Norme sur les combustibles propres : approche réglementaire proposée

Partie I : Contexte

1. Contexte

Le gouvernement du Canada élabore une norme sur les combustibles propres en vue de réduire l’intensité en carboneNote de bas de page 1  sur le cycle de vie des combustibles et de l’énergie utilisés au Canada. L’objectif de la Norme sur les combustibles propres est d’engendrer des réductions annuelles des émissions totales de gaz à effet de serre de 30 millions de tonnes d’ici 2030, et de contribuer ainsi substantiellement à atteindre l’objectif du Canada qui consiste à réduire les émissions nationales de gaz à effet de serre de 30 % d’ici 2030 par rapport aux niveaux de 2005. Pour atteindre son objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre, la Norme sur les combustibles propres visera à stimuler les investissements et l’innovation dans les combustibles à faible intensité de carbone tout en permettant une conformité à faible coût.

La Norme sur les combustibles propres couvrira tous les combustibles fossiles utilisés au Canada, mais définira des exigences distinctes pour les combustibles fossiles liquides, gazeux et solides. Elle est élaborée de manière progressive (les types de carburant seront appelés catégories). Le règlement sur la catégorie des combustibles fossiles liquides est actuellement le premier en cours d’élaboration; le projet de règlement devrait être publié dans la Partie I de la Gazette du Canada au début 2020 et le règlement définitif au début 2021. La publication des avant-projets de règlements pour les catégories de combustibles gazeux et solides dans la Partie I de la Gazette du Canada est prévue à la mi- 2021 et leur version finale en 2022. Le gouvernement a l’intention de faire entrer en vigueur en 2022 le règlement sur les catégories de combustibles liquides et en 2023 le règlement pour les catégories de combustibles gazeux et solides.

1.1 Document sur l’Approche réglementaire proposée

Ce document présente l’approche réglementaire complète du règlement sur les combustibles fossiles liquides de la Norme sur les combustibles propres, élaborée à la suite de vastes consultations auprès des intervenants. Il s’appuie sur le Document de conception réglementaire publié en décembre 2018Note de bas de page 2  ainsi que sur le Cadre de réglementation de la Norme sur les combustibles propres publié en décembre 2017Note de bas de page 3 .

Ce document présente l’ensemble complet des exigences et des possibilités de création de crédits qui seront incluses dans le règlement sur les catégories de combustibles liquides. Dans l’ensemble, le document fournit une description plus détaillée des exigences réglementaires qui ont été présentées dans le document de conception réglementaire de 2018, mais il contient également certains nouveaux éléments clés.

Il s’agit notamment des éléments suivants :

Le l’approche réglementaire proposée n’apporte aucune précision sur les éléments de conception pour les combustibles fossiles gazeux et solides au-delà du Document de conception réglementaire de décembre 2018, si ce n’est qu’il ajoute des possibilités de création de crédits pour réduire l’intensité en carbone des combustibles fossiles gazeux et solides. Les éléments de conception pour les catégories de combustibles gazeux et solides qui ont été publiés dans le Document de conception réglementaire sont reproduits à l’annexe II.

1.2 Coplément de la tarification du carbone

La Norme sur les combustibles propres est l’une des politiques complémentaires du Plan climatique du Canada, qui fonctionnera de concert avec la tarification de la pollution par le carbone pour réduire les émissions dans l’ensemble de l’économie. Ces politiques complémentaires contribueront à rendre la tarification du carbone plus efficace et à créer des incitatifs à l’innovation et à la croissance propre.  Les investissements dans les technologies propres et l’innovation contribuent à accélérer la mise au point de technologies de la prochaine génération et à générer des idées pour réduire les émissions futures.

La Norme sur les combustibles propres et la tarification de la pollution par le carbone envoient des signaux de prix qui se renforcent mutuellement.  Par exemple, des actions effectuées par un fournisseur de combustibles fossiles (telle qu’une raffinerie) pour réduire ses émissions en installant des technologies plus éco-énergétiques réduira son exposition à la tarification de la pollution sur le carbone : soit le fournisseur paiera moins, soit il sera en mesure de créer des crédits qu’il pourra vendre aux autres compagnies couvertes par le système de tarification de la pollution par le carbone.  Avec cette même action, il pourra également créer des crédits qui pourront être utilisés ou vendus pour la conformité en vertu de la Norme sur les combustibles propres.

Partie II : Approche réglementaire proposée

2. Application et exemptions

2.1 Parties réglementées en vertu de la Norme sur les combustibles propres : Les « fournisseurs principaux »

La Norme sur les combustibles propres exigera que ceux qui produisent et importent des combustibles fossiles liquides au Canada réduisent l’intensité en carbone des combustibles fossiles liquides qu’ils produisent et importent chaque année. Ces parties seront appelées « fournisseurs principaux ».

Les fournisseurs principaux qui produisent ou importent moins de 400 m3 de combustibles fossiles liquides ne seront pas assujettis à la réglementation.

2.2 Combustibles fossiles liquides assujettis aux exigences de réduction annuelle

Types de combustibles fossiles liquides

Les combustibles fossiles liquides qui seront assujettis aux exigences de réduction annuelle de l’intensité en carbone sont l’essence, le diesel, le kérosène et le mazout léger et lourd. Les combustibles non fossiles ne seront pas assujettis à une exigence de réduction de l’intensité en carbone.

Combustibles produits et utilisés sur place

Les combustibles fossiles sont parfois produits et utilisés sur place par les producteurs de combustibles fossiles pour produire un combustible fini ou faire fonctionner leurs installations. Ce type de combustible est appelé « combustible produit et utilisé sur place ». Dans la plupart des cas, la Norme sur les combustibles propres n’établira pas d’exigence distincte de réduction de l’intensité en carbone pour ces combustibles, puisque leur intensité en carbone sera prise en compte dans l’intensité en carbone du cycle de vie des combustibles finis qu’ils servent à produire.

Ainsi, les combustibles liquides produits et utilisés sur place dans des dispositifs stationnaires ne seront pas assujettis à des exigences distinctes de réduction de l’intensité en carbone. Cependant, tous les carburants de transport produits et utilisés sur place dans les raffineries et les usines de valorisation (carburant diesel et essence) seront assujettis aux exigences de réduction pour l’essence et le diesel en vertu de la Norme sur les combustibles propres.

Exemptions

La Norme sur les combustibles propres ne s’appliquera pas aux combustibles fossiles liquides pour les utilisations suivantes :

  1. à des fins de non-combustion (p. ex. solvants ou diluants);
  2. les matières premières utilisées à des fins de non-combustion dans des procédés industriels (p. ex. la production d’acier);
  3. pour la recherche scientifique.

Les combustibles fossiles liquides qui sont : en transit au Canada; importés dans un réservoir qui sert à alimenter le moteur d’un moyen de transport terrestre, aérien ou par eau (p. ex. le réservoir de carburant d’une voiture); ou exportés du Canada, ne sont pas assujettis au règlement.

Les exemptions suivantes seront incluses dans la Norme sur les combustibles propres :

3. Intensité en carbone du cycle de vie

La Norme sur les combustibles propres établit des normes de rendement pour les combustibles fossiles liquides en fonction de leur intensité en carbone pendant leur cycle de vie. L’intensité en carbone du cycle de vie est une mesure des émissions de gaz à effet de serre produites tout au long du cycle de vie d’un combustible, de l’extraction du pétrole à la combustion, et elle est exprimée en grammes d’équivalents de dioxyde de carbone (g d’éq. CO2) par unité d’énergie en mégajoules (MJ). Les combustibles à faible intensité en carbone et les sources d’énergie de remplacement qui sont utilisées pour réduire l’intensité en carbone des combustibles fossiles seront également évalués en fonction de l’intensité en carbone du cycle de vie. La section 4, Exigences relatives à la réduction de l’intensité en carbone et la section 5.2, Production de combustibles à faible intensité en carbone, fournissent plus de renseignements.

3.1 Outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles

Environnement et Changement climatique Canada élabore un nouvel outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles pour appuyer la Norme sur les combustibles propresNote de bas de page 5 . L’objectif de l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles est de fournir un outil de modélisation solide, convivial et transparent pour calculer l’intensité en carbone des combustibles utilisés au Canada. Dans le cadre de la Norme sur les combustibles propres, il servira à établir les valeurs de l’intensité en carbone de référence du cycle de vie des combustibles pétroliers raffinés utilisés au Canada et de quantifier l’intensité en carbone du cycle de vie des combustibles à faible intensité en carbone utilisés au Canada.

Environnement et Changement climatique Canada rendra l’outil de modélisation disponible au public gratuitement. Par exemple, une personne qui souhaite créer des crédits pour la fourniture de combustibles à faible intensité de carbone ou pour le changement spécifié de combustibles par l’utilisateur final dans les transports pourra utiliser l’outil de modélisation, comme il est expliqué dans les sections 5.2 et 5.3.

Le développement de l’outil est appuyé par un Comité consultatif technique, dirigé par Environnement et Changement climatique Canada et composé de représentants d’Agriculture et Agroalimentaire Canada, de Ressources naturelles Canada et du Conseil national de recherches du Canada, appuie. Des mises à jour périodiques des ensembles de données de base du modèle sont attendues.

4. Réduction de l’intensité en carbone et exigences minimales en matière de combustibles à faible intensité en carbone

4.1 Valeurs de l’intensité en carbone de référence du cycle de vie des combustibles fossiles

Tous les combustibles fossiles du même type produits et importés au Canada se verront attribuer la même valeur de l’intensité en carbone de référence qui correspond à la moyenne de l’intensité en carbone du cycle de vie au Canada, calculée à l’aide de l’Outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles à partir des données de 2016. Ces valeurs, présentées au tableau 1, serviront à établir les exigences en matière de réduction annuelle de l’intensité en carbone que les fournisseurs principaux devront respecter pour les combustibles qu’ils fournissent au Canada.

La Norme sur les combustibles propres ne fera pas de distinction entre les différents types de pétrole brut, qu’ils soient produits au Canada ou importés au pays. Le calcul des valeurs moyennes d’intensité en carbone du cycle de vie au Canada pour les produits pétroliers raffinés (Tableau 1) a pris en compte les différents types de brut utilisés au Canada. Les valeurs de référence des combustibles fossiles ne tiennent pas compte des changements dans l’utilisation des terres. Une présentation et un rapport sont disponibles sur demande pour obtenir plus de détails sur la méthodologie utilisée pour calculer ces valeurs de référence.

La valeur moyenne nationale de l’intensité en carbone des pétroles bruts utilisés au Canada sera surveillée au moyen d’exigences en matière de rapport énoncées dans la Norme sur les combustibles propres et décrites à la section 10. L’examen quinquennal de la Norme sur les combustibles propres tiendra compte de la tendance de l’intensité en carbone dans le mélange de pétrole brut utilisé au Canada et donnera l’occasion à Environnement et Changement climatique Canada d’atténuer l’augmentation de l’intensité en carbone du mélange de pétrole brut, s’il y a lieu. Ces mesures pourraient comprendre, par exemple, des rajustements à l’exigence de réduction des fournisseurs principaux pour tenir compte des changements dans l’intensité en carbone du mélange de pétrole brut, comme on le fait dans le cadre du programme  de la Norme sur les carburants faibles en carbone de la Californie.

Les valeurs de référence moyennes de l’intensité en carbone des combustibles fossiles au Canada seront établies dans le règlement et ne seront pas mises à jour avant la mise en œuvre complète en 2030. Cette démarche donnera une certitude aux investisseurs et aux fournisseurs principaux qui planifient leurs activités en vue de respecter la conformité.

Tableau 1 : Valeurs de référence moyennes de l’intensité en carbone des combustibles fossiles liquides au Canada
Combustible Intensité en carbone
(g éq. CO2/MJ)
Essence 92
Diesel 100
Kérosène 88
Mazout léger 84
Mazout lourd 99
Carburant aviation 86

4.2 Exigences de réduction annuelle et limites d’intensité en carbone

La Norme sur les combustibles propres établira une limite d’intensité en carbone pour chaque type de combustible fossile et chaque période de conformité annuelle (du 1 janvier au 31 décembre). La limite sera déterminée en fonction d’une exigence annuelle de réduction de l’intensité en carbone établie à partir des valeurs de référence canadiennes moyennes de l’intensité en carbone du cycle de vie (tableau 1). Les exigences de réduction et les limites de l’intensité en carbone seront exprimées en grammes d’équivalents de dioxyde de carbone (g d’éq. CO2) par mégajoule (MJ). Les combustibles non fossiles ne seront pas assujettis à une exigence de réduction de l’intensité en carbone.

Les limites d’intensité en carbone pour les combustibles fossiles liquides commenceront en 2022 et deviendront plus strictes avec le temps, plafonnant à une réduction de l’intensité en carbone de 10 g d’éq. CO2 par MJ en 2030. Cette exigence de réduction de l’intensité en carbone en 2030 représente une diminution de 10 à 12 % par rapport à 2016, selon le type de combustible, ce qui équivaut à jusqu’à 23 Mt de réduction d’émission additionnelles en 2030. Les réductions exigées pour les années suivant 2030 demeureront constantes, à 10 g d’éq. CO2 par MJ, sous réserve d’une révision du règlement et de modifications futures.

Une exigence de réduction de l’intensité en carbone de 3,6 g d’éq. CO2 par MJ en 2022 est établie. Il s’agit d’une exigence réalisable, car elle tient compte des mesures de maintien du statu quo suivantes qui seront autorisées pour créer des crédits :

Les exigences de réduction de l’intensité en carbone de 2022 à 2030 suivront une trajectoire linéaire pour tous les combustibles. Cette approche de réduction linéaire a été adoptée pour les raisons suivantes :

Tableau 2 : Exigences de réduction et limites annuelles de l’intensité en carbone

Exigence de réduction annuelle de l’intensité en carbone (g éq. CO2 par MJ)
Année 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 et après
Tous les combustibles 3,6 4,4 5,2 6,0 6,8 7,6 8,4 9,2 10,0
Limites annuelles de l’intensité en carbone (valeur moyenne d’intensité en carbone du cycle de vie au Canada – exigence de réduction de l’intensité en carbone)
Année 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 et après
Essence 88,4 87,6 86,8 86,0 85,2 84,4 83,6 82,8 82,0
Diesel 96,4 95,6 94,8 94,0 93,2 92,4 91,6 90,8 90,0
Kérosène 84,4 83,6 82,8 82,0 81,2 80,4 79,6 78,8 78,0
Mazout léger 80,4 79,6 78,8 78,0 77,2 76,4 75,6 74,8 74,0
Mazout lourd 95,4 94,6 93,8 93,0 92,2 91,4 90,6 89,8 89,0

4.3 Conformité aux exigences de réduction et aux limites annuelles de l’intensité en carbone

Les fournisseurs principaux devront respecter une exigence de réduction annuelle fondée sur la quantité nette (exprimée en MJ d’énergie) de chaque combustible fossile qu’ils produisent et importent pour une utilisation au Canada (les combustibles exemptés seraient déduits de ces quantités). La réduction exigée sera représentée par des tonnes d’équivalent de dioxyde de carbone (t d’éq. CO2) et sera calculée à l’échelle de l’entreprise, en additionnant les réductions exigées, par type de combustibles fossiles liquides, pour chacune de ses installations de production et pour ses importations totales. La méthode de calcul de la réduction annuelle exigée est décrite à l’annexe III.

Pour chaque période de conformité, un fournisseur principal calcule sa réduction exigée pour chaque type de combustibles fossiles liquides et doit satisfaire à ces exigences à l'aide des crédits qui représentent les réductions d’éq. CO2 obtenus grâce aux activités décrites à la section 5 (les crédits sont annulés lorsqu’ils sont utilisés pour satisfaire aux exigences de réduction). Le règlement sera souple et permettra aux fournisseurs principaux d’appliquer n’importe quel type de crédit pour satisfaire aux exigences de réduction d’un type de combustibles fossiles, avec des limites sur les crédits créés à partir d’autres catégories.

4.4 Exigences minimales en matière de combustibles à faible intensité en carbone

La Norme sur les combustibles propres incorporera les exigences relatives à la teneur minimale en combustibles renouvelables  qui figurent dans le Règlement sur les carburants renouvelables. La Norme sur les combustibles propres exigera une teneur minimale en combustibles à faible intensité en carbone de 5 % pour l’essence et 2 % pour le carburant diesel et le mazout de chauffage. La dernière période de conformité pour le Règlement sur les carburants renouvelables sera en 2021. La période pour les rapports finaux et le réajustement sera en 2022, et le règlement sera abrogé en 2023.

En vertu de la Norme sur les combustibles propres, chaque fournisseur principal devra démontrer pour chaque période de conformité qu’une portion minimale (au moins 5 % de son stock d’essence et 2 % de son stock de distillat) du nombre total de crédits de la Norme sur les combustibles propres qu’il retire pour se conformer provient de combustibles à faible intensité en carbone. Les renseignements requis pour démontrer la conformité à cette exigence pour le type et les volumes de combustible à faible intensité en carbone seront codés dans les numéros d’identification de crédit et seront également obtenus à partir des renseignements requis pour les transferts de crédits.

5. Activités de création de crédits

La Norme sur les combustibles propres offrira de nombreuses options pour respecter les limites d’intensité en carbone. Les crédits seront créés par les fournisseurs principaux et par les parties qui ne sont pas des fournisseurs principaux (créateurs de crédits volontaires) pour les mesures prises dans les catégories de conformité suivantes :

  1. actions qui réduisent l’intensité en carbone du combustible fossile le long de son cycle de vie;
  2. fourniture de combustibles à faible intensité en carbone;
  3. changement spécifié de combustible par l’utilisateur final dans les transports.

5.1 Catégorie de conformité 1 : Actions qui réduisent l’intensité en carbone du combustible fossile le long du cycle de vie

La Norme sur les combustibles propres reconnaîtra les mesures qui réduisent l’intensité en carbone d’un combustible fossile au moyen de la réalisation de projets de réduction des émissions de gaz à effet de serre à tout point le long de son cycle de vie. Des crédits peuvent être créés à partir de la date de publication du règlement final dans la Partie II de la Gazette du Canada. Les réductions d’émissions découlant d’un projet qui sont reliées aux volumes exportés de pétrole brut ou de produits pétroliers raffinés ne seront pas soustraites des crédits admissibles et les crédits ne seront pas calculés au prorata.

Les crédits seront créés annuellement pour ces projets pendant une période d’au moins cinq ans, et une période plus longue sera établie pour les projets de captage et de stockage du carbone. On envisagera également des périodes plus longues pour d’autres projets au cours de l’élaboration de chaque méthodologie de quantification propre à un projet. Toute prolongation de la capacité de créer des crédits pour un projet au-delà de cinq ans tiendrait compte de la durée de la période d’amortissement de l’investissement en immobilisations.

Parmi les exemples de projets de réduction des émissions, mentionnons l’électrification; le remplacement d’un combustible à plus forte intensité en carbone à un combustible à plus faible intensité en carbone; l’intégration de l’énergie renouvelable; et le captage et le stockage du carbone. Ces actions peuvent être réalisées par les fournisseurs principaux ou par d’autres acteurs du secteur pétrolier et gazier le long du cycle de vie des combustibles fossiles, à l’exception du captage et de l’utilisation du carbone et du captage et du stockage du carbone, où les actions peuvent être réalisées par les installations industrielles en plus des installations pétrolières et gazières.

Le règlement établira les critères d’évaluation des projets en vue de leur approbation pour la création de crédits. Pour être admissible, un projet doit :

Une personne peut demander à Environnement et Changement climatique Canada de reconnaître un projet de réduction des émissions de CO2 pour la création de crédits. La demande doit être signée par le représentant autorisé du participant et contenir les renseignements indiqués à l’annexe IV. Une fois la demande approuvée et le projet reconnu, Environnement et Changement climatique Canada attribuera un identificateur alphanumérique unique au projet. Le participant peut créer un certain nombre de crédits déterminés conformément à la méthode de quantification fournie par le ministère. Pour chaque période de conformité, le promoteur devra fournir les renseignements précisés dans cette méthode de quantification. Ces renseignements devront être accompagnés d’un rapport de vérification émanant d’un tiers, y compris une attestation de vérification.

En ce qui concerne le règlement sur les catégories de combustibles liquides, des crédits peuvent être créés pour les catégories liquides, gazeuses et solides, à compter de la publication finale dans la Partie II de la Gazette du Canada. Les crédits pour les catégories gazeuses et solides peuvent être accumulés et échangés, ou, à partir de 2022, utilisés pour se conformer au règlement sur les catégories de combustibles liquides dans les limites établies à la section 7.3. Un projet qui réduit les émissions de gaz à effet de serre tout au long du cycle de vie d’une seule catégorie de combustibles créera des crédits dans cette catégorie. Si un projet réduit l’intensité en carbone des combustibles fossiles dans plus d’une catégorie de combustibles (p. ex. dans des raffineries qui produisent des combustibles liquides, solides et gazeux), le créateur de crédits pourra choisir dans quelle catégorie de combustibles les crédits sont créés, ce qui pourrait être une proportion divisée entre les catégories de combustibles. Les demandeurs seront autorisés à modifier le choix de la catégorie de combustibles et la proportion divisée entre les catégories de combustibles une fois pour un projet donné, après la publication du règlement sur les catégories de combustibles gazeux et solides.

Les projets peuvent comprendre un regroupement de réductions d’émissions provenant de sources multiples ou d’installations détenues ou exploitées par le fournisseur principal ou un créateur de crédits volontaire. Les projets peuvent également être regroupés par un tiers dans plusieurs entreprises. Le projet doit produire des réductions des émissions de gaz à effet de serre mesurables, mais aucun seuil minimal de réduction des émissions ne sera fixé.

Additionnalité des réductions d’émissions

Pour pouvoir créer des crédits en vertu de la Norme sur les combustibles propres, un projet devra générer des réductions d’émissions réelles et supplémentaires à un cas de référence défini (par exemple additionnelles). L'additionnalité sera évaluée lors de l'élaboration de la méthodologie de quantification pour chaque type de projet. L’évaluation de l’additionnalité tiendra compte de nombreux facteurs, y compris l’aspect financier du projet, les considérations réglementaires (par exemple, si une action est requise par une autre loi ou règlement), les obstacles technologiques et financiers, les émissions (dans le cas de référence et les réductions projetées), et le taux de pénétration de la technologie ou de la pratique.

Comme les types de projets suivants ne sont pas considérés comme étant additionnels, ils ne seront pas admissibles pour la création de crédits en vertu de la Norme sur les combustibles propres :

La Norme sur les combustibles propres reconnaîtra les projets suivants pour la création de crédits, à condition que le projet soit conforme aux critères énoncés dans la méthode de quantification appropriée :

De plus, certains projets qui reçoivent du financement en vertu d’un type de mécanisme fédéral, provincial, territorial ou municipal pourraient être admissibles aux crédits de la Norme sur les combustibles propres. L’additionnalité des projets de réduction d’émission qui reçoivent ce financement sera évaluée au cas par cas lors du développement des méthodes de quantification.

Plus de détails sur l'évaluation de l'additionnalité des projets réalisés aux nouvelles installations pétrolières et gazières sont discutés ci-dessous.

Méthodologies de quantification de la réduction des émissions

La capacité d’un projet à créer des crédits sera régie par une méthodologie de quantification fournie par Environnement et Changement climatique Canada pour des types de projets spécifiques. La méthode de quantification pour un type de projet devra :

Les méthodes de quantification seront disponibles et seront maintenues par Environnement et Changement climatique Canada en dehors du Règlement sur la Norme sur les combustibles propres. De nouvelles méthodes de quantification seront élaborées par une équipe d’experts techniques, y compris des représentants d’Environnement et Changement climatique Canada, et examinées par un comité consultatif élargi. Il y aura un processus pour élaborer une nouvelle méthodologie de quantification, qui sera également spécifié en dehors du Règlement sur la Norme sur les combustibles propres. Les parties peuvent proposer l’élaboration d’une méthodologie de quantification à Environnement et Changement climatique Canada s’il n’en existe pas ou si les méthodologies existantes ne s’appliquent pas à leur projet ou ne sont pas suffisamment adaptées à leur projet.

Environnement et Changement climatique Canada a établi des priorités et entreprend l’élaboration de méthodes de quantification pour les types de projets suivants, et tiendra compte de la méthodologie de comptabilisation de la réduction des émissions ou des protocoles de compensation existants dans d’autres juridictions :

Nouvelles installations pétrolières et gazières

La Norme sur les combustibles propres incitera les installations pétrolières et gazières existantes à réduire l'intensité en carbone des combustibles qu'elles produisent et les nouvelles installations à utiliser les technologies et les processus les plus efficaces possibles. Ainsi, pour certaines technologies et pratiques, un point de référence au-delà duquel les nouvelles installations pourraient créer des crédits est envisagé.

