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).

Exigences de déclaration des émissions de gaz à effet de serre

Ce guide technique vise à expliquer les exigences de déclaration des gaz à effet de serre (GES) les plus récentes dans le cadre du Programme de déclaration des gaz à effet de serre (PDGES) d’Environnement et Changement climatique Canada jusqu'à ce qu'une version mise à jour de ce document soit publiée. Au moment de la publication de cet édition, les exigences de déclaration les plus récentes sont celles pour les années 2024 et 2025, publiées en décembre 2023, dans l’avis publié dans la Gazette du Canada intitulé Avis concernant la déclaration des gaz à effet de serre (GES) pour 2024 et 2025 (l’Avis PDGES). L’Avis PDGES appuie la déclaration obligatoire annuelle des émissions de GES par les installations en vertu du PDGES.

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 s’appliquent aux installations exerçant les activités indiquées ci‑après, qui ont été instaurées en 2017 et en 2018.

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 PDGES est disponible en ligne. 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 PDGES: L’avis concernant la déclaration des gaz à effet de serre (GES) pour 2024 et 2025, Partie I de la Gazette du Canada. Cet avis a été publié dans la Gazette du Canada le 9 décembre 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, utilisation et stockage du carbone (CTUSC) : Désigne collectivement la capture de CO₂, le transport de CO₂, l’injection de CO₂, l’utilisation 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 2024 : Désigne le document intitulé Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada, publié par Environnement et changement climatique Canada, 2023.

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 PDGES.

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).

Utilisation de CO₂ : Utilisation du CO₂ capté dans des produits ou des procédés dans le but de le retirer de l’atmosphère à long terme, y compris l’injection de CO₂ dans le cadre d’une opération de récupération assistée de combustibles fossiles.

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. Tous les un ou deux ans, un avis est publié dans la Gazette du Canada exigeant la déclaration des émissions de GES pour l’année ou les années civiles indiquées dans l’avis, et les données des installations sont publiées chaque année.

Ce programme s’inscrit dans le cadre des efforts continuellement 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. Depuis lors, ECCC a également apporté quelques modifications progressives aux exigences.

1 Introduction

1.1 But

Le présent document a pour but d’aider les installations déclarantes éventuelles à déterminer si elles sont tenues de présenter une déclaration d’ici le 1er juin et de fournir des renseignements techniques sur la déclaration des émissions de GES. Les renseignements techniques comprennent les types de GES et les sources d’émissions visés par la déclaration, ainsi que de l’information sur les méthodes de calcul des émissions et le mode de présentation exigé. Un exposé sommaire du processus de déclaration est aussi présenté. S’il y a divergence entre le présent guide et l’avis PDGES, l’avis prévaudra.

Des lignes directrices distinctes peuvent être consultées sur le site Web du PDGES concernant le système à Guichet unique qui doit être utilisé pour soumettre une déclaration. Des tutoriels vidéo se trouvent également sur YouTube. Les déclarants y trouveront des instructions sur l’utilisation du système de déclaration, la préparation et la présentation d’une déclaration, et d’autres renseignements utiles.

1.2 Aperçu du processus de déclaration

Le fondement juridique du PDGES repose sur l’Avis concernant la déclaration des gaz à effet de serre (GES) pour [une année ou des années données], qui est publié périodiquement (c'est-à-dire tous les deux ans) dans la Partie I de la Gazette du Canada, en vertu du paragraphe 46(1) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) (LCPE).

Conformément aux exigences actuelles de déclaration des GES, toute personne qui exploite une installation ayant rejeté 10 000 tonnes (ou 10 kt) ou plus de GES (exprimés en équivalents de dioxyde de carbone [éq. CO₂]) pendant l’année civile (le seuil de déclaration), ou une installation participant à des activités de capture, de transport, d’utilisation et de stockage du carbone (CTUSC), est assujettie aux exigences de déclaration et doit déclarer ses émissions, et toute autre information requise, à ECCC (voir la Figure 1 pour un aperçu du processus de déclaration). Les installations doivent calculer leurs émissions totales (en unités éq. CO₂) des GES visés par ces exigences de déclaration pour déterminer si elles sont exigées de faire un rapport. Si les émissions de l’installation sont inférieures au seuil et si l’installation ne participe pas à des activités de CTUSC, l’installation n’est pas tenue de produire une déclaration, mais est néanmoins encouragée à le faire sur une base volontaire.

Une société dont l’une ou plusieurs des installations sont visées par les exigences de déclaration doit présenter avec son rapport sur les émissions de GES une attestation signée par un agent autorisé, indiquant que les renseignements fournis sont véridiques, exacts et complets. Cette attestation doit être présentée par voie électronique avec le rapport sur les émissions de GES à l’aide du système de déclaration en ligne.

La société qui fait une déclaration peut aussi soumettre, avec son rapport de GES, une demande écrite pour que l’information déclarée soit traitée comme confidentielle. Si appliquable, la société qui déclare dervra compéter le processus de demande de confidentialité, ce qui inclus de préparer une demande et de la soumettre en ligne avec le rapport soumis à Environnement et Changement Climatique Canada. Veuillez noter qu’une demande de confidentialité doit être soumise chaque année, puisqu’elle s’appliquera uniquement à l’année de déclaration durant laquelle la demande à été soumise.

L’information à présenter comprend des renseignements généraux sur la société déclarante et l’installation visée (p. ex. nom, adresse/lieu, personnes-ressources, sociétés mères, codes d’identification divers), les renseignements sur les émissions de GES de l’installation en question, ainsi que des informations aditionnelles sur les activités, tel qu’indiqué dans les sections pertinentes de l’avis. Chaque installation est tenue de déclarer ses émissions totales de GES en respectant le mode de déclaration décrit à la section 4 du présent document.

Si une société mère non canadienne possède l’installation et que les émissions excèdent le seuil de déclaration, l’exploitant est alors tenu de présenter un rapport pour l’installation. Cependant, l’exploitant n’est pas tenu de fournir des renseignements sur la société mère si celle-ci n’est pas canadienne.

