Récupération et destruction du méthane des sites d’enfouissement, version 1.0

Protocole fédéral de crédits compensatoires
Version 1.0
Juin 2022

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 (la « Loi ») afin d’encourager des réductions des émissions de GES au pays à moindre coût par des activités qui ne sont pas visées par la tarification de la pollution par le carbone et qui vont au-delà de ce qui est exigé par une autre règle de droit.

Le régime de crédits compensatoires pour les GES du Canada est composé de ce qui suit :

• un règlement pour mettre en œuvre les aspects opérationnels du régime;
• un système de suivi pour inscrire les projets de crédits compensatoires, émettre et suivre les crédits compensatoires et partager les renseignements clés au moyen d’un registre public; et
• des protocoles fédéraux de crédits compensatoires établissant l’approche pour quantifier les réductions des émissions de GES pour un type de projet donné.

Seules les activités de projets suivant un protocole fédéral de crédits compensatoires approuvé et respectant toutes les exigences énoncées dans le Règlement sur le régime canadien de crédits compensatoires concernant les gaz à effet de serre peuvent générer des crédits dans le régime de crédits compensatoires pour les GES du Canada.

1.0 Introduction

Les émissions de méthane (CH₄) provenant des sites d’enfouissement sont générées par la décomposition anaérobie de matières organiques dans les déchets enfouis. L’installation d’un système de récupération et destruction de gaz des sites d’enfouissement (GSE) permet de convertir le CH₄ des sites d’enfouissement en dioxyde de carbone biogène, au lieu de laisser ce gaz être libéré passivement dans l’atmosphère.

Le protocole de Récupération et destruction du méthane des sites d’enfouissement est destiné à être utilisé par un promoteur qui entreprend un projet visant à activement récupérer et détruire le GSE afin de générer des crédits compensatoires aux termes du Règlement sur le régime canadien de crédits compensatoires concernant les gaz à effet de serre.

Le promoteur doit suivre la méthode et satisfaire aux exigences énoncées dans le présent protocole pour quantifier et déclarer les réductions des émissions de gaz à effet de serre (GES) générées par les activités de projet admissibles. Le protocole est conçu de manière à s’assurer que le projet génère des réductions des émissions de GES qui sont réelles, additionnelles, quantifiées, vérifiées, uniques et permanentes. 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 réductions des émissions de GES générées et déclarées grâce à la mise en œuvre d’activités de projet soient pertinentes, complètes, cohérentes, exactes, transparentes et prudentes.

Les réductions des émissions de GES générées par un projet dans le cadre de ce protocole ne peuvent résulter que des émissions de CH₄ évitées grâce à la récupération active de GSE du site du projet et à sa destruction dans un dispositif de destruction admissible, ce qui peut inclure les torches à flamme visible et les torches à flamme invisible, les chaudières, les turbines, les moteurs à combustion interne, les stations d’injection directe de GSE valorisé dans un réseau de gaz naturel ou les stations de compression ou de liquéfaction de GSE valorisé avant son transport et son injection dans un réseau de gaz naturel. 

Les projets qui utilisent le GSE récupéré pour générer de l’énergie ou de la chaleur peuvent réduire leurs émissions de GES provenant de la combustion de combustibles. Bien que cette activité soit encouragée, les réductions des émissions de GES découlant du déplacement de combustibles fossiles (c.-à-d. le remplacement des combustibles) ne sont pas incluses dans la quantification des réductions des émissions de GES en vertu de ce protocole. Les promoteurs peuvent être en mesure de générer des crédits pour cette activité au titre d’autres mécanismes d’attribution de crédits^{Note de bas de page 1} . Toutefois, il incombe aux promoteurs de s’assurer que des crédits attribué pour les réductions des émissions de GES en vertu du régime de crédits compensatoires pour les GES du Canada soient uniques et qu’aucun crédit ne leur a été émis par un autre mécanisme de réduction de GES.

2.0 Termes et définitions

Cellule d’enfouissement

désigne une section unique et distincte d’un site d’enfouissement conçue et construite de façon à contenir un volume de déchets.

Destruction

désigne la combustion de GSE, et la conversion résultante du CH₄ des sites d’enfouissement en CO₂ biogène.

Dispositif de destruction admissible

désigne un dispositif, énuméré au tableau 1, qui peut détruire le CH₄ des sites d’enfouissement et générer des crédits compensatoires.

Dioxyde de carbone (CO₂) biogène

désigne les émissions de CO₂ découlant de la décomposition ou de la destruction de matières organiques, y compris celles produites par la destruction du CH₄ des sites d’enfouissement; elles sont considérées comme une partie naturelle du cycle du carbone.

Gaz des sites d’enfouissement (GSE)

désigne un mélange de gaz découlant de la décomposition de matières organiques éliminées dans un site d’enfouissement, composé principalement de CH₄, de CO₂ biogène et d’autres composés en faibles concentrations.

Installation d'utilisateur final

désigne une installation adjacente à l’emplacement du site d’enfouissement où le CH₄ des sites d’enfouissement est détruit dans un dispositif de destruction admissible exploité par un utilisateur final.

Emplacement du site d’enfouissement

désigne une surface identifiable de terrain public ou privé où se trouvent un site d’enfouissement et l’ensemble des bâtiments et infrastructures de soutien.

Loi

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

Méthane des sites d’enfouissement (CH₄ des sites d’enfouissement)

désigne la partie de CH₄ du GSE qui est généré par la décomposition anaérobie de matières organiques dans les déchets enfouis.

