectare. Les classifications suivantes sont utiles :

Pour les Terres forestières :

Pour les Terres cultivées :

Pour les Terres humides :

Étape 2 : Quantifier les superficies après perturbation

Dans chaque catégorie de terres identifiée, les promoteurs doivent déterminer quelle superficie est directement touchée par les activités du projet.

Quand des terres sont perturbées pour la construction d’infrastructures ou pour d’autres activités, les promoteurs doivent tenir compte des superficies où :

Étape 3 : Pour chaque infrastructure/affectation des terres après perturbation, déterminer le devenir du carbone dans chaque réservoir.

Pour chaque infrastructure/affectation des terres après perturbation, les promoteurs doivent déterminer le devenir des réservoirs de carbone. Les réservoirs de carbone qui doivent être considérés séparément sont la biomasse vivante, la matière organique morte (MOM) et le carbone organique du sol (COS).

  1. Pour les prélèvements de biomasse vivante, quelle proportion sera brûlée, prélevée sous forme de produits ligneux récoltés, laissée sur place pour se décomposer, enterrée ou submergée?
  2. Pour les exportations de MOM, quelle proportion sera brûlée, laissée sur place pour se décomposer, submergée ou enterrée?
  3. Pour le COS, quelle proportion est excavée (mélangée, épandue ou stockée?), drainée et laissée sur place, inondée ou fertilisée (dans le cas d’un assainissement, par exemple)?

Étape 4 : Appliquer la méthodologie pour calculer les émissions sur la durée de vie du projet

Les promoteurs calculent les émissions et les absorptions associées au changement d’affectation des terres requis dans le document d’étude d’impact. Ils doivent décider s’ils utilisent une approche de niveau 1, de niveau 2 ou niveau 3 pour ces calculs. L’approche est :

Reportez-vous au texte (section 2.1.1.2; Figure 4) pour déterminer si une approche de niveau 1 sera considérée comme suffisante, ou si une approche de niveau supérieur sera nécessaire. Dans le cas d’une approche de niveau 2, certaines valeurs par défaut de niveau 1 (le cas échéant) peuvent être utilisées, mais les équations doivent également inclure des données spécifiques au site ou à la région (autres que les valeurs par défaut). Tout au long de cette section (étapes 4.1 à 4.5 ci-dessous), les valeurs par défaut qui doivent être remplacées dans une approche de niveau 2 seront indiquées, ainsi que celles qui peuvent être remplacées de manière facultative mais qui ne sont pas obligatoires. Quelle que soit la méthodologie utilisée, les promoteurs doivent consulter les valeurs par défaut citées dans ces rapports méthodologiques afin de comprendre la gamme des valeurs du carbone à laquelle s’attendre dans différents écosystèmes et de s’assurer que les valeurs utilisées dans les calculs se situent dans les fourchettes prévues.

Étape 4.1 : Calculer les émissions provenant d’un changement dans la biomasse vivante en utilisant l’équation générique 2.15 (GIEC, 2006)

Pour résoudre l’équation 2.15 (GIEC, 2006), additionnez les changements dans la biomasse, y compris la croissance de la biomasse, les pertes de biomasse, ainsi que la différence entre la quantité de biomasse vivante sur le site avant et après la perturbation. Même si la modélisation de niveau 3 peut inclure les stocks de biomasse non vivante, dans une approche de niveau 1 ou 2, les promoteurs ne sont tenus de prendre en considération que les fluctuation des stocks de carbone de la biomasse vivante.

Tableau 20 : Valeurs par défaut fournies pour la biomasse vivante sur les Terres cultivées
Province Écozone Biomasse ligneuse aérienne (t C ha-1)
Arbre Arbustes Verger Vigne
Terre-Neuve-et-Labrador Bouclier boréal est 39,31 0,12 28,98 23,51
Nouvelle-Écosse Maritime de l’Atlantique 37,95 4,60 28,98 23,51
Île-du-Prince-Édouard Maritime de l’Atlantique 37,19 12,65 28,98 23,51
Nouveau-Brunswick Maritime de l’Atlantique 37,19 12,65 28,98 23,51
Québec Maritime de l’Atlantique 37,19 12,65 28,98 23,51
Québec Plaines à forêts mixtes 33,58 0,53 28,98 23,51
Québec Bouclier boréal est 39,31 0,12 28,98 23,51
Ontario Plaines à forêts mixtes 30,02 0,35 28,98 23,51
Ontario Bouclier boréal est 39,31 0,12 28,98 23,51
Manitoba Plaines boréales 31,67 1,45 28,98 23,51
Manitoba Prairies subhumides 41,81 10,70 28,98 23,51
Saskatchewan Plaines boréales 31,67 1,45 28,98 23,51
Saskatchewan Prairies subhumides 41,81 10,70 28,98 23,51
Saskatchewan Prairies semi-arides 41,79 13,73 28,98 23,51
Alberta Plaines boréales 31,67 1,45 28,98 23,51
Alberta Prairies subhumides 41,81 10,70 28,98 23,51
Alberta Cordillère montagnarde 28,06 3,93 28,98 23,51
Alberta Prairies semi-arides 41,79 13,73 28,98 23,51
Colombie-Britannique Maritime du Pacifique 28,04 9,86 28,98 23,51
Colombie-Britannique Cordillère montagnarde 25,45 3,12 28,98 23,51

Toutes les valeurs sont tirées de Huffman et coll. 2015

La perte totale de biomasse vivante sur les Terres cultivées est calculée comme la biomasse par type de biomasse (arbre, arbuste, etc.) multipliée par la fraction de biomasse ligneuse sur les Terres cultivées dans la superficie du projet.

Étape 4.2 : Calculer les émissions dues aux changements de MOM en utilisant l’équation générique 2.23 (GIEC, 2006)

Pour résoudre l’équation 2.23 (GIEC, 2006), le carbone contenu dans la MOM avant la perturbation par unité de surface est soustrait de la MOM restante dans la catégorie d’affectation des terres après la perturbation par unité de surface (dans ce cas, les Établissements), puis multiplié par la surface des terres converties et divisé par la période de conversion d’affectation des terres.

Étape 4.3 : Calculer les émissions dues à un changement dans le COS en utilisant l’équation générique 2.24 (GIEC, 2006)

Pour résoudre l’équation 2.24, il faut additionner le changement dans le COS dans les sols minéraux, avec la fluctuation du carbone inorganique dans les sols, et soustraire la perte de COS des sols organiques. On suppose généralement que les changements dans le COS ne sont pas instantanés, comme dans les changements dans les stocks de biomasse et de MOM, mais ils sont plutôt calculés comme des émissions provenant des stocks du sol pour une certaine période (pour le RIN, une période de 20 ans est généralement considérée). Par exemple, si un site est excavé et que le profil du sol est perturbé (p. ex. par le mélange, l’épandage ou le empilage), une courbe de décomposition du COS peut être appliquée pour une durée de 20 ans afin de déterminer la quantité de carbone émise par la décomposition accélérée du sol pendant cette période.

Étape 4.3.1 : Calculer le changement du COS dans les sols minéraux en résolvant l’équation 2.25 (GIEC, 2006)

L’équation 2.25 (GIEC, 2006) résout le changement dans les sols minéraux pour une série chronologique qui décrit le changement annuel dans le COS du temps 0 au temps T pour une durée qui est fixée à 20 ans par défaut (T = D = 20).

Étape 4.3.2 : Calculer la perte de COS des sols organiques (Terres forestières sur des sols organiques (c.-à-d. les milieux humides forestiers) et Terres humides) en utilisant l’équation 2.26 (GIEC, 2006)

L’équation 2.26 (GIEC, 2006) résout la perte de COS provenant des sols organiques. La méthode utilisée pour résoudre la Porganique dépendra de l’activité du projet.

Étape 4.4 : Calculer les émissions de CO2 après la perturbation, associées aux terres inondées (création de réservoirs hydroélectriques)

Quand un projet comprend des terres qui seront inondées, pour la création d’un réservoir hydroélectrique, les émissions après perturbation doivent être incluses dans l’estimation des émissions directes de GES dues au changement d’affectation des terres, comme dans la méthodologie utilisée dans le RIN (tableau 19). Dans ce cas, la dernière méthodologie du RIN est privilégiée par rapport aux méthodes du GIEC. Selon le RIN (RIN, 2020; partie 2, A3.5.6.2), le CO2 qui est émis par un réservoir nouvellement inondé doit être déclaré pendant les 10 premières années suivant l’inondation (Blain et al., 2014). D’après cette méthode, le devenir des stocks de carbone décrits aux étapes 4.1 à 4.3 ci-dessus n’est calculé que si les stocks de carbone sont exportés du site du réservoir avant l’inondation, et on suppose que toutes les émissions provenant des stocks de carbone qui sont laissés in situ lors de l’inondation sont capturées dans les émissions provenant de la surface du réservoir. Les promoteurs doivent utiliser les équations A3.5-20 et A3.5-21 (RIN, 2020, partie 2) pour calculer leurs émissions annuelles pendant les 10 années suivant l’inondation, puis additionner les 10 années pour obtenir une estimation des émissions totales de CO2.

Étape 4.5 : Calculer les émissions de GES autres que le CO2 s’il y a lieu (Tableau 19)

Il existe cinq cas dans lesquels les émissions de GES autres que le CO2 doivent être prises en considération et incluses dans l’estimation des émissions et des absorptions directes de GES résultant du changement d’affectation des terres. Des conseils sont fournis ici pour chacun de ces cinq scénarios :

1) Émissions de GES autres que le CO2 provenant des terres converties en terres inondées dans le cas des réservoirs hydroélectriques.

Les promoteurs sont tenus de déclarer les émissions de CH4 pour la durée de vie du réservoir (jusqu’à un maximum de 100 ans). Pour obtenir les émissions de CH4 au cours des 20 premières années de vie du réservoir, les promoteurs doivent d’abord utiliser l’équation 7.15 du raffinement 2019 des lignes directrices 2006 du GIEC (GIEC, 2019) pour calculer le taux d’émission annuel de CH4 pour les 20 premières années de vie du réservoir et le multiplier par 20 ans. Les promoteurs doivent alors utiliser l’équation 7.10 (GIEC, 2019) pour calculer le taux d’émission annuel de CH4 pour un réservoir de plus de 20 ans, et multiplier ce chiffre par 80 ans (ou moins, s’il est prévu que la durée de vie du projet sera inférieure à 100 ans) pour obtenir les émissions de CH4 dans la deuxième phase de vie du réservoir. Les promoteurs peuvent utiliser les facteurs d’émission par défaut de niveau 1 fournis par les lignes directrices du GIEC, ou ils peuvent développer des facteurs d’émission propres au siteNote de bas de page 45 (facteurs d’émission propres au site facultatifs pour les niveaux 1 et 2). Les promoteurs doivent ensuite additionner les deux estimations (>20 ans et ≤ 20 ans) pour obtenir un total d’émissions de CH4 pour la durée de vie du réservoir (jusqu’à 100 ans).

2) Émissions de GES autres que le CO2 provenant des terres converties en terres inondées qui ne sont pas des réservoirs, comme les étangs d’eau douce, les étangs salés, les canaux et les fossés.