Pour les raffineries et les usines de valorisation, un point de référence utilisant la mesure des barils pondérés par le facteur de complexité est à l’étude. Cette mesure est utilisée par le Système fédéral de tarification fondé sur le rendement et le programme d’encouragement à la compétitivité du carbone de l’Alberta. Les raffineries et les usines de valorisation dont les performances sont supérieures à celles du point de référence seraient autorisées à créer des crédits pour les technologies qu’elles déploient.

Pour d'autres types d'installations, telles que les installations de sables bitumineux in situ ou les usines de traitement de gaz, un point de référence approprié peut ne pas être possible pour tous les types d'installations. Des points de référence spécifiques au projet pour certaines technologies sont à l'étude, par exemple pour l'électrification, la cogénération et les réductions de méthane qui vont au-delà des exigences réglementaires. L'additionnalité des réductions d'émissions pour ces projets spécifiques aux technologies, y compris dans les cas où un projet reçoit un financement du gouvernement, sera évaluée lors de l'élaboration des méthodes de quantification de ces projets.

Pour tous les types d'installations, il pourrait y avoir des cas spécifiques où une nouvelle installation type n'aurait pas mis en œuvre une technologie ou une pratique innovante, mais pourrait être encouragée à le faire en raison des opportunités de création de crédit offertes par la Norme sur les combustibles propres. Dans ces cas, les méthodologies de quantification offriront les mêmes possibilités de création de crédit aux nouvelles installations qu'aux installations existantes, sans utiliser de point de référence. C’est le cas pour le captage et le stockage du carbone, la récupération assistée des hydrocarbures, l'intégration de l'électricité à faible intensité de carbone et le traitement conjoint des biobruts dans les raffineries et les usines de valorisation.

5.2 Catégorie de conformité 2 : Approvisionnement en combustibles à faible intensité en carbone

Un moyen clé de réduire l’intensité en carbone des combustibles fossiles le long de leur cycle de vie consiste à combiner des combustibles à faible intensité en carbone avec des combustibles fossiles ou à utiliser des combustibles à faible intensité en carbone dans leur forme pure. Les combustibles à faible intensité en carbone sont des combustibles, autres que les combustibles fossiles assujettis aux exigences de réduction de l’intensité en carbone, dont l’intensité en carbone est égale ou inférieure à 90 % de la valeur de l’intensité en carbone de référence pour le combustible.

Des crédits seront créés en vertu de la Norme sur les combustibles propres pour les combustibles à faible intensité en carbone produits et importés au Canada. En ce qui concerne le règlement sur la catégorie des combustibles liquides, des crédits peuvent être créés pour les combustibles liquides et gazeux à faible intensité en carbone, à compter de la publication finale dans la Partie II de la Gazette du Canada. Les crédits pour les combustibles gazeux à faible intensité en carbone peuvent être mis en réserve et échangés, ou, à partir de 2022, utilisés pour se conformer au règlement sur la catégorie des combustibles liquides dans les limites établies à la section 7.3.

Les combustibles admissibles dans la catégorie des liquides peuvent inclure (sans s’y limiter) l’éthanol; le diesel renouvelable; le biodiesel; l’huile végétale hydrotraitée; le carburéacteur à faible intensité en carbone; les combustibles synthétiques et le méthanol renouvelable.

Pour le règlement sur la catégorie des combustibles liquides, les combustibles à faible intensité en carbone dans la catégorie gazeuse sont limités à l’hydrogène, au biogaz, au gaz naturel renouvelable et au propane renouvelable. Cette limite a été établie parce que la version initiale de l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles n’aura pas la capacité de tenir compte de toutes les filières pour les combustibles gazeux à faible intensité en carbone. Dans ce contexte, la priorité a été accordée aux combustibles gazeux utilisés à des fins commerciales. Au cours de l’élaboration du règlement sur la catégorie des combustibles gazeux, il sera envisagé d’élargir les possibilités de création de crédits pour la fourniture d’autres combustibles gazeux à faible intensité en carbone.

Les crédits pour les combustibles à faible intensité en carbone seront créés par le producteur et l’importateur de ces combustibles. Pour les combustibles à faible intensité en carbone qui sont importés dans un produit mélangé (p. ex. E10), le crédit sera créé par l’importateur du combustible mélangé. Le droit de créer des crédits peut être transféré du créateur de crédits par défaut à une partie en aval du point de production ou d’importation. Une entente écrite entre les parties est requise.

Création de crédits

Tous les combustibles à faible intensité en carbone fournis sur le marché canadien, y compris les combustibles utilisés pour se conformer aux mandats fédéral ou provinciaux en vigueur concernant les carburants renouvelables et à la norme de la Colombie-Britannique sur les carburants à faible intensité de carbone, pourront créer des crédits en vertu de la Norme sur les combustibles propres, dans la mesure où leur intensité en carbone est inférieure d’au moins 10 % à la valeur de l’intensité en carbone de référence. Toutefois, la portion d’un combustible à faible intensité en carbone faite de matière première à risque de changement indirect dans l’utilisation des terres (voir plus loin dans cette section) ne sera pas admissible à la création de crédits.

Des crédits pour les combustibles à faible intensité en carbone seront créés en fonction de la différence entre l’intensité en carbone du cycle de vie du combustible et la valeur de l’intensité en carbone de référence pour le combustible. Pour un combustible qui est liquide dans des conditions normales, l’intensité en carbone de référence est la valeur d’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides. Pour l’hydrogène, le biogaz utilisé pour le chauffage ou dans un équipement à haut rendement produisant de l’électricité et le gaz naturel renouvelable, l’intensité en carbone de référence est la valeur d’intensité en carbone de référence provisoire pour le gaz naturel. Pour le propane renouvelable, l’intensité en carbone de référence est la valeur d’intensité en carbone de référence provisoire pour le propane.

Pour le biogaz utilisé dans un équipement à faible rendement produisant de l'électricité, Environnement et Changement climatique Canada envisage la création de crédit basée sur la différence entre l’intensité en carbone du cycle de vie de l’électricité produite à partir de biogaz et l’intensité en carbone par défaut qui sera représentative de la composition du réseau électrique provincial dans lequel l’électricité issue du biogaz a été produite.

L’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides est l’intensité en carbone moyenne pour tous les combustibles liquides fournis au Canada en 2016 (fossiles et renouvelables) moins la réduction exigée de l’intensité en carbone pour tous les combustibles liquides une année de conformité donnée. Les intensités en carbone de référence provisoires pour le gaz naturel et le propane sont équivalentes aux intensités de carbone de référence pour le gaz naturel et le propane, respectivement, moins inférieures de 0,2 g éq. CO2/MJ aux intensités de carbone de référence pour le gaz naturel et le propane fournis au Canada en 2016, respectivement. Les intensités en carbone de référence provisoires pour le gaz naturel et le propane seront revues lorsque le règlement sur les catégories de combustibles gazeux et solides sera publié. Les valeurs de l’intensité en carbone de référence par année pour le calcul des crédits sont présentées dans le tableau 3.

Tableau 3 : Valeur d’intensité en carbone de référence pour les catégories de combustibles liquides et gazeux (g éq. CO2/MJ)
Catégorie 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides 89,9 89,9 89,1 88,3 87,6 86,8 86,0 85,2 84,5 83,7
Intensité en carbone de référence provisoire pour le gaz naturel 61,8 61,8 61,8 61,8 61,8 61,8 61,8 61,8 61,8 61,8
Intensité en carbone de référence provisoire pour le propane 74,8 74,8 74,8 74,8 74,8 74,8 74,8 74,8 74,8 74,8

L’annexe V présente les calculs pour la création de crédits pour les combustibles à faible intensité en carbone ainsi que pour l’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides.

Valeurs de l’intensité en carbone des combustibles à faible intensité en carbone

Pour pouvoir créer des crédits, un producteur ou importateur de combustibles à faible intensité en carbone devra obtenir une valeur de l’intensité en carbone approuvée pour les combustibles qu’il produit ou importe. Le règlement exigera soit l’utilisation de l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles pour calculer les valeurs de l’intensité en carbone propres à l’installation à l’aide de données propres à celle-ci ou l’utilisation d’un ensemble de valeurs par défaut désagrégées. L’utilisation de l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles ne sera autorisée qu’après avoir obtenu au moins 12 mois consécutifs de données d’exploitation à l’état stable, comme il est expliqué ci-après.

Une demande de valeur de l’intensité en carbone doit être soumise à l’approbation d’Environnement et Changement climatique Canada, avec les données à l’appui et le rapport correspondant de vérification ou de validation par un organisme de vérification ou de validation tiers. La demande devra contenir des renseignements précis, énumérés à l’annexe V. Des renseignements supplémentaires seront requis lorsque l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles sera utilisé.

Environnement et Changement climatique Canada approuvera la demande si la valeur de l’intensité en carbone est fondée sur :

Une fois la demande approuvée, Environnement et Changement climatique Canada attribuera un identificateur alphanumérique unique à chacune des valeurs spécifiques de l’intensité en carbone d’une filière de combustible.

Les mêmes exigences s’appliqueront aux combustibles à faible intensité en carbone importés, qu’ils soient purs ou mélangés à un combustible à base de pétrole (p. ex. E10).

Utilisation de valeurs par défaut désagrégées pour obtenir une valeur de l’intensité en carbone pour un combustible à faible intensité en carbone

La valeur de l’intensité en carbone pour chaque filière de combustible à faible intensité en carbone peut être déterminée en utilisant les valeurs par défaut désagrégées établies dans le Règlement, selon le calcul fourni à l’annexe V. La valeur de l’intensité en carbone pour un combustible donné est la somme de chacune des valeurs désagrégées pour la culture et l’extraction, le changement dans l’utilisation des terres, la production du combustible, le transport et la combustion. Les valeurs désagrégées sont disponibles pour divers types de combustibles, types de matières premières et technologies utilisées dans le procédé de production. Le demandeur doit sélectionner les valeurs par défaut désagrégées les plus appropriées pour son combustible, sa matière première et son procédé ou, si aucune valeur par défaut désagrégée définie ne s’applique, utiliser des valeurs par défaut génériques plus prudentes. L’utilisation de valeurs désagrégées offre un moyen moins lourd d’obtenir une valeur de l’intensité en carbone; cependant, la valeur sera de nature conservatrice.

Les nouvelles installations qui ont moins d’un an de données d’exploitation doivent utiliser les valeurs par défaut désagrégées comme valeur de l’intensité en carbone provisoire, jusqu’à ce qu’elles disposent d’une année de données d’exploitation. L’utilisation d’une valeur de l’intensité en carbone provisoire permet aux nouvelles installations de créer des crédits tout en acquérant suffisamment de données sur le procédé pour demander une valeur qui leur est propre en utilisant l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles, ce qu’elles pourront faire après avoir obtenu un an de données d’exploitation. Une fois qu’elles auront obtenu cette valeur propre à l’installation, elles peuvent créer des crédits pour les 12 mois consécutifs précédant la demande d’approbation de la valeur propre à l’installation pour la différence entre l’intensité en carbone provisoire et cette valeur approuvée de l’intensité en carbone qui est propre à l’installation.

Utilisation de l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles pour obtenir une valeur de l’intensité en carbone pour les combustibles à faible intensité en carbone

L’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles servira à déterminer les valeurs de l’intensité en carbone des combustibles à faible intensité en carbone qui reflètent les émissions de gaz à effet de serre associées aux différentes matières premières et aux différents procédés de production. Une valeur de l’intensité en carbone propre à l’installation peut être obtenue à l’aide de l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles, à condition de disposer d’au moins 12 mois consécutifs de données d’exploitation à l’état stable.

Il y a trois options pour obtenir une valeur de l’intensité en carbone à l’aide de l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles, qui seront utilisées dans l’ordre suivant :

  1. Filière actuelle des combustibles à faible intensité en carbone – Les fournisseurs de combustibles à faible intensité en carbone fournissent des valeurs d’entrée définies (énergie, matière première, volumes, coproduits, etc.) afin de calculer l’intensité en carbone pour une filière donnée qui est prédéfinie dans l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles.
  2. Filière modifiée des combustibles à faible intensité en carbone – Les fournisseurs de combustibles à faible intensité en carbone fournissent des valeurs d’entrée définies et des flux de procédés ou des ensembles de données de base afin de calculer l’intensité en carbone en modifiant une filière donnée prédéfinie dans l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles. Cette option serait utilisée lorsque des ensembles de données de base doivent être modifiés ou que de légères modifications doivent être apportées aux flux de procédés. Ce serait le scénario utilisé pour les combustibles importés. Il faudrait vérifier les données supplémentaires et une description des ensembles de données ou des changements apportés au modèle.
  3. Nouvelle filière pour les combustibles – Les fournisseurs de combustibles à faible intensité en carbone indiquent des valeurs de données définies et les émissions liées aux procédés pour créer une nouvelle filière dans l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles. Une nouvelle filière de production de combustible devrait être intégrée à la base de données du modèle afin de créer une valeur de l’intensité en carbone. Il faudrait vérifier une description exhaustive de l’analyse du cycle de vie réalisée, y compris les sources de données, les hypothèses et l’approche de répartition. La nouvelle filière devra respecter les normes ISO 14040 et 14044 ainsi que la méthodologie de l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles.
Validité des valeurs de l’intensité en carbone

Une valeur de l’intensité en carbone approuvée sera valide jusqu’au déclenchement des critères précisés dans le règlement exigeant un examen ou une mise à jour de la valeur. Les valeurs de l’intensité en carbone feront également partie des exigences de vérification annuelle par un tiers d’un créateur de crédits. Les données d’entrée à l’appui de l’intensité en carbone de chaque combustible (p. ex. type de matière première, besoins énergétiques) devront faire l’objet d’une vérification. Les valeurs de l’intensité en carbone approuvées ne seront plus valides si les changements constatés augmentent l’intensité en carbone du combustible. Les valeurs de l’intensité en carbone feront également l’objet d’un examen par Environnement et Changement climatique Canada.

Exigences relatives au seuil minimal

La Norme sur les combustibles propres récompensera les améliorations continues de l’intensité en carbone des combustibles à faible intensité en carbone. Si une installation apporte des changements à ses procédés qui réduisent l’intensité en carbone des combustibles à faible intensité en carbone qu’elle produit, elle peut présenter une demande pour faire mettre à jour la valeur de l’intensité en carbone. Un seuil minimal d’amélioration de 1 g d’équivalent CO2/MJ ou une différence de 5 % entre la valeur actuelle et la nouvelle valeur proposée, selon la plus élevée des deux éventualités, sera nécessaire pour présenter une demande de nouvelle valeur de l’intensité en carbone.

Les installations ayant une valeur d’intensité en carbone approuvée qui réalisent des modifications de procédé doivent continuer d’utiliser la valeur de l’intensité en carbone approuvée jusqu’à ce que l’exploitation à l’état stable ait eu lieu pendant 12 mois avec le nouveau procédé. Elles continueront de créer des crédits avec les valeurs de l’intensité en carbone approuvées existantes jusqu’à ce qu’une nouvelle valeur de l’intensité en carbone ait été approuvée.  Une fois cette nouvelle valeur approuvée, l’installation pourra créer des crédits pour la différence entre l’ancienne et la nouvelle valeurs de l’intensité en carbone approuvées, pour une période maximale de 12 mois précédant la demande d’approbation de cette nouvelle valeur de l’intensité en carbone.

Changements dans l’utilisation des terres

Le changement direct d’utilisation des terres se produit lorsqu’une parcelle de terrain particulière est convertie pour permettre la production de biocarburants. On parle de changement indirect dans l’utilisation des terres lorsque des cultures destinées à produire des biocarburants remplacent des cultures vivrières traditionnelles et des cultures fourragères, ce qui entraîne une demande de déplacement de la production de ces cultures vivrières (c.‑à‑d. que des terres situées ailleurs sont converties pour accueillir la culture vivrière). Si de nouvelles terres agricoles s’étendent dans des régions où les stocks de carbone sont élevés, comme les forêts, les terres humides et les tourbières, cela entraîne des émissions de gaz à effet de serre supplémentaires. Si cela se produit dans une zone hautement biodiversifiée, une perte de biodiversité peut en résulter. Bien qu’il soit très difficile de déterminer et de quantifier les actions qui causent un changement indirect dans l’utilisation des terres et de les séparer du changement direct de l’utilisation des terres, un consensus mondial s’est dégagé selon lequel cela se produit et c’est une question importante à considérer.

L’application des pratiques exemplaires élaborées dans d’autres pays peut aider à atténuer les effets indésirables directs et indirects de l’utilisation des terres découlant de l’utilisation accrue de combustibles à faible intensité en carbone en vertu de la Norme sur les combustibles propres. Pour ce faire, le règlement tiendra compte des changements dans l’utilisation des terres de deux façons :

Les critères mentionnés au deuxième point ci-haut s’alignent sur les critères de durabilité de la directive II de l’Union européenne sur les énergies renouvelables, en date du 21 décembre 2018, et du règlement délégué de l’Union européenne sur les matières premières présentant un risque élevé d’induire des changements indirects dans l’affectation des solsNote de bas de page 6 . Les critères varieront selon le type de matière première (c.‑à‑d. biomasse agricole ou forestière) et s’appliqueront aux biocarburants produits au pays et importés ainsi qu’à leurs matières premières.

Pour les matières premières agricoles, les critères comprennent :

Pour les matières premières forestières, les critères comprennent :

Des détails sur les critères proposés sont donnés à l’annexe VI.

La Norme sur les combustibles propres exigera une vérification par un tiers ou une certification pour garantir que les critères et toutes les exigences réglementaires sont respectés. Des travaux sont en cours pour élaborer ces exigences de vérification et de certification.

5.3 Catégorie de conformité 3 : Changement spécifié de combustibles par l’utilisateur final dans les transports

Pour le règlement sur la catégorie des combustibles liquides, la Norme sur les combustibles propres permettra certains changements de combustible par l’utilisateur final pour créer des crédits. On parle de changement de combustible par l’utilisateur final lorsqu’un utilisateur final de combustibles change ou modernise ses appareils de combustion (p. ex. un moteur) pour les alimenter par un autre combustible ou une autre source d’énergie. Le changement de combustibles par l’utilisation finale ne réduit pas directement l’intensité en carbone du combustible fossile. Il réduit plutôt les émissions de gaz à effet de serre en remplaçant le combustible fossile par un combustible ou une énergie à plus faible intensité en carbone.

Dans la catégorie des combustibles liquides, le changement d’un combustible fossile par l’utilisateur final dans les transports pour passer d’un combustible à intensité plus élevée en carbone à l’un des combustibles à plus faible intensité en carbone suivants sera admissible à la création de crédits : gaz naturel et gaz naturel renouvelable (incluant les produits comprimés et liquéfiés), hydrogène (incluant les produits comprimés et liquéfiés), propane et propane renouvelable et autres sources d’énergie sans carbone, comme l’électricité ou l’hydrogène. Pour le changement d’un combustible par l’utilisateur final dans les transports, on n’appliquera pas de point de référence et d’exigence d’additionnalité. Tous les volumes de combustible à faible intensité en carbone fournis dans les transports seraient admissibles à la création de crédits.

Après la publication du règlement sur la catégorie des combustibles liquides dans la Partie II de la Gazette du Canada, prévue en 2021, il sera possible de créer des crédits pour action anticipée (c’est-à-dire avant les premières exigences de réduction en 2022) pour ces changements spécifiés de combustible par l’utilisateur final dans les transports.

Changement de combustibles par l’utilisateur final pour des sources d’énergie sans carbone : électricité et hydrogène

L’électricité fournie aux véhicules électriques routiers légers et lourds et à tous les véhicules hors route créera des crédits en fonction de l’énergie fournie aux véhicules, la différence entre la limite d’intensité en carbone des combustibles fossiles remplacés et l’intensité en carbone de l’électricité utilisée pour charger les véhicules électriques et le rapport d’efficacité énergétique spécifique au type de véhicule qui a été remplacé. Les crédits pour véhicules de tourisme électriques légers et véhicules électriques lourds seront calculés comme un remplacement de l’essence et du diesel, respectivement.

Le règlement permettra aussi de créer des crédits pour les véhicules à pile à hydrogène de la même manière que pour les véhicules électriques en fonction de l’énergie fournie aux véhicules, la différence entre la limite d’intensité en carbone des combustibles fossiles remplacés et l’intensité en carbone de l’hydrogène fourni aux véhicules à pile à hydrogène et le rapport d’efficacité énergétique spécifique au type de véhicule qui a été remplacé.

Créateurs de crédits pour la recharge des véhicules électriques et à pile à hydrogène

Recharge publique et privée de véhicules électriques

La Norme sur les combustibles propres permettra aux parties suivantes de créer des crédits pour la recharge publique et privée de véhicules électriques :

Recharge résidentielle de véhicules électriques

Pour la recharge résidentielle, le créateur de crédit doit pouvoir mesurer les données de recharge avec précision pour s'assurer que les crédits sont basés sur la consommation réelle d'électricité. Des informations de recharge précises et vérifiables peuvent être obtenues à partir de véhicules dotés de fonctionnalités télématiques qui collectent des données de charge détaillées, y compris la quantité d'électricité et l'emplacement de la recharge; de bornes de recharge domestiques connectées à un réseau; de nouvelles solutions dynamiques et précises de mesure des données; ou d'autres technologies domestiques intelligentes capables de mesurer avec précision l'électricité fournie aux véhicules électriques.

Une approche à deux niveaux pour la recharge résidentielle offrira des opportunités à un éventail de créateurs de crédit :

Une exigence de réinvestissement pour les créateurs de crédits pour la recharge résidentielle est envisagée, dans la plage de 50 % à 100 %, comme détaillé ci-dessous.

L’hôte de sites de recharge sera éligible à créer des crédits pour l’électricité fournie aux autobus électriques si le fournisseur de services de transport en commun possède ou loue les bornes de recharge et est l’utilisateur exclusif de cet équipement. Cela inclura la recharge en route et au dépôt, sous réserve de l’utilisation de ses propres compteurs d’électricité ou de compteurs d’électricité intégrés dans les bornes de recharge dans le but de déclarer uniquement l’électricité fournie à ces véhicules électriques.

Les hôtes de site de recharge pourront créer des crédits pour l’électricité fournie aux trains électriques et autres véhicules de transport ferroviaire propulsés par un moteur électrique alimentés en électricité par un troisième rail, un système de caténaire supérieur ou une batterie rechargeable, avec des exigences similaires pour mesurer l’électricité fournie par un compteur dédié. Environnement et Changement climatique Canada envisage d'établir une base de référence pour la création de crédits pour l'électricité fournie aux trains et autres véhicules de transport sur rail. Les métros ne seront pas considérés comme des trains électriques aux fins de la création de crédits, car ils sont alimentés par l’électricité par défaut.

Dans le cas de l’hydrogène fourni aux véhicules à piles à combustible, l’hôte de la station est le propriétaire ou l’exploitant d’une station de ravitaillement en hydrogène et sera le créateur de crédits par défaut, sous réserve que la station de ravitaillement dispose de renseignements sur la source de l’hydrogène qu’elle distribue, de sorte que l’intensité en carbone de chaque lot d’hydrogène puisse être déterminée. La station de ravitaillement en hydrogène devra déclarer la quantité d’hydrogène distribuée en kilogrammes par catégorie de poids du véhicule :

  1. véhicules légers/véhicules moyens (pour calculer les crédits au titre de remplacement de l’essence);
  2. véhicules lourds (pour calculer les crédits au titre de remplacement du diesel).

Le créateur de crédits par défaut peut transférer ses droits de créer des crédits à d’autres créateurs de crédits volontaires ou à d’autres fournisseurs principaux, pourvu qu’aucune autre entité ne crée des crédits pour l’électricité ou l’hydrogène dispensés par la même borne de recharge ou la même station de ravitaillement en hydrogène. Toute exigence relative au réinvestissement des recettes de crédits applicable au créateur de crédits par défaut sera également transférée à l’entité secondaire à laquelle les droits de création de crédits ont été transférés.

Le tableau suivant décrit le créateur de crédits par défaut pour la recharge des véhicules électriques et le ravitaillement en hydrogène.

