Avant-projet de protocole fédéral de crédits compensatoires : Captage et stockage géologique du dioxyde de carbone direct de l'air

Version 1.0
Janvier 2025

Avant-propos

Le Régime de crédits compensatoires pour les gaz à effet de serre (GES) du Canada est établi en vertu de la Partie 2 de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre afin d’inciter les promoteurs à entreprendre des projets qui entraînent des réductions de GES au pays qui n’auraient pas été générées sans la réalisation du projet, qui vont au-delà de ce qui est exigé par une autre règle de droit et qui ne sont pas visées par des mécanismes de tarification de la pollution par le carbone.

Le Régime de crédits compensatoires pour les GES du Canada se compose de :

• le Règlement sur le régime canadien de crédits compensatoires concernant les gaz à effet de serre (le Règlement), qui établit le régime, met en œuvre les aspects opérationnels et établit les exigences générales applicables à tous les types de projet;
• les protocoles fédéraux de crédits compensatoires, inscrits au Recueil des protocoles fédéraux de crédits compensatoires (le Recueil), qui contiennent chacun les exigences pour la mise en œuvre d’un projet et les méthodes pour quantifier les réductions de GES pour un type de projet donné;
• le Système de création et de suivi des crédits (SCSC) qui permet d’inscrire des projets de crédits compensatoires, d’émettre des crédits compensatoires et d’en faire le suivi, et d’échanger des renseignements clés au moyen du Registre public du Régime de crédits compensatoires pour les GES du Canada.

Seuls les projets suivant un protocole fédéral de crédits compensatoires inscrit au Recueil et qui respectent toutes les exigences énoncées dans le Règlement peuvent générer des réductions de GES pour lesquelles des crédits compensatoires fédéraux peuvent être émis dans le cadre du Règlement.

1.0 Introduction

Le captage du dioxyde de carbone (CO₂) direct de l’air est une technologie qui permet de capter le CO₂ directement de l’atmosphère à l’aide de procédés chimiques, mécaniques ou électrochimiques. Le CO₂ capté peut être injecté sous terre et plusieurs formations géologiques souterraines au Canada offrent une solution permanente fiable pour le stockage du CO₂. Le stockage du CO₂ capté direct de l’air dans les formations géologiques souterraines constitue une approche de retrait du CO₂ (RDC) technologique qui peut réduire les niveaux de CO₂ dans l’atmosphère afin de compléter les efforts de réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES).

Le protocole fédéral de crédits compensatoires Captage et stockage géologique du dioxyde de carbone direct de l’air (CSCDA) sera destiné à être utilisé par un promoteur qui entreprend un projet visant à capter du CO₂ directement de l’atmosphère et à le stocker dans des formations géologiques souterraines. Le résultat sera des retraits de GES comparé à un scénario de maintien du statu quo pour lesquels des crédits compensatoires fédéraux peuvent être émis en vertu du Règlement sur le régime canadien de crédits compensatoires concernant les gaz à effet de serre (le Règlement)^{Note de bas de page 1} .

Le promoteur doit suivre la méthode et satisfaire aux exigences énoncées dans le présent protocole, y compris celles pour quantifier et déclarer les retraits de GES générés par les activités de projet admissibles. Les exigences contenues dans le présent protocole font partie du Règlement et doivent être lues conjointement aux dispositions qui y sont énoncées.

Le protocole est conçu de manière à assurer qu’un projet génère des retraits de GES qui sont réels, additionnels, quantifiés, vérifiés, uniques et permanents. Par ailleurs, le protocole a été élaboré conformément aux principes de la norme ISO 14064-2:2019 Gaz à effet de serre – Partie 2 : Spécifications et lignes directrices, au niveau des projets, pour la quantification, la surveillance et la rédaction de rapports sur les réductions d’émissions ou les accroissements de suppressions des gaz à effet de serre pour veiller à ce que les retraits de GES générés par la mise en œuvre d’un projet et déclarés soient pertinents, complets, cohérents, exacts, transparents et prudents.

Un projet dans le cadre du présent protocole peut seulement générer des retraits de GES du stockage du CO₂ capté directement de l’atmosphère dans des formations géologiques souterraines terrestres. Un projet dans le cadre du présent protocole ne peut pas avoir lieu sur des terres non visées par un cadre réglementaire sur le stockage géologique du CO₂. En vertu du présent protocole, les retraits de GES ne peuvent pas être générés par le stockage du CO₂ capté à partir d’une source ponctuelle (p. ex., installation industrielle), le stockage du CO₂ dans des matériaux ou produits (p. ex., béton et résidus miniers), ou l’utilisation du CO₂ aux fins de la récupération assistée de pétrole^{Note de bas de page 2} .

2.0 Termes et définitions

Cadre réglementaire sur le stockage géologique du dioxyde de carbone (CO₂)

désigne les lois, les règlements et les autres instruments juridiques établis par un gouvernement, qui détaillent les exigences, les approbations et les permis nécessaires pour qu’un exploitant du stockage stocke du CO₂ dans un réservoir de stockage.

Centre de stockage

désigne une infrastructure d’injection et un réservoir de stockage correspondant partagés qui peuvent être utilisés pour stocker le CO₂ capté à partir de plusieurs sources.

Chaleur résiduelle

désigne la chaleur produite en tant que sous-produit de processus industriels et rejetée dans l’environnement en l’absence du projet.

Dioxyde de carbone capté (CO₂)

désigne le CO₂ de l’atmosphère capté à une installation de captage sur le site de projet.

Exploitant du captage

désigne l’entité responsable de l’exploitation de l’installation de captage; cette entité peut être le promoteur et il peut s’agir de la même entité que l’exploitant du transport ou de l’exploitant du stockage.

Exploitant du stockage

désigne l’entité responsable de l’exploitation d’une infrastructure d’injection et de la surveillance et de la supervision d’un réservoir de stockage correspondant; cette entité peut être le promoteur et il peut s’agir de la même entité que l’exploitant du captage ou que l’exploitant du transport.

Exploitant du transport

désigne l’entité responsable de l’exploitation de l’infrastructure de transport; cette entité peut être le promoteur et il peut s’agir de la même entité que l’exploitant du captage ou que l’exploitant du stockage.

Infrastructure d’injection

désigne le(s) puit(s) d’injection et l’équipement et les bâtiments d’appui pour l’injection du CO₂ dans un réservoir de stockage correspondant.

Infrastructure de transport

désigne la section de pipeline ou l’équipement mobile qui transporte le CO₂ de l’installation de captage à l’infrastructure d’injection.

Installation de captage

désigne l’équipement et les bâtiments d’appui pour le captage du CO₂ direct de l’air, y compris pour l'isolement, la purification, la compression et/ou la déshydratation du CO₂ capté.

Période de projet

désigne la période pendant laquelle le promoteur est assujetti au Règlement pour un projet inscrit, y compris la période de comptabilisation et la période de surveillance de la permanence.

Période de surveillance de la permanence

désigne la période au cours de laquelle le promoteur doit surveiller la permanence des retraits de GES générés par le projet conformément au paragraphe 22(1) du Règlement.

Permanent

désigne que les retraits de GES générés par le projet et pour lesquels des crédits compensatoires fédéraux ont été émis ne sont pas affectés par un rejet pendant 100 ans après la fin de la période de comptabilisation du projet.

Point d’injection

désigne l’emplacement en surface dans une infrastructure d’injection (p. ex., le puits d’injection) à partir duquel le CO₂ est injecté dans le réservoir de stockage correspondant.

Rejet

désigne soit la fuite de CO₂ stocké par un projet du réservoir de stockage dans l’atmosphère, soit la migration souterraine de CO₂ stocké par un projet à l’extérieur du réservoir de stockage.

