Méthode de quantification générique
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- 1.0 Introduction
- 2.0 Termes et définitions
- 3.0 Admissibilité
- 4.0 Évaluation de l’additionnalité rationalisée
- 5.0 Création d’unités de conformité
- 6.0 Projet et scénario de référence
- 7.0 Méthodes de quantification
- 8.0 Exigences de surveillance
- 9.0 Exigences en matière de rapports
- 10.0 Exigences relatives à la conservation des renseignements
- 11.0 Vérification
- Annexe A : Soustraction de l’électricité ou de l’énergie thermique non consommée à l’installation de combustibles fossiles
- Annexe B: Méthode pour calculer I’IC de l’électricité et de l’énergie thermique produites par un système de cogénération
1.0 Introduction
Cette méthode de quantification (MQ) est destinée à être utilisée par les créateurs enregistrés qui demandent la reconnaissance d’un projet de réduction des émissions d’équivalent de dioxyde de carbone (CO2e) afin de créer des unités de conformité en vertu du Règlement sur les combustibles propres (le règlement).
Un fournisseur principal peut utiliser les unités de conformité créées en vertu de cette MQ pour satisfaire jusqu’à 10 % de son exigence de réduction annuelle.
La MQ générique est pour des projets d’un type pour lequel il n’y a aucune MQ applicable.
Aux fins de l’alinéa 31(2)c) du règlement, cette MQ s’applique aux projets réalisés au Canada. Si les critères d’admissibilité sont satisfaits, les projets relevant de cette MQ générique peuvent inclure, sans s’y limiter :
- Les projets d’efficacité énergétique, tels que :
- la récupération des gaz d’échappement, des rejets thermiques ou de la vapeur;
- l’utilisation d’équipement plus efficace;
- les thermopompes;
- l’électrification;
- le remplacement de combustible (pour les combustibles qui ne sont pas admissibles à la création d’unités de conformité dans le cadre des autres articles du règlement, à l’exception de la fourniture de combustibles gazeux au titre de l’article 95, ou dans le cadre d’une autre MQ);
- les réductions de méthane qui sont additionnelles aux exigences règlementaires;
- les systèmes de cogénération.
Les créateurs enregistrés peuvent demander la reconnaissance d’un projet, autre que les projets décrits dans les catégories ci-dessus, à condition que le projet soit conforme aux critères généraux d'admissibilité et de non admissibilité du règlement et de la présente MQ. Les réductions d’émissions dans le cadre de cette MQ sont quantifiées en fonction de la différence entre les émissions du scénario de référence et du projet et selon une approche du cycle de vie.
2.0 Termes et définitions
Les définitions du règlement s'appliquent. Se référer au paragraphe 1(1) du règlement pour les autres définitions qui ne sont pas incluses dans ce document. Cette section comprend uniquement les définitions supplémentaires qui ne se trouvent pas dans le règlement.
Équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures : Équipement utilisé pour récupérer les gaz d’hydrocarbures en vue soit de les utiliser comme combustible, soit de les livrer, soit de les injecter dans un gisement souterrain à des fins autres que leur élimination comme déchet.
Hydrocarbure : Méthane, dont la formule moléculaire est CH4, ou un composé organique volatil visé à l’article 65 de la liste des substances toxiques de l’annexe 1 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999).
Nouveau système de cogénération : système de cogénération qui commence à produire de l'électricité ou de l'énergie thermique à compter de la date d'enregistrement du Règlement sur les combustibles propres (21 juin 2022).
Réseau électrique : un réseau de distribution d’électricité qui est soumis aux normes de la North American Electric Reliability Corporation.
Installation de combustibles fossiles : une installation qui produit, traite, stocke, transporte ou distribue des combustibles fossiles à l’état liquide dans des conditions normales ou des charges d’alimentation à base de pétrole en amont du raffinage. N’est pas visée l’installation dont l’activité principale est la production, le traitement, le stockage, le transport ou la distribution de combustibles ou de charges d’alimentation à base de pétrole à l’état gazeux dans des conditions normales.
Système de cogénération existant : un système de cogénération autre qu'un nouveau système de cogénération.
3.0 Admissibilité
3.1 Critères généraux d'admissibilité et de non admissibilité
Tous les projets doivent être conformes aux critères d’admissibilité et de non admissibilité du règlement et de cette MQ, ainsi qu’aux critères d’additionnalité décrits à la section 4.0 Évaluation de l’additionnalité rationalisée de cette MQ.
Se référer aux alinéas 30a) à c), à l’article 33 et au paragraphe 35(1) du règlement pour les critères généraux d’admissibilité et de non admissibilité. Un projet de réduction des émissions de CO2e visé à l’alinéa 30d) qui a pour résultat la production de combustible cotraité à faible IC à l’état liquide est également admissible à la création d’unités de conformité pour la catégorie des combustibles liquides dans le cadre de cette MQ, à moins que le projet ne soit admissible à la création d’unités de conformité dans le cadre d’une MQ spécifique.
Le projet doit être réalisé à :
- une installation de combustibles fossiles au Canada;
- une installation qui produit de l’énergie thermique et/ou de l’électricité qui sont ensuite directement fournies et consommées à une installation de combustibles fossiles au Canada; les réductions sont déterminées au prorata de la proportion d’énergie thermique et/ou d’électricité produites fournies à l’installation de combustible fossiles; ou
- une installation de production d’hydrogène qui fournit son hydrogène à une installation de combustibles fossiles au Canada; les réductions sont déterminées au prorata de la proportion d’hydrogène produit fourni à l’installation de combustible fossiles.
De plus, les types de projets suivants ne sont pas admissibles à la création d’unités de conformité dans le cadre de cette MQ :
- un type de projet qui est déjà admissible à la création d’unités de conformité dans le cadre d’une MQ spécifique;
- un accord virtuel d’achat d’énergie pour de l’électricité à faible IC;
- de l’électricité ou de l’énergie thermique qui n’est pas consommée à un installation de combustibles fossiles;
- un système de créances comptables (« book and claim » en anglais) pour le gaz naturel renouvelable (GNR);
- les technologies de captage, d’utilisation et de stockage du carbone;
- les pratiques courantes dans l’exploitation d’équipements (par ex. le réglage de moteur, dégoulottage);
- une simple augmentation de la production;
- un projet qui réduit les émissions de méthane qui n’est pas conforme aux critères d’admissibilité et de non admissibilité spécifiques de la section 3.2.3 Réductions de méthane surpassant les exigences règlementaires de cette MQ;
- un projet de remplacement de combustible ou un projet de cogénération qui n'est pas conforme aux critères spécifiques d'admissibilité et de non admissibilité en vertu de leur section respective de cette MQ ;
- un projet de cotraitement admissible à la création d’unités de conformité dans le cadre de la MQ pour le cotraitement dans les raffineries ou qui inclut des réductions des émissions associées à la réduction de l'IC d'un combustible de la catégorie des combustibles gazeux. En d'autres termes, les réductions des émissions associées à la production d’un combustible cotraité à faible IC à l’état gazeux ne doivent pas être incluses dans le calcul des unités de conformité pour le projet.
3.2 Critères d’admissibilité et de non admissibilité spécifiques
Pour les projets correspondants aux types suivants, en plus des critères généraux d’admissibilité et de non admissibilité, le projet doit être conforme aux critères d’admissibilité et de non admissibilité spécifiques.
