Texte complet pour Projet réglementaire pour le système de tarification fondé sur le rendement

Titre officiel : Projet réglementaire pour le système de tarification fondé sur le rendement en vertu de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre

Environnement et Changement climatique Canada (ECCC) a élaboré un projet réglementaire conformément à la partie 2 de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre pour mettre en œuvre le système de tarification fondé sur le rendement (STFR) qui s’appliquera aux installations exerçant certaines activités industrielles. Ce projet réglementaire établit les règles proposées concernant le STFR dans le but de recueillir des commentaires de la part des parties prenantes pour éclairer le processus de réglementation. Les commentaires doivent être soumis au plus tard le 15 février 2019 et envoyés par courriel à : ec.tarificationducarbonecarbonpricing.ec@canada.ca

Contexte

La tarification de la pollution par le carbone fait partie intégrante du plan que le Canada s’est donné pour lutter contre les changements climatiques et faire croître l’économie. La tarification de la pollution par le carbone est le moyen le plus efficient de réduire les émissions de gaz à effet de serre et de stimuler les investissements dans l’innovation propre. Le fait de mettre un prix sur la pollution par le carbone incite les particuliers, les ménages et les entreprises à faire des choix plus écologiques.

En octobre 2016, le Gouvernement du Canada a annoncé l’Approche pancanadienne pour une tarification de la pollution par le carbone (le modèle fédéral) serait flexible et reconnaîtrait que les provinces et les territoires ont déjà mis en œuvre ou sont en train d’élaborer leur propre système de tarification de la pollution par le carbone. Le modèle fédéral présente les critères que tous les systèmes doivent respecter pour être rigoureux, équitables et efficients. Le gouvernement fédéral s’était aussi engagé à mettre en œuvre un système fédéral de tarification de la pollution par le carbone dans les provinces et territoires qui le demanderaient ou dans ceux qui auraient mis en place un système qui n’est pas conforme aux critères du modèle fédéral (appelés administrations assujetties au filet de sécurité fédéral).

Au cours des deux dernières années, le gouvernement fédéral a consulté les Canadien(ne)s sur le STFR :

En plus de la publication de ces trois documents de discussion, le gouvernement fédéral a organisé une série d’ateliers et de webinaires qui ont eu lieu de janvier à septembre 2018, afin d’échanger des points de vue et de fournir d’autres renseignements sur les éléments proposés de la conception du STFR. Dans le cadre du processus d’engagement continu relativement au STFR fédéral, le gouvernement du Canada a reçu de la rétroaction et des commentaires de l’ensemble des secteurs industriels, des organisations environnementales, du milieu universitaire et du public. En plus des questions et des commentaires soulevés lors de ces ateliers et webinaires, plus de 200 présentations officielles portant sur les éléments proposés de la conception du STFR.

Selon les commentaires reçus des parties prenantes à ce jour, et après une analyse interne plus approfondie, le gouvernement fédéral a mis à jour un certain nombre d’éléments de l’approche proposée. Par exemple, pour prendre en compte les préoccupations relatives aux effets sur la compétitivité et les risques de fuite de carbone, le gouvernement fédéral a révisé le point de départ des normes fondées sur le rendement (NFR). De plus, afin d’orienter l’établissement du niveau de rigueur final des NFR, le gouvernement a effectué une analyse en trois étapes prenant en compte les facteurs qui peuvent causer des risques pour la compétitivité de l’industrie et des fuites de carbone relatifs à la tarification de la pollution par le carbone. Afin de répondre aux commentaires des petites installations industrielles, le gouvernement a raffiné davantage son approche de la participation volontaire afin de permettre la participation au STFR plus tôt qu’il était proposé à l’origine. Le traitement proposé de l’électricité dans le STFR, a également été révisé pour promouvoir la décarbonisation de la production d’électricité, tout en atténuant les incidences sur le prix de l’électricité sur les entreprises et les ménages. Le gouvernement fédéral a reçu de nombreux commentaires sur les options et les règles de conformité selon le STFR. Pour assurer le fonctionnement efficace du système d’échange, le gouvernement propose des dates d’échéance pour les crédits compensatoires, ainsi qu’un plafond pour l’utilisation des unités de conformité à des fins de conformité réglementaire commençant en 2021. Un système fédéral de crédits compensatoires est aussi considéré; l’approche réglementaire proposée dans ce document décrit comment ces crédits compensatoires seraient utilisés à des fins de compensation dans le STFR.

Selon la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre, qui est entrée en vigueur le 21 juin 2018, le système fédéral de tarification de la pollution par le carbone comporte deux parties :

  1. Une redevance applicable aux combustibles fossiles (redevance sur les combustibles) qui est généralement payable par les producteurs ou les distributeurs de combustibles, et dont les taux seront établis pour chaque combustible de façon à être de 10 $ la tonne d’équivalent dioxyde de carbone (CO2e) en 2018, et augmenteront de 10 $ par tonne, par an, pour s’établir à 50 $ la tonne de CO2e en 2022 (partie 1 de la Loi, dont la ministre du Revenu national est responsable);
  2. le système de tarification fondé sur le rendement (STFR), pour les installations exerçant certaines activités industrielles (partie 2 de la Loi, dont la ministre de l’Environnement est responsable).

Lorsque les parties 1 et 2 de la Loi s’appliquent dans une province ou un territoire en particulier, ces parties sont conçues pour éviter la double tarification de la même tonne de CO2e. Donc, une personne visée par le STFR (personne responsable d’une installation assujettie) en vertu de la partie 2 de la Loi pourrait être admissible à s’enregistrer auprès de l’Agence du revenu du Canada pour la partie 1 de la Loi et pourrait être admissible à l’obtention d’un certificat d’exemption qui autorise généralement cette personne à acheter du combustible qui est exempt de redevance sur les combustibles, pourvu que ce combustible soit utilisé à l’installation assujettie de cette personne.

La partie 2 de la Loi énonce les principales obligations qui s’appliqueront à une personne visée par le STFR, comme l’enregistrement d’une installation en tant qu’installation assujettie, la fourniture d’un rapport pour chaque période de conformité, la compensation pour les émissions de gaz à effet de serre qui dépassent la limite d’émissions applicable à cette installation, l’ouverture de comptes dans un système de suivi des crédits et la tenue de registres.

Afin que le STFR devienne effectif à compter du 1er janvier 2019, les instruments suivants ont été publiés :

Le 19 décembre 2018, la ministre a publié la Politique concernant la participation volontaire au système de tarification fondé sur le rendement pour préciser les facteurs dont la ministre tiendra compte en décidant, au cas par cas, quelles installations peuvent être désignées à titre d’installations assujetties sous l’article 172 de la Loi. Plus de mobilisation aura lieu relativement à cette politique.

Le gouvernement entend terminer le règlement sur le STFR pris sous les articles 192 et 193 de la Loi au milieu de l'année 2019. Le texte ci-dessous est présenté sous la forme d’un projet de règlement, incluant des définitions, des articles, des références internes, des formules et des obligations de production de rapport. Au début de la section présentant chaque sujet, un paragraphe fournit le contexte relatif à ce sujet. Les règles établies dans l’avis de critères et les exigences énoncées dans l’arrêté seront intégrées, le cas échéant, dans le règlement sur le STFR. Les personnes ayant déjà enregistré leur installation assujettie (c.-à-d. une installation qui a rencontré les critères énoncés dans l’avis de critères ou qui a été désignée à titre d’installation assujettie) avant la création du règlement sur le STFR n’auront pas à s’enregistrer de nouveau.

Mise en garde : Bien que des efforts considérables aient été déployés pour décrire les règles proposées pour le règlement sur le STFR, les exigences finales pourraient changer en raison de facteurs comme les commentaires reçus des parties prenantes.

Définitions

Cette section comprend des définitions portant sur l’installation, ainsi que d’autres définitions qui pourraient se retrouver dans le règlement.

Voici certaines définitions concernant l’installation :

Définitions

1. Les définitions qui suivent s’appliquent

installation

Selon le cas :

  • a) l’ensemble, constitué des éléments ci-après, qui sont exploités de façon coordonnée et complémentaire afin de réaliser des activités industrielles, ont le même exploitant, ont le même propriétaire ou, s’ils appar­tiennent à plus d’une personne ou sont exploités par plus d’une personne, ont au moins un propriétaire ou un exploitant commun :
    • (i) le site unique ou deux ou plusieurs sites où sont exercées des activités industrielles ainsi que les bâti­ments, équipements, structures ou éléments sta­tionnaires qui s’y trouvent,
    • (ii) tout autre site qui est utilisé dans le cadre des activités industrielles, notamment une carrière, un bassin de résidus, une lagune ou un bassin d’eaux usées;
  • b) la partie du réseau de gazoducs située dans une pro­vince, utilisée pour transporter du gaz naturel traité et constituée des gazoducs et des infrastructures ou équi­pements qui s’y rattachent — notamment les stations de compression, les infrastructures de stockage et les compresseurs — qui sont exploités par le même exploi­tant, qui ont le même propriétaire ou, s’ils appar­tiennent à plus d’une personne ou sont exploités par plus d’une personne, qui ont au moins un propriétaire ou un exploitant commun, à l’exclusion toutefois, des gazoducs et des infrastructures ou équipements en aval d’une station de comptage qui servent au transport du gaz naturel pour la distribution locale.
Interprétation — installation

À l’égard d’une installation :

  • a) toute partie d’une route publique ou d’une voie fer­rée qui est bordée des deux côtés par l’installation et est utilisée afin de réaliser les activités industrielles de cette dernière est réputée faire partie de l’installation;
  • b) il est entendu que toute partie d’une voie ferrée qui est utilisée exclusivement par une installation afin de réaliser ses activités industrielles fait partie de celle-ci;
  • c) il est entendu que l’établissement où sont concen­trées les activités juridiques, administratives et les acti­vités de direction qui n’est pas situé à l’endroit où les activités industrielles sont exercées n’est pas visé par la définition de installation;
  • d) si deux ou plusieurs parties du réseau de gazoducs qui se trouvent dans une province sont exploitées par le même exploitant, ont le même propriétaire ou ont au moins un propriétaire ou un exploitant commun, mais ne sont pas contiguës, chacune de ces parties constitue une installation distincte.
date de mise en production

s’entend de la date à laquelle l’installation commence à produire un produit issu d’une activité visée ou à exercer une activité désignée après sa mise en service.

exploitant

Personne ayant toute autorité à l’égard d’une installation.

rapport d’installation

s’entend du rapport dont il est question à l’article 173 de la Loi.

activité visée

s’entend d’une activité décrite à l’article 3 de ce règlement.

activité admissible

s’entend d’une activité visée par la Politique concernant la participation volontaire au Système de tarification fondé sur le rendement.

demande de désignation à titre de participant volontaire au STFR

s’entend d’une demande faite conformément à la Politique concernant la participation volontaire au Système de tarification fondé sur le rendement.

Quelques définitions importantes :

Loi

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

Ministre

la ministre de l’environnement.

STFR

le Système de tarification fondé sur le rendement.

NFR

s’entend d’une norme fondée sur le rendement.

Unité de conformité

s’entend d’un crédit excédentaire, d’un crédit compensatoire ou d’une unité reconnue.

crédit excédentaire

s’entend d’un crédit excédentaire émis en application de l’article 175 ou de l’alinéa 178(1(b) de la Loi.

crédit compensatoire

s’entend d’un crédit compensatoire émis conformément au règlement pris en vertu de l’article 195 de la Loi.

unité reconnue

s’entend d’une unité ou d’un crédit émis par une personne autre que le ministre qui rencontre les exigences établies dans ce règlement.

Autres définitions :

agent autorisé

s’entend :

  • a) dans le cas où la personne responsable de l’installa­tion assujettie est une personne physique, de celle-ci ou de la personne physique autorisée à agir en son nom;
  • b) dans le cas où elle est une personne morale, de celui de ses dirigeants qui est autorisé à agir en son nom;
  • c) dans le cas où elle est une autre entité, de la per­sonne physique autorisée à agir en son nom.
biomasse

Plantes ou matières végétales, déchets d’origine animale ou tout produit dérivé de l’un ou l’autre de ceux-ci, notamment le bois et les produits de bois, le charbon de bois et les résidus d’origine agricole, la matière organique d’origine biologique dans les déchets urbains et industriels, les gaz d’enfouissement, les bioalcools, la liqueur de cuisson, les gaz de digestion des boues ainsi que les combustibles d’origine animale ou végétale.

chaux dolomitique

Chaux dérivée de calcaire, contenant 5 % ou plus de carbonate de magnésium.

chaux forte en calcium

Chaux dérivée de calcaire conte­nant moins de 5 % de carbonate de magnésium.

chaux spécialisée

Chaux dolomitique passée plusieurs fois dans un four ou à laquelle des matériaux supplémentaires sont ajoutés pour en modifier les propriétés.

ciment blanc

Ciment qui est produit à partir de clinker contenant 0,5 % d’oxyde ferrique par poids ou moins.

ciment gris

Ciment qui est produit à partir de clinker contenant plus de 0,5 % d’oxyde ferrique par poids.

clinker intermédiaire

s’entend du clinker produit à l’installation assujettie et non mélangé à l’installation assujettie avec du gypse et du calcaire pour produire du ciment.

combustible gazeux

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

combustible liquide

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

combustible solide

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

conditions normales

s’entend d’une température de 15 °C et d’une pression de 101,325 kPa.

Directive 017

La directive intitulée Directive 017: Measurement Requirements for Oil and Gas Operations, publiée le 31 mars 2016 par le Alberta Energy Regulator.

Directive PNG017

La directive intitulée Directive PNG017: Measurement Requirements for Oil and Gas Operations, publiée le 1er août 2017 par le gouvernement de la Saskachewan.

émissions associées à l’utilisation de produits indus­triels

Émissions provenant de l’utilisation d’un produit dans un procédé industriel qui n’entraîne pas de réaction chimique ou physique et ne réagit pas dans ce procédé, notamment les émissions provenant de l’utilisation d’hexafluorure de soufre (SF6), de HFC ou de PFC comme gaz de couverture et de l’utilisation de HFC ou de PFC dans un procédé de gonflement de la mousse.

émissions de combustion stationnaire de combus­tible

Émissions provenant de dispositifs stationnaires qui brûlent des combustibles solides, des combustibles liquides, des combustibles gazeux ou des pneus ou bar­deaux bitumés, entiers ou partiels, afin de produire de la chaleur utile.

émissions d’évacuation

Émissions contrôlées dues à la conception d’une installation, aux méthodes utilisées pour la fabrication ou le traitement d’une substance ou d’un produit ou à une pression supérieure à la capacité de l’équipement de l’installation.

émissions des déchets

Émissions provenant de l’élimi­nation des déchets dans une installation, notamment de l’enfouissement des déchets solides, du traitement biolo­gique des déchets, de l’incinération des déchets ainsi que du torchage des gaz d’enfouissement. Sont exclues de la présente définition les émissions provenant de la combus­tion de pneus ou bardeaux bitumés, entiers ou partiels, pour produire de la chaleur utile ainsi que les émissions liées au transport sur le site.

émissions des eaux usées

Émissions provenant des eaux usées industrielles et du traitement industriel des eaux usées à une installation.

émissions de torchage

Émissions contrôlées de gaz au cours d’activités industrielles résultant de la combustion d’un flux gazeux ou liquide produit à une installation à des fins autres que la production de la chaleur utile. Sont exclues de la présente définition les émissions provenant du torchage des gaz d’enfouissement.

émissions dues aux fuites

Émissions incontrôlées. Sont exclues de la présente définition les émissions associées à l’utilisation de produits industriels et les émissions liées aux procédés industriels.