Renversement

désigne un rejet pendant la période de surveillance de la permanence, ou la portion d’un rejet, au cours de la deuxième période visée par un rapport et des périodes visées par un rapport subséquentes, qui dépasse la quantité nette de CO₂ stocké par un projet durant l’année civile respective.

Réservoir de stockage

désigne l’étendue de la formation géologique souterraine à l’intérieur de laquelle le CO₂ injecté est attendu de migrer, telle que délimitée et autorisée par le cadre réglementaire sur le stockage géologique du CO₂ de la juridiction où se trouve le site de projet.

Site de projet

désigne la combination de l’installation de captage, de l’infrastructure de transport, de l’infrastructure d’injection et du réservoir de stockage correspondant utilisés aux fins du projet.

3.0 Scénario de référence

3.1 Condition de référence

Pour qu’un projet soit admissible à ce protocole, la condition de référence suivante doit être respectée avant la date de début du projet:

• Du CO₂ n’a jamais été capté à l’installation de captage sur le site de projet.

4.0 Scénario de projet

4.1 Conditions de projet

Pour qu’un projet soit admissible à ce protocole, les conditions de projet suivante doivent être respectées:

• le CO₂ capté et stocké dans le cadre d’un projet vient directement de l’atmosphère
• le site de projet est situé au Canada, dans une seule province ou un seul territoire
• le site de projet est situé dans une juridiction de stockage admissible, conformément à la section 4.2
• le site de projet comprend seulement une installation de captage et une infrastructure d’injection avec un réservoir de stockage correspondant
• le CO₂ capté à l’installation de captage sur le site de projet n’a pas été injecté dans un réservoir de stockage ni utilisé à des fins autres que le stockage géologique du CO₂ avant la date de début du projet
• l’installation de captage sur le site de projet ne doit pas être dans un autre site de projet dans le cadre de ce protocole
• l’installation de captage sur le site de projet ne doit pas être dans le cadre d’un projet inscrit dans un programme de crédits compensatoires pour les GES autre que celui prévu dans le Règlement
• l’installation de captage sur le site de projet a commencé à être exploitée le 1^er janvier 2022 ou après
• l’infrastructure d’injection et le réservoir de stockage correspondant sur le site de projet sont évalués, approuvés, autorisés et exploités conformément à toutes les exigences applicables du cadre réglementaire sur le stockage géologique du CO₂ en vigueur dans la juridiction de stockage admissible applicable
• l’infrastructure d’injection et le réservoir de stockage correspondant sur le site de projet ont des exigences de surveillance propres au site établies et approuvées en vertu du cadre réglementaire sur le stockage géologique du CO₂ dans la juridiction de stockage admissible applicable et qui demeurent en vigueur pour la durée de la période de projet^{Note de bas de page 3} 
• l’injection du CO₂ capté dans le réservoir de stockage sur le site de projet ne peut pas être à des fins de récupération assistée de pétrole
• l’exploitant du stockage actuel du réservoir de stockage dans le site de projet n’a jamais été responsable ou associé à un renversement volontaire en vertu du Règlement
• le promoteur a conclu les accords nécessaires pour accéder à l’ensemble des renseignements et des données sur la permanence des retraits de GES dans le réservoir de stockage et sur tout rejet du réservoir de stockage pendant la durée de la période de projet

4.2 Juridictions de stockage admissibles

Une juridiction de stockage admissible est une province ou un territoire au Canada où un projet dans le cadre de ce protocole peut avoir lieu.

Une juridiction désignée, au sens du paragraphe 127.44 (13) de la Loi de l’impôt sur le revenu est une juridiction qui, selon le ministre de l’Environnement, dispose de lois environnementales et d’organismes d’application de la loi (c.-à-d un cadre réglementaire sur le stockage géologique du CO₂) régissant le stockage permanent du CO₂ capté qui sont suffisants.

Les juridictions de stockage admissibles dans le cadre de ce protocole sont les juridictions désignées canadiennes prévue par la Loi de l’impôt sur le revenu.

4.3 Activités de projet admissibles

Les activités de projet admissibles sont :

• l’exploitation d’une installation de captage sur le site de projet
  • il n’y a pas de restriction quant aux procédés spécifiques de captage du CO₂ direct de l’air utilisés; la technologie de captage peut utiliser des solvants liquides, des sorbants solides ou toute autre méthode existante ou nouvelle
  • pendant la période de comptabilisation, l’installation de captage sur le site de projet peut fournir du CO₂ à des fins ou des utilisations finales autre que le stockage géologique^{Note de bas de page 4}
• l’exploitation de l’infrastructure de transport sur le site de projet (p. ex., pipeline, train, camion)
  • l’infrastructure de transport sur le site de projet utilisée pour transporter le CO₂ capté pouvait être en exploitation avant le 1^er janvier 2017 à des fins différentes que celles du projet
• l’exploitation de l’infrastructure d’injection sur le site de projet
  • l’infrastructure d’injection sur le site de projet a pu injecté du CO₂ dans le réservoir de stockage correspondant avant le 1^er janvier 2017, et peut être un centre de stockage acceptant le CO₂ des sources non-liées au projet (c.-à-d. autres installations de captage direct de l’air ou à source ponctuelle)
• la gestion du réservoir de stockage sur le site de projet
  • autre que la récupération assistée de pétrole qui n’est pas admissible, il n’y a aucune restriction en ce qui concerne le type géologique du réservoir de stockage utilisé

5.0 Additionnalité

5.1 Additionnalité juridique

Les retraits de GES générés par un projet ne doivent pas découler de lois ou de règlements fédéraux, provinciaux ou territoriaux, des règlements municipaux ou tout autre mandat juridiquement contraignant.

Si, à tout moment après l’inscription du projet, les retraits de GES réalisés grâce au projet deviennent exigés par la loi ou des exigences prévues par la loi, les retraits de GES ne seront plus additionnels et, par conséquent, des crédits compensatoires fédéraux ne peuvent être émis pour les retraits de GES générés que jusqu’à la date qui précède immédiatement la date d’entrée en vigueur de la loi ou l’exigence juridique.

5.2 Mécanismes provinciaux ou fédéraux de tarification des émissions de GES

Les réductions de GES résultant de la réduction ou du remplacement de combustibles assujettis à une redevance réglementaire sur les combustibles ou un autre mécanisme de tarification pour les émissions de GES ne sont pas admissibles aux crédits compensatoires fédéraux.

6.0 Exigences générales

6.1 Date de début du projet

La date de début d’un projet correspond au premier jour où du CO₂ capté de l’installation de captage sur le site de projet est injecté dans le réservoir de stockage dans le site de projet.

Afin d’être admissible dans le cadre de ce protocole, un projet doit avoir une date de début égale ou postérieure au 1^er janvier 2022.

6.2 Emplacement et limites géographiques du site de projet

Le promoteur doit répertorier et déclarer l’emplacement et les limites géographiques du site de projet, et présenter un plan du site.

La limite géographique du site de projet doit être établie conformément au Règlement.

Le plan du site doit indiquer où se trouvent tous les éléments du site de projet; cela comprend l’installation de captage, l’infrastructure de transport, l’infrastructure d’injection et le réservoir de stockage correspondant. Le plan du site doit également indiquer l’emplacement et la disposition de tous les éléments du projet associés au captage et stockage géologique du CO₂ direct de l’air, y compris l’équipement de captage du CO₂ direct de l’air, le pipeline de CO₂, le(s) puit(s) d’injection du CO₂, les appareils de mesure et tout autre équipement associé aux sources, puits et réservoirs (SPR) dans la limite de GES du projet.

