Déclaration des données sur les émissions de gaz à effet de serre, guide technique 2020 : description générale des exigences de déclaration

3.1 Exigences de base et élargies en matière de déclaration

Toute installation dont les émissions dépassent le seuil de 10 kilotonnes (kt) est tenue de déclarer ses émissions de gaz à effet de serre (GES). Les installations qui ne font pas partie des secteurs industriels ou qui n’exercent pas les activités indiqués à la section 2.2 devront déclarer leurs émissions de GES par gaz pour chaque catégorie de source d’émissions déterminée (une liste est disponible à la section 4.1). Ces exigences de base en matière de déclaration sont fournies à l’annexe 5 de l’avis concernant la déclaration des GES pour 2020.

Les installations qui exercent les activités industrielles ou qui font partie des secteurs industriels indiqués à la section 2.2 sont également tenues de fournir des renseignements supplémentaires et d’utiliser les méthodes de quantification prescrites. Ces installations doivent fournir des détails approfondis sur leurs émissions provenant de sources précises, notamment la combustion de combustible (les émissions liées à la combustion stationnaire et au transport sur le site), le torchage et certains procédés industriels (voir figure 2).

Par exemple, une installation participant à des activités de traitement des déchets serait assujettie aux exigences de base en matière de déclaration des émissions. Une autre installation se livrant à la production de chaux serait quant à elle assujettie aux exigences de déclaration élargies. Cependant, une installation qui produit de la chaux et qui traite des déchets déclarerait ses émissions de GES découlant de la production de chaux en fonction des exigences élargies, mais devrait se conformer aux exigences de base pour déclarer ses émissions attribuables aux activités de traitement des déchets.

Les exigences de déclaration pour les activités de capture, transport et stockage de carbone (CTSC) s’appliquent à toute installation qui exerce de telles activités. Le seuil de 10 kt ne s’applique pas dans ce cas précis; toute installation participant à une ou plusieurs de ces activités doit déclarer ses émissions connexes et d’autres informations requises. Néanmoins, le seuil de 10 kt s’appliquera aux activités de cette installation qui ne concernent pas les CTSC.

Les déclarants doivent se rappeler qu’ils sont tenus par la loi de conserver des copies des renseignements présentés ainsi que les calculs, mesures et autres données sur lesquels les renseignements sont fondés, pendant une période minimale de trois ans suivant la date à laquelle les renseignements doivent être présentés.

Figure 2 : Aperçu du processus de déclaration élargie

3.2 Principaux éléments du calcul des émissions

3.2.1 Exigences de base en matière de quantification des émissions

Dans le cas des installations qui ne participent à aucune industrie ni activité industrielle décrite à la section 2.2 (c’est à dire qui ne sont pas visées par les exigences élargies), il n’existe pas de protocole précis indiquant comment les installations déclarantes doivent calculer leurs émissions de GES. Toutefois, les déclarants doivent employer des méthodes conformes à celles détaillées dans les Lignes directrices 2006 du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC)^{Note de bas de page 4}. Les déclarants qui ne sont pas visés par les exigences élargies, même s’ils ne sont pas tenus de le faire, peuvent également utiliser les exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada, au besoin.

L’installation déclarante doit préciser et déclarer le type de méthodes d’estimation employées pour déterminer les quantités d’émissions déclarées. Ces méthodes comprennent la surveillance ou la mesure directe, le bilan massique, les coefficients d’émission et les estimations techniques. Ces méthodes sont décrites ci-dessous.

Surveillance ou mesure directe :

Ce type de méthode peut comprendre des systèmes de surveillance continue des émissions (enregistrement d’émissions sur une période prolongée et ininterrompue), une surveillance prédictive des émissions (développement ou calcul de corrélations entre les taux d’émissions mesurés et les paramètres des procédés) ou une analyse à la source (p. ex. échantillonnage des émissions d’une cheminée).