émissions liées aux procédés industriels

Émissions provenant d’un procédé industriel comportant des réac­tions chimiques ou physiques autres que la combustion et dont le but n’est pas de produire de la chaleur utile.

émissions liées au transport sur le site

Émissions pro­venant de véhicules et d’autres engins utilisés pour le transport à l’installation de subs­tances, de matières, d’équipements ou de produits utilisés dans un procédé de production, ou pour transporter des personnes sur ce site.

énergie thermique

L’énergie thermique utile sous forme de vapeur ou d’eau chaude qui est destinée à des fins industrielles.

fonderie

Installation produisant des articles moulés en métal selon une forme ou une conception qui leur confère une destination spécifique, ou des lingots de métal.

gaz naturel

Mélange d’hydrocarbures — tels que le méthane, l’éthane ou le propane — composé d’au moins 70 % de méthane par volume ou ayant un pouvoir calorifique supérieur d’au moins 35 MJ/m3 normalisés et d’au plus 41 MJ/m3 normalisés et qui est à l’état gazeux dans des conditions normales. Sont exclus les gaz d’enfouissement, gaz de digesteur, gaz de raffineries, gaz de haut fourneau, gaz de cokerie, gaz dérivés du coke de pétrole ou du charbon — y compris les gaz de synthèse.

groupe

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

groupe chaudière

S’entend au sens du paragraphe 2(1) du Règlement limitant les émissions de dioxyde de car­bone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel.

groupe moteur à combustion

S’entend au sens du paragraphe 2(1) du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électri­cité thermique au gaz naturel.

HFC

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

Lignes directrices du GIEC

Les Lignes directrices 2006 du GIEC pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre, publiées en 2006 par l’Institut des stratégies envi­ronnementales mondiales.

Méthode de ECCC

Le document intitulé Exigences rela­tives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada, Programme de déclaration des gaz à effet de serre, publié en 2017 par le ministère de l’Environnement.

Méthode de la WCI

La méthode intitulée Final Essential Requirements of Mandatory Reporting, publiée le 17 décembre 2010 par la Western Climate Initiative.

moteur à combustion

Tout moteur, à l’exception du moteur autopropulsé et du moteur conçu pour être pro­pulsé tout en accomplissant sa fonction :

  • a) soit qui fonctionne selon le cycle thermodynamique de Brayton et qui brûle des combustibles fossiles en vue de la production d’une quantité nette de force motrice;
  • b) soit qui brûle des combustibles fossiles et qui utilise un mouvement alternatif en vue de la conversion d’énergie thermique
Norme ISO 14064-3:2006

La norme ISO 14064-3:2006 de l’Organisation internationale de normalisation, intitulée Gaz à effet de serre — Partie 3: Spécifications et lignes directrices pour la validation et la vérification des déclarations des gaz à effet de serre. (ISO Standard 14064-3:2006)

Norme ISO 14065:2013

La norme ISO 14065:2013 de l’Organisation internationale de normalisation, intitulée Gaz à effet de serre — Exigences pour les organismes fournissant des validations et des vérifications des gaz à effet de serre en vue de l’accréditation ou d’autres formes de reconnaissance. (ISO Standard 14065:2013)

PFC

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

PRP ou potentiel de réchauffement planétaire

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

raffinerie de pétrole

Installation où est exercée l’activité visée à l’item 4 de l’annexe 1 et dont le volume annuel combiné de production d’essence, de carburant diesel et d’huile de base lubrifiante est supérieur à 40 % de son volume annuel de production de produits pétroliers liquides.

Incorporation par renvoi

2.(1) Dans le présent règlement, toute mention d’une norme ou d’une méthode incorporées par renvoi constitue un renvoi à la norme ou à la méthode avec ses modifications successives, sauf dans le cas de la Méthode de ECCC, de la Norme ISO 14064-3:2006 et de la Norme ISO 14065:2013.

Interprétation des documents incorporés par renvoi

(2) Pour l’interprétation des documents incorporés par renvoi dans le présent règlement, le mot « should » ainsi que toute recommandation ou suggestion expriment une obligation.

Dispositions incompatibles

(3) Les dispositions du présent règlement l’emportent sur les dispositions incompatibles de tout document qui y est incorporé par renvoi.

Champ d’application – installation assujettie

La partie 2 de la Loi s’applique aux personnes responsables des installations assujetties. Pour être une installation assujettie, une installation doit être située dans une province, un territoire ou dans une zone énumérés à la partie 2 de l’annexe 1 de la Loi. L’installation doit aussi respecter les critères qui seront prévus dans le règlement ou être désignée à titre d’installation assujettie par la ministre en vertu de l’article 172 de la Loi.

Critères relatifs aux installations

3. Une installation qui rencontre les critères suivants est une installation assujettie :

  1. un rapport a été fait conformément à un Avis concernant la déclaration des gaz à effet de serre (GES) publié en vertu l’article 46 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) à l’égard de cette installation — indiquant que l’installation a émis une quantité de gaz à effet de serre de 50 kt de CO2e ou plus, à titre d’une ou plusieurs installations, pendant 2014 ou toute année civile par la suite;
  2. l’installation est utilisée pour mener à titre d’activité principale :
    1. l’une des activités industrielles visées à colonne 2 de l’Annexe 1, dans une province ou une zone figurant à la partie 2 de l’annexe 1 de la Loi, autre que la Saskatchewan,
    2. l’activité industrielle visée à l’article 6 ou 38 de colonne 2 de l’Annexe 1, en Saskatchewan.

Activités visées

4. Les activités énumérées à la colonne 2 de l’Annexe 1 sont les activités industrielles visées relativement à une installation.

Personne responsable

5. La personne responsable de l’installation assujettie est son propriétaire ou son exploitant.

Installation cessant d’être une installation assujettie

Dans certaines circonstances, une installation pourrait cesser d’être assujettie à la partie 2 de la Loi ‒ et par conséquent, au règlement. Pour traiter ces situations, il est proposé que le règlement établisse des règles pour les cas où une installation cesse d’être une installation assujettie. Conformément à la Loi, le ministre annulera l’enregistrement et le certificat d’une installation assujettie qui cesse de l’être.

Circonstances

6. Une installation cesse d’être une installation assujettie à la date l’un des événements suivants survient :

  1. la province, le territoire ou la zone où l’installation est située est retiré de la partie 2 de l’annexe 1 de la Loi;
  2. toutes les activités assujetties ou admissibles pour une période dépassant une période de conformité entière cessent d’être exercées à l’installation, et la personne responsable de l’installation avise le ministre que l’installation cesse d’être une installation assujettie;
  3. l’installation ferme de façon permanente;
  4. le ministre avise la personne responsable d’une installation assujettie que la personne a soumis cinq rapports consécutifs qui renferment une valeur de production de zéro pour toutes les activités industrielles visées et les activités admissibles assujetties à l’installation, calculée conformément au paragraphe 14(4).

Avis de cessation d’activité

7. Aux fins de l’application des paragraphes 6b) et c), la personne responsable de l’installation doit aviser le ministre au moins 30 jours avant la date à laquelle l’installation cesse d’être une installation assujettie ou ferme de façon permanente ‒ou si cela est impossible, dans les plus brefs délais possible.

Périodes de conformité

L’article 169 de la Loi prévoit que la période de conformité désigne une période précisée dans le règlement. Les principales obligations du STFR, comme celles relatives à la fourniture d’un rapport et à la vérification du rapport à chaque période de conformité, ainsi que les dispositions concernant le versement de compensation, sont toutes liées à une période de conformité donnée. Le règlement sur le STFR énoncera des règles sur les périodes de conformité, comme des règles concernant les périodes de conformité pour les installations qui sont situées dans certaines provinces ou certains territoires assujettis au STFR, et aux installations qui démarrent leurs activités ou qui les cessent après le début d’une période de conformité.

Règle générale

8. (1) Sous réserve des paragraphes (2) à (4), la période de conformité est une période qui commence le 1er janvier et prend fin le 31 décembre de chaque année aux fins de l’application de l’article 169 de la Loi.

Première période de conformité

(2) Sauf si les paragraphes (3) ou (4) s’appliquent, la première période de conformité pour une installation assujettie commence le 1er janvier 2019 et prend fin le 31 décembre 2019.

Première période de conformité au Yukon et au Nunavut

(3) Pour une installation assujettie qui est située au Yukon et au Nunavut avant le 1er janvier 2019, la première période de conformité applicable à cette installation commence le 1er juillet 2019 et prend fin le 31 décembre 2019.

Période de conformité – installations assujetties après le 1er janvier 2019

(4) Si une installation devient une installation assujettie à un moment donné après le 1er janvier 2019, la première période de conformité applicable à cette installation commence à la date d’enregistrement conformément au paragraphe 171(2) de la Loi et prend fin le 31 décembre de la même année civile.

Période de conformité partielle – cesser d’être une installation assujettie

9. (1) Si une installation cesse d’être une installation assujettie au cours d’une année civile, la dernière période de conformité applicable à cette installation commence le 1er janvier de cette année civile et prend fin à la date à laquelle l’installation cesse d’être une installation assujettie.

Obligations relatives à une période de conformité partielle

(2) Une personne responsable d’une installation assujettie pour laquelle une période de conformité applicable est plus courte que celle d’une année civile doit respecter les obligations prévues par la Loi et celles prévues par le règlement durant la période où elle était une installation assujettie, ce qui comprend le versement de la compensation exigée et la présentation de tous les rapports requis durant cette période de conformité.

Rapport pour une installation assujettie

L’article 173 de la Loi exige, pour chaque période de conformité, qu’une personne responsable d’une installation assujettie fournisse un rapport à la ministre qui comprend les renseignements qui seraient indiqués dans le règlement. Le règlement précisera les modalités de fourniture du rapport, y compris l’échéance de la fourniture du rapport, qui serait dans l’année suivant la période de conformité.

Le règlement exigera qu’une personne responsable d’une installation assujettie quantifie ses émissions de gaz à effet de serre provenant de types d’émissions visés à l’installation (y compris les gaz à effet de serre qui sont réputés avoir été émis par l’installation) et sa production, à l’aide des méthodes prescrites et produise un rapport à cet égard. Le règlement exigera également que la personne indique dans le rapport la limite d’émissions de gaz à effet de serre qui s’applique à l’installation assujettie.

En outre, l’article 173 de la Loi exige qu’une personne responsable d’une installation assujettie fasse vérifier son rapport par un tiers. Ce tiers sera un organisme de vérification qui devra être accrédité à la norme ISO 14065:2013 par l’un des organismes d’accréditation précisés dans le règlement sur le STFR et devra effectuer les vérifications conformément à la norme ISO 14064-3:2006 et à d’autres exigences décrites dans le règlement. Le règlement exigera qu’un rapport de vérification, comprenant la déclaration de vérification et les renseignements prescrits, soit fourni à la ministre, selon les modalités prescrites, et ce, en même temps que le rapport.

Le règlement sur le STFR remplacera l’arrêté en reprenant ses exigences, s’il y a lieu.

Délai de fourniture du rapport

10. (1) La personne responsable d’une installation assujettie fournit au ministre son rapport d’installation ainsi qu’un rapport de vérification relatif à ce rapport d’installation, au plus tard le 1 juin de l’année civile qui suit l’année civile qui fait l’objet du rapport.

Contenu du rapport de l’installation

(2) Le rapport d’installation comprend les renseignements suivants :

  1. les renseignements précisés à l’annexe 1 de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre, et si l’article 17 s’applique à l’installation;
  2. pour une installation assujettie à laquelle les parties 2 à 7 ou 9 à 20 de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre s’appliquent,
    1. la quantité totale des émissions de gaz à effet de serre—et la quantité totale combinée de ces émissions de gaz à effet de serre—émis par l’installation assujettie, exprimée en tonnes de CO2e, pendant la période de conformité applicable et établies conformément au paragraphe 12b) de cet arrêté, ou, lorsqu’une NFR calculée conformément à l’article 17 du présent règlement s’applique à l’installation, conformément aux méthodes utilisées pour quantifier les émissions à l’article 17,
    2. la quantité de chaque type de produits produit par l’installation assujettie pour la période de conformité quantifiée conformément aux paragraphes 9(1) et 9(2) de cet arrêté, ou, lorsqu’une NFR calculée conformément à l’article 17 du présent règlement s’applique à l’installation, conformément aux méthodes utilisées pour quantifier les émissions à l’article 17;
  3. pour une installation assujettie à laquelle la partie 8 de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre s’applique,
    1. la quantité totale des émissions de gaz à effet de serre attribuables à chacun des groupes dont est composé l’installation assujettie pendant la période de conformité applicable établie conformément à l’alinéa 13b) de cet arrêté,
    2. la quantité brute d’électricité produite par chacun des groupes dont est composée l’installation assujettie provenant de la combustion des combustibles gazeux, des combustibles liquides et des combustibles solides, pour la période de conformité applicable, quantifiée conformément au paragraphe 10(1) de cet arrêté et présentée séparément,
    3. la somme des émissions de gaz à effet de serre de tous les groupes dont est composée l’installation assujettie, exprimée en tonnes de CO2e, pour la période de conformité applicable,
    4. la somme de la quantité d’électricité produite par tous les groupes dont est composée l’installation assujettie pour la période de conformité applicable;
  4. pour une installation assujettie qui produit et vend de l’énergie thermique, les renseignements ci-après concernant chaque installation assujettie à laquelle l’énergie thermique a été vendue :
    1. le nom de l’installation assujettie et le numéro du certificat d’installation assujettie qui a été délivré à son égard,
    2. la quantité d’énergie thermique qui lui a été vendue au cours la période de conformité, exprimée en gigajoules (GJ), calculé conformément aux alinéas 9(3)a) ou 10(2)a) de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre, ainsi que la température et la pression associées à celle-ci et, ou, lorsqu’une NFR calculée conformément à l’article 17 du présent règlement s’applique à l’installation, conformément aux méthodes utilisées pour quantifier les la quantité d’énergie thermique vendue à l’article 17,
    3. le coefficient de chaleur provenant de la combustion de combustibles fossiles à l’installation pendant la période de conformité et calculé conformément aux paragraphes 9(4) ou (5) ou à l’alinéa 10(2)b) de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre, ou, lorsqu’une NFR calculée conformément à l’article 17 du présent règlement s’applique à l’installation, conformément aux méthodes utilisées pour quantifier les la quantité d’énergie thermique vendue à l’article 17,
  5. pour une installation assujettie qui achète de l’énergie thermique, les renseignements ci-après concernant chaque installation assujettie de laquelle de l’énergie thermique a été achetée :
    1. nom de chaque installation assujettie de laquelle de la chaleur industrielle a été achetée et le numéro du certificat d’installation assujettie qui a été délivré à son égard,
    2. la quantité d’énergie thermique qui lui a été achetée au cours de la période de conformité, exprimée en gigajoules (GJ), calculé conformément à l’article 17.1 de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre, ainsi que la température et la pression connexes, si elles sont disponibles, ou, lorsqu’une NFR calculée conformément à l’article 17 du présent règlement s’applique à l’installation, conformément aux méthodes utilisées pour quantifier les la quantité d’énergie thermique vendue à l’article 17,
    3. le coefficient de chaleur provenant de la combustion de combustibles fossiles à l’installation pendant la période de conformité et calculé conformément à l’article 17.1 de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre;
  6. pour une installation assujettie à laquelle s’applique la formule établie à l’article 17 du présent règlement et seulement pour le premier rapport d’installation soumis par l’installation,
    1. la NFR calculée qui s’applique à l’installation, telle que calculée conformément à l’article 17 du présent règlement,
    2. les renseignements relatifs à chaque terme de la formule et les méthodes utilisées pour générer ces renseignements,
  7. la limite des émissions de GES, exprimée en tonnes de CO2e, qui s’applique à l’installation assujettie au cours de la période de conformité applicable, déterminée conformément à l’article 16 du présent règlement;
  8. le résultat de l’évaluation des émissions de GES nettes d’une installation assujettie par rapport à la limite des émissions de GES applicable à cette installation pour la période de conformité applicable, exprimée en tonnes de CO2e, et déterminé conformément à l’article 19 du présent règlement.