Les promoteurs sont tenus de déclarer les émissions de CH4 provenant des zones de terres inondées qui sont exclues de la construction du réservoir. Voir l’équation 7.12 (GIEC, 2019). Les promoteurs peuvent utiliser les facteurs d’émission par défaut du niveau 1 qui sont fournis dans le tableau 7.15 (GIEC, 2019), ou développer leurs propres facteurs d’émission propres au site de niveau 2 (facteurs d’émission propres au site facultatifs pour le niveau 2).

3) Sols organiques intérieurs drainés

Les promoteurs sont tenus de déclarer les émissions de CH4 provenant des zones de sols organiques qui sont drainées. Voir l’équation 2.6 (GIEC, 2014). Les promoteurs peuvent utiliser les facteurs d’émission par défaut du niveau 1 qui sont fournis dans les tableaux 2.3 et 2.4 (GIEC, 2014), ou ils peuvent choisir de développer des facteurs d’émission de niveau 2 (les facteurs d’émission propres au site sont facultatifs pour le niveau 2).

Les promoteurs doivent également déclarer les émissions de N2O provenant des zones de sols organiques qui sont drainées. Voir l’équation 2.7 (GIEC 2014). Les promoteurs peuvent utiliser les facteurs d’émission par défaut de niveau 1 qui sont fournis dans le tableau 2.5 (GIEC, 2014), ou ils peuvent choisir de développer des facteurs d’émission de niveau 2 (les facteurs d’émission propres au site sont facultatifs pour le niveau 2).

4) Brûlage de tourbe après drainage (émissions de gaz autres que le CO2 provenant de feux sur des sols organiques intérieurs drainés)

Les promoteurs sont tenus de déclarer les émissions de CH4 provenant de la tourbe après le drainage des sols organiques. Voir l’équation 2.8 (GIEC, 2014). Les promoteurs peuvent utiliser les facteurs d’émission par défaut du niveau 1 qui sont fournis dans le tableau 2.7 (GIEC, 2014), ainsi que les valeurs par défaut de consommation de combustible organique fournies dans le tableau 2.6 (GIEC, 2014), ou ils peuvent choisir de développer des facteurs d’émission et des valeurs de consommation de combustible de niveau 2 (les facteurs d’émission propres au site sont facultatifs pour le niveau 2).

Bien que du CO soit également émis lors de la combustion de la tourbe, celui-ci est considéré comme un GES indirect et n’est pas inclus dans le calcul des émissions et des absorptions directes de GES résultant du changement d’affectation des terres.

5) Brûlage de la biomasse (ou de MOM)

S’il est prévu de brûler une partie des stocks de carbone identifiés à l’étape 3, il faut calculer la quantité d’émissions directes de GES dues au feu (qui comprend le CO2, le N2O et le CH4) et l’inclure dans les émissions directes de GES dues au changement d’affectation des terres. Voir la section A3.5.2.1 du RIN (RIN, 2020) qui comprend les ratios d’émissions pour la combustion de biomasse et de MOM. Tout d’abord, les promoteurs doivent déterminer la quantité de carbone dans la biomasse ou la MOM qu’il est prévu de brûler (les valeurs par défaut ne sont pas fournies), puis la quantité d’émissions de CH4 et de CO2 peut être déterminée grâce à des ratios d’émissions de 1 % et 90 %, respectivement (RIN, 2020). Il convient de mentionner que, bien que du CO soit également émis par le feu, il est considéré comme un gaz indirect et n’est pas inclus dans le calcul des émissions et absorptions directes de GES attribuables au changement d’affectation des terres.

Les promoteurs doivent également inclure une estimation du N2O émis par la combustion de la biomasse (ou de la MOM). Pour déterminer la quantité de N2O émise, il faut multiplier la quantité de CO2 émise (en unités de CO2) par la combustion par un facteur de 0,00017 (Kurz et al. 2009).

Étape 4.6 : Convertir toutes les fluctuations des stocks de carbone de chaque catégorie en unités d’émissions de CO2 dans l’atmosphère et les additionner pour obtenir la quantité totale de CO2 émise dans l’atmosphère par le changement d’affectation des terres.

Toutes les équations analysées ci-dessus estiment une fluctuation des stocks de carbone en unités de carbone. Les promoteurs doivent ensuite convertir ce chiffre en unités d’éq. CO2 émis dans l’atmosphère à partir de chaque stock calculé aux étapes 4.1 à 4.5 ci-dessus, puis faire la somme pour obtenir la quantité totale d’éq. CO2 émise dans l’atmosphère.

Exemples de calculs

Cette section fournit aux promoteurs un exemple étape par étape de la façon dont appliquer la méthodologie décrite ci-dessus.

Dans ce scénario, un promoteur propose un projet qui comprend un tronçon d’autoroute de 40 km dans l’écozone des Plaines boréales.

Étape 1 : Quantifier les superficies d’écosystèmes qui sont perturbées par la mise en œuvre du projet.

Dans ce scénario, le projet nécessitera 80 ha de terrain au total. Pour l’étape de planification, le promoteur effectue un relevé sur le terrain afin de déterminer la superficie des terres désignées pour chaque catégorie d’affectation des terres décrite dans les lignes directrices du GIEC :

En outre, des renseignements supplémentaires ont été obtenus pour faciliter les calculs nécessaires aux étapes suivantes.

Étape 2 : Dans chaque catégorie de terres, quantifier les superficies après perturbation

Dans ce scénario, pour simplifier, nous supposerons que la totalité des 80 ha de terres sera excavée et pavée, et que la végétation sera donc supprimée pour toutes les catégories de terres.

Dans les terres humides, il est prévu de construire un ponceau pour éviter les impacts sur l’hydrologie des terres humides.

Étape 3 : Pour chaque infrastructure/affectation des terres après perturbation, déterminer le devenir du carbone dans chaque réservoir.

Dans ce scénario, toute la biomasse vivante et la MOM seront retirées du site et empilées. Aucun produit du bois récolté ne sera prélevé du site. Une partie du stock de COS sera excavée et le reste se retrouvera sous un pavé.

Étape 4 : Appliquer la méthodologie pour calculer les émissions sur la durée de vie du projet

Dans cette étape, les émissions sont calculées pour chaque sous-étape (4.1 à 4.6) séparément pour chaque catégorie d’affectation des terres. Avant de procéder aux calculs, les promoteurs doivent déterminer si une approche de niveau 1 est adéquate ou si une approche de niveau 2 ou 3 est requise. D’après l’arbre de décision (Figure 4), étant donné que la superficie du projet est de 80 ha et que la proportion du projet qui aura un impact sur les terres à forte densité de carbone (qui, dans ce scénario, comprend les 20 ha de terres humides et les 10 ha de forêt mature de pins gris) est de 0,375 ((20+10)/80 = 0,375), le promoteur peut adopter une approche de niveau 1 (Figure 4).

Étape 4.1 : Calculer les émissions liées au changement dans la biomasse vivante en utilisant l’équation générique 2.15

Δ C B = Δ C G + Δ C CONVERSION - Δ C P

Tableau 21 : Calculer la fluctuation dans la biomasse vivante dû au changement d’affection des terres (équation 2.15; GIEC, 2006) pour la superficie des Terres forestières
Variable Valeur
(t C)
Hypothèses et calculs
Δ C G 0 Une croissance nulle peut être présumée.
Δ C CONVERSION 517 t C Δ C CONVERSION = i { ( B APRÈS i + B AVANT i ) Δ S VER_AUTRES i } FC ; i = pin gris et épinette noire

B APRÈS pin gris = B APRÈS épinette = 0 ; suppose que toute la biomasse vivante sera prélevée lors de la construction de la route.

B AVANT pin gris = B AVANT épinette = 55  t MS  ha -1 ; plage de valeurs par défaut indiquée dans le tableau 4.8 (GIEC, 2006) pour les forêts naturelles dans une forêt boréale de conifères. Pour des raisons de simplicité, on prend ici un nombre médian de 55 dans une fourchette de 10 à 90 t MS ha-1.

Δ A VERS_AUTRES Sapin = 10   ha ; Δ A VERS_AUTRES Pin gris = 10   ha

FC = 0,47

Δ C CONVERSION = { ( ( 0 + 55 ) 10 ) + ( ( 0 + 55 ) 10 ) } 0,47 = 517  t C

- Δ C L 0 t C Aucune biomasse vivante n’est prélevée du site dans ce scénario.
Δ C B 517 t C

= Δ C G + Δ C CONVERSION - Δ C P

= 0 + 517 - 0 = 517  t C

Tableau 22 : Calculer la fluctuation dans la biomasse vivante lié au changement dans l’utilisation des terres (équation 2.15; GIEC, 2006) pour la superficie des terres cultivées
Variable Valeur
(t C)
Hypothèses et calculs
Δ C G 0 Une croissance nulle peut être présumée.
Δ C CONVERSION 78 t C Δ C CONVERSION = i { ( B APRÈS i + B AVANT i ) * F BH Δ A VERS_AUTRES i } FC ; i = terres cultivées

B APRÈS terres cultivées = 0 ; suppose que toute la biomasse vivante sera prélevée lors de la construction de la route.

B AVANT pin gris = 39,12  t C  ha -1 ; à partir des valeurs par défaut fournies dans le tableau 20 pour la biomasse des arbres et des arbustes des Plaines boréales de l’Alberta.

Δ A VERS_AUTRES terres cultivées = 40   ha

FC = 1 (on utilise 1 dans ce cas, car les valeurs par défaut sont fournies en unités de C)

F BH = Proportion des Terres cultivées sur lesquelles se trouve de la biomasse vivante, égale à 5 % dans le cas présent.

Δ C CONVERSION = { ( ( 0 + 39,12 ) 0,05 ) } 40 = 78  t C

- Δ C L 0 Aucun bois ou bois de chauffage ne sera prélevé de la superficie de Terres cultivées.
Δ C B 78 t C

= Δ C G + Δ C CONVERSION - Δ C p

= 0 + 78 - 0 = 78  t C

Tableau 23 : Calculer la fluctuation dans la biomasse vivante dû au changement d’affectation des terres (équation 2.15; GIEC, 2006) pour la superficie des Terres humides
Variable Valeur
(t C)
Hypothèses et calculs
Δ C G 0 Une croissance nulle peut être présumée
Δ C CONVERSION 17,1 t C Δ C CONVERSION = i { ( B APRÈS i + B AVANT i ) Δ A VERS_AUTRES i } FC ; i = tourbière oligotrophe, tourbière minérotrophe

B APRÈS bogue = 0 B APRÈS tourbière = 0 ; suppose que toute la biomasse vivante sera prélevée lors de la construction de la route.

B AVANT bogue = 2,3    MS  ha -1 B AVANT tourbière = 1,34  t MS  ha -1

Remarque : aucune valeur par défaut du niveau 1 du GIEC n’est fournie pour la biomasse initiale dans les Terres humides; une recherche documentaire a donc été effectuée pour des sites comparables. Ces valeurs proviennent d’une tourbière oligotrophe ouverte et d’une  tourbière minérotrophe arbustive riche dans les Plaines boréales (Szumigalski et al. 1995).