3.2.1 Projets d’efficacité énergétique et d’électrification reliés à un équipement ou à un dispositif de commande
Un projet de réduction des émissions par l’efficacité énergétique ou l’électrification peut être admissible s’il remplit les conditions suivantes :
- le projet implique une pièce physique d’équipement qui a été montée et qui consomme de l’énergie, un dispositif de commande, ou un équipement ayant un effet sur la consommation d’énergie. De plus, l’une des conditions suivantes doit être remplie:
- pièces justificatives démontrant que la fin de vie de l’équipement ou du dispositif dans le scénario de référence survient après la fin de la période de création d’unités de conformité de 10 ans ou de la période de prolongation de 5 ans, selon le cas (p. ex. registre d’achat, spécification de fabricant);
- pièces justificatives démontrant que la fin de vie de l’équipement ou du dispositif dans le scénario de référence survient durant la période de création des unités de conformité de 10 ans ou la période de prolongation de 5 ans, selon le cas (p.ex. registre d’achat, spécification du fabricant). À noter que dans ce cas, le projet est admissible à la création d’unités de conformité jusqu’à la fin de vie de l’équipement ou du dispositif de commande qui est remplacé ou mis à niveau;
- pièces justificatives démontrant qu’il y a plusieurs options d’équipement pour le projet, et que l’équipement ou le dispositif choisi est plus efficace que les pratiques courantes de l’industrie (peut se fonder sur la connaissance des installations de combustibles fossiles existantes, sur les connaissances d’experts tel qu’un ingénieur professionnel ou un expert avec de l’expérience en ingénierie ou sur l’approvisionnement et la construction d’installations de combustibles fossiles similaires).
Les réductions des émissions provenant des activités suivantes ne sont pas admissibles :
- les pratiques courantes dans d’exploitation de l’équipement (p. ex. réglage de moteur);
- un changement d’équipement pour des raisons d’entretien;
- une simple augmentation de la production.
3.2.2 Changement de combustible
Un projet de réduction des émissions par un changement de combustible peut être admissible s’il remplit les conditions suivantes :
- le projet implique le remplacement d’un combustible à forte IC par un combustible à une plus faible IC, autre que dans un projet de cogénération;
- il n’est pas admissible à la création d’unités de conformité dans le cadre d’une autre MQ ou de d’autres articles du règlement (excepté pour les combustibles à l’état gazeux en vertu de l’article 95 du règlement);
- dans le cas d’un remplacement par un combustible gazeux à faible IC admissible en vertu de l’article 95 du règlement, le créateur enregistré possède une attestation du producteur ou de l’importateur du combustible gazeux à faible IC que ce producteur ou cet importateur ne crée pas d’unités de conformité pour la quantité de combustible gazeux à faible IC utilisé dans le projet.
3.2.3 Réductions de méthane surpassant les exigences règlementaires
Un projet de réduction de méthane peut être admissible s’il remplit les conditions suivantes :
- le projet implique :
- l’installation d’un équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures; ou
- l’installation d’un équipement qui dirige une source de gaz d’hydrocarbures qui était évacuée, brûlée à la torche ou détruite avant le projet vers un équipement, nouveau ou existant, de conservation de gaz d’hydrocarbures;
- les critères suivants sont minimalement suivis. Dans les cas où une installation est située dans une province ou un territoire avec des critères plus sévères, ces critères doivent être satisfaits :
- l’équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures est exploité conformément à l’article 5 du Règlement fédéral concernant la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont);
- les gaz d’hydrocarbures qui ont été captés et conservés dans un équipement de conservation de gaz d’hydrocarbures doivent y être conservés conformément à l’article 7 du Règlement fédéral concernant la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont);
- dans le cas d’une installation de combustibles fossiles qui comprend des sites produisant du condensat, du pétrole brut ou des batteries de bitume ou de pétrole brut, le rapport gaz-pétrole est inférieur ou égal à 3000 m3/m3;
- l’administration provinciale ou territoriale n’a pas exigé que l’exploitant, le titulaire d’une licence ou d’un permis ou le titulaire d’une approbation conserve le gaz qui aurait été évacué, brûlé à la torche ou détruit ;
- dans le cas d’une installation de combustibles fossiles qui est assujettie à une limite globale, l’entreprise serait toujours conforme à la limite globale en l’absence du projet; et
- dans le cas où le gaz d’hydrocarbures était évacué avant le projet, au moins l’un des éléments suivants est démontré:
- en absence du projet, l’installation de combustibles fossiles serait toujours conforme aux objectifs globaux et aux limites des règlements et des directives indiqués ci-dessous qui sont en vigueur au moment où la demande de reconnaissance du projet est transmise ou qui seront en vigueur en 2023 pour une demande de reconnaissance de projet transmise avant janvier 2023:
- le règlement intitulé Drilling and Production Regulation pour les installations situées en Colombie-Britannique;
- le règlement intitulé Methane Emission Reduction Regulation, et les directives intitulées Directive 060: Upstream Petroleum Industry Flaring, Incinerating, and Venting et Directive 017: Measurement Requirements for Oil and Gas Operations pour les installations de combustibles fossiles situées en Alberta; ou
- le règlement intitulé The Oil and Gas Emissions Management Regulations et les directives intitulées Directive PNG036: Venting and Flaring Requirements et Directive PNG0017: Measurement Requirements for Oil and Gas Operations pour les installations de combustibles fossiles situées en Saskatchewan;
- le règlement fédéral intitulé Règlement fédéral concernant la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont) pour les installations de combustibles fossiles situées dans les autres provinces et territoires;
- le volume combiné du torchage et de l’évacuation à l’installation de combustibles fossiles ne dépasse pas 900 m3/jour, calculé sur une moyenne mobile de trois mois; ou
- l’installation de combustibles fossiles doit démontrer que la conservation n’a pas été déterminée comme étant économique en utilisant l’arbre décisionnel économique de la Directive 060.
- en absence du projet, l’installation de combustibles fossiles serait toujours conforme aux objectifs globaux et aux limites des règlements et des directives indiqués ci-dessous qui sont en vigueur au moment où la demande de reconnaissance du projet est transmise ou qui seront en vigueur en 2023 pour une demande de reconnaissance de projet transmise avant janvier 2023:
De plus, les réductions des émissions associées aux items suivants ne sont pas admissibles:
- dispositifs pneumatiques, y compris les régulateurs pneumatiques et les pompes pneumatiques;
- détection et de réparation des fuites (DRF);
- compresseurs;
- puits orphelins;
- le torchage ou la destruction de gaz d’hydrocarbures qui étaient évacuées avant le projet.
3.2.4 Projets de système de cogénération
Un projet de cogénération peut être admissible s’il remplit les conditions suivantes :
- le projet implique la modification d’un système de cogénération existant ou un changement de combustibles dans un système de cogénération existant dans le but de réduire l’IC de l’énergie thermique ou de l’électricité consommée à l’installation de combustibles fossiles; ou
- le projet implique l’installation d’un nouveau système de cogénération dont l’IC de l’électricité produite par le système de cogénération est inférieure à 40 g/MJ, déterminée conformément à l’annexe B.
Pour démontrer qu’un projet de cogénération satisfait aux exigences de cette MQ, le créateur enregistré doit fournir des preuves suffisantes qui démontrent que :
- l’énergie thermique et l’électricité produites par le système de cogénération sont consommées à une installation de combustibles fossiles au Canada :
- l’électricité incluse dans la quantification n’est pas fournie au réseau électrique;
- si l’électricité est également fournie à un réseau électrique, des systèmes de compteurs séparés doivent être mis en place afin de mesurer à la fois l’électricité consommée à l’installation de combustibles fossiles et l’électricité fournie au réseau électrique;
- dans le cas où l’énergie thermique et l’électricité ne sont pas produites à l’installation de combustibles fossiles, l’électricité est fournie directement à l’installation de combustibles fossiles et non fournie par un réseau électrique;
- l’électricité à faible IC est fournie hors-réseau;
- l’électricité à faible IC n’est pas consommée comme source d’énergie pour des véhicules électriques;
- l’électricité produite par le système de cogénération et consommée à l’installation de combustibles fossiles est mesurée au moyen d’un compteur.