Tous les renseignements (c.-à-d. le rapport sur les émissions de GES, l’attestation et la demande de confidentialité, le cas échéant) doivent être présentés au plus tard le 1er juin de l’année de déclaration.

Si des émissions ont précédemment été déclarées pour une installation mais que les émissions de l’installation n’atteignent pas le seuil de déclaration pour l’année visée, l’installation doit informer Environnement et Changement climatique Canada. Les installations peuvent présenter une notification « ne satisfait pas aux critères » en ligne par l’entremise du système de guichet unique.

Figure 1 : Aperçu du processus de déclaration

1.3 Options de déclaration

Les rapports sont soumis au PDGES à travers le système électronique du Guichet unique. Quelques options sont disponibles pour les installations lorsque celles-ci préparent leur rapport de GES:

• les installations de la Colombie-Britannique qui déclarent leurs GES à leur autorité provinciale par le système du Guichet unique d’ECCC, mais qui ne sont pas assujetties aux exigences de déclaration élargies du PDGES, peuvent choisir d’utiliser la fonction de prépopulation du système pour remplir au préalable les données d’émissions de base du rapport fédéral selon les données pertinentes déclarées à l’échelon provincial.
• Les installations qui sont assujetties au Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement (STFR) peuvent accéder à la « Copie des données STFR pour le PDGES » à partir du tableau de bord de déclaration du STFR. Cela à comme but d’aider les déclarants qui ne sont pas assujettis aux exigences de déclaration élargies du PDGES à comprendre comment l’information déclarée au STFR est applicable au PDGES. 
• Les installations qui sont assujetties aux exigences de déclaration élargies doivent remplir les écrans d’activité du PDGES pertinents à leurs activités particulières au complet. Ainsi, la fonctionalité Télécharger les émissions des activités dans les sections A, B & C, situées dans la section A du rapport, devraient être utilisées pour remplir les sections appropriées. La copie des données STFR pour le PDGES n’est pas utile pour ces installations. Ces installations n’ont pas à réviser la copie des données STFR pour le PDGES pusiqu’elles n’ont pas besoin de lier les données des deux programmes.

2 Critères de déclaration

2.1 Seuil de déclaration

Le seuil de déclaration prévu dans le cadre des exigences de déclaration des gaz à effet de serre (GES) est de 10 kilotonnes (kt) d’équivalent de dioxyde de carbone (éq. CO₂). Une installation est visée par les exigences de déclaration si ses émissions annuelles totales de GES atteignent ou dépassent le seuil de déclaration.

Pour faire cette évaluation, l’installation doit calculer ses émissions totales (en équivalents de CO₂) pendant l’année civile visée pour les GES et les sources d’émissions décrits. Les émissions totales sont la somme de la masse totale de chaque gaz multipliée par leur potentiel de réchauffement planétaire (PRP) respectif (voir l’Équation 1).

Les émissions de chaque espèce d’hydrofluorocarbures (HFC) et de perfluorocarbures (PFC) doivent être quantifiées séparément, puis multipliées par leur PRP. Seules les émissions de HFC, de PFC et d’hexafluorure de soufre (SF6) qui correspondent aux définitions de procédés industriels et d’utilisation de produits industriels doivent être comprises dans les calculs (voir la section 4.3).

Les émissions de CO₂ produites par de la biomasse ne doivent pas être incluses dans le calcul du seuil de déclaration. Toutefois, si une installation est tenue de produire une déclaration, les émissions de CO₂ provenant de la combustion de biomasse doivent être quantifiées et déclarées séparément dans le cadre des données déclarables sur les GES (voir la section 4). Les émissions de méthane (CH₄) et d’oxyde nitreux (N₂O) provenant de la biomasse doivent être incluses dans le calcul du seuil de déclaration, et être déclarées dans le cadre des émissions totales de GES si une déclaration est requise.

Les émissions de chaque espèce d’hydrofluorocarbures (HFC) et de perfluorocarbures (PFC) doivent être quantifiées séparément, puis multipliées par leur PRP. Seules les émissions de HFC, de PFC et d’hexafluorure de soufre (SF₆) qui correspondent aux définitions de procédés industriels et d’utilisation de produits industriels doivent être comprises dans les calculs (voir la section 4.3).

Équation 1

Si la personne qui exploite une installation est remplacée pendant l’année civile, celle qui exploitera l’installation le 31 décembre devra présenter un rapport pour la totalité de l’année civile. Si les opérations d’une installation cessent au cours de l’année civile, le dernier exploitant de cette installation est tenu de présenter un rapport pour la partie de l’année civile durant laquelle l’installation a été exploitée.

2.2 Installations visées par les exigences de déclaration élargies

En plus du seuil de déclaration de 10 kt, les installations classées selon les codes du Système de classification des industries de l’Amérique du Nord (SCIAN) et qui se livrent aux activités ou qui font partie des secteurs énoncés ci-dessous (voir les listes 1 et 2) doivent également fournir des données supplémentaires et mettre en application les méthodes de quantification prescrites lorsqu’elles déterminent leurs émissions.

Liste 1 : Secteurs/activités visés par la déclaration élargie

Liste 2 : Installations classées selon les codes du SCIAN visées par la déclaration élargie

Les installations doivent déterminer leurs émissions par gaz pour chaque source d’émissions ou activité exercée à l’installation, conformément aux exigences respectives de chaque source d’émissions ou activité, puis établir si le total de leurs émissions atteint ou dépasse le seuil de 10 kt :

• combustion stationnaire de combustible : consulter les exigences élargies (annexes 7 et 12)
• procédés industriels : consulter les exigences élargies applicables à chaque secteur (annexes 8 à 18)
• émissions fugitives (évacuation, fuites) : consulter les exigences de base et élargies
• émissions fugitives (torchage) : consulter les exigences élargies (annexe 7)
• transport sur le site : consulter les exigences élargies (annexe 7)
• déchets : consulter les exigences de base (annexe 5)
• eaux usées : consulter les exigences de base (annexe 5), à moins d’être visées par les exigences élargies dans l'annexe 16 ou 17

Toute installation participant à plus d’une des activités susmentionnées doit déclarer séparément les émissions pour chaque activité, à moins d’indication contraire dans l’annexe applicable.