Δ A VERS_AUTRES Sapin = 10   ha ; Δ A VERS_AUTRES marais = 10   ha

FC = 0,47

Δ C CONVERSION = { ( ( 0 + 55 ) 10 ) + ( ( 0 + 55 ) 10 ) } 0,47 = 517  t C

- Δ C L 0 t C Aucune biomasse vivante ne sera prélevée de la terre humide.
Δ C B 17,1 t C

= Δ C G + Δ C CONVERSION - Δ C p

= 0 + 17,1 - 0 = 17,1  t C

Étape 4.2 : Calculer les émissions dues aux changements de MOM en utilisant l’équation générique 2.23 (GIEC, 2006)

Δ MOM = ( C n - C a ) S a- n T a- n

Tableau 24 : Calcul de la fluctuation dans la matière organique morte dû au changement d’affectation des terres (équation 2.23; GIEC, 2006) pour les Terres forestières
Variable Valeur Hypothèses et calculs
C n 0 Une valeur de zéro peut être présumée; toute la MOM est perdue
C a

PG :
0,57 t C ha-1

 

EN :
0,51 t C ha-1

Le tableau 2.2 ne fournit que le stock de litière pour les forêts d’arbres à feuilles persistantes et de conifères, mais le bois mort n’est pas inclus; une recherche documentaire a donc été effectuée :

D’après Preston et coll. 2006 :

Les valeurs suivantes pour les feuilles mortes + la litière ligneuse ont été trouvées   dans la même écorégion et pour la même espèce principale  :

Le pin gris (PG) est cité comme ayant 112,6 g MS m-2  = 0,57 t C ha-1

L’épinette noire (EN) est citée comme ayant 102,8 g MS m-2 = 0,51 t C ha-1

S a-n

PG :
10 ha

EN :
10 ha

Superficie des terres de ce scénario pour le pin gris et l’épinette noire
T a-n 1 a Une durée de 1 an pour les pertes de carbone peut être présumée
Δ MOM 10,8 t C

= ( C n - C a ) A a-n T a-n

PG : = ((0-0,57) 10)/1 = -5,7 t C

EN : = ((0-0,51) 10)/1 = - 5,1 t C

Total = -10,8 t C

Remarque : Les chiffres sont négatifs ici parce qu’il s’agit de pertes dans le stock de carbone de la MOM, mais ici, nous convertissons en un nombre positif par convention afin d’adopter la perspective de l’atmosphère (c.-à-d. l’ajout à l’atmosphère).

Tableau 25 : Calcul de la fluctuation dans la matière organique morte dû au changement d’affectation des terres (équation 2.23; GIEC, 2006) pour les Terres cultivées
Variable Valeur Hypothèses et calculs
C n 0 Une valeur de zéro peut être présumée; toute la MOM est perdue
C a 0 Une valeur de zéro peut être présumée pour les catégories de terres non forestières
S a-n 40 Superficie totale des Terres cultivées
T a-n 1 a Une durée de 1 an pour les pertes de carbone peut être présumée
Δ MOM 0 t C

= ( C n - C a ) S a-n T a-n

= ((0 – 0) ⋅ 40) / 1 = 0 t C

Tableau 26 : Calcul de la fluctuation dans la matière organique morte dû au changement d’affectation des terres (équation 2.23; GIEC, 2006) pour les Terres humides
Variable Valeur Hypothèses et calculs
C n 0 Une valeur de zéro peut être présumée; toute la MOM est perdue
C a 0 Une valeur de zéro peut être présumée pour les catégories de terres non forestières. Dans ce scénario, nous supposons qu’il s’agit d’une tourbière oligotrophe ouverte ou d’une tourbière minérotrophe, il y aura donc peu ou pas de litière d’arbre sur le site et c’est donc une hypothèse valable pour ce cas. Si les terres humides sont boisées, il faut alors s’efforcer de déterminer une valeur raisonnable du réservoir de MOM ici et les traiter comme dans la catégorie des Terres forestières.
S a-n 1000 ha Superficie des terres de ce scénario dans la catégorie d’affectation des terres des Terres humides
T a-n 1 a
Une durée de 1 an peut être pour les pertes de carbone peut être présumée
Δ MOM 0 t C

= ( C n - C a ) S a-n T a-n

= ((0 – 0) ⋅ 1000) / 1 = 0 t C

Étape 4.3 : Calculer les émissions directes de GES provenant des conversions d’affectations des terres consiste à calculer les émissions provenant d’un changement dans le COS en résolvant l’équation générique 2.24 (GIEC, 2006)

Δ C sols = Δ C Minéraux - L Organiques + Δ C Inorganiques

Tableau 27 : Calcul de la fluctuation dans le carbone organique du sol attribuable au changement d’affectation des terres (équation 2.24; GIEC, 2006) pour les Terres forestières
Variable Valeur
(t C)
Hypothèses et calculs
Δ C Minéraux 234 t C

La forêt de pins gris se trouve sur un sol minéral, que nous supposons être un sol sablonneux.

Δ C Minéraux = ( COS 0 - COS ( 0 - T ) ) D

COS = ( COS REF F Aft F Entrées F Gestion A )

COS REF = 117  t C  ha -1 (en utilisant le tableau 2.3; sol sablonneux dans la région boréale)

F Aft = 0,8 (facteur d’affectation, valeur par défaut donnée pour le pavage, Section 8.3.3.2; GIEC, 2006)

F Entrées = F Gestion = 1   (non applicable ici)

A = 10  ha

Calculer le COS à la fin de la conversion (c.-à-d. appliquer le coefficient de variation des stocks) :

COS 0 = ( 117 0.8 1 10 ) = 936  t C

Solve for SOC before conversion (i.e. no change, only initial reference soil value needed)

COS ( 0 - T ) = ( 117 10 ) = 1170  t C

D = 20 ans (on suppose une durée de 20 ans par défaut)

Δ C Minéraux = ( COS 0 - COS ( 0 - T ) ) D

Δ C Minéraux = ( 936 - 1170 ) 20 = -11,7  t C a -1

Important : cette équation permet de calculer la quantité de carbone perdue par année (taux annuel de perte). Dans ce cas, nous devons calculer la quantité totale de carbone perdue au cours de la période de 20 ans et la multiplier par la durée (20 ans) :

Perte totale de C = 11,7 t C a-1 ∙ 20 = -234 t C

- P organiques 13 060 t C

La forêt d’épinettes noires est située sur des sols organiques. Dans ce scénario, un ponceau sera construit pour éviter les impacts sur l’hydrologie des terres humides, mais une partie du sol organique sous forme de tourbe sera enlevée pendant la construction.

Il n’existe pas de valeurs par défaut du GIEC pour les stocks initiaux de COS; une base de données publiée a donc été utilisée (Zoltai et al. 2000) :

Site boisé sur sol organique (tourbière oligotrophe boisée) : 1 306 t C ha-1

Multiplier par la superficie :

1306 t C ha-1 ∙ 10 ha = 13 060 t C

Nous utilisons la valeur par défaut de niveau 1 du GIEC, à savoir une perte de 100 % due au pavage, et nous supposons une oxydation instantanée.

Δ C Inorganiques 0 Une valeur de zéro peut être présumée
- Δ C sols 13 294 t C

= Δ C Minéraux - P organiques + Δ C Inorganiques

= -234 - 13 060 + 0 = -13 294  t C

Tableau 28 : Calcul de la fluctuation dans le carbone organique du sol dû au changement d’affectation des terres (équation 2.24; GIEC, 2006) pour les Terres cultivées
Variable Valeur
(t C)
Hypothèses et calculs
Δ C Minéraux 400 t C

Δ C Minéraux = ( COS 0 - COS ( 0 - T ) ) D

COS = ( COS REF F Aft F Entrées F Gestion A )

COS REF = 50  t C  ha -1 (valeur par défaut de niveau 1 tirée du tableau 2.3, chapitre 2, volume 4 des lignes directrices 2006 du GIEC, valeur pour les sols ATA)

F Aft = 0,2 (facteur d’affectation, valeur par défaut donnée pour l’excavation, Section 8.3.3.2, GIEC, 2006, perte de 20 % des stocks du sol)

F Entrées = F Gestion = 1  (not applicable here)

A = 40  ha

Calculer le COS à la fin de la conversion (c.-à-d. appliquer le facteur de variation des stocks) :

COS 0 = ( 50 0,8 1 40 ) = 1 600  t C

Calculer le COS avant la conversion (c.-à-d. aucun changement, seule la valeur initiale de référence du sol est nécessaire).

COS ( 0 - T ) = ( 50 40 ) = 2 000  t C

D = 20 ans (on suppose une durée de 20 ans par défaut)

Δ C Minéraux = ( COS 0 - COS ( 0 - T ) ) D

Δ C Minéraux = ( 1600 - 2000 ) 20 = -20  t C a -1

ImportantNote de bas de page 47 : cette équation permet de calculer la quantité de carbone perdue par année (taux annuel de perte). Dans ce cas, nous devons calculer la quantité totale de carbone perdue au cours de la période de 20 ans et donc la multiplier par la durée (20 ans) :

Total C perdu = 20 t C a-1 ∙ 20 = -400 t C

- P organiques 0 Une valeur de zéro peut être présumée
Δ C Inorganiques 0 Une valeur de zéro peut être présumée
- Δ C sols 400 t C

= Δ C Minéraux - P organiques + Δ C Inorganiques

= 400 - 0 + 0 = 400  t C

Tableau 29 : Calcul de la fluctuation dans le carbone organique du sol attribuable au changement d’affectation des terres (équation 2.24; GIEC, 2006) pour les Terres humides
Variable Valeur
(t C)
Hypothèses et calculs
Δ C Minéraux 0 Les tourbières oligotrophes et les tourbières minérotrophes de ce scénario se trouvent sur des sols organiques (c.-à-d. que ce ne sont pas des terres humides minérales).
- P organiques 23 610 t C

Dans ce scénario, un ponceau sera construit pour éviter les impacts sur l’hydrologie des terres humides, mais une partie du sol organique sous forme de tourbe sera enlevée pendant la construction.

Les valeurs par défaut du niveau 1 du GIEC n’étant pas disponibles pour les stocks initiaux de COS, une base de données publiée a été utilisée (Zoltai et al. 2000) :

Valeur moyenne pour les tourbières oligotrophes ouvertes des Plaines boréales = 1199 t C ha-1

Valeur moyenne pour les tourbières minérotrophes riches des Plaines boréales = 1162 t C ha-1

Multiplier par la superficie :

Tourbières oligotrophes ouvertes dans les Plaines boréales = 1199 t C ha-1 10 ha = 11 990 t C

Tourbières minérotrophes riches des Plaines boréales = 1162 t C ha-1 * 10 ha = 11 620 t C

Nous utilisons la valeur par défaut de niveau 1 du GIEC, à savoir une perte de 100 % due à l’excavation, et nous supposons une oxydation instantanée.

Total Porganiques = 11 990 + 11 620 = 23 610 t C

Δ C Inorganiques 0 Une valeur de zéro peut être présumée
- Δ C sols 23 610 t C

= Δ C Minéraux - L organiques + Δ C Inorganiques

= 0 - 23 610 + 0 = -23 610  t C

Remarque : Les chiffres sont négatifs ici parce qu’il s’agit de pertes dans le stock de carbone de la MOM, mais ici, nous convertissons en un nombre positif par convention afin d’adopter la perspective de l’atmosphère (c.-à-d. l’ajout à l’atmosphère).

Étape 4.4. Calculer les émissions après la perturbation, associées aux terres inondées (création de réservoirs hydroélectriques)

Aucun calcul n’est nécessaire dans ce scénario, car les terres ne seront pas inondées et les résidus de biomasse ne seront pas brûlés.