Si le projet implique l’installation d’un nouveau système de cogénération, l’IC de l’électricité produite par le système de cogénération devrait être déterminée conformément à la méthode pour l’évaluation du seuil d’admissibilité de l’IC, décrite à l’annexe B de cette MQ utilisant la méthode d’attribution du combustible imputable à l’électricité (FCP en anglais), expliquée à l’annexe 4 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles. Toutefois, si le demandeur du projet constate que cette méthode n’est pas adaptée à la quantification de l’IC de l’électricité, pour des raisons telles que l’intégration de technologies ou combustibles innovants, il peut demander l’utilisation d’une méthode alternative pour évaluer le seuil d’admissibilité de l’IC dans le cadre de sa demande de reconnaissance du projet, accompagnée d’une justification. Si la justification n’est pas recevable, ou si la méthode alternative suggérée aurait pour résultat de sous-estimer l’IC de l’électricité, la méthode alternative ne sera pas approuvée et le demandeur en sera avisé.
4.0 Évaluation de l’additionnalité rationalisée
4.1 Chevauchement des règlementations
Aux fins de l’article 43 du règlement, une activité réalisée dans le cadre d’un projet doit être additionnelle à ce qui est exigé par les textes législatifs du Canada ou de la province ou du territoire où le projet est situé – autres que ceux relatifs aux systèmes de tarification des émissions de gaz à effet de serre, à la réduction de l’IC de combustibles ou à l’utilisation de combustibles à faible IC.
Si une législation fédérale, provinciale ou territoriale est mise en œuvre et crée une exigence légale par rapport à des activités réalisées dans le cadre du projet, aucune unité de conformité ne sera créée pour les projets existants déjà reconnus et aucune nouvelle demande ou prolongation ne sera acceptée pour les activités qui sont légalement exigées, à compter de la date à laquelle les exigences entrent en vigueur. Il est important de noter que s’il y avait des unités de conformité créées dans le cadre de cette MQ pour des activités qui ne sont pas visées par la législation, les projets existants déjà reconnus pourraient continuer de créer des unités de conformité annuellement pour cette partie du projet. De plus, des nouvelles demandes de reconnaissance ou demandes de prolongation continueraient d’être acceptées pour la partie du projet qui n’est pas visée par la législation.
Les types de projets suivants ne sont pas considérés être légalement exigés :
- un type de projet qui est visé par les exigences de conformité ou qui permet la création de crédits dans le cadre des systèmes fédéraux, provinciaux ou territoriaux de la tarification de la pollution par le carbone;
- un type de projet qui est visé par la norme de la Colombie-Britannique sur les combustibles à faible teneur en carbone.
Le règlement offre des occasions de création d’unités de conformité, même si un projet donné crée des crédits dans un autre programme (p. ex., des programmes volontaires de crédits compensatoires fédéraux ou provinciaux). Toutefois, il est important de souligner que différents programmes pourraient décider de ne pas accorder de crédits pour les mêmes mesures. Par exemple, des projets qui créés des unités de conformité à partir de l’enregistrement du règlement ne pourront pas obtenir de crédits en vertu de Système fédéral de crédits compensatoires pour les gaz à effet de serre pour la réduction des émissions réalisées par les sources ou puits inclus dans la portée du projet. Les intervenants qui veulent obtenir des précisions à ce sujet devraient communiquer avec les responsables des programmes qui les intéressent pour déterminer si la création d’unités de conformité au titre du règlement rendrait le projet non admissible à ce programme donné.
Voici des précisions supplémentaires sur le chevauchement des règlementations:
- si une mesure est exigée par une législation, les avantages connexes ne seront pas additionnels et ne seront donc pas admissibles à la création des unités de conformité. Par exemple, si un règlement est mis en œuvre exigeant une action pour réduire le SO2 et cette action a l’avantage connexe de réduire les GES, cette action ne sera pas admissible à la création d’unités de conformité en vertu du règlement;
- si elle n’est pas exigée par la législation, mais que l’action est nécessaire pour se conformer à la législation, elle ne sera pas additionnelle et ne sera pas admissible à la création d’unités de conformité;
- si l’action n’est pas nécessaire afin d’être en conformité avec la législation, elle est additionnelle et peut être admissible à la création d’unités de conformité. Autrement dit, en absence du projet, la conformité à la législation en question est toujours démontrée;
- dans le cas où la législation est mise en œuvre dans une province ou territoire (P/T), mais pas dans une autre, le chevauchement de règlementation est évalué en fonction de la législation dans la province ou le territoire où est situé le projet;
- note pour les projets de méthane : étant donné la complexité du cadre réglementaire et législatif pour le méthane à travers le Canada, des critères d’admissibilité spécifiques pour ces projets sont indiqués dans la section 3.2.3 Réductions de méthane surpassant les exigences règlementaires de cette MQ.
5.0 Création d’unités de conformité
5.1 Période de création d’unités de conformité
Les projets de réduction des émissions de CO2e qui utilisent cette MQ sont admissibles à la création d’unités de conformité dans le cadre du règlement pendant une période de 10 ans à compter de la date de reconnaissance du projet ou, si elle est postérieure, de la date souhaitée visée à l’alinéa 34(2)b) du règlement qui est indiquée dans la demande. Une prolongation unique de 5 ans pour la période de création d’unités de conformité peut être autorisée conformément aux paragraphes 42(1) et 42(2) du règlement.
5.2 Création d’unité de conformité
Le propriétaire ou l’exploitant d’une installation de combustibles fossiles, où le projet est réalisé ou qui utilise de l’hydrogène, de l’électricité ou de l’énergie thermique provenant d’une autre installation où le projet est réalisé, est le créateur enregistré par défaut. Le créateur enregistré peut être différent de celui par défaut, si le propriétaire ou l’exploitant de l’installation de combustibles fossiles conclu un accord avec une autre partie pour la création d’unités de conformité pour le projet de réduction des émissions de CO2e conformément à l’article 21 du règlement.
Le propriétaire ou l’exploitant de cette installation de combustibles fossiles ou cette autre partie avec laquelle un accord a été conclu doit s’enregistrer comme créateur enregistré conformément à l’article 25 du règlement et avoir un projet reconnu à la suite du dépôt d’une demande de reconnaissance d’un projet de réduction des émissions de CO2e avant de créer des unités de conformité en vertu du règlement.
Si plus d’une personne fait une demande de reconnaissance pour le même projet, aucune unité de conformité ne sera accordée pour ce projet tant que les parties n’auront pas désigné le créateur enregistré d’un commun accord.
5.3 Catégorie d’unités de conformité
Les unités de conformité sont créées pour la catégorie des combustibles liquides.
6.0 Projet et scénario de référence
Le projet est les activités spécifiques ou les interventions qui visent à modifier les sources et puits d’émissions de GES. Le scénario de référence représente les activités et les émissions de GES qui se seraient produites si le projet n’avait pas été réalisé.