Vérification

11. (1) La personne responsable d’une installation assujettie est tenue de faire vérifier son rapport annuel par un organisme de vérification qui satisfait :

  1. aux exigences suivantes :
    1. il est accrédité au niveau de l’organisation—pour une portée d’accréditation qui correspond aux opérations et activités de l’installation, incluant le stockage permanent du dioxyde de carbone si applicable—par le Conseil canadien des normes, l’American National Standards Institute ou tout autre organisme d’accréditation membre de l’International Accreditation Forum, en qualité d’organisme de vérification selon la Norme ISO;
    2. il ne fait pas l’objet d’une enquête ou d’une suspension par un organisme d’accréditation l’ayant accrédité;
  2. aux exigences de vérification suivantes :
    1. il procède à la vérification conformément à la Norme ISO 14064-3:2006 — à l’exception des articles 4.3.1 et 4.3.5,
    2. il exprime une opinion à un niveau d’assurance raisonnable indiquant si les émissions de GES, les données sur la quantité de chaque produit produit et la limite des émissions ‒ tels que déclarées par la personne responsable de l’installation assujettie dans le rapport d’installation‒ sont exemptes d’erreurs et d’omissions importantes, et indiquant si le rapport a été préparé conformément au présent règlement.

Conflit d’intérêt

(2) La personne responsable d’une installation assujettie est tenue de veiller à

  1. s’il a vérifié six rapports annuels consécutifs préparés à l’égard de l’installation aux termes du présent règlement, au moins trois ans se soient écoulés depuis la vérification du dernier de ces rapports;
  2. ce qu’aucun conflit d’intérêts réel ou potentiel qui est une menace à l’impartialité existe ou compromet l’impartialité de l’organisme de vérification accrédité et qui ne peut être géré efficacement n’existe entre elle-même et l’organisme de vérification, y compris tout membre de l’équipe de vérification et tout individu ou toute entreprise associés à l’organisme de vérification accrédité.

Visites sur le site

(3) La personne responsable d’une installation assujettie doit veiller à ce que son installation soit visitée par un organisme de vérification dans le but d’effectuer les activités de vérification :

  1. s’il s’agit de la vérification initiale d’une installation assujettie en vertu de ce règlement;
  2. s’il s’agit d’une vérification subséquente de l’installation pour laquelle l’organisme de vérification ne connaît pas les activités et les résultats de vérification antérieurs;
  3. s’il y a eu un changement de propriétaire de l’installation assujettie;
  4. si des erreurs ou des omissions ont été identifiées durant la vérification, indiquant qu’une visite des lieux est nécessaire;
  5. s’il y a eu des changements importants non expliqués dans les émissions de GES déclarées, la quantité de chaque produit produit ou le stockage permanent de dioxyde carbone, depuis la production du rapport précédent vérifié;
  6. s’il existe de nouvelles sources d’émissions de GES ou de nouveaux produits produits à l’installation depuis la production du rapport précédent, qui sont importants pour le rapport actuel;
  7. si des changements importants ont été apportés aux limites de l’installation, qui ont donné lieu à la présentation d’un avis de changement des limites de l’installation au cours de la période de conformité;
  8. s’il existe des modifications importantes de la gestion des données et des renseignements à l’installation;
  9. si l’installation n’a pas reçu la visite de l’organisme de vérification dans le cadre de la vérification liée aux deux derniers rapports de l’installation produits en vertu de ce règlement;
  10. si au moins trois années civiles se sont écoulées depuis la prestation de services par l’organisme de vérification à l’installation;
  11. si le dernier rapport de vérification sur l’installation assujettie, qui a été préparé aux termes de ce règlement, renfermait un énoncé de vérification défavorable;
  12. si l’organisme de vérification est d’avis qu’il est nécessaire d’effectuer une visite sur le site.

Écart important

(4) En ce qui concerne la vérification du rapport annuel établi à l’égard d’une installation assujettie, un écart important existe lorsque :

  1. dans le cas des émissions de gaz à effet de serre de toute installation assujettie dont la quantité annuelle de gaz à effet de serre émise est de moins de 500 kt de CO2e :
    1. le résultat, exprimé en pourcentage, du calcul ci-après, à l’égard d’une erreur ou d’une omission relative aux émissions de gaz à effet de serre relevée durant la vérification qui peut être quantifiée, est supérieur ou égal à 5 % :

      A/B × 100

      où :
      A représente la valeur absolue de la surévaluation ou de la sous-évaluation résultant de l’erreur ou de l’omission, exprimée en tonnes de CO2e,
      B la quantité totale des gaz à effet de serre, exprimée en tonnes de CO2e,
    2. le résultat, exprimé en pourcentage, du calcul ci-après, à l’égard de l’ensemble des erreurs et des omissions relatives aux émissions de gaz à effet de serre relevées durant la vérification qui peuvent être quantifiées, est supérieur ou égal à 5 % :

      A/B × 100

      où :
      A représente la valeur absolue de la somme nette des surévaluations et des sous-évaluations résultant des erreurs et des omissions, exprimée en tonnes de CO2e,
      B la quantité totale des gaz à effet de serre, exprimée en tonnes de CO2e;
  2. dans le cas des émissions de gaz à effet de serre de toute installation assujettie dont la quantité annuelle de gaz à effet de serre émise est de 500 kt de CO2e ou plus :
    1. le résultat, exprimé en pourcentage, du calcul ci-après, à l’égard d’une erreur ou d’une omission relative aux émissions de gaz à effet de serre relevée durant la vérification qui peut être quantifiée, est supérieur ou égal à 2 % :

      A/B × 100

      où :
      A représente la valeur absolue de la surévaluation ou de la sous-évaluation résultant de l’erreur ou de l’omission, exprimée en tonnes de CO2e,
      B la quantité totale des gaz à effet de serre, exprimée en tonnes de CO2e,
    2. le résultat, exprimé en pourcentage, du calcul ci-après, à l’égard de l’ensemble des erreurs et des omissions relatives aux émissions de gaz à effet de serre relevées durant la vérification qui peuvent être quantifiées, est supérieur ou égal à 2 % :

      A/B × 100

      où :
      A représente la valeur absolue de la somme nette des surévaluations et des sous-évaluations résultant des erreurs et des omissions, exprimée en tonnes de CO2e,
      B la quantité totale des gaz à effet de serre, exprimée en tonnes de CO2e;
  3. dans le cas de chaque produit dont la production doit être quantifiée aux termes du présent règlement, le résultat, exprimé en pourcentage, du calcul ci-après, à l’égard d’une erreur ou d’une omission relative à la quantification du produit relevée durant la vérification qui peut être quantifiée, est supérieur ou égal à 0,1 % :

    A/B × 100

    où  :
    A représente la valeur absolue de la surévaluation ou de la sous-évaluation résultant de l’erreur ou l’omission, exprimée dans l’unité de mesure applicable,
    B la quantité de produit produite, exprimée dans l’unité de mesure applicable.

Contenu du rapport de vérification

(5) Un rapport de vérification doit être préparé par l’organisme de vérification relativement au rapport d’installation et à tout registre connexe, et doit comprendre les renseignements décrits à l’annexe 2.

Fourniture du rapport de vérification

(6) Le rapport de vérification exigé en vertu du paragraphe (5) doit être préparé conformément à l’annexe 2 et fournis avec le rapport d’installation requis en vertu du paragraphe 10(1).

Format du rapport

12. Tout rapport fournis à l’intention du ministre doit l’être selon les modalités précisées par le ministre.

Mise à jour des renseignements administratifs

13. (1) Si un changement est apporté à tout renseignement administratif, comme ceux exigés en vertu des articles 1 et 2 des annexes 1 et 2 de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre, la personne responsable de l’installation assujettie doit aviser le ministre, par écrit, dans les 30 jours suivant le changement.

Mise à jour des limites de l’installation

(2) S’il y a un changement aux limites de l’installation assujettie, la personne responsable de l’installation assujettie doit aviser le ministre du changement par écrit et fournir une carte de l’installation assujettie mise à jour dans les 30 jours suivant le changement.

Quantification des émissions GES, de la production et des transferts d’énergie thermique

Pour évaluer la conformité à la limite d’émissions de GES d’une installation assujettie, le règlement exigera la quantification des émissions de GES et de la production d’une installation assujettie. La quantification des émissions de GES et de la production d’une installation assujettie sera fondée sur les exigences énoncées dans l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre. En outre, le règlement exigera la quantification de l’énergie thermique achetée et vendue.

Types d’émissions visées

14. (1) la quantification des gaz à effet de serre est effectuée pour les types d’émissions suivants :

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

Quantification des émissions de GES

(2) La personne responsable d’une installation assujettie doit quantifier la quantité totale de gaz à effet de serre émis par l’installation au cours de la période de conformité applicable, pour les types d’émissions visées par le paragraphe (1), conformément aux articles 6 à 8 de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre ou dans le cas où une NFR établie à l’article 17 du présent règlement s’applique à l’installation, conformément aux méthodes utilisées pour quantifier les émissions en vertu de l’article 17.

Émissions exclues

(3) Les émissions de GES suivantes sont exclues de la quantité totale des émissions pour la période de conformité visée aux alinéas 12b) ou 13b) de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre :

  1. les émissions de CO2 provenant de la biomasse et les émissions de CH4 et N2O provenant de la combustion de la biomasse,
  2. les émissions de combustion stationnaire de combustible, si la somme des émissions de CO2, de CH4 et de N2O d’un ou de plusieurs combustibles, exprimée en tonnes de CO2e, n’excède pas 0,5 % du total des émissions de CO2e de l’installation assujettie pour l’ensemble des combustibles brûlés.

Quantification de la production

(4) La personne responsable d’une installation assujettie doit quantifier la production de l’installation pour la période de conformité applicable conformément aux paragraphes 9(1) et (2) ou 10(1) de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre ou, dans le cas où une NFR établie à l’article 17 du présent règlement s’applique à l’installation, conformément aux méthodes utilisées pour quantifier la production en vertu de l’article 17.

Quantification des transferts d’énergie thermique

(5) La personne responsable d’une installation assujettie doit quantifier la quantité d’énergie thermique vendue ou d’énergie thermique achetée conformément aux alinéas 9(3)a) ou 10(2)a) ou à la section 17.1 de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre.

Calcul des émissions de GES nettes : compte tenu du stockage du carbone

Pour tenir compte de la possibilité qu’une partie ou la totalité des émissions de GES d’une installation assujettie soit stockée de façon permanente (par exemple, sous terre dans une formation géologique adéquate), le règlement exigera que les émissions de GES nettes soient calculées. Les émissions nettes seraient les émissions de GES quantifiées de l’installation moins la quantité de dioxyde de carbone qui est stockée de façon permanente, et dont le stockage permanent est démontré. Le règlement exigera que les renseignements relatifs au projet de stockage permanent soient présentés dans le rapport d’installation et vérifiés par un tiers.

Calcul des émissions de GES nettes

15. (1) Aux fins de l’article 16, et lorsqu’un système de suivi des émissions en continu n’est pas utilisé pour mesurer les émissions de dioxyde de carbone, la quantité de gaz à effet de serre émis par une installation assujettie durant la période de conformité applicable est égale aux émissions de GES nettes de l’installation assujettie, Émissionsnettes ins, déterminée conformément au paragraphe (2).

Formule pour les émissions de GES nettes

(2) La personne responsable d’une installation assujettie doit déterminer la quantité des émissions de GES nettes émis par l’installation assujettie au cours d’une période de conformité applicable conformément à la formule :

Émissionsins – Émissionsins stockées de façon permanenteins

où :

Émissionsins représentent la quantité totale de gaz à effet de serre émis par l’installation assujettie, en tonnes de CO2e, au cours de la période de conformité applicable, déterminée conformément au paragraphe 14(2);

Émissionsins stockées de façon permanente représentent la quantité totale de dioxyde de carbone généré par l’installation assujettie, exprimée en tonnes de CO2e, qui ont été captés et subséquemment stockés au moyen d’un projet de stockage permanent qui respecte les critères au paragraphe (3), qui sont déterminés conformément au paragraphe (4), et qui sont déclarés conformément au paragraphe (5).

Critère pour la déduction relative au stockage

(3) Aux fins de la formule prévue au paragraphe (2), une quantité de dioxyde de carbone peut uniquement être incluse dans les Émissionsins stockées de façon permanente si la quantité de dioxyde de carbone qu’elle représente a été stockée au moyen d’un projet de stockage permanent qui respecte les critères suivants :

  1. le projet est un site de séquestration géologique qui injecte du dioxyde de carbone :
    1. dans un aquifère salin profond dans le seul but de stocker du dioxyde de carbone;
    2. dans un gisement de pétrole épuisé à des fins de récupération assistée des hydrocarbures;
  2. le projet n’est pas par ailleurs interdit par les lois fédérales ou provinciales;
  3. le dioxyde de carbone stocké aux fins du projet est capté, transporté et stocké conformément aux lois :
    1. du Canada ou d’une province qui réglemente ces activités;
    2. des États-Unis ou de l’un des États qui réglementent ces activités.

Quantification des émissions stockées

(4) La personne responsable d’une installation assujettie doit quantifier le dioxyde de carbone piégé, transporté, injecté ou stocké de façon permanente dans un site de stockage géologique à long terme ‒ autre que le dioxyde de carbone généré par combustion ou par décomposition de la biomasse ‒ en utilisant la méthode de quantification décrite à l’article 1 de la ligne directrice intitulée Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada, publiée en 2017 par le ministère de l’Environnement.

Renseignements à fournir

(5) La personne responsable d’une installation assujettie doit inclure la quantité de dioxyde de carbone pour les Émissionsins stockées de façon permanente, exprimée en tonnes de CO2e, et qui n’est pas égale à zéro aux fins de la formule au paragraphe (2), et doit fournir les renseignements suivants dans le rapport d’installation :

  1. la quantité de dioxyde de carbone stockée, en tonnes de CO2e, pour les Émissionsins stockées de façon permanente;
  2. le type de site de séquestration géologique utilisé;
  3. l’emplacement du site de stockage;
  4. le nom et l’adresse du propriétaire ou de l’exploitant du site de stockage, s’ils diffèrent de ceux de la personne responsable de l’installation assujettie;
  5. les documents, y compris les contrats et les factures, qui démontrent que le dioxyde de carbone a été capté, transporté et stocké conformément aux lois du Canada ou d’une province qui réglemente ces activités ou applique ces lois, ou conformément aux lois des États-Unis ou de l’un des États qui réglementent ces activités.

Système de suivi des émissions en continu

(6) À une installation qui a mis en place un procédé de captage du dioxyde de carbone et un système de suivi des émissions en continu qui est utilisé pour mesurer toutes les émissions de dioxyde de carbone d’une source qui n’est pas stockée de façon permanente, le paragraphe (2) ne s’applique pas, mais le paragraphe (4) s’applique, tout comme les critères pour le stockage du dioxyde de carbone capté, qui sont énoncés aux alinéas (3)a) à c), et la personne responsable de l’installation doit présenter les renseignements requis aux alinéas (5)a) à e) dans son rapport d’installation. Si ces exigences ne sont pas respectées, la personne doit ajouter la quantité de dioxyde de carbone piégée à l’installation aux Émissionsnettes ins.