Bilan massique :

Ce type de méthode consiste à appliquer la loi de conservation de la masse à une installation, un procédé ou une pièce d’équipement. On détermine les émissions selon la différence entre les intrants et les extrants d’une opération, en tenant compte dans les calculs de l’accumulation et de l’appauvrissement d’une substance.

Coefficients d’émission :

Cette méthode utilise des coefficients d’émission (CE) établis pour estimer le taux d’émission (ou de capture) atmosphérique d’un contaminant résultant d’une quelconque activité du procédé de production. On peut utiliser des CE moyens ou généraux, ou encore des CE propres à une technologie particulière.

Estimations techniques :

Ce type de méthode consiste à estimer les émissions en se fondant sur des principes et un jugement techniques, une connaissance des propriétés chimiques et physiques en jeu et des caractéristiques de la source, ainsi qu’une compréhension des lois physiques et chimiques applicables.

Les principaux éléments suivants des Lignes directrices 2006 du GIEC pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre (GIEC, 2006) seront utiles aux déclarants lors du calcul des émissions de GES de leur installation :

1. L’existence d’un certain nombre de « niveaux » différents de méthodes de calcul
   Pour chaque catégorie de sources d’émissions, il existe plusieurs façons de calculer les émissions, appelées niveaux (p. ex. niveau 1, niveau 2, niveau 3); à chaque niveau correspond un degré croissant de précision et d’exactitude (p. ex. une méthode de niveau 2 est jugée plus exacte qu’une méthode de niveau 1).
2. L’utilisation de coefficients d’émission ou de données spécifiques
   Un coefficient d’émission quantifie les taux d’émissions liées à une activité (p. ex. la combustion de combustible). Pour évaluer les émissions de GES, des « coefficients d’émission par défaut » sont fournis pour divers combustibles et activités. Ces derniers sont jugés moins exacts que les coefficients propres à un pays et encore moins exacts que les coefficients propres à un procédé. Lorsqu’il en existe, les déclarants devraient utiliser les coefficients d’émission propres au Canada^{Note de bas de page 5} ou, encore mieux, propres à une industrie ou une technologie. Par exemple, la combustion de gaz naturel dans une chaudière entraîne des émissions de GES comme le CO₂, le CH₄ et le N₂O. Chaque GES a des coefficients d’émission publiés qui établissent un rapport entre ses taux d’émissions et les quantités de gaz naturel brûlé. Pour déterminer ses émissions, une installation aurait à établir la quantité totale de gaz naturel consommé pendant l’année civile (au moyen des dossiers de facturation ou des relevés de compteur) et à multiplier cette quantité par le coefficient d’émission établi pour chaque GES. Le tout dernier rapport sur l’inventaire du Canada fournit des coefficients d’émission et des renseignements particuliers au Canada mis à jour afin d’aider à quantifier les émissions.
3. L’accent sur la priorisation des travaux
   D’après le GIEC, la plus grande partie du travail effectué pour quantifier les émissions devrait porter sur les sources les plus critiques, c.-à-d. celles qui sont les plus considérables, qui occasionnent la plus grande augmentation ou diminution ou qui présentent le plus fort degré d’incertitude.

Bien qu’elles soient détaillées et rigoureuses, les lignes directrices du GIEC prévoient une approche souple en ce qui concerne les méthodes de calcul des GES. L’accent est aussi mis sur la priorisation des sources d’émissions les plus importantes. En priorisant les travaux, ces lignes directrices reconnaissent que plus le coefficient d’émission ou la méthode est spécifique (à la région, à l’installation ou au procédé), meilleur est le résultat du calcul des émissions.