6.1 Sources et puits
Les sources et les puits pertinents pour le scénario de référence et pour le projet devraient être sélectionnés de manière à ce qu’ils englobent les impacts du projet sur les émissions de GES afin de réduire les possibilités de fuites. Dans ce cas, les fuites font référence à la réalisation d’une activité ou d’un projet qui pourrait avoir un impact sur les émissions en plus des sources et puits sélectionnés pour le projet. Il se peut qu’une situation survienne dans laquelle les sources et puits couvrent plusieurs installations; par exemple, si les émissions étaient déplacées d’une installation à une autre ou si le projet affecte des sources et des puits dans d’autres installations.
Ce qui suit est une liste non exhaustive des sources d’émissions à quantifier qui sont pertinentes pour le projet et le scénario de référence :
- la consommation de combustible, y compris la combustion, le torchage, l’évacuation ou d’autres émissions fugitives qui sont le résultat de cette consommation;
- les processus chimiques;
- la production et la distribution d’électricité ou d’énergie thermique qui n’est pas incluses dans les émissions décrites ci-dessus.
Les intensités en carbone utilisées pour chacune de ces sources devraient couvrir le cycle de vie entier des combustibles, des produits chimiques ou de l’électricité, y compris les émissions en amont provenant de l’extraction, du traitement, de la production, de la distribution et du transport.
Les sources et puits pertinents incluent ceux qui sont :
- contrôlés par le demandeur du projet;
- associés au projet par des flux de matières ou d’énergie; et
- affectés par le projet.
Pour plus d’orientation sur la sélection des sources et des puits, se référer à la figure A.3 – Identification et sélection des SPR (sources, puits et réservoirs) de GES de la norme internationale ISO 14064-2, dans sa version éventuellement modifiée.
Les sources et puits pour lesquels aucun changement n’est prévu entre le scénario de référence et le projet pourront être exclus de la quantification, s’il est évalué que le niveau de ces activités exclues ainsi que leurs émissions sont équivalents dans le scénario de référence et le projet, et par conséquent ne seront pas affectés par le projet.
6.2 Normalisation des données
Il est possible que les conditions d’exploitation (p. ex. la production, la météo) entre le scénario de référence et le projet soient différentes et, par conséquent, qu’elles aient un impact sur les émissions entre les deux scénarios. Si tel est le cas, des mesures devront être prises afin de normaliser les données (p. ex. prendre en compte la production ou d’autres apports sous forme d’IC, l’utilisation des degrés-jours de chauffage pour les changements associés à la météo ou l’utilisation des données d’activité du projet, qui est discuté dans la prochaine section) afin de s’assurer que le scénario de référence et le projet soient équivalents et sur la même base.
6.3 Sélection du scénario de référence
Les activités, y compris les données d’activité spécifiques, qui auraient eu lieu si le projet n’avait pas été réalisé doivent être déterminées et décrites. Le scénario de référence devrait être sélectionné conformément à la section 6.4 de la norme internationale ISO 14064-2, dans sa version éventuellement modifiée.
Afin de calculer les émissions, les données d’activité et les facteurs d’émission sont souvent utilisés. Les données d’activité sont le niveau d’une activité spécifique qui produit des émissions. Par exemple, la consommation d’énergie, la production de combustibles ou les déchets produits. Afin d’établir le scénario de référence, ces données d’activité peuvent être obtenues en utilisant les moyens suivants :
- les données historiques (fondées sur un sous-ensemble des composantes existantes, des configurations de processus et des procédures d’exploitation dans une installation de combustibles fossiles avant la réalisation du projet);
- les solutions alternatives fonctionnellement équivalentes (les technologies ou pratiques qui fournissent des produits et/ou services d’un genre et d’une qualité qui présentent des fonctionnalités équivalentes au projet);
- les pratiques courantes de l’industrie (les pratiques les plus communes au Canada par rapport aux pratiques d’exploitation et/ou aux composantes des installations de combustibles fossiles), qui démontrent une équivalence fonctionnelle au projet. Les pratiques courantes doivent être conformes aux législations fédérales ou provinciales/territoriales et doivent respecter minimalement les normes ou les codes; ou
- les données d’activité du projet (p. ex. la consommation d’électricité pendant le projet est la même que celle pendant le scénario de référence). À noter que pour les projets de cogénération, l’utilisation des données d’activité du projet est une exigence. Se référer à la section 6.4 Scénario de référence pour les projets de cogénération de cette MQ pour de plus amples renseignements sur les exigences spécifiques concernant la sélection du scénario de référence pour les projets de cogénération.
À noter que dans le cas où les données d’activité du projet sont utilisées pour établir le scénario de référence, tous les facteurs d’émissions qui sont utilisés devraient refléter les activités qui se seraient produites si le projet n’avait pas été réalisé dans le scénario de référence. Par exemple, si une installation de combustibles fossiles utilisait un combustible à forte IC pour produire de l’énergie et l’a remplacé par un combustible à faible IC, alors que les mégajoules d’énergie du projet peuvent être utilisés comme des données d’activité dans le scénario de référence, le facteur d’émission pour le combustible à forte IC doit être utilisé pour calculer les émissions du scénario de référence.
6.4 Scénario de référence pour les projets de cogénération
Aux fins de la présente section, on entend par :
Date de début du projet : la date à laquelle l’installation de combustibles fossiles commence à consommer l’électricité et l’énergie thermique provenant de la nouvelle cogénération ou la cogénération modifiée, ou la date à laquelle la cogénération existante commence à utiliser un combustible à plus faible IC résultant d’un changement de combustible.
Pour les projets de cogénération admissibles, les émissions du scénario de référence sont déterminées par la formule suivante.
Émissions(Scénario de référence) = EAP × ICEAP + (EP – EAP ) × ICER + TAP × ICTAP + (TP – TAP) × ICTR
où
EP = la quantité mesurée de l’électricité produite par le système de cogénération et consommée à l’installation de combustibles fossiles du projet pendant la période de conformité, exprimée en MJ.
EAP = l’électricité produite par le système de cogénération du projet qui remplace une quantité d’électricité consommée, avant le projet, à l’installation de combustibles fossiles, exprimée en MJ.
- EAP est inférieure ou égale à EP.
- EAP = EP si les conditions suivantes sont respectées:
- la moyenne de la consommation annuelle d’électricité de l’installation de combustibles fossiles avant le projet est supérieure ou égale à l’électricité produite par le système de cogénération du projet et consommée à l’installation de combustibles fossiles, durant une période de conformité, selon les éléments de preuve de la consommation d’électricité pendant les 24 mois précédant la date de début du projet; et
- l’électricité produite par le système de cogénération du projet, pendant une période de conformité, remplace la même quantité d’électricité consommée à l’installation de combustibles fossiles avant le projet, sans que celle-ci ne soit utilisée pour répondre à une augmentation de sa consommation d’électricité, le cas échéant;
- EAP = EP si les conditions suivantes sont respectées:
- EAP est égale à 0 MJ si la consommation d’électricité avant le projet est nulle (par exemple, pour une nouvelle installation), ou dans le cas d’une installation de combustibles fossiles qui utilise l’électricité produite par le système de cogénération du projet uniquement pour répondre à l’augmentation de sa consommation d’électricité.
- EAP est, au maximum, le moindre des deux quantités suivantes :
- la moyenne de la consommation annuelle d’électricité de l’installation de combustibles fossiles avant le projet, selon les éléments de preuve de la consommation d’électricité pendant les 24 mois précédant la date de début du projet; et
- la quantité d’électricité consommée à l’installation de combustibles fossiles, produite par le système de cogénération du projet, pendant une période de conformité.
