Guide de quantification pour le Règlement sur le système de tarification fonde sur le rendement (mise à jour de février 2025)

Définitions

activité industrielle additionnelle : Activité industrielle non prévue à l'annexe 1 qui a été reconnue par le ministre, notamment aux fins de désignation d'une installation à titre d'installation assujettie au titre du paragraphe 172(1) de la Loi, et qui est exercée dans un secteur que le ministre a reconnu comme risquant fortement de voir sa compétitivité affectée par la tarification du carbone et comme étant à risque élevé de fuites de carbone en raison de la tarification du carbone.

activité industrielle visée : À l'égard d'une installation assujettie, toute activité industrielle visée au paragraphe 5(2) du Règlement.

biomasse : Vise les plantes ou matières végétales, les déchets d'origine animale ou leurs produits dérivés, notamment le bois et les produits de bois, le charbon de bois, 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 de cuisson, les gaz de digestion des boues ainsi que les combustibles d'origine animale ou végétale.

capacité totale : À l'égard d'un groupe ou de tout équipement qui produit de l'électricité :

1. Soit la puissance maximale continue (la puissance nette maximale qui peut être maintenue en continu par le groupe ou l'équipement, sans l'utilisation de brûleurs de conduits, à une température de 15 °C et à une pression de 101,325 kPa) la plus récente déclarée à l'autorité provinciale responsable ou à l'exploitant de réseau électrique dans la province où se trouve le groupe ou l'équipement, exprimée en MW d'électricité;
2. soit, en l'absence d'une telle déclaration, la quantité maximale d'électricité, qui est produite de façon continue par le groupe ou l'équipement pendant deux heures au cours d'une année civile, exprimée en MW d'électricité.

combustible gazeux : Combustible fossile qui est à l'état gazeux à une température de 15 °C et à une pression de 101,325 kPa.

combustible liquide : Combustible fossile qui est à l'état liquide à une température de 15 °C et à une pression de 101,325 kPa.

combustible solide : Combustible fossile qui est à l'état solide à une température de 15 °C et à une pression de 101,325 kPa.

énergie thermique : Énergie utile sous forme de vapeur ou d'eau chaude, qui est destinée à être utilisée à des fins industrielles.

gaz naturel : Mélange d'hydrocarbures – tels que le méthane, l'éthane ou le propane – qui est composé d'au moins 70 % de méthane par volume ou a un pouvoir calorifique supérieur d'au moins 35 MJ/m3 normalisés et d'au plus 41 MJ/m3 normalisés, et qui est à l'état gazeux à une température de 15 °C et à une pression de 101,325 kPa. Sont exclus de la présente définition les gaz d'enfouissement, les gaz de digesteur, les gaz de raffineries, les gaz de haut fourneau, les gaz de cokerie, les gaz dérivés du coke de pétrole ou du charbon au moyen de procédés industriels, y compris les gaz de synthèse.

GES : Les gaz à effet de serre prévus à la colonne 1 de l'annexe 3 de la Loi.

groupe : Ensemble qui est constitué de chaudières ou de moteurs à combustion ainsi que de tout autre équipement raccordé à ceux-ci — notamment les brûleurs de conduit ou autres dispositifs de combustion, systèmes de récupération de la chaleur, turbines à vapeur, générateurs et dispositifs de contrôle des émissions — et qui produit de l'électricité et, le cas échéant, de l'énergie thermique à partir de la combustion de combustibles fossiles.

HFC : Les hydrofluorocarbures qui figurent aux articles 6 à 24 de l'annexe 3 de la Loi.

installation de production d'électricité : Installation assujettie dont l'activité industrielle principale est la production d'électricité, qui est utilisée pour produire de l'électricité à partir de combustibles fossiles et qui est constituée d'un groupe ou d'un ensemble de groupes, à l'exclusion d'une installation où est exercée à titre principal une activité autre qu'une activité industrielle.

installation assujettie: Installation assujettie conformément à l'article 8 du Règlement, autre qu'une installation de production d'électricité.

lignes directrices du GIEC : Les Lignes directrices 2006 du groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat (GIEC) pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre, publiées en 2006 par l'Institut des stratégies environnementales mondiales.

Loi : La Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre.

méthode d'ECCC 2024/2025 : Le document intitulé Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada, Programme de déclaration des gaz à effet de serre, dans sa version 7.0, publié par le ministère de l'Environnementen décembre 2023.

méthode de la WCI : Le document intitulé Final Essential Requirements of Mandatory Reporting, publié le 17 décembre 2010 par la Western Climate Initiative.

Méthodes de quantification : Le document intitulé Méthodes de quantification pour le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement, publié en 2023 par le ministère de l'Environnement. 

norme de rendement : Norme de rendement qui est une valeur numérique figurant à la colonne 3 de l'annexe 1 ou calculée conformément à l'article 37 du Règlement.

PFC : Les hydrocarbures perfluorés qui figurent aux articles 25 à 33 de l'annexe 3 de la Loi.

Politique de participation volontaire : Politique concernant la participation volontaire au Système de tarification fondé sur le rendement, publiée par le ministère de l'Environnement en 2024.

PRP ou potentiel de réchauffement planétaire : Le potentiel de réchauffement planétaire indiqué à la colonne 2 de l'annexe 3 de la Loi pour le gaz à effet de serre qui figure à la colonne 1 de cette annexe.

rapport énergie thermique-électricité : À l'égard d'un groupe ou de tout équipement qui produit de l'électricité, le rapport entre la quantité totale d'énergie thermique et la quantité totale d'électricité brute produites par le groupe ou l'équipement pour une année civile, sauf celles produites au moyen de brûleurs de conduits, et exprimées dans les mêmes unités.

Règlement : Le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement.

Règlement sur la production d'électricité à partir du charbon : Le Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone – secteur de l'électricité thermique au charbon.

SMECE : Système de mesure et d'enregistrement en continu des émissions.

type d'émissions visé : Tout type d'émissions énuméré au paragraphe 5(1) du Règlement.

1. Avis de non-responsabilité

En cas de divergence entre ce guide, la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre (la Loi) ou le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement (Règlement), la Loi ainsi que le Règlement l'emportent.

2. Contexte

Le Règlement, de concert avec la Loi, établit le Système de tarification fondé sur le rendement (STFR). L'objectif du STFR est de maintenir une tarification sur la pollution par le carbone qui incite les installations assujetties à forte intensité d'émissions et qui sont exposées aux échanges commerciaux à réduire leurs émissions, tout en maintenant la compétitivité de l'industrie canadienne par rapport à ses pairs internationaux et en prévenant les fuites de carbone.

Les personnes visées par la Loi et le Règlement sont tenues de verser une compensation pour les émissions de GES de l'installation si elles dépassent la limite d'émissions annuelle applicable à l'installation. Des crédits excédentaires échangeables qui peuvent être utilisés aux fins de conformité sont émis aux personnes responsables d'installations qui émettent des GES en quantité inférieure à leur limite. Cela crée une mesure incitative financière continue pour les installations à réduire l'intensité de leurs émissions afin de réduire le montant dû pour la compensation ou d'émettre en deçà de leur limite et d'obtenir des crédits excédentaires.

3. Objet

Le présent document vise à fournir des directives sur les exigences de quantification des GES et de la production, y compris les limites d'émissions et les normes de rendement calculées, pour les installations assujetties en vertu du Règlement. Toutes les références faites dans le présent document se rapportent au Règlement, sauf indication contraire.

4. Définitions clés du Règlement

Pour l'application de la Loi et du Règlement, veuillez-vous référer à l'article 1 du Règlement pour la définition d'une installation.

Conformément au paragraphe 2(1) du Règlement, une installation de production d'électricité désigne une installation assujettie dont l'activité industrielle principale est la production d'électricité, qui est utilisée pour produire de l'électricité à partir de combustibles fossiles et qui est constituée d'un groupe ou d'un ensemble de groupes, à l'exclusion d'une installation assujettie où est exercée une activité principale autre qu'une activité industrielle.

Conformément au paragraphe 5(1) du Règlement, les types d'émissions visées pour lesquels les GES doivent être quantifiés pour une installation assujettie sont les :

• Émissions de combustion stationnaire de combustible Émissions provenant de la combustion, au moyen de dispositifs stationnaires, de combustibles solides, de combustibles liquides, de combustibles gazeux ou de pneus ou bardeaux bitumés, entiers ou partiels, pour produire de la chaleur utile.
• Émissions liées aux procédés industriels Émissions provenant d'un procédé industriel comportant des réactions chimiques ou physiques autres que la combustion et dont le but n'est pas la production de chaleur utile.
• Émissions associées à l'utilisation de produits industriels Émissions provenant de l'utilisation d'un produit dans un procédé industriel qui n'occasionne aucune réaction chimique ou physique du produit lui-même, notamment les émissions provenant de l'utilisation d'hexafluorure de soufre (SF6), de HFC ou de PFC comme gaz de couverture et de l'utilisation de HFC ou de PFC pour le gonflement de la mousse.
• Émissions d'évacuation Émissions contrôlées dues à la conception de l'installation, aux méthodes utilisées pour la fabrication ou le traitement d'une substance ou d'un produit ou à l'utilisation d'une pression supérieure à la capacité de l'équipement de l'installation.
• Émissions de torchage Émissions contrôlées de gaz au cours d'activités industrielles provenant de la combustion d'un flux gazeux ou liquide produit à l'installation à des fins autres que la production de chaleur utile. Sont exclues de la présente définition les émissions provenant du torchage des gaz d'enfouissement.
• Émissions dues aux fuites Émissions incontrôlées. Sont exclues de la présente définition les émissions associées à l'utilisation de produits industriels et les émissions liées aux procédés industriels.
• Émissions liées au transport sur le site Émissions provenant de véhicules, immatriculés ou non, et d'autres engins qui sont utilisés à l'installation pour le transport de substances, de matières, d'équipements ou de produits utilisés dans un procédé de production ou le transport de personnes et qui sont alimentés par du combustible dont la livraison est visée par un certificat d'exemption au titre du sous-alinéa 36(1)b)(v) de la Loi.
• Émissions des déchets Émissions provenant de l'élimination des déchets à l'installation, notamment de l'enfouissement des déchets solides, du traitement biologique ou de l'incinération des déchets et du torchage des gaz d'enfouissement. Sont exclues de la présente définition les émissions provenant de la combustion de pneus ou bardeaux bitumés, entiers ou partiels, pour produire de la chaleur utile ainsi que les émissions liées au transport sur le site.
• Émissions des eaux usées Émissions provenant des eaux usées industrielles et du traitement des eaux usées industrielles à l'installation.

Le paragraphe 5(2) du Règlement prévoit les « activités industrielles visées » qui sont les activités industrielles pour lesquelles le Règlement établit des normes de rendement. Les activités industrielles visées en vertu du STFR sont les activités industrielles prévues à la colonne 1 de l'annexe 1 et les activités industrielles additionnelles exercées à l'installation assujettie.

Pour la période de conformité 2024, les activités industrielles additionnelles sont les activités industrielles reconnues par le ministre aux fins de la désignation de l'installation à titre d'installation assujettie en vertu du paragraphe 172(1) de la Loi. Ces activités industrielles étaient précisées dans l'avis fourni par le ministre qui accompagnait le certificat d'installation assujettie.

5. Quantification des GES

La quantité de GES émise par une installation doit être déterminée conformément à l'article 35. La quantification de ces GES est prévue aux articles 16 à 25. La quantification des GES comprend également des exigences de quantification particulières prévues aux paragraphes 17(5) et 20(6) ainsi qu'aux articles 22 et 23, et des dispositions relatives à la demande d'un permis autorisant l'utilisation d'une méthode alternative de quantification prévues aux articles 26 à 30. Cette section fournit également quelques exemples de calculs pour clarifier certaines dispositions du Règlement.

5.1 Quantification des GES pour les installations assujetties

La quantité totale de GES provenant de l'ensemble des activités d'une installation, y compris la production additionnelle d'électricité, doit être déterminée pour une installation assujettie. Veuillez consulter la section 5.2 du présent document pour quantifier les GES provenant d'une installation de production d'électricité, dont l'activité industrielle principale est la production d'électricité. De plus, les exigences en matière d'échantillonnage, d'analyse et de mesure, doivent être respectées conformément aux articles 17, 18, 22, 23, et 25. Pour les exigences de quantification particulières prévues au paragraphe 17(5) et aux articles 22 à 23, et 25, veuillez consulter la section 5.3 du présent document. du présent document.

La quantité totale de GES doit être calculée conformément au paragraphe 17(1), soit la quantité utilisée pour la variable A dans l'équation de l'article 35, pour déterminer la quantité de GES. La quantité totale de GES doit être calculée pour chaque type d'émissions visé (veuillez consulter les définitions clés du Règlement) et chaque GES applicable.

Une quantité d'un GES, exprimée en tonnes, est convertie en tonnes d'équivalent de dioxyde de carbone (tonnes de CO₂e) en multipliant cette quantité par le PRP indiqué pour le GES à la colonne 2 de l'annexe 3 de la Loi. Depuis le 1er janvier 2023, les PRP de l'annexe 3 de la Loi ont été mis à jour pour refléter l'horizon temporel de 100 ans établis dans le cinquième rapport d'évaluation du GIEC publié en 2013.

Une installation assujettie qui produit également de l'électricité doit quantifier les GES provenant de la production additionnelle d'électricité en utilisant les méthodes applicables aux activités industrielles exercées à l'installation, conformément à l'article 18. Par exemple, si une installation où est exercée la production de chaux produit également de l'électricité, la quantité de GES provenant de la production d'électricité est calculée conformément aux méthodes applicables à la production de chaux.