Selon l’esprit des lignes directrices du GIEC, les déclarants devraient prioriser leurs travaux lorsqu’ils calculent leurs émissions de GES. On peut appliquer ce principe en relevant les sources d’émissions les plus importantes dans l’installation et en déployant plus d’efforts pour le calcul des émissions de ces sources. Comme ces sources d’émissions influent davantage sur les émissions totales, l’utilisation de méthodes plus détaillées est indiquée. Par exemple, dans le cas des sources importantes, on devrait s’efforcer d’utiliser les coefficients d’émission ou les méthodes d’estimation propres à l’installation ou au procédé qui sont disponibles, plutôt que des coefficients d’émission par défaut ou des méthodes d’estimation générales. Si l’on déploie moins d’efforts (emploi de méthodes moins détaillées) pour calculer les émissions des sources moins importantes, l’effet sur les émissions totales et le degré d’exactitude s’en trouve diminué.

Les déclarants trouveront de plus amples renseignements au sujet des méthodes du GIEC au Tableau 2, où sont présentées des références spécifiques aux sections pertinentes des Lignes directrices 2006 du GIEC qui concernent les sources d’émissions visées par les exigences de déclaration. Les installations peuvent également se reporter aux annexes 3 (Méthodologies) et 6 (Coefficients d’émission) de la Partie 2 du Rapport d’inventaire canadien des GES pour obtenir des explications détaillées sur les méthodologies et les coefficients d’émission utilisés par Environnement et Changement climatique Canada pour élaborer les estimations.

3.2.2 Exigences élargies relatives à la quantification des émissions

Les installations se livrant à des activités ou faisant partie des secteurs indiqués à la section 2.2 doivent surveiller et déclarer les données additionnelles utilisées pour déterminer les émissions relevées, ainsi que de se conformer aux exigences spécifiques à l’égard de leurs méthodes de quantification décrites dans les Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2020. Dans la plupart des cas, plus d’une méthode de quantification s’offre à chaque secteur ou activité (décrites ci‑après) selon les renseignements accessibles au déclarant. Cette approche au calcul des émissions de GES continue de permettre une certaine souplesse sans que la cohésion des méthodes utilisées et des données qui en résultent soit compromise.

(i) Capture, transport et stockage de CO₂ (section 1 des exigences relatives à la quantification)

Toute installation se livrant à la capture de CO₂, au transport de CO₂, à l’injection de CO₂ et/ou au stockage de CO₂ est tenue d’appliquer les exigences prescrites relatives à la quantification. Puisque la récupération améliorée de combustibles fossiles est intégrée à ces activités, les installations effectuant la récupération améliorée de combustibles fossiles utilisant du CO₂ sont aussi concernées. Les activités liées au CO₂ visées incluraient l’injection directe de CO₂ dans des sites de stockage géologique à long terme, ainsi que l’utilisation de CO₂ pour la récupération améliorée de combustibles fossiles en vue d’un stockage géologique à long terme de CO₂.

(ii) Combustion de combustible et torchage (section 2 des exigences relatives à la quantification)

Des exigences relatives à la combustion de combustible et au torchage ont été diffusées pour toutes les installations se livrant à des activités industrielles ou faisant partie des secteurs industriels (énumérés à la section 2.2). Les exigences relatives à la combustion de combustible concernent les émissions provenant de la combustion stationnaire de combustible et du transport sur le site, ainsi que des émissions connexes provenant du torchage. Les installations ne sont pas tenues de déclarer les combustibles et leurs émissions lorsque la somme des émissions équivalentes de CO₂ (excluant le CO₂ issu de la biomasse) provenant de la combustion d’un ou plusieurs combustibles ne dépasse pas 0,5 % du total des émissions équivalentes de CO₂ provenant de la combustion de tous les combustibles utilisés par une installation (excluant le CO₂ provenant de la combustion de biomasse). De plus, les installations ne sont pas tenues de déclarer les émissions découlant du torchage lorsque la somme des émissions équivalentes de CO₂ provenant d’une ou de plusieurs torches ne dépasse pas 0,5 % des émissions totales d’équivalents de CO₂ découlant du torchage pour l’installation, ou 0,05 % des émissions totales d’équivalents de CO₂ pour l’installation provenant de la combustion, le nombre le plus élevé étant retenu.

