Déclaration des données sur les émissions de gaz à effet de serre : guide technique

Guide pour déclarer ses données au Programme de déclaration des gaz à effet de serre (PDGES).

Table des matières

• Exigences de déclaration des émissions de gaz à effet de serre pour 2022 et 2023
• Glossaire
• Contexte
• 1. Introduction
  • 1.1 But
  • 1.2 Aperçu du processus de déclaration
  • 1.3 Options de déclaration
• 2. Critères de déclaration
  • 2.1 Seuil de déclaration
  • 2.2 Installations visées par les exigences de déclaration élargies
  • 2.3 Déclaration des activités de capture, de transport et de stockage du carbone
  • 2.4 Gaz à effet de serre à déclarer
• 3. Description générale des exigences de déclaration
  • 3.1 Exigences de base et élargies en matière de déclaration
  • 3.2 Principaux éléments du calcul des émissions
  • 3.3 Examen et vérification
• 4. Modèle de déclaration des émissions
  • 4.1 Déclaration des données sur les émissions
  • 4.2 Émissions de dioxyde de carbone, de méthane et d’oxyde nitreux
  • 4.3 Émissions d’hydrofluorocarbures, de perfluorocarbures et d’hexafluorure de soufre
• Annexe A : références
• Pour nous joindre

Exigences de déclaration des émissions de gaz à effet de serre pour 2022 et 2023

Dans l’avis publié en janvier 2023 dans la Gazette du Canada intitulé Avis concernant la déclaration des gaz à effet de serre (GES) pour 2022 et 2023 (l’Avis de 2022 et 2023 du PDGES), Environnement et Changement climatique Canada annonçait les exigences de déclaration des GES pour les années civiles 2022 et 2023. Cet avis appuie la déclaration obligatoire annuelle des émissions de GES par les installations en vertu du Programme de déclaration des gaz à effet de serre (PDGES) d’Environnement et Changement climatique Canada.

Toutes les installations qui rejettent l’équivalent de 10 000 tonnes (10 kilotonnes) ou plus de GES en équivalents de dioxyde de carbone (éq. CO₂) par année seront tenues de présenter un rapport.

Les exigences de déclaration élargies et l’application de méthodes prescrites continueront de s’appliquer pour les installations exerçant les activités indiquées ci‑après, qui ont été instaurées en 2017 et en 2018 dans le cadre des phases 1 et 2 de l’élargissement du PDGES.

Secteurs/activités visés par la déclaration élargie :

• Production d’aluminium
• Production d’ammoniac
• Production de métaux communs
• Production de ciment
• Production d’électricité et de chaleur
• Production d’éthanol
• Production d’hydrogène
• Production de fer et d’acier
• Production de chaux
• Exploitation minière
• Production d’acide nitrique
• Raffinage de pétrole
• Production de pâtes et papiers
• Captage, transport, injection et/ou stockage géologique du CO₂ 

L’avis de 2022 et 2023 du PDGES est disponible en ligne. Veuillez noter que chaque référence à des annexes contenue dans le présent document renvoie aux annexes de l’avis de 2022 et 2023 du PDGES. Pour en savoir plus sur le PDGES, vous pouvez visiter le site d’Environnement et Changement climatique Canada sur la déclaration des gaz à effet de serre pour plus de détails sur le PDGES.

Le présent guide technique a été mis à jour afin d’inclure les modifications pertinentes qui reflètent les dernières exigences de déclaration dans l'avis publié. Quelques changements techniques ont été intégrés aux exigences de déclaration, ainsi qu'un changement au processus de déclaration (i.e. l'option de téléchargement d’un rapport provincial n'est plus disponible) et un changement est prévu au niveau des données sur les émissions qui devraient être rendues publiques (pour plus de détails sur les changements, voir le document publié par ECCC, la réponse d’ECCC aux commentaires des parties prenantes). 

Glossaire

Les mots et expressions ci-après utilisés dans le présent guide ont la signification suivante :

Avis de 2022 et 2023 du PDGES: L’avis concernant la déclaration des gaz à effet de serre (GES) pour 2022 et 2023, Partie I de la Gazette du Canada. Cet avis a été publié dans la Gazette du Canada le 28 janvier 2023.

Biomasse : Plantes ou matières végétales, déchets d’origine animale ou tout produit qui en est dérivé, notamment le bois et les produits du bois, le charbon et les résidus d’origine agricole; la matière organique d’origine biologique dans les déchets urbains et industriels, les gaz d’enfouissement, les bioalcools, la liqueur noire, les gaz de digestion des boues, ainsi que les huiles d’origine animale ou végétale.