ICEAP = l’intensité en carbone de la source d’électricité consommée à l’installation de combustibles fossiles avant le projet, qui est remplacée par l’électricité produite par le système de cogénération du projet, selon les éléments de preuve de la consommation d’électricité provenant de ladite source pendant les 24 mois précédant la date de début du projet.
- Si la source de l’électricité remplacée est le réseau électrique provincial ou territoriale, l’IC de cette électricité sera l’IC applicable indiquée au Tableau 16 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.
- Si la source de l’électricité remplacée est le système de cogénération existant du projet, l’IC de cette électricité sera déterminée conformément à l’annexe B de cette MQ, en utilisant la méthode d’attribution du combustible imputable à l’électricité (FCP en anglais), expliquée à l’annexe 4 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.
- Si la source de l’électricité remplacée provient de combustibles fossiles, autres que ceux utilisés par le système de cogénération existant impliqué dans le projet ou le réseau électrique provincial ou territorial, l’IC de cette électricité sera l’IC applicable indiquée dans le Tableau 13 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.
- Si l’électricité remplacée provient de plus d’une source, l’ICEAP sera la moyenne pondérée de celles des sources d’électricité consommée à l’installation de combustibles fossiles avant le projet, et sera calculée par l’équation suivante.
ICEAP = (Σ (QR × ICR)) / QT
où
QT = la quantité mesurée de l’électricité consommée à l’installation de combustibles fossiles au cours des 24 mois précédant la date du début du projet (kWh).
QR = la quantité mesurée de l’électricité consommée provenant de chaque source d’électricité avant le projet au cours des 24 mois précédant la date du début du projet (kWh).
ICR = l’intensité en carbone de chaque source d’électricité consommée avant le projet au cours des 24 mois précédant la date du début du projet (gCO2e/MJ).
- Si l’une des sources d’électricité est le réseau électrique provincial ou territorial, l’IC de cette électricité sera indiquée dans le Tableau 16 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.
- Si l’une des sources d’électricité est le système de cogénération impliqué dans le projet, l’IC de cette électricité sera déterminée conformément à l’annexe B de cette MQ, en utilisant la méthode d’attribution du combustible imputable à l’électricité (FCP en anglais), expliquée à l’annexe 4 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.
- Si une partie de l’électricité provient de combustibles fossiles, autres que ceux utilisés par le système de cogénération existant impliqué dans le projet ou le réseau électrique provincial ou territorial, l’IC de cette électricité sera l’IC applicable indiquée dans le Tableau 13 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.
ICER = l’intensité en carbone attribuée à la quantité d’électricité supplémentaire (EP-EAP) qui aurait été consommée à l’installation de combustibles fossiles dans le scénario de référence, le cas échéant. Il existe 3 options pour le scénario référence.
- Si l’installation de combustibles fossiles est connectée au réseau électrique, ce dernier sera considéré comme étant la source d’électricité du scénario de référence, dont l’IC est indiquée dans le Tableau 16 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.
- Si l’installation n’est pas connectée au réseau électrique, le diesel sera considéré comme la source d’électricité du scénario de référence, dont la l’IC est indiquée dans le Tableau 13 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, dans le cas où de la documentation est fournie pour démontrer que l’installation:
- est située dans une région géographique qui n’est desservie ni par un réseau électrique assujetti aux normes de la North American Electric Reliability Corporation, ni par un système de distribution de gaz naturel.
- n’aurait pas été connectée à un micro réseau ayant une IC inférieure à celle du diesel; et
- ne produit pas de combustible gazeux qui peut être utilisé dans un générateur pour produire la quantité d’électricité.
- Si l’installation n’est pas connectée au réseau électrique, et que les conditions du précédent point 2 ne sont pas remplies, le gaz naturel à cycle simple sera considéré comme étant la source d’électricité du scénario de référence, dont l’IC est indiquée dans le Tableau 13 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.
TP = la quantité d’énergie thermique produite par le système de cogénération et consommée à l’installation de combustibles fossiles du projet pendant la période de conformité, exprimée en MJ.
TAP = l’énergie thermique produite par le système de cogénération du projet qui remplace une quantité d’énergie thermique consommée, avant le projet, à l’installation de combustibles fossiles, exprimée en MJ.
- TAP est inférieure ou égale à TP.
- TAP = TP si les conditions suivantes sont respectées:
- la moyenne de la consommation annuelle d’énergie thermique de l’installation de combustibles fossiles avant le projet est supérieure ou égale à l’énergie thermique produite par le système de cogénération du projet et consommée à l’installation de combustibles fossiles, durant une période de conformité, selon les éléments de preuve de la consommation d’énergie thermique pendant les 24 mois précédant la date de début du projet; et
- l’énergie thermique produite par le système de cogénération du projet, durant une période de conformité, remplace la même quantité d’énergie thermique consommée à l’installation de combustibles fossiles avant le projet, sans que celle-ci ne soit utilisée pour répondre à une augmentation de sa consommation d’énergie thermique, le cas échéant.
- TAP = TP si les conditions suivantes sont respectées:
- TAP est égale à 0 MJ si la consommation d’énergie thermique avant le projet est nulle (par exemple, pour une nouvelle installation), ou dans le cas d’une installation de combustibles fossiles existante qui utilise l’énergie thermique produite par le système de cogénération du projet uniquement pour répondre à l’augmentation de sa consommation d’énergie thermique, le cas échéant.
- TAP est, au maximum, le moindre des deux quantités suivantes :
- la moyenne de la consommation annuelle d’énergie thermique de l’installation de combustibles fossiles avant le projet, selon les éléments de preuve de la consommation d’énergie thermique pendant les 24 mois précédant la date de début du projet; et
- la quantité d’énergie thermique consommée à l’installation de combustibles fossiles, produite par le système de cogénération du projet, pendant une période de conformité.
ICTAP = l’intensité en carbone de la source d’énergie thermique consommée à l’installation de combustibles fossiles avant le projet, qui est remplacée par l’énergie thermique produite par le système de cogénération du projet, selon les éléments de preuve de la consommation d’énergie thermique provenant de ladite source pendant les 24 mois précédant la date de début du projet.
- Si la source de l’énergie thermique remplacée est le système de cogénération existant du projet, l’IC de cette énergie thermique sera déterminée conformément à l’annexe B de cette MQ, en utilisant la méthode d’attribution du combustible imputable à l’électricité (FCP en anglais), expliquée à l’annexe 4 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.
- Si l’énergie thermique remplacée provient d’une autre source, l’IC de cette énergie thermique sera déterminée à partir des IC des combustibles fossiles prédéfinies qui sont indiquées dans le Tableau 15 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.
- Si l’énergie thermique remplacée provient de plus d’une source, l’ICTAP sera la moyenne pondérée de celles des sources d’énergie thermique consommée avant le projet, et sera calculée par l’équation suivante.
ICTAP = (Σ (TR × ICST)) / TT
où
TT = la quantité mesurée de l’énergie thermique consommée à l’installation de combustibles fossiles au cours des 24 mois précédant la date du début du projet (MJ).
TR = la quantité mesurée de l’énergie thermique consommée provenant de chaque source d’énergie thermique avant le projet au cours des 24 mois précédant la date du début du projet (MJ).
ICST = l’intensité en carbone de chaque source d’énergie thermique consommée avant le projet au cours des 24 mois précédant la date du début du projet (gCO2e/MJ).
- Si l’une des sources d’énergie thermique est le système de cogénération impliqué dans le projet, l’IC de cette énergie thermique sera déterminée conformément à l’annexe B de cette MQ, en utilisant la méthode d’attribution du combustible imputable à l’électricité (FCP en anglais), expliquée à l’annexe 4 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.