Potentiel de réchauffement planétaire (PRP)

désigne une mesure de la capacité d’un gaz à effet de serre à piéger la chaleur dans l’atmosphère, par rapport au CO₂, comme prévue à la colonne 2 de l’annexe 3 de la Loi.

Récupération active

désigne la récupération de GSE par un système, ce qui inclut les puits de captage de gaz, les conduites de connexion, les soufflantes et d’autres technologies permettant de créer un gradient de pression et d’extraire activement le GSE. Ceci ne comprend pas la ventilation passive.

Règlement

désigne le Règlement sur le régime canadien de crédits compensatoires concernant les gaz à effet de serre.

Site d’enfouissement

désigne une surface identifiable de terrain public ou privé où des déchets sont ou ont été déposés intentionnellement sur ou sous le sol pour une élimination permanente.

Site du projet

désigne la zone de l’emplacement du site d’enfouissement où le GSE est activement récupéré et la zone où il est détruit dans le ou les dispositifs de destruction admissibles qui peut inclure des parties d'une installation d'utilisateur final, le cas échéant.

3.0 Scénario de référence

3.1 Condition de référence

La condition de référence suivante doit s’appliquer au scénario de référence pour que le projet soit admissible en vertu du présent protocole^{Note de bas de page 2}  :

• Dans le site du projet, le GSE n’a jamais été activement récupéré ou détruit par la suite, de quelque façon que ce soit, avant la date de début du projet.

4.0 Scénario de projet

4.1 Condition de projet

La condition de projet suivante doit s’appliquer au scénario de projet pour que le projet soit admissible en vertu du présent protocole^{Note de bas de page 3}  :

• Dans le site du projet, le GSE est activement récupéré d’une ou plusieurs cellules d’enfouissement et est détruit dans un ou plusieurs dispositifs de destruction admissibles énumérés au tableau 1.

4.2 Activités et équipement du projet admissible

Les activités de projet admissibles comprennent ce qui suit :

• Installation et exploitation d’un nouveau système de récupération active de GSE dans une ou plusieurs cellules d’enfouissement où ne se trouvait pas de préalablement de système de récupération active de GSE.
• Traitement, purification et/ou valorisation de GSE activement récupéré du site du projet.
• Exploitation des dispositifs de destruction admissibles aux fins de la destruction de GSE activement récupéré du site du projet.
  • Seuls les dispositifs de destruction énumérés au tableau 1 ci-dessous sont admissibles dans ce protocole.
  • Au moins un dispositif de destruction admissible doit être utilisé dans le cadre du projet.
  • Les dispositifs de destruction admissibles peuvent être installés pour les besoins du projet, ou être préexistants et opérationnels avant la date de début du projet s'ils étaient utilisés à d'autres fins.
  • Les torches (à flamme visible et invisible) doivent se trouver à l’intérieur du site d’enfouissement.
  • Les dispositifs de destruction admissibles (autres qu’une torche) peuvent se situer dans une installation d'utilisateur final, pourvu que des ententes entre le promoteur et l’utilisateur final du GSE (p. ex. une installation industrielle qui achète le GSE du promoteur) soient établies afin de s’assurer que les réductions des émissions de GES générées par le projet ne sont pas réclamées par l’utilisateur final.

^aLe GSE valorisé injecté dans un réseau de gaz naturel est considéré comme détruit dès qu'il est fourni à une station d'injection directe ou à une station de compression ou de liquéfaction.

5.0 Additionnalité

5.1 Additionnalité juridique

Les réductions d’émissions de GES générées par le projet ne doivent pas découler d’obligations de conformité avec la réglementation fédérale, provinciale ou territoriale, les règlements municipaux et tout autre mandat juridiquement contraignant, comme un permis d’exploitation. Cela comprend les exigences juridiques relatives à la récupération et à la destruction d’une partie ou de l’ensemble du GSE d’un site d’enfouissement dans le but de réduire les émissions de GES produites par le site d’enfouissement ou au contrôle du GSE libéré dans l’atmosphère pour des raisons de sécurité (pour réduire les risques d’explosion) ou l’élimination des odeurs.

Un projet se déroulant à l’emplacement d’un site d’enfouissement qui a une exigence juridique de récupérer et de détruire son GSE n’est pas considéré comme étant additionnel et, par conséquent, n’est pas admissible à l’inscription.

Si, à tout moment après l’inscription du projet, les réductions d'émissions de GES générées par le projet sont requises par la loi ou résultent d'une exigence juridique, les réductions des émissions de GES ne peuvent être quantifiées et les crédits compensatoires ne peuvent être émis que jusqu’à la date précédant immédiatement la date d’entrée en vigueur de la loi ou de l’exigence juridique.

5.2 Mécanismes provinciaux ou fédéraux de tarification des émissions de GES

Toutes les sources d’émission incluses dans les émissions de GES d’une installation industrielle déclarées dans le cadre d’un mécanisme fédéral, provincial ou territorial de tarification pour les émissions de GES ne sont pas admissibles aux crédits compensatoires. Cela inclut les sites d’enfouissement situés sur les sites des installations assujetties au système de tarification fondé sur le rendement fédéral.

6.0 Exigences générales

6.1 Date de début du projet

La date de début d’un projet correspond au premier jour où le GSE activement récupéré du site du projet est détruit dans un dispositif de destruction admissible. Dans le cas de l'injection du GSE valorisé dans un réseau de gaz naturel, on considère que le GSE est détruit dès qu'il est fourni à une station d'injection directe ou à une station de compression ou de liquéfaction.