Tableau 4 – Créateurs de crédits par défaut
Activité Créateur de crédits par défaut
Véhicules électriques – Recharge résidentielle Fabricant d’équipement d’origine
Véhicules électriques – Recharge publique (service fourni par l’hôte du site) Hôtes de sites de recharge
Véhicules électriques – Recharge publique (service fourni par l’exploitant du réseau)* Exploitant de réseaux de recharge
Véhicules électriques – Recharge non résidentielle privée/commerciale pour utilisation exclusive (avec compteur seulement)** Hôtes de sites de recharge
Véhicules à pile à combustible – Ravitaillement en hydrogène Hôtes de stations

*que le site soit une propriété publique ou privée.
**p. ex. lieu de travail, parcs de véhicules.

Méthode de calcul des crédits

Les crédits pour l’électricité utilisée dans les véhicules électriques et l’hydrogène utilisé dans les véhicules à pile à combustible seront déterminés en fonction de l’énergie totale fournie aux véhicules électriques ou à pile à hydrogène, du rapport d’efficacité énergétique pour déterminer l’énergie fossile remplacée, de la limite d’intensité en carbone du combustible fossile remplacé et de l’intensité en carbone de l’énergie de remplacement.

L’intensité en carbone de l’électricité sera établie dans un document incorporé par renvoi dans le Règlement, qui accompagnera l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles. Ces valeurs par défaut seront mises à jour périodiquement. La valeur de l’intensité en carbone sera représentative de la composition du réseau provincial dans lequel la recharge du véhicule électrique a été effectuée, avec des options pour modifier cette valeur si le participant a des données d’entrée concernant la source et la quantité d’énergie électrique fournie aux véhicules électriques à la borne de recharge pendant une période d’au moins 12 mois consécutifs.

En ce qui concerne l’hydrogène, l’hôte de la station doit obtenir des renseignements de ses fournisseurs d’hydrogène afin de déterminer l’intensité en carbone moyenne pondérée par la masse de l’hydrogène distribué aux véhicules à pile à combustible pendant la période de conformité. L’intensité en carbone de l’hydrogène doit être déterminée à l’aide de valeurs par défaut désagrégées ou de l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles à condition que l’on dispose d’au moins 12 mois consécutifs de données d’exploitation à l’état stable (voir la section 5.2).

Lorsque l’on dispose des données d’exploitation d’une année, les participants qui ont utilisé des valeurs de l’intensité en carbone par défaut pour l’électricité ou des valeurs par défaut désagrégées pour l’hydrogène peuvent demander une valeur de l’intensité en carbone propre à l’installation. Une fois qu’ils ont cette valeur propre à l’installation, ils peuvent créer des crédits pour les 12 mois consécutifs précédant leur demande propre à l’installation pour la différence entre les valeurs de l’intensité en carbone obtenues à partir des valeurs par défaut ou par défaut désagrégées et l’intensité en carbone propre à l’installation approuvée.

Le calcul pour déterminer le nombre de crédits créés est décrit à l’annexe V.

Rapport d’efficacité énergétique

Le rapport d’efficacité énergétique mesure l’efficacité relative avec laquelle un véhicule ou un moteur utilise un carburant particulier. Plus le rapport d’efficacité énergétique est élevé, plus l’utilisation du carburant ou de l’énergie est efficace, par comparaison avec un carburant ou une énergie de référence. Les rapports d’efficacité énergétique sont spécifiques au type de véhicule, au carburant de remplacement utilisé et au combustible fossile remplacé.

Les rapports d’efficacité énergétique seront utilisés dans le calcul pour créer des crédits pour les véhicules électriques et à pile à hydrogène. Le tableau 5 ci-après présente les rapports d’efficacité énergétique qui seront énumérés dans le règlement. Ces rapports seront examinés dans le cadre de l’examen quinquennal de la Norme sur les combustibles propres étant donné que les véhicules et leur efficacité énergétique changent au fil du temps, et que d’autres applications plus spécifiques du carburant et des véhicules peuvent être nécessaires à mesure que la technologie évolue.

Tableau 5 – Rapports d’efficacité énergétique par application
Application combustible/véhicule Rapport d’efficacité énergétique
Véhicules électriques pour applications légères et moyennes (remplacement de l’essence) 4,1
Véhicules électriques pour applications routières lourdes et véhicules hors route (remplacement du diesel) 5
Trains électriques 3,3
Navires commerciaux électriques 3,1
Véhicules à pile à hydrogène pour applications légères et moyennes (remplacement de l’essence) 2
Véhicules à pile à hydrogène pour les applications routières lourdes et véhicules hors route (remplacement du diesel) 1,9
Obligation de réinvestir les recettes tirées des crédits pour véhicules électriques

La Norme sur les combustibles propres exigera qu’un certain montant des recettes tirées des crédits soit réinvesti pour encourager davantage l’adoption de véhicules à zéro émission, car certains crédits pour la recharge de véhicules électriques peuvent être créés avec un investissement supplémentaire minimal ou nul dans les véhicules à zéro émission en vertu de la Norme. Les recettes tirées des crédits devront être investies dans des projets, des programmes, des politiques ou d’autres types de mesures qui :

  1. élargissent le réseau d’infrastructures de recharge des véhicules électriques afin de faciliter les déplacements sur de longues distances avec un véhicule électrique ou la possession d’un véhicule électrique pour les personnes qui n’ont pas accès à la recharge à domicile;
  2. réduisent le coût de possession d’un véhicule électrique grâce à des incitatifs financiers à l’achat d’un véhicule électrique ou pour l’opération d’un véhicule électrique;
  3. informent les consommateurs des avantages des véhicules électriques, de leurs avantages pour l’environnement et des coûts de possession inférieurs à ceux des véhicules à combustible fossile (p. ex. campagnes de marketing, programmes de sensibilisation);

Environnement et Changement Climatique Canada envisage de permettre qu’une partie de l’exigence de réinvestissement soit satisfaite en transférant les recettes nettes aux entreprises de distribution d’électricité afin d’améliorer ou de mettre à jour le réseau électrique (p. ex. transformateurs résidentiels) afin de permettre la recharge supplémentaire de véhicules électriques. Les investissements dans la nouvelle production d’électricité ne seraient pas pris en compte dans les exigences de réinvestissement.

Le montant du réinvestissement requis dépendra du créateur de crédits et est représenté dans le tableau suivant comme une partie des recettes totales tirées de la vente des crédits provenant de chaque activité. Les revenus devront être réinvestis dans l’année suivant la fin de la période de conformité au cours de laquelle les crédits ont été vendus.

Tableau 6 – Exigences relatives au réinvestissement des recettes tirées des crédits
Créateur de crédits par défaut Fraction des recettes tirées des crédits qui doit être réinvestie
Exploitants de réseaux de recharge et les fabricant d’équipement d’origine 50 % – 100 %
Hôtes de site et hôtes de stations* 0 %

* Les hôtes de site et les hôtes de stations ne seront pas exigés de réinvestir les recettes nettes car celles-ci pourraient être utilisées pour améliorer la rentabilité des investissements dans le secteur de véhicules électriques ainsi que l’équipement d’alimentation de ces véhicules.

Autres changements de combustibles par l’utilisateur final dans les transports

La distribution de gaz naturel et de gaz naturel renouvelable (y compris sous forme comprimée et liquéfiée), de l’hydrogène (y compris sous forme comprimée et liquéfiée) ainsi que du propane et du propane renouvelable en remplacement des combustibles liquides utilisés dans les transports créeront des crédits, y compris le changement de combustible dans les véhicules, sur route et hors route, ainsi que dans les trains et les navires.

Créateurs de crédits et méthode de calcul des crédits pour les autres changements de combustibles par l’utilisateur final dans les transports

Le propriétaire d’un poste de ravitaillement sera le créateur de crédits par défaut pour le gaz naturel comprimé ou liquéfié et le propane qu’il distribue à des fins de transport, y compris la portion fossile de tout mélange contenant un combustible renouvelable. Les crédits seront créés dans la catégorie des combustibles liquides, car cela représente un remplacement du combustible liquide utilisé dans les transports. Les crédits pour la distribution de gaz naturel comprimé ou liquéfié et de propane à des fins de transport seront déterminés en fonction du volume de combustible distribué, de sa densité énergétique, de son intensité en carbone et de l’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides (ICRL). Un exemple illustratif pour le gaz naturel liquéfié est présenté à la figure 1. L’intensité en carbone du gaz naturel comprimé ou liquéfié (ICNG-L) et du propane utilisés à des fins de transport sera établie dans un document incorporé par renvoi dans le Règlement, qui accompagnera l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles. Ces valeurs seront mises à jour périodiquement.

Figure 1 : Illustration du calcul des crédits pour la distribution de gaz naturel liquéfié à des fins de transport (les chiffres sont fournis à titre illustratif)

Longue description

ICGNR (5)

ICGNR-L (16) (16–5 = 11)

ICR pour GN (61,8)

ICGN (62)

ICNG-L (73) (73–62 = 11)

ICRL (89,9) (89,9–73 = Crédits - Propriétaire du poste de ravitaillement)

ICDiesel (100)

Pour les combustibles à faible intensité de carbone qui sont du gaz naturel renouvelable, du propane renouvelable ou de l’hydrogène, ou pour la portion de ces combustibles dans un mélange de combustibles fossiles, le créateur de crédits par défaut est réparti entre le producteur ou l’importateur de ces combustibles et le propriétaire du poste de ravitaillement qui les distribue pour le transport. Cette répartition, illustrée sur la figure 2, réduira le risque que le propriétaire du poste de ravitaillement et le producteur / importateur créent des crédits pour les mêmes améliorations de l'intensité en carbone.

Figure 2 : Illustration du calcul des crédits pour la distribution de gaz naturel renouvelable liquéfié à des fins de transport (les chiffres sont fournis à titre illustratif)

Longue description

Total des crédits pour le GNR liquéfié utilisé dans les transports

  • ICGNR (5)
  • ICGNR-L (16)
  • ICR pour NG (61,8)
  • ICGN (62)
  • ICGN-L (73)
  • ICRL (89,9)
  • ICDiesel (100)

ICGNR (5) à ICGNR-L (16) = 11

ICGN (62) à ICGN-L (73) = 11

ICGNR à ICR pour NG = Portion des crédits. Producteur ou importateur du GNR. Crédits dans la catégorie des combustibles liquides si utilisé dans les transports, sinon crédits dans la catégorie des combustibles gazeux.

ICR pour NG à ICGN = Portion 1 des crédits. Propriétaire du poste de ravitaillement.

ICGN-L à ICRL = Portion 2 des crédits. Propriétaire du poste de ravitaillement.

Le producteur ou l’importateur de gaz naturel renouvelable, de propane renouvelable et d’hydrogène créerait des crédits dans la catégorie des combustibles gazeux pour les volumes produits et importés, ou dans la catégorie des combustibles liquides s’il y a des documents indiquant que ces combustibles ont été distribués à des fins de transport. Dans les deux cas, le nombre de crédits serait calculé en fonction du volume de combustible distribué, de sa densité énergétique et de la différence entre l’intensité en carbone de référence provisoire pour le gaz naturel (ICR pour NG) ou le propane et l’intensité en carbone du combustible gazeux à faible intensité en carbone (ICGNR). Le nombre de crédits est le même, mais la catégorie des crédits est différente.

Le producteur ou l’importateur de ces combustibles gazeux à faible intensité en carbone devra déterminer leur intensité en carbone à l’aide de valeurs par défaut désagrégées ou de l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles, à condition qu’il dispose d’au moins 12 mois consécutifs de données d’exploitation à l’état stable (voir la section 5.2). Après avoir obtenu des données d’exploitation pendant un an, les participants qui ont utilisé des valeurs par défaut désagrégées peuvent demander une valeur de l’intensité en carbone propre à l’installation déterminée à l’aide de l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles. Une fois qu’ils ont obtenu cette valeur propre à l’installation, ils peuvent créer des crédits pour les 12 mois consécutifs précédant la demande d’approbation de la valeur propre à l’installation pour la différence entre l’intensité en carbone obtenue à partir des valeurs par défaut désagrégées et cette valeur approuvée de l’intensité en carbone qui est propre à l’installation.

Le propriétaire de l’installation de ravitaillement créerait des crédits dans la catégorie des combustibles liquides pour les volumes qu’il distribue à des fins de transport. Le calcul des crédits comprend deux portions qui sont additionnées pour calculer le nombre total de crédits. Ces portions tiennent compte de la compression du gaz destiné aux transports. La première portion représente le nombre de crédits pour la distribution de combustibles à faible intensité de carbone et est calculée en fonction du volume de combustible distribué, de sa densité énergétique et de la différence entre l'intensité en carbone du gaz naturel (ICGN) ou du propane et l’intensité en carbone de référence provisoire pour le gaz naturel (ICR pour GN) ou le propane. La deuxième portion représente le nombre de crédits pour la distribution de gaz naturel comprimé ou liquéfié et de propane à des fins de transport. Le nombre de crédits sera déterminé en fonction du volume de carburant distribué, de sa densité énergétique et de la différence entre l’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides (ICRL) et l'intensité en carbone du gaz naturel comprimé ou liquéfié (ICNG-L) et du propane.

Le droit de créer des crédits peut être transféré du créateur de crédits par défaut à une partie en aval du point de production ou d’importation ou en amont du poste de ravitaillement. Une entente écrite entre les parties est requise.

Environnement et Changement climatique Canada n’envisage pas d’utiliser les rapports d’efficacité énergétique dans le calcul des crédits pour les véhicules au gaz naturel et au propane.

La méthode appliquée pour déterminer le nombre de crédits créés est décrite à l’annexe V.

6. Mécanisme de cession de crédits

Environnement et Changement climatique Canada devra établir et administrer un mécanisme de cession de crédits en vertu de la Norme sur les combustibles propres afin de faciliter l’acquisition de crédits pour les fournisseurs principaux et de créer des débouchés pour le déploiement de combustibles à faible intensité en carbone.

6.1 Participants

Les participants au mécanisme de cession de crédits sont les fournisseurs principaux de combustibles fossiles et les créateurs de crédits volontaires. Ces participants pourront créer, posséder, céder et acquérir des crédits.

D’autres parties pourront participer au mécanisme de cession de crédits si elles concluent une entente avec des parties qui mènent des activités admissibles à la création de crédits, dans le but d’agir au nom de ces parties.

Un créateur de crédits volontaire sera en mesure de mettre fin à sa participation à la Norme sur les combustibles propres (c.-à-d. être exempté des exigences en matière de déclaration) à tout moment après avoir satisfait aux exigences annuelles en matière de tenue de dossiers et de rapports et annulé les crédits qui lui restent.

6.2 Procédures de cession de crédits

Environnement et Changement climatique Canada met en place et tiendra à jour une plateforme électronique en ligne pour permettre le mécanisme de cession de crédits.

Compte de crédits

Au moment de l’inscription, Environnement et Changement climatique Canada ouvrira un compte de crédits pour le participant dans le mécanisme de cession.

Trois types de comptes seront créés :

Pour assurer le respect des exigences relatives au mouvement de crédits entre les catégories de combustibles, seuls les cessions entre les mêmes types de comptes seront autorisés.

Transactions de cession de crédits

Les transactions de cession de crédits se feront sur la plateforme électronique en ligne.

Un participant (le « cédant ») qui cède des crédits à un autre participant (le « cessionnaire ») doit soumettre les renseignements suivants pour chaque cession effectué par l’entremise du système de transactions, y compris la signature du représentant autorisé :

  1. le nom, l’adresse municipale (ou les coordonnées GPS) et l’adresse postale du cédant;
  2. le nom, le titre, les adresses municipale et postale, le numéro de téléphone et, le cas échéant, le numéro de télécopieur et l’adresse électronique du représentant autorisé du cédant;
  3. le nom, l’adresse municipale (ou les coordonnées GPS) et l’adresse postale du cessionnaire;
  4. les renseignements suivants concernant les crédits à transférer :
    1. le nombre de ces crédits;
    2. le type des crédits à transférer : catégorie des combustibles liquides, gazeux ou solides;
    3. la date à laquelle ces traités ont été créés;
    4. le prix total de l’échange, s’il y a lieu;
    5. le type de combustible à faible intensité en carbone qui a été produit ou importé au Canada pour créer le crédit, le cas échéant.

Une fois que le cédant a présenté l’information et la demande de cession, un représentant autorisé du cessionnaire l’examine et l'accepte. Environnement et Changement climatique Canada doit ensuite transférer les crédits du compte du cédant à celui du cessionnaire.

6.3 Dispositions à l’appui de l’intégrité et de la liquidité du mécanisme de cession de crédits

Un certain nombre de dispositions ont été élaborées pour soutenir l’intégrité et la liquidité du mécanisme de cession de crédits.

Pour assurer l’intégrité du mécanisme de cession de crédits, les exigences suivantes s’appliquent :

Pour soutenir la liquidité sur le marché des crédits, la Norme sur les combustibles propres comprendra les dispositions suivantes, en plus des mécanismes de flexibilité et de stabilité décrits à la section 7 :

7. Mécanismes de flexibilité et de stabilité du marché

Les mécanismes de flexibilité et de stabilité du marché sont conçus pour travailler ensemble afin de donner aux parties réglementées accès à des possibilités d’atteindre la conformité à moindres frais; de fournir un signal de prix pour l’élaboration et la fourniture de combustibles de remplacement à faible intensité en carbone; et de soutenir la stabilité du marché.

7.1 Report des unités de conformité accumulées en vertu du Règlement sur les carburants renouvelables

En vertu du Règlement sur les carburants renouvelables, les fournisseurs principaux peuvent posséder une banque limitée d’unités de conformité excédentaires. En 2022, après la période de déclaration finale et de réajustement du Règlement sur les carburants renouvelables, les fournisseurs principaux pourront convertir leurs unités de conformité excédentaires restantes en crédits de la Norme sur les combustibles propres, une seule fois, avant le 31 décembre 2022.

7.2 Mise en banque

La Norme sur les combustibles propres permettra l’accumulation illimitée des crédits excédentaires.

7.3 Utilisation de crédits d’autres catégories pour la conformité à la catégorie des combustibles liquides

Un fournisseur principal sera en mesure d’utiliser les crédits des catégories de combustibles gazeux ou solides pour satisfaire jusqu’à 10 % de son obligation totale de réduction de la catégorie des combustibles liquides, chaque année.

7.4 Création anticipée de crédits

La Norme sur les combustibles propres permettra de créer des crédits pour toutes les catégories de conformité avant le début des obligations de réduction qui seront en vigueur le 1er janvier 2022. Après la publication du règlement sur les catégories de combustibles liquides dans la Partie II de la Gazette du Canada, il sera possible de créer des crédits de la catégorie des combustibles liquides et certains crédits des catégories des combustibles gazeux et solides, comme il est expliqué à la section 5. Il est possible d’accumuler et d’échanger les crédits des catégories des combustibles gazeux et solides ou de les utiliser pour se conformer au règlement sur les catégories de combustibles liquides, dans les limites établies à la section 7.3.

7.5 Marché de liquidation des crédits

La Norme sur les combustibles propres établira un marché de liquidation des crédits. Les administrations dotées de programmes semblables à la Norme sur les combustibles propres ont mis en œuvre ce type de mécanisme pour rehausser la certitude concernant le coût de la conformité, permettre la vente de crédits, renforcer les incitatifs à investir dans des combustibles à faible intensité en carbone et à en produire, et réduire la probabilité de déficits de créditNote de bas de page 7 . Un fournisseur principal ayant un déficit de crédits pour une période de conformité donnée sera tenu de participer au marché de liquidation des crédits.

S’il n’y a pas suffisamment de crédits disponibles dans le marché de liquidation des crédits pour que tous les fournisseurs principaux puissent satisfaire à leur obligation de réduction restante, chaque fournisseur principal devra acquérir une quantité au prorata des crédits disponibles, tel qu’expliqué ci-après. Une fois que le marché de liquidation des crédits est épuisé de tous les crédits promis, un fournisseur principal doit contribuer au mécanisme de fonds aux fins de conformité avant de pouvoir reporter son déficit restant à une période de conformité future. Le report du déficit restant peut être jusqu’à concurrence de 10 % de son obligation totale de réduction pour la période de conformité qui vient de se terminer.

Fonctionnement du marché de liquidation des crédits

S’il y a au moins un fournisseur principal en situation de déficit, Environnement et Changement climatique Canada tiendra un marché de liquidation des crédits le 1er août pour la période de conformité précédente. Les crédits obtenus au moyen du marché de liquidation des crédits doivent être utilisés pour réduire ou satisfaire l’obligation de réduction du fournisseur principal pour la période de conformité précédente.

Déterminer la nécessité d’organiser un marché de liquidation des crédits

Les fournisseurs principaux doivent présenter un rapport de conformité le 30 juin, indiquant s’ils ont suffisamment de crédits pour satisfaire à leur obligation totale de réduction pour les combustibles liquides ou s’ils manquent de crédits. Environnement et Changement climatique Canada établira un marché de liquidation des crédits si au moins un fournisseur principal déclare qu’il n’a pas suffisamment de crédits pour satisfaire à son obligation totale de réduction pour les combustibles liquides.

Engagement de vente de crédits sur le marché de liquidation des crédits

Les participants au système d’échange peuvent s’engager à vendre un nombre de crédits qu’ils possèdent sur le marché de liquidation des crédits lorsqu’ils soumettent leur rapport annuel sur le solde de crédits (pour les participants autres que les fournisseurs principaux) ou leur rapport de conformité annuel (pour les fournisseurs principaux) le 30 juin. Une fois qu’un participant s’est engagé à vendre des crédits, il ne peut plus les utiliser ou les transférer autrement que par le marché de liquidation des crédits, jusqu’à la fin de celui-ci le 30 septembre.

Avis concernant le marché de liquidation des crédits

Avant le 1er août de chaque année, Environnement et Changement climatique Canada informera les participants au système d’échange de la tenue ou non d’un marché de liquidation des crédits. Si un marché de liquidation des crédits doit être organisé, Environnement et Changement climatique Canada fournira des renseignements dans un avis, notamment :

  1. le nombre total de crédits que les participants se sont engagés à vendre;
  2. la quantité totale de crédits requis par les fournisseurs principaux pour satisfaire à leur obligation de réduction;
  3. s’il y a lieu, le nombre au prorata des crédits disponibles pour chaque fournisseur principal sur le marché.

Transactions de transfert de crédits

Les transactions de transfert de crédits dans le cadre du marché de liquidation des crédits auront lieu entre le 1er août et le 30 septembre. Un fournisseur principal est limité dans la quantité de crédits qu’il peut acquérir sur le marché de liquidation des crédits à la moindre des deux quantités suivantes :

  1. le nombre de crédits qu’il a indiqué dans son rapport de conformité comme nécessaire pour satisfaire à son obligation totale de réduction des combustibles liquides pour la période de conformité précédente;
  2. le nombre au prorata déterminé par Environnement Changement climatique Canada, déterminé selon la formule C x RP/RT

où :

C Nombre total de crédits promis en vertu du marché de liquidation des crédits
RP Nombre de crédits dont un fournisseur principal a encore besoin pour satisfaire à son obligation de réduction des combustibles liquides pour la période de conformité précédente
RT Nombre total de crédits requis pour satisfaire à l’obligation totale de réduction des combustibles liquides de tous les fournisseurs principaux pour la période de conformité précédente, et qui manquent encore
Prix des crédits acquis, achetés ou transférés sur le marché de liquidation des crédits

Le Règlement sur la Norme sur les combustibles propres fixera un prix maximal pour les crédits acquis, achetés ou transférés sur le marché de liquidation des crédits. En fixant le prix maximal pour les transactions dans le cadre du marché de liquidation des crédits, Environnement et Changement climatique Canada tiendra compte des objectifs suivants : assurer la certitude du marché au sujet des coûts de conformité, offrir des incitatifs à investir dans des combustibles à faible intensité en carbone et à en produire, et éviter les envolées des prix.

7.6 Mécanisme de fonds aux fins de conformité

La Norme sur les combustibles propres permettra aux fournisseurs principaux de compenser jusqu’à 10 % de leur obligation annuelle de réduction de la catégorie des combustibles liquides pour une période de conformité en versant des fonds, à un prix spécifié, dans un fonds qui investit et obtient des réductions des émissions de gaz à effet de serre à court terme. Cette option offre une souplesse de conformité supplémentaire optionnelle aux parties réglementées en mettant à leur disposition différentes possibilités pour se mettre en conformité.

Les contributions seront versées à un prix précisé dans la Norme sur les combustibles propres. Ce prix ne sera pas nécessairement le même que le prix maximal pour les transactions de crédit dans le cadre du marché de liquidation des crédits. En fixant le prix de la contribution, Environnement et Changement climatique Canada tiendra compte des objectifs suivants : assurer la certitude du marché au sujet des coûts de conformité, offrir des incitatifs à investir dans des combustibles à faible intensité en carbone et à en produire, et éviter les envolées des prix.