2.3 Déclaration des activités de capture, de transport, d’utilisation et de stockage du carbone

Depuis 2017, Environnement et Changement climatique Canada recueille des renseignements sur les quantités de CO₂ capturées et les émissions fugitives de CO₂ provenant des systèmes de capture, des infrastructures de transport, de l’équipement d’injection, d’utilisation et des sites de stockage géologique, ce qui inclut les sites d’exploitation pétrolière et gazière qui utilisent le CO₂ pour la récupération assistée de pétrole, de gaz naturel et de méthane de houille.

Les exigences de déclaration des GES s’appliquent aux installations qui participent à la capture, au transport, à l’injection, à l’utilisation ou au stockage de CO₂. Aucun seuil de déclaration ne s’applique aux exigences liées à ces activités de capture, de transport, d’utilisation ou de stockage de carbone (CTUSC). Une installation qui se livre à toute activité de capture, de transport ou de stockage de carbone est assujettie aux exigences de déclaration établies pour de telles activités (annexe 6).

Toute autre source d’émissions de cette même installation participant à des activités de CTUSC est assujettie au seuil de 10 kt et aux exigences de base de déclaration des émissions (ou aux exigences élargies, le cas échéant). Ainsi, même si elle participe à des activités de CTUSC, une installation doit se conformer aux exigences de déclaration si ses émissions totales de GES (non reliées à ses activités de CTUSC) atteignent ou dépassent le seuil de déclaration.

2.4 Gaz à effet de serre à déclarer

Les GES visés par la déclaration obligatoire sont présentés au Tableau 1. Ce tableau présente également le PRP et le numéro d’enregistrement du Chemical Abstracts Service (numéro CAS) pour chacun de ces GES. Les valeurs du PRP indiquées dans le Tableau 1 sont tirées du cinquième rapport d’évaluation du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC). Ces valeurs du PRP ont été prises en compte pour les données à compter de la déclaration de 2022 dans le cadre du PDGES et pour les années à venir. Pour les années antérieures à 2022, les installations doivent consulter les avis de la Gazette du Canada publiés auparavant pour obtenir la liste des valeurs du PRP à utiliser (accessibles sur le site Web du PDGES) afin de déterminer si elles répondent aux exigences de déclaration, le cas échéant. Pour analyser ou publier les données des émissions, ECCC appliquera les valeurs de PRP les plus récentes présentement disponibles pour la série complète de données (de 2004 à l’année récoltée la plus récente).

Les installations déclarantes doivent exprimer, en tonnes, les émissions de chaque GES particulier. Par exemple, il faudrait déclarer 100 tonnes d’oxyde nitreux (N₂O) plutôt que 26 500 tonnes d’éq. CO₂ pour le N₂O.

Cependant, lorsqu’un déclarant éventuel veut savoir s’il est tenu de présenter un rapport pour une installation précise, il lui faut convertir les émissions en éq. CO₂ afin de les comparer au seuil de déclaration. La valeur en équivalent CO₂ représente la quantité de CO₂ requise pour produire un effet de réchauffement semblable. On fait le calcul en multipliant la quantité de gaz par un PRP connexe.

Tableau 1 : gaz à effet de serre et espèces de gaz visés par la déclaration obligatoire

Gaz à effet de serre	Formule	Numéro de registre CASa	Potentiel de réchauffement planétaire de 100 ans (PRP)b
1. Dioxyde de carbone	CO2	124-38-9	1
2. Méthane	CH4	74-82-8	28
3. Oxyde nitreux	N2O	10024-97-2	265
4. Hexafluorure de soufre	SF6	2551-62-4	23 500
5. HFC-23	CHF3	75-46-7	12 400
6. HFC-32	CH2F2	75-10-5	677
7. HFC-41	CH3F	593-53-3	116
8. HFC-43-10mee	C5H2F10	138495-42-8	1 650
9. HFC-125	C2HF5	354-33-6	3 170
10. HFC-134	C2H2F4 (structure : CHF2CHF2)	359-35-3	1 120
11. HFC-134a	C2H2F4 (structure : CH2FCF3)	811-97-2	1 300
12. HFC-143	C2H3F3 (structure : CHF2CH2F)	430-66-0	328
13. HFC-143a	C2H3F3 (structure : CF3CH3)	420-46-2	4 800
14. HFC-152a	C2H4F2 (structure : CH3CHF2)	75-37-6	138
15. HFC-227ea	C3HF7	431-89-0	3 350
16. HFC-236fa	C3H2F6	690-39-1	8 060
17. HFC-245ca	C3H3F5	679-86-7	716
18. Perfluorométhane	CF4	75-73-0	6 630
19. Perfluoroéthane	C2F6	76-16-4	11 100
20. Perfluoropropane	C3F8	76-19-7	8 900
21. Perfluorobutane	C4F10	355-25-9	9 200
22. Perfluorocyclobutane	c-C4F8	115-25-3	9 540
23. Perfluoropentane	C5F12	678-26-2	8 550
24. Perfluorohexane	C6F14	355-42-0	7 910

^a Le numéro d’enregistrement du Chemical Abstracts Service (NE CAS) est la propriété de l’American Chemical Society. Toute utilisation ou redistribution, sauf si elle sert à répondre aux besoins législatifs ou si elle est nécessaire pour les rapports destinés au gouvernement du Canada lorsque des renseignements ou des rapports sont exigés par la loi ou une politique administrative, est interdite sans l’autorisation écrite préalable de l’American Chemical Society.
^b GEIC, 2013 : Changements climatiques 2013 : les éléments scientifiques. Contribution du Groupe de travail I au Cinquième rapport d’évaluation du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat. [Stocker, T.F., D. Qin, G.-K.Plattner, M. Tignor, S.K. Allen, J. Boschung, A. Nauels, Y. Xia, V. Bex et P.M. Midgley (dir.)]. Cambridge University Press, Cambridge, Royaume-Uni et New York, NY, États-Unis, 1535 p.