6.2 Période de comptabilisation

Un projet mis en œuvre en suivant ce protocole a une période de comptabilisation indiquée dans le Règlement.

6.3 Renouvellement de la période de comptabilisation

Un projet mis en œuvre en suivant ce protocole est admissible au renouvellement de la période de comptabilisation, comme il est indiqué dans le Règlement.

6.4 Agrégation

Il n’y a pas de dispositions supplémentaires concernant l’agrégation pour ce type de projet au-delà de ce qui est indiqué dans le Règlement.

6.5 Emplacement et limites géographiques du projet

Le promoteur doit documenter et déclarer l’emplacement et les limites géographiques du site du projet et doit soumettre un plan de site. Le plan de site doit indiquer où se situe le site du projet par rapport à l’emplacement du site d’enfouissement, aux cellules d’enfouissement pertinentes et à toute installations d’utilisateur final. Le plan de site doit aussi préciser l’emplacement et la disposition de tous les composants du projet associés à la récupération et à la destruction de GSE, y compris le système de récupération active sur le site du projet, l’équipement de traitement, de purification et de valorisation, ainsi que les dispositifs de destruction admissibles, les dispositifs de mesure, et tout autre équipement associé aux sources, aux puits et aux réservoirs (SPR) de GES dans la limite de GES du projet (Section 7.0).

Les limites géographiques du site du projet ne peuvent pas changer après la première période visée par un rapport, mais les activités du projet pourraient s’étendre à l’intérieur des limites. Toute modification au plan du site doit être communiquée conformément au Règlement.

6.6 Mesures de protection environnementale et autres

Le promoteur doit s’assurer que les activités du projet soient conformes aux conditions des permis d’exploitation, aux règlements municipaux et aux autres règlements qui s’appliquent à l’emplacement du site d’enfouissement, y compris celles relatives à la réduction du bruit et des odeurs, et veiller à ce que tous les systèmes sur place soient utilisés en toute sécurité.

7.0 Limite de GES du projet

La limite de GES du projet (figure 1) contient les activités de projet admissibles ainsi que les SPR de GES qui doivent être évaluées par le promoteur afin de déterminer les réductions des émissions de GES générées par les activités de projet par rapport au scénario de référence.

Le tableau 2 fournit des détails supplémentaires sur les SPR identifiés pour les scénarios de référence et de projet, ainsi qu’une justification pour les inclure ou les exclure dans la quantification des réductions des émissions de GES. Le promoteur doit quantifier et déclarer chacun des SPR « inclus » qui sont pertinents par rapport aux activités particulières qui se déroulent dans le cadre des scénarios de référence et de projet.

Trois GES sont pertinents concernant les SPR dans ce protocole : le dioxyde de carbone (CO₂), le méthane (CH₄) et l’oxyde nitreux (N₂O). Les émissions de CO₂ produites par la décomposition de matières organiques et la destruction du CH₄ des sites d’enfouissement sont considérées comme biogènes et sont exclues de la quantification des réductions des émissions de GES dans ce protocole.

Figure 1 : Illustration de la limite de GES du projet

Tableau 2 : Détails sur les SPR des scénarios de référence et de projet 

^aLes émissions biogènes de CO₂ des SPR 4, SPR 7, SPR 8, SPR 9, SPR 10, SPR 11 et SPR 12 ne sont pas quantifiées. Ceci est conforme au Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC). 2001. Recommandations du GIEC en matière de bonnes pratiques et de gestion des incertitudes pour les inventaires nationaux, Chapitre 5 (Déchets) (PDF).

^bLe GIEC ne propose pas de méthodologie pour quantifier les émissions de N₂O provenant des sites d’enfouissement étant donné que cette source est jugée non significative. Cela est conforme avec GIEC. 2006. Lignes directrices 2006 du GIEC pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre, Volume 5 : Déchets, Chapitre 3 : Élimination des déchets solides. Programme du GIEC des inventaires nationaux de gaz à effet de serre (PDF).

^cCe SPR comprend les émissions provenant de l’exploitation des composants du projet comme les soufflantes, l’équipement pour le traitement et la purification du GSE, les dispositifs de destruction (autres que les torches), l’équipement pour le transport de GSE à une installation d’utilisateur final, l’équipement pour la valorisation, la compression ou liquéfaction et l’injection du GSE valorisé dans un réseau de gaz naturel.

8.0 Méthode de quantification

Cette section contient la méthodologie de quantification à employer pour calculer les émissions de GES des scénarios de référence et de projet, qui sont par la suite utilisées pour calculer les réductions des émissions de GES générées par le projet.

Il faut transformer les données brutes pour qu’elles aient les mêmes unités que celles présentées dans la méthode de quantification, au besoin (voir la section 8.5 pour un résumé). Dans l’annexe A, vous trouverez les valeurs de la condition de référence qu’il faut appliquer pour réaliser la quantification. Les coefficients d’émission qu’il faut utiliser sont énoncés dans le document intitulé Coefficients d’émission et valeurs de référence et il faudra peut-être les convertir pour qu’ils s’harmonisent avec les unités présentées dans la méthode de quantification. Le promoteur doit s’assurer qu’ils utilisent la version la plus à jour du document intitulé Coefficients d’émission et valeurs de référence.