Pour les activités industrielles visées prévues à l'annexe 1, les GES provenant des types d'émissions visés prévus au paragraphe 5(1) du Règlement doivent être quantifiés, comme il est décrit ci-dessous et illustré à la figure 1 :

La section 4 des Méthodes de quantification contient les méthodes de quantification figure

1. Les GES prévus à la colonne 2 du tableau de la partie de l'annexe 3 provenant des types d'émissions visés prévus à la colonne 1 de l'annexe 3 doivent être quantifiés comme suit :
   1. Quantifier les GES conformément aux méthodes indiquées dans la colonne 3 du tableau de la partie applicable de la section 4 des Méthodes de quantification conformément à la section 2 des Méthodes de quantification;
   2. Suivre les exigences d'échantillonnage, d'analyse et de mesure indiquées à la colonne 4 du tableau de la partie applicable de la section 4 des Méthodes de quantification conformément à la section 2 des Méthodes de quantification;
   3. Dans les cas où des données sont manquantes, les données de remplacement doivent être quantifiées conformément aux méthodes prévues à la colonne 5 du tableau de la partie applicable de la section 4 des Méthodes de quantification, conformément à la section 2 des Méthodes de quantification.
2. S'il n'y a pas de méthode de quantification prévue pour un GES ou un type d'émissions visé dans la partie applicable de la section 4 des Méthodes de quantification, alors :
   1. Les GES doivent être quantifiés conformément à la méthode applicable de la méthode d'ECCC 2024/2025 ou de la méthode de la WCI (s'il n'y a pas de méthode disponible dans la méthode d'ECCC 2024/2025). Toutefois, s'il n'y a pas de méthodes de quantification applicables dans la méthode d'ECCC 2024/2025 ou la méthode de la WCI, les lignes directrices du GIEC peuvent être utilisées conformément à la section 2 des Méthodes de quantification;
   2. Les exigences en matière d'échantillonnage, d'analyse et de mesure prévues dans ces méthodes ou les lignes directrices doivent être respectées conformément à la section 2 des Méthodes de quantification ;

•  Dans les cas où des données sont manquantes, les données de remplacement doivent aussi être quantifiées comme indiqué à ces méthodes ou lignes directrices conformément à la section 2 des Méthodes de quantification.

5.1.1 Instrument de mesure et estimations techniques

Conformément à l'article 22.1, sauf indication contraire dans les Méthodes de quantification, tout appareil de mesure utilisé pour déterminer une quantité pour l'application du Règlement doit être maintenu à une exactitude de ± 5 % et doit également être mis en place, utilisé, entretenu et étalonné conformément aux indications du fabricant ou, si celles-ci ne sont pas disponibles, à toute norme applicable généralement reconnue par l'industrie à l'échelle nationale ou internationale. Les instruments de mesure utilisés pour déterminer une quantité d'électricité dans des installations assujetties doivent également satisfaire aux exigences de l'article 22.1.

Pour les activités industrielles qui ne sont pas prévues à l'annexe 1, définies à titre d'activités industrielles additionnelles, les GES provenant des types d'émissions visés doivent être quantifiés comme décrit ci-dessous et illustré à la figure 2 :

1. Les méthodes applicables de la méthode d'ECCC 2024/2025 ou de la méthode de la WCI (s'il n'y a pas de méthode disponible dans la méthode d'ECCC 2024/2025) peuvent être utilisées pour quantifier les GES provenant de ces activités industrielles. Toutefois, s'il n'y a pas de méthode de quantification applicable, les lignes directrices du GIEC peuvent être utilisées conformément à la section 2 des Méthodes de quantification;
2. Les exigences en matière d'échantillonnage, d'analyse et de mesure prévues dans ces méthodes ou les lignes directrices doivent être respectées conformément à la section 2 des Méthodes de quantification;
3. Dans les cas où des données sont manquantes, les données de remplacement doivent être quantifiées conformément à ces méthodes ou lignes directrices conformément à la section 2 des Méthodes de quantification.

Autres considérations :

Les émissions ne doivent pas être incluses deux fois dans le calcul des émissions de GES d'une installation. Si les méthodes de quantification qui s'appliquent à une activité industrielle ou à une installation donnent lieu au calcul des mêmes émissions pour deux types d'émissions visés, les émissions ne doivent pas être incluses deux fois. Par exemple, si les méthodes de quantification d'une installation dont les émissions liées aux procédés industriels sont évacuées entraînent le calcul de ces émissions à deux reprises — une fois comme émissions liées aux procédés industriels et une fois comme émissions d'évacuation, la quantité d'émissions ne doit être incluse qu'une fois.

Les émissions liées au transport sur le site sont définies au paragraphe 2(1) du Règlement. Ces émissions comprennent celles des combustibles livrés auxquels s'applique un certificat d'exemption au titre du sous-alinéa 36(1)b)(v) de la Loi. Les combustibles pour lesquels la redevance sur les combustibles a été payée et qui ont été utilisés pour le transport sur le site ne sont pas inclus dans les émissions liées au transport sur le site de l'installation.

5.2 Quantification des GES pour les installations de production d'électricité

Une installation de production d'électricité doit calculer la quantité totale des GES attribuables à chaque groupe dont est constituée l'installation et se conformer aux exigences en matière d'échantillonnage, d'analyse, de mesure et de données de remplacement, conformément aux articles 20 à 23, et 25.

La quantité totale de GES doit être calculée conformément au paragraphe 20(1), soit la quantité utilisée pour la variable A dans l'équation de l'article 35, pour déterminer la quantité totale des GES attribuables à chacun des groupes dont est constituée l'installation. La quantité totale de GES doit être calculée pour chaque type d'émissions visé (consulter les définitions clés du Règlement) et les GES applicables.

Une quantité d'un GES, exprimée en tonnes, est convertie en tonnes de CO₂e en multipliant cette quantité par le PRP indiqué pour le GES dans la colonne 2 de l'annexe 3 de la Loi. Depuis le 1er janvier 2023, les PRP de l'annexe 3 ont été mis à jour pour refléter l'horizon temporel de 100 ans établi dans le cinquième rapport d'évaluation du GIEC publié en 2013.

Pour les types d'émissions visés, les GES doivent être quantifiés comme indiqué ci-dessous et illustrés à la figure 3 :

1. Les méthodes de quantification sont indiquées à la colonne 3 du tableau de la partie 38 de la section 4 des Méthodes de quantification.
   1. Les exigences en matière d'échantillonnage, d'analyse et de mesure sont indiquées à la colonne 4 du tableau de la partie 38 de la section 4 des Méthodes de quantification.
   2. Dans les cas où des données sont manquantes, les données de remplacement doivent être calculées selon les méthodes prescrites à la colonne 5 du tableau de la partie 38 de la section 4 des Méthodes de quantification.
2. S'il n'y a pas de méthode prévue pour un GES provenant d'un type d'émission visé à la partie 38 de la section 4 des Méthodes de quantification, la méthode d'ECCC 2024/2025 ou la méthode de WCI (s'il n'y a pas de méthode disponible dans la méthode d'ECCC 2024/2025) peut être utilisée. Cependant, s'il n'y a pas de méthode applicable dans la méthode d'ECCC 2024/2025 ou la méthode WCI, les lignes directrices du GIEC doivent être utilisées.
   1. Les exigences en matière d'échantillonnage, d'analyse et de mesure prévues dans ces méthodes ou lignes directrices doivent être respectées.
   2. Dans les cas où des données sont manquantes, les données de remplacement doivent être calculées conformément à ces méthodes ou lignes directrices.

Pour connaître les exigences de quantification particulières prévues au paragraphe 20(6) et aux articles 22, 23, et 25, veuillez consulter la section 5.3 du présent document.

5.2.1 Répartition des GES

Pour une installation de production d’électricité, lorsque les GES autres que les GES provenant des émissions de combustion stationnaire de combustible ne peuvent être quantifiés qu’au niveau de l’installation, ces GES doivent être répartis entre les groupes de l’installation conformément au paragraphe 20(3). Ces GES doivent être répartis en fonction du rapport de la production totale d’électricité de chaque groupe par rapport à la production totale d’électricité de l’installation. Voir l’exemple ci-dessous sur la façon de répartir les GES.

5.3 Règles particulières

Certaines dispositions dans le Règlement n'exigent pas la quantification de certains GES ou l'inclusion de certains GES dans la quantité totale de GES de l'installation. Ces exclusions sont énumérées ci-dessous. Ces dispositions s'appliquent aux installations assujetties et aux installations de production d'électricité :

1. Conformément au paragraphe 22(1), la quantité de CO₂ provenant de la biomasse ne doit pas être quantifiée et n'est pas incluse dans la quantité de CO₂ lors du calcul de la quantité totale de GES de l'installation conformément aux paragraphes 17(2) à (4) ou aux paragraphes 20(2) à (5). Toutefois, si un SMECE est utilisé pour mesurer la quantité de CO₂ à l'installation, le CO₂ provenant de la biomasse doit être quantifié et déduit de la quantité de CO₂ mesurée par le SMECE. La quantité de CO₂ provenant de la biomasse n'est pas incluse dans le rapport annuel de l'installation.
2. Conformément aux paragraphes 17(5) et 20(6), les quantités de CH₄ et de N₂O provenant de dispositifs stationnaires qui brûlent de la biomasse pour produire de la chaleur utile doivent être quantifiées, mais sont soustraites des quantités de GES provenant des émissions de combustion stationnaire de combustibles calculées aux paragraphes 17(2) à (4) ou aux paragraphes 20(2) à (5). Ces quantités de CH₄ et de N₂O doivent être déclarées séparément dans le cadre du rapport annuel de l'installation (article 4 de l'annexe 2).
3. Conformément au paragraphe 22(2), la quantification du CH₄ provenant des émissions d'évacuation et des émissions dues aux fuites n'est pas exigée et ces émissions ne sont pas incluses dans la quantité de CH₄ calculée conformément aux paragraphes 17(2) à (4) pour les installations où sont exercées les activités industrielles suivantes :
   1. la production de bitume et d'autre pétrole brut (article 1 de l'annexe 1) ;
   2. la valorisation du bitume ou de pétrole lourd (article 2 de l'annexe 1) ;
   3. le traitement de gaz naturel (article 4 de l'annexe 1) ; et
   4. le transport de gaz naturel traité (article 5 de l'annexe 1).
4. Conformément à l'article 23, la disposition « quantités minimes » permet à une installation de ne pas inclure un GES pour un type d'émission visé si celui-ci n'excède pas 0,5 % de la quantité totale de GES de l'installation, lorsqu'exprimé en tonnes de CO₂e. De plus, la somme des quantités de GES à exclure ne doit pas dépasser 0,5 % de la quantité totale de GES de l'installation. Si ces paramètres sont respectés, l'installation n'a pas à inclure ces GES en vertu des paragraphes 17(2) à (4) ou 20(2) à (5). Les dispositions des quantités minimes provenant de références externes (p. ex., la méthode d'ECCC 2024/2025) ne s'appliquent pas. Reportez-vous à l'exemple ci-dessous pour savoir comment calculer les quantités minimes.

5.4 Captage et stockage du carbone

Conformément au paragraphe 35(1), la quantité de CO₂ qui est incluse dans la description de la variable A et qui a été stockée de façon permanente dans un projet de stockage admissible (variable B) est déduite uniquement de la quantité totale de GES provenant de l'installation assujettie (variable A). Par exemple, la quantité de CO₂ provenant de la biomasse qui est stockée n'est pas déduite, puisque le CO₂ provenant de la biomasse n'est pas inclus dans la quantité totale de GES. Les projets de stockage admissibles sont prévus au paragraphe 35(2). Toute quantité de CO₂ provenant de l'installation assujettie qui a été captée, mais qui n'a pas été stockée de façon permanente dans le cadre d'un projet de stockage qui respecte les critères prévus au paragraphe 35(2) est réputée avoir été émise par l'installation assujettie et est incluse dans la quantité de GES dans la description de A au paragraphe 35(1). Pour plus de certitude, toute quantité de CO₂ ne peut être déduite que si elle n'était pas déjà incluse dans la quantité totale de GES provenant de l'installation selon la description sous l'élément A prévue au paragraphe 35(1). La quantité de CO₂, exprimée en tonnes de CO₂e, qui est captée à l'installation et ensuite stockée, doit être déterminée selon la section 1 de la méthode d'ECCC 2024/2025.

5.4.1 Système de mesure et d'enregistrement en continu des émissions

Conformément à l'article 25, tout SMECE utilisé par l'installation doit être conforme aux Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance continue des émissions gazeuses des centrales thermiques et d'autres sources publiées par le ministre de l'Environnement en mai 2023. Si un SMECE est utilisé pour mesurer le CO₂ à l'installation, la quantité de CO₂ provenant de la biomasse devra être déterminée et déduite de la quantité totale d'émissions de CO₂ mesurées par le SMECE.

5.5 Émissions des eaux usées

Conformément aux paragraphes 5(1) et 17(2), les émissions de CO₂, de CH₄ et de N₂O des eaux usées industrielles peuvent être déterminées au moyen d'une mesure directe (veuillez consulter l'exigence relative à l'échantillonnage à la section 11.N.7 de la méthode d'ECCC 2024/2025) ou des méthodes de calcul présentées aux alinéas (1), (2) et (3) de la méthode d'ECCC 2024/2025, comme indiqué dans le graphique ci-dessous.

5.6 Émissions de torchage

Conformément aux paragraphes 5(1) et 17(2), les émissions de CO₂, de CH₄ et de N₂O résultant de la combustion par les veilleuses de torches et d'hydrocarbures acheminés vers les torches afin d'y être détruites doivent être calculées à l'aide de la méthode d'ECCC 2024/2025 comme indiqué dans la figure ci-dessous.

6. Quantification de la production et de l'énergie thermique

Cette section fournit des lignes directrices sur la quantification de la production et de l'énergie thermique, y compris un organigramme sur la quantification de la production pour toutes les installations assujetties.