Étape 4.5. Calculer les émissions de GES autres que le CO2

Aucun calcul n’est nécessaire dans ce scénario, car les terres ne seront pas inondées et les résidus de biomasse ne seront pas brûlés.

Étape 4.6. Convertir toutes les fluctuations des stocks de carbone de chaque catégorie en unités d’émissions de CO2 dans l’atmosphère et les additionner pour obtenir la quantité totale de CO2 émise dans l’atmosphère par le changement d’affectation des terres.

Additionner toutes les fluctuations des stocks de carbone, pour toutes les catégories d’affectation des terres, calculées aux étapes 4.1 à 4.5 :

Terres forestières : ΔCTF = ΔCBiomasse + ΔCMOM + ΔCCOS
     = 517 + 10,8 + 13 294 = 13 822 t C

Terres cultivées : ΔCTC = ΔCBiomasse + ΔCMOM + ΔCCOS
     = 78,2 + 0 + 20 = 478 t C

Terres humides : ΔCTH = ΔCBiomasse + ΔCMOM + ΔCCOS
     = 17,1 + 0 + 23 610 = 23 627 t C

Émissions totales : ΔC = ΔCTF + ΔCTH + ΔCTC
     = 13 822 + 23 627 + 478 = 37 927 t C

Convertir en unités de CO2 :

37 927 t C × 44/12 = 139 065 t CO2

Remarque : Étant donné que, dans ce scénario, on estime qu’il n’y a pas d’émissions de GES autres que le CO2, il n’est pas nécessaire de les convertir en éq. CO2.

Conclusion de l’exemple :

Dans ce scénario, on estime que les émissions directes de GES attribuables au changement d’affectation des terres entraîneront l’émission dans l’atmosphère d’environ 139 065 t de CO2.

Annexe C : Prévisions de l’intensité des émissions des réseaux électriques provinciaux

Tableau 30 : Intensité des émissions du réseau électrique par province
Superficie Unités 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Alberta t éq CO2 /GWh 295,3 235,4 211,5 191,4 193,1 175,7 178,2 181,8 184,8 187,0 185,5
Colombie-Britannique t éq CO2 /GWh 1,5 1,4 1,4 1,4 1,3 1,3 1,2 1,2 1,2 1,1 1,1
Manitoba t éq CO2 /GWh 0,9 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7
Nouveau-Brunswick t éq CO2 /GWh 360,7 293,8 290,8 291,9 293,5 281,3 282,9 311,6 312,6 313,5 215,6
Terre-Neuve-et-Labrador t éq CO2 /GWh 168,2 157,0 103,5 98,5 96,0 100,0 94,6 89,9 76,5 70,4 67,1
Territoires du Nord-Ouest t éq CO2 /GWh 242,6 245,6 237,1 215,1 166,1 48,8 55,7 63,1 61,9 56,4 52,8
Nouvelle-Écosse t éq CO2 /GWh 732,0 604,8 469,7 459,2 453,6 410,0 440,3 441,3 441,4 442,1 178,0
Nunavut t éq CO2 /GWh 898,8 903,5 876,7 843,3 766,4 632,1 625,7 617,2 631,1 625,8 617,2
Ontario t éq CO2 /GWh 16,3 24,2 31,9 52,5 39,9 56,9 39,8 39,1 28,8 23,0 16,4
Île-du-Prince-Édouard t éq CO2 /GWh 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,6 4,6 4,6 4,6
Québec t éq CO2 /GWh 1,9 1,8 1,8 1,8 1,9 1,9 2,1 2,2 2,5 2,7 2,9
Saskatchewan t éq CO2 /GWh 404,3 387,4 315,6 323,1 257,3 263,7 266,1 253,5 212,7 200,4 192,3
Yukon t éq CO2 /GWh 56,9 66,4 58,8 62,2 70,8 76,0 40,0 42,8 48,9 55,0 61,3

Remarque :

  1. Les intensités d’émission ne comprennent pas les émissions de CO2 provenant de la combustion de la biomasse et du gaz naturel renouvelable.
  2. Pour plus d’informations sur la façon dont ces intensités d’émission ont été calculées, voir la section 2.1.2.1.

Annexe D : Conseils supplémentaires sur la méthodologie utilisée pour quantifier l’impact sur les puits de carbone

Pour obtenir les valeurs nécessaires au calcul de l’IPC pour l’équation 5, les 4 étapes suivantes sont nécessaires :

Étape 1 : Déterminer la superficie des terres du projet ayant une capacité de puits de carbone pour chaque catégorie d’affectation des terres et activité entraînant des perturbations pour chaque phase du projet.

Les promoteurs devraient se référer aux Lignes directrices du GIEC pour les inventaires nationaux de GES (GIEC, 2003Note de bas de page 48; GIEC, 2006Note de bas de page 49; GIEC, 2014Note de bas de page 50; GIEC, 2019Note de bas de page 51) pour les définitions des catégories d’affectation des terres : Terres forestières, Terres cultivées, Prairies, Terres humides et Autres terres (voir chapitre 3, section 3.2, GIEC, 2006). Afin de quantifier l’impact d’un projet sur les puits de carbone dans le cadre de l’ÉSCC, seules les terres classées par les lignes directrices du GIEC (GIEC, 2006) comme étant des Terres forestières ou des Terres humides sont considérées comme des puits de carbone. Par conséquent, les promoteurs doivent fournir une estimation de la superficie des terres touchées par le projet dans la catégorie des Terres forestières et des Terres humides.

Les catégories d’affectation des terres du GIEC Terres humides et Terres forestières doivent être subdivisées en catégories significatives (i et j dans l’Équation 5) afin de fournir une estimation plus précise des stocks de carbone et des taux de séquestration du carbone. Par exemple, la superficie des Terres humides doit être divisée en catégories de Terres humides pertinentes, comme les tourbières oligotrophes ou les tourbières minérotrophes, telles qu'elles sont définies dans le système de classification des Terres humides (Groupe de travail national sur les terres humides, 1997), et la superficie des Terres forestières peut être divisée selon les principales espèces d’arbres, classes d’âge et classes de productivité. Le type de couverture après la perturbation peut également être utilisé pour définir le type d’impact qui se produit sur le paysage et, par conséquent, pour diviser les superficies à impact élevé, les superficies qui seront laissées intactes pendant la phase de construction ou d’exploitation d’un projet ou les superficies qui seront restaurées ou assainies pendant la phase de désaffectation d’un projet. La couverture après la perturbation déterminera l’intensité de l’impact sur les puits de carbone dans l’empreinte du projet.

Étape 2 : Déterminer la capacité de puits de carbone naturel et l’intervalle de temps approprié pour chaque catégorie de terres et chaque phase du projet.

La méthodologie nécessaire pour déterminer la capacité en matière de puits de carbone naturel des terres pour l’intervalle de temps approprié sera différente selon l’écosystème, qu’il s’agisse de la catégorie d’affectation des Terres forestières ou des Terres humides.

Étape 2.1 Terres forestières

La méthode générique de calcul de la capacité en matière de puits de carbone naturel des Terres forestières consiste à déterminer un taux d’accumulation annuel du carbone approprié et l’intervalle de temps correspondant pendant lequel la forêt accumulerait du carbone. Le taux annuel d’accumulation de carbone peut être déterminé en résolvant la pente négative de la ligne entre l’âge actuel (Âgeactuel) et la biomasse (BMactuelle) d’un peuplement forestier, et l’âge et la biomasse auxquels la capacité de charge maximale (CCM) d’un peuplement forestier est atteinte (ÂgeCCM et BMCCM, respectivement), de sorte que :

Équation 6 : Taux d’accumulation annuel naturel du carbone d’une forêt

FluxNat forêt = - BM CCM - BM actuelle Âge CCM - Âge actuel

Où :

FluxNatforêt est le taux d’accumulation annuel naturel du carbone d’une forêt (t C ha-1 a-1)

BMCCM est la biomasse des arbres vivants à la CCM (t C ha-1)

BMactuelle est la biomasse des arbres vivants à l’âge actuel du peuplement (t C ha-1)

ÂgeCCM est l’âge auquel la CCM est atteinte (a)

Âgeactuel est l’âge actuel de la forêt (a)

La CCM est définie comme le point auquel la biomasse aérienne du peuplement forestier atteint un plateau de croissance (ou dans certains cas, un déclin) au fur et à mesure que le peuplement vieillit. Lorsque les arbres sont matures, le taux d’absorption de carbone par les arbres en croissance diminue, et l’absorption de carbone associée à la croissance des arbres tend à être équilibrée par le carbone libéré par la décomposition de la matière organique morte. Pour certaines forêts matures, la CCM peut déjà avoir été dépassée, et le promoteur peut dans ce cas calculer un taux positif de FluxNat (source de carbone au lieu d’être un puits). Dans ce cas, le taux de FluxNat peut être exclu du calcul de l’incidence sur les puits de carbone. Il convient toutefois de justifier l’omission de la superficie de ces terres. Il faut souligner que, même si le promoteur ne signale pas nécessairement la perte d’un puits de carbone dans ces cas, l’élimination des peuplements matures entraînera d’importantes émissions directes de GES que les promoteurs doivent inclure (voir la section 2.1.1.2).

Les valeurs par défaut de la biomasse des arbres et des âges correspondants des peuplements à la CCM, classées par province ou territoire, par écozone, par espèce d’arbre principale et par catégorie de peuplement, sont fournies à l’annexe E.

Lorsque les valeurs par défaut sont inadéquates et que des données supplémentaires sont requises (voir la section 4.3; Figure 5), les promoteurs ont trois options :

  1. Utiliser les courbes de biomasse propres au peuplement (BMCCM) déterminées par l’inventaire sur le terrain.
  2. Utiliser les taux de flux annuels de carbone mesurés directement par les tours de covariance des turbulences pour les flux. En raison de la grande variabilité des mesures obtenues d’une année à l’autre, si les promoteurs choisissent cette approche, il faudra surveiller le peuplement pendant au moins trois ans (ou trois saisons de croissance) et idéalement pour une période plus longue. Il est également possible d’utiliser les données publiées sur le flux de covariance des turbulences de CO2 d’un peuplement forestier comparable, recueillies par du personnel qualifié, pendant au moins trois années ou saisons de croissance, à partir de sources comme FLUXNET Canada Research NetworkNote de bas de page 52. Les promoteurs sont tenus de démontrer que les données choisies se trouvent dans des peuplements forestiers comparables selon la classification canadienne standard des écozones (Groupe de travail sur la stratification écologique, 1995), et qu’elles présentent des caractéristiques de peuplement semblables telles que les essences principales, la classe de productivité, le type de sol et la position dans le paysage. De plus, pour maintenir la cohérence avec la méthode par défaut, si la forêt est plus âgée que l’âge auquel la CCM est atteinte, le promoteur peut supposer un taux nul d’accumulation annuelle de carbone. En outre, lors du choix d’une estimation appropriée des flux, les promoteurs doivent tenir compte du fait que les flux varieront en fonction de la classe d’âge. Il faut donc déterminer une estimation de flux représentative et adaptée à l’âge du peuplement forestier considéré. Étant donné qu’il s’agit de l’option la plus complexe et qu’elle nécessite un suivi important avant le projet, cette méthode ne devrait être envisagée que dans des circonstances très précises, lorsque le promoteur dispose de mesures antérieures sur le peuplement ou de données comparables telles que définies ci-dessus.
  3. Utiliser un modèle approprié de niveau 3 qui suit les flux de carbone vers l’atmosphère (c.-à-d. l’échange net entre les écosystèmes) sur les Terres forestières. Les promoteurs devraient choisir un modèle créé ou validé pour être utilisé au Canada et sont tenus de fournir une description du modèle, des données, des facteurs d’émission et de toute hypothèse requise ou appliquée afin de dériver les valeurs utilisées dans la modélisation (voir une revue des modèles dans Kim et coll., 2015). Par exemple, le MBC-SFC3 (Kurz et coll., 2009; Kull et coll., 2019; Canada, 2020) est utilisé pour établir des estimations du RIN pour les Terres forestières. Le modèle générique de bilan de carbone (Shaw et coll., 2021) a été appliqué dans une zone d’étude pilote de la région des sables bitumineux de l’Alberta où il y a eu grand nombre de perturbations. L’application des modèles devrait être effectuée par du personnel qualifié qui maîtrise les procédures requises pour produire et valider les résultats du modèle.