Pour le réservoir de stockage dans le site de projet, le plan du site doit inclure des détails sur le type géologique, les mécanismes de confinement et de piégeage, et tous les puits pénétrant dans le réservoir de stockage.

6.3 Agrégation

L’agrégation de deux projets CSCDA ou plus n’est pas admissible en vertu de ce protocole.

6.4 Mesures de protection environnementales et sociales

6.4.1 Conformité avec les exigences applicables

Le promoteur doit s’assurer que les activités de projet sont conformes aux lois, règlements, directives, baux, licences, permis et autres exigences applicables à l’installation de captage, à l’infrastructure de transport, à l’infrastructure d’injection et au réservoir de stockage sur le site de projet. Cela comprend les exigences liées à des considérations techniques, environnementales, de santé et de sécurité.

6.4.2 Évitement du remplacement d’énergie renouvelable

Si le promoteur se procure de l’énergie renouvelable pour un projet (p. ex., pour l’exploitation d’une installation de captage), il doit s’assurer et démontrer que cette énergie renouvelable est additionnelle, c’est-à-dire que l’énergie renouvelable est générée explicitement pour le projet et qu’elle n’est pas déplacée et retirée d’un réseau ou d’utilisateurs préexistants.

L’énergie renouvelable additionnelle que le promoteur s’est procurée pour un projet doit être produite dans la même province ou le même territoire que le projet. Lorsque l’énergie renouvelable est fournie par le réseau, le projet et l’installation de production d’énergie doivent être reliés au même réseau dans la province ou le territoire du projet.

Le promoteur doit également s’assurer qu’il a la revendication exclusive des caractéristiques environnementales de l’énergie renouvelable procurée pour le projet afin d’assurer qu’elles ne sont pas revendiquées par une autre entité (p. ex., au moyen de crédits/certificats d’énergie renouvelable).

7.0 Limite de GES du projet

La limite de GES du projet (figure 1) contient les sources, puits et réservoirs (SPR) de GES qui doivent être inclus ou exclus dans le scénario de référence et/ou le scénario de projet afin de déterminer les retraits de GES générés par le projet.

Le tableau 1 fournit des détails supplémentaires sur les SPR identifiés pour le scénario de projet, ainsi qu’une justification pour les inclure ou les exclure dans la quantification des retraits de GES. Selon la section 3.0, puisqu’il n’y a pas de stockage de CO₂ capté dans le scénario de référence d’un projet dans le cadre de ce protocole, il n’y a aucun SPR de scénario de référence identifié.

Trois GES sont pertinents pour les SPR visés par le présent protocole : le dioxyde de carbone (CO₂), le méthane (CH₄) et l’oxyde nitreux (N₂O).

Figure 1 : Illustration de la limite de GES du projet

8.0 Méthode de quantification

Cette section contient la méthode de quantification que doit employer le promoteur pour quantifier les retraits de GES des scénarios de référence et de projet, qui sont par la suite utilisés pour quantifier les retraits de GES générés par le projet.

Les retraits de GES du scénario de référence sont les retraits de GES qui auraient été produits en l’absence du projet, quantifiés en fonction des SPR dans la limite de GES du projet. Les retraits de GES du scénario de projet sont les retraits réels de GES produits par les SPR dans la limite de GES du projet. Les retraits de GES générés par le projet sont quantifiés par la soustraction des retraits de GES du scénario de référence et des retraits de GES du scénario de projet, comme il est indiqué à la section 8.4.

La quantification des retraits de GES des scénarios de référence et de projet doit comprendre tous les retraits de GES qui auraient été susceptibles de se produire en l'absence du projet (scénario de référence) et qui se sont produits (scénario de projet) pendant la période visée par un rapport et doit inclure les sous-totaux exprimés en tonnes d’équivalent de CO₂ (t CO₂e) pour chaque année civile, complète ou partielle, afin de permettre l’émission des crédits compensatoires résultants par année civile.

Certains coefficients d’émissions ou valeurs de référence qui sont utilisés dans la quantification sont fournis dans le document intitulé Coefficients d’émission et valeurs de référence.

8.1 Retraits de GES du scénario de référence

Les retraits de GES du scénario de référence doivent regrouper l’ensemble des GES émis dans l’atmosphère (sources) et des GES retirés de l’atmosphère (puits) dans le scénario de référence. Puisqu’il n’y a aucun SPR de scénario de référence, les retraits de GES du scénario de référence d’un projet dans le cadre de ce protocole (équation 1) sont égaux à zéro et la valeur du terme RR_C dans l’équation 32 de la Section 8.4 est zéro.

Équation 1 :  Retraits de GES du scénario de référence

8.2 Retraits de GES du scénario de projet

Les retraits de GES du scénario de projet doivent regrouper l’ensemble des GES émis dans l’atmosphère et des GES retirés de l’atmosphère dans le scénario de projet.

Le promoteur doit utiliser l’équation 2 et les équations subséquentes de la présente section pour quantifier les retraits de GES du scénario de projet pour chaque année civile, complète ou partielle, couverte par une période visée par un rapport, selon les SPR inclus décrits dans le tableau 1.

Les retraits de GES du scénario de projet sont quantifiés en soustrayant les émissions de projet et les rejets de CO₂ de la quantité brute de CO₂ injecté dans le réservoir de stockage.

Équation 2 : Retraits de GES du scénario de projet

Le promoteur doit utiliser l’équation 3 ou 4 pour quantifier la quantité brute de CO₂ injecté dans le réservoir de stockage aux fins du projet durant une année civile couverte par la période visée par un rapport. Le choix d’équation dépend de l’appareil de mesure utilisé pour mesurer le CO₂ injecté. Si un débitmètre volumétrique est utilisé, le promoteur doit utiliser l’équation 3; si un débitmètre massique est utilisé, le promoteur doit utiliser l’équation 4.

Équation 3 : Quantité brute de CO₂ injecté – débit volumétrique

Équation 4 : Quantité brute de CO₂ injecté – débit massique

Le promoteur doit utiliser l’équation 5 et les équations associées afin the quantifié les émissions de projet qui comprennent celles provenant du forage de puits; de la production et de l’élimination des intrants matériels pour le captage du CO₂ direct de l’air; de l’exploitation des infrastructures et des installations de captage, de transport, d’injection et de stockage; et des émissions évacuées et fugitives de l’infrastructure d’injection. La valeur obtenue en déduisant les émissions de projet (équation 5) de la quantité brute de CO₂ injecté (équation 3 ou 4) est appelée CO₂ net stocké dans ce protocole.

Équation 5 : Émissions de projet

Comme l’équation 5 quantifie les émissions du projet, chaque paramètre doit être calculée au prorata de la quantité de CO₂ attribuée au projet dans le cas des installations et infrastructures partagés. Le promoteur doit utiliser les équations 6, 7 et 8 afin de déterminer un facteur de proration pour les émissions de projet associées à l’installation de captage, à l’infrastructure de transport et à l’infrastructure d’injection sur le site de projet, en fonction de la quantité de CO₂ attribuée au projet. Le CO₂ non attribué au projet qui est capté à une installation de captage partagée ou injecté à une infrastructure d’injection partagée ne peut pas générer des crédits compensatoires fédéraux pour le projet.

Équation 6 : Facteur de proration pour une installation de captage partagée

Équation 7 : Facteur de proration pour une infrastructure de transport partagée

Équation 8 : Facteur de proration pour l’infrastructure d’injection et le réservoir de stockage correspondant partagés

Le promoteur doit utiliser l’équation 9 pour quantifier les émissions provenant de la venue et de l’éruption de gaz lors du forage de puits sur le site de projet.