- Si une partie de l’énergie thermique provient d’autres sources, l’IC de chaque source sera déterminée à partir des IC des combustibles fossiles prédéfinies qui sont indiquées dans le Tableau 15 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.
ICTR = l’intensité en carbone attribuée à la quantité d’énergie thermique supplémentaire (TP-TAP) qui aurait été consommée à l’installation de combustibles fossiles dans le scénario de référence :
- l’IC de la vapeur achetée est indiquée dans le Tableau 15 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.
Les valeurs d’IC indiquées dans les tableaux 13, 15 et 16 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles peuvent être mises à jour périodiquement. Les valeurs d’IC qui doivent être utilisées sont celles publiées dans la version la plus récente des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles pour la période de conformité au cours de laquelle les unités de conformité sont créées.
Si le demandeur constate que la méthode décrite dans l’annexe B utilisant la méthode d’attribution du combustible imputable à l’électricité (FCP en anglais) n’est pas adaptée à la quantification des IC de l’électricité et de l’énergie thermique produites par le système de cogénération, pour des raisons telles que l’intégration de technologies ou de combustibles innovants, il peut demander l’utilisation d’une méthode alternative dans le cadre de sa demande de reconnaissance du projet, accompagnée d’une justification. Si la justification n’est pas recevable, ou si la méthode alternative suggérée surestime l’IC de l’électricité ou l’IC de l’énergie thermique du scénario de référence, la méthode ne sera pas approuvée et le demandeur sera avisé.
6.5 Exigences en matière de déclaration pour le scénario de référence
Afin d’établir et quantifier le scénario de référence, ce qui suit doit être fourni.
- Dans le cas où les données historiques d’activité sont utilisées pour déterminer le scénario de référence :
- un minimum de deux ans des données historiques d’activité. Toutefois, si deux ans de données historiques ne sont pas disponibles, le demandeur peut demander à utiliser une période plus courte, accompagnée d’une justification. Si le ministre considère que la justification est recevable (que les données reflètent fidèlement le scénario de référence), la demande sera approuvée afin d’utiliser la période plus courte.
- Dans le cas où les données historiques d’activité ne sont pas utilisées pour déterminer le scénario de référence, et les données d’activité du projet ne sont pas utilisées pour calculer les émissions du scénario de référence.
- les renseignements et les données (2 ans au minimum, à moins qu’une justification n’ait été approuvée) sur les activités qui se seraient produites si le projet n’avait pas été réalisé qui peuvent être des solutions alternatives fonctionnellement équivalentes ou des pratiques courantes de l’industrie.
- Dans le cas où les données historiques d’activité ne sont pas utilisées pour déterminer le scénario de référence, et les données d’activité du projet sont utilisées pour calculer les émissions du scénario de référence :
- les renseignements sur les activités qui se seraient produites si le projet n’avait pas été mis en œuvre qui peuvent être des solutions alternatives fonctionnellement équivalentes ou des pratiques courantes de l’industrie.
Les cas indiqués ci-dessus sont illustrés à la figure 1.
- les renseignements sur les activités qui se seraient produites si le projet n’avait pas été mis en œuvre qui peuvent être des solutions alternatives fonctionnellement équivalentes ou des pratiques courantes de l’industrie.

Description Longue
Un organigramme mettant en valeur les options pour la sélection et la quantification du scénario de référence. Y a-t-il des données historiques d’activité utilisées afin de déterminer le scénario de référence ? Si oui, fournir un minimum de 2 ans de données historiques d’activité, à moins qu’une justification soit fournie et approuvée. Si non, y a-t-il des données d’activité dans le projet qui sont utilisées pour déterminer le scénario de référence ? Si oui, fournir des renseignements sur les activités qui auraient eu lieu si le projet n’avait pas été mis en œuvre, à partir alternatives équivalentes ou des pratiques courantes de l’industrie. Si non, fournir des renseignements et des données d’activité (2 ans au minimum, à moins qu’une justification soit approuvée) sur les activités qui auraient eu lieu si le projet n’avait pas été mis en oeuvre, à partir d’alternatives fonctionnellement équivalentes ou des pratiques courantes de l’industrie.
6.6 Emplacements du projet
Les critères généraux d’admissibilité et de non admissibilité indiquent l’emplacement où un projet doit être réalisé. L’emplacement du projet doit inclure au moins une installation de combustibles fossiles ainsi que toute autre installation liée au projet (par exemple, une installation de production d’hydrogène fournissant l’hydrogène à l’installation de combustibles fossiles, ou une installation qui fournit directement de l’électricité et/ou de l’énergie thermique à l’installation de combustibles fossiles). Comme indiqué dans la section 6.1 Sources et puits de cette MQ, il se peut que les sources et les puits sélectionnées couvrent plusieurs installations de combustibles fossiles, ayant pour résultat plusieurs emplacements du projet. Plusieurs installations peuvent être regroupées en un seul projet. Chaque emplacement de projet doit être désigné de manière unique à l’aide des coordonnées du système de positionnement mondial GPS (en degrés décimaux au cent millième près, 5 décimales). Des pièces justificatives démontrant le ou les emplacements du projet doivent également être fournies, y compris des photographies aériennes, des cartes ou des images satellites.
7.0 Méthodes de quantification
7.1 Quantification de la réduction des émissions
Pour déterminer les réductions totales des émissions pour la période de conformité, l’équation suivante doit être utilisée.
Réductions des émissions (tCO2e) = (Émissions(Scénario de référence) – ÉmissionsProjet) × (VCanada / VTotal)
Les unités de conformité doivent être calculées au prorata des périodes pendant lesquelles les unités du projet ont été fonctionnelles. Ce calcul au prorata considérera les jours civils de fonctionnement par rapport aux jours civils de non-fonctionnement.
Aux fins du paragraphe 36(3) du règlement, le nombre d’unités de conformité provisoires qui sont créées, pour chaque période de conformité, est déterminé au prorata de la quantité de combustible fossile liquide ou de pétrole brut dont l’IC a été diminuée par la série d’activités réalisées dans le cadre du projet et qui n’est pas exportée du Canada (VCanada/VTotal).
Où :
VCanada est le volume utilisé au Canada qui est l’un des volumes suivants selon le type de projet :
- Dans le cas d’un projet de réduction des émissions de CO2e qui réduit l’IC de combustibles fossiles à une raffinerie au Canada, le volume d’essence et de diesel, exprimé en m3, produit à cette raffinerie et qui est utilisé au Canada comme combustible ou est vendu pour utilisation au Canada comme combustible pendant la période de conformité.
- Dans le cas d’un projet de réduction des émissions de CO2e qui réduit l’IC de combustibles fossiles, de pétrole brut ou de bitume, traité ou produit à une usine de valorisation au Canada, le volume, exprimé en m3, de :
- diesel produit à cette usine de valorisation dont l’IC a été diminuée par les activités réalisées dans le cadre du projet et qui est utilisé ou vendu pour utilisation au Canada comme combustible pendant la période de conformité; et
- pétrole brut produit à cette usine de valorisation dont l’IC a été diminuée par les activités réalisées dans le cadre du projet et qui est livré à des raffineries au Canada pour traitement pendant la période de conformité.
- Si le pétrole brut, produit à l’usine de valorisation dont l’IC a été diminuée par les activités réalisées dans le cadre du projet et qui est livré à des raffineries au Canada, fait partie d’un mélange, le VCanada est le volume du mélange, exprimé en m3, livré aux raffineries au Canada pour traitement multiplié par la fraction du volume de pétrole brut dans le mélange produit à l’usine de valorisation dont l’IC a été diminuée par les activités réalisées dans le cadre du projet.