6.1 Quantification de la production pour les activités industrielles visées

Conformément au paragraphe 31(1), la production doit être quantifiée pour toutes les activités industrielles visées exercées à l'installation, car elle est nécessaire pour calculer la limite d'émissions. L'unité de mesure qui doit être utilisée pour la quantification de la production d'une activité industrielle est identifiée comme suit :

1. Si l'activité industrielle visée est prévue à l'annexe 1 :
   • l'unité de mesure applicable est indiquée à la colonne 2 de l'annexe 1;
   • des exigences supplémentaires peuvent être prévues dans la partie applicable de l'annexe 3;
2. Dans le cas où la production provient d'une activité industrielle additionnelle :
   • l'unité de mesure est précisée par le ministre pour cette activité. Pour 2024, l'unité de mesure précisée par le ministre est l'unité de mesure fournie dans la demande de désignation de l'installation faite en vertu du paragraphe 172(1) de la Loi.

Une installation assujettie qui produit de l'électricité doit quantifier sa production totale d'électricité conformément aux articles 3 et 4 de la partie 38 de l'annexe 3. Toutefois, l'installation peut choisir l'une des options suivantes :

1. Quantifier la production d'électricité en totalité;
2. Quantifier la production d'électricité en partie;
3. Ne pas quantifier la production d'électricité.

Conformément à l'article 15 de l'annexe 2 (rapport annuel), une liste des équipements à partir desquels l'électricité a été produite, mais non quantifiée est requise.

De plus, la valeur de production annuelle qui est incluse dans le rapport annuel ne doit pas être arrondie à trois chiffres significatifs.

6.1.1 Instrument de mesure et estimations techniques

Les instruments de mesure utilisés pour quantifier la production d'une installation assujettie doivent être conformes aux exigences associées à l'instrument de mesure. Conformément au paragraphe 31(2), tout instrument de mesure utilisé pour mesurer la production doit maintenir en tout temps une exactitude de ± 5 % et doit également être mis en place, utilisé, entretenu et étalonné conformément aux indications du fabricant, ou, si celles-ci ne sont pas disponibles, à toute norme applicable généralement reconnue par l'industrie à l'échelle nationale ou internationale. Les instruments de mesure utilisés pour mesurer la production d'électricité dans les installations assujetties doivent également être conformes aux exigences du paragraphe 31(2).

Lorsqu'une installation assujettie n'est pas en mesure de mesurer directement sa production à l'aide d'un instrument de mesure, l'installation peut quantifier sa production à l'aide d'estimations techniques ou de bilans massiques, conformément au paragraphe 31(3).

6.2 Quantification de la production des installations de production d'électricité

Conformément au paragraphe 32(1), une installation de production d'électricité doit déterminer la quantité brute d'électricité produite par chacun des groupes dont est constituée l'installation en fonction du type de combustible fossile brûlé :

1. Si l'installation utilise un combustible fossile (p. ex. : gaz naturel) :
   1. La quantité brute d'électricité produite est déterminée conformément au paragraphe 1(1) de la partie 38 de l'annexe 3;
   2. Si l'installation comporte un groupe moteur à combustion et un groupe chaudière qui partagent la même turbine à vapeur, la quantité brute d'électricité produite pour chaque groupe est déterminée de la façon décrite à l'article 2 de la partie 38 de l'annexe 3.
2. Si l'installation utilise un mélange de combustibles fossiles ou un mélange de biomasse et de combustibles fossiles :
   1. La quantité brute d'électricité produite par chaque type de combustible est déterminée conformément aux paragraphes 1(2) et (3) de la partie 38 de l'annexe 3.
   2. Si l'installation comporte un groupe moteur à combustion et un groupe chaudière qui partagent la même turbine à vapeur, la quantité brute d'électricité produite pour chaque groupe est déterminée de la façon décrite à l'article 2 de la partie 38 de l'annexe 3.

Il est à noter que la personne responsable peut choisir de ne pas quantifier une partie ou la totalité de la quantité d'électricité produite par un groupe ou un ensemble de groupes, conformément au paragraphe 32(2). Conformément à l'article 15 de l'annexe 2 (rapport annuel), une liste des groupes à partir desquels l'électricité a été produite, mais dont la quantité produite n'a pas été déterminée est requise.

De plus, la valeur de production annuelle qui est incluse dans le rapport annuel ne doit pas être arrondie à trois chiffres significatifs.

6.3 Quantification de l'énergie thermique

Les transferts d'énergie thermique entre installations assujetties doivent être quantifiés et inclus dans le rapport annuel, y compris le coefficient de chaleur provenant de la combustion de combustibles fossiles associée à ces transferts d'énergie thermique. Comme l'indique le paragraphe 34(1), le coefficient de chaleur provenant de la combustion de combustibles fossiles au cours d'une période de conformité est :

1. Soit égal à 1, si l'énergie thermique est produite par la combustion de combustibles fossiles seulement ;
2. Soit déterminé par la formule suivante, si l'énergie thermique est produite à partir de la combustion de combustibles fossiles et de biomasse.
   • Reportez-vous à l'exemple 5 sur la façon de calculer le coefficient de chaleur provenant de la combustion de combustibles fossiles et de la biomasse.

HF/(HF+B)

Où :

HF est déterminé par la formule

QF_i est la quantité de combustible fossile de type « i » brûlée à l'installation durant la période de conformité pour produire de l'énergie thermique, déterminée conformément au paragraphe 4(2) de la partie 38 de l'annexe 3 pour les installations assujetties ou au paragraphe 1(3) de la partie 38 de l'annexe 3 pour les installations de production d'électricité,

HHV_i est la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible fossile de type « i » brûlé à l'installation durant la période de conformité pour produire de l'énergie thermique, déterminée conformément aux sections 2.D.1 et 2.D.3 de la méthode d'ECCC 2024/2025 pour les installations assujetties,

i est le i-ème type de combustible fossile « i » brûlé à l'installation durant la période de conformité, « i » allant de 1 à n, où n est le nombre de types de combustibles fossiles brûlés,

B est déterminé par la formule

QBB_k est la quantité de combustible de biomasse de type « k » brûlée à l'installation durant la période de conformité pour produire de l'énergie thermique, déterminée conformément au paragraphe 4(2) de la partie 38 de l'annexe 3 et à la disposition WCI.214 de la méthode de la WCI pour les installations assujetties ou au paragraphe 1(3) de la partie 38 de l'annexe 3 pour les installations de production d'électricité,

HHV_k est la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible de biomasse de type « k » brûlé à l'installation durant la période de conformité pour produire de l'énergie thermique déterminée conformément aux sections 2.D.1 et 2.D.3 de la méthode d'ECCC 2024/2025 et à la disposition WCI.214 de la méthode de la WCI pour les installations assujetties, et

k est le k^e type de combustible de biomasse « k » brûlé à l'installation durant la période de conformité, « k » allant de 1 à m, où m est le nombre de types de combustibles de biomasse brûlés.

7. Détermination de la limite d'émissions de l'installation

Les sections suivantes fournissent des directives sur la détermination de la limite d'émissions de l'installation, y compris les exigences pour la nouvelle production d'électricité à partir de combustibles gazeux et le calcul des normes de rendement, ainsi qu'un organigramme sur ces exigences pour les installations assujetties et les installations de production d'électricité.

7.1 Limite d'émissions pour les installations assujetties

7.1.1 Règle générale

Une installation assujettie, autre qu'une installation de production d'électricité, doit déterminer sa limite d'émissions au moyen de la formule prévue à l'article 36. La limite d'émissions est basée sur la somme de la production de toutes les activités industrielles visées, calculée conformément à l'article 31, multipliée par la norme de rendement applicable, qui diminuera en fonction du taux de resserrement annuel applicable. Les normes de rendement sont prévues à la colonne 3 de l'annexe 1. Certaines normes de rendement sont des valeurs numériques alors que d'autres doivent être calculées conformément à l'article 37. Des exigences particulières prévues à l'article 16 et aux paragraphes 36(2) à 36(4) peuvent s'appliquer à certaines activités industrielles visées et sont expliquées dans les parties du document portant sur les secteurs (veuillez consulter la section 9 du présent document).

Veuillez consulter ci-dessous les détails de la formule pour le calcul de la limite d'émissions prévue au paragraphe 36(1).

Où :

A_i est la production de chaque activité ou sous-activité industrielle visée « i » quantifiée selon l'article 31,

B_i est la valeur des normes de rendement:

1. Colonne 3 de l'annexe 1
2. Calculée conformément à l'article 37, tel qu'indiqué à la colonne 3 de l'annexe 1
3. Calculée conformément à l'article 37 pour les activités industrielles additionnelles,

C est le taux de resserrement applicable à l'activité industrielle « i » soit:

1. 0 % pour l'activité industrielle visée prévue à l'article 38, colonne 1, de l'annexe 1 
2. 1 % pour les activités industrielles visée prévue à l'alinéa 3c) ou aux articles 7, 8, 13, 17, 19, 20, 34, 40, 41, et 43 colonne 1, de l'annexe 1
3. 2 % pour toutes les autres activités industrielles visées, et

D est l'année civile qui correspond à la période de conformité.

7.1.2 Nouvelle production d'électricité

Comme prévu à l'article 36.1, la norme de rendement décroissante prévue au paragraphe 36.1(2) s'applique lors du calcul de la limite d'émissions d'une installation assujettie qui commence à produire de l'électricité au moyen de combustibles gazeux le 1er janvier 2021 ou après cette date et qui répond aux critères ci-dessous :

1. l'équipement utilisé pour produire la nouvelle électricité à partir de combustibles gazeux a une capacité égale ou supérieure à 50 MW ; et
2. l'équipement est conçu pour fonctionner à un rapport énergie thermique-électricité inférieur à 0,9.

Veuillez consulter ci-dessous les détails de la formule pour le calcul de la limite d'émissions prévue au paragraphe 36(1).

Où :

A_i est la production de chaque activité ou sous-activité industrielle visée « i » quantifiée selon l'article 31,

B_i est la valeur des normes de rendement:

1. Colonne 3 de l'annexe 1, sauf pour l'alinéa 38c)
2. L'alinéa 38c) de la colonne 3 de l'annexe 1 est remplacé par la valeur indiquée au paragraphe 36.1(2) *
3. Calculée conformément à l'article 37, tel qu'indiqué dans la colonne 3 de l'annexe 1
4. Calculée conformément à l'article 37 pour les activités industrielles additionnelles,

C est le taux de resserrement applicable à l'activité industrielle « i » soit:

1. 0 % pour l'activité industrielle visée prévue à l'article 38, colonne 1, de l'annexe 1 
2. 1 % pour les activités industrielles visée prévue à l'alinéa 3c) ou aux articles 7, 8, 13, 17, 19, 20 ou 34, colonne 1, de l'annexe 1
3. 2 % pour toutes les autres activités industrielles visées, et

D est l'année civile qui correspond à la période de conformité.

*La norme de rendement décroissante ne s'applique pas à une installation où est exercée l'activité industrielle visée prévue à la colonne 1 de l'article 20 de l'annexe 1.

7.1.3 Augmentation de la capacité de production d'électricité

Pour une installation assujettie qui, le 1er janvier 2021 ou après, augmente sa capacité de production d'électricité à partir de la combustion de combustibles gazeux d'au moins 50 MW au moyen d'un équipement dont le rapport énergie thermique-électricité est inférieur à 0,9, la formule et les valeurs décroissantes de la norme de rendement prévues aux paragraphes 36.1(2) et 36.2(2) doivent être utilisées pour calculer la limite d'émissions. Il est à noter que pour une installation assujettie, l'augmentation de la capacité s'applique au niveau de l'installation et non au niveau du groupe. Veuillez consulter l'exemple ci-dessous pour savoir comment calculer la limite d'émissions conformément à l'article 36.2 pour les installations assujetties.

Comme prévu au paragraphe 36.2(3), la norme de rendement décroissante s'applique uniquement à la partie de la production d'électricité qui est attribuée à la capacité supplémentaire totale ajoutée depuis le 31 décembre 2020. La norme de rendement prévue à la colonne 3 de l'alinéa 38c) de l'annexe 1 (c.-à-d. 370 tonnes de CO₂e / gigawattheure) continue de s'appliquer à la partie de la production d'électricité qui est attribuée à la capacité existante au 31 décembre 2020. Par conséquent, la production d'électricité provenant de l'équipement, dont la capacité de production d'électricité a augmenté et qui répond aux critères du paragraphe 36.2(1), doit être répartie à l'aide d'estimations techniques, comme prévu au paragraphe 36.2(3). Il s'agit de la quantité brute d'électricité produite par l'équipement qui est référée dans la description des éléments E et F de la formule prévue au paragraphe 36.2(2). Il convient de noter que la production d'électricité est soumise à un taux de resserrement de 0 % et que les autres activités seront soumises au taux de resserrement applicable, comme prévu au paragraphe 36.2(2).

Conformément au paragraphe 36.2(4), toute augmentation de la capacité de production d'électricité à l'installation est cumulative. Par conséquent, dans le cas d'une installation qui augmente sa capacité au fil du temps, la valeur décroissante de la norme de rendement ne s'appliquera que lorsque l'installation aura atteint une capacité accrue de 50 MW par rapport à sa capacité au 31 décembre 2020. Il est à noter que la norme de rendement décroissante ne s'applique que si l'équipement issu de la capacité accrue a également un rapport énergie thermique-électricité inférieur à 0,9.

Lorsque la norme de rendement décroissante prévue au paragraphe 36.1(2) s'applique à une installation assujettie pour une période de conformité donnée, elle continuera de s'appliquer pour toutes les périodes de conformité subséquentes, même si :

1. l'installation ne produit plus d'électricité à partir de combustibles gazeux ou le rapport énergie thermique-électricité de l'équipement en cause change pour devenir égal ou supérieur à 0,9 conformément à l'article 36.1 ; ou
2. l'équipement visé à l'article 36.2 ne produit plus d'électricité à partir de combustibles gazeux ou son rapport énergie thermique-électricité change pour devenir égal ou supérieur à 0,9.