Équation 9 : Émissions provenant de la venue et de l’éruption de gaz lors du forage de puits

Le promoteur doit utiliser les équations 10 et 11 pour quantifier les émissions liées à la production et la livraison et la perte, l’élimination ou le recyclage des intrants matériels consommés à l’installation de captage sur le site de projet. S’il y a plusieurs d’intrants matériels, la somme doit être utilisée. Le promoteur doit s’assurer que des coefficients d’émission spécifique au matériel et au projet sont déterminer et utiliser pour chaque intrant matériel.

Équation 10 : Production et livraison des intrants matériels consommés à l’installation de captage

Équation 11 : Perte, élimination ou recyclage des intrants matériels utilisés de l’installation de captage

Le promoteur doit utiliser l’équation 12 pour quantifier les émissions provenant de l’extraction, du traitement et de la livraison des combustibles fossiles consommés sur site pour l’exploitation du projet CSCDA. Ceci inclus l’exploitation de l’installation de captage, de l’infrastructure de transport et de l’infrastructure d’injection et la surveillance du réservoir de stockage correspondant. S’il y a plusieurs combustibles fossiles utilisé avec des coefficients d’émissions différents, la somme doit être utilisée.

Équation 12 : Émissions provenant de l’extraction, du traitement et de la livraison des combustibles fossiles consommés sur site pour l’exploitation du projet CSCDA

Le promoteur doit utiliser les équations 13 à 25 pour quantifier les émissions de l’exploitation du projet CSCDA, ce qui inclus l’exploitation de l’installation de captage, de l’infrastructure de transport, de l’infrastructure d’injection et le réservoir de stockage correspondant.

Équation 13 : Émissions provenant de l’exploitation du projet CSCDA

Le promoteur doit utiliser l’équation 14 pour quantifier les émissions provenant de l’exploitation de l’installation de captage sur le site de projet.

Équation 14 : Émissions provenant de l’exploitation de l’installation de captage

Le promoteur doit utiliser l’équation 15 pour quantifier les émissions provenant de la production d’électricité hors site pour l’exploitation du site de captage. Dans le cas de plusieurs sources d’électricité générée hors site, la somme doit être utilisée.

Équation 15 : Émissions provenant de la production d’électricité hors site pour l’exploitation de l’installation de captage

Le promoteur doit utiliser l’équation 16 pour quantifier les émissions provenant de la production de chaleur hors site pour l’exploitation de l’installation de captage. S’il y a plusieurs sources de chaleur générée hors site, la somme doit être utilisée.

Le coefficient d’émission utilisé peut être celui qui est indiqué dans le document Coefficients d’émission et valeurs de référence ou une valeur propre au procédé fournie par le producteur de chaleur. Dans le cas de la chaleur résiduelle, le coefficient d’émission est nul puisque toutes les émissions sont attribuées au processus industriel initial. Aucune émission provenant de la production de la chaleur résiduelle n’est attribuée au projet, puisque la chaleur aurait été rejetée dans l’environnement en l’absence du projet.

Équation 16 : Émissions provenant de la production de chaleur hors site pour l’exploitation de l’installation de captage

Le promoteur doit utiliser l’équation 17 pour quantifier les émissions provenant de la combustion sur site de combustibles fossiles pour la production de la chaleur, de l’électricité ou de l’énergie pour l’exploitation de l’installation de captage sur le site de projet. S’il y a plusieurs combustibles fossiles utilisé à l’installation de captage, la somme doit être utilisée.

Équation 17 : Émissions provenant de la combustion sur site de combustibles fossiles pour la production de la chaleur, de l’électricité ou de l’énergie pour l’exploitation de l’installation de captage

Le promoteur doit utiliser l’équation 18 pour quantifier les émissions provenant de l’exploitation de l’installation de captage sur le site de projet.

Équation 18 : Émissions provenant de l’exploitation de l’infrastructure de transport

Le promoteur doit utiliser l’équation 19 pour quantifier les émissions provenant de la production d’électricité hors site pour l’exploitation de l’infrastructure de transport.

Équation 19 : Émissions provenant de la production d’électricité hors site pour l’exploitation des infrastructures de transport

Le promoteur doit utiliser l’équation 20 pour quantifier les émissions provenant de la combustion sur site de combustibles fossiles pour la production de la chaleur, de l’électricité ou de l’énergie pour l’exploitation de l’infrastructure de transport sur le site de projet. S’il y a plusieurs combustibles fossiles utilisé à l’infrastructure de transport, la somme doit être utilisée.

Équation 20 : Émissions provenant de la combustion sur site de combustibles fossiles pour la production de la chaleur, de l’électricité ou de l’énergie pour l’exploitation de l’infrastructure de transport

Le promoteur doit utiliser l’équation 21 pour quantifier les émissions provenant de la combustion de combustibles fossiles pour l’exploitation d’infrastructure de transport mobile. Les modes mobiles exclus les pipelines, et inclus les modes comme camions et train. S’il y a plusieurs infrastructures de transport mobiles utilisé sur le site de projet, la somme doit être utilisée.

Équation 21 : Émissions provenant de l’exploitation d’infrastructure de transport mobile

Le promoteur doit utiliser l’équation 22 pour quantifier les émissions provenant de l’exploitation de l’infrastructure d’injection et de la surveillance du réservoir de stockage correspondant sur le site de projet.

Équation 22 : Émissions provenant de l’exploitation de l’infrastructure d’injection et de la surveillance du réservoir de stockage correspondant

Le promoteur doit utiliser l’équation 23 pour quantifier les émissions provenant de la production d’électricité hors site pour l’exploitation de l’infrastructure d’injection et pour la surveillance du réservoir de stockage correspondant.

Équation 23 : Émissions provenant de la production d’électricité hors site pour l’exploitation de l’infrastructure d’injection et pour la surveillance du réservoir de stockage correspondant

Le promoteur doit utiliser l’équation 24 pour quantifier les émissions provenant de la production de chaleur hors site pour l’exploitation de l’infrastructure d’injection et pour la surveillance du réservoir de stockage correspondant.

Équation 24 : Émissions provenant de la production hors site de chaleur pour l’exploitation de l’infrastructure d’injection et pour la surveillance du réservoir de stockage correspondant

Le promoteur doit utiliser l’équation 25 pour quantifier les émissions provenant de la combustion sur site de combustibles fossiles pour la production de la chaleur, de l’électricité ou de l’énergie pour l’exploitation de l’infrastructure d’injection et pour la surveillance du réservoir de stockage correspondant. S’il y a plusieurs combustibles fossiles utilisé à l’installation de captage, la somme doit être utilisée.

Équation 25 : Émissions provenant de la combustion sur site de combustibles fossiles pour la production de la chaleur, de l’électricité ou de l’énergie pour l’exploitation de l’infrastructure d’injection et pour la surveillance du réservoir de stockage correspondant

Le promoteur doit utiliser l’équation 26 pour quantifier les émissions évacuées de l’infrastructure d’injection sur le site de projet après la mesure du CO₂ destiné d’être injecté. Les émissions évacuées sont estimées chaque fois qu’un événement se produit. VOL_evac doit être la somme de tous les événements d’évacuation à l’infrastructure d’injection durant une année civile couverte par une période visée par un rapport

Équation 26 : Émissions évacuées de l’infrastructure d’injection

Le promoteur doit utiliser l’équation 27 pour quantifier les émissions fugitives de l’infrastructure d’injection sur le site de projet après la mesure du CO₂ destiné d’être injecté. Les émissions fugitives sont estimées pour chaque source sur le site de projet, en fonction d’un taux d’émission estimé pour chaque raccord ou composant.