Lorsqu’il contribue à un fonds, un fournisseur principal créera des crédits non transférables et non accumulables (c.-à-d. ils doivent être utilisés dans la période de conformité pour laquelle la contribution a été faite).

Les fournisseurs principaux pourront verser une contribution à un fonds pendant la période de rajustement, jusqu’à ce qu’ils soumettent leur rapport de conformité (30 juin). Ils pourront également verser une contribution en octobre et en novembre, au besoin, pour satisfaire à leur obligation de réduction après avoir participé au marché de liquidation des crédits et avant de pouvoir reporter un déficit.

Critères pour déterminer les fonds éligibles

Le Règlement sur la Norme sur les combustibles propres établira les critères auxquels un fonds devra satisfaire pour être admissible à recevoir des contributions en vertu de la Norme. Environnement et Changement climatique Canada tiendra une liste des fonds approuvés. Un fournisseur principal pourra choisir le ou les fonds approuvés auxquels il contribue.

Les critères applicables aux fonds seront notamment les suivants :

7.7 Report du déficit

La Norme sur les combustibles propres permettra à un fournisseur principal de reporter jusqu’à 10 % de son obligation annuelle totale de réduction des combustibles liquides à la prochaine période de conformité avec un intérêt annuel de 20 %. Avant qu’un fournisseur principal puisse reporter un déficit à une période de conformité future, il doit utiliser le marché de liquidation des crédits afin d’acquérir une quantité au prorata des crédits disponibles. Si suffisamment de crédits sont disponibles dans le marché de liquidation des crédits pour satisfaire aux obligations de réduction de chaque fournisseur principal, aucun déficit ne peut être reporté. De même, un fournisseur principal doit également utiliser sa contribution maximale dans un fonds de réduction des émissions avant d’être autorisé à reporter un déficit.

Le déficit doit être comblé dans un délai de deux ans et aucun autre report de déficit ne peut être accumulé tant que le déficit n’est pas comblé.

7.8 Sommaire des mécanismes

Le tableau 7 récapitule les mécanismes de flexibilité et de stabilité du marché prévus dans la Norme sur les combustibles propres et la façon dont ils peuvent être utilisés à des fins de conformité.

Tableau 7 : Récapitulatif des mécanismes de flexibilité et de stabilité du marché
Mécanisme Utilisation du mécanisme à des fins de conformité
Report des unités de conformité accumulées en vertu du Règlement sur les carburants renouvelables
  • Les fournisseurs principaux qui ont des unités de conformité excédentaires en vertu du Règlement sur les carburants renouvelables pourront convertir ces unités en crédits de la Norme sur les combustibles propres.
  • Cette conversion ne peut être effectuée qu’une seule fois, après la période de déclaration finale et de réajustement du Règlement sur les carburants renouvelables en 2022 et avant le 31 décembre 2022.
  • Une fois converti en un crédit de la Norme sur les combustibles propres, le crédit peut être utilisé de la même façon que les autres crédits de la Norme (p. ex. accumulation illimitée).
Accumulation (mise en banque)
  • Accumulation illimitée pour tous les crédits excédentaires, sans date d’expiration des crédits.
  • Les crédits accumulés peuvent être utilisés pour satisfaire aux obligations de réduction, sans aucune limite (c.-à-d. jusqu’à 100 % des obligations de réduction).
Échanges entre les catégories
  • Les crédits des catégories des combustibles gazeux et solides peuvent être utilisés pour satisfaire jusqu’à 10 % des obligations de réduction dans la catégorie des combustibles liquides.
Création anticipée de crédits
  • Les crédits créés avant 2022 et après la publication du règlement final sur la catégorie des combustibles liquides peuvent être utilisés pour la conformité dans n’importe quelle période de conformité et peuvent être entièrement accumulés ou échangés.
Marché de liquidation des crédits
  • Doit être utilisé par les fournisseurs principaux pour acquérir des crédits lorsqu’ils ont un déficit pour la période de conformité précédente.
Mécanisme de fonds aux fins de conformité
  • Peut être utilisé pour satisfaire jusqu’à 10 % des obligations de réduction pour une période de conformité donnée.
  • Lorsqu’il contribue à un fonds, un fournisseur principal recevra des crédits non négociables et non accumulables.
Report du déficit
  • Un fournisseur principal sera autorisé à reporter jusqu’à 10 % de ses obligations de réduction seulement si :
    • il n’y avait pas suffisamment de crédits dans le marché de liquidation des crédits pour combler son déficit;
    • il a utilisé sa contribution maximale à un fonds de réduction des émissions (10 % de ses obligations de réduction).

8. Fournisseurs principaux utilisant des crédits pour satisfaire à leurs obligations de réduction

8.1 Utilisation de crédits pour satisfaire aux obligations de réduction

À la fin de la période de réajustement, un fournisseur principal devra retirer un nombre de crédits égal au nombre requis pour satisfaire à son obligation annuelle de réduction des combustibles liquides, plus tout déficit reporté des années précédentes ainsi que pour l’intérêt. Seuls les crédits créés en vertu de la Norme sur les combustibles propres peuvent être utilisés. Un fournisseur principal peut utiliser soit des crédits qu’il a créés, soit des crédits qu’il a acquis auprès d’autres participants au mécanisme de cession de crédits.

Les obligations de réduction et le solde de crédits des fournisseurs principaux doivent être maintenus séparément pour chacune des trois catégories de combustibles. Un fournisseur principal doit satisfaire à son obligation annuelle de réduction des combustibles liquides avec des crédits de cette catégorie, à l’exception d’un maximum de 10 %, pour lequel il peut utiliser des crédits d’autres catégories, comme il est expliqué à la section 7.

8.2 Annulation de crédits pour les exportations de combustibles à faible intensité en carbone

Les combustibles à faible intensité en carbone produits ou importés aux fins d’exportation ne seront pas admissibles à la création de crédits. La procédure à suivre dans cette situation dépend des circonstances.

Lorsqu’un producteur ou un importateur de combustible à faible intensité en carbone produit ou importe un combustible à faible intensité en carbone en vue de l’exporter, il ne peut pas créer des crédits pour ce combustible.

Dans d’autres circonstances, un fournisseur de combustible à faible intensité en carbone peut avoir produit ou importé un combustible à faible intensité en carbone et l’avoir vendu à un tiers qui l’a ensuite exporté. Le producteur ou l’importateur du combustible à faible intensité en carbone pourrait avoir créé des crédits. Dans ce cas, la partie qui a exporté le combustible à faible intensité en carbone devra annuler un certain nombre de crédits équivalents à ceux qui ont été créés pour le combustible à faible intensité en carbone lors de sa production ou de son importation.

Dans le cas où un producteur/importateur sait qu’il vend un combustible à une partie qui a l’intention de l’exporter, le producteur/importateur peut choisir de ne pas créer de crédit et de prouver à l’acheteur qu’aucun crédit n’a été créé. Avec cette preuve, l’exportateur du combustible n’aura pas à annuler des crédits.

La Norme sur les combustibles propres exigera que les exportations de combustible à faible intensité en carbone soient vérifiées par un tiers afin d’assurer que les crédits sont annulés et que les exigences règlementaires sont rencontrées.

9. Vérification

La Norme sur les combustibles propres est un instrument du marché dont le succès dépend de la confiance à l’égard du marché des crédits. Un programme solide qui comprend des exigences de validation, de certification et de vérification garantit la qualité et la fiabilité uniformes des données et de l’information et donne l’assurance que les crédits sont valides, ce qui favorise à son tour une plus grande liquidité sur le marché des crédits.

La Norme sur les combustibles propres comportera des exigences de validation, de certification ou de vérification pour les éléments clés à l’appui de la présentation de l’information, de la création de crédits, des valeurs de l’intensité en carbone et du système d’échange. Ces exigences sont conformes à celles de programmes semblables, comme la Norme sur les combustibles renouvelables 2 aux États-Unis, la Norme sur les combustibles faibles en carbone de la Californie et la Directive II sur les énergies renouvelables de l’Union européenne.

Voici un résumé des principales dispositions applicables à ce programme :

9.1 Procédures de vérification et de validation

La vérification et la validation devront être effectuées conformément aux procédures établies dans la norme ISO 14064-3 : 2019 Gaz à effet de serre – Partie 3 : Spécifications et lignes directrices pour la vérification et la validation des déclarations des gaz à effet de serre en plus d’exigences spécifiques énoncées dans la Norme sur les combustibles propres. Certains des points clés sont résumés ci-après :

9.2 Résultat de la vérification ou de la validation

Environnement et Changement climatique Canada exigera un avis modifié ou non modifié des processus de vérification ou de validation afin de considérer que la partie soumise à la vérification ou à la validation a respecté les exigences de la Norme sur les combustibles propres. Cela signifie que le tiers réalisant les processus de validation ou de vérification doit conclure et déclarer qu’il y a un niveau raisonnable d’assurance que les données, le rapport ou la demande soumis ne contiennent aucune erreur, omission ou inexactitude importante et qu’ils ont été préparés conformément au Règlement.

Types d’avis

L’avis émis par le vérificateur doit faire état de la conclusion à laquelle il est parvenu quant à savoir si les critères ont été appliqués correctement à tous les égards importants et si l’information respecte les exigences du Règlement.

L’avis émis par le responsable de la validation doit faire état de la conclusion à laquelle il est parvenu quant à savoir si les hypothèses constituent une base raisonnable pour la prévision et si la prévision a été préparée conformément au Règlement.

Les responsables de la validation et les vérificateurs peuvent arriver à trois types de conclusions : avis non modifié, avis modifié et avis défavorable.

Un avis non modifié peut être émis lorsqu’il n’y a pas d’inexactitudes importantes et que les données, le rapport ou l’application a été préparé conformément au Règlement.

Un avis modifié indique qu’il n’y a pas d’inexactitudes importantes, mais un écart par rapport au Règlement ou une limitation de la portée. En émettant un avis modifié, le responsable de la validation ou le vérificateur doit décrire l’écart et la limite et, le cas échéant, les modifications qui pourraient être apportées aux données, au rapport ou à l’application.

Un avis défavorable peut être émis lorsque les données, le rapport ou l’application comporte des inexactitudes importantes ou n’a pas été préparé conformément au Règlement. Le responsable de la validation ou le vérificateur doit donner un avis défavorable si :

Avis de non-responsabilité

Au cours de la validation et de la vérification, un responsable de la validation ou un vérificateur peut rejeter une validation ou une vérification s’il n’y a pas suffisamment d’information pour parvenir à une conclusion. Un avis de non-responsabilité n’est pas un avis parce qu’il est impossible de tirer une conclusion.

9.3 Résultat de la certification

En ce qui concerne les matières premières importées et les combustibles à faible intensité en carbone importés qui créent des crédits en vertu de la Norme sur les combustibles propres, Environnement et Changement climatique Canada exigera que l’importateur ou le propriétaire du combustible ou de la matière première présente une attestation (y compris les documents justificatifs) indiquant que la matière première importée ou les combustibles à faible intensité en carbone importés respectent les exigences de la Norme.

9.4 Qualifications et admissibilité des tiers effectuant la vérification, la validation et la certification

La Norme sur les combustibles propres établira les qualifications et les critères d’admissibilité pour les tierces parties qui effectuent la vérification, la validation ou la certification en vertu du Règlement, notamment les compétences techniques, les accréditations officielles et les exigences sur l’indépendance.

Exigences relatives aux compétences techniques et à l'accréditation

Pour être accrédité en vue d’effectuer la vérification, la validation ou la certification en vertu de la Norme sur les combustibles propres, un tiers doit :

Outre les critères ci-avant, une tierce partie qui souhaite être accréditée pour la certification en vertu de la Norme sur les combustibles propres devra être accréditée par l’American National Standards Institute pour la norme ISO/CEI17065 : 2012 – Évaluation de la conformité – Exigences pour les organismes certifiant les produits, les procédés et les services.

Exigences en matière d’indépendance

Un tiers qui souhaite être accrédité en vertu de la Norme sur les combustibles propres ne peut pas être soumis à une menace réelle ou potentielle pesant sur son indépendance, ni se trouver en situation de conflit d’intérêts réel, perçu ou potentiel qui compromet son impartialité. Un tiers ne peut effectuer des activités de validation ou de vérification pour un client donné pendant plus de six années consécutives. Une interruption de trois ans sera nécessaire avant que le tiers soit autorisé à reprendre les activités de vérification et de validation pour ce client.

L’organisme de validation ou de vérification doit surveiller son indépendance pendant la validation ou la vérification.

Un tiers ne peut pas réaliser de vérification, de validation ou de certification s’il fait l’objet d’une enquête ou d’une suspension par un organisme d'accréditation.

10. Enregistrement, rapports, mesures et registres

10.1 Format des rapports

Environnement et Changement climatique Canada élabore un système d’inscription, de rapports et de transaction de crédits en ligne. Tout rapport ou avis requis en vertu de la Norme sur les combustibles propres doit être soumis par voie électronique au moyen du système en ligne. Si le système en ligne n’est pas disponible, les rapports ou avis peuvent être envoyés sur papier ou dans un autre format indiqué par Environnement et Changement climatique Canada.

10.2 Enregistrement

L’enregistrement fournit à Environnement et Changement climatique Canada des renseignements sur une partie réglementée et ses activités qui seraient assujetties aux exigences du Règlement. Les rapports d’enregistrement sont des rapports ponctuels exigés des fournisseurs principaux et des créateurs volontaires de crédits, et les renseignements clés doivent être mis à jour à mesure que l’information change. Les renseignements requis dans le rapport d’inscription sont détaillés à l’annexe VIII.

10.3 Rapports

Fournisseurs principaux

Les fournisseurs principaux seront tenus de soumettre jusqu’à trois rapports par an : le rapport de conformité, le rapport sur la raffinerie et l’usine de valorisation et le rapport de conformité au marché de liquidation des crédits, si exigé.

Rapport de conformité (30 juin) et rapport de conformité au marché de liquidation des crédits (30 novembre)

Les fournisseurs principaux doivent quantifier leur obligation totale de réduction pour la période de conformité, plus tout report des deux années précédentes avec intérêt, et présenter des renseignements sur les quantités de combustibles qu’ils ont produites et importées qui étaient assujetties aux obligations de réduction et celles qui en étaient exemptées.

Les fournisseurs principaux doivent démontrer comment ils satisfont à leur obligation de réduction des combustibles liquides avec des crédits dans le rapport de conformité. Dans ce rapport, le fournisseur principal doit indiquer s’il n’a pas suffisamment de crédits pour satisfaire à son obligation totale de réduction des combustibles liquides et est donc tenu de participer au marché de liquidation des crédits. Dans ce cas, le fournisseur principal doit présenter un rapport de conformité au marché de liquidation des crédits d’ici le 30 novembre suivant le marché de liquidation des crédits pour déclarer ses soldes finaux pour la période de conformité, avec les crédits acquis sur le marché de liquidation des crédits, la contribution au mécanisme de conformité de fonds et le déficit total reporté, le cas échéant.

Rapport sur la raffinerie et l’usine de valorisation (30 novembre)

Les fournisseurs principaux qui exploitent des raffineries ou des usines de valorisation au Canada devront présenter chaque année des données d’exploitation et les caractéristiques du pétrole brut utilisé dans la période de conformité. Ces données serviront à surveiller l’intensité en carbone moyenne nationale du pétrole brut utilisé au Canada (voir la section 4.1), à surveiller l’intensité en carbone des produits pétroliers raffinés, pour surveiller la performance de la Norme sur les combustibles propre, et à calculer des points de repère pour les raffineries et les usines de valorisation (nouvelles installations et les projets généraux sur l’efficacité énergétique). La surveillance de l’intensité en carbone des produits pétroliers raffinés permettra de mettre à jour les intensités en carbone des combustibles fossiles utilisées pour calculer les crédits pour les combustibles à faible intensité en carbone et le changement de combustibles par l’utilisateur final, au besoin.

La liste détaillée des renseignements requis dans le rapport de conformité, le rapport sur la raffinerie et l’usine de valorisation et le rapport de conformité au marché de liquidation des crédits se trouve à l’annexe VIII.

Créateurs de crédits

Les créateurs de crédits doivent soumettre un rapport sur la création de crédits pour créer des crédits en vertu de la Norme sur les combustibles propres. Dans certains cas, il faut également présenter un rapport sur les filières des combustibles à faible intensité en carbone et un rapport des recettes nettes de la vente de crédits, comme il est expliqué ci-après.

Rapport sur la création de crédits (31 janvier)

Les créateurs de crédits doivent soumettre un rapport annuel sur la création de crédits et peuvent également choisir de transmettre un rapport trimestriel volontaire à l’exception de la première catégorie de conformité (la création des crédits par les projets de réduction des émissions de gaz à effet de serre pendant le cycle de vie d’un combustible fossile) qui ne peuvent être créés qu’une fois par année. Ce rapport est utilisé pour créer des crédits – à la réception du rapport, Environnement et Changement climatique Canada déposera les crédits créés dans le compte d’un créateur de crédits à minuit à la date limite du rapport.

Les rapports trimestriels sur la création de crédits sont volontaires et permettent de créer des crédits tous les trimestres. Il n’est pas nécessaire de répéter l’information présentée dans un rapport trimestriel dans le rapport annuel. De plus, si un créateur de crédits choisit de présenter un rapport trimestriel, il n’est pas obligé de le faire chaque trimestre d’une même année. Il est envisagé que la soumission des rapports trimestriels soit une exigence obligatoire.

Le rapport sur la création de crédits contient les renseignements suivants : un résumé des transactions de combustibles à faible intensité en carbone, effectuées pendant le trimestre ou l’année, qui créent des crédits, le nombre de crédits créés pendant le trimestre ou la période de conformité et d’autres précisions selon la catégorie de conformité de l’activité de création de crédits. La liste détaillée des renseignements exigés est fournie à l’annexe VIII.

Rapport sur les filières des combustibles à faible intensité en carbone (30 juin)

Un créateur de crédits qui a créé des crédits pour la production ou l’importation de combustible à faible intensité en carbone doit soumettre un rapport annuel sur la filière des combustibles à faible intensité en carbone. Le rapport démontre que le combustible à faible intensité en carbone ou l’électricité fournis au cours de la période de conformité sont représentés avec exactitude par la valeur approuvée de l’intensité en carbone.

Les renseignements suivants sont requis pour les combustibles à faible intensité en carbone :

Les renseignements suivants sont requis pour l’électricité :

La liste détaillée des renseignements requis dans le rapport sur les filières des combustibles à faible intensité en carbone est fournie à l’annexe VIII.

Rapport sur le solde de crédits (30 juin)

Les créateurs de crédits qui ne sont pas des fournisseurs principaux doivent présenter un rapport annuel sur le solde de crédits pour déclarer leur solde de crédits dans chacun de leurs comptes (combustibles liquides, solides et gazeux) ainsi que pour s’engager à vendre des crédits, s’ils le souhaitent, sur le marché de liquidation des crédits.

La liste détaillée des renseignements requis dans le rapport sur le solde de crédits est fournie à l’annexe VIII.

Rapport des recettes nettes de la vente de crédits (30 juin)

Un créateur de crédits qui est assujetti aux exigences de réinvestissement des recettes nettes (soit un fabriquant d’équipement d’origine ou un exploitant de réseau de recharge) doit soumettre un rapport annuel des recettes nettes de la vente de crédits. Ce rapport doit contenir des renseignements sur les recettes nettes de la vente de crédits en vertu de la Norme sur les combustibles propres ainsi que sur la façon dont le créateur de crédits a utilisé ces recettes nettes.

La liste détaillée des renseignements requis pour ce rapport se trouve à l’annexe VIII.

Rapport de vérification (30 juin)

Les fournisseurs principaux et les créateurs de crédits volontaires doivent présenter un rapport de vérification après la soumission d’un rapport réglementaire ou une demande exigeant une vérification par un tiers (vérification annuelle des rapports sur la création de crédits, du rapport sur les recettes nettes de la vente de crédits, du rapport sur les filières de combustibles à faible intensité en carbone, du rapport de conformité, du rapport de conformité au marché de liquidation des crédits, et pour les demandes d’approbation de la détermination de l’intensité en carbone).

Le rapport confirme que les données soumises et les rapports réglementaires ou les demandes sont exacts et fiables, et qu’ils ont été préparés conformément aux exigences réglementaires. Il comprend l’avis de l’organisme de vérification qui a effectué le processus de vérification.

La liste détaillée des renseignements requis pour ce rapport se trouve à l’annexe VIII.

10.4 Correction des erreurs

La Norme sur les combustibles propres établira les procédures à suivre pour corriger les erreurs dans l’information déclarée qui ont une incidence sur la création de crédits. Le créateur de crédits qui a commis une erreur sera responsable de l’erreur et des crédits non valides, et devra prendre les mesures correctives prescrites. Le processus de correction des erreurs de création de crédits dépendra de la façon dont l’erreur a été commise et de la personne qui l’a relevée. Deux scénarios sont possibles et se traduiront par des exigences différentes :

Environnement et Changement climatique Canada peut suspendre les crédits si les activités de vérification de la conformité ou d’application de la loi mènent à soupçonner que les crédits peuvent être non valides. Pendant la suspension, ces crédits ne peuvent être cédés ou utilisés à des fins de conformité.

Les différentes exigences sont décrites ci-après pour ces deux scénarios et sont également illustrées à l’annexe IX.

Scénario 1 : Crédits créés avec des données erronées et le créateur de crédits ou le vérificateur tiers trouve l’erreur

Aviser Environnement et Changement climatique Canada

Une personne doit aviser Environnement et Changement climatique Canada dans les cinq jours après avoir découvert une erreur et que les crédits ne sont pas valides.

Crédits toujours dans le compte du créateur

Dans le cas où les crédits non valides sont toujours dans le compte du créateur, Environnement et Changement climatique Canada doit les révoquer dès la réception de l’avis.

Les crédits ne sont plus dans le compte du créateur

Dans le cas où les crédits non valides ne sont plus dans le compte du créateur (c.-à-d. qu’ils ont été échangés ou utilisés à des fins de conformité), Environnement et Changement climatique Canada crée une obligation de crédits correctifs des mêmes catégorie, type (catégorie 1, 2 ou 3) et quantité de crédits.

Le créateur de crédits doit satisfaire à l’obligation de crédits correctifs dans les 90 jours en créant ou en acquérant des crédits de la même catégorie et du même type. Dans le cas où des crédits de la même catégorie et du même type ne sont pas disponibles, le créateur de crédits doit satisfaire à l’obligation de crédits correctifs à l’aide d’autres crédits de la même catégorie.

Le créateur de crédits doit aviser Environnement et Changement climatique Canada lorsqu’il satisfait à l’obligation de crédits correctifs. Environnement et Changement climatique Canada retirera les crédits compensatoires dès réception de l’avis.

Scénario 2 : Aucun crédit n’a été créé en raison d’une omission involontaire de l’information par l’organisation

Il n’y aura pas de création rétroactive de crédits après la présentation du rapport annuel sur la création de crédits le 31 janvier suivant la période de conformité.

10.5 Exigences relatives à la mesure des volumes

Les volumes qui doivent être mesurés ou enregistrés doivent être déterminés :

Si aucun des dispositifs, normes ou méthodes de mesure indiqués dans le paragraphe précédent n’est disponible, le volume peut être déterminé par une autre personne indépendante et les détails de cette mesure doivent être consignés.

Les volumes déclarés en vertu de la Norme sur les combustibles propres doivent être corrigés à une température de 15 °C. Toutefois, une personne qui importe une quantité de combustible peut corriger le volume de la quantité à 60 °F, si elle indique avoir fait la correction. Les volumes à enregistrer ou à déclarer doivent être exprimés en mètres cubes et arrondis selon les exigences correspondantes énoncées dans le Règlement.