Voir ci-dessous les détails de la formule pour le calcul de la limite d'émissions au paragraphe 36.2(2). Les variables C et D sont les mêmes que dans les équations de limite d'émissions ci-dessus.

Où :

A_i est la production de chaque activité ou sous-activité industrielle visée « i »¹ quantifiée selon l'article 31,

B_i est la valeur des normes de rendement:

1. Colonne 3 de l'annexe 1
2. Calculée conformément à l'article 37, tel qu'indiqué à la colonne 3 de l'annexe 1
3. Calculée conformément à l'article 37 pour les activités industrielles additionnelles,

C est le taux de resserrement applicable à l'activité industrielle « i » soit:

1. 0 % pour l'activité industrielle visée prévue à l'article 38, colonne 1, de l'annexe 1 
2. 1 % pour les activités industrielles visée prévue à l'alinéa 3c) ou aux articles 7, 8, 13, 17, 19, 20 ou 34, colonne 1, de l'annexe 1
3. 2 % pour toutes les autres activités industrielles visées,

D est l'année civile qui correspond à la période de conformité,

E est la production d'électricité à partir de l'équipement neufs répondant aux critères² quantifié selon l'article 31,

F est la valeur décroissante de la norme de rendement au paragraphe 36.1(2),

G est la production d'électricité à partir d'équipements de capacité augmenté et répondant aux critères³ quantifiée conformément à l'article 31 et au paragraphe 36.2(3)⁴,

H est la production d'électricité à partir des équipements d'origine quantifiée conformément à l'article 31 et au paragraphe 36.2(3)⁴

I est la valeur de la norme de rendement au paragraphe 38(c), colonne 3 de l'annexe 1.

¹Si l'installation produit de l'électricité à partir de combustibles gazeux (alinéa 38c) de l'annexe 1), alors la production des équipements décrits aux éléments E, G et H n'est pas incluse. La production d'électricité à partir de combustibles solides ou liquides est représentée à l'élément A.

²L'équipement qui a commencé à produire de l'électricité à partir de combustibles gazeux le 1er janvier 2021 ou après cette date est conçu pour fonctionner à un rapport énergie thermique-électricité inférieur à 0,9.

³L'équipement à capacité de production d'électricité accrue dont le rapport énergie thermique-électricité est inférieur à 0,9.

⁴La quantité brute d'électricité produite par l'équipement visé à la description des éléments G et H doit être répartie selon les estimations techniques prévues au paragraphe 36.2(3).

7.2 Limite d'émissions pour les installations de production d'électricité

7.2.1 Règle générale

Une installation de production d'électricité doit déterminer sa limite d'émissions au moyen de la formule prévue à l'article 41. La limite d'émissions d'une installation de production d'électricité est basée sur la somme de la somme, pour chacun des groupes, des produits de la multiplication de la quantité d'électricité produite, calculée conformément à l'article 32, par la norme de rendement applicable aux types de combustible utilisés par le groupe. Veuillez noter qu'aucun taux de resserrement ne s'applique aux installations de production d'électricité. Toutefois, conformément au paragraphe 41(2), si un groupe est enregistré en vertu du Règlement sur la production d'électricité à partir du charbon et qu'il a utilisé du combustible solide en 2018, la norme de rendement pour le combustible solide doit être utilisée, quel que soit le type de combustible fossile réellement utilisé. Cela comprend les chaudières modifiées qui brûlent deux combustibles comme le charbon et le gaz naturel ou les chaudières entièrement converties pour brûler seulement du gaz naturel.

Veuillez consulter ci-dessous les détails de la formule pour le calcul de la limite d'émissions prévue au paragraphe 41(1).

Où :

A_j est la production d'électricité à partir de chaque groupe « i » quantifiée conformément à l'article 32, et

B_j est la valeur de la norme de rendement prévue aux alinéas 38a) à c), colonne 3 de l'annexe 1 pour ce groupe « i ».

7.2.2 Nouvelle production d'électricité

La limite d'émissions doit être calculée au moyen de la formule prévue au paragraphe 41.1(2) pour une nouvelle installation de production d'électricité qui commence à produire de l'électricité à compter du 1er janvier 2021 et qui répond également aux autres critères prévus au paragraphe 41.1(1), également énumérés ci-dessous :

1. L'installation de production d'électricité est constituée d'au moins un groupe qui produit de l'électricité à l'aide de combustibles gazeux ;
2. Le groupe a une capacité supérieure ou égale à 50 MW et est conçu pour fonctionner à un rapport thermique-électricité inférieur à 0,9.

Si les critères ci-dessus sont respectés, la limite d'émissions pour l'installation est calculée au moyen de la formule prévue au paragraphe 41.1(2) et non de celle prévue à l'article 41. La norme de rendement (c.-à-d. la norme de rendement décroissante) indiquée dans la description de la variable D au paragraphe 41.1(2) s'appliquerait au lieu de la norme de rendement prévue à l'alinéa 38c) de la colonne 1 de l'annexe 1 (c.-à-d. 370 tonnes de CO₂e/gigawattheure).

Voir ci-dessous les détails de la formule pour le calcul de la limite d'émissions prévue au paragraphe 41.1(2).

Où :

A_j est la production d'électricité à partir de chaque groupe « i » quantifiée conformément à l'article 32,

B_j est la valeur de la norme de rendement prévue aux alinéas 38a) et b), colonne 3 de l'annexe 1 de ce groupe « i »,

C est la production d'électricité à partir de chaque groupe « k » qui répond aux critères¹ quantifiée conformément à l'article 32,

D est les valeurs décroissantes de la norme de rendement prévues au paragraphe 41.1(2),

E est la production d'électricité de chaque groupe « l » qui répond aux critères¹ quantifiée conformément l'article 32, et

F est la valeur de la norme de rendement prévue à la colonne 3 de l'alinéa 38c) de l'annexe 1.

¹Le groupe produit de l'électricité à partir de combustibles gazeux, a une capacité de production d'électricité égale ou supérieure à 50 MW et est conçu pour fonctionner à un rapport énergie thermique-électricité inférieur à 0,9 le ou après le 1er janvier 2021.

7.2.3 Augmentation de la capacité de production d'électricité

Dans le cas d'une installation de production d'électricité, qui, le 1er janvier 2021 ou après cette date, a augmenté sa capacité de production d'électricité à partir de combustibles gazeux d'au moins 50 MW au moyen d'un groupe conçu pour fonctionner à un rapport énergie thermique-électricité inférieur à 0,9, la formule prévue au paragraphe 41.2(2) et la norme de rendement décroissante prévue à la description de l'élément D prévue au paragraphe 41.1(2) doivent être utilisées. L'exemple ci-dessous illustre la façon de calculer la limite d'émissions pour une installation de production d'électricité qui a augmenté sa capacité.

Conformément au paragraphe 41.2(3), la norme de rendement décroissante s'applique uniquement à la partie de la production de ce groupe qui est attribuée à la capacité supplémentaire totale ajoutée depuis le 31 décembre 2020. La norme de rendement prévue à la colonne 3 de l'alinéa 38c) de l'annexe 1 (c.-à-d. 370 tonnes de CO₂e/gigawattheure) continue de s'appliquer à la partie de la production d'électricité qui est attribuée à la capacité existante au 31 décembre 2020 de ce groupe. Par conséquent, le groupe dont la capacité de production d'électricité a été augmentée et qui répond aux critères prévus au paragraphe 41.2(1) doit répartir la quantité brute d'électricité produite par le groupe visé aux descriptions E et F du paragraphe 41.2(2) en utilisant des estimations techniques.

Conformément au paragraphe 41.2(4), toute augmentation de la capacité de production d'électricité à un groupe est cumulative. Par conséquent, pour un groupe qui augmente sa capacité au fil du temps, la norme de rendement décroissante s'appliquerait une fois que le groupe aura atteint une capacité accrue de 50 MW par rapport à sa capacité au 31 décembre 2020. Il est à noter que le groupe doit être conçu pour fonctionner avec un rapport énergie thermique-électricité inférieur à 0,9.

Conformément à l'article 41.3, lorsqu'une installation de production d'électricité produit de l'électricité à partir de combustibles gazeux provenant d'au moins un groupe et que la norme de rendement décroissante prévue au paragraphe 41.1(2) s'applique pour une période de conformité antérieure, cette norme de rendement continuera de s'appliquer pour toutes les périodes de conformité subséquentes, même si :

1. le groupe ou l'ensemble de groupes ne produit plus d'électricité à partir de combustibles gazeux; ou
2. le groupe est conçu pour fonctionner à un rapport énergie thermique-électricité égal ou supérieur à 0,9.

Veuillez consulter ci-dessous les détails de la formule pour le calcul de la limite d'émissions prévue au paragraphe 41.2(2).

Où :

A_j est la production d'électricité à partir de chaque groupe « i » quantifiée conformément à l'article 32,

B_j est la valeur de la norme de rendement prévue aux alinéas 38a) et c)¹, colonne 3 de l'annexe 1 de ce groupe « i »,

C est la production d'électricité à partir de chaque nouveau groupe « k » qui répond aux critères² quantifiée conformément à l'article 32,

D est les valeurs décroissantes de la norme de rendement prévue au paragraphe 41.1(2),

E est la production d'électricité de chaque groupe qui répond aux critères³ quantifiée conformément à l'article 32 et au paragraphe 41.2(3)⁴,

F est la production d'électricité à partir du reste du groupe quantifiée conformément l'article 32, et

G est la valeur de la norme de rendement à la colonne 3 de l'alinéa 38c) de l'annexe 1.

¹Si le groupe produit de l'électricité à partir de combustibles gazeux (alinéa 38c) de l'annexe 1), la production comprend celle provenant des groupes qui produisaient de l'électricité avant l'augmentation de la capacité de l'installation, à l'exception de la production provenant des groupes décrits aux éléments E ou F. Cela comprend aussi la production provenant d'un groupe qui a commencé à produire de l'électricité le 1er janvier 2021 ou après, si le groupe a une capacité de production d'électricité de moins de 50 MW ou est conçu pour fonctionner à un rapport énergie thermique-électricité de 0,9 ou plus.

²Un groupe qui a commencé à produire de l'électricité à partir de combustibles gazeux le 1er janvier 2021 ou après, qui a une capacité de production d'électricité égale ou supérieure à 50 MW et qui est conçu pour fonctionner à un rapport énergie thermique-électricité inférieur à 0,9.

³Un groupe qui a produit de l'électricité à partir de combustibles gazeux avant l'augmentation de la capacité de production d'électricité de l'installation et dont la capacité de production d'électricité a été augmentée de 50 MW ou plus et qui est conçu pour fonctionner à un rapport énergie thermique-électricité inférieur à 0,9.

⁴La quantité brute d'électricité produite par l'équipement visé à la description des éléments E et F doit être répartie selon les estimations techniques.

7.3 Installations assujetties récentes

Conformément à l'article 43, une exception s'applique en ce qui concerne le calcul de la limite d'émissions pour les installations assujetties récentes. Un calcul de la limite d'émissions n'est pas requis si, au 1er janvier d'une période de conformité, l'installation ne comprend pas deux années civiles de production depuis la date où celle-ci a commencé sa production, et si l'activité principale exercée à l'installation est une activité industrielle visée. La date de première production est la date à laquelle n'importe quelle activité industrielle a commencé à être exercée à l'installation.

Toutefois, l'exception ci-dessus ne s'applique pas à une installation récente de production d'électricité qui commence à produire de l'électricité le 1er janvier 2021 ou après.

7.4 Norme de rendement calculée

Certaines activités industrielles visées nécessitent le calcul d'une norme de rendement selon la formule prévue au paragraphe 37(1). Le résultat du calcul de la norme de rendement doit être arrondi à trois chiffres significatifs, conformément au paragraphe 37(4). Il existe trois cas généraux qui sont décrits ci-dessous afin de fournir des informations sur le moment où la personne responsable d'une installation doit calculer sa norme de rendement.

7.4.1 Cas 1 : Installations existantes où sont exercées des activités figurant à l'annexe 1

Ce cas s'applique aux installations déjà en exploitation où sont exercées une ou plusieurs activités industrielles visées figurant à la colonne 1 de l'annexe 1 et où la colonne 3 de l'annexe 1 indique que la norme de rendement doit être calculée conformément à l'article 37.

La formule pour calculer une norme de rendement est prévue au paragraphe 37(1). Pour les installations, à l'exception des nouvelles installations assujetties, où sont exercées des activités industrielles visées figurant à la colonne 1 de l'annexe 1, les années de référence à utiliser dans le calcul sont prévues à l'alinéa 37(2)a), et sont :

1. les années civiles 2017, 2018 et 2019;
2. les trois années civiles précédant la période de conformité, si les données ne sont pas disponibles pour les années civiles 2017, 2018 et 2019;
3. la période de conformité, si les données ne sont pas disponibles pour les années visées aux sous-alinéas (i) et (ii), comme l'illustre l'exemple ci-dessous.

Toutefois, pour les installations assujetties récentes, voir le cas 2 pour plus de détails.

Pour déterminer la limite d'émissions, comme prévu au paragraphe 36(5), la norme de rendement ne doit être calculée qu'une seule fois pour le premier rapport annuel. Une exception à cette exigence est prévue à l'article 39, qui s'applique lorsque la norme de rendement a été calculée conformément au paragraphe 37(2.1). La norme de rendement doit être calculée à nouveau conformément au paragraphe 37(1) en vue de la troisième période de conformité qui suit la période de conformité pendant laquelle le calcul original de la norme a été fait. 