Limite d’émissions de GES pour une installation

Le règlement prévoira que le calcul de la limite d’émissions de GES d’une installation assujettie soit fondé sur la somme de la production pour chaque activité ou sousactivité industrielle visée multipliée par la norme fondée sur le rendement pour chacune de ces activités ou sous-activités. Des normes fondées sur le rendement, déterminées sur la base de l’intensité des émissions, seront prescrites par le règlement.

Limite d’émissions de GES pour les installations exerçant une activité industrielle visée

16. (1) Sous réserve du paragraphe (2), la personne responsable d’une installation assujettie doit déterminer la limite d’émissions de GES, Limite Émissionsins, applicable à l’installation assujettie au cours de la période de conformité applicable, exprimée en en tonnes de CO2e, conformément à la formule :

i = 0 n [ NFR i × Production i ]

où :

n est le nombre total de sous-activités, énumérées à la colonne 4 de l’annexe 1 des activités exercées à l’installation;

NFRi est la norme fondée sur le rendement inscrite à la colonne 6 de l’annexe 1 pour la sous-activité i, telle qu’énumérée à la colonne 4 de cette annexe 1, ou calculée conformément à l’article 17, le cas échéant;

Productioni s’entend desunités de produits produits pour la sous-activité i, telle qu’énumérée à la colonne 4 de l’annexe 1, et des unités décrites à la colonne 5 de cette annexe, ou dans le cas d’une activité admissible, la production pour l’activité admissible telle que quantifiée conformément aux méthodes utilisées pour quantifier la production de l’activité admissible dans la Demande de désignation à titre de participant volontaire au STFR.

(2) La personne responsable d’une installation assujettie où la seule activité visée exercée est la production d’électricité à partir de combustibles fossiles doit déterminer la limite d’émissions de GES, Limite Émissionsins, applicable à l’installation assujettie au cours de la période de conformité applicable, exprimée en en tonnes de CO2e, conformément à la formule :

i = 0 n j = 0 m [ NFR j × Production j ] i

où :

n est le nombre total de groupe produisant de l’électricité à partir de combustibles fossiles dans l’installation assujettie;

m est le nombre total de types de combustible fossile brûlé dans chacun des groupes pour la production d’électricité;

NFRj est la norme fondée sur le rendement applicable au type de combustible fossile j, inscrite à la colonne 6 de l’item 38 de l’annexe 1;

Productionj est la quantité brute d’électricité produite en utilisant chacun des types de combustible fossile et quantifiée conformément avec le paragraphe 14(2) du présent règlement.

Règles relatives aux normes fondées sur le rendement calculées

Le règlement établira une formule pour calculer une norme fondée sur le rendement pour les installations assujetties exerçant des activités industrielles. Cette norme fondée sur le rendement calculée sera utilisée dans le calcul de la limite d’émissions de GES décrites dans la section précédente pour certaines installations assujetties. Cette formule pourrait être utilisée dans le cas où un secteur a seulement une ou vraiment peu d’installations et où la publication d’une NFR pourrait poser des problèmes de divulgation de renseignements confidentiels. Elle pourra aussi être utilisée pour calculer une NFR pour des activités industrielles qui ne sont pas des activités visées.

Lorsque cette formule s’applique, la valeur de la NFR sera calculée la première année pendant laquelle l’installation est une installation assujettie. Cette valeur sera par la suite utilisée dans le calcul de la limite d’émissions de GES pour la première année et celles qui suivent.

NFR calculée

17. La NFR pour une activité décrite dans une Demande de désignation à titre de participant volontaire au STFR, et la NFR pour une activité pour laquelle une NFR figure dans la colonne 6 de l’Annexe 1 en tant que « calculée », sont calculées comme suit :

NFR Activité, i = A = AR i AR n ( Émissions ins,A - Émissions élec,A - Allocation therm nette,A - j Émissions Aut act visée,A, j - k Émissions Aut act adm,A, k ) A = RY i AR n Production A, i × Facteur réd

où :

AR sont les années de référence de AR1 à ARn, comme suit :

  1. pour une installation pour laquelle une Demande de désignation à titre de participant volontaire au STFR a été faite, n est le nombre d’années de référence déclaré dans cette demande, et AR1 à ARn sont les années de référence déclarées dans cette demande,
  2. pour une nouvelle installation pour laquelle l’article 18 s’applique, n est égal à 2 et AR1 et AR2 sont les deux premières années civiles de production complètes,
  3. pour une installation visée par le STFR en 2019 et pour laquelle les paragraphes a) et b) ne s’appliquent pas, n est égal à 1 et AR1 est l’année 2019,
  4. pour tous les autres cas, n est égal à 1, et AR1 est la première année pendant laquelle l’installation est visée par le STFR;

Émissionsins, A représente les émissions de l’installation pour chacune des années de référence. Ces émissions doivent être quantifiées conformément au paragraphe 6(1) de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre, ou dans le cas d’une installation exerçant une activité admissible, conformément aux méthodes utilisées pour quantifier les émissions de GES de l’installation dans la Demande de désignation à titre de participant volontaire au STFR pour l’activité admissible;

Émissionsélec, A représente les émissions provenant de la production d’électricité par combustion de combustibles fossiles à l’installation pour chacune des années de référence. Ces émissions doivent être quantifiées conformément au paragraphe 6(4) de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre ou dans le cas d’une installation exerçant une activité admissible, conformément aux méthodes utilisées pour quantifier les émissions de GES provenant de la production d’électricité à l’installation dans la Demande de désignation à titre de participant volontaire au STFR pour l’activité admissible;

Allocationtherm nette, A est l’allocation pour l’énergie thermique nette pour chacune des années de référence et

a) calculée selon la formule suivante, à moins que le paragraphe b) s’applique :

Allocationtherm nette, A = Taux d’allocationET × (VentesA – AchatsA) × CCA

où :

  1. le taux d’allocationET est égal à 0,062 t/GJ;

    AchatsA représente, pour une installation dont l’activité principale est une activité visée ou admissible, la quantité d’énergie thermique achetée, exprimée en GJ, auprès d’une installation assujettie au cours de chacune des années de référence. Cette quantité, pour chacune des années de référence, doit être quantifiée conformément à l’article 17.1 de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre, ou dans le cas d’une installation exerçant une activité admissible, conformément aux méthodes utilisées pour quantifier la quantité d’énergie thermique achetée dans la Demande de désignation à titre de participant volontaire au STFR pour l’activité admissible;

    VentesAreprésente les ventes d’énergique thermique d’une installation assujettie à une installation dont l’activité principale est une activité visée ou admissible au cours de chacune des années de référence. Cette quantité, pour chacune des années de référence, doit être quantifiée conformément à l’alinéa 9(3)a) ou 10(2)a) de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre, ou dans le cas d’une installation exerçant une activité admissible, conformément aux méthodes utilisées pour quantifier la quantité d’énergie thermique vendue dans la Demande de désignation à titre de participant volontaire au STFR pour l’activité admissible;

    CCA est le coefficient de chaleur provenant de la combustion de combustibles fossiles pour l’année de référence A,

    où :
    1. Si VentesA est supérieur à AchatsA, CCA est le coefficient de chaleur provenant de la combustion de combustibles fossiles pour l’installation pour l’année de référence A, quantifié conformément au paragraphe 9(4) ou (5) ou à l’alinéa 10(2)b) de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre, ou dans le cas d’une installation exerçant une activité admissible, conformément aux méthodes utilisées pour quantifier coefficient de chaleur provenant de la combustion de combustibles fossiles dans la Demande de désignation à titre de participant volontaire au STFR pour l’activité admissible, si aucun coefficient ne peut être calculé, CC est égal à 1,
    2. Si VentesA est inférieur à AchatsA, CCY est le coefficient de chaleur provenant de la combustion de combustibles fossiles pour l’année A, quantifié conformément à l’article 17.1 de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre, ou dans le cas d’une installation exerçant une activité admissible, conformément aux méthodes utilisées pour quantifier coefficient de chaleur provenant de la combustion de combustibles fossiles dans la Demande de désignation à titre de participant volontaire au STFR pour l’activité admissible ou, si aucun coefficient ne peut être calculé, CC est égal à 1;
  2. si :

Y = AR 1 AR n Allocation therm nette,Y n < 0.015 × Y = ARY 1 AR n Émissions ins,Y n

Allocationtherm nette, Y = 0 pour toutes les années A.

ÉmissionsAut act visées, A, j représente les émissions pour chaque année de référence A associée à chacune des activités visées j exercées à l’installation, mais n’inclut pas les émissions associées à l’activité visée i pour laquelle la NFR est calculée, ni aucune électricité provenant de la combustion de combustibles fossiles produite sur place. Les émissions associées à chaque activité visée j pour chaque année de référence devraient être quantifiée conformément au paragraphe 6(3) de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre, ou dans le cas d’une installation exerçant aussi une activité admissible, conformément aux méthodes utilisées pour quantifier les émissions de GES associées avec les autres activités visées Demande de désignation à titre de participant volontaire au STFR pour l’activité admissible;

ÉmissionsAut act adm, A, k représente les émissions pour chaque année de référence A associée à chaque activité admissible k exercées à l’installation, mais n’inclut pas l’activité i pour laquelle la NFR est calculée ni aucune électricité provenant de la combustion de combustibles fossiles produite sur place. Les émissions associées à chaque activité k pour chaque année de référence A doivent être quantifiées conformément à la méthode utilisée pour quantifier cette information dans la Demande de désignation à titre de participant volontaire au STFR pour l’activité admissible;

ProductionA, i représente

  1. là où l’activité i est une activité visée, la production pour l’activité visée i pour chaque année de référence A quantifiée conformément au paragraphe 9(1) de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre;
  2. dans tous les autres cas, la production pour l’activité admissible i pour chacune des années de référence A doit être quantifiée conformément à la méthode utilisé pour quantifier cette information dans la Demande de désignation à titre de participant volontaire au STFR pour l’activité admissible i pour chaque année de référence A;

Facteurréd est le facteur relatif à la réduction requise des GES et est égal à :

  1. 95 % pour une activité inscrite dans les articles 8 et 18 de l’Annexe 1;
  2. 90 % pour une activité inscrite dans les articles 13, 16, 17, 23 et 24 de l’Annexe 1;
  3. 80 % pour toutes les autres activités non mentionnées aux alinéas a) et b).

Exigences temporaires pour les nouvelles installations

Le règlement définira des règles précises à durée limitée qui s’appliqueraient aux nouvelles installations qui n’ont commencé de produire un produit qu’en 2017 ou après. Les règles couvriront jusqu’à deux périodes de conformité complètes suivant la période de conformité pendant laquelle l’installation à commencer à produire un produit. Le règlement stipulera également que le ministre n’émettra pas de crédits excédentaires en ce qui concerne ces années.

Par exemple, dans le cas d’une installation qui a commencé de produire un produit en 2020 et a été désignée à titre d’installation assujettie en 2020, le règlement prévoira que cette installation n’aura pas à verser de compensation pour ses émissions excédentaires pour les périodes de conformité 2021 et 2022 et l’année partielle 2020. Le règlement permettra que le ministre n’émette pas de crédits excédentaires en ce qui concerne ces années et que d’autres obligations, y compris l’obligation de fournir un rapport et qu’il soit vérifié par une tierce partie, demeurent.

Non-application limitée pour les nouvelles installations

18. Si la date de mise en production d’une installation était en 2017 ou plus tard, les articles 16 à 18 et 20 à 25 ne s’appliquent pas à l’installation, de la date de sa mise en production jusqu’à la fin de l’année civile durant laquelle l’installation produit depuis 24 mois.

Évaluation des émissions en fonction de la limite de l’installation

Le règlement exigera qu’une personne responsable d’une installation assujettie compare, pour chaque période de conformité, la quantité nette de gaz à effet de serre émis par l’installation assujettie avec la limite d’émissions applicable à l’installation. Autrement dit, une personne responsable d’une installation assujettie devra déterminer, pour chaque période de conformité, si elle doit verser une compensation conformément à l’article 174 de la Loi, ou si elle est admissible à recevoir des crédits excédentaires conformément à l’article 175 de la Loi.

Aux fins de cette évaluation, la quantité de gaz à effet de serre émise par une installation assujettie sera égale à ses émissions de GES nettes (voir ci-dessus).

Les règles suivantes établissent les exigences relatives à l’évaluation décrite ci-dessus.

Évaluation des émissions en fonction de la limite de l’installation

19. (1) La personne responsable d’une installation assujettie doit évaluer la quantité nette de gaz à effet de serre émise par l’installation durant la période de conformité applicable par rapport à sa limite applicable d’émissions de GES, conformément à la formule suivante :

Émissionsins nettes – Limite émissionsins

où :

Émissionsins nettes représente la quantité nette de GES émise par l’installation durant la période de conformité applicable, exprimée en tonnes de CO2e, déterminée conformément aux paragraphes 14(2) et (3) et à l’article 15;

Limite émissionsins représente la limite des émissions de GES applicable à l’installation assujettie pour la période de conformité applicable, exprimée en tonnes de CO2e, déterminée conformément à l’article 15.

Émissions au-delà de la limite de GES

(2) Si le résultat de la formule fournie au paragraphe (1), exprimé en tonnes de CO2e, est positif, l’article 174 de la Loi s’appliquera, conformément aux exigences énoncées dans les articles 20 à 23.

Émissions en deçà de la limite de GES

(3) Si le résultat de la formule fournie au paragraphe (1), exprimée en tonnes de CO2e, est négatif, l’article 175 de la Loi s’appliquera, conformément aux exigences énoncées dans l’article 24.

Compensation si les émissions sont supérieures à la limite de l’installation

L’article 174 de la Loi énonce que « La personne responsable d’une installation assujettie ayant émis, durant une période de conformité, des gaz à effet de serre au-delà de la limite d’émissions applicable verse compensation pour les émissions excédentaires, conformément aux règlements et dans le délai de compensation à taux élevé. » La personne responsable d’une installation assujettie disposera des options suivantes pour respecter ses obligations en matière de compensation si les émissions dépassent la limite d’émissions :

  1. le paiement d’une redevance pour émissions excédentaires au receveur général du Canada, établie au même taux que la redevance sur les combustibles
    • 20 $ par tonne de CO2e dûs pour la période de conformité 2019, augmentant de 10 $ par tonne de CO2e chaque année, pour atteindre 50 $ par tonne de CO2e pour la période de conformité 2022 et les périodes de conformité suivantes, sauf si indiqué autrement ;
  2. la remise de crédits excédentaires au STFR émis par le ministre;
  3. la remise de crédits compensatoires émis par le ministre, si le règlement le permet;
  4. la remise d’unités reconnues (par ex., crédits compensatoires admissibles des systèmes de crédits compensatoires provinciaux);
  5. une combinaison des quatre options ci-dessus.

La partie 2 de la Loi prévoit deux délais de compensation : le délai de compensation à taux régulier et le délai de compensation à taux élevé.

Le paragraphe 174(3) de la Loi indique que si une personne verse une compensation pour les émissions excédentaires de l’installation dans le délai de compensation à taux régulier, le taux suivant s’applique :

  • une unité de conformité pour chaque tonne de CO2e;
  • la redevance pour émissions excédentaires de l’année civile pendant laquelle commence la période de conformité, pour chaque tonne de CO2e.