10.6 Exigences relatives à la tenue de registres

Fournisseurs principaux

Les fournisseurs principaux doivent tenir des registres des données et renseignements soumis en vertu de la Norme sur les combustibles propres. Des registres seront exigés pour documenter et soutenir les éléments suivants :

  1. la détermination du nombre de crédits créés pendant la période de conformité, y compris les registres à l’appui des calculs;
  2. la méthode utilisée pour mesurer les volumes;
  3. la détermination de la réduction exigée pour une période de conformité, y compris les registres des combustibles produits et importés ou exemptés des exigences et les registres à l’appui des calculs;
  4. les registres à l’appui des soldes de chaque catégorie de crédits possédés et annulés, échangés ou reçus;
  5. les registres à l’appui du paiement dans un fonds désigné à des fins de conformité;
  6. les registres à l’appui des ententes par lesquelles le créateur de crédits par défaut cède le droit de créer des crédits à une autre partie;
  7. les autres registres et pièces justificatives l’appui prescrits par le Règlement.
Créateurs de crédits volontaires

Les créateurs de crédits volontaires doivent tenir des registres des données et renseignements soumis en vertu de la Norme sur les combustibles propres. Des registres seront exigés pour documenter et soutenir les éléments suivants :

  1. la détermination du nombre de crédits créés pendant la période de conformité, y compris les registres à l’appui des calculs;
  2. la détermination des valeurs de l’intensité en carbone, y compris les dossiers à l’appui des calculs;
  3. les registres à l’appui des soldes de chaque catégorie de crédits possédés et annulés, cédés ou reçus;
  4. les registres à l’appui de toute entente où le créateur de crédits par défaut cède le droit de créer des crédits à une autre partie;
  5. la méthode utilisée pour mesurer les volumes;
  6. les autres registres et pièces justificatives prescrits par le Règlement.
Conservation des registres

Les registres, y compris les copies des rapports et des avis présentés à Environnement et Changement climatique Canada et les pièces justificatives qui se rapportent aux renseignements contenus dans ces registres ou copies, doivent être conservés pendant dix ans. Les registres et les pièces justificatives relatifs aux crédits de la catégorie de conformité 1 (projet qui réduit les émissions de gaz à effet de serre tout au long du cycle de vie d’un combustible fossile) doivent être conservés pendant dix ans après que le projet a cessé de créer des crédits.

Les registres doivent être conservés à l’établissement principal de l’entreprise au Canada ou à tout autre endroit au Canada où ils pourront être fournis sur demande à Environnement et Changement climatique Canada ou inspectés par Environnement et Changement climatique Canada.

11. Examen de la Norme sur les combustibles propres

La Norme sur les combustibles propres comprendra un examen quinquennal, avec l’intention de mettre à jour le règlement d’ici 2030. L’examen visera à déterminer si la Norme sur les combustibles propres fonctionne correctement et si des modifications sont nécessaires pour que le Règlement atteigne ses objectifs.

L’examen pourra comprendre une vérification des éléments suivants :

Partie III : Prochaines étapes

12. Prochaines étapes

12.1 Rétroaction demandée sur les mécanismes permettant d’atteindre les objectifs de la Norme sur les combustibles propres

Le Règlement de la Norme sur les combustibles propres est élaboré pour atteindre trois principaux objectifs :

Pour atteindre ces objectifs, Environnement et Changement climatique Canada a inclus un ensemble de mécanismes dans la Norme sur les combustibles propres. Environnement et Changement climatique Canada serait heureux de recevoir de la rétroaction sur cet ensemble de mécanisme et son efficacité globale attendue à atteindre les objectifs de la Norme sur les combustibles propres.

Voici quelques-uns des principaux mécanismes et leurs paramètres :

12.2 Autres exemptions possibles

Environnement et Changement climatique Canada continue d’étudier la possibilité d’ajouter d’autres exemptions à celles énumérées à la section 2, compte tenu des considérations suivantes :

Environnement et Changement climatique Canada poursuivra cette évaluation dans le cadre de l’élaboration du projet de règlement.

12.3 Consultations

Depuis l’annonce de l’élaboration de la Norme sur les combustibles propres, Environnement et Changement climatique Canada a largement consulté et collaboré avec des intervenants de l’ensemble du pays à la conception du Règlement.

En plus de leurs collègues des autres ministères fédéraux, des fonctionnaires de tous les niveaux d’Environnement et Changement climatique Canada ont rencontré des représentants de tous les niveaux des provinces et des territoires, de l’industrie, des organisations non gouvernementales, des peuples autochtones et du milieu universitaire pour discuter de questions stratégiques et techniques liées à la Norme sur les combustibles propres. À cette fin, ils ont pris part à de nombreuses réunions bilatérales, des webinaires et des discussions multilatérales, notamment dans les organes suivants :

Environnement et Changement climatique Canada poursuivra les consultations sur la conception réglementaire dans le cadre de ces organes et de réunions bilatérales, ainsi que les processus de consultation pour les secteurs touchés par les échanges et rejetant de grandes quantités d’émissions et le secteur de l’aviation, décrits dans les sous-sections suivantes.

12.4 Secteurs touchés par les échanges et rejetant de grandes quantités d’émissions

Les secteurs touchés par les échanges et rejetant de grandes quantités d’émissions ont exprimé des inquiétudes quant aux effets des coûts cumulés de la Norme sur les combustibles propres, combinés à la tarification de la pollution par le carbone, qui risquent de se répercuter sur leur compétitivité.

Environnement et Changement climatique Canada a collaboré avec les secteurs touchés par les échanges et rejetant de grandes quantités d’émissions, notamment par le biais  de réunions bilatérales, de mémoires écrits et de réunions du groupe de travail technique. À l’automne 2018, Environnement et Changement climatique Canada a créé le groupe opérationnel de la Norme sur les combustibles propres chargé des secteurs touchés par les échanges et rejetant de grandes quantités d’émissions afin de mieux comprendre leurs préoccupations et d’examiner des options pour atténuer les répercussions sur leur compétitivité tout en atteignant l’objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 2030 fixés dans la Norme. Le groupe opérationnel multilatéral s’est réuni tout au long de l’hiver et du printemps 2019.

Plusieurs éléments de conception règlementaire décrits dans le présent document aideront à atténuer les répercussions du règlement sur les catégories de combustibles liquides sur les secteurs touchés par les échanges et rejetant de grandes quantités d’émissions. Ces changements comprennent notamment :

Ces ajustements s’ajoutent à la série de mesures de souplesse et de mécanismes du marché déjà inclus dans la Norme sur les combustibles propres, qui devraient aider à réduire au minimum les coûts de la conformité au Règlement, notamment de l’utilisation de crédits en vertu du Règlement sur les combustibles renouvelables; de l’échange entre les catégories; le marché de liquidation des crédits; d’un mécanisme de fonds aux fins de conformité; et du report de déficit. D’autres éléments de la conception ont également été intégrés à la Norme sur les combustibles propres pour appuyer la limitation des coûts, par exemple :

Environnement et Changement climatique Canada continuera d’examiner les répercussions sur les secteurs touchés par les échanges et rejetant de grandes quantités d’émissions  dans la finalisation de l’élaboration du Règlement sur la Norme sur les combustibles propres. Le Ministère continuera aussi de collaborer avec les parties intéressées au sujet de la méthodologie et des hypothèses pour estimer les coûts de la conformité pour le règlement sur les catégories de combustibles liquides et pour la conception du règlement sur les catégories de combustibles gazeux et solides lorsque ces travaux débuteront.

12.5 Secteur de l’aviation

Environnement et Changement climatique Canada reconnaît les circonstances uniques auxquelles fait face l’industrie de l’aviation dans ses efforts de décarbonisation. Environnement et Changement climatique Canada adoptera une approche coordonnée pour consulter l’industrie de l’aviation. Cette approche se penchera sur le traitement des carburants d’aviation en vertu de la Norme sur les combustibles propres dans le contexte des mesures mondiales de réduction des émissions du secteur de l’aviation qui ont été prises aux termes du Régime de compensation et de réduction de carbone pour l’aviation internationale de l’Organisation de l’aviation civile internationale, des mesures canadiennes de tarification de la pollution par le carbone et de la progression des investissements dans l’offre intérieure de carburants d’aviation à faible intensité en carbone.

12.6 Calendrier d’élaboration de l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles

Les filières des combustibles à faible intensité en carbone et les valeurs d’intensité en carbone qui en découlent sont prévues pour septembre 2019, alors que les valeurs de référence révisées pour les combustibles fossiles sont prévues pour l’hiver 2020.

L’examen de l’ébauche de l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles (logiciel et interface) est prévu pour janvier 2020. L’élaboration complète de l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles devrait être terminée en 2021.

L’outil de modélisation sera géré par Environnement et Changement climatique Canada. Les détails concernant la gouvernance de l’outil seront déterminés par Environnement et Changement climatique Canada à une date ultérieure.

12.7 Échéanciers pour l’élaboration des règlements et la rétroaction

Le projet de règlement sur la Norme sur les combustibles propres pour la catégorie des combustibles liquides devrait être publié dans la Partie I de la Gazette du Canada au début de 2020 et la version définitive au début de 2021 pour une entrée en vigueur en 2022, tel que prévu.

Les projets de règlements pour les groupes de combustibles gazeux et solides devraient être publiés dans la Partie I de la Gazette du Canada à la mi-2021 et leur version finale en 2022, pour une entrée en vigueur en 2023, tel que prévu.

Les parties intéressées sont invitées à soumettre leurs commentaires sur l’approche réglementaire proposée avant le 26 août 2019. Ces commentaires guideront l’élaboration du Règlement sur la Norme sur les combustibles propres pour la catégorie des combustibles liquides.

Veuillez adresser vos commentaires sur l’approche réglementaire proposée à :

Paola Mellow
Directrice exécutive, Norme sur les combustibles propres
Environnement et Changement climatique Canada
351, boulevard Saint-Joseph, 21e étage
Gatineau (Québec) K1A 0H3
Courriel : ec.cfsncp.ec@canada.ca

Annexes

Annexe I : Définitions principales

Une accréditation est une attestation délivrée par une tierce partie, ayant rapport à un organisme de validation ou de vérification, constituant une reconnaissance formelle de la compétence de ce dernier à réaliser des activités spécifiques de validation ou de vérification.

Un biocarburant désigne tout carburant liquide, gazeux ou solide produit à partir de la biomasse.

Un biogaz est un mélange gazeux composé principalement de méthane et de dioxyde de carbone récupérés de la décomposition anaérobie de matières organiques et qui contient d’autres constituants qui l’empêchent d’être injecté dans le gazoduc le plus proche.

La biomasse désigne la partie biodégradable de produits, déchets ou résidus d’origine biologique provenant de l’agriculture (y compris les substances animales et végétales), de la foresterie et des industries connexes (y compris les pêcheries et l’aquaculture), ainsi que la partie biodégradable de déchets, incluant les déchets municipaux et industriels d’origine biologique.

La catégorie des combustibles gazeux désigne les combustibles fossiles gazeux suivants : propane et gaz naturel, y compris le gaz naturel liquéfié et le gaz naturel comprimé, qui sont à l’état gazeux dans des conditions normales.

La catégorie des combustibles liquides désigne les combustibles fossiles liquides suivants : essence, diesel, kérosène, mazout léger, mazout lourd et carburéacteur.

La catégorie des combustibles solides désigne les combustibles fossiles solides suivants : charbon, coke et coke de pétrole.

Un combustible à faible intensité en carbone désigne un combustible, autre qu’un combustible de la catégorie des combustibles liquides ou gazeux, ayant une intensité en carbone égale ou inférieure à  :

Une entreprise de distribution d’électricité s’entend d’une entreprise qui s’occupe de la distribution d’électricité aux consommateurs et comprend les détaillants d’électricité, les courtiers en électricité et les agents qui organisent la vente de leur électricité aux consommateurs.

Un exploitant de réseau de recharge désigne une entité qui exploite un réseau de bornes de recharge accessibles aux véhicules électriques des particuliers et qui recueille des données auprès de chacune de ces bornes sur la quantité d’électricité reçue par ces véhicules.

Un fournisseur principal désigne :

  1. s’agissant des combustibles fossiles liquides produits dans une installation de production, le propriétaire de l’installation ou la personne qui la loue, l’exploite, la contrôle, la dirige ou la gère;
  2. s’agissant des combustibles fossiles liquides importés, l’importateur.

Un gaz naturel renouvelable désigne le méthane dérivé du traitement de biogaz et répondant à la norme d’injection dans le gazoduc le plus proche.

Un hôte de site de recharge s’entend du propriétaire, du bailleur ou de l’exploitant d’une borne de recharge électrique accessible à une catégorie restreinte de conducteurs de véhicules électriques.

Un hôte de site de vente au détail désigne le propriétaire, le bailleur ou l’exploitant d’une station de ravitaillement en hydrogène accessible à une catégorie restreinte de conducteurs de véhicules à pile à hydrogène.

L’intensité en carbone, s’agissant d’un type de combustible, désigne la quantité d’émissions d’éq. CO2 qui est émise pendant les activités réalisées pendant le cycle de vie du combustible — notamment toutes les émissions liées à l’extraction ou à la culture, selon le cas, des matières premières utilisées pour le produire, au traitement, au raffinage ou à l’amélioration de ces matières premières pour produire le combustible, au transport ou à la distribution de ces matières premières, des produits intermédiaires ou du combustible et à la combustion du combustible — par rapport à l’énergie produite pendant cette combustion, exprimée en grammes d’éq. CO2 émis, par mégajoule d’énergie produit. C’est ce qu’on appelle les émissions « du puits à la roue » associées au cycle de vie de ce type de combustibles.

L’intensité en carbone de référence désigne la moyenne canadienne en 2016 de l’intensité en carbone tout au long du cycle de vie de chacun des combustibles fossiles, calculée à partir de l’outil de modélisation du cycle de vie des combustibles.

L’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides désigne une valeur de référence de l’intensité en carbone utilisée pour calculer la quantité de crédits créés à l’égard de la catégorie des combustibles liquides pour les combustibles liquides à faible intensité en carbone et pour certains changements de combustible par l’utilisateur final. Elle correspond à l’intensité en carbone moyenne pour tous les combustibles liquides fournis au Canada en 2016 moins la réduction exigée de l’intensité en carbone pour tous les combustibles liquides pour une année de conformité donnée (voir les calculs à l’annexe V).

L’intensité en carbone de référence provisoire pour le gaz naturel désigne une valeur d’intensité en carbone de référence servant à calculer le nombre de crédits créés relativement à la catégorie des combustibles gazeux pour les combustibles gazeux à faible intensité en carbone qui sont le gaz naturel renouvelable, le biogaz ou l’hydrogène. Elle équivaut à l’intensité en carbone de référence du gaz naturel fourni au Canada en 2016, moins 0,2 g d’éq.CO2/MJ. Elle sera examinée lors de la publication du Règlement sur les catégories des combustibles gazeux et solides.

L’intensité en carbone de référence provisoire pour le propane désigne une valeur d’intensité en carbone de référence servant à calculer le nombre de crédits créés relativement à la catégorie des combustibles gazeux pour le propane renouvelable. Elle équivaut à l’intensité en carbone de référence du propane fourni au Canada en 2016, moins 0,2 g d’éq.CO2/MJ. Elle sera examinée lors de la publication du Règlement sur les catégories des combustibles gazeux et solides.

Un organisme de validation ou de vérification est :

Un organisme ou organisation d’accréditation est l’organisme mandaté qui délivre l’accréditation. Il est membre et signataire de l’International Accreditation Forum.

Un participant, dans le mécanisme de cession de crédits, désigne un fournisseur principal ou un participant volontaire.

Une période de conformité est une année de calendrier débutant le 1er janvier et se terminant le 31 décembre, durant laquelle les fournisseurs principaux doivent satisfaire aux exigences établies dans le règlement sur la Norme sur les combustibles propres.

Une station de ravitaillement en hydrogène désigne une installation où les véhicules à pile à hydrogène sont alimentés en hydrogène.

La validation désigne le processus d’évaluation du caractère raisonnable des hypothèses, des limites et des méthodes fournies à l’appui d’une déclaration portant sur le résultat des activités futures.

Un véhicule électrique désigne un véhicule propulsé par un moteur électrique dont la source d’électricité est une batterie rechargeable qui est chargée à partir d’une source d’énergie électrique qui n’est pas à bord du véhicule. Cette catégorie comprend les véhicules hybrides électriques rechargeables.

Un véhicule à pile à hydrogène désigne un véhicule propulsé uniquement par un moteur électrique dont la source d’électricité est une cellule électrochimique qui produit de l’électricité à partir d’hydrogène.

La vérification désigne le processus d’évaluation d’une déclaration de données et renseignements antérieurs et visant à déterminer si la déclaration est essentiellement exacte et conforme aux critères.

Une vérification ou validation indépendante signifie que les processus de vérification et de validation sont exécutés par une tierce partie désintéressée.

Annexe II : Conception réglementaire pour les combustibles gazeux et solides

Le règlement relatif à la Norme sur les combustibles propres établira des exigences distinctes pour les combustibles liquides, gazeux et solides. Les exigences d’intensité en carbone pour les fournisseurs principaux de combustibles fossiles gazeux et solides devraient entrer en vigueur en 2023. Cette annexe présente les éléments de conception dont fait état le document de conception réglementaire publié en décembre 2018.

Parties réglementées en vertu de la Norme sur les combustibles propres

Le fournisseur principal de combustibles fossiles est la partie qui doit respecter les exigences en matière d’intensité en carbone pour les combustibles fossiles qu’elle fournit. Ces parties peuvent également créer des crédits.

Pour les combustibles gazeux, les fournisseurs principaux sont :

Les producteurs de propane comprennent les transformateurs de gaz naturel ayant une capacité de fractionnement, les installations de chevauchement, les installations de fractionnement autonome, les raffineurs et les usines de valorisation qui produisent du propane.

Les distributeurs de gaz naturel comprennent les entreprises de pipelines de transport pour la vente directe et les entreprises de pipelines de distribution.

Pour les combustibles solides, les fournisseurs principaux sont  :

Combustibles assujettis aux exigences de réduction annuelle

Dans le cas des combustibles gazeux, les combustibles assujettis à l’exigence de réduction annuelle comprennent le gaz naturel (y compris le gaz naturel liquéfié et le gaz naturel comprimé) et le propane.

Les combustibles solides comprennent le charbon, le coke de pétrole et le coke.

Le charbon brûlé dans les installations visées par les règlements fédéraux sur les GES provenant de l’électricité produite à partir du charbon sera exempté du règlement.

Combustibles produits et utilisés sur place

Les combustibles fossiles sont parfois produits et utilisés sur place par les producteurs de combustibles fossiles pour produire un combustible fini ou faire fonctionner leurs installations. Ce type de combustible est appelé « combustible produit et utilisé sur place ». La Norme sur les combustibles propres établira une exigence distincte de réduction de l’intensité en carbone pour certains combustibles produits et utilisés sur place.

Dans le groupe des combustibles gazeux, les combustibles produits et utilisés sur place ne seront pas assujettis à des exigences distinctes de réduction de l’intensité en carbone. Les émissions seront établies à partir de l’intensité en carbone du cycle de vie des combustibles fossiles produits à partir de ces combustibles. Cela comprend les gaz associés générés par la production de pétrole brut et de bitume ainsi que les gaz inertes des raffineries et des usines de valorisation.

Dans le groupe des combustibles solides, certains combustibles produits et utilisés sur place auront des exigences de réduction distinctes en matière d’intensité en carbone. Cela comprend le charbon utilisé dans les mines de charbon et le coke de pétrole produits dans les raffineries et les usines de valorisation. Le carbone produit par les raffineries et les usines de valorisation découlant de la régénération des catalyseurs ne sera pas assujetti à une exigence distincte de réduction de l’intensité en carbone.

Intensité en carbone

Dans le cas des combustibles dérivés du gaz naturel, la Norme sur les combustibles propres ne fera pas de distinction entre le gaz non corrosif et le gaz corrosif, ni selon l’origine du gaz. La valeur moyenne canadienne de l’intensité en carbone du gaz naturel et du propane produits, importés et consommés au Canada sera déterminée. Le traitement du gaz naturel liquéfié et du gaz naturel comprimé reste à être déterminé. Étant donné que ces combustibles ont une intensité en carbone plus élevée que celle du gaz naturel, Environnement et Changement climatique Canada examine si ces combustibles devraient être assujettis à la même exigence de réduction annuelle que le gaz naturel.

Les valeurs moyennes de référence de l’intensité en carbone des combustibles fossiles canadiens seront établies dans le règlement et ne seront pas mises à jour avant la mise en œuvre complète en 2030. Cette démarche donnera une certitude aux investisseurs et aux fournisseurs principaux qui planifient leurs activités en vue de respecter la conformité. Le tableau 8 présente les valeurs d’intensité en carbone de référence des combustibles fossiles gazeux et solides.

Tableau 8 : Valeurs moyennes de référence de l’intensité en carbone des combustibles fossiles gazeux et solides canadiens
Combustible Intensité en carbone
(g d’éq. CO2/MJ)
Gaz naturel 62
Gaz naturel comprimé 65
Gaz naturel liquéfié 73
Propane 75
Charbon 97
Coke de pétrole 110

Exigences volumétriques relatives aux combustibles

Les exigences volumétriques en matière d’énergie renouvelable ne seront pas établies pour le gaz naturel en vertu de la Norme sur les combustibles propres.

Annexe III : Méthode de calcul des exigences de réduction

Calcul des exigences de réduction annuelle pour les combustibles liquides

Volume  ( m 3 ) = Volume Importé + Volume Produit - Volume Exporté - Volume Exempté

Énergie  (MJ) = Volume  ( m 3 ) * Densité énergétique  ( MJ m 3 )

g CO 2 e = Énergie (MJ) * IC exigence de réduction  ( g CO 2 e MJ )

Exigence de réduction période en cours  (t C O 2 e) = g C O 2 e 1 000 000  grammes/t

Exigence de réduction intérêts reliés au report de déficit = 0,2 * Exigence de réduction reportée

Annexe IV : Processus de demande de crédits en vertu d’une méthode de quantification des projets

Un fournisseur principal ou un créateur de crédit peut demander à Environnement et Changement climatique Canada de reconnaître un projet de réduction des émissions de CO2 pour la création de crédits (voir section 5.1). Les réductions seront déterminées selon une méthode de quantification qui s’applique au projet et qui est fournie par Environnement et Changement climatique Canada. La demande doit être signée par le représentant autorisé du participant. Le règlement exigera, au minimum, les éléments suivants pour chaque demande de projet, conformément à la méthode de quantification approuvée :

Annexe V : Processus de création de crédit pour  les catégories de conformité 2 et 3

Calcul d’un crédit pour la catégorie de conformité 2 : fourniture de combustibles à faible intensité en carbone

Volume  ( m 3 ) = Volume Importé + Volume Produit - Volume Exporté - Volume Exclu

Énergie  (MJ) = Volume  ( m 3 ) * Densité énergétique  ( MJ m 3 )

(E + C) / (Q × D)

IC Différence liquides  ( g éq. CO 2 MJ ) = IC Référence pour les combustibles liquides - IC Combustible à faible intensité en carbone

IC Différence gaz naturel  ( g éq. CO 2 MJ ) = IC Référence pour le gaz naturel - IC Combustible à faible intensité en carbone

IC Différence propane  ( g éq. CO 2 MJ ) = ICRéférence pour le propane - IC Combustible à faible intensité en carbone

g éq CO 2  = Énergie (MJ) * IC Différence  ( g éq CO 2 MJ )

Crédits Créés  (t C O 2 e) = g éq C O 2 1 000 000  grammes/t

Calcul d’un crédit pour la catégorie de conformité 2 : fourniture de biogaz pour l’utilisation dans un équipement à faible rendement produisant de l’électricité

(E + C) / (Q × D)

IC Différence  ( g éq. CO 2 MJ ) = IC Électricité du réseau provincial - IC Électricité issue du biogaz

g éq. CO 2 = Énergie (MJ) * IC Différence  ( g éq. CO 2 MJ )

Crédits Créés  (t C O 2 e) = g éq C O 2 1 000 000  grammes/t

Calcul de l’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides pour le calcul des crédits

Environnement et Changement climatique Canada calculera la valeur d’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides pour le calcul des crédits pour chaque année pour laquelle des crédits peuvent être créés.