Une fois que le taux annuel approprié d’accumulation de carbone est établi, les promoteurs doivent déterminer l’intervalle de temps correspondant. Pour les Terres forestières, l’intervalle de temps par défaut est d’abord déterminé en calculant la différence entre l’âge à la CCM (ÂgeCCM) et l’âge actuel de la forêt (Âgeactuel), c’est-à-dire le temps nécessaire pour atteindre la CCM :

Étape 2.2 Terres humides

Comme pour les Terres forestières, la capacité de puits de carbone des Terres humides est calculée comme le taux d’accumulation annuel de carbone approprié pour le site (FluxNatterres humides) et l’intervalle de temps par défaut correspondant (Tterres humides). Dans le cas des Terres humides, l’intervalle de temps par défaut sera dans tous les cas fixé à 100 ans (T = 100).

Pour déterminer un taux d’accumulation annuel de carbone approprié, les promoteurs peuvent choisir entre deux approches :

  1. Méthode du flux annuel de carbone total
  2. Méthode de la somme des flux annuels de CO2 et de CH4

L’établissement d’estimations précises pour les tendances à long terme à l’aide de mesures des flux nécessite plusieurs années de données. Si le promoteur effectue plusieurs années de mesure sur le site en question, ou sur un site semblable d’un point de vue écologique, la méthode du flux de carbone total annuel est préférable.

Approche 1 – Flux annuel de carbone total

Si les promoteurs choisissent d’adopter l’approche du flux annuel de carbone total, il leur faut alors indiquer le taux annuel approprié de carbone total séquestré dans les réservoirs de sol organique (c.-à-d. la tourbe). Le taux annuel de séquestration du carbone d’une zone humide est déterminé par la datation au radiocarbone (C14 ou Pb210) des couches de tourbe afin de déterminer le taux d’accumulation du carbone à long terme.

Les valeurs par défaut des taux d’accumulation de carbone à long terme dans la tourbe sont fournies dans le Tableau 31.

Tableau 31 : Valeurs par défaut fournies pour le taux d’accumulation naturel de carbone (FluxNat) pour l’approche du carbone total
Écozone Taux annuel moyen d’accumulation de carbone à long terme (t C ha-1)
Tourbière
oligotrophe (bog)
Tourbière
minérotrophe (fen) riche
Tourbière
minérotrophe (fen) pauvre
Maritime de l’Atlantique 0,21 (0,06) *0,33 (0,05) *0,21 (0,06)
Plaines boréales 0,11 (0,03) 0,33 (0,05) 0,31 (0,06)
Bouclier boréal 0,24 (0,03) *0,33 (0,05) *0,31 (0,06)
Plaines hudsoniennes 0,15 (0,02) *0,33 (0,05) *0,31 (0,06)
Plaines à forêts mixtes 0,12 (n.d.) *0,33 (0,05) *0,12 (na)
Plaines de la taïga 0,22 (0,02) *0,33 (0,05) *0,13 (0,01)
Bouclier de la taïga 0,13 (0,01) *0,33 (0,05) 0,13 (0,01)

D’après une compilation de données non publiées de Michelle Garneau (2021). Les taux à long terme ont été calculés de 500 à 2 000 ans avant le présent. L’erreur type est indiquée entre parenthèses. L’astérisque (*) indique un manque de données pour lequel une approximation a été choisie en fonction du type de tourbière ou de la région la plus semblable. n.d. : non disponible.

Pour une approche de calcul propre au site ou à la région, lorsque nécessaire (voir Figure 5), les promoteurs ont deux options :

  1. Réaliser une étude de terrain comprenant la collecte de carottes de tourbe (voir Vleeschouwer et coll., 2010Note de bas de page 53) et effectuer des analyses de datation au radiocarbone (voir Piotrowska et al., 2011Note de bas de page 54; LeRoux et al., 2010Note de bas de page 55) pour déterminer le taux d’accumulation annuel à long terme dans la tourbe. Si les promoteurs choisissent cette méthode, ils doivent omettre les couches de tourbe les plus récentes (400 à 500 premières années), à moins qu’un modèle de décomposition approprié ne soit utilisé pour tenir compte de la décomposition future des couches de tourbe récentes (voir Young et coll., 2019Note de bas de page 56).
  2. Employer un modèle approprié de niveau 3 qui estime les flux de carbone vers l’atmosphère dans les terres humides en fonction des paramètres mesurés pour le site perturbé, utilisés comme données d’entrée du modèle. Les promoteurs devraient choisir un modèle créé ou validé pour être utilisé dans les conditions canadiennes. Le choix du modèle doit être justifié par une démonstration de la capacité du modèle à reproduire les données mesurées sur des sites semblables au site en question, ou par une référence à des publications scientifiques qui démontrent la capacité du modèle à simuler des sites semblables.

En l’absence d’un modèle validé, les mesures sont préférables. Cependant, si un modèle est disponible et a été validé pour des conditions écologiques similaires à celles du site, l’utilisation de l’approche de modélisation peut être l’option préférée du promoteur s’il juge que la charge analytique est réduite par l’application du modèle. Le promoteur est néanmoins tenu d’utiliser les données propres au site recueillies sur place (telles que les stocks de carbone dans le sol) pour les utiliser dans la modélisation telle que définie par les données d’entrée requises.

Approche 2 – Somme des flux annuels de CO2 et de CH4

Si les promoteurs choisissent d’utiliser cette approche, des taux annuels distincts de flux de carbone pour CO2 et le CH4 gazeux sont requis et additionnés pour obtenir un taux d’accumulation total de carbone. Les taux de flux annuels de CO2 ou de CH4 peuvent être déterminés grâce à des données de terrain recueillies à l’aide de tours de covariance des turbulences pour les flux ou de chambres de flux.

Pour les calculs préliminaires, des valeurs nationales par défaut sont fournies dans le Tableau 32.

Tableau 32 : Valeurs nationales par défaut fournies pour le taux d’accumulation naturel de carbone (FluxNat) pour la somme des flux annuels de CO2 et de CH4
Catégorie des terres humides CO2 (t C ha-1 a-1) CH4 (t C ha-1 a-1)
Tourbière oligotrophe (bog) -0,7 0,059
Tourbière minérotrophe (fen) 0* 0,063

*En raison de l’incertitude associée aux taux annuels d’accumulation de carbone dans les tourbières minérotrophes, on suppose ici que leur bilan carbone net est neutre.

Source des données : les valeurs de ce tableau sont calculées à partir de données brutes non publiées du Service canadien des forêts (SCF, RNCan), qui ont été compilées en vue d’être publiées dans Webster et coll. (2018).

Pour avoir une approche plus détaillée, à la demande de l’ACEI (voir la section 4.3; Figure 5), les promoteurs ont deux options :

  1. Mesurer directement le taux de flux annuel de carbone en prenant des mesures avec une tour de covariance des turbulences ou une chambre de flux. En raison de la grande variabilité des mesures de flux d’une année à l’autre, si les promoteurs choisissent cette approche, un minimum de trois années (ou trois saisons de croissance) de données est nécessaire. Il est également possible d’utiliser des données de flux publiées pour un site de zone humide comparable, provenant de sources telles que FLUXNET Canada. Les promoteurs sont tenus de démontrer que les données publiées choisies se rapportent à un site de terres humides comparable selon la classification canadienne standard des écozones (Groupe de travail sur la stratification écologique, 1995) et la catégorie de terres humides telle que définie dans le système de classification des terres humides (Groupe de travail national sur les terres humides, 1997Note de bas de page 57). La comparabilité du site doit être fondée sur une caractérisation du type de terre humide et sur des facteurs écologiques tels que la végétation, la productivité du site, les caractéristiques et la profondeur du sol ainsi que la profondeur de la nappe phréatique.
  2. Employer un modèle approprié de niveau 3 qui estime les flux de carbone vers l’atmosphère dans les milieux humides en fonction des paramètres mesurés pour le site. Les promoteurs doivent choisir un modèle créé ou validé pour être utilisé dans les conditions canadiennes (voir une revue des modèles dans Yu et al., 2001Note de bas de page 58 et Farmer et coll., 2011Note de bas de page 59). Le choix du modèle doit être justifié par une démonstration de la capacité du modèle à reproduire les données mesurées sur des sites semblables au site en question, ou par une référence à des publications scientifiques qui démontrent la capacité du modèle à simuler des sites semblables.

Une fois que le flux annuel naturel de CO2 et de CH4 de la terre humide est déterminé, les promoteurs doivent convertir ces taux d’émission individuels en unités de carbone, puis les additionner pour obtenir un taux d’accumulation total de carbone. Pour convertir le flux CO2 gazeux (t CO2 gazeux ha-1 a-1) en unités de carbone (t CO2-C ha-1 a-1), il faut multiplier par le rapport molaire 12/44. Pour convertir le flux de CH4 gazeux (t CH4 ha-1 a-1) en unités de carbone (t CH4-C ha-1 a-1), il faut multiplier par le rapport molaire 12/16. Une fois que les flux de CO2 et de CH4 sont convertis en unités de C, ils peuvent être additionnés pour obtenir un taux d’accumulation total de carbone. Il est important de souligner que le CO2-C sera séquestré, tandis que le CH4-C sera émis. Le changement net de carbone est donc le CO2-C séquestré moins le CH4-C émis. En outre, ce calcul adopte la « perspective des stocks » (c.-à-d. la quantité de carbone accumulée dans les réservoirs de carbone), plutôt que la « perspective de l’atmosphère » (c.-à-d. l’incidence sur le réchauffement de l’atmosphère). Par conséquent, le potentiel de réchauffement de la planète du CH4 n’a pas besoin d’être pris en considération dans la quantification de l’incidence sur les puits de carbone.

Étape 3 : Déterminer l’impact du projet sur la capacité de puits de carbone du site

La méthodologie requise pour déterminer la capacité de puits de carbone des terres après perturbation pour l’intervalle de temps approprié sera différente selon les activités planifiées d’un projet.

La section 4.1 décrit les étapes nécessaires pour quantifier l’impact d’un projet sur les puits de carbone. La présente annexe fournit des indications supplémentaires en présentant un exemple de ce calcul.

Exemple de calculs

Dans cet exemple, le projet concerne la construction d’un tronçon d’autoroute de 40 km dans les Plaines boréales.