Si la personne verse compensation pour les émissions excédentaires de l’installation après le délai de compensation à taux régulier, le paragraphe 174(4) de la Loi prévoit que le taux applicable est égal à quatre fois le taux régulier. Enfin, le paragraphe 174(1) de la Loi exige que la compensation soit versée au plus tard dans le délai de compensation à taux élevé.

Le règlement précisera les règles relatives à la compensation, ainsi que les délais de compensation à taux régulier et à taux élevé.

Montant de la compensation

20. (1) Pour une période de conformité pendant laquelle les émissions de GES nettes de l’installation sont supérieures à sa limite d’émissions, tel que calculé conformément au paragraphe 19(1), l’obligation de compensation est égale à la différence entre ces deux valeurs.

Délai de compensation

(2) La personne responsable d’une installation assujettie dont les émissions de GES dépassent la limite d’émissions pour une période de conformité doit complètement verser la compensation pour les émissions excédentaires dans le délai de compensation à taux élevé.

Délai – compensation à taux régulier

(3) Aux fins de l’article 169de la Loi, le délai de compensation à taux régulier est le 15 décembre de l’année suivant la période de conformité pour laquelle une compensation pour les émissions excédentaires de l’installation assujettie est faite.

Délai – compensation à taux élevé

(4) Aux fins de l’article 169de la Loi, le délai de compensation à taux élevé est le 15 février de la deuxième année suivant la période de conformité pour laquelle une compensation pour les émissions excédentaires de l’installation assujetties est faite.

Remise de crédits excédentaires et compensatoires

21. (1) La personne responsable d’une installation assujettie qui fournit une compensation, en vertu des articles 174 ou 178 de la Loi, en remettant des crédits excédentaires ou des crédits compensatoires – ou une combinaison des deux types de crédit – doit utiliser le système de suivi mentionné à l’article 185 de la Loi.

Remise d’unités reconnues

(2) La personne responsable d’une installation assujettie qui fournit une compensation en vertu de l’article 174 ou de l’article 178 de la Loi en remettant une unité de conformité reconnue doit retirer l’unité du système de suivi de l’autre administration de manière à ce que le ministre reçoive tous les renseignements existants sur le crédit, et tout autre renseignement que pourrait exiger le ministre, afin que le ministre puisse confirmer l’admissibilité de l’unité à la compensation.

Limite d’utilisation des unités de conformité

(3) Dès la période conformité de 2021 et lorsque la compensation est fournie aux termes de l’article 174 de la Loi, la personne responsable d’une installation assujettie ne pourra remettre des unités de conformité que pour compenser à hauteur de 75 % des émissions excédentaires de l’installation.

Paiement d’une redevance pour émissions excédentaires

(4) La personne responsable d’une installation assujettie qui fournit une compensation en vertu de l’article 174 ou de l’article 178 de la Loi en payant la redevance sur les émissions excédentaires doit effectuer le paiement électronique à l’ordre du receveur général du Canada.

Présentation de la preuve de paiement

(5) La personne responsable d’une installation assujettie doit fournir au ministre la preuve de paiement effectué au paragraphe (4) dans les 10 jours ouvrables suivant la réception de la preuve envoyée par l’Agence du revenu du Canada.

Compensation

22. (1) La personne responsable d’une installation assujettie doit fournir au ministre des renseignements sur la façon dont la compensation a été versée dans les 10 jours ouvrables suivant le versement du montant complet de la compensation pour émissions excédentaires de l’installation assujettie.

Renseignements relatifs à la compensation requis

(2) Les renseignements dont il est question au paragraphe (1) doivent être notamment les suivants :

  1. renseignements relatifs à l’identification de l’installation, dont le numéro de certificat de l’installation assujettie;
  2. l’article de la Loi en vertu duquel la compensation a été versée;
  3. la période de conformité pour laquelle la compensation a été versée à titre de compensation en vertu du paragraphe 174 de la Loi;
  4. la quantité totale des émissions de GES excédentaires, en tonnes de CO2e, et la ventilation de la compensation fournie par type (crédit excédentaire, crédit compensatoire, unité reconnue, redevance sur les émissions excédentaires);
  5. s’il y a lieu, les détails du paiement de la redevance sur les émissions excédentaires, dont :
    1. le montant total en dollars de la redevance sur les émissions excédentaires versées au receveur général du Canada,
    2. le taux applicable de la redevance,
    3. la date du paiement à l’ordre du receveur général du Canada,
    4. le numéro d’entreprise attribué par l’Agence du revenu du Canada;
  6. s’il y a lieu, les détails pertinents aux crédits excédentaires et aux crédits compensatoires remis pour compensation, dont :
    1. le nombre total de crédits excédentaires et de crédits compensatoires remis,
    2. la date de la transaction de la remise,
    3. le numéro de la transaction,
    4. les numéros de série des crédits excédentaires et des crédits compensatoires retirés,
    5. la date ou les dates auxquelles les crédits excédentaires et les crédits compensatoires ont été émis;
  7. s’il y a lieu, les détails pertinents au retrait des unités reconnues, dont :
    1. le nombre total d’unités reconnues remises,
    2. le registre où les unités reconnues ont été remises,
    3. la date de la transaction,
    4. le numéro de la transaction,
    5. les numéros de série des unités reconnues,
    6. la date de début du projet de compensation,
    7. l’année durant laquelle les réductions ou absorptions de GES ont été attribués,
    8. le protocole de compensation utilisé, dont le numéro de version et la date de publication,
    9. le nom de l’organisme de vérification accrédité qui a vérifié les crédits

Ordre de compensation

23. La compensation pour émissions excédentaires fournie par la personne responsable d’une installation assujettie sera appliquée pour les émissions excédentaires de l’installation selon l’ordre de priorité suivant :

  1. la redevance sur les émissions excédentaires payée au receveur général du Canada;
  2. les unités reconnues qui sont retirées par une autre administration;
  3. les crédits excédentaires remis au ministre dans le système de suivi de la conformité, en commençant par le plus ancien;
  4. les crédits compensatoires émis par le ministre et mis à disposition pour remise dans le système de suivi de la conformité, en commençant par le plus ancien.

Crédits excédentaires si les émissions sont inférieures à la limite de l’installation

L’article 175 de la Loi prévoit que si une installation assujettie émet des gaz à effet de serre en une quantité qui est inférieure à la limite d’émissions qui s’applique à elle pendant une période de conformité, la ministre doit, conformément au règlement, accorder à la personne responsable de l’installation assujettie un nombre de crédits excédentaires qui est égal à la différence entre cette limite, exprimée en tonnes de CO2e, et le nombre de tonnes de CO2e émises. Le règlement prévoira des règles concernant l’émission des crédits excédentaires.

Émission de crédits excédentaires

24. (1) Pour une période de conformité pendant laquelle les émissions de GES nettes de l’installation sont inférieures à sa limite d’émissions, tel que calculé conformément au paragraphe 19(1), la quantité de crédits excédentaires est égale à la différence entre ces deux valeurs.

Conditions de l’émission

(2) le ministre émettra des crédits excédentaires à l’intention de la personne responsable d’une installation assujettie si :

  1. un rapport d’installation et un rapport de vérification ont été soumis conformément au présent règlement;
  2. le ministre est convaincu qu’il n’y a aucune erreur ni omission importante dans le rapport d’installation.

Conditions d’utilisation

(3) Un crédit excédentaire émis par le ministre ne peut être utilisé dans le STFR que pour compenser les émissions excédentaires d’une installation, ou en cas d’annulation volontaire en vertu du paragraphe 180(2) de la Loi. Le crédit excédentaire ne peut pas être utilisé à d’autres fins.

Règles relatives aux unités de conformité

Le règlement établira des règles relatives à l’utilisation, la suspension, la révocation, le remplacement, le transfert et l’expiration des unités de conformité. Il y a également une limite sur l’utilisation des unités de conformité afin de maintenir le signal que lance la tarification de la pollution par le carbone et de favoriser les réductions d’émissions et les investissements à cet égard.

Expiration des crédits excédentaires

25. (1) Un crédit excédentaire émis par le ministre n’est une compensation valide pour les émissions excédentaires de l’installation assujetties que s’il est remis dans les cinq années civiles suivant l’année civile pour laquelle il a été émis.

Expiration des crédits compensatoires

(2) Un crédit compensatoire émis par le ministre n’est une compensation valide pour les émissions excédentaires de l’installation assujetties que s’il est remis dans les huit années civiles suivant l’année civile durant laquelle la réduction ou l’absorption des émissions de GES en lien avec le crédit a eu lieu.

Expiration des unités reconnues

(3) Une unité reconnue d’une autre administration n’est une compensation valide pour les émissions excédentaires de l’installation assujettie que si elle est remise dans les huit années civiles suivant l’année civile durant laquelle la réduction ou l’absorption des émissions de GES en lien avec le crédit a eu lieu.

Unités de conformité émises par erreur – application

26. (1) Cette section ne s’applique qu’aux unités de conformité qui ont été issues par le ministre en vertu de la partie 2 de la Loi et existent dans le système de suivi établi conformément à l’article 185 de la Loi.

Suspension d’unités de conformité

(2) Le ministre peut suspendre une unité de conformité tenue par le bénéficiaire original lorsqu’il y a des motifs raisonnables de croire que l’unité a été émise par erreur, émise sur la base de renseignements faux ou trompeurs, ou jugée invalidée en raison d’une double comptabilisation, d’un renversement des réductions ou des absorptions de GES, ou d’une quelconque autre manière.

Révision de la validité des unités de conformité

(3) Si une révision supplémentaire par le ministre corrobore qu’une unité de conformité suspendue

  1. a été émise par erreur ou a été invalidée, le ministre peut révoquer l’unité de conformité dans le système de suivi, ce qui la rend alors inadmissible à être utilisée pour satisfaire à une obligation de compensation ou à être transférée;
  2. n’a pas été émise par erreur ou qu’elle est valide, le ministre doit annuler la suspension de l’unité de conformité, et celle-ci peut alors être utilisée en vertu du présent règlement.

Remplacement des unités de conformité émises par erreur

(4) Aux fins du paragraphe 181(1) de la Loi, le ministre peut demander qu’une personne à laquelle il a émis une unité de conformité par erreur, y compris sur la base des renseignements faux ou trompeurs, et qui a été remise à titre de compensation ou a été transférée à une autre personne, remplace l’unité de conformité dans les 30 jours suivant la date de la révocation

  1. soit en remettant une autre unité de conformité;
  2. soit en payant la redevance sur les émissions au taux précisé au paragraphe 181(3) de la Loi.

Unités reconnues invalides

27. En ce qui concerne une unité reconnue d’une autre administration, le ministre peut ne pas reconnaître l’unité ou le crédit à titre de compensation s’il y a des motifs raisonnables de croire que l’unité ou le crédit a été invalidé par un moyen quelconque, y compris, sans s’y limiter : une double comptabilisation, le renversement de la réduction ou de l’absorption des GES, ou des renseignements faux ou trompeurs, ou des erreurs de quantification.

Si des unités reconnues sont invalidées

(2) En ce qui concerne une unité reconnue d’une autre administration qui a été remise au ministre aux fins de compensation, et qui a subséquemment été invalidée pour une raison quelconque, y compris dans le cas d’une unité émise par erreur par l’autre administration, le ministre doit exiger que la personne responsable qui a remis l’unité reconnue veille à ce que l’obligation de compensation continue d’être satisfaite en :

  1. soit en remplaçant l’unité reconnue par une unité de conformité valide dans les 30 jours suivant l’avis du ministre;
  2. soit en payant la redevance sur les émissions excédentaires dans les 30 jours suivant l’avis du ministre au taux précisé au paragraphe 181(3) de la Loi.

Critères pour la reconnaissance d’unités provenant d’autres provinces ou territoires

Le règlement reconnaîtra les unités ou les crédits compensatoires d’autres provinces ou territoires pour utilisation à titre de compensation. Le règlement énoncera des critères pour la reconnaissance de programmes et protocoles de crédits compensatoires admissibles dont les unités ou crédits seront reconnus à titre d’unités de conformité en vertu du règlement, ainsi que la date de début et les exigences relatives à la vérification par un tiers de ces programmes et protocoles compensatoires.

Unités reconnues

29. (1) Une unité reconnue est une unité de conformité en vertu de l’article 169 de la Loi quand cette unité ou ce crédit est émise par une administration ou le responsable d’un programme en vertu d’un protocole ou d’un programme qui est spécifié sur la liste établie par le ministre.

Critères pour les unités reconnues

(2) Si l’unité reconnue est un crédit compensatoire, elle doit :

  1. être valide au moment de la remise;
  2. être émise par un programme compensatoire dans une administration qui figure sur la liste dont il est question au paragraphe (1);
  3. être émise en lien avec un projet qui a utilisé un protocole satisfaisant aux critères énoncés au paragraphe (4) et a été inclus dans la liste publiée par le ministre dont il est question au paragraphe (1);
  4. être émise en lien avec un projet qui a commencé en 2017 ou lors d’une année subséquente;
  5. être vérifiée par un organisme de vérification qui est accrédité au niveau du projet selon la norme ISO 14065:2013— et dont la portée d’accréditation correspond au type de projet selon l’American National Standards Institute, le Conseil canadien des normes, ou tout autre organisme d’accréditation membre de l’International Accreditation Forum.

Critères pour les programmes de crédits compensatoires admissibles

(3) Le programme de crédits compensatoires des administrations figurant sur la liste visée au paragraphe (1) doit posséder et mettre en œuvre des règles et des procédures opérationnelles dans les domaines suivants :

  1. gouvernance et supervision, incluant :
    1. supervision des opérations courantes du programme,
    2. évitement des conflits d’intérêt,
    3. assurance de clarté quant à l’identité du propriétaire,
    4. supervision de l’élaboration, de l’examen et de l’approbation du protocole de compensation,
    5. enregistrement des projets,
    6. vérification des réductions et des retraits d’émissions avant l’émission de crédits compensatoires aux entités assujetties responsables des réductions ou des retraits,
    7. processus de conformité et d’application de la loi,
    8. mécanismes de résolution des conflits,
    9. mécanismes pour la révocation des crédits;
  2. transparence, incluant :
    1. divulgation publique des protocoles approuvés, des protocoles invalidés et des protocoles en cours d’élaboration,
    2. divulgation publique des projets de compensation approuvés, incluant l’année de génération, la date de début du projet, la période de comptabilisation des crédits et l’identité du développeur du projet, du validateur et du vérificateur,
    3. divulgation publique des projets faisant l’objet d’un examen aux fins de renouvellement, des projets faisant l’objet d’une enquête pour le renversement des émissions ou l’invalidation des crédits, et des projets qui ont été désinscrits;
  3. caractère unique des crédits, incluant :
    1. évitement de la double comptabilisation en veillant à ce que, pour la réduction ou le retrait d’une tonne de CO2e d’émissions, il y ait seulement un crédit compensatoire émis,
    2. règles portant sur l’émission, le transfert, le retrait et l’annulation de crédits, pour garantir qu’un crédit ne puisse être utilisé qu’une fois, que ce soit aux fins de la conformité ou aux fins d’annulation,
    3. vérifications pour garantir que le projet de compensation et les crédits compensatoires n’ont pas été enregistrés dans d’autres systèmes,
    4. engagement de la part de l’organisme compétent d’éviter de revendiquer pour sa propre administration les réductions ou retraits d’émissions résultats des unités compensatoires utilisées pour la conformité au STFR;
  4. infrastructure de programme, incluant :
    1. l’établissement et le maintien d’un système de suivi des crédits compensatoires qui permet la déclaration transparente des renseignements et la conservation de dossiers vérifiables aux fins de l’émission de crédits compensatoires, de la numérotation, des transferts entre les entités assujetties, des abandons, des annulations et des retraits,
    2. des identificateurs uniques des projets qui permettent le renvoi à la documentation publique sur le projet et la confirmation des protocoles de compensation utilisés, de la date de début du projet et de l’année durant laquelle les réductions ou les retraits d’émissions ont eu lieu,
    3. l’enregistrement du compte, y compris les comptes dans toutes les administrations assujetties au filet de sécurité, pour la détention, l’échange et le retrait des crédits compensatoires,
    4. la capacité de transférer l’information afin de fournir au ministre des renseignements pertinents sur l’utilisation des crédits compensatoire aux fins de la compensation en vertu du STFR;
  5. permanence et risque de renversement, incluant :
    1. systèmes de surveillance et approches d’atténuation des risques pour prévenir les renversements,
    2. plans d’urgence qui précisent comment les renversements découlant de l’intention ou de la négligence du promoteur seront saisis, avant ou après le retrait du crédit,
    3. plans d’urgence qui précisent comment les renversements non intentionnels seront saisis, avant ou après le retrait du crédit;
  6. vérification par un tiers, pour assurer que :
    1. les réductions ou retraits de GES sont vérifiés à un degré d’assurance raisonnable,
    2. les vérificateurs et les validateurs sont indépendants,
    3. les vérificateurs et les validateurs sont compétents;
  7. mise en conformité et régime d’application strict, incluant :
    1. des pénalités en cas de non-conformité intentionnelle pour s’assurer que les avantages de la non-conformité sont inférieurs au coût de la non-conformité,
    2. des règles de responsabilisation si des crédits compensatoires sont jugés non admissibles avant ou après qu’ils ont été utilisés aux fins de la conformité.