Capture de CO₂ : Capture de CO₂ d’une installation intégrée qui serait autrement rejeté dans l’atmosphère.

Capture, transport et stockage du carbone (CTSC) : Désigne collectivement la capture de CO₂, le transport de CO₂, l’injection de CO₂ et le stockage de CO₂.

Émissions : Rejets directs provenant de sources situées sur les lieux de l’installation.

Émissions associées à l’utilisation de produits industriels : Rejets provenant de l’utilisation d’un produit pour un procédé industriel qui n’entraîne pas de réaction chimique ou physique et ne réagit pas au procédé. Cela comprend les rejets provenant de l’utilisation de SF₆, de HFC et de PFC comme gaz de couverture et de l’utilisation de HFC et de PFC pour le gonflement de la mousse. Ne comprend pas les émissions de PFC et HFC par les systèmes de réfrigération et de climatisation, la fabrication de semi conducteurs, l’extinction d’incendie, l’utilisation de solvants, d’aérosols et les rejets de SF₆ utilisé dans la protection contre les explosions, la détection des fuites, les applications électroniques et l’extinction d’incendie.

Émissions de CO₂ provenant de la décomposition de la biomasse : Rejets de CO₂ résultant de la décomposition aérobique et de la fermentation de la biomasse.

Émissions de combustion stationnaire de combustible : Rejets provenant de sources de la combustion stationnaire de combustible où le combustible est brûlé à des fins de production de chaleur utile ou de travail. Cela comprend les rejets provenant de la combustion de combustibles déchets pour produire de la chaleur utile ou du travail.

Émissions des déchets : Rejets provenant de sources d’élimination des déchets à l’installation comprenant celles provenant de l’enfouissement des déchets solides, du torchage des gaz d’enfouissement et de l’incinération des déchets. Ne comprend pas les émissions dues à la combustion de combustibles résiduaires pour produire de la chaleur ou du travail utile ni les émissions de CO₂ provenant de la combustion de biomasse.

Émissions des eaux usées : Rejets provenant des eaux usées et du traitement des eaux usées à l’installation, y compris, mais sans s’y limiter, les rejets provenant du torchage des gaz captés lors du traitement des eaux usées. Ne comprend pas les émissions de CO₂ provenant de la combustion de biomasse.

Émissions d’évacuation : Rejets contrôlés dans l’atmosphère d’un gaz de procédé, d’un gaz résiduel, y compris les rejets de CO₂ associés à la capture, au transport, à l’injection et au stockage de carbone. Cela comprend les rejets associés à la production d’hydrogène (associés à la production et au traitement de combustibles fossiles), les émissions de gaz de cuvelage, de gaz associé à un liquide (ou gaz en solution), de gaz de traitement, de stabilisation ou d’échappement des déshydrateurs, de gaz de couverture ainsi que les émissions des dispositifs pneumatiques utilisant le gaz naturel comme fluide de travail, de démarrage des compresseurs, des pipelines et d’autres systèmes de purge sous pression, et des boucles de contrôle des stations de mesure et de régulation.

Émissions de torchage : Rejets contrôlés de gaz au cours d’activités industrielles résultant de la combustion d’un flux gazeux ou liquide produit sur le site à des fins autres que la production de chaleur ou de travail utile. De tels rejets peuvent provenir de l’incinération de déchets du pétrole, des systèmes de prévention des émissions dangereuses (en mode pilote ou actif), des essais de puits, du réseau collecteur du gaz naturel, de l’exploitation de l’installation de traitement du gaz naturel, de la production de pétrole brut, de l’exploitation de pipeline, du raffinage du pétrole, de la production d’engrais chimique, ainsi que de la production d’acier.

Émissions dues aux fuites : Rejets accidentels et les fuites de gaz provenant de la production et du traitement des combustibles fossiles; du transport et de la distribution; des batteries de fours à coke pour le fer et l’acier; de la capture, du transport et de l’injection et du stockage (infrastructure) de CO₂.

Émissions fugitives : Rejets provenant de l’évacuation, du torchage ou de fuites de gaz venant de la production et de la transformation de combustibles fossiles; de fours à coke pour le fer et l’acier; des installations de capture, de transport, d’injection et de stockage de CO₂.