- Pour tous les autres cas d’un projet de réduction des émissions de CO2e qui réduit l’IC de combustibles fossiles à une installation au Canada, le volume d’essence et de diesel, exprimé en m3, dont l’IC a été diminuée par les activités réalisées dans le cadre du projet et qui est produit, traité, transporté, stocké ou distribué pour utilisation au Canada pendant la période de conformité.
- Pour tous les autres cas d’un projet de réduction des émissions de CO2e qui réduit l’IC de pétrole brut ou de bitume dans une installation au Canada, le volume de pétrole brut ou de bitume, exprimé en m3, dont l’IC a été diminuée par les activités réalisées dans le cadre du projet et qui est livré à des raffinerie au Canada pour traitement pendant la période de conformité.
- Si le pétrole brut, dont l’IC a été diminuée par les activités réalisées dans le cadre du projet et qui est livré à des raffineries au Canada, fait partie d’un mélange, le VCanada est le volume du mélange livré aux raffineries au Canada pour traitement multiplié par la fraction du volume de pétrole brut dans le mélange dont l‘IC a été diminuée par les activités réalisées dans le cadre du projet.
VTotal est le volume total qui est l’un des volumes suivants selon le type de projet.
- Dans le cadre d’un projet de réduction des émissions de CO2e qui réduit l’IC de combustibles fossiles à une raffinerie au Canada, le volume total d’essence ou de diesel, exprimé en m3, qui est produit à cette raffinerie pendant la période de conformité.
- Dans le cas d’un projet de réduction des émissions de CO2e qui réduit l’IC de combustibles fossiles, de pétrole brut ou de bitume, traité ou produit à une usine de valorisation au Canada, le volume total, exprimé en m3, de :
- diesel produit à cette usine de valorisation pendant la période de conformité dont l’IC a été diminuée par les activités réalisées dans le cadre du projet;
- pétrole brut produit à cette usine de valorisation pendant la période de conformité dont l’IC a été diminuée par les activités réalisées dans le cadre du projet.
- Pour tous les autres cas d’un projet de réduction des émissions de CO2e qui réduit l’IC de combustibles fossiles dans une installation au Canada, le volume total d’essence ou de diesel, exprimé en m3, dont l’IC a été diminuée par les activités réalisées dans le cadre du projet et qui est produit, traité, transporté, stocké ou distribué pendant la période de conformité.
- Pour tous les autres cas d’un projet de réduction des émissions de CO2e qui réduit l’IC de pétrole brut ou de bitume à une installation au Canada, le volume total de pétrole brut ou de bitume, exprimé en m3, produit, stocké ou transporté pendant la période de conformité et dont l’IC a été diminuée par les activités réalisées dans le cadre du projet.
7.2 Projet de cogénération
Dans le cas où seulement une portion de l’électricité et de l’énergie thermique produites par le système de cogénération du projet est consommée à l’installation de combustibles fossiles, l’IC de l’électricité et celle de l’énergie thermique produites doivent être déterminées en excluant ou en soustrayant les émissions provenant de l’électricité ou de l’énergie thermique non consommées à l’installation de combustibles fossiles. L’annexe A fourni les informations sur les options pour exclure ou soustraire les émissions provenant de l’électricité ou de l’énergie thermique non consommées à l’installation à combustibles fossiles.
Les valeurs d’IC de l’énergie thermique et de l’électricité produites par le système de cogénération devraient être déterminées conformément à l’annexe B de cette MQ, en utilisant la méthode d’attribution du combustible imputable à l’électricité (FCP en anglais), expliquée à l’annexe 4 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles. Toutefois, si le demandeur constate que la méthode décrite à l’annexe B, utilisant la méthode d’attribution FCP, n’est pas adaptée à la quantification des IC, pour des raisons telles que l’intégration de technologies ou de combustibles innovants, il peut demander l’utilisation d’une méthode alternative dans le cadre de sa demande de reconnaissance du projet, accompagnée d’une justification. Si la justification n’est pas recevable, ou si la méthode alternative suggérée surestime l’IC de l’électricité ou l’IC de l’énergie thermique du scénario de référence, la méthode ne sera pas approuvée et le demandeur sera avisé.
7.3 Règles de quantification et sources de données
Les émissions de GES affectées par les activités décrites dans cette MQ comprennent principalement le dioxyde de carbone (CO2), le méthane (CH4) et l’oxyde nitreux (N2O). Le seuil d’importance relative quantitative doit être pris en compte lorsqu’il faut déterminer si d’autres gaz à effet de serre, affectées par un projet, doivent être inclus dans la quantification des réductions d’émissions. La liste complète des GES et du potentiel de réchauffement planétaire (PRP) applicable pour chaque gaz est disponible à l’annexe A de la Méthode du modèle d’analyse du cycle de vie des combustibles.
Les valeurs prédéfinies des IC et les valeurs calorifiques supérieures (densités énergétiques) incluses dans la section 9 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles (spécifications) doivent être utilisées lorsqu’elles sont appropriées pour déterminer les émissions du scénario de référence et celles du projet. ECCC peut mettre à jour périodiquement ces valeurs. Les valeurs d’IC qui doivent être utilisées sont celles publiées dans la version la plus récente des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles pour la période de conformité au cours de laquelle les unités de conformité sont créées.
Ces valeurs prédéfinies proviennent la bibliothèque de données du Modèle ACV des combustibles et comprennent :
- densités énergétiques des combustibles et sources d’énergie (tableau 8 des spécifications);
- valeurs d’IC de l’électricité des réseaux provinciaux ou territoriaux (tableau 12 des spécifications);
- valeurs d’IC spécifiques aux technologies de production d’électricité sur site (tableau 13 des spécifications);
- valeurs d’IC spécifiques aux technologies de production d’électricité hors site (tableau 14 des spécifications);
- valeurs d’IC prédéfinies pour les combustibles fossiles (tableau 15 des spécifications);
- valeurs d’IC prédéfinies pour les autres sources d’énergie (gaz combustible, déchets non-biogéniques, vapeur achetée) (tableau 15 des spécifications);
- valeurs d’IC prédéfinies pour l’hydrogène et la biomasse (tableau 15 des spécifications);
- valeurs d’IC pour l’électricité excédentaire transférée ou fournie à une autre installation ou au réseau (tableau 15 des spécifications); et
- valeurs d’IC des réseaux provinciaux ou territoriaux pour l’électricité utilisée dans le scénario de référence qui est remplacée pendant le projet (tableau 16 des spécifications).
La Méthode du modèle d’analyse du cycle de vie des combustibles fournit la méthodologie et les sources de données utilisées pour déterminer les valeurs prédéfinies d’IC.
Si la source d’électricité n’est pas incluse dans le tableau 13 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, et n’est pas non plus le réseau électrique provincial ou territorial, un créateur enregistré ou un contributeur à l’IC peut déterminer l’IC de l’électricité conformément à l’article 79 du règlement et faire une demande d’approbation conformément au paragraphe 80(1) du règlement. Un créateur enregistré ou un contributeur à l’IC peut déterminer l’IC d’un apport matériel ou d’un combustible à faible IC qui est du biogaz, du GNR, du propane renouvelable ou de l’hydrogène conformément à l’article 76 du règlement à l’aide du modèle ACV des combustibles et peut faire une demande d’approbation conformément au paragraphe 80(1) du règlement. L’IC de l’électricité doit être approuvée par le Ministre conformément au paragraphe 85(1) du règlement afin d’être utilisée pour la création d’unités de conformité.