(iii) Exploitation minière (sections 2 et 6 des exigences relatives à la quantification)

Les exigences élargies continuent de s’appliquer aux installations qui font l’extraction, l’enrichissement ou toute autre préparation de minéraux métalliques et non métalliques, y compris le charbon. Les installations doivent appliquer les exigences relatives à la quantification pour la combustion de combustible et le torchage. Les installations de boulettage de minerai de fer sont également tenues d’utiliser les méthodes prescrites pour la production de fer et d’acier prévues à la section 6 des exigences relatives à la quantification.

(iv) Production d’éthanol (section 2 des exigences relatives à la quantification)

Les exigences élargies continuent de s’appliquer aux installations de production d’éthanol qui produisent de l’éthanol à partir de céréales devant servir à des fins industrielles ou comme carburant. Les installations de ce secteur doivent respecter les exigences prescrites pour la combustion de combustible et le torchage pour déterminer leurs émissions.

(v) Production de chaux (section 3 des exigences relatives à la quantification)

Les exigences élargies continuent de s’appliquer aux installations de production de chaux. La production de chaux comprend trois procédés principaux : la préparation de la pierre calcaire, la calcination et l’hydratation. Durant le processus de calcination, on chauffe la chaux, ce qui génère des émissions de CO₂. Les installations sont tenues d’appliquer des méthodes propres au site pour quantifier les émissions de CO₂ liées au procédé.

(vi) Production de ciment (section 4 des exigences relatives à la quantification)

Les exigences élargies continuent de s’appliquer aux installations de production de ciment. Le procédé de production du ciment comprend deux étapes : (i) la production de clinker et (ii) le broyage de finition. Les émissions de GES liées aux procédés de production de ciment découlent des émissions de CO₂ générées durant la production de clinker. Les installations sont tenues d’appliquer des méthodes propres au site pour quantifier les émissions de CO₂ liées au procédé.

(vii) Production d’aluminium (section 5 des exigences relatives à la quantification)

Les exigences élargies continuent de s’appliquer aux installations de production d’aluminium. La production d’aluminium primaire génère des émissions liées aux procédés de CO₂, de deux perfluorocarbures (PFC), soit le perfluorométhane (CF₄) et le perfluoroéthane (C₂F₆), ainsi que d’hexafluorure de soufre (SF₆). Les émissions de CO₂, de CF₄ et de C₂F₆ liées à la production d’aluminium seront catégorisées comme des émissions liées aux procédés industriels et les émissions de SF₆, comme des émissions associées à l’utilisation de produits industriels.

(viii) Production de fer et d’acier (section 6 des exigences relatives à la quantification)

Les exigences élargies continuent de s’appliquer aux installations procédant à la sidérurgie. La quantification et la déclaration des émissions de CO₂ provenant de grandes unités de traitement et de procédés dans le cadre desquels la consommation de matières premières – généralement combinées à la combustion du combustible – contribue aux émissions de GES. Il faut quantifier et déclarer les émissions de CO₂ pour les unités de traitement et procédés identifiées identifiées (et le CH₄ pour les émissions produites par les batteries de fours à coke).

Les installations sidérurgiques dont les intrants et extrants spécifiques du procédé représentent moins de 1 % de la masse totale de carbone entrant dans le procédé ou émise par celui-ci sont exemptés de ces exigences. Les installations fabriquant de la poudre de fer et d’acier dont les intrants et extrants de carbone du procédé représentent moins de 0,5 % de la masse totale de carbone entrant dans le procédé ou émise par celui-ci sont exemptés de ces exigences. Toutes les émissions de CO₂ liées aux procédés sidérurgiques et de production de poudre de fer, d’acier et de poudre de fer et d’acier seront catégorisées comme des émissions liées aux procédés industriels, à l’exception des émissions produites par les batteries de four à coke, qui seront catégorisées comme des émissions produites par la combustion stationnaire de combustible et/ou le torchage.