3 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 PDGES concernant la déclaration des GES.

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, de transport, d’utilisation et de stockage de carbone (CTUSC) 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 CTUSC.

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, les estimations techniques et les méthodes décrites dans les Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada. 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 de l’inventaire national.

Tableau 2 : Renvois, par source d’émissions, aux méthodes présentées dans les lignes directrices 2006 du GIEC

Catégorie de sources d’émissions	Lignes directrices 2006 du GIEC
Combustion stationnaire de combustible (CO2, CH4, N2O)	Volume 2 (Énergie), chapitre 2 (Combustion stationnaire), pages 2.1–2.47
Procédés industriels (CO2, CH4, N2O)	Volume 3 (Procédés industriels et utilisation des produits), chapitres 1–8
Émissions fugitives (torchage, évacuation, fuites) (CO2, CH4, N2O)	Volume 2 (Énergie), chapitre 4 (Émissions fugitives), pages 2.1–2.47
Déchets (CO2, CH4, N2O)	Volume 5 (Déchets), chapitres 1–5
Eaux usées (CO2, CH4, N2O)	Volume 5 (Déchets), chapitre 6 (Traitement et rejet des eaux usées), pages 6.1–6.28 IPCC 2019 Refinement to the 2006 Guidelines, Volume 5 (Waste) Chapter 6 (Wastewater Treatment and Discharge), pages 6.30-6.50 (Disponible en anglais seulement)
Transport sur le site (CO2, CH4, N2O)	Volume 2 (Énergie), chapitre 3 (Combustion mobile), pages 3.1–3.78
HFC	Différents chapitres, dont les suivants : Volume 3 (Procédés industriels et utilisation des produits), chapitre 3 (Émissions de l’industrie chimique), pages 3.70–3.94 Volume 3 (Procédés industriels et utilisation des produits), chapitre 7 (Émissions de substituts fluorés de substances appauvrissant l’ozone), pages 7.1–7.71
PFC	Différents chapitres, dont les suivants : Volume 3 (Procédés industriels et utilisation des produits), chapitre 4 (Émissions de l’industrie du métal), pages 4.1–4.85 Volume 3 (Procédés industriels et utilisation des produits), chapitre 7 (Émissions de substituts fluorés de substances appauvrissant l’ozone), pages 7.1–7.71 Volume 3 (Procédés industriels et utilisation des produits), chapitre 8 (Fabrication et utilisation d’autres produits), pages 8.1–8.43
SF	Différents chapitres, dont les suivants : Volume 3 (Procédés industriels et utilisation des produits), chapitre 4 (Émissions de l’industrie du métal), pages 4.1–4.85 Volume 3 (Procédés industriels et utilisation des produits), chapitre 8 (Fabrication et utilisation d’autres produits), pages 8.1–8.43

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. 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, utilisation 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, à l’utilisation 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, de CO₂ et de CH₄.

(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. Les émissions annuelles totales de CO₂, CH₄ et N₂O provenant du traitement des eaux usées sur site doivent également être déclarées.

(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 CO₂, 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 vérification de leur déclarations annuelles, dans le cadre des déclarations obligatoires du PDGES.

4 Modèle de déclaration des émissions

4.1 Déclaration des données sur les émissions

L’outil de déclaration en ligne du Guichet unique d’Environnement et Changement climatique Canada (ECCC) permet aux installations déclarantes de présenter les renseignements sur leurs émissions de gaz à effet de serre (GES) à ECCC. Pour entrer les données sur les émissions de GES, le déclarant inscrit les valeurs numériques (en tonnes de chaque GES émis) pour chaque source d’émissions qui existent dans l’installation. La quantité d’émissions en unités d’équivalent de dioxyde de carbone (éq. CO₂) sera automatiquement calculée par le système de déclaration en ligne.

Pour chaque catégorie de sources d’émissions et chaque gaz énumérée, il existe une case « non disponible » (ND) que le déclarant peut choisir seulement si :

• la source ou le type d’émissions n’existe pas dans l’installation, ou;
• la source ou le type d’émissions se produit, mais les émissions ne sont pas calculées parce qu’il n’existe pas de données à ce sujet.

Lorsque le déclarant a calculé les émissions pour une catégorie ou un type de gaz donné et que les émissions sont nulles, il inscrit le chiffre « 0 » dans le champ numérique approprié.

L’installation déclarante doit calculer et déclarer individuellement ses émissions de chacun des trois gaz suivants : dioxyde de carbone (CO₂), méthane (CH₄) et oxyde nitreux (N₂O). Le déclarant doit déclarer ces émissions en les répartissant entre les catégories de sources suivantes :

• combustion stationnaire de combustible
• procédés industriels
• émissions fugitives, notamment :
  • émissions d’évacuation
  • émissions de torchage
  • émissions dues aux fuites
• transport sur le site
• déchets
• eaux usées

L’installation déclarante est aussi tenue de calculer et de déclarer, pour chaque espèce de gaz individuelle, ses émissions d’hydrofluorocarbures (HFC), de perfluorocarbures (PFC) et de hexafluorure de soufre (SF₆). Ces émissions seront catégorisées comme provenant de procédés industriels et de l’utilisation de produits industriels.

Une représentation graphique des GES à déclarer dans le cadre du PDGES est présentée au Tableau 3.

Tableau 3 : Gaz à effet de serre à déclarer par les installations et catégories de sources

Catégories de source d’émission

Gaz à effet de serre	Combustion stationnaire de combustible	Procédés industriels	Utilisation de produits industriels	Fugitives – Évacuation	Fugitives – Torchage	Fugitive – Fuites	Émissions de Transport sur le site	Déchets	Eaux usées
Dioxyde de carbone (sauf les émissions de CO2 dues à la combustion de biomasse, qui doivent être déclarées séparément)	déclarer	déclarer	S.O.*	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer
Méthane	déclarer	déclarer	S.O.	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer
Oxyde nitreux	déclarer	déclarer	S.O.	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer
Hexafluorure de soufre	S.O.	déclarer	déclarer	S.O.	S.O.	S.O.	S.O.	S.O.	S.O.
Hydrofluoro-carbures	S.O.	déclarer par gaz	déclarer par gaz	S.O.	S.O.	S.O.	S.O.	S.O.	S.O.
Perfluoro-carbures	S.O.	déclarer par gaz	déclarer par gaz	S.O.	S.O.	S.O.	S.O.	S.O.	S.O.
Total	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer	déclarer

4.2 Émissions de dioxyde de carbone, de méthane et d’oxyde nitreux

Les émissions de CO₂, de CH₄ et de N₂O sont déclarées individuellement, par catégorie de source. Des renseignements additionnels sur ces catégories sont présentés dans les sous-sections ci-après.