Étape 1 : Déterminer la superficie des terres du projet ayant une capacité de puits de carbone pour chaque catégorie d’utilisation des terres et activité entraînant des perturbations pour chaque phase du projet

Dans ce scénario, le projet nécessitera 80 ha de terrain au total. Pour l’étape de planification, le promoteur effectue un relevé sur le terrain afin de déterminer la superficie des terres désignées pour chaque catégorie d’affectation des terres décrite dans les lignes directrices du GIEC :

De plus, des catégories supplémentaires de terres et des activités de perturbation sont également déterminées à cette étape, afin de faciliter les calculs aux étapes suivantes (Tableau 33).

Tableau 33 : Catégories de terres et activités de perturbation pour le scénario
Catégories d’affectation des terres du GIEC Activités de perturbation pour chaque phase du projet (j)* Catégories supplémentaires de terres (i) Superficie (ha)
Terres humides Autoroute (pavage) Tourbière oligotrophe 10
Terres humides Autoroute (pavage) Tourbière minérotrophe 10
Terres forestières Autoroute (pavage) Espèce principale : épinette noire; classe d’âge = 20 ans; biomasse des arbres = 10 t C ha-1 10
Terres forestières Autoroute (pavage) Espèce principale : pin gris; classe d’âge = 150 ans; biomasse des arbres = 50 t C ha-1 10

*Dans ce scénario, le projet ne comprend qu’une seule phase, soit celle du pavage. Une fois l’autoroute construite, le pavage sera permanent et il n’y a donc pas d’autres phases à prendre en considération pour ce projet.

Avant de passer à l’étape suivante, le promoteur doit consulter la Figure 5 dans la section 4.3 afin de déterminer si l’utilisation de valeurs par défaut sera adéquate pour les calculs, ou si des valeurs propres au site ou à la région seront nécessaires. Dans ce scénario, la superficie du projet est de 80 ha, et la proportion de terres à forte capacité de puits de carbone (qui, dans ce scénario, comprend les tourbières oligotrophes, ainsi que les terres forestières où se trouvent de jeunes épinettes noires) est de 0,25 [(10 ha + 10 ha)/80 ha] = 0,25), ce qui signifie que les valeurs par défaut fournies seront adéquatesNote de bas de page 61 dans ce cas (Figure 5).

Étape 2 : Déterminer la capacité du puits de carbone naturel pour l’intervalle de temps approprié.

À cette étape, les promoteurs doivent calculer le taux d’accumulation naturel de carbone (FluxNat) ainsi que l’intervalle de temps et la superficie correspondants pour chaque combinaison de catégorie de terres (i) et de type de perturbation ou de phase de projet (j) indiquée ci-dessus.

i = tourbière oligotrophe, j = pavage

Pour ce scénario, nous avons choisi d’appliquer la méthode de la somme des flux annuels de CO2 et de CH4 et de consulter le Tableau 13 pour déterminer l’estimation nationale par défaut du taux d’accumulation annuel de carbone pour les tourbières oligotrophes. Il faut souligner que le tableau 32 fournit des valeurs par défaut pour le taux d’accumulation naturel de carbone si l’on choisit l’approche de « carbone total ».

FluxNattourb. oligo., pavage, CO2 = -0,7 t CO2-C ha-1 a-1

FluxNattourb. oligo, pavage CH4 = 0,059 t CH4-C ha-1 a-1

Total FluxNattourb. oligo., pavage = -0,7 + 0,059 = -0,641 t C ha-1 a-1  

FluxNattourb. oligo., pavage = -0,641 t C ha-1 a-1

Ttourb. oligo., pavage = 100 a

Stourb. oligo., pavage = 10 ha

i = tourbière minérotrophe, j = pavage

Pour ce scénario, nous avons choisi d’appliquer la méthode de la somme des flux annuels de CO2 et de CH4 et de consulter le Tableau 13 pour déterminer l’estimation nationale par défaut du taux d’accumulation annuel de carbone des tourbières minérotrophes.

FluxNattourb. minérotrophe, pavage, CO2 = 0 t CO2-C ha-1 a-1

FluxNattourb. minérotrophe, pavage, CH4 = 0,063 t CH4-C ha-1 a-1

Total FluxNattourb. minérotrophe, pavage = 0 + 0,063 = 0,063 t C ha-1 a-1  

Dans ce scénario, nous avons calculé que les tourbières minérotrophes sont une source de carbone, et puisque les promoteurs ne sont responsables que de la quantification des répercussions sur les puits de carbone, nous omettrons la superficie des terres couvertes de tourbières minérotrophesdans le calcul de l’incidence sur les puits de carbone pour ce scénario.

i = épinette noire, j = pavage

En utilisant la méthode par défaut pour les Terres forestières, nous appliquons l’Équation 6.

Consulter l’annexe E pour obtenir les valeurs par défaut pour l’épinette noire dans les Plaines boréales (ÂgeCCM = 100 et BMCCM = 85 t C ha-1), et le Tableau 33 pour obtenir les données recueillies par le promoteur pour ce scénario (Âgeactuel = 20 et BMactuelle = 10 t C ha-1).

FluxNatépinette noire, pavage = -(85 – 10)/(100 – 20) = -0,94 t C ha-1 a-1  

ÂgeCCM - Âgeactuel = 100 - 20 = 80 est inférieur à 100Note de bas de page 62, donc Tépinette noire, pavage = 80

Sépinette noire = 10 ha

i = pin gris, j = pavage

En utilisant la méthode par défaut pour les terres forestières, nous appliquons l’Équation 6.

Consulter l’annexe E pour obtenir les valeurs par défaut pour ÂgeCCM = 170 et BMCCM = 55 t C ha-1, et le Tableau 33 pour obtenir les données recueillies par le promoteur pour ce scénario (Âgeactuel = 150 et BMactuelle = 57 t C ha-1).

FluxNatpin gris, pavage = -(55 – 50)/(170 – 150) = -0,25 t C ha-1 a-1  

ÂgeCCM - Âgeactuel = 170 – 150 = 20 est inférieur à 100, donc Tpin gris, pavage = 20

Spin gris, pavage = 10 ha

Étape 3 : Déterminer l’impact du projet sur la capacité de puits de carbone du site pour l’intervalle de temps approprié

Dans ce scénario, il n’y a qu’un seul type de perturbation : le pavage d’une autoroute. Pour ce type de perturbation, nous utiliserons l’hypothèse par défaut selon laquelle toute la capacité de puits de carbone des terres est complètement interrompue et nous supposerons que le taux après perturbation sera réduit à zéro :

FluxPostPtourb. oligo., pavage = 0

FluxPostPépinette noire, pavage = 0

FluxPostPpin gris, pavage = 0

Étape 4 : Calculer l’impact sur les puits de carbone (IPC) du projet

Appliquer l’Équation 5 (section 4.1). Il faut souligner que dans ce scénario, il n’y a qu’un seul type de perturbation et une seule phase de projet (j). Par conséquent, seule la catégorie de terres (i) est considérée :

Calculer l’IPC pour i = tourbière oligotrophe et j = pavage :

IPCtourb. oligo., pavage = (FluxNat - FluxPostP)tourb. oligo., pavage Ttourb. oligo., pavage Atourb. oligo., pavage

IPCtourb. oligo., pavage = (-0,641 - 0) 100 10 = -641 t C

Calculer l’IPC sur les puits de carbone pour i = épinette noire et j = pavage :

 IPCépinette noire, pavage = (FluxNat - FluxPostP)épinette noire, pavage Tépinette noire, pavage Aépinette noire, pavage

IPCépinette noire, pavage = (-0,94 - 0)épinette noire, pavage 80 10 = -750 t C

Calculer l’IPC pour i = pin gris et j = pavage :

IPCpin gris, pavage = (FluxNat - FluxPostP)pin gris, pavage Tpin gris, pavage Apin gris, pavage

IPCpin gris, pavage = (-0,25 - 0)pin gris, pavage 20 10 = -50 t C

Calculer l’IPC total :

IPC = -641 - 750 - 50

IPC = -1 441 t C

L’impact estimé sur les puits de carbone dans ce scénario est une perte de potentiel de séquestration de 1 441 t du carbone provenant de l’atmosphère.

Annexe E : Valeurs par défaut de la biomasse et de l’âge des arbres à la capacité de charge maximale