(ix) Production d’électricité et de chaleur (section 7 des exigences relatives à la quantification)

Les exigences élargies continuent de s’appliquer aux installations qui produisent de l’électricité ou de la chaleur. Les installations sont non seulement tenues de déclarer les émissions provenant de la combustion de combustibles, mais également d’appliquer les exigences prescrites relatives à la quantification pour déclarer les émissions annuelles provenant des épurateurs de gaz acides ou de réactifs.

(x) Production d’ammoniac (section 8 des exigences relatives à la quantification)

Les exigences élargies continuent de s’appliquer aux installations de production d’ammoniac. L’ammoniac est fabriqué à partir d’une matière première d’origine fossile produite par reformage à la vapeur d’un hydrocarbure. Cela comprend également les procédés où l’ammoniac est fabriqué par gazéification de matières premières solides et liquides. Les installations sont tenues d’appliquer les méthodes prescrites (p.ex. les méthodes pour matière première d’origine fossile) pour quantifier et déclarer leurs données sur les émissions annuelles.

(xi) Production d’acide nitrique (section 9 des exigences relatives à la quantification)

Les exigences élargies continuent de s’appliquer aux installations de production d’acide nitrique. La production d’acide nitrique exige un ou de plusieurs circuits pour produire de l’acide nitrique faible titrant 30 à 70 %. Les installations sont tenues d’appliquer les méthodes prescrites (p.ex. utiliser les coefficients d’émission propres au site et des données de production) pour quantifier et déclarer les émissions annuelles totales de N₂O.

(xii) Production d’hydrogène (section 10 des exigences relatives à la quantification)

Les installations de production d’hydrogène produisent de l’hydrogène gazeux par reformage à la vapeur d’hydrocarbures, oxydation partielle d’hydrocarbures ou une autre transformation de matières premières à base d’hydrocarbures. Cette activité comprend l’hydrogène produit dans des installations faisant partie des secteurs assujettis aux exigences élargies pour l’expansion du PDGES (habituellement des raffineries de pétrole ou des unités autonomes de production d’hydrogène). Il est à noter que les émissions liées à la production d’hydrogène qui sont associées à la production d’ammoniac sont quantifiées selon les méthodes prescrites pour la production d’ammoniac.

Les installations sont tenues d’appliquer des méthodes de quantification prescrites propres aux installations (ou faire usage des données SMECE si disponible) pour quantifier et déclarer leurs données sur les émissions annuelles. Selon ces méthodes, les émissions de CO₂ liées aux procédés sont calculées à l’aide d’une approche fondée sur le type, la composition et la quantité de matières premières qui est consommée et de CO₂ qui est récupéré.

(xiii) Raffinage de pétrole (section 11 des exigences relatives à la quantification)

Les exigences élargies continuent de s’appliquer aux installations effectuant des procédés de raffinage du pétrole. Cela comprend la production de l’essence, des substances aromatiques, du kérosène, du mazout distillé, du mazout résiduel, des lubrifiants, de l’asphalte ou d’autres produits par raffinage du pétrole brut ou par la redistillation, le craquage, le réaménagement ou le reformage de dérivés de pétrole non finis. Toutes les émissions de CO₂, de CH₄ et de N₂O liées aux procédés provenant de raffineries de pétrole seront catégorisées comme des émissions liées à l’évacuation, au torchage ou aux fuites.

(xiv) Production de pâtes et papiers (section 12 des exigences relatives à la quantification)

Les exigences élargies continuent de s’appliquer aux installations de production de pâtes et papiers. Les procédés visés comprennent la séparation des fibres de cellulose des autres matières dans les sources de fibres pour produire de la pâte, du papier et des produits du papier. Cela comprend la transformation du papier en produits de carton ou l’utilisation de procédés de couchage ou de contrecollage. Les installations sont tenues de quantifier et de déclarer les émissions de CO₂ annuelles totales découlant d’un procédé de récupération chimique et les émissions de CH₄ et de N₂O annuelles totales provenant d’usines de traitement des eaux usées sur place.