4.2.1 Émissions de combustion stationnaire de combustible

La plupart des installations présenteront au moins une source stationnaire de combustion de combustible. Cette catégorie comprend les rejets provenant de sources de combustion de combustible sur les lieux de l’installation, où le brûlage de combustible sert à produire de la chaleur ou du travail utile (p. ex. pour générer de l’électricité, de la chaleur ou de la vapeur). Elle comprend les sources de combustion externe (p. ex. les chaudières) et interne (p. ex. les turbines de cogénération). L’incinération des déchets sur place est également comprise dans cette catégorie si cette opération est faite à des fins énergétiques. Les émissions de l’incinération des déchets à des fins d’élimination sont incluses dans la catégorie Émissions des déchets (voir la section 4.2.5).

Remarque : Si de la biomasse est brûlée aux fins de création d’énergie, les émissions de CH₄ et de N₂O doivent être déclarées à titre d’Émissions de combustion stationnaire de combustible. Les émissions de CO₂ doivent être déclarées à titre d’Émissions de combustion de la biomasse (voir la section 4.2.7). Les émissions des batteries de four à coke en sidérurgie doivent donc être déclarées sous la catégorie toute autre combustion lorsque le combustible est utilisé pour la production de coke.

4.2.2 Émissions liées aux procédés industriels

Cette catégorie comprend les émissions d’un procédé industriel mettant en jeu des réactions chimiques ou physiques dont le but premier est de générer un produit non combustible plutôt que de la chaleur ou du travail utile. La production minérale (p. ex. ciment et chaux), la production de métaux (p. ex. sidérurgie, aluminium) et la production chimique (p. ex. acide adipique et acide nitrique) sont des exemples d’émissions liées aux procédés industriels.

Il est probable que cette catégorie d’émissions soit particulière à certains secteurs et installations dans un secteur donné, selon les opérations effectuées à l’installation.

Remarque : Lorsque les émissions liées aux procédés industriels sont produites en même temps que celles du combustible brûlé à des fins énergétiques, elles doivent être séparées et catégorisées en conséquence. Les émissions produites à des fins énergétiques (c.-à-d. combustible utilisé pour la chaleur ou le travail utile) sont déclarées comme des Émissions de combustion stationnaire de combustible, tandis que les émissions liées aux procédés industriels sont déclarées comme des Émissions liées aux procédés industriels. La réduction du fer dans un haut fourneau par l’oxydation du coke est un exemple où, dans le même procédé, le coke agit en tant que combustible (pour générer la chaleur requise à la réaction) et en tant que réducteur (pour réduire le fer). Dans ce cas, comme le but premier de l’oxydation du coke est la production de fonte de première fusion, les émissions sont classées dans la catégorie Émissions liées aux procédés industriels^{Note de bas de page 6}.

4.2.3 Émissions fugitives

On définit les émissions fugitives comme la somme des émissions d’évacuation, de torchage et dues aux fuites.

Généralement, les émissions fugitives découlent de la production, du traitement et de la manipulation de combustibles fossiles, du fonctionnement de batteries de fours à coke en sidérurgie, et des activités de capture, de transport, d’injection et de stockage du carbone.

(i) Émissions d’évacuation

Les émissions d’évacuation sont définies comme le rejet contrôlé dans l’atmosphère d’un gaz de procédé ou résiduel. Ces émissions comprennent notamment les rejets de CO₂ associés à la capture, au transport, à l’injection et au stockage de carbone; les émissions de gaz de cuvelage; les rejets de gaz associé à un liquide (ou gaz en solution); les émissions de gaz de traitement, de stabilisation ou d’échappement des déshydrateurs; les émissions de gaz de couverture et les émissions des dispositifs pneumatiques utilisant le gaz naturel comme fluide de travail; le démarrage des compresseurs, des pipelines et d’autres systèmes de purge sous pression; ainsi que des boucles de contrôle des stations de mesure et de régulation.

De façon générale, les émissions d’évacuation proviennent de la manutention ou du traitement de combustible dans les industries des combustibles fossiles.

Les émissions de CO₂ générées par la production d’hydrogène effectuée dans le cadre de la production et du traitement de combustibles fossiles doivent être déclarées à titre d’Émissions d’évacuation par les installations se livrant à la production, au raffinage et à la valorisation de combustibles fossiles. Les émissions de CO₂ provenant d’un traitement comme l’adoucissement du gaz naturel doivent également être déclarées dans la catégorie Émissions d’évacuation.

(ii) Émissions de torchage

Les émissions de torchage sont définies comme le rejet contrôlé résultant de la combustion d’un flux gazeux et/ou liquide produit à une installation à des fins autres que la production de chaleur ou de travail utile. Ces émissions peuvent provenir de l’incinération de déchets du pétrole, des systèmes de prévention des émissions dangereuses (soit en mode pilote ou actif), des essais de puits, des réseaux collecteurs du gaz naturel, des opérations des usines de traitement du gaz naturel, de la production de pétrole brut, du fonctionnement des pipelines, du raffinage du pétrole, ainsi que de la production d’engrais chimiques et d’acier.

De façon générale, les émissions de torchage proviennent de la manutention ou du traitement de combustible dans les industries des combustibles fossiles.

Remarque : Le torchage des gaz d’enfouissement doit être comptabilisé dans la catégorie Émissions des déchets (voir la section 4.2.5). De plus, les émissions fugitives provenant de batteries de four à coke pour la sidérurgie peuvent être déclarées à titre d’Émissions dues aux fuites le cas échéant.