Combustible Intensité en carbone de référence
(g éq. CO2/MJ)
Essence 92
Diesel 100
Kérosène 88
Mazout léger 84
Mazout lourd 99
Carburant aviation 86
Combustible
Intensité en carbone moyenne
(g éq. CO2/MJ)
Éthanol 49
Biodiesel 26
DRPH
29
Combustible MJ utilisés au Canada en 2016
Essence 1 449 066 x 106
Diesel 1 117 322 x 106
Kérosene 17 875 x 106
Mazout léger 87 493 x 106
Mazout lourd 112 896 x 106
Carburant aviation 100 052 x 106
Combustible Volume utilisé au Canada en 2016 (L) Densité énergétique
(MJ/litre)
MJ utilisés au Canada en 2016
Éthanol 2 972 436 000 23,42 69 614 x 106
Biodiesel 281 621 988 35,18 9 907 x 106
DRPH 261 232 000 36,51 9 538 x 106

IC Moyenne pondérée = ( IC moyenne chaque combustible * MJ chaque combustible ) TMJ Fossile + TMJ Faible intensité en carbone = 93,4 g éq. CO 2 MJ

IC Référence pour les combustibles liquides  ( g éq. CO 2 MJ )

= IC Moyenne pondérée  ( g éq. CO 2 MJ ) - IC Exigence de réduction  ( g éq. CO 2 MJ ) * TMJ Fossile ( TMJ Fossile + TMJ Faible intensité en carbone )

= 93,4  g éq. CO 2 MJ - IC Exigence de réduction  ( g éq. CO 2 MJ ) * 2 884 704 x 10 6  MJ ( 2 884 704 x 10 6  MJ + 89 059 x 10 6  MJ )

  2021* 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
ICExigence de réduction (g éq. CO2/MJ) n/a
3,6 4,4 5,2 6,0 6,8 7,6 8,4 9,2 10,0
Intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides (g éq. CO2/MJ) 89,9 89,9 89,1 88,3 87,6 86,8 86,0 85,2 84,5 83,7

*L’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides pour le calcul des crédits en 2021 sera de 89,9, tout comme en 2022.

Renseignements requis pour demander l’approbation d’un combustible à faible intensité en carbone

La demande d’approbation d’une valeur d’intensité en carbone pour un combustible à faible intensité en carbone doit comprendre les éléments suivants :

  1. le nom du fournisseur principal ou du créateur de crédits volontaire;
  2. le nom et l’adresse complets de l’installation où le combustible a été produit;
  3. le nom du combustible;
  4. le type de chaque matière première qui a servi à produire le combustible et la région où chacune des matières premières a été, extraite ou cultivée;
  5. le mode de transport utilisé pour la dernière étape du transport de chacune de ces matières premières vers l’installation de production et le mode de transport utilisé pour le combustible fini de l’installation vers le terminal de distribution;
  6. le type et la quantité d’énergie thermique consommée à l’installation;
  7. la quantité d’électricité produite par le réseau ainsi que le type et la quantité d’électricité produite sur place;
  8. une description des produits connexes;
  9. un diagramme d’enchaînement des opérations de production du combustible.

Exigences supplémentaires lorsque des valeurs par défaut désagrégées sont utilisées pour obtenir une valeur de faible intensité en carbone :

  1. chaque valeur par défaut désagrégée sélectionnée;
  2. la somme des valeurs par défaut désagrégées;
  3. l’attestation de tiers indiquant que les valeurs par défaut désagrégées sélectionnées sont représentatives et applicables au processus de production utilisé.

Exigences supplémentaires lorsque l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie du combustible est utilisé pour obtenir une valeur de faible intensité en carbone :

  1. l’intensité en carbone déterminée pour le combustible;
  2. l’attestation de vérification par un tiers confirmant l’exactitude de la valeur de l’intensité en carbone;
  3. une copie de l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie du combustible ainsi que tous les données et les résultats qui ont servi à déterminer la valeur de l’intensité en carbone;
  4. le volume de chaque type de matière première utilisée pour produire le combustible;
  5. le volume de tout sous-produit dérivé du combustible;
  6. les mesures et les calculs utilisés pour déterminer les valeurs des données d’entrée, avec les documents à l’appui.

Pour modifier une fillière de production de combustible, les demandes nécessiteront en outre les éléments suivants :

  1. tout changement des facteurs d’émission ou des ensembles de données de base, ainsi que les sources du changement;
  2. une description de toute technologie novatrice ou énergie à faible teneur en carbone utilisée à l’installation;
  3. une description de toute unité de processus ajoutée au parcours modifié, avec les documents à l’appui.

Toute demande de nouvelle voie d’approvisionnement en combustible devra être accompagnée des éléments suivants :

  1. la description de toute technologie novatrice ou énergie à faible teneur en carbone utilisée à l’installation;
  2. une description complète de l’analyse du cycle de vie, avec une indication des facteurs d’émission, des ensembles de données de base et des sources de ces facteurs d’émission et ensembles de données;
  3. une description de toute unité de processus incluse dans le nouveau parcours, avec les documents à l’appui.

La demande d’approbation d’une valeur d’intensité en carbone pour l’électricité doit comprendre les éléments suivants :

  1. le nom du fournisseur principal ou du créateur de crédits volontaire;
  2. le nom et l’adresse de l’emplacement des bornes de recharge;
  3. la source et la quantité d’énergie électrique fournie aux véhicules à ces bornes de recharge;
  4. l’intensité en carbone du cycle de vie déterminée pour l’électricité;
  5. l’attestation de vérification par un tiers confirmant l’exactitude de la valeur de l’intensité en carbone.

Méthodologie pour déterminer une valeur d’intensité en carbone en utilisant les valeurs par défaut désagrégées

L’intensité en carbone d’un combustible à faible intensité en carbone, y compris le propane renouvelable, le gaz naturel comprimé renouvelable, le gaz naturel liquéfié renouvelable, l’hydrogène comprimé ou liquéfié est déterminée par la formule

IC totale = ICec + ICas + ICp + ICtd + ICc

ICec
est la quantité d’émissions d’éq. CO2 rejetées pendant l’extraction ou la culture de la matière première permettant de produire le type de combustible, par mégajoule d’énergie produite;
ICas
est la quantité d’émissions annualisées d’éq. CO2 résultant de modifications des stocks de carbone liées à des changements dans l’affectation des sols associés à la culture de la matière première permettant de produire le type de combustible, par mégajoule d’énergie produite;
ICp
est la quantité d’émissions d’éq. CO2 rejetées pendant la production du type de combustible à partir de la matière premières, par mégajoule d’énergie produite;
ICtd
est la quantité d’émissions d’éq. CO2 rejetées pendant le transport de la matière première permettant de produire le type de combustible et des produits intermédiaires , et la distribution du combustible aux utilisateurs finaux, par mégajoule d’énergie produite;
ICc
est la quantité d’émissions d’éq. CO2 rejetées pendant la combustion du type de combustible, par mégajoule d’énergie produit.

Cette formule pour le calcul de l’intensité en carbone à partir des valeurs par défaut désagrégées utilisées dans la Norme sur les combustibles propres est tirée de l’annexe 5 de la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie à partir de sources renouvelables.

Les valeurs désagrégées seront disponibles pour divers types de combustibles, types de matières premières et technologies utilisées dans le procédé de production. Le demandeur doit sélectionner les valeurs par défaut désagrégées les plus appropriées pour son combustible, sa matière première et son procédé ou, si aucune valeur par défaut désagrégée définie ne s’applique, utiliser des valeurs par défaut génériques plus prudentes. L’utilisation de valeurs désagrégées offre un moyen moins lourd d’obtenir une valeur de l’intensité en carbone; cependant, la valeur sera de nature conservatrice.

Environnement et Changement climatique Canada envisage d'utiliser les valeurs par défaut désagrégées fournies dans l’annexe 5 de la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie à partir de sources renouvelables. Ces valeurs par défaut désagrégées seront étudiées plus en détails une fois que la méthodologie pour les combustible à faible intensité en carbone aura été développée pour l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie du combustible. Certaines filières de combustibles pourraient être ajoutées ultérieurement ou les valeurs pourraient être révisées. Notez que les valeurs du tableau sont exprimées sur une base valeur calorifique inférieure.

La quantité d’émissions d’éq. CO2 résultant de modifications des stocks de carbone liées à des changements dans l’affectation des sols associés à la culture de la matière première permettant de produire le type de combustible sera calculé à l’aide de l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie du combustible, une fois la méthodologie mise au point.

Les valeurs par défaut désagrégées pour la combustion seront extraites du rapport d'inventaire national. Les émissions de CO2 de combustion du combustible sont considérées comme nulles pour les combustibles produits à partir de biomasse. Les émissions de gaz à effet de serre hors CO2 (N2O et CH4) du combustible sont incluses dans le facteur ICc pour les combustibles produits à partir de biomasse.

Valeurs par défaut désagrégées

Filière de production de combustibles à faible intensité en carbone Valeurs par défaut désagrégées pour la culture (g éq. CO2/MJ) Valeurs par défaut désagrégées pour le traitement (g éq. CO2/MJ) Valeurs par défaut désagrégées pour le transport et la distribution (g éq. CO2/MJ)
Éthanol de betterave (pas de biogaz provenant des égouts, gaz naturel utilisé comme combustible de transformation dans les chaudières classiques) 9,6 26,3 2,3
Éthanol de betterave (avec du biogaz provenant des égouts, gaz naturel utilisé comme combustible de transformation dans les chaudières classiques) 9,6 13,6 2,3
Éthanol de betterave (pas de biogaz provenant des égouts, gaz naturel utilisé comme combustible de transformation dans les centrales de cogénérationa) 9,6 18,5 2,3
Éthanol de betterave (avec du biogaz provenant des égouts, gaz naturel utilisé comme combustible de transformation dans les centrales de cogénérationa) 9,6 10,6 2,3
Éthanol de betterave (pas de biogaz provenant des égouts, lignite ou charbon utilisé comme combustible de transformation dans les centrales de cogénérationta) 9,6 38,3 2,3
Éthanol de betterave (avec du biogaz provenant des égouts, lignite ou charbon utilisé comme combustible de transformation dans les centrales de cogénérationa) 9,6 22,0 2,3
Éthanol de maïs (gaz naturel utilisé comme combustible de transformation dans les chaudières classiques) 25,5 29,1 2,2
Éthanol de maïs, (gaz naturel utilisé comme combustible de transformation dans les centrales de cogénérationa) 25,5 20,8 2,2
Éthanol de maïs (lignite ou charbon utilisé comme combustible de transformation dans les centrales de cogénérationa) 25,5 40,1 2,2
Éthanol de maïs (résidus de la sylviculture utilisés comme combustible de transformation dans les centrales de cogénérationa) 25,5 2,6 2,2
Autres céréales incluant le blé, mais à l'exclusion de l'éthanol de maïs (gaz naturel utilisé comme combustible de transformation dans les chaudières classiques) 27 29,3 2,2
Autres céréales incluant le blé, mais à l'exclusion de l'éthanol de maïs (gaz naturel utilisé comme combustible de transformation dans les centrales de cogénérationa) 27 21,1 2,2
Autres céréales incluant le blé, mais à l'exclusion de l'éthanol de maïs (lignite ou charbon utilisé comme combustible de transformation dans les centrales de cogénérationa) 27,0 42,5 2,2
Autres céréales incluant le blé, mais à l'exclusion de l'éthanol de maïs (résidus de la sylviculture utilisés comme combustible de transformation dans les centrales de cogénérationa) 27,0 2,2 2,2
Éthanol de canne à sucre 17,1 1,8 9,7
Fraction de l'ETBE issue de sources renouvelables Mêmes valeurs que pour la filière de production de l'éthanol choisie
Fraction du TAEE issue de sources renouvelables Mêmes valeurs que pour la filière de production de l'éthanol choisie
Biogazole de colza (canola) 32,0 16,3 1,8
Biogazole de tournesol 26,1 16,5 2,1
Biogazole de soja 21,2 16,9 8,9
Biogazole d'huile de palme (bassin ouvert pour effluents) 26,2 42,6 6,9
Biogazole d'huile de palme (piégeage du méthane provenant de l'huilerie) 26,2 18,5 6,9
Biogazole d'huiles de cuisson usagées 0 13,0 1,9
Biogazole provenant de graisses animales fondues 0 19,1 1,7
Huile végétale hydrotraitée, colza (Canola) 33,4 15,0 1,7
Huile végétale hydrotraitée, tournesol 26,9 14,7 2,0
Huile végétale hydrotraitée, soja 22,1 15,2 9,2
Huile végétale hydrotraitée, huile de palme (bassin ouvert pour effluents) 27,4 38,9 7,0
Huile végétale hydrotraitée, huile de palme (piégeage du méthane provenant de l'huilerie) 27,4 13,6 7,0
Huile hydrotraitée provenant d'huiles de cuisson usagées 0 14,3 1,7
Huile hydrotraitée provenant de graisses animales fondues 0 20,3 1,5
Éthanol de paille de blé 1,8 6,8 7,1
Gazole filière Fischer-Tropsch produit à partir de déchets de bois dans une unité isolée 3,3 0,1 10,3
Gazole filière Fischer-Tropsch produit à partir de bois cultivé dans une unité isolée 8,2 0,1 8,4
Essence filière Fischer-Tropsch produite à partir de déchets de bois dans une unité isolée 8,2 0,1 10,3
Essence filière Fischer-Tropsch produite à partir de bois cultivé dans une unité isolée 12,4 0,1 8,4
Diméthyléther (DME) produit à partir de déchets de bois dans une unité isolée 3,1 0 10,4
DME produit à partir de bois cultivé dans une unité isolée 7,6 0 8,6
Méthanol produit à partir de déchets de bois dans une unité isolée 3,1 0 10,4
Méthanol produit à partir de bois cultivé dans une unité isolée 7,6 0 8,6
Gazole filière Fischer-Tropsch produit par la gazéification de la liqueur noire intégrée à l'usine de pâte à papier 2,5 0 7,7
Essence filière Fischer-Tropsch produite par la gazéification de la liqueur noire intégrée à l'usine de pâte à papier 2,5 0 7,9
Diméthyléther (DME) produit par la gazéification de la liqueur noire intégrée à l'usine de pâte à papier 2,5 0 7,7
Méthanol produit par la gazéification de la liqueur noire intégrée à l'usine de pâte à papier 2,5 0 7,9
Filière générique pour les combustibles à faible intensité en carbone (liquides) 34,7 42,6 10,4
Biométhane - fumier humide (digestat ouvert, pas de combustion des effluents gazeux)b,c 0 145,2 1,0
Biométhane - fumier humide (digestat ouvert, combustion des effluents gazeux)b,c 0 124,2 1,0
Biométhane - fumier humide (digestat fermé, pas de combustion des effluents gazeux)b,c 0 31,7 0,9
Biométhane - fumier humide (digestat fermé, combustion des effluents gazeux)b,c 0 10,7 0,9
Biométhane - plant de maïs entier (digestat ouvert, pas de combustion des effluents gazeux)b 18,1 55,4 0
Biométhane - plant de maïs entier (digestat ouvert, combustion des effluents gazeux)b 18,1 34,4 0
Biométhane - plant de maïs entier (digestat fermé, pas de combustion des effluents gazeux)b 17,6 33,3 0
Biométhane - plant de maïs entier (digestat fermé, combustion des effluents gazeux)b 17,6 12,3 0
Biométhane - biodéchets (digestat ouvert, pas de combustion des effluents gazeux)b 0 70,1 0,6
Biométhane - biodéchets (digestat ouvert, combustion des effluents gazeux)b 0 49,1 0,6
Biométhane - biodéchets (digestat fermé, pas de combustion des effluents gazeux)b 0 34,5 0,5
Biométhane - biodéchets (digestat fermé, combustion des effluents gazeux)b 0 13,5 0,5
Filière générique pour les combustibles à faible intensité en carbone (liquides) (digestat fermé)(gas)b 17,6 34,5 0,9
Filière générique pour les combustibles à faible intensité en carbone (liquides) (digestat ouvert)(gas)b 18,1 55,4 1,0

a Les valeurs par défaut pour les procédés faisant appel à une centrale de cogénération sont valables uniquement si la totalité de la chaleur industrielle est fournie par la centrale de cogénération.
b Pour le biométhane, les émissions de traitement incluent les émissions rejetées lors de la valorisation.
c La Directive fournit des crédits liés à l’utilisation du fumier qui sont soustraits de la valeur totale d’intensité en carbone.

Méthode de calcul des crédits pour le changement de combustibles par l’utilisateur final dans les véhicules électriques et les véhicules à hydrogène

La méthode utilisée pour déterminer le nombre de crédits créés pour le changement de combustibles par l’utilisateur final dans les véhicules électriques et les véhicules à hydrogène :

Étape 1 : Déterminer la quantité d’énergie fournie aux véhicules à zéro émission pour la période de conformité

  1. Applicable à l’électricité mesurée utilisée pour la recharge de véhicules électriques livrés par un exploitant de réseau de recharge, un hôte de site de recharge, un fabricant d’équipement d’origine, ou autres technologies de comptage intelligentes :

Énergie = Énergie moyenne utilisée pour la recharge de véhicules électriques dans une province ou un territoire × Densité énergétique

L'énergie est exprimée en mégajoules (MJ);

L'électricité est exprimée en kilowattheures (kWh); et

La densité énergétique est 3,6 (MJ/kWh);

  1. Pour l’hydrogène utilisé pour alimenter un véhicule à pile à hydrogène via une station de ravitaillement en hydrogène (hôte de station), il s’agit du nombre total de kilogrammes d’hydrogène fournis :

Énergie = Énergie fournie aux véhicules zéro émission × Densité énergétique

où,

L'énergie est exprimée en mégajoules (MJ)

L'énergie fournie aux véhicules zéro émission est exprimée en kg d'hydrogène; et

La densité énergétique est 141,24 (MJ/kg);

Étape 2 : Calcul des crédits créés pour chaque type de véhicule énuméré dans le tableau ci-dessous, en tonnes d’équivalent de dioxyde de carbone pour la période de conformité

Crédits = Énergie × [(REE × ICLimite d'intensité en carbone du combustible sossile qui est déplacé) – ICénergie non-carbone] × 10-6

où,

Les crédits sont exprimés en tonnes d'équivalent de dioxide de carbone (t d'éq. CO2)

L'énergie est exprimée en mégajoules (MJ);

Le REE n'a pas d'unité;

IC est exprimée en grammes d'équivalent de dioxide de carbon par mégajoule d'énergie fournie ( g d'éq. CO 2 MJ ) ;  

La constante pour la conversion d'unités et qui est en t d'éq. CO 2 g d'éq. CO 2 .

L'ICLimite d'intensité en carbone du combustible fossile qui est remplacé est fourni au tableau 2 pour les combustibles fossiles liquides déplacés et variera selon la période de conformité. En 2021, la valeur est la même que la limite d’intensité en carbone de 2022.

L'ICénergie non-carbone de l’électricité sera établie dans un document incorporé par renvoi dans le Règlement, qui accompagnera l’Outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie des combustibles. Ces valeurs seront mises à jour périodiquement. La valeur de l’intensité en carbone sera représentative de la composition du réseau provincial dans lequel la recharge du véhicule électrique a été effectuée, avec des options pour modifier cette valeur si le participant a des données d’entrée concernant la source et la quantité d’énergie électrique fournie aux véhicules électriques à la borne de recharge pendant une période d’au moins 12 mois consécutifs.

L'ICénergie non-carbone de l’hydrogène doit être déterminée à l’aide de valeurs par défaut désagrégées ou de l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie du combustible pourvu qu’au moins 12 mois consécutifs de données d’exploitation à l’état stable aient été obtenus (voir la section 5.2). En ce qui concerne l’hydrogène, l’hôte de la station doit obtenir des renseignements de ses fournisseurs d’hydrogène afin de déterminer l’intensité en carbone moyenne pondérée par la masse de l’hydrogène distribué aux véhicules à pile à combustible pendant la période de conformité.

Tableau 6 — Rapports d’efficacité énergétique par application
Application combustible/véhicule Rapport d’efficacité énergétique
Véhicules électriques légers et moyens (remplacement de l’essence) 4,1
Véhicules électriques pour applications lourdes (remplacement du diesel) 5
Trains électriques 3,3
Navires commerciaux électriques 3,1
Véhicules à pile à hydrogène pour applications légères et moyennes (remplacement de l’essence) 2
Véhicules à pile à hydrogène pour applications lourdes (remplacement du diesel) 1,9

Méthode de calcul des crédits pour les autres changements de combustibles par l’utilisateur final dans les transports

Étape 1 : Déterminer la quantité d’énergie fournie aux véhicules pour le transport

Énergie = Volume × Densité énergétique

L'énergie est exprimée en mégajoules (MJ)

le volume est exprimé en mètre cube (m3); and

la densité énergétique est exprimée en MJ m3

Étape 2 : Calcul des crédits créés en tonnes d’équivalent de dioxyde de carbone pour la période de conformité

Crédits = Énergie × [ICDifférence] × 10-6

où,

Les crédits sont exprimés en tonnes d'équivalent de dioxide de carbone (t d'éq. CO2);

L'énergie est exprimée en mégajoules (MJ);

ICDifférence est exprimée en grammes d'équivalent de dioxide de carbon par mégajoule d'énergie fournie ( g d'éq. CO 2 MJ ) ; et

Le constante pour la converstion d'unités et qui est en t d'éq. CO 2 g d'éq. CO 2 .

Remplacement du combustible par l’utilisateur final par du gaz naturel comprimé ou liquéfié  et du propane — le propriétaire du poste de ravitaillement est le créateur de crédits par défaut

ICDifférence gaz naturel = [ICréférence pour les combustibles liquides – ICgaz naturel comprimé ou liquéfié]

ICDifférence propane = [ICréférence pour les combustibles liquides – ICpropane]

Remplacement du combustible par l’utilisateur final par du gaz naturel renouvelable comprimé ou liquéfié et de l’hydrogène comprimé ou liquéfié — le propriétaire du poste de ravitaillement est le créateur de crédits par défaut pour la portion suivante :

ICDifférence GNR-C, GNR-L ou H2

= [ICRéférence pour les combustibles liquides – ICgaz naturel ou hydrogène comprimé ou liquéfié]

+ [ICgaz naturel – ICRéference provisoire pour le gaz naturel]

Remplacement du combustible par l’utilisateur final par du propane renouvelable — le propriétaire du poste de ravitaillement est le créateur de crédits par défaut pour la portion suivante :

ICpropaneR

= [ICRéférence pour les combustibles liquides – ICpropane]

+ [ICpropane – ICRéférence provisoire pour le propane]

Remplacement du combustible par l’utilisateur final par du propane renouvelable — le propriétaire du poste de ravitaillement est le créateur de crédits par défaut pour la portion suivante :

ICDifférence GNR et H2 = [ICRéférence provisoire pour le gaz naturel – ICGNR ou H2]

ICDifférence propaneR = [ICRéférence provisoire pour le propane – ICpropaneR]

L'ICRéférence pour les combustibles liquides, l'ICRéférence provisoire for le gaz naturel et l'ICRéférence provisoire pour le propane seront indiquées dans le règlement.

L'ICRéférence pour les combustibles liquides variera selon l’année au cours de laquelle le combustible est produit ou importé (voir tableau 3). En 2021, la valeur d’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides sera la même qu’en 2022.

L'ICgaz naturel ou hydrogène comprimé ou liquéfié et ICpropane seront indiquées dans un document incorporé par renvoi dans le règlement qui accompagnera l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie du combustible. Ces valeurs seront mises à jour périodiquement.

L'ICGNR ou hydrogène comprimé ou liquéfié et ICpropaneR doivent être déterminées à l’aide de valeurs par défaut désagrégées ou de l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie du combustible pourvu qu’au moins 12 mois consécutifs de données d’exploitation à l’état stable aient été obtenus.

Annexe VI : Critères de durabilitéNote de bas de page 8 

Matières premières de biomasse agricoleNote de bas de page 9 

Matières premières à risque élevé d’induire des changements indirects dans l’utilisation des terres

  1. La portion d’un biocarburant composé d’une matière première à risque élevé d’induire des changements indirects dans l’utilisation des terres ne sera pas prise en compte dans la création de crédits en vertu de la Norme sur les combustibles propres. Pour déterminer les matières premières à risque élevé d’induire des changements indirects dans l’utilisation des terres, les deux critères suivants doivent s’appliquer :
    1. l’expansion annuelle moyenne de la zone de production mondiale de la matière première depuis 2008 est supérieure à 1 % et touche plus de 100 000 hectares;
    2. la part de l’expansion susmentionnée dans les terres présentant un important stock de carbone est supérieure à 10 %, conformément à cette formule :

x hcs = x f + 2,6 x p PF

Étant donné que

xhcs = la part de l’expansion dans les terres présentant un important stock de carbone (%);

xf = la part de l’expansion dans les forêts (%);

xp = la part de l’expansion dans les terres humides, notamment dans les tourbières (%);

PF = le facteur de productivité.

PF 1,7 pour le maïs, 2,5 pour l’huile de palme, 3. pour la betterave à sucre, 2,2 pour la canne à sucre et 1 pour toutes les autres cultures.

Les deux critères mentionnés ci-dessus sont déterminés en fonction de l’information présentée au tableau 9 à la fin de la présente annexe. Cette information fera l’objet d’une révision périodique.