Équation 27 : Émissions fugitives de l’infrastructure d’injection

Le promoteur doit déterminer l’ampleur des rejets associés avec le projet durant une année civile couverte par la période visée par un rapport. La mesure directe d’un rejet n’est probablement pas possible alors l’ampleur d’un rejet doit être déterminée par une estimation technique.

Dans le cas d’un réservoir de stockage partagé, the promoteur doit déterminer la proportion des rejets totaux du réservoir de stockage qui sont associés au projet. Si le promoteur n’est pas l’exploitant du stockage, le promoteur doit avoir accès, pendant toute la période de projet, aux renseignements et aux donnés de l’exploitant du stockage, y compris les rejets totaux du réservoir de stockage et le total du CO₂ injecté. Le promoteur doit ensuite utiliser l’équation 28 pour déterminer la contribution relative du projet au total du CO₂ injecté dans le réservoir de stockage au cours de toutes les opérations historiques et quantifier les rejets de CO₂ associés au projet. L’équation utilise un paramètre INJ_CO2,c dont la valeur est le résultat de l’équation 3 ou 4 pour chaque année civile d’exploitation du projet jusqu'à la dernière année civile de la période visée par un rapport actuelle.

Équation 28 : Rejets de CO₂ associés au projet utilisant un réservoir de stockage partagé

L’incertitude globale de l’estimation des rejets doit être dans une plage de ±7.5%. Dans le cas ou l’incertitude globale de l’estimation des rejets dépasse la plage acceptable de ±7.5%, l’ajustement d’incertitude présenter dans l’équation 29 doit être appliqué à REJ_CO2 avant son utilisation dans l’équation 2 (dans le cas d’un réservoir de stockage utilisé exclusivement par le projet) ou TREJ_CO2 avant son utilisation dans l’équation 28 (dans le cas d’un réservoir de stockage partagé)

Équation 29: Ajustement d’incertitude pour l’estimation des rejets

Le résultat de l’équation 2 sera zéro ou positif si les rejets du CO₂ attribué au projet durant une année civile couverte par la période visée par un rapport sont moins ou égale au CO₂ net stocké pendant l’année civile concernée. Dans ce cas, les rejets n’ont pas entrainé un renversement et ont réduit seulement les retraits de GES du scenario de projet à une value de zéro ou plus.

Pendant la première période visée par un rapport, le résultat de l’équation 2 pourrait être négatif si les rejets du CO₂ durant une année civile dépassent le CO₂ net stocké pendant l’année civile respective. Cependant, les rejets pendant la première période visée par un rapport ne peuvent pas entrainer un renversement, quelle que soit leur ampleur, puisqu’que aucun crédit compensatoire n’a été émis pour le projet. Les retraits de GES négatifs dans la première période visée par un rapport quantifiés en utilisant l’équation 2 doivent être reportés à la prochaine période visée par un rapport, conformément au paragraphe 20(5) du Règlement. La valeur absolue des retraits de GES négatifs (c.-à-d. l’augmentation nette des émissions de GES) correspond à la variable Di du paragraphe 29(2) du Règlement. Ce solde sera appliqué à l’émission des crédits de la première année civile de la période visée par un rapport suivante, puis reportée subséquemment à chaque année civile suivante jusqu’à ce que suffisamment de retraits de GES soit générés pour compenser la totalité des retraits négatifs initiales.

Pendant la deuxième période visée par un rapport et les périodes visée par un rapport suivantes, le résultat de l’équation 2 pourrait être négatif si les rejets du CO₂ durant une année civile dépassent le CO₂ net stocké pendant l’année civile concernée, ce qui entraine un renversement. Voir la section 10.3 pour les dispositions relatives à la quantification des retraits de GES dans ce cas. 

8.3 Fuite

Étant donné que le scénario de référence d’un projet est l’absence du stockage géologique de CO₂ capté direct de l’air sur le site de projet, il n’y a pas de risque de fuite pour les projets en vertu de ce protocole.

Par conséquent, il n’y a pas de facteur de réduction pour les fuites (qui correspond à la variable Ci dans la formule du paragraphe 20(2) du Règlement) à appliquer pour la quantification des retraits de GES générés par un projet entrepris en vertu du protocole.

8.4 Retraits de GES du projet

Le promoteur doit utiliser l’équation 30 pour quantifier les retraits de GES (RET_C) générés par le projet, qui correspondent aux réductions de GES déterminées conformément à l’article 20 du Règlement.

Équation 30 : Retraits de GES du projet

9.0 Mesures et données

9.1 Appareils de mesure

Le promoteur doit s’assurer que les appareils de mesure appropriés sont installés et exploités conformément aux exigences dans les sections suivantes. Le promoteur doit avoir accès à l’ensemble des renseignements et des données des appareils de mesure concernant le captage, le transport et le stockage du CO₂ pendant la période de projet afin de respecter toutes les exigences applicables du Règlement et du présent protocole. 

9.1.1 Compteurs

Compteurs d’injection du CO₂ : Le projet doit comprendre des compteurs d’injection du CO₂ permanents qui mesurent en continu le volume ou la masse de CO₂ injecté par le projet à l’infrastructure d’injection sur le site de projet.

Compteurs de transfert de propriété : Au besoin, le projet doit utiliser les données des compteurs de transfert de propriété sur le site de projet pour obtenir des mesures pertinentes et précises du CO₂ capté et transporté associé au projet.

Autres compteurs : Le volume de combustibles fossiles consommés à l’installation de captage, à l’infrastructure de transport et/ou à l’infrastructure d’injection doit être déterminé au moyen de registres d’achat ou mesuré par des débitmètres permanents. Les données sur le volume doivent être converties en mètres cubes (m³) pour s’aligner sur la méthode de quantification présentée à la section 8.0. Le projet doit également comprendre des compteurs permanents qui mesurent en continu la quantité d’électricité ou de chaleur produite hors site consommée à l’installation de captage, à l’infrastructure de transport et/ou à l’infrastructure d’injection sur le site de projet.

9.1.2 Analyseur de CO₂

Le projet doit comprendre des analyseurs de CO₂ permanents (p. ex., capteurs infrarouges non dispersive) qui mesurent en continu la composition du débit de CO₂ provenant de l’installation de captage sur le site de projet.

9.1.3 Appareils de mesure de la température et de la pression

Si un débitmètre massique et utilisé afin de mesurer le CO₂, ou si un débitmètre volumétrique corrige automatiquement le volume de CO₂ pour qu’il corresponde aux conditions de température et de pression standard qui correspondent à la valeur de densité utilisée, aucune mesure supplémentaire de la température et de la pression n’est nécessaire. Si un débitmètre volumétrique qui ne corrige pas automatiquement le volume de CO₂ et utilisé, des appareils de mesure de la température et de la pression permanents doivent être installés pour mesurer la température et la pression à la même fréquence de mesure que le volume non corrigé de CO₂ (section 9.2).

9.1.4 Disposition des appareils de mesure

Compteurs d’injection du CO₂ : Ces compteurs doivent être placés en amont du point d’injection à l’infrastructure d’injection sur le site de projet. Ces compteurs doivent également être placés aussi près que possible du point d’injection, afin de mesurer une valeur qui représente fidèlement le CO₂ associé au projet. Si le projet fait appel à une infrastructure de transport partagée ou à une infrastructure d’injection partagée (p. ex., un centre de stockage), cela peut nécessiter de placer des compteurs d’injection du CO₂ plus en amont du point d'injection afin de mesurer le CO₂ attribué au projet séparément du CO₂ non lié au projet qui est transporté vers l’infrastructure d’injection sur le site de projet et injecter dans celle-ci.