(iii) Émissions dues aux fuites

Les émissions dues aux fuites sont définies comme des rejets accidentels et fuites de gaz provenant de la production et du traitement de combustibles fossiles; de la transmission 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 de CO₂ et des infrastructures pour le stockage géologique du CO₂.

Remarque : Les rejets de gaz d’enfouissement doivent être déclarés en tant qu’Émissions des déchets (voir la section 4.2.5). De plus, les émissions fugitives provenant de batteries de four à coke pour la sidérurgie peuvent être déclarées à titre d’Émissions dues aux fuites le cas échéant.

4.2.4 Émissions liées au transport sur le site

Cette catégorie d’émissions englobe les rejets de CO₂, de CH₄ et de N₂O qui résultent de la combustion de combustible dans de la machinerie utilisée à une installation intégrée pour le transport de substances, de matières, d’équipement ou de produits entrant dans le procédé de production. Voici des exemples de tels équipements ou machineries :

• véhicules n’étant pas autorisés à circuler sur la voie publique
• transport de matières d’alimentation (p. ex. camion, train, chariot élévateur, convoyeur) depuis leur lieu de stockage sur place jusqu’à une unité de transformation particulière ou entre deux unités de transformation, comme :
  • faire passer le métal en fusion par les différentes étapes du procédé de production de l’acier
  • transporter des déchets à un site d’enfouissement
  • extraire et/ou acheminer le minerai vers des installations d’exploitation minière à ciel ouvert ou souterraine

Des exemples d’émissions découlant d’une activité de transport ou de machinerie non visée par la déclaration seraient :

• un cadre qui se servirait d’un véhicule de l’entreprise (p. ex. camionnette ou automobile) pour inspecter les activités réalisées sur les lieux de l’installation
• utilisation de véhicules d’entretien des pelouses et de déneigement
• émissions découlant du transport à destination et en provenance d’une installation, tel que la livraison de matériaux

4.2.5 Émissions des déchets

Cette catégorie d’émissions se rapporte aux rejets qui découlent de l’élimination ou de la gestion des déchets à une installation, ce qui comprend l’enfouissement des déchets solides et des boues, le brûlage à la torche des gaz d’enfouissement, les émissions fugitives et de torchage provenant de la digestion anaérobie des déchets, du compostage et l’incinération des déchets. Les émissions de GES résultant de la conversion des déchets en énergie, où des déchets servent directement de combustible ou sont convertis en combustible, doivent être calculées et déclarées dans la catégorie Émissions de combustion stationnaire de combustible. Des émissions de CO₂, de CH₄ et de N₂O résultent de l’élimination des déchets, et une attention particulière doit être portée aux émissions de CO₂ provenant de la biomasse présente dans les déchets (voir la section 4.2.7).

Les méthodes recommandées pour estimer les émissions de méthane des lieux d’enfouissement recevant des déchets solides municipaux sont décrites dans le Document d’orientation technique sur l’estimation, la mesure et la surveillance du méthane dans les lieux d’enfouissement, un document généré par le Ministère. Un outil de modélisation du méthane des lieux d’enfouissement est disponible pour permettre aux utilisateurs de calculer la génération de méthane estimée conformément aux recommandations du document d'orientation. Le document d'orientation et l'outil de modélisation sont disponibles sur demande en envoyant un courriel à : ges-dechets-ghg-waste@ec.gc.ca.

4.2.6 Émissions des eaux usées

Cette catégorie d’émissions se rapporte aux rejets provenant des eaux usées et du traitement des eaux usées à une installation. Les émissions de GES provenant des usines ou des procédés de traitement des eaux usées varient selon le type d’affluent (eaux usées municipales versus industrielles), le volume d’affluent et les procédés de traitement utilisés. Les procédés de traitement des eaux usées (aérobie et anaérobie) produisent généralement des émissions de CH₄ et de N₂O, et ces émissions sont déclarées dans cette catégorie. Le traitement aérobie ou anaérobie des eaux usées produit également du CO₂. Toutefois, tel qu’il est indiqué à la section 4.2.7, la partie de ces émissions provenant de la biomasse ne doit pas être déclarée.

Calculez uniquement les émissions de CO₂ fossiles (non biogéniques) provenant du traitement des eaux usées. La fraction de matières organiques non biogéniques doit être déterminée en tenant compte de la source des matières organiques et en déterminant la partie non biogénique à l'aide de données spécifiques à l'installation (par exemple, les registres de l'entreprise) et d'estimations techniques. Par exemple, les matières organiques introduites dans les eaux usées telles que les pâtes et papiers ou la transformation des aliments peuvent être considérées comme d'origine biogénique, tandis que les matières organiques introduites dans les eaux usées à partir de sources telles que le raffinage du pétrole, la fabrication de plastiques ou les ajouts de méthanol pour la dénitrification peuvent être considérées comme non biogéniques. Si le CH₄ issu d’un procédé de digestion anaérobie est recueilli et brûlé à des fins énergétiques, il faut le déclarer dans la catégorie Émissions de combustion stationnaire de combustible. Les usines de traitement avancé utilisant un procédé d’élimination des nutriments (c.-à-d. la nitrification et la dénitrification) représentent une source modeste mais distincte de N₂O.

Une grande partie du N₂O qui quitte les usines de traitement des eaux usées dans le flux d’effluent liquide est éventuellement rejetée dans l’atmosphère et représente une source importante de GES, mais les installations de traitement des eaux usées ne sont pas tenues de déclarer ce type d’émissions différées provenant des effluents.

La section 11.G des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada fournit des méthodes de calcul des émissions de CO₂, de CH₄ et de N₂O provenant du traitement des eaux usées. Bien qu'il ne s'agisse d'une exigence que pour certaines installations couvertes par des exigences de déclaration élargies, d'autres installations non assujetties à ces exigences peuvent choisir d'utiliser ces méthodes.