Les émissions de GES du scénario de référence sont les émissions de GES qui auraient été produites en l’absence du projet, quantifiées en fonction des SPR dans la limite de GES du projet. Les émissions de GES du scénario de projet sont les émissions de GES réelles produites par les SPR dans la limite de GES du projet.

On quantifie les réductions des émissions des GES générées par le projet en déduisant les émissions de GES du scénario de projet des émissions de GES du scénario de référence, comme indiqué à la section 8.4.

Les calculs des émissions de GES pour le scénario de référence et pour le scénario de projet doivent comprendre toutes les émissions de GES produites pendant la période visée par un rapport, et doivent inclure les sous-totaux exprimés en tonnes d’équivalent de CO₂ (t de CO₂e) pour chaque année civile, complète ou partielle, afin de permettre l’attribution d’un numéro de série des crédits compensatoires résultants par année civile.

8.1 Quantification du scénario de référence

Le promoteur doit suivre la méthode de quantification présentée ci-dessous pour quantifier les émissions de GES pour le scénario de référence pour chaque année civile, complète ou partielle, couverte par une période visée par un rapport selon les SPR inclus décrits dans le tableau 2.

Le protocole quantifie les émissions de GES selon le scénario de référence au moyen d’une méthode dynamique de référence fondée sur les mesures prises dans le scénario de projet au lieu de la modélisation des émissions de GES produites par le site d’enfouissement dans le scénario de référence. Cela signifie qu’on calcule les émissions de GES du scénario de référence d’après la quantité de CH₄ des sites d’enfouissement qui est activement récupérée dans le scénario de projet qui peut varier au fil du temps.

Équation 1 : Émissions de GES du scénario de référence

On quantifie les émissions de GES du scénario de référence en présumant que le CH₄ des sites d’enfouissement activement récupéré dans le scénario de projet aurait été libéré passivement dans l’atmosphère dans le scénario de référence. L’oxydation des émissions de CH₄ des sites d’enfouissement doit être prise en compte dans le scénario de référence. En présence d’un système de couverture autre qu’à géomembrane ou d’une autre technologie d’oxydation du CH₄, on peut présumer que le CH₄ du site d’enfouissement a été soumis à l’oxydation par des bactéries dans le sol ou les matières recouvrant les déchets avant d’être rejeté dans l’atmosphère. Si une géomembrane recouvre l’entièreté du site d’enfouissement et qu’aucune autre technologie d’oxydation du CH₄ n’est utilisée, on peut présumer que le CH₄ du site d’enfouissement n’a pas été soumis à l’oxydation.

L’oxydation des émissions de CH₄ des sites d’enfouissement doit être comptabilisée de la manière suivante :

• un facteur d’oxydation du CH₄ de 0 % ne peut être utilisé que pour les sites d’enfouissement dont le site d’enfouissement est entièrement recouvert d’une géomembrane et où aucune autre technologie d’oxydation du CH₄ n’est utilisée;
• un facteur d’oxydation du CH₄ de 10 % doit être utilisé pour tous les autres sites d’enfouissement, y compris ceux ayant recours à un système de couverture autre qu’à géomembrane ou à une autre technologie d’oxydation du CH₄^{Note de bas de page 4} .

Il faut utiliser les équations 2 et 3 pour calculer la quantité de CH₄ des sites d’enfouissement récupéré par le système de récupération active de GSE chaque année civile, complète ou partielle, couverte par une période visée par un rapport

Équation 2 : Quantité de CH₄ attribuée à la décomposition anaérobie des déchets et récupérée par le système de récupération active de GSE (SPR R4)

Équation 3 : Volume de CH₄ des sites d’enfouissement fourni à un dispositif de destruction admissible

Toutes les données des débitmètres doivent être corrigées en fonction de la température et de la pression de référence, comme indiqué à l’annexe A - Valeurs de la condition de référence. Si le débitmètre ne corrige pas automatiquement le volume mesuré en fonction de la température et de la pression de référence, le promoteur doit calculer le volume corrigé avec l’équation 4 ci-dessous. L’équation 4 n’est pas nécessaire si le débitmètre corrige automatiquement le volume.

Équation 4 : Volume de GSE fourni à un dispositif de destruction admissible, corrigé à la condition de référence

8.2 Quantification du scénario de projet

Le promoteur doit suivre la méthode de quantification présentée ci-dessous pour quantifier les émissions de GES pour le 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 2.

Les émissions de GES selon le scénario de projet correspondent aux émissions de GES attribuées à l’apport d’énergie dans le système de récupération active de GSE, l’équipement de traitement et les dispositifs de destruction (autres que les torches), provenant du combustible fossile supplémentaire utilisé pour soutenir l’exploitation d’une torche, et découlant de la destruction de GSE dans le ou les dispositifs de destruction admissibles.

Équation 5 : Émissions de GES du scénario de projet

L’équation 6 et l’équation 7 permettent de quantifier les émissions de GES provenant de l’exploitation du système de récupération active, de l’équipement de traitement et des dispositifs de destruction au cours d’une année civile, complète ou partielle, couverte par une période visée par un rapport, ce qui correspond à SPR P5. Le promoteur doit employer les équations appropriées selon le type d’énergie requise pour l’exploitation du système de récupération active de GSE, de l’équipement de traitement et des dispositifs de destruction; ceci peut comprendre les soufflantes, l’équipement de traitement et de purification de GSE, des dispositifs de destruction (autres que les torches), l’équipement pour le transport de GSE à une installation d’utilisateur final, et/ou l’équipement pour la valorisation, la compression ou liquéfaction, et l’injection du GSE valorisé dans un réseau de gaz naturel. Si du combustible fossile et de l’électricité distribuée par un réseau sont tous deux utilisés à ces fins, le promoteur doit faire la somme de l’équation 6 et de l’équation 7 pour quantifier SPR P5.