7.4.2 Cas 2 : Installation assujettie récente où est exercée une activité figurant à l'annexe 1

Une installation où est exercée une activité industrielle visée figurant à la colonne 1 de l'annexe 1 et qui est visée par les dispositions relatives aux installations assujetties récentes prévues à l'article 43 a des exigences particulières relatives aux années de référence pour le calcul de la norme de rendement. Pour ces installations, conformément à l'alinéa 37(2)(b), les années de référence sont :

1. les deux années civiles précédant la période de conformité pour laquelle la limite d'émissions est calculée, si les données sont disponibles pour ces années;
2. l'année civile précédant la période de conformité pour laquelle la limite d'émissions est calculée, si les données ne sont pas disponibles pour les deux années civiles visées au point i);
3. la période de conformité pour laquelle la limite d'émissions est calculée, si les données des années civiles précédentes ne sont pas disponibles.

8. Références de quantification par secteur

Tableau 2 : Références de quantification dans le Règlement par secteur

Secteur	Quantification des GES (colonne 1)	Quantification de la production (colonne 2)	Renseignements supplémentaires pour la quantification et production de rapports (colonne 3)
Tout, sauf les installations de production d'électricité	Articles 17, 18, 22 à 23, 25 et 35	Article 31	Paragraphe 16(1)
Production pétrolière et gazière
Production de bitume ou d'autres pétroles bruts	Partie 1 de la section 4 des Méthodes de quantification	Article 1 de l'annexe 1	S.O.
Transport de gaz naturel	Partie 5 de la section 4 des Méthodes de quantification	Article 5 de l'annexe 1 Section 2, partie 5 de l'annexe 3	S.O.
Traitement de minéraux
Production de chaux	Partie 8 de la section 4 des Méthodes de quantification	Article 8 de l'annexe 1 Section 2, partie 8 de l'annexe 3	S.O.
Production de produits de gypse	Partie 10 de la section 4 des Méthodes de quantification	Article 10 de l'annexe 1	Paragraphe 12(2)
Produits chimiques
Production d'éthanol	Partie 13 de la section 4 des Méthodes de quantification	Article 13 de l'annexe 1	Paragraphe 36(2)
Production de produits pétrochimiques	Partie 17 de l'annexe 3	Article 17 de l'annexe 1	Paragraphe 16(2) et article 12 de l'annexe 2
Produits pharmaceutiques
Fer, acier et tubes métalliques
Production d'acier à base de ferraille	Partie 19 de la section 4 des Méthodes de quantification	Article 19 de l'annexe 1	Paragraphe 16(4)
Exploitation minière et traitement du minerai
Production de sel évaporé	Partie 24.1 de la section 4 des Méthodes de quantification	Article 24.1 de l'annexe 1	Paragraphe 16(6.1)
Production de métaux ou de diamant	Partie 26 de la section 4 des Méthodes de quantification	Article 26 de l'annexe 1	Paragraphes 16(8) et 16(9)
Engrais à base d'azote
Production d'engrais à base d'azote	Partie 29 de la section 4 des Méthodes de quantification	Article 29 de l'annexe 1 Annexe 3, partie 29, section 2	Paragraphes 16(3) et 36(4)
Transformation alimentaire
Transformation industrielle de pommes de terre	Partie 30 de la section 4 des Méthodes de quantification	Article 30 de l'annexe 1	S.O.
Transformation industrielle de graines oléagineuses	Partie 31 de la section 4 des Méthodes de quantification	Article 31 de l'annexe 1	S.O
Production de pâtes et papiers	Partie 36 de la section 4 des Méthodes de quantification	Article 36 de l'annexe 1 Section 2, partie 36 de l'annexe 3	S.O
Production d'électricité
Autres installations assujetties	Partie de la section 4 des Méthodes de quantification qui s'applique à l'activité industrielle*	Article 38 de l'annexe 1 Articles 3 et 4, partie 38 de l'annexe 3	Articles 36.1 et 36.2, article 15 de l'annexe 2
Installations de production d'électricité	Articles 20 à 23, 25 Partie 38 de la section 4 des Méthodes de quantification	Section 32 Article 38 de l'annexe 1 Articles 4 et 5, partie 38 de l'annexe 3	Articles 41.1 et 41.2, articles 14 à 17 de l'annexe 2
Produits du bois
Production de produits de bois	Partie 39 de la section 4 des Méthodes de quantification	Article 39 de l'annexe 1 Section 2, partie 39 de l'annexe 3	S.O
Aluminium
Production d'alumine à partir de bauxite	Partie 43 de la section 4 des Méthodes de quantification	Article 43 de l'annexe 1 Section 2, partie 43 de l'annexe 3	S.O
Produits en caoutchouc
Production de pneumatiques	Partie 44 de la section 4 des Méthodes de quantification	Article 44 de l'annexe 1 Section 2, partie 44 de l'annexe 3	S.O

9. Exigences propres aux divers secteurs

Les sections suivantes fournissent des directives supplémentaires sur la quantification des émissions et de la production, ainsi que sur les exigences en matière de contenu du rapport annuel pour les secteurs ayant des exigences de quantification particulières et du contenu additionnel dans le rapport annuel, tels que présentés dans le tableau 2 du présent document ou de nouvelles exigences.

9.1 Production pétrolière et gazière

Cette section décrit les exigences de quantification prévues à la section 2 de l'annexe 3 et de nouvelles exigences qui s'appliquent spécifiquement à l'exploitation minière de surface des sables bitumineux et l'extraction de bitume ainsi que le transport du gaz naturel (articles 3.1 et 5, colonne 1, de l'annexe 1).

9.1.1 Exploitation minière de surface des sables bitumineux et extraction de bitume

9.1.1.1 Limite d'émissions

Pour la période de conformité de 2024 et au-delà, la norme de rendement pour l'exploitation minière de surface des sables bitumineux et l'extraction de bitume (article 3.1 de l'annexe 1) est de 0,0266 tonnes de CO₂e / baril de bitume.

9.1.2 Transport du gaz naturel (article 5 de l'annexe 1).

9.1.2.1 Quantification de la production

La section 2 de la partie 5 de l'annexe 3 précise comment quantifier la production.

9.2 Traitement de minéraux

Cette section décrit les exigences de quantification prévues à l'article 12 et à la section 2 de la partie 8 de l'annexe 3 qui s'appliquent spécifiquement aux installations où sont exercées la production de chaux et la production de produits de gypse (articles 8 et 10 de l'annexe 1).

9.2.1 Production de chaux (article 8 de l'annexe 1)

9.2.1.1 Quantification de la production — Chaux dolomitique et chaux spécialisée

Pour éviter un double comptage, la quantité de chaux dolomitique produite correspond à la quantité de chaux dolomitique qui n'a pas été utilisée pour produire de la chaux spécialisée (section 2 de la partie 8 de l'annexe 3).

9.2.1.2 Norme de rendement calculée

Dans le cas d'une installation qui produit de la chaux dolomitique et de la chaux spécialisée (alinéas 8b) et c) de l'annexe 1), une norme de rendement doit être calculée conformément à l'article 37. Voir les exemples généraux des sections 7.4.1 et 7.4.2 du présent document sur la façon de calculer la norme de rendement pour ces activités.

9.2.2 Production de produits de gypse (article 10 de l'annexe 1)

9.2.2.1 Contenu additionnel — Produits de gypse

Comme prévu au paragraphe 12(2), pour la production de produits de gypse, la quantité de chaque produit de gypse qui contient au moins 70 % en poids de sulfate de calcium dihydrate produit doit être incluse dans le rapport annuel, en plus de la somme de ces produits de gypse. Toutefois, lors du calcul de la limite d'émissions, la production pour cette activité correspond à la somme de la quantité de tous les produits de gypse produits.

9.2.2.2 Norme de rendement calculée

Dans le cas d'une installation qui produit des produits de gypse contenant au moins 70 % en poids de sulfate de calcium dihydrate (article 10 de l'annexe 1), une norme de rendement doit être calculée conformément à l'article 37. Voir les exemples généraux des sections 7.4.1 et 7.4.2 du présent document sur la façon de calculer la norme de rendement pour cette activité.

9.3 Produits chimiques

Cette section décrit les exigences de quantification prévues à l'article 12 de l'annexe 2, aux articles 16 et 36, et les nouvelles exigences qui s'appliquent spécifiquement aux installations où sont exercées la production d'éthanol et la production de produits pétrochimiques (articles 13 et 17 de l'annexe 1).

9.3.1 Production d'éthanol (article 13 de l'annexe 1)

9.3.1.1 Limite d'émissions

Conformément au paragraphe 36(2), une installation où est exercée la production secondaire d'éthanol à base de céréales destiné à des applications industrielles (alinéa 13b) de l'annexe 1) doit déterminer sa limite d'émissions selon les exigences suivantes :

1. La norme de rendement pour la production d'éthanol à base de céréales destiné à des applications industrielles (alinéa 13b) de l'annexe 1) ne peut être prise en compte dans le calcul de la limite d'émissions qu'à une installation où est aussi exercée la production d'éthanol à base de céréales destiné à être utilisé comme carburant (alinéa 13a) de l'annexe 1) ;
2. Si la norme de rendement pour la production d'éthanol à base de céréales destiné à des applications industrielles (alinéa 13b) de l'annexe 1) est prise en compte dans le calcul de limite d'émissions, alors la production par distillation d'éthanol destiné à la production de boissons alcooliques (article 32 de l'annexe 1) est réputée ne pas être exercée à l'installation. C'est-à-dire que la norme de rendement pour la production par distillation d'éthanol destiné à la production de boissons alcooliques ne peut pas être prise en compte dans le calcul de la limite d'émissions.

9.3.2 Production de produits pétrochimiques (article 17 de l'annexe 1)

9.3.2.1 Contenu additionnel — Hydrogène gazeux

Comme prévu à l'article 12 de l'annexe 2 (rapport annuel), pour une installation où est exercée la production de produits pétrochimiques, le rapport annuel doit inclure, en plus de la quantité d'hydrogène gazeux produite, la quantité d'hydrogène gazeux vendue et sa concentration, exprimée en pourcentage de poids. Il est entendu que lors du calcul de la limite d'émissions, seule la quantité d'hydrogène gazeux produite est incluse dans la production.

9.3.2.2 Production additionnelle

Paragraphe 16(2) : Production additionnelle de liquides de gaz naturel

Quantification des GES

• Alinéa 16(2)a)
  • Pour l'application de l'article 17, quantifier les GES provenant de la production de ces liquides au moyen des méthodes de quantification applicables à la production de produits pétrochimiques (partie 17 de la section 4 des Méthodes de quantification et alinéa 17(2)b), selon le cas).

Quantification de la production

• Alinéa 16(2)b)
  • L'installation est réputée ne pas être exercée à l'installation aux fins de la quantification de la production de liquides de gaz naturel et du calcul de la limite d'émissions.
    • La production de liquides de gaz naturel n'est pas obligatoirement quantifiée ou déclarée ; et
    • La norme de rendement pour la production de liquides de gaz naturel (alinéa 4b) de l'annexe 1) ne peut pas être utilisée dans le calcul de la limite d'émissions.

9.3.2.3 Production en parallèle

Si une installation assujettie compte au moins une raffinerie où est exercée une activité industrielle visée prévue à l'article 3 de l'annexe 1 et une usine de production de produits pétrochimiques où est exercée une activité industrielle visée prévue à l'article 17 de l'annexe 1, la section 9.3.2.2 du présent document s'applique seulement à la raffinerie conformément au paragraphe 16(9.1).

9.3.3 Production d'éthylène glycol (alinéa 17g) de l'annexe 1)

9.3.3.1 Limite d'émissions 

Pour la période de conformité de 2024 et au-delà, la norme de rendement pour la production d'éthylène glycol avec six unités monomères ou moins (alinéa 17g) de l'annexe 1) est de 0,326 tonnes de CO₂e / tonne d'éthylène glycol avec six unités monomères ou moins.

9.4 Fer, acier et tubes métalliques

Cette section décrit les exigences de quantification prévues à l'article 16 qui s'appliquent spécifiquement aux installations où est exercée la production d'acier à base de ferraille (article 19 de l'annexe 1).

9.4.1 Production d'acier à partir de ferraille (article 19 de l'annexe 1)

9.4.1.1 Production additionnelle

Paragraphe 16(4) : Production additionnelle de tubes métalliques

Quantification des GES

• Alinéa 16(4)a)
  • Pour l'application de l'article 17, quantifier les GES provenant de la production de tubes métalliques au moyen des méthodes de quantification applicables à la production d'acier à partir de ferraille (partie 19 de la section 4 des Méthodes de quantification et alinéa 17(2)b), selon le cas).

Quantification de la production

• Alinéa 16(4)a)
  • La production de tubes métalliques est réputée ne pas être exercée à l'installation aux fins de la quantification de la production et du calcul de la limite d'émissions.
    • La production de tubes métalliques n'a pas à être quantifiée ou incluse dans le rapport annuel.
    • La norme de rendement pour la production de tubes métalliques (article 22 de l'annexe 1) ne peut pas être utilisée dans le calcul de la limite d'émissions.

9.5 Exploitation minière et traitement du minerai

Cette section décrit les exigences de quantification prévues à l'article 16 et les nouvelles exigences qui s'appliquent spécifiquement aux installations où sont exercées la production de potasse, la production de sel évaporé et la production de métaux ou de diamant (articles 24 et 24.1 et alinéas 26d) et 26f) de l'annexe 1 du Règlement).

9.5.1 Production de potasse (article 24 de l'annexe 1)

9.5.1.1 Production additionnelle

Paragraphe 16(6.1) : Production additionnelle de sel évaporé

Quantification des GES

• Alinéa 16(6.1)a)
  • Pour l'application de l'article 17, quantifier les GES provenant de la production de sel évaporé au moyen des méthodes de quantification applicables à la production de potasse (partie 24 de la section 4 des Méthodes de quantification et alinéa 17(2)b), selon le cas).