Émissions liées aux procédés industriels : Rejets provenant d’un procédé industriel comportant des réactions chimiques ou physiques autres que la combustion, et dont le but premier n’est pas de produire de la chaleur ou du travail utile. Ne comprend pas l’évacuation associée à la production d’hydrogène (associée à la production et à la transformation de combustibles fossiles).

Émissions liées au transport sur le site : Rejets provenant de la machinerie utilisée pour le transport ou le déplacement sur le site de substances, de matières, de l’équipement ou de produits entrant dans le procédé de production d’une installation intégrée. Cela comprend les rejets par les véhicules sans permis pour une utilisation sur la voie publique.

Équivalent de dioxyde de carbone (éq. CO₂) : Unité de mesure utilisée pour faire la comparaison des gaz à effet de serre dont le potentiel de réchauffement planétaire (PRP) est différent. Puisqu’il existe de nombreux gaz à effet de serre et que leur PRP varie, les émissions sont additionnées selon une unité commune, soit en équivalent CO₂. Pour exprimer les émissions de GES en unités d’équivalent CO₂, la quantité d’un GES donné (en unités de masse) est multipliée par le PRP lui correspondant.

Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2022 : Désigne le document intitulé Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada, publié par Environnement et changement climatique Canada, 2022.

Exploitation minière : Désigne l’extraction, l’enrichissement ou toute autre préparation de minéraux métalliques et non métalliques, y compris le charbon.

Fuites en surface : Émissions provenant des formations géologiques servant au stockage à long terme du CO₂.

Gazoduc : Tous les gazoducs appartenant à un propriétaire ou à un exploitant unique dans une province ou un territoire qui assurent le transport ou la distribution du CO₂ ou du gaz naturel transformé, ainsi que toutes les installations connexes, y compris les ensembles de mesures et les installations de stockage, mais à l’exception des usines de chevauchement ou autres installations de transformation.

GES : Gaz à effet de serre.

HFC : Hydrofluorocarbures.

Injection de CO₂ : Activité qui place le CO₂ capturé dans un site de stockage géologique à long terme ou dans une opération de récupération de combustible fossile améliorée.

Installation : Installation intégrée, réseau de transport par pipeline, installation extracôtière.

Installation extracôtière : Plate-forme de forage, plate-forme ou navire de production, ou installation sous-marine extracôtier qui est rattaché ou fixé au plateau continental du Canada servant à l’exploitation pétrolière ou du gaz naturel.

Installation intégrée : Désigne tous les bâtiments, équipements, structures, engins de transport sur place et éléments stationnaires situés sur un seul site, sur plusieurs sites, ou répartis entre plusieurs sites qui appartiennent à la même personne (ou aux mêmes personnes) ou sont exploités par elle et qui fonctionnent en tant qu’entité unique et intégrée. Les installations intégrées excluent les voies publiques.

Lignes directrices 2006 du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre : Lignes directrices 2006 du GIEC pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre, préparées par le Programme pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre.

MSC : Matière soluble dans le cyclohexane.

Numéro d’enregistrement CAS : Numéro d’enregistrement du Chemical Abstracts Service.

Opération améliorée de récupération des combustibles fossiles : Récupération améliorée du pétrole, récupération améliorée du gaz naturel et récupération améliorée de méthane de houille.

PFC : Perfluorocarbures.

PFC : Poussières de four de cimenterie.

Production d’acide nitrique : Utilisation d’un ou de plusieurs circuits pour produire de l’acide nitrique faible d’une concentration de 30 à 70 %. Un circuit d’acide nitrique produit de l’acide nitrique faible par oxydation catalytique de l’ammoniac, suivie de l’absorption des oxydes d’azote par l’eau. Les gaz de queue de l’absorbeur contiennent des oxydes d’azote non absorbés, y compris des émissions d’oxydes nitreux, dont les émissions peuvent être réduites par des technologies de réduction.

Production d’ammoniac : Procédés par lesquels 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.

Production d’aluminium : Procédés primaires utilisés pour fabriquer de l’aluminium à partir d’alumine, comprenant l’électrolyse dans les cuves à anodes précuites et Søderberg, la cuisson d’anodes et de cathodes pour les cuves à anodes précuites et la calcination de coke vert.

Production d’éthanol : Procédés qui produisent de l’éthanol à partir de céréales pour l’utilisation dans des applications industrielles ou comme carburant.