Critères pour les protocoles de crédits compensatoires

(4) Le protocole de crédits compensatoires d’un programme de crédit compensatoire figurant sur la liste dont il est question au paragraphe (1) doit définir les exigences pour les points suivants :

  1. activités admissibles du projet de compensation, pour garantir que :
    1. les réductions ou retraits d’émissions sont générées par une activité qui n’est pas visée par la tarification de la pollution par le carbone dans l’administration d’origine, et
    2. les réductions ou retraits nets d’un ou de plusieurs des gaz à effet de serre sont déclarés dans le plus récent Rapport d’inventaire national (RIN),
    3. préciser que les potentiels de réchauffement de la planète (PRP) des GES utilisés sont inférieurs ou égaux à ceux énoncés dans le dernier RIN;
  2. additionnalité, pour garantir que :
    1. les hypothèses définissant les conditions de référence sont raisonnables, conservatrices et justifiables,
    2. l’activité n’est pas exigée par la loi et que toutes les exigences juridiques dans les administrations où le protocole est applicable ont été utilisées lors de la définition des conditions de référence,
    3. la technologie ou l’activité de projet n’est pas couramment utilisés ou considérée être courante dans le secteur industriel ou la région géographique pertinents,
    4. les promoteurs démontrent, que l’activité du projet ne serait pas économiquement viable sans le revenu découlant des crédits compensatoires pour le carbone ou que sa mise en œuvre serait entravée par d’importants obstacles non financiers;
  3. période de comptabilisation des crédits, pour garantir que :
    1. les périodes de comptabilisation des crédits sont déterminées sur la base du laps de temps durant lequel on s’attend à ce que les conditions de référence restent valides,
    2. la période de comptabilisation des crédits est d’une durée maximale de 10 ans entre la date de début du projet pour les projets non fondés sur le stockage, et d’une durée maximale de 30 ans pour les projets fondés sur le stockage,
    3. la durée de comptabilisation des crédits est d’une durée minimale de 5 ans, et
    4. tout processus de renouvellement d’une période de comptabilisation des crédits doit être fondé sur une évaluation rigoureuse et complète de toutes les exigences et doit être établi dans le protocole de quantification;
  4. méthode de quantification exacte, pour garantir que :
    1. les réductions ou retraits nets d’émissions sont mesurés de manière fiable et reproductible qui comprend toutes les sources et tous les puits de GES pertinents,
    2. l’incertitude est quantifiée et les estimations des réductions ou des retraits sont exactes, selon des normes établies de manière scientifique ou avec une précision statistique acceptable en ce qui concerne le projet ou le type d’équipement,
    3. des hypothèses et des approches conservatrices sont utilisées pour éviter la surestimation des réductions ou retraits de GES;
  5. permanence, pour garantir que :
    1. les promoteurs du projet sont tenus de surveiller la permanence pour les types de projets qui séquestrent le carbone dans des puits ou des réservoirs,
    2. les plans du projet énoncent des dispositions pour atténuer le risque de renversement,
    3. l’intégrité environnementale est maintenue au cas où un renversement aurait lieu;
  6. vérifiabilité, pour garantir que :
    1. les réductions ou retraits de GES d’un projet peuvent être vérifiés à un niveau raisonnable d’assurance,
    2. le protocole incorpore les meilleures pratiques en ce qui a trait à la mesure des données, la surveillance continue des activités de projet, et l’établissement de procédures de gestion des données et de la conservation des dossiers, ainsi que les activités d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité;
  7. protection contre les fuites, afin de garantir que pour les types de projets pertinents, que :
    1. le protocole comprend l’évaluation et l’atténuation des risques de fuite, ce qui incombe au promoteur du projet,
    2. les fuites sont reflétées de manière conservatrices dans la quantification des crédits compensatoires à émettre.

Système de suivi

L’article 185 de la Loi exige que la ministre établisse et tienne à jour un système de suivi pour assurer le suivi de l’émission des unités de conformité par la ministre; du transfert, du retrait, de la suspension, de la révocation et de l’annulation de ces unités de conformité; des paiements de redevances pour émissions excédentaires; et de toute autre transaction précisée dans le règlement. L’article 186 de la Loi précise qu’une personne responsable d’une installation assujettie doit ouvrir un compte et le tenir à jour dans le système de suivi exigé par le règlement et que toute autre personne peut ouvrir un compte et le tenir à jour dans le système conformément au règlement. Le règlement prévoira des règles décrivant les comptes et indiquant tous les comptes exigés.

Un « participant du marché autre qu’une installation » (par exemple un courtier, une compagnie d’investissement, ou toute autre personne désirant participer au STFR mais ne possède pas ni n’exploite d’installation assujettie) peut s’enregistrer et créer un compte dans le système de suivi du STFR après le délai de compensation à taux élevé pour la période de conformité de 2019.

Constatation d’erreurs et d’omissions

Une personne responsable d’une installation assujettie doit, conformément à l’article 176 de la Loi, aviser la ministre lorsque cette personne constate une erreur ou une omission dans son rapport dans les cinq années suivant la fourniture de ce rapport. Le règlement indiquera les situations dans lesquelles une personne responsable d’une installation assujettie serait tenue de fournir un rapport corrigé à la ministre et de faire vérifier ce rapport par un tiers.

Si la ministre découvre une erreur ou une omission dans un rapport dans les cinq années suivant la fourniture de ce rapport, la ministre peut exiger, conformément à l’article 177 de la Loi, que la personne responsable d’une installation assujettie présente un rapport corrigé et que le rapport soit vérifié par un tiers.

Le règlement indiquera les modalités selon lesquelles le rapport corrigé et vérifié doit être présenté.

Avis de constatation d’une erreur ou d’une omission

29. Si, dans les cinq années suivant la fourniture d’un rapport en vertu de l’article 173, la personne responsable d’une installation assujettie apprend que le rapport d’installation contient une erreur ou une omission, elle doit en informer le ministre par écrit dès que possible et préciser si l’erreur ou l’omission constatée rencontre ou dépasse le seuil d’écart important établi au paragraphe 11(4) relativement aux Émissionsnettes ins de l’installation assujettie, ou aux données de production de cette installation.

Exigence relative à la fourniture d’un rapport corrigé

30. (1) Pour les erreurs ou les omissions constatées en vertu de l’article 176, la personne responsable d’une installation assujettie doit soumettre un rapport corrigé pour l’installation si une ou plusieurs erreurs ou omissions ont été détectées après la soumission du rapport.

Exigence de faire vérifier le rapport

(2) Lorsque l’erreur ou l’omission détectée en vertu de l’article 176 de la Loi rencontre ou dépasse le seuil d’écart important établi au paragraphe 11(4) relativement aux Émissionsnettes ins de l’installation assujettie, ou aux données de production de cette installation tel que déclaré dans le rapport d’installation fournis en vertu de l’article 173 de la Loi par cette personne, la personne responsable de l’installation assujettie doit faire vérifier le rapport corrigé et toutes les données et renseignements à l’appui du rapport vérifié par un organisme de vérification qui :

  1. sous réserve du paragraphe (3), satisfait aux exigences énoncées à l’article 11(1), à l’exception du sous-alinéa 11(1)b)(ii) et des paragraphes 11(5) et (6);
  2. exprime une opinion à un niveau raisonnable d’assurance quant au fait que les renseignements corrigés liés aux émissions de GES, à la quantité de chaque produit qui a été produit et à la limite d’émissions, s’il y a lieu, dans le rapport corrigé telles qu’elles ont été déclarées dans le rapport corrigé de la personne responsable de l’installation assujettie — sont exemptes d’erreurs et d’omissions matérielles, de même que si le rapport corrigé a été préparé conformément au règlement.

Non-inclusion en vertu de l’alinéa 11(2)a)

(3) Au cas où l’organisme de vérification a vérifié le rapport original en vertu de l’article 173 qui est en train d’être corrigé, la vérification du rapport corrigé ne compte pas à titre de rapport d’installation en vertu de l’alinéa 11(2)a).

Délai pour la présentation d’un rapport corrigé

(4) La personne responsable d’une installation assujettie fournit le rapport corrigé au ministre dans les 60 jours suivant la découverte d’une ou de plusieurs erreurs ou omissions par cette personne en vertu du paragraphe (1), ou suivant la réception de la demande faite par le ministre en vertu du paragraphe 177(1) de la Loi.

Délai pour la présentation d’un rapport corrigé vérifié

(5) La personne responsable d’une installation assujettie fournit le rapport corrigé et le rapport de vérification au ministre dans les 90 jours suivant la découverte d’une ou de plusieurs erreurs ou omissions par cette personne en vertu du paragraphe (1), ou suivant la réception de la demande faite par le ministre en vertu du paragraphe 177(1) de la Loi.

Contenu du rapport corrigé

(6) Dans le cas où un rapport corrigé est soumis en vertu du paragraphe (1) ou est exigé par le ministre en vertu de l’article 177 de la Loi, ce rapport corrigé doit contenir les renseignements suivants :

  1. une description des corrections apportées au rapport original;
  2. une description des mesures que la personne responsable prévoit mettre en œuvre, ou a déjà mises en œuvre, pour éviter que d’autres erreurs ou omissions du même genre ne se reproduisent;
  3. les circonstances ayant conduit aux erreurs ou aux omissions et les raisons pour lesquelles elles n’ont pas été détectées plus tôt, et, s’il y a lieu, les correctifs apportés;
  4. s’il y a lieu, la quantité d’émissions de GES correspondant aux erreurs ou aux émissions détectées;
  5. s’il y a lieu, la quantité de production correspondant aux erreurs et aux omissions détectées;
  6. s’il y a lieu, le changement à la limite d’émissions dû aux erreurs et aux omissions détectées;
  7. s’il y a lieu, le changement à la compensation en raison des erreurs et des omissions
  8. s’il y a lieu, la quantité totale corrigée des émissions de gaz à effet de serre—et la quantité totale combinée corrigée de ces émissions de gaz à effet de serre—émis par l’installation assujettie, exprimée en tonnes de CO2e, pendant la période de conformité applicable et établies conformément au paragraphe 12b) de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre, ou, lorsqu’une NFR calculée conformément à l’article 17 du présent règlement s’applique à l’installation, conformément aux méthodes utilisées pour quantifier les émissions à l’article 17;
  9. s’il y a lieu, la quantité corrigée de chaque type de produits produit par l’installation assujettie pour la période de conformité quantifiée conformément aux paragraphes 9(1) et 9(2) de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre, ou, lorsqu’une NFR calculée conformément à l’article 17 du présent règlement s’applique à l’installation, conformément aux méthodes utilisées pour quantifier les émissions à l’article 17;
  10. tout autre renseignements corrigés et originalement déclaré aux alinéas 10(2)c) à f).

Contenu du rapport de vérification du rapport corrigé

(7) Dans le cas où un rapport corrigé doit être vérifié en vertu du paragraphe (2) ou à la demande du ministre conformément à l’article 177 de la Loi :

  1. les renseignements décrits à l’Annexe 2, à l’exception du sous-article 3q) de cette annexe,
  2. une déclaration de vérification de l’organisme de vérification indiquant si les émissions de GES corrigées, les quantités corrigées de chaque produit et les limites d’émissions corrigées — telles qu’elles ont été déclarées dans le rapport corrigé de la personne responsable de l’installation assujettie — sont exemptes d’erreurs et d’omissions matérielles, de même que si le rapport corrigé a été préparé conformément au règlement.

Obligation modifiée

31. (1) Lorsque le rapport corrigé ou le rapport vérifié corrigé révèle que la compensation versée après la fourniture du rapport d’installation était insuffisante, et si la compensation supplémentaire est égale ou supérieure à 500 tonnes de CO2e, la personne responsable de l’installation assujettie doit verser une compensation supplémentaire d’une quantité égale au résultat de la formule suivante :

CompensationCorrigée – CompensationInitiale

où :

CompensationCorrigée désigne le résultat de la formule du paragraphe 19(1), en utilisant avec les valeurs contenues dans le rapport corrigé;

CompensationInitiale désigne la compensation versée pour la période de conformité touchée par la correction comme indiqué à l’alinéa 22(2)d).

Fourniture avant le 15 novembre

(2) Si la personne responsable d’une installation assujettie fournit un rapport corrigé avant le 15 novembre de l’année suivant immédiatement la période de conformité faisant l’objet du rapport corrigé, elle doit verser une compensation supplémentaire conformément au délai et au taux précisés à l’article 20.

Fourniture après le 15 novembre

(3) Si la personne responsable d’une installation assujettie fournit un rapport corrigé leou après le 15 novembre de l’année suivant immédiatement la période de conformité faisant l’objet du rapport corrigé,

  1. elle doit verser une compensation supplémentaire au taux établi au paragraphe 174(3) de la Loi dans les 30 jours suivant la fourniture du rapport corrigé vérifié;
  2. elle doit verser une compensation supplémentaire au taux établi au paragraphe 174(4) de la Loi dans les 60 jours suivant l’échéance établie à l’alinéa a).

Révocation et remplacement

(4) Lorsque le rapport corrigé vérifié révèle que la personne responsable d’une installation assujettie a reçu plus de crédits excédentaires qu’elle n’aurait dû en recevoir en raison d’une erreur ou d’une omission :

  1. le ministre doit révoquer tout crédit excédentaire émis en trop et qui reste dans le compte de la personne à laquelle les crédits excédentaires ont été originalement émis;
  2. la personne responsable à laquelle les crédits excédentaires ont initialement été émis doit remplacer tout crédit excédentaire qui n’est plus en sa possession en offrant des compensations supplémentaires en vertu du paragraphe 27(4).