Quantification de la production

• Alinéa 16(6.1)b)
  • La production de sel évaporé est réputée ne pas être exercée à l'installation aux fins de la quantification de la production et du calcul de la limite d'émissions.
    • La production de sel évaporé n'a pas à être quantifiée ou incluse dans le rapport annuel ;
    • La norme de rendement pour la production de sel évaporé (article 24.1 de l'annexe 1) ne peut pas être utilisée dans le calcul de la limite d'émissions.

9.5.2 Production de sel évaporé (article 24.1 de l'annexe 1)

9.5.2.1 Limite d'émissions 

Pour la période de conformité de 2024 et au-delà, la norme de rendement pour la production de sel évaporé (article 24.1 l'annexe 1) est de 0,153 tonne de CO₂e/tonne de sel évaporé ayant une concentration de chlorure de sodium d'au moins 99 %.

9.5.3 Production de métaux ou de diamants (article 26 de l'annexe 1)

9.5.3.1 Contenu additionnel

Comme prévu à l'alinéa 13a) de l'annexe 2, pour la production d'argent, de platine et de palladium (alinéa 26c) de l'annexe 1), la quantité de chacun de ces métaux produits doit être incluse dans le rapport annuel et présentée séparément, en plus de la somme de ces métaux. Toutefois, conformément aux articles 36 et 36.2, la valeur à inclure dans le calcul de la limite d'émissions est la somme de tous les métaux produits.

Comme prévu à l'alinéa 13b) de l'annexe 2, pour la production de concentré de minerai de métaux communs (alinéa 26d) de l'annexe 1), la quantité de chacun de ces métaux communs produits doit être incluse dans le rapport annuel et présentée séparément, en plus de la somme de ces métaux communs. Toutefois, conformément aux articles 36 et 36.2, la valeur à inclure dans le calcul de la limite d'émissions est la somme de tous les métaux communs produits.

9.5.3.2 Production additionnelle — Production de concentré de minerai de métaux de communs

Paragraphe 16(8) : Production additionnelle d'or, d'argent, de platine ou de palladium

Quantification des GES

• Alinéa 16(8)a)
  • Pour l'application de l'article 17, quantifier les GES provenant de la production d'or, d'argent, de platine ou de palladium au moyen des méthodes de quantification applicables à la production de concentré de minerai de métaux communs (partie 26 de la section 4 des Méthodes de quantification et alinéa 17(2)b), selon le cas).

Quantification de la production

• Alinéa 16(8)b)
  • La production d'or, d'argent, de platine or de palladium est réputée ne pas être exercée à l'installation aux fins de la quantification de la production et du calcul de la limite d'émissions.
    • La production d'or, d'argent, de platine et de palladium n'a pas à être quantifiée ou incluse dans le rapport annuel ;
    • Les normes de rendement pour la production d'or, d'argent, de platine ou de palladium (alinéas 26c) et f) de l'annexe 1) ne peuvent pas être utilisées dans le calcul de la limite d'émissions.

9.5.3.3 Norme de rendement calculée

Dans le cas d'une installation qui produit de l'argent, du platine ou du palladium (alinéa 26c) de l'annexe 1), une norme de rendement doit être calculée conformément à l'article 37. Voir les exemples généraux des sections 7.4.1 et 7.4.2 du présent document sur la façon de calculer la norme de rendement pour cette activité.

9.6 Engrais à base d'azote

Cette section décrit les exigences de quantification prévues à la section 4 des Méthodes de quantification, aux articles 16 et 36, de la section 2 de la partie 29 de l'annexe 3, et les nouvelles exigences qui s'appliquent spécifiquement aux installations qui produisent des engrais à base d'azote (article 29 de l'annexe 1).

9.6.1 Quantification des émissions de procédés industriels

Pour plus de certitude, aux fins du calcul des GES provenant des émissions d'acide nitrique dans les procédés industriels aux sections 9.A et 9.B de la méthode d'ECCC 2024/2025, la section 9.A de la méthode d'ECCC 2022/2023 peut être utilisée en remplacement pour la période de conformité 2024. Aux fins d'échantillonnage, d'analyse et de mesure des émissions d'acide nitrique provenant des procédés industriels à la section 9.C de la méthode d'ECCC 2024/2025, la section 9.B de la méthode d'ECCC 2022/2023 peut être utilisée en remplacement pour la période de conformité 2024 conformément à la partie 29 de la section 4 des Méthodes de quantification.

9.6.2 Quantification de la production

La section 2 de la partie 29 de l'annexe 3 énonce des exigences additionnelles en matière de quantification lors de la quantification de la production.

9.6.3 Production d'engrais à base d'azote (article 29 de l'annexe 1)

9.6.3.1 Production additionnelle

Paragraphe 16(3) : Production additionnelle d'hydrogène gazeux

Quantification des GES

• Alinéa 16(3)a)
  • Pour l'application de l'article 17, quantifier les GES provenant de la production d'hydrogène gazeux au moyen des méthodes de quantification applicables à la production d'engrais à base d'azote (partie 29 de la section 4 des Méthodes de quantification et alinéa 17(2)b), selon le cas).

Quantification de la production

• Alinéa 16(3)b)
  • La production d'hydrogène gazeux doit être quantifiée et incluse dans le rapport annuel conformément au paragraphe 12(3).
  • La production d'hydrogène gazeux et la production de produits pétrochimiques sont réputées ne pas être exercées à l'installation aux fins du calcul de la limite d'émissions.
    • Les normes de rendement pour la production d'hydrogène gazeux (article 6 de l'annexe 1) et de produits pétrochimiques (article 17 de l'annexe 1) ne peuvent pas être utilisées dans le calcul de la limite d'émissions.

9.6.3.2 Limite d'émissions — acide nitrique

Pour la période de conformité de 2024 et les suivantes, la norme de rendement pour la production de liqueur d'urée, en plus de la production d'ammoniac anhydre ou aqueux par reformage à la vapeur d'hydrocarbures (alinéa 29(c) de l'annexe 1) passe de 0,162 à 0,132 tonnes de CO₂e / tonne de liqueur d'urée.

9.6.3.3 Limite d'émissions — urée et phosphate d'ammonium

Les alinéas 29c), d), et e) de l'annexe 1 indiquent tous que les activités de production de liqueur d'urée, de production de phosphate d'ammonium, ou d'urée granulée sont considérées comme des activités industrielles visées lorsqu'elles sont exercées à une installation où est aussi exercée la production d'ammoniac anhydre ou aqueux par le reformage à la vapeur d'hydrocarbures. Ainsi, les normes de rendement applicables à la production de liqueur d'urée, la production de phosphate d'ammonium, et la production d'urée granulée (alinéas 29c), d), ou e) de l'annexe 1), ne peuvent être utilisées pour calculer la limite d'émissions que si l'installation produit également de l'ammoniac anhydre ou aqueux tel que prévu à alinéa 29b) de l'annexe 1 et illustré à la figure ci-dessous.

Pour plus de clarté, comme prévu au paragraphe 36(4), la norme de rendement applicable à chaque activité industrielle exercée à l'installation doit être utilisée dans le calcul de la limite d'émissions. Par exemple, une installation qui produit de l'ammoniac anhydre ou aqueux et de la liqueur d'urée utiliserait la norme de rendement prévue à l'alinéa 29b) pour la quantité d'ammoniac anhydre ou aqueux produite et la norme de rendement prévue à l'alinéa 29c) pour la quantité de liqueur d'urée produite dans le calcul de la limite d'émissions.

9.6.3.4 Limite d'émissions — urée granulée

Pour la période de conformité de 2024 et les suivantes, la norme de rendement pour la production d'urée granulée, en plus de la production d'ammoniac anhydre ou aqueux par reformage à la vapeur d'hydrocarbures (alinéa 29e) de l'annexe 1) est de 0,159 tonnes de CO2e / tonne d'urée granulée.

9.6.3.5 Norme de rendement calculée

Dans le cas d'une installation qui produit du phosphate d'ammonium en plus de produire de l'ammoniac anhydre ou aqueux par reformage à la vapeur d'hydrocarbures (alinéa 29d) de l'annexe 1), une norme de rendement doit être calculée conformément à l'article 37. Voir les exemples généraux des sections 7.4.1 et 7.4.2 du présent document sur la façon de calculer la norme de rendement pour cette activité.

9.7 Transformation alimentaire

Cette section décrit de nouvelles exigences qui s'appliquent spécifiquement aux installations qui produisent de malt (article 35.1 de l'annexe 1).

9.7.1 Production de malt (article 35.1 de l'annexe 1)

9.7.1.1 Limite d'émissions

Pour la période de conformité de 2024 et les suivantes, la norme de rendement pour la transformation de malt (article 35.1 de l'annexe 1) est de 0,117 tonnes de CO2e / tonne de malt.

9.8 Pâte et autres produits

Cette section décrit les exigences de quantification prévues à la section 2 de la partie 29 de l'annexe 3 qui s'appliquent spécifiquement aux installations où est exercée la production de pâte et d'autres produits (article 36 de l'annexe 1).

9.8.1 Production de pâtes et papiers (article 36 de l'annexe 1)

9.8.1.1 Quantification de la production

La section 2 de la partie 36 de l'annexe 3 prévoit des exigences de quantification supplémentaires lors de la quantification de la production de pâtes et autres produits en tonnes de produits finis et en tonnes de produits spécialisés. Conformément au paragraphe 1(2), section 2 de la partie 36 de l'annexe 3, les produits finis visés à l'alinéa 1(1)b) de cette même section ne comprennent pas la liqueur de cuisson, les déchets de bois, les gaz non condensables, les boues, l'huile de tall, la térébenthine, le biogaz, la vapeur, l'eau et les produits utilisés dans le processus de production.

Comme au paragraphe 1(3) de la section 2 de la partie 36 de l'annexe 3, un produit spécialisé s'entend de support papier pour papier abrasif, de papier de qualité alimentaire imperméable aux graisses, de support papier pour papier ciré destiné à l'emballage, de papier à usage médical, de serviettes de table en papier à usage commercial, d'essuie-tout en papier à usage commercial ou domestique, de papier hygiénique à usage domestique et le papier mouchoirs à usage domestique.

9.8.1.2 Limite d'émissions

Les alinéas 36a) et b) de l'annexe 1 font tous les deux référence à la production de pâte à partir de bois, d'autres matières végétales ou de papier, ou de produits provenant directement de la pâte ou d'un procédé de mise en pâte, sauf de produits spécialisés. L'alinéa 36b) exclut également les produits visés au paragraphe 39(3) de l'annexe 1 du Règlement. La différence entre ces deux activités industrielles visées est que celle prévue à l'alinéa 36a) est exercée à une installation équipée d'une chaudière de récupération, d'un four à chaux ou d'un lessiveur à pâte alors que celle prévue à l'alinéa 36b) est exercée à une installation qui n'est pas équipée de cet équipement.

Cela signifie qu'une seule des deux normes de rendement (paragraphes 36a) et b) de l'annexe 1) peut être utilisée dans le calcul de la limite d'émissions. De façon similaire, une tonne de produit ne peut pas être comptabilisée deux fois en tant que produit fini et en tant que produit spécialisé.

9.8.1.3 Norme de rendement calculée

Dans le cas d'une installation qui produit des produits spécialisés (alinéa 36c) de l'annexe 1), une norme de rendement doit être calculée conformément à l'article 37. Voir les exemples généraux des sections 7.4.1 et 7.4.2 du présent document sur comment calculer la norme de rendement pour cette activité.

9.9 Automobile

Cette section décrit les exigences de quantification prévues à la section 2 de la partie 37 de l'annexe 3 qui s'appliquent spécifiquement aux installations où est exercé l'assemblage principal de véhicules (article 37 de l'annexe 1).

9.9.1 Assemblage principal de véhicules (article 37 de l'annexe 1)

Conformément à la section 2 de la partie 37 de l'annexe 1, la production correspond au nombre de véhicules visés à l'article 37 de la colonne 1 de l'annexe 1 qui ont été assemblés durant la période de conformité.

9.10 Production d'électricité

Cette section décrit les exigences de quantification prévues à l'article 32 et à la section 2 de la partie 38 de l'annexe 3 qui s'appliquent spécifiquement aux installations de production d'électricité (article 38 de l'annexe 1).

9.10.1 Production d'électricité dans une installation de production d'électricité (article 38 de l'annexe 1)

Comme prévu à l'article 32, une installation de production d'électricité doit déterminer la quantité brute d'électricité produite à partir de combustibles fossiles pour chaque groupe, exprimée en GWh. Le tableau ci-dessous illustre les exigences de quantification pour déterminer la quantité brute d'électricité produite.

Tableau 3 : Quantification de la quantité brute d'électricité produite

Type de combustible brûlé par le groupe	Quantification de la production d'électricité
Un seul combustible fossile	Paragraphe 1(1) de la section 2 de la partie 38 de l'annexe 3
Un mélange de combustibles fossiles ou mélange de biomasses et de combustibles fossiles	Paragraphes 1(2) et (3) de la section 2 de la partie 38 de l'annexe 3
Groupe à configuration hybride (indépendamment du type de combustible)	Article 2 de la section 2 de la partie 38 de l'annexe 3

Conformément au paragraphe 32(2), une installation de production d'électricité peut choisir de quantifier la production d'électricité d'un groupe ou d'un ensemble de groupes en totalité ou en partie. Une installation peut aussi choisir de ne pas déterminer la quantité d'électricité produite par un groupe ou un ensemble de groupes. Les GES provenant de la production d'électricité doivent toujours être quantifiés, même si la quantité brute d'électricité produite n'est pas déterminée.