(xv) Production de métaux communs (section 13 des exigences relatives à la quantification)

Des exigences élargies continuent d’être appliquées pour les installations de production de métaux communs. Les procédés visés comprennent les procédés de production primaires et secondaires utilisés pour récupérer le cuivre, le nickel, le zinc, le plomb et le cobalt. Une teneur en carbone représentant moins de 0,5 % de la masse totale de carbone entrant dans le procédé est exemptée de ces exigences.

(xvi) Installations assujetties au Système de tarification fondé sur le rendement (STFR) fédéral ou au Specified Gas Reporting Regulation de l’Alberta

Pour les installations qui prennent part à une des activités de la liste ci-dessus, (c-à-d. qui sont assujetties aux exigences de déclaration élargies du PDGES) et qui sont aussi assujetties au STFR fédéral, une option est disponible pour autoriser ces installations à utiliser les méthodes de quantification des émissions spécifiques au STFR pour quantifier des émissions dans le PDGES. De plus, malgré le fait qu’une « Copie des données STFR pour le PDGES » soit disponible pour aider les déclarants à préparer leurs rapports au STFR et au PDGES, elle ne devrait pas être utilisée par les déclarants assujetties aux exigences de déclaration élargies (Voir la section 1.3).

Pour les installations en Alberta qui sont aussi assujetties au Specified Gas Reporting Regulation de l’Alberta, les rapports fédéraux identifient des méthodes spécifiques à l’Alberta qui peuvent être utilisées par ces installations qui déclarent au PDGES.

3.3 Examen et vérification

Environnement et Changement climatique Canada (ECCC) examine les renseignements fournis par les installations et mène un certain nombre de contrôles de la qualité des données soumises afin de vérifier leur conformité et leur exhaustivité. ECCC effectuera un suivi individuel avec les installations dont les données nécessitent d’être clarifiées. Les installations déclarantes sont tenues de conserver des copies des renseignements déclarés ainsi que les calculs, mesures et données sur lesquels les renseignements sont fondés, à l’installation même ou à la société mère de l’installation, au Canada. Tous les renseignements doivent être conservés pendant la période de trois ans qui suit la date de soumission obligatoire.

Les déclarants doivent aussi présenter une attestation, signée par un agent autorisé, énonçant que les renseignements présentés sont véridiques, exacts et complets.

Les installations qui rencontrent le seuil de déclaration, mais qui contreviennent à l’obligation de déclaration, qui ne soumettent pas leur déclaration dans les délais ou qui communiquent sciemment des renseignements faux ou trompeurs sont passibles des sanctions énumérées aux articles 272 et 273 de la LCPE. Les installations qui, dans les années passées, ne répondaient pas aux critères de déclaration doivent réévaluer leur situation à cet égard pour l’année de déclaration courante.

À l’heure actuelle, il n’est pas spécifiquement exigé qu’une installation fasse vérifier ses émissions par une tierce partie. Les renseignements fournis par une installation devraient néanmoins pouvoir faire l’objet d’une vérification, c’est-à-dire qu’il faut conserver tous les renseignements permettant la vérification des émissions d’une installation par le gouvernement ou une tierce partie agréée par celui-ci pour faire de telles vérifications. Les installations demeurent libres de faire vérifier leurs émissions par une tierce partie.

Note :  Malgré le fait que ECCC ne demande pas de vérification par une tierce-partie, les installations assujetties au Système de tarification fondé sur le rendement (STFR) sont tenues d’obtenir une vérificationi de leur déclarations annuelles, dans le cadre des déclarations obligatoires du PDGES.