Émission de crédits additionnels

(5) Si le rapport corrigé révèle que la quantité de crédits excédentaires initialement émis pour la personne responsable d’une installation assujettie n’était pas suffisante, le ministre peut émettre des crédits excédentaires additionnels, conformément à l’article 178(1) de la Loi, à cette personne, et la quantité de crédits excédentaires à être émis est basée sur la formule suivante :

Crédits excédentairescorrigé – Crédits excédentairesémis

où :

Crédits excédentairescorrigé est le résultat de l’équation au paragraphe 22(1), en utilisant les valeurs contenues dans le rapport corrigé;

Crédits excédentairesémis désigne la quantité de crédits excédentaires auparavant émis à la personne responsable de l’installation assujettie pour la période de conformité, conformément au paragraphe 24(1).

Consignation des renseignements et conservation des registres

L’article 187 de la Loi prévoit qu’une personne responsable d’une installation assujettie qui ouvre et tient à jour des comptes dans le système de suivi doit conserver tous les registres qui sont nécessaires pour déterminer si la personne réglementée s’est conformée à ses obligations sous le STFR. La Loi précise que la période de conservation des registres est de sept ans, sauf si le règlement précise une autre période. Le règlement énoncera les règles concernant la consignation et la tenue des registres.

Consignation des renseignements dans un registre

32. (1) La personne responsable d’une installation assujettie est tenue de consigner dans un registre les renseignements relatifs à l’installation assujettie en cause et à chacun des groupes dont elle est composée, le cas échéant

  1. la quantité des émissions pour chaque type d’émissions visé pour chaque gaz à effet de serre, s’il y a lieu;
  2. les méthodes et les données utilisées dans les calculs pour chaque type d’émissions visé et chaque gaz à effet de serre, y compris les données utilisées pour estimer les données manquantes, le cas échéant;
  3. les données d’échantillonnage, d’analyse et de mesure pour chaque type d’émissions visé et chaque gaz à effet de serre, s’il y a lieu;
  4. si une méthode alternative de calcul, d’échantillonnage, d’analyse ou de mesure est utilisée pour un type d’émissions visé, une description de cette méthode;
  5. a un registre annuel, documentant toutes les modifications apportées aux procédures de collecte et de calcul des données et aux instruments de mesure utilisés pour la quantification des gaz à effet de serre ou de la production;
  6. la quantité de produits, les méthodes et les données relatives à la quantification de la production;
  7. la quantité des émissions de dioxyde de carbone (CO2), de méthane (CH4) et d’oxyde nitreux (N2O) qui n’a pas été incluse dans la quantité totale des émissions aux termes de l’article 15 de l’Arrêté sur la production de renseignements concernant les émissions de gaz à effet de serre;
  8. les quantités de dioxyde de carbone captées à l’installation assujettie, transportées ou injectées dans un site de stockage géologique à long terme et stockées de façon permanente dans ce site, exprimées en tonnes de CO2, et les données relatives à la quantification;
  9. si la personne responsable d’une installation assujettie produit de l’énergie thermique et en vend à des installations assujetties ou en achète à d’autres installations assujetties :
    1. les factures de vente ou d’achat de l’énergie thermique,
    2. le nom de toute installation assujettie à laquelle de l’énergie thermique est vendue ou de laquelle de l’énergie thermique est achetée et le numéro du certificat d’installation assujettie qui a été délivré à son égard;
  10. si la personne responsable d’une installation assujettie produit de l’énergie thermique et en vend à des installations assujetties ou à en achète d’autres installations assujetties, les méthodes et les données relatives à la quantification de l’énergie thermique vendue ou achetée, selon le cas, et les données relatives au coefficient de chaleur provenant de la combustion de combustibles fossiles;
  11. s’agissant d’une installation où est exercée l’activité indiquée à l’article 33 de l’Annexe 1, la superficie totale de l’aire de plancher des bâtiments situés à l’installation au 31 décembre de l’année civile, mesurée entre les murs extérieurs de ces bâtiments et exprimée en mètres carrés, ainsi que les méthodes et données utilisées pour établir cette superficie totale;
  12. s’agissant d’une installation où est exercée la sous-activité indiquée au sous-article 38.1 de l’Annexe 1, le type et la quantité de combustible brûlé en 2018;
  13. le cas échéant, la NFR calculée conformément à l’article 17 ainsi que toutes les méthodes et les données utilisées pour quantifier la NFR;
  14. les montants et les dates des paiements pour émissions excédentaires versés au receveur général du Canada ainsi que les preuves de paiement reçues de l’Agence du revenu du Canada.

Durée de conservation

(2) La personne responsable de l’installation assujettie qui consigne des renseignements dans un registre ou transmet au ministre des renseignements en application du présent règlement conserve les copies de ceux-ci, ainsi que de tout document à l’appui, y compris, s’il y a lieu, des calculs, mesures et autres données sur lesquels sont fondés les renseignements, pendant au moins sept ans à compter de la date de leur établissement ou de leur transmission.

Lieu de conservation

(3) Les registres, les copies des renseignements transmis au ministre ainsi que les documents à l’appui sont conservés à l’établissement principal au Canada de la personne responsable de l’installation assujettie, ou à tout autre endroit au Canada dont le ministre a été avisé et où ils pourront être examinés.

Changement du lieu

(4) Si le lieu où les registres, copies des renseignements transmis au ministre et les documents à l’appui sont conservés change, la personne responsable de l’installation assujettie avise le ministre par écrit de l’adresse municipale de ce nouveau lieu dans les trente jours suivant le changement.

Transmission électronique

33. (1) Les renseignements transmis au ministre en application du présent règlement à l’égard d’une installation assujettie le sont électroniquement en la forme qu’il précise et portent la signature électronique de la personne responsable de l’installation assujettie, ou celle de son agent autorisé.

Support papier

(2) Si le ministre n’a pas précisé de forme au titre du paragraphe (1) ou si, en raison de circonstances incontrôlables, les renseignements ne peuvent être transmis conformément à ce paragraphe, ils sont transmis sur support papier, signé par la personne visée à ce paragraphe, en la forme précisée par le ministre, ou autrement, si aucune forme n’est précisée.

Confidentialité

L’article 254 de la Loi prévoit que toute personne qui fournit des renseignements à la ministre en vertu de la partie 2 de la Loi peut demander, par écrit et en justifiant sa demande, que les renseignements soient traités de façon confidentielle. Le règlement précisera les renseignements qui devront être présentés à la ministre au soutien de la demande de confidentialité.

Demande de confidentialité des renseignements

34 (1) Conformément à l’article 254 de la Loi et sous réserve du paragraphe (2), une personne responsable d’une installation peut demander par écrit au ministre que certains renseignements soient tenus confidentiels.

Contenu de la demande

(2) La demande mentionnée au paragraphe (1) doit renfermer les renseignements suivants :

  1. une description des renseignements faisant l’objet de la demande de confidentialité;
  2. la justification à l’effet que ces renseignements rencontrent au moins l’un des critères suivants :
    1. sont des secrets industriels,
    2. s’ils sont divulgués, pourraient entraîner des pertes matérielles et financières ou nuire à la compétitivité de la personne,
    3. s’ils sont divulgués, risqueraient de nuire aux négociations contractuelles ou autres menées par la personne;
  3. une justification attestant que ces renseignements satisfont à l’ensemble des critères suivants :
    1. les renseignements sont confidentiels pour la personne responsable,
    2. la personne a pris et entend continuer à prendre des mesures raisonnables dans les circonstances pour maintenir la confidentialité de ces renseignements,
    3. les renseignements ne peuvent pas, et n’ont pas pu être, raisonnablement obtenus à l’aide de moyens légitimes par d’autres parties, sauf avec le consentement de la personne,
    4. les renseignements ne sont pas, et n’ont jamais été, accessibles au public.

Infractions

La Loi prévoit des peines en cas d’infraction. L’article 232 de la Loi prévoit les infractions pour lesquelles la gamme de peines est plus élevée que pour les infractions prévues par d’autres articles. Le paragraphe 246(1) autorise le gouverneur en conseil à désigner, par règlement, les dispositions du règlement dont la contravention entraîne la même gamme de peines. Le règlement précisera quelles sont les dispositions du règlement dont la contravention entraînera cette gamme de peines plus élevées.

Entrée en vigueur

La Loi permet que le règlement puisse avoir un effet avant la date de sa prise. Le règlement ne peut avoir un effet plus tôt que la date à laquelle le ministre publie un avis en vertu de l’article 194 de la Loi annonçant des mesures qui seront établies dans le règlement.

Cet avis a été donné par la publication de l’Avis d’intention de prendre un règlement en vertu de la partie 2 de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre, publié le 19 décembre 2018. Le règlement entrera en vigueur lorsqu’il sera pris par le gouverneur en conseil au milieu de l’année 2019 et certains de ces dispositions pourraient être identifiées comme ayant un effet rétroactif à la date de publication de l’Avis d’intention de prendre un règlement en vertu de la partie 2 de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre conformément à l’article 194 de la Loi. Tel qu’indiqué dans le règlement, la première période de conformité débutera le 1er janvier 2019 et se terminera le 31 décembre 2019 (sauf dans certains territoires où elle débutera le 1er juillet 2019). Le premier rapport d’installation pour cette première période de conformité devra être fourni le 1er juin 2020.

Annexe 1 : Liste des activités industrielles visées et de leurs sous-activités

Remarque : Dans la colonne 6, calculée signifie une NFR calculée conformément à l’article 17.

Colonne 1 Colonne 2 Colonne 3 Colonne 4 Colonne 5 Colonne 6
Article Activités industrielles visées Sous-article Sous-activité pour la NFR Unité de mesure de la production NFR
(tonnes de CO2e/ unité de mesure de la production)
1      Fusion ou l’affinage, à partir de matières premières provenant principalement de minerais, d’au moins un des métaux suivants : a) le nickel; b) le cuivre; c) le zinc; d) le plomb; e) le cobalt. 1.1 Fusion pyrométallurgique de cuivre tonnes d’anodes de cuivre calculée
1.2 Fusion pyrométallurgique de plomb tonnes de plomb et d’alliages de plomb 2,17
1.3 Fusion pyrométallurgique de zinc tonnes de zinc et de plomb 0,856
1.4 Fusion pyrométallurgique de nickel tonnes matte de nickel 0,750
1.5 Production hydrométallurgique de métaux communs tonnes de métaux communs produits 1,70
1.6 Électroaffinage hydrométallurgique d’anodes de cuivre tonnes de métaux communs produits calculée
Extraction, traitement et la production de bitume ou de pétrole brut  2.1 L’extraction, le traitement et la production de pétrole brut léger (ayant une masse volumique inférieure à 940 kg/m3 à 15 °C) barils de le pétrole brut léger 0,0159
2.2 L’extraction, le traitement et la production de bitume ou tout autre pétrole brut lourd (ayant une masse volumique égale ou supérieure à 940 kg/m3 à 15 °C) barils de pétrole lourd 0,0544
3 Valorisation du bitume ou du pétrole lourd pour produire du pétrole brut synthétique 3.1 La valorisation du bitume ou du pétrole lourd barils de pétrole brut synthétique 0,0408
Dans le cas d’une raffinerie de pétrole, le traitement de pétrole brut, notamment le bitume, le pétrole brut lourd, le pétrole brut léger, le pétrole brut synthétique, ou les produits pétroliers secondaires  4.1 Production des produits de pétrole brut, notamment le bitume, le pétrole brut lourd, le pétrole brut léger ou le pétrole brut synthétique barils pondérés pour la complexité 0,00370
4.2 Production d’huile de base lubrifiante kilolitres de l’huile de base lubrifiante calculée
Traitement de gaz naturel, y compris son traitement en vue de produire des liquides du gaz naturel  5.1 Traitement du gaz naturel pour produire du gaz naturel de qualité gazoduc 100 000 mètres cubes à une température de 15 °C et une pression de 101,325 kPa 10,6
5.2 Traitement du gaz naturel pour produire des liquides de gaz naturel mètres cubes de propane et butane combiné, à une température de 15 °C et à leur pression d’équilibre 0,0301
6 Transport du gaz naturel traité (un réseau de gazoduc seulement) 6.1 Transport du gaz naturel traité mégawattheure (MWh) 0,419
7 Production de l’hydrogène gazeux au moyen du reformage à la vapeur d’un hydrocarbure ou de l’oxydation partielle d’hydrocarbures 7.1 Production d’hydrogène gazeux dans une installation dédiée à la production d’hydrogène gazeux, ne comprend pas cette production à une installation assujettie où les activités décrites aux articles 4, 11, 13 et 24 de cette annexe sont exercées tonnes d’hydrogène gazeux 8,75
8   Production de ciment à partir de clinker   8.1 Production de clinker intermédiaire tonnes de clinker intermédiaire 0,799
8.2

Production du ciment gris à partir de clinker produit à l’installation assujettie

Il est entendu qu’une tonne de clinker qui est comptabilisé dans la production de clinker intermédiaire ne peut être comptabilisé de nouveau dans la production de ciment gris, même lorsque le ciment gris est produit dans une période de conformité différente

tonnes de ciment gris

Le ciment gris se compose de clinker produit à l’installation assujettie mélangé avec du gypse et du calcaire

0,733
8.3

Production du ciment blanc à partir de clinker produit à l’installation assujettie

Il est entendu qu’une tonne de clinker qui est comptabilisé dans la production de clinker intermédiaire ne peut être comptabilisé de nouveau dans la production de ciment blanc, même lorsque le ciment blanc est produit dans une période de conformité différente

tonnes de ciment blanc

Le ciment blanc se compose de clinker produit à l’installation assujettie mélangé avec du gypse et du calcaire

calculée
Production d’éthanol à base de céréales destiné à être utilisé pour des applications industrielles ou comme carburant  9.1 Production d’éthanol à base de céréales destiné à être utilisé pour des applications industrielles kilolitres d’éthanol absolu pour l’éthanol destiné à être utilisé pour des applications industrielles 0,728
9.2 Production d’éthanol à base de céréales destiné à être utilisé comme carburant kilolitres d’éthanol absolu pour l’éthanol destiné à être utilisé comme carburant 0,321
10 Production du noir de carbone sous toute forme, notamment sous forme de granules ou de poudre au moyen de l’oxydation thermique ou de la décomposition thermique d’hydrocarbures 10.1 Production de noir de fourneau tonnes de noir de fourneau 1,85
11 Production de 2-méthylpentaméthylènediamine (MPMD) 11.1 Production de MPMD tonnes de MPMD 4,14
12  Production de la résine ou des fibres de Nylon 6 ou de Nylon 6,6.  12.1 Production de la résine de Nylon 6 ou de Nylon 6,6 tonnes de résine de Nylon 0,480
12.2 Production des fibres de Nylon 6 ou de Nylon 6,6 tonnes des fibres de Nylon 0,711
13     

Production des produits pétrochimiques ci-après à partir de pétrole et de gaz naturel liquéfié ou de matières premières dérivées du pétrole :

  1. a) l’hydrogène gazeux, l’éthylène, le propylène, le butadiène et le benzène provenant du gaz de pyrolyse produits par vapocraquage;
  2. b) les hydrocarbures aromatiques cycliques, y compris le benzène produit à partir de reformage catalytique;
  3. c) les oléfines supérieures;
  4. d) les solvants à base d’hydrocarbures;
  5. e) le styrène;
  6. f) le polyéthylène, mais ne comprend pas la production de ces produits pétrochimiques comme sous-produits
     
13.1 Production d’hydrogène gazeux, d’éthylène, de propylène, de butadiène et de gaz de pyrolyse produits par vapocraquage (produits chimiques de grande valeur) tonnes de produits chimiques de grande valeur 0,652
13.2 Production des d’hydrocarbures aromatiques cycliques, y compris le benzène produit à partir de reformage catalytique tonnes d’hydrocarbures aromatiques cycliques (combinées) 0,694
13.3 Production d’oléfines supérieures tonnes d’oléfines supérieures 0,954
13.4 Production de solvants à base d’hydrocarbures tonnes de solvants à base d’hydrocarbures 1,14
13.5 Production de polyéthylène tonnes de polyéthylène 0,164
13.6 Production de styrène tonnes de styrène calculée
14 Production des vaccins destinés aux humains ou aux animaux. 14.1 Production des vaccins litres de vaccins 0,267
15  Production de boulettes de minerai de fer à partir de concentré de minerai de fer  15.1 Production des boulettes autofondantes tonnes des boulettes autofondantes 0,0880
15.2 Production d’autres types de boulettes que des boulettes autofondantes tonnes d’autres types de boulettes que des boulettes autofondantes 0,0560
16  Production d’acier à base de matières premières composées principalement de ferraille de fer ou d’acier, autre que la production provenant d’une fonderie  16.1 Production d’acier coulé tonnes d’acier coulé 0,118
16.2 Production d’acier laminé tonnes d’acier laminé 0,0875
17   

Production du fer ou de l’acier, à partir de minerai de fer fondu, ou du coke métallurgique

Pour une aciérie intégrée produisant aussi de la chaux, les NFR pour la chaux identifiées à l’article 18 ne s’appliquent pas.