Tableau 34 : Valeurs par défaut de l’âge et de la biomasse vivante à la capacité de charge maximale (CCM) utilisées dans l’équation 6 pour calculer l’impact du projet sur les puits de carbone des  Terres forestières
Province ou territoire Écozone Espèce Indice de site (m) Âge à la CCM (ACCM) Biomasse vivante à la CCM (BMCCM) (t C ha-1)
T.-N. BBE Sapin baumier nd 58 85
LB BTE Bouleau 5,0 à 9,9 104 61
LB BTE Bouleau nd 98 61
LB BTE Bouleau 10,0 à 14,9 49 89
LB BTE Bouleau 15,0 à 19,9 64 82
LB BBE Bouleau 5,0 à 9,9 104 62
LB BBE Bouleau nd 100 66
LB BBE Bouleau 10,0 à 14,9 49 89
LB BBE Bouleau 15,0 à 19,9 63 94
N.-É. MA Érable rouge 17,06 88 85
N.-É. MA Épinette rouge 15,38 89 67
N.-É. MA Épinette rouge 13,6 63 35
N.-É. MA Épinette rouge 11,85 68 26
N.-B. MA Érable 15,0 à 19,9 48 73
N.-B. MA Espèces feuillues 5,0 à 9,9 57 68
N.-B. MA Espèces feuillues 10,0 à 14,9 66 68
N.-B. MA Espèces feuillues 20,0 à 24,9 63 81
N.-B. MA Espèces feuillues nd 55 71
QC MA Érable à sucre nd 197 149
QC PFM Érable rouge nd 196 95
QC BBE Érable à sucre nd 192 105
QC BBE Bouleau nd 149 65
ON BBO Peuplier 25,0 à 29,9 194 94
ON BBO Épinette 5,0 à 9,9 73 72
ON BBO Sapin baumier 20,0 à 24,9 238 121
ON BBO Épinette 10,0 à 14,9 123 98
ON BBO Pin 15,0 à 19,9 132 89
ON PFM Espèces résineuses 20,0 à 24,9 236 139
ON PFM Peuplier 25,0 à 29,9 116 81
ON BBE Érable 10,0 à 14,9 123 87
ON BBE Épinette 5,0 à 9,9 72 73
ON BBE Érable 15,0 à 19,9 133 103
MB BBO Peuplier 15,0 à 19,9 94 55
MB BBO Peuplier nd 167 59
MB BBO Peuplier 5,0 à 9,9 56 33
MB BBO Pin 10,0 à 14,9 59 38
MB PB Peuplier 15,0 à 19,9 187 65
MB PB Pin 10,0 à 14,9 185 37
MB PB Espèces feuillues 10,0 à 14,9 46 32
MB PSH Peuplier 5,0 à 9,9 63 39
MB PSH Peuplier 10,0 à 14,9 38 35
MB PSH Peuplier 15,0 à 19,9 168 63
SK BBO Espèces feuillues nd 162 50
SK BBO Peuplier 15,0 à 19,9 178 63
SK BBO Épinette 5,0 à 9,9 204 62
SK BBO Pin 10,0 à 14,9 216 65
SK PB Peuplier 15,0 à 19,9 96 65
SK PB Pin 10,0 à 14,9 170 55
SK PB Épinette 5,0 à 9,9 116 52
SK PB Érable rouge 17,06 199 49
SK PSH Espèces feuillues nd 59 27
SK PSH Peuplier 15,0 à 19,9 67 49
SK PSH Pin 10,0 à 14,9 231 45
AB PT Épinette noire nd 108 69
AB BTO Épinette noire nd 154 83
AB BBO Épinette noire nd 111 57
AB PB Épinette noire nd 100 85
AB PSH Épinette noire nd 119 111
AB CM Peuplier/tremble nd 150 111
AB PSA Épinette noire nd 114 121
C.-B. PT Pin tordu latifolié 5,0 à 14,9 151 108
C.-B. PT Pin tordu latifolié 15,0 à 24,9 130 127
C.-B. PT Pin tordu latifolié 25,0 à 34,9 128 175
C.-B. PT Épinette noire 5,0 à 14,9 186 92
C.-B. PT Épinette noire 15,0 à 24,9 160 16
C.-B. PT Épinette noire 15,0 à 34,9 140 268
C.-B. PB Pin tordu latifolié 5,0 à 14,9 160 94
C.-B. PB Pin tordu latifolié 15,0 à 24,9 141 130
C.-B. PB Pin tordu latifolié 25,0 à 34,9 128 182
C.-B. PB Épinette noire 5,0 à 14,9 185 101
C.-B. PB Épinette noire 15,0 à 24,9 158 107
C.-B. PB Épinette noire 25,0 à 34,9 139 261
C.-B. CB Pin tordu latifolié 5,0 à 14,9 160 103
C.-B. CB Pin tordu latifolié 15,0 à 24,9 142 145
C.-B. CB Pin tordu latifolié 25,0 à 34,9 126 195
C.-B. CB Épinette noire 5,0 à 14,9 186 113
C.-B. CB Épinette noire 15,0 à 24,9 158 195
C.-B. CB Pin 10,0 à 14,9 137 283
C.-B. MP Pin tordu latifolié 15,0 à 24,9 205 149
C.-B. MP Pin tordu latifolié 15,0 à 24,9 200 290
C.-B. MP Pin tordu latifolié 15,0 à 24,9 195 421
C.-B. MP Pin tordu latifolié 15,0 à 34,9 160 460
C.-B. CM Pin tordu latifolié 5,0 à 14,9 188 92
C.-B. CM Pin tordu latifolié 15,0 à 24,9 171 139
C.-B. CM Pin tordu latifolié 25,0 à 34,9 151 191
C.-B. CM Pin tordu latifolié 15 à 24,9 167 143
C.-B. CM Pin tordu latifolié 25,0 à 34,9 154 203
C.-B. CM Pin tordu latifolié 0 à 5 190 35
TY PT Peuplier faux-tremble 15,0 à 19,9 208 171
TY CT Pin tordu latifolié 5,0 à 14,9 215 109
TY CT Peuplier faux-tremble 5,0 à 9,9 189 81
TY CB Peuplier faux-tremble 20,0 à 24,9 128 107
TY CB Peuplier faux-tremble 15,0 à 19,9 191 159
TY CB Peuplier faux-tremble nd 214 88
TY CB Pin tordu latifolié 10,0 à 14,9 215 109
TY MP Peuplier faux-tremble nd 215 88
T.N.-O. PT Espèces feuillues nd 184 39
T.N.-O. BTO Épinette noire 15,0 à 34,9 222 58
T.N.-O. PB Peuplier faux-tremble 15,0 à 19,9 115 61
T.N.-O. CT Peuplier 5,0 à 9,9 114 58
T.N.-O. CB Espèces feuillues nd 206 93
Province ou territoire
Province ou territoire du Canada. T.-N. : Terre-Neuve; LB : Labrador; N.-É. : Nouvelle-Écosse; N.-B. : Nouveau-Brunswick; QC : Québec; ON : Ontario; MB : Manitoba, SK : Saskatchewan; AB : Alberta; C.-B. : Colombie-Britannique; TY : Territoire du Yukon; T.N.-O. : Territoires du Nord-Ouest.
Écozone
Écozones terrestres du Canada. BBE : Bouclier boréal est; BTE : Bouclier de la taïga est; MA : Maritimes de l’Atlantique; PFM : Plaines à forêts mixtes; BBO : Bouclier boréal ouest; PB : Plaines boréales; PSH : Prairies subhumides; PT : Plaines de la taïga; BTO : Bouclier de la taïga ouest; CM : Cordillère montagnarde; PSA : Prairies semi-arides; CB : Cordillère boréale; MP : Maritimes du Pacifique; TC : Taïga de la cordillère.
Espèce
Nom commun du genre, de l’espèce ou du type (feuillus/résineux) d’arbre principal (dominant), si précisé.
Indice de site
Hauteur du peuplement (m) à l’indice d’âge de 50 ans (ou 100 ans pour le territoire du Yukon). nd : non disponible. Indice de site déterminé à partir de l’Inventaire forestier du Canada de 2001 pour la plupart des données (disponible à Canada's Forest Inventory 2001 (PDF; 7.52 Mo) (en anglais seulement)) ou, pour la Nouvelle-Écosse et la Colombie-Britannique, à partir des données provinciales.
Âge à la CCM (ACCM)
Âge auquel la capacité de charge maximale du peuplement forestier est atteinte, défini comme le point auquel la biomasse aérienne du peuplement forestier atteint un plateau de croissance à mesure que le peuplement mûrit.
Biomasse vivante à la CCM (BMCCM) (t C ha-1)
Biomasse des arbres vivants à la capacité de charge maximale, définie comme le point auquel la biomasse aérienne du peuplement forestier atteint un plateau de croissance à mesure que le peuplement mûrit.

Annexe F : Méthodologie pour l’évaluation des GES en amont (partie A)

Étape 1 : Déterminer les activités et produits en amont

En utilisant les définitions et les champs d’application des émissions de GES en amont définis dans la section 5.1, il faut déterminer les activités en amont associées au projet ainsi que les produits énergétiques et les diluants qui pourraient générer des émissions de GES en amont.

Étape 2 : Déterminer les scénarios possibles (réalistes et conservateurs)

Un projet peut évoluer au cours de sa phase d’exploitation. Les produits énergétiques peuvent provenir de différentes régions, et les quantités et les mélanges peuvent fluctuer dans le temps. Les promoteurs doivent se préparer à cette éventualité et déclarer les émissions de GES en amont en utilisant des scénarios réalistes et conservateurs. Les scénarios représenteront la gamme des émissions en amont qui pourraient être produites. Voici quelques exemples de scénarios :

Les sources de données et les hypothèses utilisées pour les scénarios doivent être décrites et fournies.

Étape 3 : Déterminer la chronologie de l’intensité des émissions de GES en amont pour chaque activité

Le promoteur doit déterminer l’intensité annuelle des émissions de GES pour chaque activité en amont, pour chaque scénario indiqué aux étapes 1 et 2, à partir de l’année prévue du début des activités jusqu’en 2050 ou jusqu’à la fin de la phase d’exploitation du projet, selon la première éventualité. Si les intensités d’émissions ne sont pas disponibles au-delà de certaines années de la série chronologique, on peut supposer qu’elles restent constantes. Le promoteur peut aussi établir des hypothèses précises.

Les séries chronologiques des intensités d’émissions pour chaque activité permettent d’établir des prévisions d’émissions qui reflètent la variation des intensités d’émissions d’un produit dans le temps. Les intensités d’émissions peuvent être obtenues en divisant les émissions annuelles de GES résultant des activités en amont d’un produit donné par la production annuelle de ce produit.

Les intensités des émissions nationales et internationales sont présentées ci-dessous. Lorsque le guide technique ne comprend pas d’intensités d’émissions propres à une activité, on encourage les promoteurs à utiliser des intensités provenant de données accessibles au public, en fournissant les données, les hypothèses, les champs d’application (ce qui est inclus et exclu) et une explication sur la façon dont les données sont applicables dans le contexte d’une évaluation des émissions de GES en amont. Les données devraient être pertinentes pour les sources d’intrants (si les bassins et les sources sont connus), tout en tenant compte des caractéristiques uniques de la ressource, comme l’inclusion des émissions provenant de l’équipement de production, de transformation et de transport pour fournir les produits énergétiques nécessaires au projet.

Les intensités d’émissions doivent être vérifiables, récentes et pertinentes pour la région, tout en reflétant les sources des produits qui devraient être utilisés ou transportés dans le cadre du projet, avec des scénarios réalistes représentant diverses sources d’approvisionnement en produits énergétiques.

GES nationaux en amont

Pour quantifier les émissions annuelles de GES en amont pour les projets pétroliers et gaziers, le promoteur peut utiliser les intensités d’émissions prévues pour le secteur pétrolier et gazier canadien, établies par ECCC (voir le Tableau 35 ci-dessous). Bien que les prévisions aient été établies en 2020, la mise à jour annuelle des prévisions d’intensités d’émissions devrait être disponible dans les tableaux de données ouvertes de la page « Projections canadiennes d’émissions de gaz à effet de serre »Note de bas de page 63, et les données les plus récentes devraient être utilisées.

Les prévisions comprennent des séries chronologiques des intensités d’émission qui indiquent la réduction des émissions attendue au fil du temps découlant des politiques et des mesures en place. Ces prévisions ont été faites à l’aide du modèle énergie-émissions-économie du Canada (M3EC) d’ECCC, créé à partir du RIN de 2020, et ont été calculées comme étant un rapport entre les émissions totales de GES prévues et les niveaux de production prévus pour chaque sous-secteur pétrolier et gazier. Les émissions totales de GES incluses dans ce calcul proviennent de sources telles que la combustion, les émissions fugitives, la séquestration et la cogénération. De plus, les prévisions de production de pétrole et de gaz d’ECCC correspondant aux prévisions du scénario de référence énoncé dans le rapport Avenir énergétique du Canada en 2020 de la Régie de l’énergie du Canada.

ECCC a également établi des intensités d’émissions liées au transport du pétrole brut et du gaz naturel. Ces intensités d’émissions ont été calculées en utilisant les émissions totales prévues de GES associées au transport, divisées par la quantité nationale de produits transportés selon le tableau 25-10-0058-01 (gaz naturel, anciennement CANSIM 129-0006) et le tableau 25-10-0056-01 (pétrole, anciennement CANSIM 133-0006) de Statistique Canada. Pour établir les prévisions de la quantité nationale de produits transportés, les tendances en matière de production ont été utilisées. Ces intensités d’émissions sont indiquées dans le Tableau 36.