Équation 6 : Quantité des émissions de GES attribuées à la consommation de combustibles fossiles pour l’exploitation du système de récupération active de GSE, de l’équipement de traitement et des dispositifs de destruction (SPR P5)

Équation 7 : Quantité des émissions de GES attribuées à la consommation d’électricité distribuée par un réseau pour l’exploitation du système de récupération active de GSE, de l’équipement de traitement et des dispositifs de destruction (SPR P5)

Il faut employer l’équation 8 pour quantifier les émissions de GES de combustibles fossiles supplémentaires utilisés pour soutenir l’exploitation d’une torche au cours d’une année civile, complète ou partielle, couverte par une période visée par un rapport, ce qui correspond au SPR P6. L’équation 8 n’est pas nécessaire si le projet n’inclut pas de torche comme dispositif de destruction.

Équation 8 : Quantité des émissions de GES attribuées à la consommation de combustibles fossiles supplémentaires pour l’exploitation d’une torche (SPR P6)

Il faut employer l’équation 9 et l’équation 10 pour calculer la quantité des émissions de GES causées par la destruction de GSE dans le ou les dispositifs de destruction admissibles au cours de chaque année civile, complète ou partielle, couverte par une période visée par un rapport. L’équation 9 permet d’évaluer le CH₄ des sites d’enfouissement non détruit, produit par la décomposition anaérobie des déchets et libéré dans l’atmosphère à partir du ou des dispositifs de destruction admissibles, ce qui correspond au SPR P4. Cette valeur est ensuite prise en compte dans l’équation 10, qui quantifie les émissions de GES produites par la destruction de GSE dans le ou les dispositifs de destruction admissibles, correspondant au SPR P7, au SPR P8, au SPR P9, au SPR P10, au SPR P11 et au SPR P12.

Équation 9 : Quantité de CH₄ des sites d’enfouissement non détruit, produit par la décomposition anaérobie des déchets et libéré dans l’atmosphère, selon l’efficacité de destruction du ou des dispositifs de destruction admissibles (SPR P4)

La quantité de CH₄ des sites d’enfouissement détruit dans chaque dispositif de destruction admissible varie en fonction de l’efficacité de destruction de CH₄ pour chaque dispositif (ED_CH4). Le promoteur doit déployer des efforts raisonnables afin de déterminer la valeur de l’efficacité de destruction propres à chaque dispositif de destruction admissible utilisé. Les tests d’efficacité de destruction propres au dispositif doivent être effectués chaque année civile, complète ou partielle, et inclure au moins trois séries d’essais, la valeur finale acceptée étant un écart-type inférieur à la moyenne des efficacités mesurées.

Si aucune valeur d’efficacité de destruction propre au dispositif ne peut être déterminée, le promoteur peut faire référence à la valeur par défaut appropriée, comme énoncée dans le tableau 3.

Tableau 3 : Efficacités de destruction par défaut des dispositifs de destruction (ED_CH4)

^a Les valeurs relatives aux efficacités de destruction proviennent du Règlement relatif aux projets de valorisation et de destruction de méthane provenant d’un lieu d’enfouissement admissibles à la délivrance de crédits compensatoires du Québec. Ces valeurs correspondent également à celles de la majorité des autres protocoles de crédits compensatoires relatifs au CH4 des sites d’enfouissement.

Il faut employer l’équation 10 pour calculer la quantité de CH₄ des sites d’enfouissement non détruit et les émissions de N₂O produites par la combustion de GSE dans le ou les dispositifs de destruction admissibles au cours de chaque année civile, complète ou partielle, couverte par une période visée par un rapport.

Équation 10 : Quantité des émissions de GES attribuées à la destruction de GSE dans le ou les dispositifs de destruction admissibles (SPR P7, SPR P8, SPR P9, SPR P10, SPR P11, SPR P12)

8.3 Fuites

Les fuites liées aux mouvements des marchés ou aux mouvements des activités ne s’appliquent pas à ce type de projet.

8.4 Réductions des émissions de GES

Les réductions des émissions de GES (RE) calculées conformément à l’équation 11 correspondent à la quantité de réductions de GES générées par le projet aux termes de l’article 20 du Règlement.

Équation 11 : Réductions des émissions de GES

8.5 Résumé des paramètres de quantification

Les tableaux 4.1 à 4.11 présentent un résumé des paramètres de chaque équation de quantification ainsi que des précisions sur la fréquence des mesures et des calculs.

9.0 Renversements

Cette section ne s’applique pas à ce type de projet.

9.1 Plan de gestion des risques de renversement

Cette section ne s’applique pas à ce type de projet.

9.2 Surveillance de la permanence

Cette section ne s’applique pas à ce type de projet.

10.0 Compte d’intégrité environnementale

Il n’y a pas de dispositions supplémentaires concernant le dépôt de crédits compensatoires générés dans le compte d’intégrité environnementale, au-delà de ce qui est indiqué dans le Règlement.

11.0 Mesure et données

11.1 Gestion des données et des renseignements

Il n’y a pas de dispositions supplémentaires concernant la gestion des données et des renseignements, au-delà de ce qui est indiqué dans le Règlement.