Production d’hydrogène : Procédés qui 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 peut se produire dans les usines de valorisation du bitume, les raffineries de pétrole, les usines chimiques, les usines d’engrais, les unités autonomes de production de gaz industriel et, au besoin, aux endroits nécessaires pour la purification ou la synthèse de substances.

Production de chaux : Désigne tous les procédés utilisés pour fabriquer un produit à base de chaux par calcination de calcaire ou d’autres matériaux calcaires.

Production de ciment : Tout procédé utilisé pour la fabrication de divers types de ciment : portland, portland ordinaire, maçonnerie, pouzzolanique ou autres ciments hydrauliques.

Production de fer et d’acier : Désigne les procédés de production primaire de fer et d’acier, les procédés secondaires de production d’acier, les procédés de production de fer, les procédés de production de batteries de fours à coke, les procédés de cuisson de boulettes de fer et les procédés avec poudre de fer et d’acier.

Production de métaux communs : Procédés de production primaires et secondaires utilisés pour récupérer le cuivre, le nickel, le zinc, le plomb et le cobalt. La production primaire comprend la fusion ou l’affinage des métaux communs à partir de matières premières provenant principalement de minerais. Les procédés de production secondaire comprennent la récupération des métaux communs à partir de diverses matières premières, notamment les métaux recyclés. Les activités liées à ces procédés peuvent comprendre l’élimination des impuretés à l’aide de flux de réactifs carbonatés, l’utilisation d’agents réducteurs pour extraire les métaux ou nettoyer le laitier, et la consommation d’électrodes de carbone.

Production de pâtes et papiers : 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.

Production et transformation de combustibles fossiles : Désigne l’exploration, l’extraction, la transformation, y compris le raffinage et la valorisation, la transmission, le stockage et l’utilisation des combustibles de pétrole solide, liquide ou gazeux, de charbon ou de gaz naturel ou de tout autre combustible dérivé de ces sources.

PRP : Désigne le potentiel de réchauffement planétaire et permet la comparaison de l’effet du réchauffement planétaire de plusieurs gaz. Il s’agit de la quantité d’énergie radiative absorbée par les émissions de 1 tonne d’un certain gaz sur une période de temps déterminée en comparaison avec l’énergie absorbée par les émissions de 1 tonne de dioxyde de carbone (CO₂). La période de temps du PRP utilisée pour la déclaration des GES suit le standard international de déclaration, soit 100 ans. Plus le PRP est élevé, plus les effets du réchauffement planétaire d’un gaz en particulier seront élevés en comparaison de ceux du CO₂. Par exemple, le PRP de l’oxyde nitreux (N₂O) est 265, ce qui signifie que les émissions de 1 tonne de N₂O est équivalent aux émissions de 265 tonnes d’émissions de CO₂.

Raffinage de pétrole : Désigne les procédés utilisés pour produire 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. Cela comprend les unités de craquage catalytique; les unités de cokéfaction en lit fluidisé; les unités de cokéfaction retardée; les unités de reformage catalytique; les unités de calcination du coke; les opérations de soufflage d’asphalte; les systèmes de purge; les réservoirs de stockage; les composants d’équipement de traitement (compresseurs, pompes, valves et soupapes, dispositifs de protection contre la surpression, brides et connecteurs) dans le secteur du gaz; les opérations de chargement des navires, des barges, des camions-citernes et autres opérations similaires; les unités de torchage; les usines de récupération du soufre et les usines d’hydrogène non marchand qui sont sous la propriété ou le contrôle direct du propriétaire et de l’exploitant de la raffinerie. Cela ne comprend pas les installations qui distillent uniquement le contaminat des pipelines ou qui produisent des lubrifiants, des revêtements bitumineux, des bardeaux d’asphalte et d’autres matériaux saturés qui utilisent déjà des produits de pétrole raffiné.

SCIAN : Désigne le Système de classification des industries de l’Amérique du Nord.

SMECE : Systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions.

Société déclarante : Personne physique ou morale exploitant une ou plusieurs installations atteignant le seuil de déclaration défini à l’annexe 3 de l’avis publié dans la Gazette du Canada.

Sources de combustion stationnaires : Désigne les dispositifs qui brûlent des combustibles solides, liquides, gazeux ou usés afin de produire de la chaleur ou du travail utile. Cela comprend les chaudières, les groupes électrogènes, les unités de cogénération, les turbines à combustion, les moteurs, les incinérateurs, les appareils de chauffage industriels et tout autre dispositif de combustion stationnaire. Ne comprend pas les fusées éclairantes.