9.10.1.1 Production d'électricité par combustion d'un mélange de combustibles fossiles ou par combustion de biomasse et de combustibles fossiles

Comme prévu au paragraphe 1(2) de la partie 38 de l'annexe 3, l'installation de production d'électricité qui produit de l'électricité par la combustion d'un mélange de combustibles fossiles ou par la combustion de biomasse et de combustibles fossiles doit déterminer la quantité d'électricité produite selon la formule suivante :

Où

G_U représente la quantité brute d'électricité produite par le groupe durant la période de conformité qui est mesurée aux bornes électriques des générateurs du groupe au moyen de compteurs conformes aux exigences du paragraphe 31(2), exprimée en GWh ;

HFF_k le résultat de la formule ci-après, calculée séparément pour les combustibles gazeux, les combustibles liquides et les combustibles solides « k » :

 

Où :

QFF_j représente la quantité de combustible gazeux, liquide ou solide, selon le cas, de type « j » brûlée pour la production de l'électricité dans le groupe, durant la période de conformité, déterminée conformément au paragraphe 1(3) de la section 2 de la partie 38 de l'annexe 3,

HHV_j la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible gazeux, liquide ou solide, selon le cas, de type « j » brûlé par le groupe déterminé conformément aux sections 2.D.1 et 2.D.3 de la méthode d'ECCC 2024/2025,

j le j-ème type de combustible fossile « j » brûlé par le groupe, « j » allant de 1 à m, où m représente le nombre de types de combustibles gazeux, liquides ou solides, selon le cas, brûlés ;

H_B le résultat de la formule suivante:

où :

QB_i représente la quantité de biomasse de type « i » brûlée dans le groupe pour la production de l'électricité, durant la période de conformité, déterminée conformément au paragraphe 1(3) de la section 2 de la partie 38 de l'annexe 3,

HHV_i la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible de biomasse de type « i » brûlé par le groupe déterminé conformément aux sections 2.D.1 et 2.D.3 de la méthode d'ECCC 2024/2025,

i le i-ème type de combustible de biomasse « i » brûlé par le groupe, « i » allant de 1 à n, où n représente le nombre de types de combustibles de biomasse brûlés.

Veuillez consulter l'exemple ci-dessous pour savoir comment calculer la quantité brute d'électricité produite à partir de la combustion de combustibles fossiles et de biomasse.

9.10.1.2 Limite des émissions — capacité accrue de production d'électricité

Veuillez consulter l'exemple 7 qui illustre la façon dont la limite d'émissions est calculée pour une installation de production d'électricité qui satisfait aux exigences de l'article 41.2 lorsque sa capacité de production d'électricité à partir de combustibles gazeux a augmenté de 50 MW ou plus après le 1er janvier 2021 et que le groupe a été conçu pour fonctionner à un rapport énergie thermique-électricité inférieur à 0,9.

9.10.2 Production d'électricité à l'installation assujettie

Conformément au sous-alinéa 31(1)b)(i), une installation assujettie qui produit de l'électricité à partir de combustibles fossiles doit déterminer la quantité brute d'électricité produite conformément à :

• l'article 3 de la partie 38 de l'annexe 3, si l'installation assujettie produit de l'électricité à partir d'un seul combustible fossile;
• l'article 4 de la partie 38 de l'annexe 3 si l'installation assujettie produit de l'électricité par combustion d'un mélange de combustibles fossiles ou par combustion de biomasse et de combustibles fossiles.

Toutefois, l'installation assujettie peut choisir de quantifier cette quantité d'électricité produite en totalité ou en partie ou de ne pas la déterminer conformément au sous-alinéa 31(1)b)(ii). Les GES provenant de la production d'électricité doivent toujours être quantifiés, même si la quantité brute d'électricité produite n'est pas déterminée.

Veuillez consulter l'exemple ci-dessous sur la manière de calculer la quantité brute d'électricité produite à partir de combustibles fossiles et de biomasse à une installation assujettie.]

9.10.2.1 Limite d'émissions — capacité accrue de production d'électricité

Veuillez consulter l'exemple 6 pour un exemple qui illustre la façon dont la limite d'émissions est calculée pour une installation assujettie qui a satisfait aux exigences de l'article 36.2 lorsque la capacité de production d'électricité à partir de combustibles gazeux a augmenté de 50 MW ou plus le ou après le 1er janvier 2021 et que cette augmentation de la capacité provient d'un équipement dont le rapport énergie thermique-électricité est inférieur à 0,9.

9.11 Produits du bois

Cette section décrit les exigences de quantification prévues à la section 2 de la partie 39 de l'annexe 3 et de nouvelles exigences qui s'appliquent spécifiquement aux installations où est exercée la production de produits du bois (article 39 de l'annexe 1).

9.11.1 Quantification de production

La section 2 de la partie 39 de l'annexe 3 énonce des exigences additionnelles en matière de quantification de la production.

9.11.2 Production de placage de bois ou de contreplaqué (paragraphe 39(1) de l'annexe 1)

9.11.2.1 Limite des émissions

Pour la période de conformité de 2024 et les suivantes, la norme de rendement pour la production de placage de bois ou de contreplaqué (paragraphe 39(1) de l'annexe 1) est de 0,0701 tonnes de CO₂e / mètre cube de placage de bois et de contreplaqué.

9.11.3 Production de bois d'œuvre (paragraphe 39(2) de l'annexe 1)

9.11.3.1 Limite d'émissions

Pour la période de conformité de 2024 et les suivantes, la norme de rendement pour la production de bois d'œuvre (paragraphe 39(2) de l'annexe 1) est de 0,0229 tonnes de CO₂e / mètre cube de bois d'œuvre.

9.11.4 Production de panneaux de particules et de panneaux composés (paragraphe 39(3) de l'annexe 1)

9.11.4.1 Limite d'émissions

Pour la période de conformité de 2024 et les suivantes, la norme de rendement pour la production de panneaux de particules, sauf les panneaux à copeaux orientés et de panneaux composés principalement de fibres cellulosiques et fabriqués par conformation sous l'action de la chaleur et de la pression d'une couche constituée de fibres et d'un liant, notamment les panneaux de fibres à faible, moyenne et haute densité, y compris les panneaux durs (paragraphe 39(3) de l'annexe 1) est de 0,0889 tonnes de CO₂e / mètre cube de panneau de particule et de panneau composé principalement de fibre cellulosique et fabriqués par conformation sous l'action de la chaleur et de la pression d'une couche constituée de fibres et d'un liant, y compris le panneau dur.

9.12 Aluminium

Cette section décrit les exigences de quantification prévues à la section 2 de la partie 43 de l'annexe 3 et les nouvelles exigences qui s'appliquent spécifiquement aux installations où sont exercées la production d'aluminium à partir d'alumine, la production d'anodes cuites destinées à la production d'aluminium à partir d'alumine, la production de coke de pétrole calciné destiné à la production d'aluminium à partir d'alumine, et la production d'alumine à partir de bauxite (articles 40, 41, 42 et 43 de l'annexe 1).

9.12.1 Production d'aluminium à partir d'alumine (article 40 de l'annexe 1)

9.12.1.1 Limite d'émissions

Pour la période de conformité de 2024 et les suivantes, la norme de rendement pour la production d'aluminium à partir d'alumine (article 40 de l'annexe 1) est de 1,58 tonnes de CO₂e / tonne d'aluminium liquide.

9.12.2 Production d'anodes cuites — aluminium (article 41 de l'annexe 1)

9.12.2.1 Limite d'émissions

Pour la période de conformité de 2024 et les suivantes, la norme de rendement pour la production d'anodes cuites destinées à la production d'aluminium à partir d'alumine (article 41 de l'annexe 1) est de 0,328 tonnes de CO₂e / tonne d'anode cuite.

9.12.3 Production de coke de pétrole calciné — aluminium (article 42 de l'annexe 1)

9.12.3.1 Limite d'émissions

Pour la période de conformité de 2024 et les suivantes, la norme de rendement pour la production de coke de pétrole calciné destiné à la production d'aluminium à partir d'alumine (article 42 de l'annexe 1) est de 0,486 tonnes de CO₂e / tonne de coke calciné.

9.12.4 Production d'aluminium à partir de bauxite (article 43 de l'annexe 1)

La section 2 de la partie 43 de l'annexe 3 énonce les exigences additionnelles en matière de quantification de la production.

9.12.4.1 Norme de rendement calculée

Dans le cas d'une installation qui produit d'aluminium à partir de bauxite (article 43 de l'annexe 1), une norme de rendement doit être calculée conformément à l'article 37. Veuillez consulter les exemples généraux des sections 7.4.1 et 7.4.2 du présent document sur comment calculer la norme de rendement pour cette activité.

9.13 Produits en caoutchouc

Cette section décrit les exigences de quantification prévues décrit à la section 2 de la partie 43 de l'annexe 3 et de nouvelles exigences qui s'appliquent spécifiquement aux installations qui produisent de pneumatiques, autre que le rechapage ou toute autre forme de reconditionnement (article 44 de l'annexe 1).

9.13.1 Production de pneumatiques (article 44 de l'annexe 1)

La section 2 de la partie 44 de l'annexe 3 énonce les exigences additionnelles en matière de quantification de la production.

9.13.1.1 Limite d'émissions

Pour la période de conformité de 2024 et les suivantes, la norme de rendement pour la production de pneumatiques, autre que le rechapage ou toute autre forme de reconditionnement (article 44 de l'annexe 1), est de 0,225 tonnes de CO₂e / tonne de pneumatique.

9.14 Quantification additionnelle pour tous les secteurs

Cette section décrit les exigences de quantification prévues à l'article 16 qui s'appliquent spécifiquement aux installations assujetties où sont exercées les activités industrielles visées prévues aux articles 1 à 37, colonne 1 de l'annexe 1.

Conformément au paragraphe 16(1), la production de produits pétrochimiques prévue à l'article 17 de l'annexe 1 comme sous-produits n'est considérée comme une activité industrielle visée que si la production de produits pétrochimiques prévue à l'article 17 de l'annexe 1 est exercée à l'installation.

Paragraphe 16(1) : Production additionnelle de produits pétrochimiques comme sous-produits

Quantification des GES

• Paragraphe 16(1)
  • Pour l'application de l'article 17, quantifier les GES provenant de la production de produits pétrochimiques comme au moyen des méthodes de quantification applicables à l'activité industrielle de l'installation (partie applicable de la section 4 des Méthodes de quantification et alinéas 17(2)b) ou c), selon le cas).

Quantification de la production

• Paragraphe 16(1)
  • La production de produits pétrochimiques est réputée ne pas être exercée à l'installation aux fins de la quantification de la production et du calcul de la limite d'émissions.
    • La production de produits pétrochimiques comme sous-produits ne doit pas être quantifiée ni incluse dans le rapport annuel;
    • La norme de rendement pour la production de produits pétrochimiques (article 17 de l'annexe 1) ne peut pas être utilisée dans le calcul de la limite d'émissions.

Annexe A – Foire aux questions

A.1 : Quantification des GES et règles particulières

1. Je brûle de la biomasse dans mon installation, dois-je quantifier les émissions et les inclure dans les émissions de mon installation?

Conformément au paragraphe 22(1), la quantité de CO₂ provenant de la biomasse ne doit pas être quantifiée et n'est pas incluse dans la quantité de CO₂ lors de la quantification de la quantité totale de GES de l'installation conformément aux paragraphes 17(2) à (4) ou aux paragraphes 20(2) à (5). Toutefois, si un SMECE est utilisé pour mesurer la quantité de CO₂ à l'installation, le CO₂ provenant de la biomasse doit être quantifié et déduit de la quantité de CO₂ mesurée par le SMECE. La quantité de CO₂ provenant de la biomasse n'est pas incluse dans le rapport annuel de l'installation.

Conformément aux paragraphes 17(5) et 20(6), les quantités de CH₄ et de N₂O provenant de dispositifs stationnaires qui brûlent de la biomasse pour produire de la chaleur utile doivent être quantifiées, mais sont soustraites dans la quantité de GES provenant des émissions de combustion stationnaire de combustibles calculées aux paragraphes 17(2) à (4) ou aux paragraphes 20(2) à (5). Ces quantités de CH₄ et de N₂O doivent être incluses séparément dans le cadre du rapport annuel de l'installation (article 4 de l'annexe 2).

2. Dois-je déclarer les émissions de GES pour une source qui ne figure pas à l'annexe 3 (c.‐à‐d. les émissions par fuite)? Je ne suis pas certain du type d'émissions sous lequel je dois déclarer ces émissions.

La personne responsable d'une installation assujettie doit quantifier toutes les émissions des types d'émissions visées au paragraphe 5(1) du Règlement qui résultent des activités industrielles exercées à l'installation assujettie et sont les suivants :

1. les émissions de combustion stationnaire de combustible;
2. les émissions liées aux procédés industriels;
3. les émissions associées à l'utilisation de produits
4. industriels;
5. les émissions d'évacuation;
6. les émissions de torchage;
7. les émissions dues aux fuites;
8. les émissions liées au transport sur le site;
9. les émissions des déchets;
10. les émissions des eaux usées.

Une définition de ces types d'émissions visés se trouve au paragraphe 2(1) du Règlement.

Pour un GES quantifié conformément à l'alinéa 17(2)a), la personne responsable devrait quantifier et déclarer ces émissions de GES pour le type d'émissions visé à l'aide de la méthode indiquée à la colonne 3 de la section 4 des méthodes de quantification. 

Pour un GES provenant d'un type d'émissions visé qui n'est pas prévu à la colonne 1 de l'annexe 3, ou pour un GES qui n'est pas prévu à la colonne 2 de l'annexe 3, mais qui provient d'un type d'émission visé énoncé au paragraphe 5(1), le GES est quantifié selon les méthodes énoncées à la section 2 des Méthodes de quantification (sous-alinéa 17(2)c)), selon le cas qui s'applique à l'activité industrielle de l'installation. Ainsi, la personne responsable doit calculer les quantités de GES pour le type d'émissions visé en question selon la méthode d'ECCC 2024/2025 ou celle de la WCI (s'il n'y a pas de méthode disponible dans la méthode d'ECCC 2024/2025) si ces méthodes s'appliquent aux activités industrielles de l'installation, ou les lignes directrices du GIEC dans le cas où les méthodes d'ECCC 2024/2025 ou de la WCI ne s'appliquent pas aux activités industrielles de l'installation assujettie.