11.2 Dispositifs de mesure

Le promoteur doit s’assurer que les dispositifs de mesure appropriés sont installés et exploités de manière à atteindre la fréquence de mesure de données indiquées dans la section 8.5.

11.2.1 Débitmètres

Le système de récupération et destruction de GSE doit comprendre des débitmètres permanents qui mesurent directement et séparément le volume de GSE activement récupéré du site du projet et fourni au ou aux dispositifs de destruction admissibles individuels. Le volume de tout combustible fossile utilisé pour l’exploitation du système de récupération active de GSE, de l’équipement de traitement ou des dispositifs de destruction admissibles doit être mesuré par des débitmètres permanents ou déterminé à l’aide des registres d’achat. Les données de volume doivent être transformées en mètres cubes (m³) pour être conformes à la méthode de quantification présentée dans la section 8.0.

11.2.2 Thermomètre et manomètre

Si un débitmètre corrige automatiquement le volume de GSE en fonction de la température et de la pression de référence précisées à l’Annexe A – Valeurs de la condition de référence, aucun thermomètre ou manomètre supplémentaire n’est nécessaire.

Si un débitmètre ne corrige pas automatiquement le volume de GSE, il faut installer un thermomètre et un manomètre permanents afin de mesurer la température et la pression à la même fréquence de mesure que le volume de GSE (voir la section 8.5). La température et la pression de GSE doivent être mesurées dans les mêmes conditions (base humide ou sèche) que le volume de GSE.

Les données de volume de GSE doivent être corrigées en fonction de la température et de la pression de référence indiquées à l’annexe A - Valeurs de la condition de référence en utilisant l’équation 4.

11.2.3 Analyseurs de méthane

Le système de récupération active de GSE doit comprendre des analyseurs de méthane permanents (p. ex. des chromatographes en phase gazeuse) qui mesurent directement la teneur en CH₄ du GSE en volume. La teneur en CH₄ du GSE devrait être mesurée dans les mêmes conditions (base humide ou sèche) que le volume, la température et la pression de GSE.

11.2.4 Disposition des dispositifs de mesure

Les débitmètres et les analyseurs de méthane doivent être disposés de façon à ce que les données soient représentatives du GSE activement récupéré et détruit dans le cadre du projet.

• Débitmètres : Doivent être placés de manière à mesurer séparément le volume de GSE activement récupéré du site de projet et fourni au ou aux dispositifs de destruction admissibles individuels.
• Analyseurs de méthane : Dans le cadre d’un projet exploitant plusieurs dispositifs de destruction admissibles, si le GSE est fourni aux dispositifs de destruction à partir d’un collecteur commun situé en amont des dispositifs de destruction, un analyseur de méthane peut être placé pour mesurer la teneur en CH₄ du GSE à ce collecteur commun. Si le GSE est fourni à chaque dispositif de destruction admissible à partir de collecteurs distincts, un analyseur de méthane distinct est nécessaire en amont de chaque dispositif de destruction individuel.

En outre, les débitmètres et les analyseurs de méthane doivent être disposés de manière à :

• mesurer le volume et la teneur en CH₄ du GSE activement récupéré du site du projet séparément de tout GSE récupéré par un système de récupération de GSE existant sur le site d’enfouissement;
• mesurer le volume et la teneur en CH₄ du GSE avant l’introduction de tout combustible fossile supplémentaire;
• mesurer le volume du combustible fossile supplémentaire avant son introduction; et
• mesurer le volume et la teneur en CH₄ du GSE activement récupéré du site du projet séparément de toute autre source de combustible, avant la destruction du GSE dans le ou les dispositifs de destruction admissibles dans une installation d'utilisateur final.

Un composant éliminant l’humidité peut séparer un analyseur de méthane et un débitmètre, si l’analyseur de méthane est placé en amont du composant éliminant l’humidité (la teneur en CH₄ est mesurée sur une base humide) et le débitmètre est placé en aval du composant éliminant l’humidité (le volume de GSE est mesuré sur une base sèche). Le composant éliminant l’humidité ne doit pas séparer un analyseur de méthane et un débitmètre dans toute autre configuration que celle décrite précédemment. Aucun autre dispositif ou équipement qui pourrait modifier la composition de GSE, en volume, ne peut séparer un analyseur de méthane et un débitmètre.

11.3 Assurance de la qualité et contrôle de la qualité

Il faut mettre en œuvre des procédures d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité pour s’assurer que toutes les mesures et tous les calculs ont été effectués correctement et peuvent être vérifiés.

Tous les débitmètres et analyseurs de méthane doivent être soumis à ce qui suit :

• 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 période visée par un rapport.
• à un étalonnage par le fabricant ou par un tiers agréé 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 dispositifs de mesure doit montrer que la lecture du dispositif de mesure se situe dans une plage d’exactitude de ± 5 %. Lorsque le dispositif 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 du dispositif de mesure. Si le dispositif de mesure n’est toujours pas dans la plage de ± 5 %, il doit être étalonné par le fabricant ou par un tiers agréé à cet effet et conformément aux spécifications du fabricant pas plus de deux mois après la fin de la période visée par un rapport.

Pour toute la période à partir de la dernière fois où le dispositif de mesure a indiqué une lecture dans la plage de ± 5 %, jusqu’au moment où le dispositif de mesure indique un retour à une exactitude de ± 5 %, il faut corriger les valeurs mesurées par le dispositif de mesure imprécis conformément à la procédure suivante :

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

11.4 Données manquantes

Si un dispositif de mesure ne produit pas les données requises dans la section 8.5, 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 à l’aide de la méthode ci-dessous, aucune réduction des émissions ne peut être quantifiée pour la période pendant laquelle les données sont manquantes.