Terres à forte biodiversité

  1. Les matières premières agricoles utilisées pour produire des biocarburants ne peuvent pas provenir de terres possédant une biodiversité exceptionnelle, c’est-à-dire ayant l’un des statuts suivants le 1er janvier 2008 ou après, que la terre conserve ou non ce statut :
    1. forêts primaires — et autres terres boisées, à savoir les forêts et autres terres boisées d’espèces indigènes, où il n’y a pas d’indication clairement visible de l’activité humaine et où les processus écologiques ne sont pas grandement perturbés;
    2. forêts de grande biodiversité — et autres terres boisées qui sont riches en espèces et non dégradées ou qui, de l’avis de l’autorité compétente, possèdent une biodiversité exceptionnelle, à moins qu’il ne soit prouvé que la production de cette matière première n’ait pas nui à ces fins de protection de la nature;
    3. prairies de grande biodiversité couvrant plus d’un hectare qui sont :
      1. naturelles, c’est-à-dire les prairies qui demeureraient en l’état en l’absence d’intervention humaine, seraient toujours composées d’espèces naturelles et conserveraient leurs caractéristiques et processus écologiques;
      2. ou les prairies non naturelles, c’est-à-dire qui cesseraient d’être des prairies en l’absence d’intervention humaine, qui sont riches en espèces et non dégradées et qui, de l’avis de l’autorité compétente, possèdent une biodiversité exceptionnelle, à moins qu’il ne soit prouvé que la récolte de la matière première est nécessaire pour que la prairie préserve son statut de prairie de grande biodiversité.

Terres présentant un important stock de carbone

  1. Les matières agricoles brutes utilisées pour produire des biocarburants ne peuvent pas provenir de terres présentant un important stock de carbone, c’est-à-dire celles qui avaient l’un des statuts suivants le 1er janvier 2008 ou après, que la terre conserve ou non ce statut :
    1. forêt — terre d’une superficie de plus de 0,5 hectare où le couvert arboricole s’étend sur plus de 10 % de la superficie totale et où les arbres peuvent atteindre une hauteur de plus de 5 mètres (cette définition exclut les terres à prédominance urbaine ou utilisées à des fins agricoles);
    2. milieu humide— sol qui est saturé d’eau suffisamment longtemps pour favoriser l’apparition de processus aquatiques, comme dans le cas des sols mal drainés, des hydrophytes et de divers types d’activités biologiques qui sont adaptées à un milieu humide;
    3. tourbière— terre sur laquelle les dépôts de tourbe atteignent au moins 40 cm d’épaisseur, à moins qu’il ne soit prouvé que la culture et la récolte de cette matière première n’impliquent pas le drainage de sols qui ne l’étaient pas auparavant.

Biomasse forestière utilisée comme matière première

Aménagement forestier durable

  1. La biomasse forestière utilisée pour produire des biocarburants doit répondre aux critères suivants :
    1. le pays dans lequel la biomasse forestière a été récoltée a adopté des lois nationales ou infranationales applicables dans la zone de récolte et s’est doté de systèmes de surveillance et d’application de la loi assurant :
      1. la légalité des activités de récolte;
      2. la régénération forestière des superficies récoltées;
      3. la protection des zones désignées par le droit international ou national ou par l’autorité compétente à des fins de protection de la nature, y compris sur les terres humides et les tourbières;
      4. la réalisation de l’aménagement forestier et des activités connexes de manière à maintenir ou à améliorer la biodiversité et la qualité du sol et à minimiser autrement les répercussions négatives;
      5. la réalisation de l’aménagement forestier et des activités connexes de manière à maintenir ou à améliorer la productivité à long terme de la forêt.
    2. lorsque les données probantes mentionnées au point a) du présent alinéa ne sont pas disponibles, des systèmes de gestion sont en place au niveau de la zone d’approvisionnement forestier pour s’assurer de :
      1. la légalité des activités de récolte;
      2. la régénération forestière des superficies récoltées;
      3. la protection des zones désignées par le droit international ou national ou par l’autorité compétente à des fins de protection de la nature, y compris sur les terres humides et les tourbières, à moins qu’il ne soit prouvé que la récolte de cette matière première n’interfère pas avec ces mesures de protection de la nature;
      4. la réalisation de l’aménagement forestier et des activités connexes de manière à maintenir ou à améliorer la biodiversité et la qualité du sol et à minimiser autrement les répercussions négatives;
      5. la réalisation de l’aménagement forestier et des activités connexes de manière à maintenir ou à améliorer la productivité à long terme de la forêt.

Toutes les matières premières

Zones protégées

  1. Les matières agricoles utilisées pour produire des biocarburants ne peuvent pas provenir de terres ayant l’un des statuts suivants le 1er janvier 2008 ou après, que la terre conserve ou non ce statut :
    1. terres désignées par la loi ou par l’autorité compétente à des fins de protection de la nature;
    2. terres désignées pour la protection d’écosystèmes rares, menacés ou en voie de disparition ou d’espèces reconnues par des accords internationaux ou incluses dans des listes établies par des organisations intergouvernementales ou l’Union internationale pour la conservation de la nature;
    3. nonobstant les alinéas a) et b) ci-dessus, la biomasse provenant de certaines activités de remise en état dans des zones protégées peut être autorisée, par exemple, pour sauver des peuplements d’arbres endommagés par des incendies, des infestations ou des catastrophes naturelles, si les organismes nationaux de gestion forestière le jugent approprié.

Tableau 9 : Valeurs mondiales de l’expansion des cultures (Commission européenne, 2018)Note de bas de page 10 

Céréales Augmentation annuelle moyenne de la zone de production depuis 2008 (kha) Augmentation annuelle moyenne de la zone de production depuis 2008 (%) Part de l’expansion dans les terres mentionnée aux alinéas 29(4)b) et c) de la directive (UE) 2018/2001 Part de l’expansion dans les terres mentionnée à l’alinéa 29(4)a) de la directive (UE) 2018/2001
Blé -263,4 -0,1 1 % -
Maïs 4027,5 2,3 4 % -
Cultures sucrières Augmentation annuelle moyenne de la zone de production depuis 2008 (kha) Augmentation annuelle moyenne de la zone de production depuis 2008 (%) Part de l’expansion dans les terres mentionnée aux alinéas 29(4)b) et c) de la directive (UE) 2018/2001 Part de l’expansion dans les terres mentionnée à l’alinéa 29(4)a) de la directive (UE) 2018/2001
Canne à sucre 299,8 1,2 5 % -
Betterave à sucre 39,1 0,9 0,1 % -
Oléagineux Augmentation annuelle moyenne de la zone de production depuis 2008 (kha) Augmentation annuelle moyenne de la zone de production depuis 2008 (%) Part de l’expansion dans les terres mentionnée aux alinéas 29(4)b) et c) de la directive (UE) 2018/2001 Part de l’expansion dans les terres mentionnée à l’alinéa 29(4)a) de la directive (UE) 2018/2001
Colza 301,9 1,0 1 % -
Huile de palme 702,5 4,0 45 % 23 %
Soya 3183,5 3,0 8 % -
Graines de tournesol 127,3 0,5 1 % -

Annexe VII : Secteurs pour l’accréditation de tiers effectuant la vérification ou la validation

Tableau 10 : Secteurs pour l’accréditation de tiers effectuant la vérification ou la validation
Domaines techniques Activités au niveau de l’organisation et de l’installation
Secteur 1 Production et importation d’un combustible fossile liquide : essence, diesel, kérosène, mazout léger, et mazout lourd
Secteur 2 Production et importation de carburants renouvelable : éthanol dénaturé, biodiesel, ou le diesel renouvelable
Secteur 3 Le traitement et l’importation du gaz naturel, incluant le gaz naturel liquéfié et le gaz naturel compressé
Secteur 4 La livraison du gaz naturel aux utilisateurs finaux et aux entreprises distributrices
Secteur 5 La production du gaz renouvelable et du biogaz
Secteur 6 La production et l’importation du propane
Secteur 7 La production et l’importation de l’hydrogène
Secteur 8 La distribution et transaction d’énergie électrique
Secteur 9 La production et l’importation des combustibles fossiles solides : charbon et coke de pétrole

Annexe VIII : Exigences de déclaration

La présente annexe fournit une description et une liste des renseignements à fournir pour chacun des rapports exigés par la Norme sur les combustibles propres. La figure 3 de la page suivante présente l’ordre des exigences de la Norme sur les combustibles propres en matière de rapports.

Les rapports présentés sont :

  1. rapport d’enregistrement;
  2. rapport sur la création de crédits;
  3. rapport de conformité;
  4. rapport de conformité au marché de liquidation de crédit;
  5. rapport sur les raffineries et les usines de valorisation;
  6. rapport sur le solde de crédits;
  7. rapport des recettes nettes de la vente de crédits;
  8. rapport sur les filières des combustibles à faible intensité en carbone;
  9. rapport sur la vérification.

Figure 3 : Échéanciers de déclaration de la Norme sur les combustibles propres

Longue description

Année X

  • 30 avril  : Rapport 1er trimestre pour la création de crédits pour l'année X (catégories 2 et 3)
  • 31 juillet : Rapport 2ième trimestre pour la création de crédits pour l'année X (catégories 2 et 3)
  • 31 octobre : Rapport 3ième trimestre pour la création de crédits pour l'année X (catégories 2 et 3)

Année X+1

  • 31 janvier : Rapport 4ième trimestre et/ou annuel pour la création de crédits pour l'année X (catégories 1, 2 et 3)
  • janvier à juin : Période d'ajustement et contribution au fond pour l'année de conformité X
  • 30 juin :
    • Rapport annuel :
      • Rapport de conformité (fournisseur principal)
      • Rapport sur la solde des crédits (créateur de crédits)
      • Rapport sur les recettes nettes
      • Rapport sur les filières des combustibles à faible intensité en carbone
    • Rapport de vérification et opinion de vérification :
      • Rapport(s) pour la création d'unités de conformité
      • Rapport sur les recettes nettes
      • Rapport de conformité
      • Rapport sur les filières des combustibles à faible intensité en carbone
  • août à septembre
    • 1er août : Marché de liquidation de crédits, si nécessaire
  • octobre à novembre
    • Contribution au fond supplémentaire, si nécessaire
  • 30 novembre : Rapport de conformité pour le marché de compensation de crédits (incluant le report de l'obligation, si désiré)

Nota : Les crédits créés lors de l'année X+1 ne peuvent servir à satisfaire à l'année X

Rapport d’enregistrement

Description du rapport

Présentation par les fournisseurs principaux et les créateurs de crédits volontaire en vue de s’inscrire comme participant à la Norme sur les combustibles propres.

Exigences de déclaration

  1. Les renseignements suivants concernant le fournisseur principal et le créateur de crédits volontaire :
    1. nom de l’organisme;
    2. adresse municipale ou coordonnées GPS;
    3. adresse postale;
    4. nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse électronique de son agent autorisé;
    5. 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. Les renseignements suivants concernant chaque installation où le fournisseur principal produit du combustible liquide :
    1. nom;
    2. adresse municipale ou coordonnées GPS;
    3. adresse postale.
  3. Le nom de chaque province dans laquelle le fournisseur principal importe du combustible fossile liquide de l’extérieur du Canada.
  4. Une déclaration d’intention de créer des crédits de conformité par les moyens suivants (sélectionner toutes les réponses qui s’appliquent) :
    1. réduire l’intensité en carbone d’un type de combustible liquide en réalisant un projet de réduction des émissions d’éq. CO2;
    2. réduire l’intensité en carbone d’un type de combustible gazeux en réalisant un projet de réduction des émissions d’éq. CO2;
    3. réduire l’intensité en carbone d’un type de combustible solide en réalisant un projet de réduction des émissions d’éq. CO2;
    4. produire du combustible liquide à faible intensité en carbone destiné à être utilisé comme carburant au Canada, que ce soit comme combustible pur ou dans un mélange avec un type de combustible liquide;
    5. importer du combustible liquide à faible intensité en carbone destiné à être utilisé comme carburant au Canada, que ce soit comme combustible pur ou dans un mélange avec un type de combustible liquide;
    6. importer du biogaz, du gaz naturel renouvelable, du propane renouvelable ou de l’hydrogène destiné à être utilisé comme carburant au Canada, que ce soit comme combustible pur ou dans un mélange avec un type de combustible gazeux et qui ne sera pas détruit;
    7. importer du biogaz, du gaz naturel renouvelable, du propane renouvelable ou de l’hydrogène destiné à être utilisé comme carburant au Canada, que ce soit comme combustible pur ou dans un mélange avec un type de combustible gazeux et qui ne sera pas détruit;
    8. attribuer une valeur d’intensité en carbone plus faible à un type de combustible liquide en raison du changement d’un combustible par l’utilisateur final qui autrement équivaudrait au volume d’un type de combustible liquide utilisé pour le transport au Canada par un volume de propane, de gaz naturel comprimé, de gaz naturel liquéfié, de propane renouvelable, de gaz naturel comprimé renouvelable, de gaz naturel liquéfié renouvelable, d’hydrogène comprimé ou d’hydrogène liquéfié;
    9. attribuer une valeur d’intensité en carbone plus faible à un type de combustible liquide en fonction du remplacement d’un combustible par l’utilisateur final qui autrement équivaudrait au volume d’un type de combustible liquide utilisé pour le transport au Canada par une autre source d’énergie, comme l’électricité ou l’hydrogène dans les véhicules électriques ou à pile à hydrogène, selon le cas, dans les transports au Canada.

Rapport sur la création de crédits

Description du rapport

Les créateurs de crédits doivent présenter un rapport annuel sur la création de crédits (aussi connu comme étant le rapport du 4ième trimestre) afin de créer des crédits qui ne l’ont pas encore été au cours d’un trimestre précédent, y compris des crédits provenant de projets de réduction des émissions d’éq. CO2.

Pour les trois premiers trimestres, ils peuvent soumettre des rapports trimestriels volontaires pour créer des crédits s’ils souhaitent y avoir accès avant la soumission du rapport annuel.

Exigences de déclaration

  1. Le nom du créateur de crédits.

Projets de réduction des émissions d’éq. CO2

  1. Les renseignements suivants concernant chaque projet de réduction des émissions d’éq. CO2 réalisé :
    1. l’identifiant alphanumérique qui lui est attribué;
    2. le nombre de crédits que le créateur de crédits a créés au cours de la période de conformité; et
    3. tout information additionnelle exigée selon la méthode de quantification pour le projet.

Production/importation de combustibles liquides ou gazeux à faible intensité en carbone

  1. Les renseignements suivants concernant chaque combustible liquide ou gazeux de faible intensité en carbone produit ou importé au Canada pendant la période visée par le rapport pour laquelle des crédits sont créés :
    1. le nom du combustible à faible intensité en carbone;
    2. l’identifiant alphanumérique pour son intensité en carbone approuvée;
    3. la densité énergétique, exprimée en MJ/m3;
    4. si le combustible à faible intensité en carbone est produit ou importé;
    5. si le combustible à faible intensité en carbone est produit, le nom, l’adresse municipale (ou les coordonnées GPS) et l’adresse postale de l’installation où il a été produit;
    6. si le combustible à faible intensité en carbone a été importé au Canada, la province dans laquelle il a été importé et le point d’entrée dans cette province (information non nécessaire pour les combustibles gazeux à faible intensité en carbone);
    7. la quantité de chaque combustible de faible intensité en carbone produite à l’installation ou importée au Canada, dans chaque province, exprimée en mètres cubes;
    8. si le combustible à faible intensité en carbone fait partie d’un mélange, les composants de ce mélange et la proportion de celui-ci qui est un carburant à faible intensité en carbone;
    9. dans le cas d’un combustible à faible intensité en carbone importé au Canada, le mode de transport (information non nécessaire pour les combustibles gazeux à faible intensité en carbone);
    10. la quantité de combustible à faible intensité de carbone produite à l’installation ou importée au Canada qui a été transférée à un autre participant ayant des crédits, exprimée en mètres cubes, et le nom du participant à qui le combustible à faible intensité de carbone a été transféré.

Remplacement du combustible par l’utilisateur final — propane et gaz naturel

  1. Les renseignements suivants concernant le propane, le gaz naturel comprimé ou liquéfié pour lesquels des crédits ont été créés par le propriétaire ou l’exploitant de la station de ravitaillement au cours de la période mentionnée dans le rapport à la suite d’un changement de combustible par l’utilisateur final :
    1. le nom, l’adresse municipale (ou les coordonnées GPS) et l’adresse postale de chaque station de ravitaillement où le combustible a été fourni aux véhicules;
    2. pour chaque station de ravitaillement mentionnée à l’alinéa 4a), le nom de chaque combustible fourni aux véhicules;
    3. pour chaque combustible indiqué à l’alinéa 4 b) :
      1. la valeur d’intensité en carbone par défaut;
      2. la densité énergétique, exprimée en MJ/m3;
      3. la quantité fournie aux véhicules, exprimée en mètres cubes à TPN (température et pression normales).

Changement de combustible par l’utilisateur final — propane renouvelable, gaz naturel renouvelable et hydrogène — stations de ravitaillement

  1. Les renseignements suivants concernant le propane renouvelable, le gaz naturel renouvelable et l’hydrogène pour lesquels des points ont été créés par le propriétaire ou l’exploitant de la station de ravitaillement au cours de la période mentionnée dans le rapport à la suite d’un changement de combustible par l’utilisateur final :
    1. le nom, l’adresse municipale (ou les coordonnées GPS) et l’adresse postale de chaque station de ravitaillement où le combustible a été fourni aux véhicules;
    2. pour chaque station de ravitaillement mentionnée à l’alinéa 5a), le nom de chaque combustible fourni aux véhicules;
    3. pour chaque combustible indiqué à l’alinéa 5 b) :
      1. la densité énergétique, exprimée en MJ/m3;
      2. la quantité fournie aux véhicules, exprimée en mètres cubes à TPN;
      3. le nom de la personne de qui le combustible a été acheté.

Changement de combustible par l’utilisateur final — propane renouvelable, gaz naturel renouvelable et hydrogène — producteur/importateur

  1. Les renseignements suivants concernant le propane renouvelable, le gaz naturel renouvelable comprimé, le gaz naturel renouvelable liquéfié, l’hydrogène comprimé ou l’hydrogène liquéfié pour lesquels des crédits ont été créés par le producteur ou l’importateur du combustible au cours de la période mentionnée dans le rapport à la suite du changement de combustible par l’utilisateur final :
    1. le nom de chaque combustible;
    2. pour chaque combustible indiqué à l’alinéa 6a) :
      1. l’identifiant alphanumérique pour son intensité en carbone approuvée;
      2. la densité énergétique, exprimée en MJ/m3;
      3. si le combustible est produit, le nom, l’adresse municipale (ou les coordonnées GPS) et l’adresse postale de l’installation où il a été produit;
      4. si le combustible a été importé au Canada, la province dans laquelle il a été importé et le point d’entrée dans cette province;
      5. la quantité de combustible fournie à chaque station de ravitaillement, exprimée en mètres cubes;
      6. le nom, l’adresse municipale (ou les coordonnées GPS) et l’adresse postale de chaque station de ravitaillement à laquelle le combustible a été fourni;
      7. le nom du propriétaire ou de l’exploitant actuel de la station de ravitaillement.

Changement de combustible par l’utilisateur final — l’électricité pour les véhicules électriques et l’hydrogène pour les véhicules à pile à hydrogène

  1. Les renseignements suivants concernant l’électricité fournie à des clients résidentiels pour utilisation dans un véhicule électrique :
    1. Une description de la technologie utilisée pour mesurer l’électricité fournie (par exemple, la télématique du véhicule, la borne de recharge du réseau ou autre);
    2. pour chacune des technologies énumérées dans la partie a), la quantité moyenne d’énergie électrique fournie à des véhicules électriques chargés dans une province ou un territoire, exprimée en kWh;
    3. le choix de l’intensité en carbone par défaut de l’électricité ou de l’identifiant alphanumérique de l’intensité en carbone approuvée de l’électricité, tel qu’il est énoncé dans le règlement.
  2. Les renseignements suivants concernant l’électricité fournie aux véhicules électriques par un opérateur de réseau de recharge non résidentiel :
    1. pour chaque province dans laquelle l’électricité est fournie aux véhicules électriques par un opérateur de réseau de recharge, le choix de l’intensité en carbone par défaut de l’électricité ou de l’identifiant alphanumérique pour l’intensité en carbone approuvée de l’électricité, tel qu’il est établi dans le règlement;
      1. pour chaque type de combustible (essence ou diesel) remplacé par l’électricité, par province, le nom ou l’identifiant de chaque borne de recharge;
      2. pour chaque borne de recharge indiquée à l’alinéa 8 a) i)
        1. le rapport d’efficacité énergétique pour cette application, tel qu’il est établi dans le règlement;
        2. la quantité d’électricité fournie aux véhicules telle que mesurée par des compteurs ou d’autres dispositifs qui mesurent la quantité d’électricité fournie lors de la recharge de ces véhicules électriques, exprimée en kWh.
  3. Les renseignements suivants concernant l’électricité utilisée pour charger les véhicules électriques par un hôte de site de recharge :
    1. pour chaque province dans laquelle l’électricité est fournie aux véhicules électriques par un hôte de site de recharge, le choix de l’intensité en carbone par défaut de l’électricité ou de l’identifiant alphanumérique pour l’intensité en carbone approuvée de l’électricité, tel qu’énoncé dans le règlement;
    2. pour chaque type de combustible (essence ou diesel) remplacé par l’électricité, par province, le nom ou l’identifiant de chaque borne de recharge;
    3. pour chaque borne de recharge indiquée à l’alinéa 9 b),
      1. le rapport d’efficacité énergétique pour cette application, tel qu’il est établi dans le règlement;
      2. la quantité d’électricité fournie aux véhicules telle que mesurée par des compteurs ou d’autres dispositifs qui mesurent la quantité d’électricité fournie lors de la recharge de ces véhicules électriques, exprimée en kWh.
  4. Les renseignements suivants concernant l’hydrogène fourni comme source d’énergie pour les véhicules à pile à hydrogène pour lesquels des crédits ont été créés par le propriétaire ou l’exploitant d’une station de ravitaillement en hydrogène :
    1. le nom, l’adresse municipale (ou les coordonnées GPS) et l’adresse postale de chaque station de ravitaillement où le combustible a été fourni aux véhicules;
    2. pour chaque station de ravitaillement indiquée à l’alinéa 10a),
      1. la quantité d’hydrogène fournie aux véhicules légers et moyens selon chaque compteur du distributeur d’hydrogène, en kilogrammes;
      2. la quantité d’hydrogène fournie aux véhicules lourds selon chaque compteur du distributeur d’hydrogène, en kilogrammes;
      3. l’identifiant alphanumérique de l’intensité en carbone approuvée de l’hydrogène.

Rapport de conformité

Description du rapport

Présentation par les fournisseurs principaux afin de quantifier l’exigence de réduction de l’intensité en carbone pour les combustibles liquides et de démontrer comment ils s’acquittent de leur obligation de conformité en utilisant des crédits (y compris l’échange entre les groupes de combustibles) ou par une contribution au mécanisme de fonds aux fins de conformité. Le fournisseur principal sera tenu de participer au marché de liquidation des crédits s’il a un déficit de crédit.

Date limite de présentation : le 30 juin de la période de conformité suivante.