3. Dois-je déclarer les sources mineures d'émissions?

La personne responsable d'une installation assujettie est tenue de déclarer la quantité de GES pour chaque type d'émissions visé. Toutes les émissions des types d'émissions visés prévus au paragraphe 5(1) du Règlement doivent être quantifiées et déclarées.

La disposition « quantités minimes » prévue à l'article 23 offre une certaine souplesse : il est possible de ne pas déclarer un GES pour un type d'émissions visé si la quantité de ce GES n'excède pas 0,5 % de la quantité totale de GES de l'installation assujettie au cours d'une période de conformité, exprimée en tonnes de CO₂e. Veuillez noter que la somme des quantités de GES non déclarées ne peut dépasser 0,5 % de la quantité totale de GES de l'installation assujettie au cours d'une période de conformité. Voir la section 5.3 de ce document pour de plus amples renseignements.

4. J'ai une installation de production pétrolière et gazière dont l'activité principale est le traitement du gaz naturel, dois-je quantifier mes émissions de méthane?

Conformément au paragraphe 22(2), la quantification du CH₄ provenant des émissions d'évacuation ou celles dues aux fuites n'est pas requise pour les installations où sont exercées les activités de

1. production de bitume et d'autres pétroles bruts (article 1 de l'annexe 1);
2. valorisation de bitume et de pétrole lourd (article 2 de l'annexe 1);
3. traitement du gaz naturel (article 4 de l'annexe 1); et
4. transport du gaz naturel (article 5 de l'annexe 1).

5. Les émissions provenant de machinerie et d'équipement opérés par une tierce partie sont-elles visées par le Règlement?

Toutes les émissions provenant des types d'émissions visés prévus au paragraphe 5(1) du Règlement doivent être pris en compte dans le calcul des émissions de l'installation. Ces émissions comprennent celles de la machinerie et de l'équipement opérés par une tierce partie si ces équipements font partie intégrante de l'activité industrielle.

Afin de déterminer si cette machinerie et cet équipement font partie de l'installation, le paragraphe 1(2) du Règlement concernant la définition d'installation devra être révisé attentivement.

6. Si j'ai acheté du gaz naturel renouvelable auprès d'une autre installation et que celui-ci doit être utilisé ailleurs que dans mon installation, puis-je réclamer ces émissions dans mon installation ?

Les installations assujetties au Règlement sont tenues de quantifier leurs émissions conformément à l'article 17.

La quantité totale de GES d'une installation assujettie provenant de toutes ses activités, y compris la production d'électricité, doit être quantifiée pour une installation assujettie. Les émissions provenant des combustibles brûlés qui sont des émissions de combustion stationnaire de combustible et liées au transport sur le site doivent être quantifiées conformément aux sections 2.A et 2.B de la méthode d'ECCC 2024/2025. Les exigences en matière d'échantillonnage, d'analyse et de mesure doivent être effectuées conformément à la section 2.D de la méthode d'ECCC 2024/2025 pour la combustion stationnaire de combustible et le transport sur le site.

Ces méthodes nécessitent la quantification des émissions provenant du combustible brûlé dans l'installation. Il n'existe actuellement aucune disposition autorisant la comptabilisation et la réclamation et aucun crédit n'est disponible dans le cas où du combustible renouvelable est brûlé ailleurs qu'à l'installation assujettie.

7. La norme de rendement pour la production d'électricité à partir de combustibles solides peut-elle être utilisée pour la production d'électricité à partir de déchets solides municipaux (conversion de la biomasse en énergie) ?

Selon l'article 2 du Règlement, la biomasse désigne les plantes ou matières végétales, déchets d'origine animale ou leurs produits dérivés, notamment le bois et les produits de bois, le charbon de bois, 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 de cuisson, les gaz de digestion des boues ainsi que les combustibles d'origine animale ou végétale. 

Selon l'article 2 du Règlement, combustible solide désigne un combustible fossile solide qui est à l'état solide à une température de 15 °C et à une pression de 101,325 kPa.

Les déchets solides municipaux ne sont pas considérés comme des combustibles solides puisqu'ils ne sont pas un combustible fossile et ne peuvent être considérés que partiellement comme de la biomasse en vertu du Règlement, car ils contiennent également des matières non biogéniques.

Règles particulières liées à la biomasse

Si l'installation utilise un mélange de combustibles fossiles ou un mélange de biomasse et de combustibles fossiles :

• La quantité d'électricité brute produite par chaque type de combustible est déterminée conformément aux paragraphes 1(2) et (3) de la section 2 de la partie 38 de l'annexe 3 du Règlement.
• Si l'installation est équipée d'un groupe moteur à combustion et d'un groupe chaudière qui partagent la même turbine à vapeur, la quantité d'électricité brute produite par chaque groupe est déterminée comme décrit à l'article 2 de la section 2 de la partie 38 de l'annexe 3 du Règlement.

Conformément à l'article 36 du Règlement, la limite d'émission de l'installation assujettie est calculée en effectuant la somme de la production de toutes les activités industrielles exercées à l'installation (comme calculée conformément à l'article 31 du Règlement) multipliée par la norme de rendement et le taux de resserrement applicable pour chaque activité industrielle visée. La norme de rendement applicable à chaque activité industrielle visée prévue aux alinéas 38a) à (c), colonne 1, de l'annexe 1 du Règlement qui est exercée dans chaque groupe « i » est indiquée dans la colonne 3.

8. J'utilise des explosifs dans mon installation, de quels types d'émissions s'agit-il ?

Les émissions résultant de l'utilisation d'explosifs doivent être classées dans la catégorie des émissions liées à la combustion stationnaire de combustible, car elles proviennent de la combustion des explosifs. Selon le paragraphe 2(1) du Règlement, les émissions liées aux procédés industriels désignent les émissions provenant d'un procédé industriel comportant des réactions chimiques ou physiques autres que la combustion et dont le but n'est pas la production de chaleur utile, par opposition aux émissions de combustion stationnaire de combustible lorsque les émissions proviennent de la combustion.

9. Y a-t-il des exigences de précision associées à la quantification des émissions de gaz à effet de serre?

Oui. L'article 22.1 stipule que tout appareil de mesure utilisé pour déterminer une quantité aux fins du règlement doit être maintenu à une exactitude de plus ou moins 5 % et être mis en place, utilisé, entretenu et étalonné conformément aux indications du fabricant ou, si celles-ci ne sont pas disponibles, à toute norme applicable généralement reconnue par l'industrie à l'échelle nationale ou internationale.

A.2 : Méthode alternative

10. Le ministre peut-il révoquer un permis?

Oui, si le ministre a des motifs raisonnables de croire que le titulaire a fourni des renseignements faux ou trompeurs à l'appui de sa demande de permis.

11. Comment le ministre peut-il révoquer un permis?

Un avis de révocation sera fourni à l'avance, qui informe par écrit le titulaire des motifs de la révocation, et lui donne la possibilité de présenter des observations par écrit au sujet de la révocation. Si le ministre a toujours des motifs raisonnables de croire que le titulaire du permis a fourni des renseignements faux ou trompeurs, la révocation prendra effet trente jours après la date de l'avis.

12. Un permis peut-il être renouvelé?

Oui, si les critères précédents de la demande de permis continuent d'être respectés et si la demande de renouvellement est présentée au ministre au moins quatre-vingt-dix jours avant l'expiration du permis actuel. La personne responsable doit inclure dans sa demande de renouvellement les renseignements prévus à l'annexe 4 et préciser les raisons pour lesquelles la méthode prévue au Règlement n'a pas été mise en œuvre dans le délai prévu.

A.3 : Énergie thermique

13. Comment une installation calcule-t-elle le coefficient de chaleur si elle produit ou achète de l'énergie thermique?

Le coefficient de chaleur est égal à 1 pour une installation qui produit de l'énergie thermique à partir de la combustion de combustibles fossiles seulement. Toutefois, une installation qui produit de l'énergie thermique à partir de la combustion de combustibles fossiles et de biomasse doit calculer le coefficient de chaleur conformément à l'article 34. Veuillez consulter la section 6.3 de ce document.

14. Qu'arrive-t-il si l'énergie thermique est vendue à une installation autre qu'une installation assujettie (p. ex., le chauffage centralisé)?

Une installation n'est pas tenue d'inclure dans le rapport annuel la quantité d'énergie thermique vendue à une installation qui n'est pas une installation assujettie visée par le Règlement.

15. Que doit inclure dans son rapport annuel une installation assujettie si elle produit et vend de l'énergie thermique à une autre installation assujettie?

1. Le nom de l'installation assujettie à laquelle de l'énergie thermique est vendue;
2. Le numéro de certificat de l'installation assujettie qui a été délivré à l'installation à laquelle l'énergie thermique a été vendue;
3. La quantité d'énergie thermique vendue, exprimée en gigajoules :
   1. Indiquée sur les factures de vente; ou
   2. une autre méthode lorsque les factures de vente ne sont pas disponibles.
4. La température et la pression de l'énergie thermique.
5. Le coefficient de chaleur déterminé conformément à l'article 34.

16. Que doit inclure dans son rapport annuel une installation assujettie si elle achète de l'énergie thermique d'une autre installation assujettie?

1. Le nom de l'installation assujettie auprès de laquelle elle a acheté de l'énergie thermique;
2. Le numéro de certificat de l'installation assujettie qui a été délivré à l'installation auprès de laquelle l'énergie thermique a été achetée;
3. La quantité d'énergie thermique achetée, exprimée en gigajoules :
   1. Indiquée sur les factures d'achat; ou
   2. une autre méthode lorsque les factures d'achat ne sont pas disponibles.
4. La température et la pression de l'énergie thermique.
5. Le coefficient de chaleur déterminé conformément à l'article 34.

A.4 : Production

17. J'ai beaucoup de génératrices de secours dans mon installation assujettie, dois-je quand même quantifier la quantité d'électricité qu'elles produisent?

Une installation assujettie qui produit de l'électricité doit quantifier sa quantité totale d'électricité produite conformément aux articles 3 et 4 de la partie 38 de l'annexe 3. Conformément au sous-alinéa 31(1)b)(ii), une installation peut choisir de ne pas quantifier une partie ou la totalité de sa quantité d'électricité produite. Toutefois, les émissions de GES provenant de la production d'électricité à l'installation doivent toujours être incluses dans la quantité totale de GES de l'installation. L'article 15 de l'annexe 2 (rapport annuel) exige que la liste des équipements desquels de l'électricité a été produite, mais n'a pas été quantifiée soit fournie.

18. Y a-t-il des exigences d'exactitude associées à la mesure de la production?

Oui. Le paragraphe 31(2) stipule que tout instrument de mesure utilisé pour mesurer la production doit maintenir en tout temps une exactitude de ± 5 % et être mis en place, utilisé, entretenu et étalonné conformément aux indications fabricant, ou, si celles-ci ne sont pas disponibles, à toute norme applicable généralement reconnue par l'industrie à l'échelle nationale ou internationale.

19. Mon installation doit-elle arrondir la production totale?

Non, toute valeur de production annuelle qui est incluse dans le rapport annuel ne doit pas être arrondie à trois chiffres significatifs.

Par exemple, si la production totale de vaccins en 2019 est de 3245,7 litres, la quantité incluse dans le rapport annuel sera la même.

20. Les combustibles dérivés de combustibles fossiles sont-ils considérés des combustibles fossiles?

Pour les fins du Règlement, un combustible fossile comprend les combustibles dérivés de combustibles fossiles.

A.5 : Captage et stockage du carbone

21. Est-il avantageux pour une installation de capter et de stocker du CO₂? Comment le CO₂ capté et stocké est-il quantifié?

Une installation peut soustraire la quantité de CO₂ captée et stockée de la quantité totale de GES de son installation, déterminée aux paragraphes 17(1) et 20(1), si les exigences du paragraphe 35(2) sont respectées. La quantité de CO₂ captée et stockée est déterminée selon la méthode de quantification figurant à la section 1 de la méthode d'ECCC 2024/2025.

22. Y a-t-il des exigences en matière de captage et de stockage du carbone?

La quantité de CO₂ qui est injectée et stockée de façon permanente dans un site de stockage géologique doit répondre aux critères suivants :

1. 1. Le CO₂ est injecté dans un site de stockage géologique:
   1. soit dans le seul but de le stocker dans un aquifère salin profond,
   2. soit dans le but de permettre la récupération assistée d'hydrocarbures dans un gisement de pétrole épuisé; et
2. Le CO₂ capté, transporté et stocké doit être conforme aux lois fédérales ou provinciales applicables ou aux lois applicables des États-Unis ou de l'un de ses États.

23. Que se passe-t-il si je capte du CO₂ à mon installation, mais qu'il est stocké de façon permanente hors site? Puis-je déduire cette quantité de CO₂ du total des GES de mon installation?

Une quantité de CO₂ peut être déduite (variable B) dans la formule prévue au paragraphe 35(1) du Règlement seulement si elle a été incluse dans la quantité mentionnée dans la description de A dans ce paragraphe, captée à l'installation et stockée de façon permanente dans un site géologique où le CO₂ est injecté, y compris un aquifère salin profond dont la seule fonction est le stockage du CO₂ ou un gisement de pétrole épuisé aux fins d'une récupération assistée d'hydrocarbures.

A.6 : Évaluation des émissions en fonction de la limite d'émissions

24. Dois-je arrondir le résultat de l'évaluation?

Le résultat de l'évaluation des émissions par rapport à la limite d'émissions doit être arrondi au nombre entier le plus proche ou, si le chiffre est équidistant de deux nombres entiers, au plus élevé de ceux-ci, comme prévu au paragraphe 44(1.1) du Règlement.