Tableau 35 : Intensités associées au pétrole et au gaz naturel (comprend les émissions indirectes liées à l’électricité achetée et vendue au réseau)
Activité en amont Unités 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Sables bitumineux – Procédé de stimulation cyclique par la vapeur kg éq CO2/éq baril 113,2 113,9 113,1 112,8 112,1 111,7 110,9 110,3 109,7 109,0 108,4
Pétrole des régions pionnières kg éq CO2/éq baril 31,8 31,5 30,6 31,4 31,9 30,5 30,7 27,4 29,3 26,5 31,8
Pétrole lourd kg éq CO2/éq baril 68,3 65,5 62,0 60,0 58,2 53,3 53,0 52,7 52,0 51,7 51,5
Pétrole léger kg éq CO2/éq baril 72,9 69,7 67,9 62,0 61,0 58,6 58,3 57,5 57,0 56,7 56,2
Extraction des sables bitumineux kg éq CO2/éq baril 32,0 31,9 30,8 30,7 30,6 30,8 30,7 30,5 30,4 30,2 30,1
Sables bitumineux – Usines de valorisation kg éq CO2/éq baril 55,2 54,9 54,5 54,3 54,1 53,8 53,6 53,4 53,2 53,0 52,8
Sables bitumineux – Production primaire kg éq CO2/éq baril 28,0 27,6 27,3 27,1 27,0 26,7 26,5 26,4 26,3 26,2 26,1
Sables bitumineux – DGMV kg éq CO2/éq baril 64,8 65,0 64,5 64,3 63,9 63,6 62,2 61,0 60,0 59,2 58,3
Produits du pétrole kg éq CO2/éq baril 28,6 28,6 28,3 28,2 28,1 28,0 27,8 27,7 27,5 27,4 27,4
Production et transformation de gaz naturel kg éq CO2/éq baril 39,0 38,6 36,8 33,8 33,3 32,4 31,7 30,7 30,7 30,5 30,3
Production de GNL kg éq CO2/éq baril - - - - 10,6 10,5 10,5 10,4 10,4 10,3 10,3
Exploitation du charbon kg éq CO2/TJ 2 513 2 459 2 445 2 284 2 309 2 291 2 283 2 291 2 281 2 276 2 269

Remarques :
- : aucune donnée

Tableau 36 : Intensité des émissions liées au transport
Produit Unités 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Transport du pétrole brut par pipeline kg éq CO2/baril 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02
Transport du gaz naturel kt CO2 eq/milliard de pieds cubes 1,63 1,57 1,56 1,52 1,49 1,46 1,44 1,42 1,41 1,40 1,38

Pour les projets de pétrole brut plus lourd dans le cadre desquels on ajoute des diluants pour faciliter le transport dans le pipeline, il y aura des émissions en amont associées au volume total de diluant transporté. Le type et la quantité de pétrole brut lourd transporté auront une incidence sur la quantité de diluant nécessaire. La proportion de diluant nécessaire pour le mélange varie selon les différentes catégories de pétrole brut lourd. Le Tableau 37 indique la proportion volumique de diluant nécessaire pour les différentes catégories de pétrole brut. Les intensités d’émissions pour l’extraction du pétrole léger indiquées dans le Tableau peuvent être utilisées comme une approximation des intensités d’émissions pour les diluants. Les promoteurs doivent également considérer si un diluant recyclé sera utilisé dans le projet et la proportion prévue de diluant recyclé utilisé pendant la durée de vie du projet. L’intensité d’émissions du diluant recyclé peut être considérée comme nulle. Les prévisions quant à l’approvisionnement et l’élimination des diluants sont disponibles dans la série de rapports sur l’avenir énergétique du Canada de la Régie de l’énergie du Canada. Les promoteurs sont encouragés à consulter le plus récent rapport sur l’avenir énergétique du Canada et les données correspondantes disponibles sur le site Pentanes – Canada.ca (cer-rec.gc.ca)Note de bas de page 64 pour les aider à déterminer la proportion de diluant recyclé que le projet peut utiliser. Il convient de noter que les importations nettes figurant dans les données comprennent également le diluant recyclé. Si des données sur la proportion des importations nettes recyclées ne sont pas disponibles pour le projet, le promoteur peut supposer une proportion de 50 %.

Tableau 37 : Proportions volumiques de diluant dans le pétrole brut lourd
Catégorie : pétrole brut Proportion de diluantNote de bas de page 65
Pétrole lourd classique 8 %
Stimulation cyclique à la vapeur – Pétrole lourd 30 %
Drainage par gravité au moyen de vapeur – Pétrole lourd 30 %
Bitume extrait 20 %
GES en amont de source internationale

Les émissions de GES en amont qui sont produites à l’échelle internationale, à l’extérieur du Canada, doivent être incluses dans l’évaluation, mais déclarées séparément des émissions nationales. Les intensités d’émissions fournies dans cette section pour les activités internationales en amont sont établies en utilisant l’approche du cycle de vie. Étant donné qu’aucune série chronologique n’est fournie pour les intensités d’émissions des activités internationales en amont, le promoteur peut soit supposer que les émissions fournies sont les mêmes jusqu’en 2050, soit faire des hypothèses lorsqu’il établit la série chronologique des émissions en amont, mais fournir une justification pour la série chronologique proposée.

Les sections qui suivent présentent les intensités d’émissions en amont pour les bruts importés de différents pays et les intensités d’émissions pour le gaz naturel importé de divers bassins aux États-Unis. Sachant que les intensités d’émission des activités internationales en amont peuvent ne pas avoir la même portée que les activités nationales en amont, les valeurs sont fournies à titre de référence.

Pétrole brut

Le Tableau 38 fournit les intensités des émissions en amont de pétroles bruts importés de différents pays. Ces intensités d’émissions représentent les émissions produites entre un puits et une raffinerie située à Houston, au Texas. Elles peuvent être utilisées pour représenter les émissions produites entre un puits et une raffinerie située au Canada.

Les intensités d’émissions fournies sont calculées au moyen de l’étude Oil-Climate Index (OCI)Note de bas de page 66 (OCI, 2018). Carnegie Endowment for International Peace a mis au point l’OCI pour classer les pétroles bruts en fonction de leurs émissions de GES tout au long de leur cycle de vie. L’OCINote de bas de page 67 utilise l’Oil Production GHG Emissions Estimator (OPGEE) pour calculer les émissions de GES du pétrole brut, de l’extraction au transport jusqu’à la raffinerie. L’OPGEE comprend des estimations d’émissions pour la valorisation des sables bitumineux, qu’on devrait plutôt qualifier de raffinage partiel du pétrole brut plutôt que comme étant une partie de l’extraction du pétrole. Une liste des activités incluses pour chaque étape est fournie dans le Tableau 39.

Tableau 38 : Intensité des émissions en amont des pétroles bruts importés
Pays Intensité des émissions en amont (g éq CO2/MJ)
en fonction du PCSNote de bas de page 68
Algérie 21,05
Azerbaïdjan 6,91
Colombie 7,84
Danemark 7,69
Kazakhstan 6,94
Nigéria 18,16
Norvège 9,76
Arabie saoudite 6,37
Royaume-Uni 10,91
États-Unis 16,39
Tableau 39 : Activités incluses dans les opérations internationales en amont pour estimer les émissions de GES associées au pétrole brut
Étape Activités
Préproduction
  • Construction du puits
  • Prélèvement et rejet d’eau pendant l’exploitation du puits
  • Complétion du puits
Production et extraction
  • Production et extraction de pétrole brut : évacuation, émissions fugitives ainsi que torchage et combustion/utilisation des terres
Transformation
  • Transformation de surface : évacuation, émissions fugitives ainsi que torchage et combustion/utilisation des terres
Transport
  • Transport de pétrole brut
Autres
  • Entretien : évacuation, émissions fugitives ainsi que torchage et combustion/utilisation des terres
  • Autres petites sources (divers)
  • Crédit/débit d’émissions hors site
Gaz naturel

Les États-Unis sont le partenaire commercial principal du Canada pour le gaz naturel (Régie de l’énergie du Canada, 2018).

Les intensités d’émissions en amont pour le gaz naturel importé de divers bassins aux États-Unis sont présentées dans le Tableau. Les valeurs proviennent du rapport Life Cycle Analysis of Natural Gas Extraction and Power Generation: National Energy Technology Laboratory (NETL) (Skone et coll., 2016). Il s’agit des intensités d’émissions des GES provenant de la préproduction (forage et complétion), de la production, de la transformation et du transportNote de bas de page 69 du gaz naturel. Une liste des activités incluses pour chaque étape est fournie dans le Tableau 41.

Tableau 40 : Intensité des émissions en amont (g éq CO2/MJ) pour le gaz naturel importé de divers bassins aux États-Unis
Bassin de gaz naturel aux États-Unis Intensité des émissionsNote de bas de page 70 (g éq CO2/MJ) en fonction du PCS
Marcellus 12,7 (Préproduction : 3,5; Production : 2,5; Transformation : 2,9 Transport : 3,8)
Barnett 10,5 – 13,5
Eagleford 11,1
Fayetteville 15,6
Bakken 26,6
Haynesville 11,8
Tableau 41 : Activités incluses dans les opérations internationales en amont pour estimer les émissions de GES associées au gaz naturel
Étape Activités
Préproduction
  • Construction du puits
  • Prélèvement et rejet d’eau pendant l’exploitation du puits
  • Complétion du puits
Production et extraction
  • Déchargement de liquide (avec et sans piston)
  • Reconditionnements
  • Émissions fugitives (raccords, brides, vannes, conduites ouvertes)
  • Dispositif pneumatique
Transformation
  • Dispositif pneumatique pour la transformation
  • Élimination des gaz acides
  • Déshydratation
  • Séparation des liquides
  • Compresseurs dans les installations de transformation
Transport
  • Construction et exploitation des gazoducs
  • Émissions fugitives émanant des gazoducs
  • Toute autre source d’évacuation et d’émissions fugitives associée à l’extraction et à la transformation

Étape 4 : Calculer la gamme d’émissions annuelles de GES en amont pour chaque produit

Les émissions annuelles de GES en amont doivent être quantifiées pour chaque produit et scénario indiqués aux étapes 1 et 2. L’approche décrite dans le présent guide consiste à appliquer les intensités d’émissions au débit ou à la capacité maximale du produit (pour les nouveaux projets), ou au débit ou à la capacité supplémentaire maximale (pour les projets de remplacement ou d’expansion).

Pour déterminer les émissions annuelles de GES en amont du produit associées à chaque scénario, il faut agréger les émissions de GES calculées pour chaque activité liée au produit, comme décrit dans l’équation 7 ci-dessous.

Équation 7 : Émissions annuelles de GES en amont pour un produit

Émissions annuelles de GES en amont du produit = j n [ I E j × PROD j ]

j est l’activité distincte associée au produit

n est le nombre total d’activités pour le produit

IEj est l’intensité des émissions pour l’activité en question, soit établie par le promoteur, soit fournie dans le présent guide (voir l’étape 3)

PRODj est la production annuelle en amont associée à l’activité j

Étape 5 : Calculer la gamme d’émissions annuelles de GES en amont pour le projet

Pour déterminer les émissions annuelles de GES en amont du projet associées à chaque scénario, il faut agréger les émissions de GES calculées pour chaque produit énergétique ou diluant à partir de l’Équation 7 ci-dessus.

Les valeurs résultant de chaque scénario seront comparées à l’étape 6.

Étape 6 : Présenter, comparer et valider les résultats

Voici les données qui doivent être incluses dans la partie A de l’évaluation des GES en amont :

La partie A de l’évaluation des GES en amont doit également inclure des renseignements sur les sources de données, les méthodologies, les justifications du scénario, les hypothèses et les limitations, ainsi qu’une explication de la raison pour laquelle les émissions de GES en amont peuvent fluctuer d’une année à l’autre, si nécessaire. Dans la mesure du possible, les intensités d’émissions et les estimations de GES établies doivent être validées par rapport aux estimations faites à l’aide d’autres prévisions d’émissions et de production disponibles (comme le modèle GHGenius, le BC Shale Scenario Tool ou d’autres examens de projets comparables).

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