Exigences en matière de rapport

  1. Le nom du fournisseur principal.
  2. Les renseignements suivants concernant chaque combustible liquide produit ou importé au Canada au cours de la période de conformité visée par le rapport :
    1. le nom du combustible;
    2. l’endroit où le combustible est produit ou importé;
    3. si le combustible est produit, le nom, l’adresse municipale (ou les coordonnées GPS) et l’adresse postale de chaque installation où il a été produit;
    4. si le combustible a été importé au Canada, la province dans laquelle il a été importé et le point d’entrée dans cette province;
    5. dans le cas d’un combustible importé au Canada, le mode de transport;
    6. la quantité de chaque combustible produit à chaque installation;
    7. la quantité de chaque combustible importé au Canada dans chaque province, exprimée en mètres cubes;
    8. si le combustible fait partie d’un mélange, les composants de ce mélange et la proportion de celui-ci qui est un combustible fossile;
    9. la quantité de chaque combustible vendu ou livré pour une utilisation autre que la combustion, exprimée en mètres cubes;
    10. la quantité de carburéacteur utilisée pour un vol international qui commence ou se termine au Canada, exprimée en mètres cubes;
    11. la quantité de combustible vendue ou livrée pour utilisation dans un navire dont la destination est un port situé ailleurs qu’au Canada.
  3. L’exigence de réduction du fournisseur principal pour chaque type de combustible liquide.
  4. Le nombre de crédits qui ont été créés à la suite à une contribution au mécanisme de fonds aux fins de conformité reconnu et le reçu.
  5. En ce qui concerne les crédits que le fournisseur principal utilisera pour satisfaire à l’exigence de réduction :
    1. la quantité de crédits relatifs utilisés, le compte dans lequel se trouve les crédits (combustible liquide, gazeux, solide) et l’année de création de chaque crédit;
    2. en ce qui concerne les crédits rapportés à la section 5a), le nombre de crédits qui ont été acquis dans le mécanisme de cession de crédits;
    3. en ce qui concerne les crédits rapportés à la section 5a), le nombre de crédits qui ont été acquis avec l’achat d’un combustible à faible intensité en carbone;
    4. aux fin de satisfaire à l’exigence minimale de 2% de teneur en combustible à faible intensité en carbone pour le diesel et le mazout léger, la quantité de crédits consignés à la section 5a) qui ont été créés pour le biodiesel ou le diesel renouvelable dérivé de l’hydrogénation, l’identifiant alphanumérique correspondant pour l’intensité en carbone approuvée et l’année de création de chaque crédit.
    5. aux fin de satisfaire à l’exigence minimale de 5% de teneur en combustible à faible intensité en carbone pour l’essence, la quantité de crédits consignés à la section 5a) qui ont été créés pour un combustible à faible intensité en carbone le biodiesel ou le diesel renouvelable dérivé de l’hydrogénation, l’identifiant alphanumérique correspondant pour l’intensité en carbone approuvée et l’année de création de chaque crédit.
  6. Pour chaque type de combustibles de la catégories des combustible fossiles liquides, la partie de l’exigence de réduction différée d’une période de conformité précédente et les intérêts correspondants.
  7. En ce qui concerne les crédits que le fournisseur principal utilisera pour satisfaire à la partie différée de son exigence de réduction et les intérêts mentionnée à la section 6 du présent rapport :
    1. la quantité de crédits;
    2. le compte dans lequel se trouve les crédits (combustible liquide, gazeux ou solide);
    3. l’année de création de chaque crédit.
  8. La quantité de crédits qui demeureront dans chaque compte une fois que tous les crédits nécessaires auront été utilisés.
  9. Si le fournisseur principal a besoin de crédits supplémentaires pour satisfaire à l’exigence de réduction, s’il est disposé à ce que son nom soit communiqué à d’autres participants dans le cadre du marché de liquidation des crédits.
  10. La quantité de crédits dont il est question à la section 8 du présent rapport qui ont été créés en vertu de la catégorie de combustibles liquides avant la fin de la période de conformité que le fournisseur principal s’engage volontairement à offrir de transférer par le marché de liquidation des crédits.

Rapport de conformité au marché de liquidation des crédits

Description du rapport

Soumission par les fournisseurs principaux qui ont participé au marché de liquidation des crédits. Ce rapport démontre comment ils s’acquittent de leur obligation de conformité, soit par l’utilisation de crédits qu’ils ont acquis dans le marché de liquidation des crédits ou en contribuant dans le mécanisme de fonds aux fins de conformité (jusqu’à 10 % de leur exigence de réduction) et/ou en reportant jusqu’à 10 % de leur exigence de réduction à la période de conformité suivante, si éligible.

Date limite de présentation : le 30 novembre de la période de conformité suivante.

Exigences en matière de rapport

  1. Le nom du fournisseur principal.
  2. La quantité de crédits qui ont été créés à la suite à une contribution au mécanisme de fonds aux fins de conformité reconnu ainsi que le reçu.
  3. Le nombre de crédits acquis lors du transfert par le marché de liquidation de crédits.
  4. En ce qui concerne chaque type de combustible liquide, la proportion de l’exigence de réduction qui n’avait pas été respectée le 30 juin suivant la période de conformité, exprimée en tonnes d’éq. CO2.
  5. En ce qui concerne les crédits que le fournisseur principal utilisera pour satisfaire à l’exigence de réduction précisée à la section 4 du présent rapport :
    1. la quantité de crédits relatifs utilisés, le compte dans lequel se trouve les crédits (combustible liquide, gazeux, solide) et l’année de création de chaque crédit;
    2. aux fin de satisfaire à l’exigence minimale de 2 % de teneur en combustible à faible intensité en carbone pour le diesel et le mazout léger, la quantité de crédits consignés à la section 5a) qui ont été créés pour le biodiesel ou le diesel renouvelable dérivé de l’hydrogénation, l’identifiant alphanumérique correspondant pour l’intensité en carbone approuvée et l’année de création de chaque crédit.
    3. aux fin de satisfaire à l’exigence minimale de 5 % de teneur en combustible à faible intensité en carbone pour l’essence, la quantité de crédits consignés à la section 5a) qui ont été créés pour un combustible à faible intensité en carbone le biodiesel ou le diesel renouvelable dérivé de l’hydrogénation, l’identifiant alphanumérique correspondant pour l’intensité en carbone approuvée et l’année de création de chaque crédit.
  6. En ce qui concerne l’exigence de réduction spécifiée à la section 4 du présent rapport, la partie de l’exigence de réduction pour la période de conformité donnée qui n’a pas été satisfaite et qui est différée à la période le conformité suivante, si autorisée.
  7. Pour chaque type de combustible liquide, la proportion de l’exigence de réduction différée et les intérêts dont le fournisseur principal ne s’était pas acquitté le 30 juin suivant la période de conformité, exprimée en tonnes d’éq CO2.
  8. En ce qui concerne les crédits que le fournisseur principal utilisera pour satisfaire à l’exigence de réduction différée précisée à la section 7 du présent rapport :
    1. le nombre de crédits;
    2. le compte dans lequel se trouve le crédit;
    3. l’année de création de chaque crédit.
  9. En ce qui concerne l’exigence de réduction spécifiée à la section 7 du présent rapport, la partie de l’exigence de réduction pour la période de conformité donnée qui n’a pas été satisfaite et qui est différée à la période le conformité suivante, si autorisée.
  10. Le nombre de crédits qui demeureront dans chacun de leurs comptes une fois que tous les crédits nécessaires auront été utilisés.

Rapport sur les raffineries et les usines de valorisation

Description du rapport

Les fournisseurs principaux qui exploitent des raffineries ou des usines de valorisation au Canada devront présenter chaque année des données d’exploitation et les caractéristiques du pétrole brut qu’ils utilisent. Ces données permettront de surveiller l’intensité en carbone moyenne nationale du pétrole brut utilisé au Canada (voir la section 4.1), pour surveiller l’intensité en carbone des produits pétroliers raffinés, améliorer les filières des combustibles à faible intensité en carbone dans l’Outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie du combustible et pour calculer des valeurs de référence pour les installations.

Date limite de présentation : le 30 novembre de la période de conformité suivante.

Exigences en matière de rapport pour chaque installation

  1. Le nom du fournisseur principal.
  2. Le nom, l’adresse municipale (ou les coordonnées GPS) et l’adresse postale de l’installation.
  3. Le débit réel de l’unité de traitement.
  4. Les importations d’électricité, l’électricité générée sur place, les transferts aux sociétés affiliées et les ventes à des tiers.
  5. Les importations d’hydrogène, l’hydrogène produit sur place, les transferts aux sociétés affiliées et les ventes à des tierces parties.
  6. Les importations de chaleur ou de vapeur, la chaleur ou la vapeur produites sur place, les transferts aux sociétés affiliées et les ventes à des tiers.
  7. Les renseignements supplémentaires sur la cogénération, le cas échéant (capacité unitaire, production autonome ou sur place, production d’électricité, production de chaleur, émissions directes d’éq. CO2).
  8. Autres intrants énergétiques (gaz naturel, etc.).
  9. Les importations de CO2, les transferts à des sociétés affiliées et les ventes à des tiers.
  10. Pour une raffinerie :
    1. le pourcentage des bruts disponibles par année, par point d’origine (emplacements géographiques);
    2. le degré de qualité brute : API, gravité spécifique, soufre;
    3. totalité des barils d’entrée : pétrole brut et condensat, diluants bruts, matières premières transformées en unités de traitement ou produits mélangés en produits de raffinerie et additifs de produits finis;
    4. barils d’entrée non bruts : de matières premières transformées en unités de traitement;
    5. quantités de production de coke de pétrole, différenciées du carbone sur catalyseur dans l’usine;
    6. coke liquide des craqueurs catalytiques sur catalyseur (% du volume consommé à partir d’une alimentation fraîche).
  11. Pour une usine de valorisation :
    1. totalité des barils d’entrée : le bitume et le diluant doivent être distillés et autrement traités par l’usine de valorisation du bitume, les autres matières premières qui sont traitées par l’usine de valorisation, habituellement en aval de l’unité de distillation atmosphérique de l’usine de valorisation du bitume, et les composants de mélange et les additifs qui sont mélangés par l’usine de valorisation dans ses produits finaux.
    2. chaleur sensible au bitume non bitumineux ou non dilué : matières premières si elles sont traitées par l’usine de valorisation, comme l’hydrogène et le gaz riche en hydrogène, le gaz naturel pour l’alimentation des usines d’hydrogène, etc.
    3. la masse de carbone réellement exportée de l’usine de valorisation sous forme de gaz de synthèse.
    4. les quantités de production de coke de pétrole.

Rapport sur le solde de crédits

Description du rapport

Soumission par tous les créateurs de crédits volontaires (c.-à-d. qui ne sont pas des fournisseurs principaux) afin de faire état du solde des crédits dans chacun de leurs comptes (combustible liquide, solide et gazeux) après la période de réajustement et pour s’engager, s’ils le souhaitent, à vendre des crédits dans le marché de liquidation des crédits.

Date limite de présentation : le 30 juin de la période de conformité suivante.

Exigences en matière de rapport

  1. Le nom du créateur de crédit.
  2. La quantité de crédits qu’ils ont créés au cours de la période de conformité pour chaque catégorie de combustible.
  3. Par rapport à chaque catégorie de combustibles, la quantité de crédits qui ont été cédés à un autre participant dans la période de conformité en question.
  4. Par rapport à chaque catégorie de combustibles, la quantité de crédits qui ont été cédés avec un combustible à faible intensité en carbone à un autre participant lors de la période de conformité en question.
  5. La quantité de crédits qui figurent dans chacun de leurs comptes (combustible liquide, gazeux ou solide) le 31 décembre de la période de conformité en question.
  6. La quantité de crédits mentionnés à la section 5 du présent rapport et qui sont liés au combustible liquide et qui ont été créés avant la fin de la période de conformité donnée qu’ils s’engagent volontairement à offrir de céder par l’entremise du marché de liquidation des crédits.
  7. La quantité de crédits promis à la section 6 du présent rapport qui ont été créés pour la production ou l’importation de combustible liquide à faible intensité de carbone.
  8. La quantité de crédits qui ont été cédés dans le marché de liquidation de crédits de l’année de conformité précédente.

Rapport des recettes nettes de la vente de crédits

Description du rapport

Soumission par les fabricants d’équipement d’origine, les exploitants de réseaux de recharge, et autres créateurs de crédits pour la recharge résidentielle afin de déclarer les recettes nettes de la vente de crédits et de déclarer la façon dont les recettes nettes ont été utilisées conformément au Règlement.

Date limite de présentation : le 30 juin de la période de conformité suivante.

Exigences en matière de rapport

  1. Le nom du créateur de crédit.
  2. La quantité de crédits que le créateur de crédit a cédé pendant la période de conformité.
  3. Les recettes nettes totales de la vente de ces crédits.
  4. Les taxes collectionnées sur ces recettes, par type de taxe.
  5. Si le créateur de crédits est un fabricant d’équipement d’origine, le montant qu’il a utilisé pour :
    1. élargir l’infrastructure de recharge des véhicules électriques afin de faciliter leurs déplacements sur de longues distances ou la possession d’un véhicule électrique par les personnes n’ayant pas accès à une recharge résidentielle;
    2. informer les consommateurs des avantages de posséder ou d’utiliser un véhicule électrique par rapport à un véhicule à l’essence ou au diesel, notamment les avantages environnementaux et les coûts comparatifs;
    3. offrir des incitatifs financiers à l’achat ou l’opération d’un véhicule électrique; ou
    4. améliorer ou mettre à niveau le réseau électrique pour permettre la recharge de véhicules électriques supplémentaires en transférant un montant des recettes aux entreprises de distribution d’électricité.
  6. Si le créateur de crédits est un exploitant de réseau de recharge, le montant qu’il a utilisé pour :
    1. élargir l’infrastructure de recharge des véhicules électriques afin de faciliter leurs déplacements sur de longues distances ou la possession d’un véhicule électrique par les personnes n’ayant pas accès à une recharge résidentielle;
    2. informer les consommateurs des avantages de posséder ou d’utiliser un véhicule électrique par rapport à un véhicule à l’essence ou au diesel, notamment les avantages environnementaux et les coûts comparatifs; ou
    3. offrir des incitatifs financiers à l’acheteur d’un véhicule électrique.
  7. Une description de chaque activité que le créateur de crédits a menée et qui est décrite aux alinéas 5‍a) à f) ou 6‍a) à c)‍ du présent rapport.
  8. Montant de recette nette de la vente de crédits de crédits au cours de la période de conformité qui doit être utilisé conformément au Règlement et qui n’a pas encore été utilisé.
  9. Montant de recette nette de la vente de crédits au cours de la période de conformité de l’instance qui doit être utilisé conformément au Règlement et qui n’a pas encore été utilisé.
  10. Montant de recette nette de la vente de crédits au cours de la période de conformité qui s’est terminée le 31 décembre, c’est-à-dire deux ans avant la fin de la période de conformité, montant qui devait être utilisé conformément au Règlement, et qui n’a pas été utilisé.

Rapport sur les filières des combustibles à faible intensité en carbone

Description du rapport

Soumission par les participants qui crée des crédits pour les combustibles à faible intensité en carbone produits ou importés ou pour l’électricité lorsqu’une valeur d’intensité en carbone autre que celle par défaut pour le réseau électrique provincial est obtenue. Ce rapport sert à démontrer que le combustible à faible intensité en carbone ou l’électricité qu’il a fournie au cours de la période de conformité est représenté avec exactitude par l’intensité en carbone approuvée.

Date limite de présentation : le 30 juin de la période de conformité suivante.

Exigences de déclaration pour un combustible à faible intensité en carbone

  1. Le nom du fournisseur principal ou du créateur de crédits volontaire.
  2. Le nom de l’installation où le combustible a été produit.
  3. Le nom du combustible.
  4. L’identificateur alphanumérique unique pour l’intensité en carbone approuvée du combustible, fourni par Environnement et Changement climatique Canada.

Les exigences supplémentaires lorsque des valeurs par défaut désagrégées sont utilisées pour obtenir une intensité en carbone pour un combustible :

  1. Pour la période de conformité précédente :
    1. le type de matière première qui a servi à produire le combustible;
    2. la région où chacune des matières premières a été extraite ou cultivée;
    3. le mode de transport utilisé pour la dernière étape du transport de chacune de ces matières premières vers l’installation et le mode de transport utilisé pour le combustible fini de l’installation vers le terminal;
    4. le type et la quantité d’énergie thermique consommée à l’installation;
    5. la quantité d’électricité produite par le réseau ainsi que le type et la quantité d’électricité produite sur place;
    6. l’intensité en carbone du cycle de vie déterminée pour le combustible;
    7. l’attestation de vérification par un tiers confirmant l’exactitude de la valeur de l’intensité en carbone.

Exigences supplémentaires lorsque l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie du combustible est utilisé pour obtenir une valeur d‘intensité en carbone :

  1. Pour la période de conformité précédente :
    1. une copie de la feuille de calcul à jour de l’outil de modélisation de l’évaluation du cycle de vie du combustible qui a servi à déterminer l’intensité en carbone, ainsi que les données (incluant les données d’entrée pour une période consécutive de 12 mois au cours de laquelle l’installation est en état stable);
    2. l’intensité en carbone du cycle de vie déterminée pour le combustible;
    3. l’attestation de vérification par un tiers confirmant l’exactitude de la valeur de l’intensité en carbone.

Exigences de déclaration pour l’électricité

  1. Le nom du fournisseur principal ou du créateur de crédits volontaire.
  2. Le nom de l’emplacement des bornes de recharge.
  3. L’identificateur alphanumérique unique pour l’intensité en carbone approuvée de l’électricité, fourni par Environnement et Changement climatique Canada.
  4. Pour la période de conformité précédente :
    1. la source et la quantité d’énergie électrique fournie aux véhicules électriques par les bornes de recharge;
    2. l’intensité en carbone du cycle de vie déterminée pour l’électricité;
    3. l’attestation de vérification par un tiers confirmant l’exactitude de la valeur de l’intensité en carbone.

Rapport sur la vérification

Description du rapport

Le rapport sur la vérification doit être présenté par les fournisseurs principaux et les créateurs de crédits volontaires (vérification annuelle des rapports sur la création de crédits, du rapport sur les recettes nettes de crédits, du rapport sur les filières de combustible, du rapport de conformité, du rapport sur la conformité au marché de liquidation des crédits, et des demandes d’approbation de la détermination de l’intensité en carbone).

Le rapport confirme que les données soumises et les rapports réglementaires sont exacts et fiables, et qu’ils ont été préparés conformément aux exigences réglementaires.

Il comprend l’avis de l’organisme de vérification qui a effectué le processus de vérification.

Date limite de présentation : le 30 juin de la période de conformité suivante.

Exigences de déclaration

  1. Les renseignements suivants concernant le participant :
    1. le nom du participant;
    2. l’adresse municipale de l’emplacement physique du siège social et ses coordonnées géographiques;
    3. l’adresse postale;
    4. les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse électronique de son agent autorisé;
    5. le nom, le titre, les adresses municipale et postale, le numéro de téléphone et, le cas échéant, le numéro de télécopieur et adresse électronique d’une personne-ressource, si celle-ci n’est pas l’agent autorisé.
  2. Les renseignements suivants concernant chaque installation :
    1. le nom du propriétaire de l’installation;
    2. le nom et l’identité de l’installation fournis par Environnement et Changement climatique Canada;
    3. l’adresse municipale de l’emplacement physique et les coordonnées géographiques de l’installation, ainsi que ses limites;
    4. le cas échéant, le numéro de l’installation dans l’Inventaire national des rejets de polluants, attribué par le ministre en vertu de l’article 48 de la LCPE.
  3. Renseignements concernant la personne responsable de l’installation :
    1. une indication précisant si la personne est le propriétaire ou l’exploitant de l’installation, avec le nom et l’adresse municipale de la personne;
    2. les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone et, le cas échéant, numéro de télécopieur et adresse électronique de l’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 cette personne n’est pas l’agent autorisé;
    4. un énoncé indiquant qu’il incombe à la personne responsable de préparer le rapport.
  4. Renseignements concernant la vérification :
    1. Nom et adresse municipale de l’organisme de vérification.
    2. Nom, numéro de téléphone et adresse courriel du vérificateur principal (Signataire autorisé) de l’équipe de vérification qui a mené la vérification.
    3. Nom et coordonnées de l’organisme d’accréditation par laquelle l’organisme de vérification est accrédité et date de l’accréditation de l’organisme de vérification.
    4. Nom, numéro de téléphone et adresse courriel de l’examinateur indépendant.
    5. Noms et fonctions des membres de l’équipe de vérification.
    6. Identification du rapport, y compris les données et la période de création de crédits ou la période de conformité visées.
    7. Énoncé des objectifs et de l’étendue de la vérification.
    8. Détermination des critères de vérification.
    9. Plan de vérification final, avec l’analyse stratégique et l’évaluation des risques.
    10. Description des sources de données et renseignements à l’appui du rapport de vérification.
      1. Pour les valeurs d’intensité en carbone de la vérification, une description détaillée des entités dans la chaîne d’approvisionnement qui contribue aux paramètres d’intensité en carbone.
    11. Détails des activités de collecte de preuves au cours de la vérification, avec leurs résultats, y compris les éléments suivants :
      1. un résumé des évaluations, de l’échantillonnage des données, des tests, et des examens qui ont été menés durant la vérification;
      2. Les résultats des évaluations suivantes :
        1. l’évaluation du système de gestion de données et des contrôles, s’il y a lieu;
        2. l’évaluation des données et des renseignements;
        3. l’évaluation en fonction des critères;
      3. une description des activités de vérification entreprises, y compris des précisions sur l’endroit où chaque activité a été entreprise;
      4. la date des visites des sites.
    12. Un registre des écarts, omissions, fausses représentations et lacunes statistiques qui ont été cernés durant la vérification ou dans les données, les renseignements ou la méthode utilisés à la préparation de la demande, du rapport trimestriel ou annuel, et les effets sur les calculs requis en vertu du règlement sur la Norme sur les combustibles propres décrivant :
      1. les constatations de vérification qualitative résolues et non résolues, y compris les mesures prises pour résoudre ces constatations et l’évaluation de ces mesures, et la décision de les accepter;
      2. les constatations résolues et non résolues d’omissions, d’écarts et de fausses déclarations ou inexactitudes durant la vérification quantitative, ainsi que les mesures prises pour résoudre ces constatations, l’évaluation de ces mesures, et la décision de les accepter.
    13. Une évaluation des répercussions des facteurs suivants :
      1. les constatations de vérification qualitative non résolues;
      2. les constatations d’omissions, d’écarts, de fausses représentations ou d’inexactitudes non résolus durant la vérification quantitative sur le rapport de conformité ou dans d’autres renseignements qui sont vérifiés.
    14. Une déclaration que la vérification a été effectuée conformément à la norme ISO 14064-3.
    15. Les conclusions de l’organisme de vérification en ce qui concerne l’application, le rapport trimestriel ou le rapport annuel, y compris le niveau d’assurance et les qualifications ou restrictions.
    16. Une déclaration signée et datée par le vérificateur principal indiquant que les exigences en matière d’indépendance sont respectées, et que tout risque réel et potentiel lié à l’indépendance de l’organisme de vérification a été géré efficacement.
    17. Une déclaration signée et datée par l’examinateur indépendant indiquant son approbation du rapport de vérification.
    18. Si une opinion modifiée est exprimée, une description des motifs de cette modification.
    19. Un avis de vérification émis par l’organisme de vérification à savoir si l’assertion et les données à l’appui — telles que déclarées par la personne responsable de l’installation assujettie dans le rapport — sont exemptes d’inexactitudes importantes, et si le rapport et la demande ont été préparés conformément aux règlements.
    20. La date de l’avis de vérification.

Annexe IX : Processus de correction des erreurs

Scénario 1 : Crédits créés avec des données erronées (c.-à-d. des crédits invalides).

Longue description

Boite #1

  • Des crédits invalides ont été émis.
  • L'organisme ou le tiers vérificateur constate une erreur.
  • Aller à la boite #2
Boite #2
  • Le créateur du crédit doit aviser le ministre dans les cinq jours
  • Aller à la boite #3a ou #3b
Boite #3a
  • Si les crédits invalides se trouvent dans le compte original du créateur de crédit.
  • Aller à la boite #4a
Boite #3b
  • Si les crédits invalides ne sont plus dans le compte original du créateur de crédit (c.-à-d. cédés ou utilisés).
  • Aller à la boite #4b
Boite #4a
  • Les crédits invalides sont révoqués par le ministre.
  • Arrêter
Boite #4b
  • Le ministre crée un obligation de correction des crédits.
  • Aller à la boite #5
Boite #5
  • Le créateur du crédit doit remplacer la totalité des crédits dans les 90 jours en créant ou en acquérant des crédits de même type et de même catégorie, après quoi il en avise le ministre.
  • Dans le cas où il n'est pas possible d'obtenir des crédits de même type et de même catégorie, le créateur des crédits peut remplacer les crédits invalides par des crédits de la même catégorie.
  • Aller à la boite #6
Boite #6
  • Crédits retirés par le ministre à la réception de l'avis.
  • Arrêter

Scénario 2 : Les crédits n’ont jamais été créés

Longue description

Boite #1

  • L'organisation est avisée qu'aucun crédit n'a été créé en raison d'une omission involontaire de sa part.
  • Aller à la boite #2a ou #2b
Boite #2a
  • Avant le 31 janvier de la période de conformité suivante.
  • Aller à la boite #3a
Boite #2b
  • Après le 31 janvier de la période de conformité suivante.
  • Aller à la boite #3b
Boite #3a
  • Maintien du statu quo (p. ex., l'information manquante dans un rapport trimestriel peut être incluse dans  un rapport trimestriel ou annuel concernant la même période de conformité).
  • Arrêter
Boite #3b
  • Aucune création de crédits rétroactifs.
  • Arrêter
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