Les données manquantes d’un dispositif de mesure ne peuvent être remplacées que si les deux conditions suivantes sont remplies au cours de la période pour lesquelles des données sont manquantes :

1. l’état de fonctionnement du ou des dispositifs de destruction admissibles peut être démontré conformément aux exigences de la section 11.5.
2. le bon fonctionnement du thermocouple ou des dispositifs de surveillance de dispositifs de destruction visés à la section 11.5 peuvent être démontrés à l’aide des données appropriées.

Les données manquantes d’un débitmètre ou d’un analyseur de méthanene peuvent être remplacées que si les règles suivantes sont respectées :

• les données sur le volume de GSE peuvent être remplacées lorsque les données sur la teneur en CH₄ ne sont pas manquantes et qu’il est démontré que l’analyseur de méthane fonctionne correctement; ou
• les données sur la teneur en CH₄ peuvent être remplacées lorsque les données sur le volume de GSE ne sont pas manquantes et qu’il est démontré que le débitmètre fonctionne correctement.

Pour un projet avec des données de volume de GSE ou de teneur en CH₄ manquantes pendant une période allant jusqu’à sept jours consécutifs, il est possible d’utiliser la méthode de remplacement des données appropriée du tableau 5 pour remplacer les données.

Dans les 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 selon la méthode précisée ci-dessous pour :

• pas plus de 5 % des réductions des émissions de GES pour la période visée par un rapport, si les réductions des émissions de GES sont inférieures à 100 000 tonnes de CO₂e; ou
• pas plus de 2 % des réductions des émissions de GES pour la période visée par un rapport, si les réductions des émissions de GES sont égales ou supérieures à 100 000 tonnes de CO₂e.

11.5 État de fonctionnement des dispositifs de destruction admissibles

L’état de fonctionnement du ou des dispositifs de destruction admissibles doit être surveillé par un dispositif de surveillance des dispositifs de destruction et inscrite dans une base de données au moins à toutes les heures pour s'assurer que la destruction de GSE se produit.

Pour une torche (à flamme visible ou invisible), l’état de fonctionnement doit être déterminé en fonction des données d’un thermocouple. Le thermocouple doit indiquer que la température de combustion est égale ou supérieure à 260 °C, soit la température de combustion minimale pour le CH₄. Si la température est inférieure à 260 °C, aucune réduction des émissions de GES ne peut être quantifiée pour la période pendant laquelle la température est inférieure à 260 °C.

En ce qui concerne les chaudières, les turbines, les moteurs à combustion interne, les stations d’injection directe de GSE valorisé dans un réseau de gaz naturel ou les stations de compression ou de liquéfaction de GSE valorisé avant son transport et son injection dans un réseau de gaz naturel, un dispositif de surveillance des dispositifs de destruction doit surveiller et mesurer un indicateur de l’état de fonctionnement (p. ex. production énergétique). Si l’état de fonctionnement n’est pas surveillé et un indicateur n’est pas mesuré, aucune réduction des émissions de GES ne peut être quantifiée pour la période pendant laquelle les données de surveillance ne sont pas mesurées. Lorsque le GSE est transporté à une installation d'utilisateur final, les données de surveillance démontrant l'état opérationnel du ou des dispositifs de destruction admissibles doivent être mises à la disposition du promoteur, sinon les réductions d'émissions de GES ne peuvent pas être incluses dans la quantification.

Si un dispositif de destruction admissible, un thermocouple ou tout autre dispositif de surveillance de dispositifs de destruction ne fonctionne pas correctement selon les spécifications du fabricant, aucune réduction des émissions de GES ne peut être quantifiée pour la période pendant laquelle ils ne fonctionnent pas correctement.

12.0 Registres

Outre les exigences en matière de tenue de registres indiquées dans le Règlement, le promoteur doit tenir des registres qui documentent la mise en œuvre d’un projet, notamment les factures, les contrats, les résultats des mesures, les dossiers d’entretien, les calculs, les bases de données, les photographies et les registres d’étalonnage à l’endroit et pendant la période indiquée dans le Règlement. Ces registres s’appliquent aux dispositifs de destruction admissibles, aux dispositifs de mesure et aux compteurs se trouvant à l’emplacement du site d’enfouissement ou à l’installation d’utilisateur final, le cas échéant. Pour un projet de Récupération et destruction du méthane des sites d’enfouissement, les registres supplémentaires comprennent ce qui suit :