Compteurs de transfert de propriété : Ces compteurs doivent être placés ou sélectionné à des emplacements qui permettront de recueillir des données exactes et représentatives du paramètre de projet mesuré, séparément du CO₂ non lié au projet qui est transporté vers l’infrastructure d’injection sur le site de projet et injecter dans celle-ci (p. ex., avant le point de raccordement avec le CO₂ non lié au projet).

Analyseurs de CO₂ : Ces analyseurs doivent être placés en aval de l’installation de captage et :

• dans le cas où l’installation de captage fournit du CO₂ à l’infrastructure d’injection par une infrastructure de transport exclusive au projet, ils peuvent être aussi loin en aval que l’infrastructure d’injection, car on présume que la concentration de CO₂ ne change pas à travers le transport.
• dans le cas où l’installation de captage fournit du CO₂ à l’infrastructure d’injection par une infrastructure de transport partagée, ils doivent être placés immédiatement en aval de l’installation de captage, avant le point de raccordement avec du CO₂ provenant d’autres sources qui utilisent l’infrastructure de transport.

9.2 Méthode et fréquence des mesures et des estimations

Le tableau 2 indique les paramètres de la méthode de quantification devant être mesurés ou estimés et fournit des détails concernant la méthode et la fréquence pertinentes.

9.3 Assurance de la qualité et contrôle de la qualité

Le promoteur doit disposer de procédures d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité (AQ/CQ) et doit les mettre en œuvre pour s’assurer que l’ensemble des mesures et des calculs ont été effectués conformément au présent protocole et peuvent être vérifiés.

Tous les compteurs et analyseurs de CO₂ utilisé aux fins du projet doivent être soumis à :

• une vérification de l’exactitude en suivant les spécifications du fabricant au moins une fois par année civile; la dernière vérification ne doit pas avoir lieu plus de deux mois avant ou après la fin de la période visée par un rapport;
• un étalonnage par le fabricant ou par un tiers qualifié à cet effet en suivant les spécifications du fabricant, conformément à la fréquence précisée par celui-ci ou tous les cinq ans, selon ce qui est le plus fréquent.

L’exactitude de mesure de tous les appareils de mesure doit montrer que la lecture de l’appareil de mesure se situe dans une plage d’exactitude de ± 5 %. Lorsque l’appareil de mesure montre un écart de la plage de ± 5 %, une ou plusieurs mesures correctives appropriées doivent être prises, conformément aux spécifications du fabricant.

Après l’application de la ou les mesures correctives, il faut vérifier de nouveau l’exactitude de l’appareil de mesure. Si l’appareil de mesure n’est toujours pas dans la plage de ± 5 %, il doit être étalonné par le fabricant ou par un tiers qualifié à cet effet et conformément aux spécifications du fabricant pas plus de deux mois après la fin de la période visée par un rapport.

Quand l’exactitude de mesure d’un appareil de mesure indique une lecture en dehors de la plage d’exactitude de ± 5 %, il faut appliquer les règles suivantes aux valeurs mesurées pour toute la période à partir de la dernière fois où l’appareil de mesure a indiqué une lecture dans la plage de ± 5 %, jusqu’au moment où l’appareil de mesure indique un retour à une exactitude de ± 5 % :

• lorsque l’appareil de mesure imprécis indique une sous-déclaration, il faut utiliser les valeurs mesurées sans les corriger;
• lorsque l’appareil de mesure imprécis indique une surdéclaration, il faut corriger les valeurs mesurées en fonction du pourcentage d’écart de l’exactitude de l’appareil de mesure par rapport à la plage de ± 5 %.

9.4 Données manquantes

Si un appareil de mesure ne produit pas les données requises dans la section 9.2, il est possible de remplacer les données manquantes à l’aide de la méthode de la présente section. Si les données manquantes ne sont pas remplacées, aucun retrait de GES ne peut être quantifié pour l’émission des crédits compensatoires pour la période pendant laquelle les données sont manquantes.

Les données manquantes d’un appareil de mesure ne peuvent être remplacées que si l’état de fonctionnement et le bon fonctionnement des puits d’injection et tous autres compteurs de transfert de propriété ou d’injection sur le site de projet peuvent être démontrés à l’aide des renseignements et des données appropriés.

De plus, les données manquantes d’un compteur d’injection du CO₂ ou d’un analyseur de CO₂ ne peuvent être remplacées que si les règles suivantes sont respectées :

• les données sur le débit de CO₂ peuvent être remplacées lorsque les données sur la concentration de CO₂ ne sont pas manquantes et qu’il est démontré que l’analyseur de CO₂ fonctionne correctement; ou
• les données sur la concentration de CO₂ peuvent être remplacées lorsque les données sur le débit de CO₂ ne sont pas manquantes et qu’il est démontré que le compteur d’injection du CO₂ fonctionne correctement.

Dans le cas où toutes les conditions ci-dessus sont satisfaites, les données peuvent être remplacées de la manière suivante, en fonction de la durée de la période de données manquantes :

• données manquantes pendant moins de 6 heures consécutives : Utilisez la moyenne des 4 heures précédant et suivant immédiatement la période de données manquantes.
• données manquantes pendant 6 heures à moins de 24 heures consécutives : Utilisez l’intervalle de confiance supérieur ou inférieur de 95 % des valeurs obtenues 72 heures précédant ou suivant la période de données manquantes, selon ce qui est le plus prudent.
• données manquantes pendant1 à 7 jours consécutifs : Utilisez l’intervalle de confiance supérieur ou inférieur de 90 % des valeurs obtenues 72 heures précédant ou suivant la période de données manquantes, selon ce qui est le plus prudent.

Aucune donnée ne peut être remplacée après le 7^e jour consécutif de données manquantes, et aucun retrait de GES ne peut être quantifié pour l’émission de crédits compensatoires.

Dans le cas où des périodes de données manquantes se produisent plus d’une fois au cours de la période visée par un rapport, les données peuvent être remplacées pour:

• pas plus de 5 % des retraits de GES pour la période visée par un rapport, si les retraits de GES sont inférieurs à 100 000 tonnes CO₂e;
• pas plus de 2 % des retraits de GES pour la période visée par un rapport, si les retraits de GES sont égaux ou supérieurs à 100 000 tonnes CO₂

10.0 Permanence et renversements

Bien que le stockage géologique du CO₂ soit une solution permanente fiable, il existe toujours un risque de rejet de CO₂ provenant du réservoir de stockage; cela comprend la fuite de CO₂ stocké du réservoir de stockage dans l’atmosphère, ou la migration souterraine de CO₂ stocké à l’extérieur du réservoir de stockage. Selon l’ampleur et le moment du rejet, il peut entraîner un renversement (section 10.3).

Les renversements peuvent être volontaires ou involontaires. Un renversement volontaire se produit en conséquence d’une activité ou d’une action sous le contrôle du promoteur, ou un manquement dans la mise en œuvre ou dans l’assurance de la mise en œuvre du plan de gestion des risques de renversement (PGRR). Cela comprend les cas où des mesures d’atténuation des risques et des activités de surveillance sont entreprises par une autre partie au nom du promoteur (p. ex., un exploitant du stockage provoque un rejet du réservoir de stockage dans le cadre d’un projet CSCDA), puisque le promoteur demeure en fin de compte responsable de leur mise en œuvre.

Un renversement involontaire se produit en conséquence d’une activité ou d’une action qui n’est pas sous le contrôle du promoteur et lorsqu’il n’y a pas eu de manquement dans la mise en œuvre du PGRR, comme des perturbations naturelles (p. ex., activité sismique).