En général, les réseaux d’égout souterrains fermés ne sont pas considérés comme des sources importantes de CH₄ et de N₂O.

4.2.7 Émissions provenant de la biomasse

Les matières suivantes sont considérées comme de la biomasse :

• plantes ou matières végétales, déchets d’origine animale ou tout produit qui en est dérivé
• bois et produits de bois, charbon et résidus d’origine agricole
• matière organique d’origine biologique dans les déchets urbains et industriels
• gaz d’enfouissement
• bioalcools
• liqueur noire
• gaz de digestion des boues
• huiles d’origine animale ou végétale

(i) Émissions de CO₂ résultant de la combustion de la biomasse

Les lignes directrices de la Convention-cadre des Nations Unies sur les Changements Climatiques (CCNUCC) exigent que les émissions de CO₂ provenant de la combustion de la biomasse soient déclarées séparément. Cette déclaration explicite des émissions de CO₂ résultant de la combustion de la biomasse a pour avantages :

• de rappeler aux installations déclarantes que ces émissions doivent être déclarées à l’échelle internationale;
• d’assurer que les émissions de CO₂ provenant de la biomasse soient actuellement séparées des émissions totales;
• de montrer la charge de CO₂ atmosphérique qui peut être réduite par la croissance de la biomasse.

Une installation peut utiliser les matériaux provenant de la biomasse comme source de combustible dans le cadre de son procédé de combustion sur le terrain. L’installation déclarante doit déclarer les émissions de CO₂ issues de la combustion de biocombustibles à titre d’Émissions provenant de la combustion de la biomasse, et ces émissions ne doivent pas être incluses dans les totaux d’émissions déclarés pour l’installation.

Les émissions de CH₄ et de N₂O doivent être déclarées ou à titre d’Émissions de combustion stationnaire de combustible si la biomasse est brûlée pour créer de l’énergie, ou à titre d’Émissions des déchets ou d’Émissions des eaux usées dans le cas de procédés d’incinération et de torchage de gaz de site d’enfouissement ou de digestion anaérobie, et ces émissions doivent être incluses dans les totaux de l’installation. Il n’existe pas de mécanisme biogène inverse par lequel la biomasse de remplacement élimine les émissions de CH₄ et N₂O de l’atmosphère. Celles-ci doivent donc être incluses dans les émissions totales de GES, tout comme les émissions de CH₄ et de N₂O résultant de toute autre combustion.

De même, en ce qui concerne l’incinération des déchets qui peut avoir lieu dans l’installation, les flux de déchets peuvent être composés de matières organiques (ou biomasse) ainsi que de matières carbonées à base de combustibles fossiles (matières plastiques, caoutchouc, solvants liquides, huile usée déclarer). Les émissions de CO₂ résultant de l’incinération de biomasse doivent être déclarées séparément dans le rapport sur les émissions de GES (sans être incluses dans les émissions totales de CO₂), tandis que les émissions de CO₂ résultant de l’incinération de la matière à base de combustibles fossiles doivent être incluses dans les émissions totales de l’installation.

Pour offrir un autre exemple de combustion de biocombustibles, dans le cas du torchage de gaz d’enfouissement, les émissions de CO₂ produites par ce procédé de combustion doivent être déclarées séparément dans l’outil de déclaration et non dans les totaux d’émissions, puisque les gaz d’enfouissement sont considérés comme un produit découlant de la biodégradation des biocombustibles.

(ii) Autres émissions de CO₂ provenant de la biomasse (non de la combustion)

L’élimination des déchets et les procédés de traitement des eaux usées peuvent produire des émissions de CO₂ en raison de la décomposition aérobie de la biomasse se trouvant dans les flux de déchets ou d’eaux usées. Le déclarant n’est pas tenu de déclarer ces émissions de CO₂, mais les émissions de CH₄ et de N₂O résultant de cette décomposition de la biomasse doivent être déclarées dans les catégories Émissions des déchets ou Émissions des eaux usées.

De la même façon, il n’est pas nécessaire de déclarer les émissions de CO₂ produites par la fermentation de la biomasse (le maïs ou le blé par exemple). La fermentation du sucre ou la conversion de l’amidon dans des céréales comme le maïs et le blé au cours du procédé de production de l’éthanol est un exemple de ce type de fermentation qui génère des émissions de CO₂.

4.3 Émissions d’hydrofluorocarbures, de perfluorocarbures et d’hexafluorure de soufre

Une installation déclarante est aussi tenue de calculer et déclarer ses émissions des espèces gazeuses de HFC et de PFC qui figurent au Tableau 1, ainsi que de SF₆, si elle rejette ces GES à partir de procédés industriels ou de l’utilisation de produits industriels.

Les émissions de HFC, de PFC et de SF₆ provenant de procédés industriels sont décrites comme des émissions résultant de la transformation chimique ou physique de matière, comme les émissions de PFC attribuables aux effets des anodes lors de la production primaire d’aluminium.

Les émissions de HFC, de PFC et de SF₆ provenant de l’utilisation de produits industriels sont décrites comme des émissions résultant de l’utilisation d’un produit afin d’en exploiter les propriétés chimiques ou physiques. Le produit ne réagit pas lui-même. Queqlues exemples incluent le SF₆ et les HFC utilisés dans l’industrie du magnésium comme gaz de couverture. L’utilisation du SF₆ dans des dispositifs électriques (p. ex. gaz isolant dans les appareils de connexion ou disjoncteurs) est aussi considérée comme une utilisation de produits industriels.

Les sous-sections suivantes donnent des précisions sur ces GES et leurs sources possibles d’émissions.

4.3.1 Hydrofluorocarbures

(i) Aperçu

Les HFC forment un groupe de gaz synthétiques contenant du carbone, de l’hydrogène et du fluor (une liste des différentes espèces de HFC est présentée au Tableau 1). Bien que les HFC soient rejetés en faibles quantités, ils produisent des effets disproportionnés en raison de leur longue durée de vie dans l’atmosphère, ce qui donne lieu à des PRP élevés. Les HFC ont un PRP de 100 ans pouvant aller de 116 à une valeur aussi élevée que 12 400 (GIEC, 2013). L’utilisation des HFC augmente considérablement en raison de l’élimination graduelle de diverses substances appauvrissant la couche d’ozone (GIEC, 2006). Les HFC ne figurent pas dans le Protocole de Montréal, parce qu’ils ne sont pas considérés comme des substances appauvrissant la couche d’ozone.