Stockage de CO₂ : Désigne le stockage de CO₂ dans une formation géologique à long terme.

Système de transport de CO₂ : Désigne un système qui transporte le CO₂ capturé par tout moyen de transport.

Systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions : Équipement d’échantillonnage, de traitement et d’analyse des émissions ou des paramètres d’exploitation et d’enregistrement des données.

Tonnes de matières sèches : Biomasse solide qui ne contient aucune humidité (0 %).

Unité de cogénération : Dispositif de combustion de combustibles qui génère simultanément de l’électricité et de la chaleur ou de la vapeur.

Unité de production d’électricité : Tout dispositif qui brûle du combustible solide, liquide ou gazeux dans le but de produire de l’électricité soit pour être vendue, soit pour être utilisée sur place. Cela comprend les unités de cogénération. Cela ne comprend pas les génératrices portables ou de secours (moins de 50 kW de capacité selon la plaque signalétique ou celles qui génèrent moins de 2 MWh durant l’année de déclaration).

Contexte

Le Canada s’emploie à réaliser ses objectifs stratégiques en matière de changements climatiques notamment en s’assurant d’être en mesure de quantifier, de suivre et de signaler les progrès accomplis dans le domaine de la réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES) de façon à satisfaire au degré requis d’exactitude, de rigueur, de transparence et de crédibilité.

Le gouvernement fédéral, plus précisément Environnement et Changement climatique Canada (ECCC), est chargé de dresser et de tenir à jour un Inventaire canadien des gaz à effet de serre fiable, précis et d’actualité, conformément aux obligations qu’il a contractées en vertu de la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques (CCNUCC). Les émissions et les absorptions de GES nationales sont déclarées à la CCNUCC selon la façon, la forme et la fréquence dictées par les lignes directrices pour les rapports de la CCNUCC^{Note de bas de page 1} , un document technique important élaboré par le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC)^{Note de bas de page 2}.

Pour respecter ses obligations, le Canada doit estimer ses émissions nationales de GES conformément aux exigences de déclaration détaillées de la CCNUCC, lesquelles sont conformes aux Lignes directrices 2006 du GIEC pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre (GIEC, 2006)^{Note de bas de page 3}. L’inventaire canadien des GES recense de façon exhaustive les données relatives aux GES couvrant toutes les sources et tous les puits de GES attribuables à l’activité anthropique au Canada. L’inventaire se fonde principalement sur les estimations d’émissions découlant de statistiques nationales et provinciales. Les données recueillies auprès des installations dans le cadre du PDGES servent à renseigner, à valider et, dans certains cas, à élaborer les estimations de l’inventaire national provenant des sources industrielles.

En mars 2004, le gouvernement du Canada a mis sur pied le PDGES, conformément à l’article 46 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) (LCPE) afin de recueillir annuellement des données sur les émissions de GES qui doivent être fournies par les plus grands émetteurs au Canada. Le PDGES a été lancé par la publication du premier avis dans la Gazette du Canada en mars 2004. Chaque année, un avis est publié dans la Gazette du Canada exigeant la déclaration des émissions de GES pour l’année civile indiquée dans l’avis, et les données des installations sont publiées chaque année.

Ce programme s’inscrit dans le cadre des efforts continuellements déployés par le Canada pour élaborer et maintenir, en collaboration avec les provinces et territoires canadiens, un système harmonisé et efficace de déclaration obligatoire des GES qui réduit les chevauchements et allège le fardeau associé à la production d’une déclaration tant pour les entreprises que pour les gouvernements. Les principaux objectifs du programme sont de fournir aux Canadiens de l’information cohérente sur les émissions de GES, de soutenir l’élaboration d’estimations d’émissions selon le format de l’Inventaire canadien des gaz à effet de serre, et d’appuyer les initiatives de réglementation.

En décembre 2016, ECCC a publié un avis d’intention dans la Gazette du Canada indiquant son intention de poursuivre l’expansion du PDGES afin de permettre l’utilisation directe des données déclarées dans l’Inventaire canadien des GES, d’accroître la cohérence et la comparabilité des données sur les GES entre les diverses instances, et d’obtenir un portrait plus complet des émissions des installations canadiennes. Les avis publiés pour exiger la déclaration de données pour 2017 et 2018 représentaient respectivement les phases 1 et 2 de l’expansion.