10.1 Plan de gestion des risques de renversement

Conformément à l’article 21 du Règlement, le promoteur doit établir un PGRR en fonction des types de risque pertinents liés au stockage géologique du CO₂, et mettre en œuvre ce plan pendant toute la période de projet. En établissant le PGRR, le promoteur doit déterminer les risques de renversement présents pendant la durée du projet pour le réservoir de stockage sur le site de projet, notamment prendre en compte ce qui suit :

• sources/voies de rejets du réservoir de stockage potentielles, y compris :
  • les puits actifs, inactifs et abandonnés (p. ex., d’injection et de surveillance);
  • les failles, les fractures et autres faiblesses géologiques;
  • l’exploitation des ressources actuelles et existantes (p. ex., la production de pétrole et de gaz).
• les risques sismiques naturels et induits
• les risques liés à la migration du panache et aux fronts de pression

Pour chaque risque de renversement relevé, le promoteur doit, dans le PGRR, énumérer et décrire les mesures d’atténuation des risques de renversement appropriées qui seront mises en œuvre tout au long de la période de projet afin de réduire la probabilité, l’ampleur et/ou la fréquence des renversements. Le promoteur doit également énumérer et décrire les activités de surveillance qui seront mises en œuvre tout au long de la période de projet afin de surveiller chaque risque de renversement relevé et de s’assurer que les renversements sont détectés en temps opportun.

En vertu du cadre réglementaire sur le stockage géologique du CO₂ en vigueur dans la juridiction de stockage admissible concernée, des exigences de surveillance seront établies pour l’infrastructure d’injection et le réservoir de stockage correspondant afin d’assurer l’exploitation de l’infrastructure d’injection ainsi que la surveillance et la permanence du CO₂ stocké tout au long de la durée de vie du projet. Le promoteur doit établir dans le PGRR des mesures d’atténuation des risques de renversement et d’activités de surveillance qui sont conformes au contenu et à la rigueur des exigences de surveillance établies pour l’infrastructure d’injection et le réservoir de stockage correspondant dans le cadre réglementaire sur le stockage géologique du CO₂ pour toutes les phases de projet de stockage durant l’ensemble de la période de projet (p. ex., la phase injection à la phase de post-fermeture).

En outre, conformément au paragraphe 21(3) du Règlement, les mesures d’atténuation des risques de renversement et les activités de surveillance énoncées dans le PGRR ne doivent jamais être retirées ni devenir moins rigoureuses, et le promoteur ne doit jamais cesser de mettre en œuvre l’une quelconque des mesures ou des activités.

Remarque : ECCC comprend que l’exigence ci-dessus, prévue au paragraphe 21(3) du Règlement actuel, peut ne pas être conforme à certaines exigences de cadres réglementaires sur le stockage géologique du CO₂. Voir l’encadré 10 pour des renseignements contextuels sur cet enjeu ainsi que des questions d’orientation à commenter.

10.2 Surveillance de la permanence

Conformément au Règlement, le promoteur doit satisfaire à toutes les exigences relatives à la surveillance de la permanence des retraits de GES sur le site de projet pendant toute la période de surveillance de la permanence, soit 100 ans après la fin de la dernière période de comptabilisation. Le paragraphe 22(1) du Règlement exige que le promoteur d’un projet de séquestration (désigné projet de retrait dans le présent avant-projet de protocole) surveille la quantité de GES émis ou de GES retirés de l’atmosphère, et soumette un rapport de surveillance avec chaque rapport de projet soumis pendant la période de comptabilisation et aux six ans pendant la période de surveillance de la permanence. Voir la section 13.2 pour des détails sur le contenu d’un rapport de surveillance.

Remarque : ECCC comprend que l’exigence ci-dessus liée à la période de surveillance de la permanence de 100 ans, telle qu’elle est prévue par le Règlement actuel, peut ne pas être conforme à certaines exigences de cadres réglementaires sur le stockage géologique du CO₂. Voir l’encadré 10 pour des renseignements contextuels sur cet enjeu ainsi que des questions d’orientation à commenter.

Afin de satisfaire aux exigences relatives à la surveillance de la permanence, le promoteur doit avoir accès aux renseignements et aux données liés à l’infrastructure d’injection, au réservoir de stockage correspondant, et au CO₂ stocké pendant toute la période de projet, qui peut s’étendre au-delà de la fermeture du site et pendant la période de post-fermeture de l’infrastructure d’injection et du réservoir de stockage correspondant.

Remarque : ECCC comprend que les exigences ci-dessus qui doivent être respectées par un promoteur ne sont pas nécessairement conformes à certaines exigences de cadres réglementaires sur le stockage géologique du CO₂, qui permettent le transfert de responsabilité d’un exploitant de stockage au gouvernement après la fermeture d’un site. Voir l’encadré 11 pour des renseignements contextuels sur cet enjeu ainsi que des questions d’orientation à commenter.

10.3 Identification d’un renversement

Des renversements peuvent se produire à partir d’un rejet au cours de la deuxième période visée par un rapport et les périodes suivantes.

Si, pendant une année civile au cours de la deuxième période visée par un rapport et les périodes suivantes, les rejets de CO₂ associés au projet dépassent le CO₂ net stocké par le projet pendant l’année civile concernée, le résultat de l’équation 2 (Section 8.2) sera négatif. Ce résultat signifie qu’un renversement a eu lieu avec l’ampleur du résultat négatif. Dans l’année civile d’un renversement, la valeur du paramètre PR_C pour l’utilisation dans l’équation 30, soit les retraits de GES du scénario de projet, est de zéro. La portion du rejet qui constitue un renversement (le résultat négatif de l’équation 2 ou le résultat de l’équation 31 ci-dessous) doit être traitée conformément au Règlement.

Une fois la période de comptabilisation terminée, l’ensemble des rejets de CO₂ constitue un renversement.

Équation 31 : Détermination de l’ampleur d’un renversement

11.0 Compte d’intégrité environnementale

Afin de déterminer la valeur de la variable Ci énoncée au paragraphe 29(2) du Règlement, un pourcentage sera établi dans le cadre du présent protocole qui correspondant au risque de renversement involontaire pour un projet durant une année civile. Il faut ajouter 3 % pour obtenir le pourcentage final à utiliser dans le calcul du nombre de crédits compensatoires qui doivent être déposés dans le compte d’intégrité environnementale pour chaque année civile.

12.0 Registres

Outre les exigences en matière de tenue de registres du Règlement, le promoteur doit conserver toutes les données et les registres qui soutiennent la mise en œuvre d’un projet décrit dans les sections suivantes à l’endroit et pendant la période indiquée dans le Règlement.