• la documentation faisant état de la quantité de déchets en place et/ou de déchets reçus/éliminés par année au site d’enfouissement.
• la documentation relative à tous les permis d’exploitation de l’emplacement du site d’enfouissement, y compris celle relative au contrôle du bruit et des odeurs.
• la documentation relative aux considérations de conception du projet pour l’exploitation sûre du système de récupération active de GSE et du ou des dispositifs de destruction admissibles.
• la documentation indiquant la d’installation du système de récupération active de GSE et du ou des dispositifs de destruction admissibles, et le premier jour où le GSE activement récupéré du site du projet est détruit dans le ou les dispositifs de destruction admissibles.
• la documentation précisant les limites géographiques du système de récupération active de GSE sur le site du projet.
• une copie de toute entente entre le promoteur et un utilisateur final du GSE indiquant que les crédits compensatoires émis pour les réductions d'émissions de GES générées par la destruction du GSE dans le ou les dispositifs de destruction admissibles exploités par l'utilisateur final ne seront pas réclamés par l'utilisateur final.
• une copie de l’entente ou du contrat en place pour la vente de tout GSE devant être détruit à l’emplacement du site d’enfouissement ou à l’installation d’utilisateur final, injecté directement dans un réseau de gaz naturel et/ou comprimé ou liquéfié avant son transport et son injection dans un réseau de gaz naturel.
• la documentation démontrant la vente de GSE devant être détruit à l’emplacement du site d’enfouissement ou à l’installation d’utilisateur final, injecté directement dans un réseau de gaz naturel et/ou comprimé ou liquéfié avant son transport et son injection dans un réseau de gaz naturel, y compris les quantités réelles vendues pendant la période visée par un rapport.
• la documentation fournissant des détails sur le système de couverture du site d’enfouissement ou les technologies d’oxydation du CH₄ en place, y compris la proportion de la zone du site d'enfouissement qui est couverte et la date d'installation par cellule d'enfouissement pour toutes les couvertures et les technologies d'oxydation du CH₄.
• des détails sur le ou les dispositifs de destruction admissibles, notamment :
  • la documentation décrivant le ou les dispositifs de destruction admissibles faisant partie du projet.
  • les spécifications du fabricant pour l'exploitation et l'entretien du ou des dispositifs de destruction admissibles faisant partie du projet.
  • les données d’essai et la documentation relatives à l’efficacité de destruction propre au dispositif ou la valeur d’efficacité de destruction par défaut sélectionnée dans le tableau 3.
  • la documentation décrivant l’emplacement et la disposition du ou des dispositifs de destruction admissibles, y compris si les dispositifs de destruction admissibles se trouvent à une installation d’utilisateur final.
  • les données indiquant l’état de fonctionnement du ou des dispositifs de destruction admissibles et les données qui prouvent que l’équipement est exploité conformément aux spécifications du fabricant.
• des détails sur la consommation de combustible fossile et/ou d’électricité, y compris :
  • pour les compteurs sous la responsabilité du promoteur:
    • la documentation décrivant tous les compteurs de combustible fossile et/ou d’électricité 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.
  • pour les compteurs qui ne sont pas sous la responsabilité du promoteur:
    • des efforts raisonnables doivent être déployés pour obtenir la documentation décrivant tous les compteurs de combustible fossile et/ou d’électricité utilisés et démontrant que les instructions du fabricant pour l’entretien et l’étalonnage ont été respectées tout au long de la période visée par un rapport.
  • la documentation décrivant l’emplacement et la disposition de l’ensemble des débitmètres de combustibles fossiles ou des compteurs d’électricité.
  • les quantités mesurées ou les registres d’achat qui indiquent la quantité et les types de combustible fossile et/ou la quantité d’électricité consommés dans le cadre du projet.
  • des détails sur les dispositifs de mesure, y compris:
  • la documentation décrivant le type de dispositif, le numéro de modèle et/ou le numéro de série de chaque dispositif de mesure inclus dans le projet, y compris les débitmètres, les analyseurs de méthane, les thermomètres, les manomètres, les thermocouples et/ou les dispositifs de surveillance de dispositifs de destruction.
  • les instructions du fabricant pour l’entretien et l’étalonnage de chaque dispositif de mesure inclus dans le projet.
  • la documentation décrivant l’emplacement et la disposition de tous les dispositifs de mesure inclus dans le projet.
  • la documentation indiquant le bon fonctionnement de chaque dispositif de mesure inclus dans le projet conformément aux instructions du fabricant.
• les dossiers d’entretien du système de récupération active de GSE, des dispositifs de destruction et des dispositifs de mesure, y compris les résultats des vérifications de l’exactitude.
• la documentation décrivant les mesures correctives appliquées si un dispositifs de mesure ou un compteur ne répond pas aux exigences en matière d’exactitude de mesure.
• le certificat d’étalonnage et/ou d’autres registres provenant du fabricant ou d’un tiers agréé à cet effet pour chaque dispositif de mesure ou compteur, qui indique la date, l’heure et les résultats de l’étalonnage.
• toutes les renseignements et les données utilisées pour soutenir le calcul des réductions des émissions de GES, y compris :
  • toutes les données relatives au volume non corrigé du GSE, dans les cas où un débitmètre ne corrige pas automatiquement le volume.
  • les mesures de température et de pression du GSE, dans les cas où un débitmètre ne corrige pas automatiquement le volume.
  • toutes les données relatives au volume du GSE, corrigées en fonction de la température et de la pression de référence, comme énoncé à l’annexe A - Valeurs de la condition de référence, que ce soit automatiquement ou au moyen de l’équation 4.
  • toutes les données sur la teneur en CH₄ du GSE.

13.0 Exigences en matière de vérification

13.1 Compétences requises des équipes de vérification

Il n'y a pas de dispositions supplémentaires concernant les compétences requises des équipes de vérification pour ce type de projet, au-delà de ce qui est indiqué dans le Règlement.

14.0 Exigences en matière du rapport de projet

Outre les exigences en matière du rapport de projet indiquées dans le Règlement, le promoteur doit déclarer les émissions de GES quantifiées pour chaque SPR inclus dans les scénarios de référence et de projet, en t CO₂e pour chaque année civile, complète ou partielle, couverte par une période visée par un rapport.

Annexe A

Valeurs de la condition de référence