Pour une aciérie intégrée produisant aussi de l’électricité, la NFR pour l’électricité identifiée à l’article 38 ne s’applique pas.

   
17.1 Production de coke métallurgique dans une batterie de four à coke tonnes de coke 0,557
17.2 Production de fer à partir de minerai de fer fondu tonnes de fer 1,36
17.3 Production d’acier au moyen d’un convertisseur basique à oxygène tonnes d’acier 0,150
17.4 Production d’acier dans un four à arc électrique tonnes d’acier calculée
18   Production de chaux à partir de calcaire au moyen d’un four   18.1 Production de la chaux forte en calcium tonnes de la chaux forte en calcium et de poussière de four à chaux vendue, 1,20
18.2 Production de chaux dolomitique tonnes de chaux dolomitique et de poussière de four à chaux vendue calculée
18.3 Production de chaux spécialisée tonnes de chaux spécialisée et de poussière de four à chaux vendue calculée
19  Production de charbon au moyen de l’exploitation de gisements de charbon  19.1 Production de charbon thermique tonnes de charbon thermique calculée
19.2 Production de charbon métallurgique tonnes de charbon métallurgique 0,0499
20     Production de métal ou de diamant à partir de l’extraction ou du broyage de minerai ou de kimberlite     20.1 Production de fer tonnes de fer 0,0169
20.2 Production d’uranium tonnes d’uranium 9,26
20.3 Production de l’or, de l’argent, du platine et du palladium kilogrammes de métaux précieux 7,21
20.4 Production de métaux autre que l’or, l’argent, le platine, le palladium, le fer et l’uranium tonnes d’autres métaux 0,643
20.5 Production de diamant carats de diamants 0,0172
21 La carbonisation du charbon en vue de produire des résidus de carbonisation 21.1 La carbonisation du charbon en vue de produire des résidus de carbonisation tonnes de résidus de carbonisation du charbon calculée
22 Production du charbon actif à partir de charbon 22.1 Production du charbon actif à partir de charbon kilogrammes de charbon actif calculée
23 Production de l’acide nitrique au moyen de l’oxydation catalytique de l’ammoniac 23.1 Production de l’acide nitrique tonnes d’acide nitrique 0,313
24   Production de l’ammoniac anhydre ou aqueux produit au moyen du reformage à la vapeur d’un hydrocarbure   24.1 Production de l’ammoniac anhydre ou aqueux tonnes d’ammoniac anhydre ou aqueux 1,72
24.2 Production de liqueur d’urée à une installation de production d’ammoniac tonnes de liqueur d’urée 0,123
24.3 Production de phosphate d’ammonium et ses isomères à une installation de production d’ammoniac tonnes de phosphate d’ammonium et ses isomères 0,0405
25  Transformation industrielle de la pomme de terre ou de graines oléagineuses destinées à la consommation humaine ou animale  25.1 transformation industrielle de la pomme de terre tonnes de pommes de terre utilisées comme matière première 0,0728
25.2 transformation industrielle de graines oléagineuses tonnes de produits finis 0,0431
26 Production de l’éthanol par distillation destiné à la production de boissons alcooliques 26.1 Production de l’éthanol par distillation destiné à la production de boissons alcooliques kilolitres d’alcool absolu 1,11
27 Transformation du maïs par mouture humide 27.1 Transformation du maïs par mouture humide tonnes de maïs utilisé comme matière première 0,101
28 Production d’acide citrique 28.1 Production d’acide citrique tonnes d’acide citrique 0,429
29 Production du sucre raffiné à partir du sucre de canne brut 29.1 Production de sucre raffiné tonnes de sucre raffiné 0,100
30  Production de potasse au moyen de l’extraction de minerai de potasse et du raffinage de minerai contenant de la potasse  30.1 Production de potasse dont le contenu en chlorure de potassium est d’au moins 90 % et qui est produite à la suite du procédé d’extraction par dissolution tonnes de potasse dont le contenu en chlorure de potassium est d’au moins 90 % 0,232
30.2 Production de potasse dont le contenu en chlorure de potassium est d’au moins 90 % qui est produite à la suite du procédé d’extraction minière souterraine conventionnel tonnes de potasse dont le contenu en chlorure de potassium est d’au moins 90 % 0,0382
31 

Production de la pâte à partir de bois, d’autres matières végétales ou de papier, ou tout produits provenant directement de la pâte ou d’un procédé de mise en pâte

Pour une installation exerçant cette activité, seul le sousarticle 31.1 ou le sous-article 31.2 s’applique, mais pas les deux.

31.1 La production de pâte, papier ou d’autres produits provenant directement de la pâte à une installation qui exploite une chaudière de récupération, un four à la chaux ou un lessiveur à pâte tonnes de produits finis 0,203
31.2 La production de pâte, papier ou d’autres produits provenant directement de la pâte à une installation exerçant une activité autre que celle décrite au sous-article 31.1 tonnes de produits finis 0,184
32 Production de briques ou d’autres produits à partir d’argile ou de schiste au moyen d’un four 32.1 Production de briques ou d’autres produits tonnes de briques ou d’autres produits produits à partir d’argile ou de schiste au moyen d’un four 0,198
33 Assemblage principal de véhicules autopropulsés à quatre roues conçus pour être utilisés sur une voie publique et dont le poids nominal brut est inférieur à 4 536 kg (10 000 lb) 33.1 Assemblage principal de véhicules autopropulsés à quatre roues

(nombre de véhicules) × (superficie totale de l’aire de plancher des bâtiments en m2)

Pour les fins du calcul de la production au paragraphe 14(4) de ce règlement, la production pour cette activité est égale au nombre de véhicules produits à l’installation multiplié par la superficie totale de l’aire de plancher des bâtiments situés à l’installation au 31 décembre de la période de conformité, mesurée entre les murs extérieurs de ces bâtiments et exprimées en m2

4,33×10-7
34 Production du verre au moyen d’un four 34.1 Production du verre tonnes de verre calculée
35 Production des produits de gypse 35.1 Production des produits de gypse dont le pourcentage en poids de sulfate de calcium dihydrate est d’au moins 70 % tonnes de produits de gypse dont le pourcentage en poids de sulfate de calcium dihydrate est d’au moins 70 % calculée
36

Production de l’isolant en laine minérale

Exclut la production d’isolant de laine de verre

36.1 Production de l’isolant en laine minérale tonnes d’isolant de laine minérale calculée
37 Production des tubes métalliques 37.1 Production de tubes métalliques dans une installation dédiée à la production de tubes métalliques, ne comprend pas cette production à une installation assujettie où les activités décrites aux articles 16 et 17 de cette annexe sont exercées tonnes de tubes métalliques calculée
38   Production d’électricité à partir de combustibles fossiles   38.1 La production d’électricité à partir de combustibles solides gigawattheure (GWh)

800 en 2019

650 en 2020

622 en 2021

594 en 2022

566 en 2023

538 en 2024

510 en 2025

482 en 2026

454 en 2027

426 en 2028

398 en 2029

370 en 2030 et par la suite

38.2

La production d’électricité à partir de combustibles liquides

Sauf dans les cas où l’électricité est produite par un groupe enregistrée en vertu du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone – secteur de l’électricité thermique au charbon et que des combustibles solides ont été utilisés en 2018. Dans ce cas, la NFR inscrite au sous-article 38.1 s’applique indépendamment du type de combustible utilisé.

gigawattheure (GWh) 550
38.3

La production d’électricité à partir de combustibles gazeux

Sauf dans les cas où l’électricité est produite par un groupe enregistrée en vertu du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone – secteur de l’électricité thermique au charbon et que des combustibles solides ont été utilisés en 2018. Dans ce cas, la NFR inscrite au sous-article 38.1 s’applique indépendamment du type de combustible utilisé.

gigawattheure (GWh) 370

Annexe 2 : Contenu du rapport de vérification

  1. Renseignements sur la personne responsable :
    1. une mention indiquant si elle est le propriétaire ou l’exploitant de l’installation assujettie, ainsi que ses nom et adresse municipale;
    2. les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse électronique de son agent autorisé;
    3. les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse électronique d’une personne-ressource, si celle-ci n’est pas l’agent autorisé.
  2. Renseignements concernant l’installation assujettie :
    1. le nom de l’installation assujettie, l’adresse municipale de son emplacement physique, le cas échéant, et le numéro d’entreprise fédéral que lui a attribué par l’Agence du revenu du Canada, s’il y a lieu;
    2. les coordonnées (latitude et longitude) de l’installation assujettie présentées en degrés décimaux ou en degrés, minutes et secondes, sauf pour les gazoducs;
    3. le code à six chiffres du Système de classification des industries de l’Amérique du Nord (SCIAN) Canada pour l’installation assujettie;
    4. le numéro d’identification de l’installation assujettie pour l’Inventaire national des rejets de polluants (INRP) que lui a attribué, le cas échéant, le ministre pour l’application de l’article 48 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) et, s’il y a lieu, son numéro d’identification pour le Programme de déclaration des gaz à effet de serre;
    5. s’agissant d’une installation de production d’électricité :
      1. le nom unique de chaque groupe,
      2. le numéro d’enregistrement assigné au groupe en vertu du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel, le cas échéant,
      3. le numéro d’enregistrement assigné au groupe en vertu du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon, le cas échéant.
  3. Renseignements relatifs à la vérification :
    1. les nom et adresse municipale de l’organisme de vérification, ainsi que les nom, numéro de téléphone et adresse électronique du vérificateur principal de l’équipe qui effectue la vérification;
    2. le nom et les coordonnées de l’organisme d’accréditation qui a accrédité l’organisme de vérification ainsi que la date de l’accréditation;
    3. le nom et la fonction de chaque membre de l’équipe de vérification et le nom du pair vérificateur;
    4. une description des objectifs, de la portée et des référentiels de vérification;
    5. une description des données et des renseignements à l’appui du rapport de vérification;
    6. les détails de la procédure de vérification employée pour évaluer les données et les renseignements nécessaires à l’établissement des rapports exigés par le présent règlement, notamment :
      1. un résumé, comprenant les résultats, des évaluations, des échantillonnages de données, des tests et des examens effectués au cours de la vérification,
      2. une description des activités de vérification effectuées, y compris les renseignements sur le lieu où chacune a eu lieu,
      3. les résultats des vérifications effectuées sur le système d’information sur les émissions de gaz à effet de serre et les contrôles associés,
      4. la date de chaque visite effectuée en application du paragraphe 11(3) du présent règlement;
    7. la quantité totale des émissions de gaz à effet de serre attribuables à toutes les activités industrielles de l’installation assujettie pour la période de conformité, et la quantité de chaque type de produit que celle-ci a produite pour la période de conformité, selon ce qui figure dans son rapport d’installation;
    8. s’agissant d’une installation de production d’électricité, les renseignements ci-après selon ce qui figure dans son rapport d’installation :
      1. d’une part, la quantité totale des émissions de gaz à effet de serre attribuables à chacun des groupes et la somme des émissions de gaz à effet de serre de chacun des groupes dont est composée l’installation assujettie, pour la période de conformité,
      2. d’autre part, la quantité brute d’électricité produite par chacun des groupes provenant de la combustion des combustibles gazeux, des combustibles liquides et des combustibles solides et la somme de la quantité d’électricité produite par chacun des groupes dont est composée l’installation assujettie, pour la période de conformité;
    9. s’agissant de la vérification d’une installation qui stocke de manière permanente certaines ou toutes ces émissions, la quantité stockée de dioxyde de carbone, en tonne de CO2e;
    10. s’agissant d’une installation pour laquelle une NFR est calculée selon l’article 17 du présent règlement, la NFR calculée et les renseignements associés à chaque terme de la formule;
    11. un registre de toutes les erreurs ou omissions relevées, durant la vérification, dans les renseignement, données ou méthodes utilisés pour l’établissement du rapport d’installation, précisant :
      1. à l’égard de chaque erreur ou d’une omission, si elle peut être quantifiée :
        1. dans le cas d’une erreur ou d’une omission relative aux émissions de GES, le nombre de tonnes de CO2e auquel elle correspond, le pourcentage auquel elle correspond selon le calcul effectué conformément aux sous-alinéas 11(4)a)(i) ou b)(i) du présent règlement et une mention indiquant si cette erreur ou omission entraîne une sous-évaluation ou une surévaluation,
        2. dans le cas d’une erreur ou d’une omission relative à la production d’un type de produit donné, la quantification de cette erreur ou omission, exprimée dans l’unité de mesure applicable, le pourcentage auquel elle correspond selon le calcul effectué conformément à l’alinéa 11(4)c) du présent règlement et une mention indiquant si cette erreur ou cette omission entraîne une sous-évaluation ou une surévaluation,
      2. à l’égard de l’ensemble des erreurs et des omissions relatives aux émissions de GES qui peuvent être quantifiées, le résultat net de la somme des erreurs et des omissions exprimée en tonnes de CO2e, le pourcentage auquel elle correspond selon le calcul effectué conformément aux sous-alinéas 11(4)a)(ii) ou b)(ii) du présent règlement et une mention indiquant s’il entraîne une sous-évaluation ou une surévaluation;
    12. un registre de toutes les corrections effectuées par la personne responsable de l’installation assujettie à l’égard des erreurs ou omissions relevées durant la vérification;
    13. une évaluation du système d’information des gaz à effet de serre et de ses contrôles;
    14. la conclusion de l’organisme de vérification concernant la quantité totale des émissions de gaz à effet de serre et la quantification de la production de chaque produit, y compris toutes les réserves et les limites;
    15. une attestation, signée et datée par le vérificateur principal, portant que les exigences prévues au paragraphe 11(2) du présent règlement ont été respectées et que tout conflit d’intérêts réel ou potentiel est géré efficacement;
    16. une attestation, signée et datée par le pair vérificateur, portant qu’il approuve le rapport de vérification;
    17. la déclaration de vérification de l’organisme de vérification indiquant si les émissions de GES, les données sur la quantité de chaque produit produit et la limite des émissions ‒ tels que déclarées par la personne responsable de l’installation assujettie dans le rapport d’installation‒ sont exemptes d’erreurs et d’omissions importantes, et indiquant si le rapport a été préparé conformément au présent règlement.
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