12.1 Conditions de projet et exigences générales

Le promoteur doit conserver les registres suivants associés aux sections 4.0 et 6.0 :

• la documentation concernant l’ensemble des baux, des licences, des permis et/ou des approbations liés à l’infrastructure d’injection et le réservoir de stockage correspondant sur le site de projet, en vertu du cadre réglementaire sur le stockage géologique du CO₂ en vigueur dans la juridiction du projet
  • la documentation doit indiquer le ou les points d'injection et les limites souterraines du réservoir de stockage correspondant comme spécifié dans le cadre réglementaire sur le stockage géologique du CO₂
  • la documentation doit inclure des détails sur l’évaluation et la caractérisation géologiques du réservoir de stockage dans le cadre réglementaire sur le stockage géologique du CO₂
• la documentation concernant l’ensemble des baux, des permis et/ou des approbations liés à l’installation de captage sur le site de projet, tel que l’exige la juridiction du projet
• la documentation concernant l’ensemble des baux, des permis et/ou des approbations liés à l’infrastructure de transport sur le site de projet, tel que l’exige la juridiction du projet
• a documentation démontrant que les activités de projet sont conformes aux lois, règlements, directives, baux, licences, permis et/ou autres exigences applicables à l’installation de captage, à l’infrastructure de transport, à l’infrastructure d’injection et au réservoir de stockage sur le site de projet
• tous les accords/contrats de partage de données entre le promoteur et l’ensemble des exploitants des autres activités de projet qui ne sont pas la propriété du promoteur (captage, transport, injection, stockage)
• la documentation démontrant la date du premier jour où du CO₂ a été capté de l’atmosphère à l’installation de captage sur le site de projet
• la documentation démontrant la date du premier jour où le CO₂ capté de l’installation de captage sur le site de projet est injecté dans le réservoir de stockage sur le site de projet

12.2 Quantification, mesures et données

Le promoteur doit conserver les registres suivants associés aux sections 8.0 et 9.0 :

• des détails sur la consommation d’électricité, de chaleur ou de combustible fossile, y compris :
  • la documentation décrivant tous les compteurs d’électricité, de chaleur ou de combustible fossile utilisés, et leur numéro de modèle ou de série;
  • les spécifications du fabricant pour l’entretien et l’étalonnage de chaque compteur;
  • la documentation indiquant le bon fonctionnement de chaque compteur conformément aux spécifications du fabricant;
  • la documentation décrivant l’emplacement et la disposition de l’ensemble des compteurs d’électricité, de chaleur ou de combustible fossile;
  • les quantités mesurées ou les registres d’achat qui indiquent la quantité et les types d’électricité, de chaleur ou de combustible fossile consommés dans le cadre du projet;
  • la documentation liée à la chaleur résiduelle obtenue pour les activités de projet;
  • la documentation (p. ex., les accords d’achat d’énergie) relative à l’énergie renouvelable achetée pour les activités de projet, démontrant les exigences liées à l’additionnalité et la revendication exclusive des caractéristiques environnementales de l’énergie.
• Des détails sur les appareils de mesure du CO₂, y compris :
  • la documentation décrivant le type d’appareil, le numéro de modèle et/ou le numéro de série de chaque appareil de mesure inclus dans le projet, y compris les compteurs d’injection du CO₂, les compteurs de transfert de propriété, les analyseurs de CO₂, ou les appareils de mesure de la température et de la pression;
  • les instructions du fabricant concernant l’entretien et l’étalonnage de chaque appareil de mesure inclus dans le projet;
  • la documentation décrivant l’emplacement et la disposition de tous les appareils de mesure inclus dans le projet;
  • la documentation indiquant le bon fonctionnement de chaque appareil de mesure inclus dans le projet conformément aux instructions du fabricant;
  • les dossiers d’entretien pour les appareils de mesure, y compris les résultats des vérifications de l’exactitude;
  • la documentation décrivant les mesures correctives appliquées si un appareil de mesure ne répond pas aux exigences en matière d’exactitude des mesures;
  • les certificats d’étalonnage et/ou autres registres provenant du fabricant ou d’un tiers qualifié à cet effet pour chaque appareil de mesure qui indiquent la date, l’heure et les résultats de l’étalonnage.

• L’ensemble des renseignements et des données utilisées pour soutenir la quantification des retraits de GES, notamment :
  • toutes les données relatives au volume ou à la masse non corrigée de CO₂, dans les cas où un débitmètre ne corrige pas automatiquement;
  • les données de mesure de la température et de la pression du CO₂, dans les cas où un débitmètre ne corrige pas automatiquement;
  • toutes les données relatives au volume ou à la masse de CO₂, corrigées en fonction de la température et de la pression de référence (automatiquement ou en utilisant des données mesurées de température et de pression);
  • toutes les données sur la concentration de CO₂;
  • les renseignements et les données liés aux venues ou éruptions de gaz lors du forage de puits pour l’infrastructure d’injection;
  • les données liées aux intrants matériels pour l’installation de captage, y compris la quantité des intrants matériels consommés et utilisés et la documentation à l’appui des coefficients d’émission spécifiques aux matériels et au projet;
  • les quantités totales et proportionnelles du CO₂ capté à l’installation de captage, du CO₂ transporté par l’infrastructure de transport, et du CO₂ injecté dans le réservoir de stockage pour quantifier les facteurs de proration, le cas échéant;
  • les renseignements et les données liés aux événements d’évacuation à l’infrastructure d’injection ;
  • les renseignements et les données liés aux taux d’émissions fugitives et aux autres émissions fugitives à l’infrastructure d’injection ;
  • tous les renseignements, les données et la méthodologie et l’incertitude d’estimation liés aux rejets totaux du CO₂ du réservoir de stockage et les rejets associés au projet pour toutes les périodes visées par un rapport ;
  • les données liées au CO₂ total injecté à une infrastructure d’injection partagée dans le réservoir de stockage correspondant au cours de toutes les opérations historiques.

12.3 Surveillance de la permanence

Le promoteur doit conserver les registres suivants associés à la section 10.0 :

• la documentation relative aux exigences de surveillance établies dans le cadre réglementaire sur le stockage géologique du CO₂ dans la juridiction du projet, applicables à l’infrastructure d’injection et au réservoir de stockage correspondant sur le site du projet et à toutes les phases de projet de stockage au cours de la période de projet

13.0 Production de rapports

13.1 Rapports de projet

Outre les exigences en matière de rapport de projet indiquées dans le Règlement, le promoteur doit inclure les renseignements supplémentaires suivants dans un rapport de projet :

• les données, les valeurs et les méthodes de calcul (p. ex., une estimation technique) utilisés pour quantifier tous rejets pendant la période visée par un rapport, le cas échéant

13.2 Rapports de surveillance

Conformément au paragraphe 22(3) du Règlement, un rapport de surveillance doit, entre autres exigences, inclure :

• la description des mesures d’atténuation des risques de renversement et des activités de surveillance mises en œuvre pendant la période visée par le rapport de surveillance;
• une déclaration du promoteur à l’effet que, pendant la période visée par le rapport de surveillance, le PGRR a été mis en œuvre et qu’il n’y a pas eu de renversement, le cas échéant.

Si un renversement s’est produit, le promoteur doit préparer et soumettre un rapport de renversement, selon la section 13.3.

13.3 Rapports de renversement

Conformément au paragraphe 37(2) du Règlement, un rapport de renversement doit, entre autres exigences, inclure :

• les circonstances et les causes du rejet qui a entrainé un renversement;
• l’emplacement du rejet sur le site du projet;
• la date à laquelle le rejet a commencé et, le cas échéant, celle à laquelle le rejet a pris fin;
• la liste des mesures d’atténuation des risques de renversement et des activités de surveillance mises en œuvre depuis le dernier rapport de surveillance et le début du rejet ainsi que la date de leur mise en œuvre;
• la quantité de GES (t CO₂e) dans le rejet et le renversement;
• les données, les valeurs et les méthodes de calcul (p. ex., l’estimation technique) utilisés pour quantifier le rejet et le renversement.

13.4 Rapports de projet corrigés

Le contenu d’un rapport de projet corrigé est précisé au paragraphe 32(4) du Règlement.

14.0 Vérification

14.1 Compétences requises des équipes de vérification

Outre les exigences en matière de vérification précisées dans le Règlement, l’équipe de vérification de l’organisme de vérification d’un projet mené en vertu du présent protocole doit comprendre un géoscientifique professionnel agréé ou un professionnel équivalent qui exerce dans la même juridiction que le site de projet.