(ii) Sources

Les principales sources d’émissions de HFC provenant des procédés industriels et de l’utilisation de produits industriels comprennent les émissions produites lors du gonflement des mousses et leur utilisation comme gaz de couverture au cours de la production de métaux.

Les émissions de HFC provenant d’autres applications comme la réfrigération ou la climatisation, la propulsion d’aérosols, l’extinction des incendies et leur utilisation comme solvants ne sont pas considérées comme des émissions liées à des procédés industriels ou à l’utilisation de produits industriels dans le cadre du PDGES et ne doivent donc pas être déclarées.

4.3.2 Perfluorocarbures

(i) Aperçu

Les PFC sont une famille de gaz industriels qui doivent être déclarés individuellement (voir le Tableau 1). Les émissions de PFC sont relativement faibles, mais ces gaz sont de puissants GES dont le PRP de 100 ans varie entre 6 630 et 11 100 (GIEC, 2013). Comme les PFC ne sont pas des substances appauvrissant la couche d’ozone, ils ne sont pas mentionnés dans le Protocole de Montréal.

(ii) Sources

Les principales sources d’émissions de PFC provenant des procédés industriels et de l’utilisation de produits industriels sont attribuées à deux secteurs : la production d’aluminium et le gonflement des mousses. Les PFC sont un sous-produit de la production de l’aluminium, mais ils sont achetés et utilisés comme agents de gonflement des mousses.

Les émissions de PFC résultant d’autres applications, comme la réfrigération, la climatisation, la fabrication des semi-conducteurs et l’utilisation comme solvants, aérosols ou produits extincteurs d’incendie ne sont pas considérées comme des émissions liées à des procédés industriels ou à l’utilisation de produits industriels dans le cadre du PDGES et ne doivent donc pas être déclarées.

4.3.3 Hexafluorure de soufre

(i) Aperçu

Le SF₆ est un gaz synthétique dont les propriétés chimiques le rendent relativement inerte, ce qui en fait un choix de prédilection pour diverses applications industrielles. C’est un GES particulièrement puissant, dont le PRP de 100 ans est de 23 500 et la durée de vie estimée, de 3 200 ans environ (GIEC, 2013).

(ii) Sources

Les principales sources d’émissions de SF₆ provenant des procédés industriels et de l’utilisation de produits industriels comprennent son utilisation comme gaz de couverture dans la production et la fonte du magnésium, ainsi que pour la fonte de certains produits dans l’industrie de l’aluminium. Son utilisation comme gaz isolant dans le matériel électrique (p. ex. dans les appareils de connexion et les disjoncteurs) est aussi considérée comme une utilisation de produits industriels.

Les émissions de SF₆ issues d’autres applications, comme l’extinction des incendies et la protection contre les explosions, la détection des fuites et diverses applications électroniques, ne sont pas considérées comme des émissions liées à des procédés industriels ou à l’utilisation de produits industriels dans le cadre du PDGES et ne doivent donc pas être déclarées.

Annexe A : références

Environnement et Changement climatique Canada. 2023. Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada, Programme de déclaration des gaz à effet de serre, Environnement et Changement climatique Canada.

Environnement et Changement climatique Canada. 2024. Document d'orientation technique sur l'estimation, la mesure et la surveillance du méthane dans les lieux d'enfouissement. Rapport non publié. Environnement et Changement climatique Canada, Gatineau, Quebec, Canada.

Environnement et Changement climatique Canada. 2024. Rapport d'inventaire national 1990-2022 : sources et puits de gaz à effet de serre au Canada. Environnement Canada, Gatineau, Québec, Canada.

[GIEC] Groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat. 2006. Lignes directrices 2006 du GIEC pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre. Programme relatif aux inventaires nationaux de gaz à effet de serre du Groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat.

[GIEC] Groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat. 2013 : Changements climatiques 2013 : les éléments scientifiques.Contribution du Groupe de travail I au Cinquième rapport d'évaluation du Groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat. Stocker, T.F., D. Qin, G.-K.Plattner, M. Tignor, S.K. Allen, J. Boschung, A. Nauels, Y. Xia, V. Bex et P.M. Midgley (dir.). Cambridge University Press, Cambridge, Royaume-Uni et New York, NY, États-Unis, 1535 p.

[GIEC] Groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat. 2019. 2019 Refinement to the 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories. Programme relatif aux inventaires nationaux des gaz à effet de serre du Groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat. (Disponible en anglais seulement)

Nations Unies. 1992. Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques. Article 2, New York, É.-U.

[CCNUCC] Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques. 2014. FCCC/CP/2013/10/Add3. Rapport de la Conférence des Parties sur sa dix-neuvième session, tenue à Varsovie du 11 au 23 novembre 2013. Décisions adoptées par la Conférence des Parties. Décision 24/CP.19. Révision des directives FCCC pour la notification des inventaires annuels des Parties visées à l'annexe I de la Convention. (Disponible en anglais seulement)

Pour nous joindre

Si vous avez des questions à propos du présent guide technique, jetez un coup d’œil à notre page Web de questions et réponses. Vous y trouverez des renseignements additionnels qui pourraient répondre à vos questions.

Vous pouvez également communiquer directement avec le PDGES pour toute autre question à propos des exigences de déclaration ou pour en savoir davantage sur le PDGES :

Environnement et Changement climatique Canada
Programme de déclaration des gaz à effet de serre
Place Vincent Massey, 7^e étage
351, boulevard Saint-Joseph
Gatineau (Québec) K1A 0H3

Ligne d’assistance sur les GES : 1-819-938-3258
Sans frais : 1-877-877-8375
Courriel : ges-ghg@ec.gc.ca
Site Web : Déclaration des émissions de gaz à effet de serre : installations