Dans le cas où l’utilisation d’une valeur prédéfinie d’IC ou d’une valeur calorifique supérieure n’est pas faisable, et que la demande d’approbation de l’IC ne peut être effectuée, des IC et d’autres facteurs d’émission peuvent être trouvées auprès d’autres sources fiables. Celles-ci incluent :
- le modèle CA - GREET 3.0 dans le cadre du règlement en Californie intitulé Low Carbon Fuel Standard;
- Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada dans le cadre du Programme de déclaration des gaz à effet de serre (PDGES) – en particulier pour les émissions fugitives provenant du torchage (2.C) ou émissions fugitives dans le secteur du raffinage de pétrole (chapitre 11);
- les méthodes de quantification indiquées à l’annexe 3 du Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement (STFR) – en particulier pour les émissions provenant du torchage, de l’évacuation et d’autres émissions fugitives;
- les données gouvernementales officielles;
- les données officielles provenant des agences internationales reconnues;
- les données provenant des associations de l’industrie pertinentes;
- les données provenant d’un article examiné par un comité de lecture, publié dans une revue;
- les données dans une banque de données d’inventaire du cycle de vie;
- les données provenant d’autres sources bibliographiques;
- les estimations d’ingénierie.
Comme indiqué dans la section 3.0 Admissibilité de cette MQ, un type de projet qui est déjà admissible à la création d’unités de conformité dans le cadre d’une MQ spécifique n’est pas admissible à la création d’unités de conformité dans le cadre de la MQ générique. Il est important de noter qu’il peut y avoir des cas où plusieurs activités se déroulent dans un projet, où seules certaines des activités du projet sont admissibles dans le cadre d’une MQ spécifique. Dans une telle situation, il est possible que des réductions, qui ne créent pas d’unités de conformité dans le cadre de la MQ spécifique, soient réalisées pour des activités relevant de la MQ générique, incluant, sans s’y limiter, l’efficacité énergétique ou la cogénération, à condition que les unités de conformité ne soient pas créées pour la même activité dans le cadre d’une MQ spécifique et de la MQ générique. Quelques exemples ainsi que des règles à suivre afin d’éviter la création d’unité de conformité pour une même activité sont présentées dans le tableau ci-dessous.
Cas |
L’activité peut être admissible à la création d’unités de conformité dans le cadre du ou des MQ suivantes. |
Règles de quantification à suivre dans le cadre de la MQ générique si des unités de conformité sont également créées dans le cadre d’une MQ spécifique |
---|---|---|
Utilisation d’hydrogène comme combustible à une installation de combustibles fossiles, où l’hydrogène est produit à partir de GNR et que des unités de conformité sont créées pour un projet de GNR dans le cadre de la MQ pour l’intégration d’hydrogène à faible IC, mais pas pour un projet d’hydrogène à faible IC |
Si la filière de production implique du captage et stockage du carbone (CSC) ou de la récupération assistée des hydrocarbures (RAH):
|
L’IC pour l’hydrogène indiquée dans le tableau 16 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, ou une IC pouvant être calculée au moyen du modèle ACV des combustibles où la filière d’IC n’inclut aucune réduction des émissions attribuable au captage et stockage du CO2 dans une formation géologique, le cas échéant, et le GNR est réputé être du gaz naturel. |
Utilisation d’hydrogène comme combustible à une installation de combustibles fossiles, où la filière de production n’inclut pas le GNR comme charge d’alimentation et que l’hydrogène n’est pas conforme à la définition de combustible à faible IC* |
Si la filière de production implique un CSC ou une RAP :
|
L’IC pour l’hydrogène indiquée dans le tableau 16 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles, ou une IC pouvant être calculée au moyen du modèle ACV des combustibles où la filière d’IC n’inclut aucune réduction des émissions attribuable au captage et stockage du CO2 dans une formation géologique, le cas échéant. |
Utilisation d’un combustible à faible IC* qui est de l’hydrogène à une installation de combustibles fossiles |
Si la filière de production implique un CSC ou une RAH:
|
L’IC de l’hydrogène est réputée être de 67,8 gCO2e/MJ (IC de référence de l’hydrogène indiquée à l’article 2 de l’annexe 1 du règlement, à la colonne 2). Dans ce cas, il est à noter que toutes les activités d’efficacité énergétique permettant d’avoir une IC égale ou inférieure à 67,8 gCO2e/MJ seraient prises en compte dans le cadre de la MQ pour l’intégration de l’hydrogène à faible IC. |
Utilisation de l’électricité ou de l’énergie thermique produites par un système de cogénération dont les émissions de CO2 sont captées pour du CSC ou de la RAH. |
|
Les émissions du projet ainsi que l’IC de l’électricité et de l’énergie thermique produites par le système de cogénération n’incluent aucune réduction des émissions attribuable au captage et stockage du CO2e dans une formation géologique. |
* Se référer à l’alinéa (d) de la définition de combustible à faible IC du règlement, soit l’hydrogène dont l’IC est d’au plus 90% de l’IC de référence prévue à l’article 2 de l’annexe 1 du règlement, à la colonne 2.
8.0 Exigences de surveillance
Les données, paramètres et variables requis pour la quantification des émissions du scénario de référence et du projet peuvent être déterminées par les moyens suivants :
- mesure directe (par exemple : un compteur);
- prescrite (par exemple : utilisant un facteur d’émission provenant du modèle d’ACV des combustibles);
- estimation ou calcul (par exemple : estimations techniques, bilan massique);
- une combinaison des moyens ci-dessus.
8.1 Exigences en matière de données
Pour chaque ensemble de données, paramètres ou variables de chaque source ou puits du scénario de référence et du projet, les informations suivantes doivent être identifiées et déclarées :
- le type de méthode d’estimation utilisée (par exemple : mesure directe, prescrite, estimation ou calcul);
- la méthode spécifique utilisée (par exemple; un compteur, l’utilisation d’un facteur d’émission provenant du modèle d’ACV des combustibles);
- la fréquence des surveillances (par exemple : continue, journalière);
- la justification pour la méthode et la fréquence choisies;
- l’incertitude associée à la méthode utilisée.
Le tableau 1 montre un exemple des en-têtes d’un tableau pour les informations qui doivent être fournies pour le scénario de référence et pour le projet.
Source ou puits |
Données/ paramètre/variable |
Unité |
Type de méthode d’estimation |
Méthode spécifique |
Fréquence |
Justification pour la méthode et la fréquence |
Incertitude |
---|---|---|---|---|---|---|---|
- |
- |
- |
Par exemple : mesure directe, prescrite, estimation ou calcul. |
Par exemple : un compteur, utilisation d’un facteur d’émission provenant du modèle d’ACV des combusti-bles. |
Par exemple : surveillance continue, surveillance journalière. |
- |
- |
Lorsque plusieurs options sont disponibles, la méthode fournissant le plus de détail et de précision sera priorisée. Par exemple, un compteur en continu fournit plus de détail et de précision qu’une mesure annuelle.
Les critères et procédures de surveillance des GES doivent être appliqués conformément au plan de surveillance. Toutes les données et informations concernant la surveillance du projet doivent être conservées et documentées. Lorsqu’un équipement de mesure et de surveillance est utilisé, il faut s’assurer qu’il soit calibré ou vérifié et bien entretenu. Plus précisément, un compteur devrait être placé à la frontière entre les équipements que le projet affecte et les équipements qu’il n’affecte pas.
En plus de déclarer l’incertitude pour chaque donnée, paramètre ou variable, une analyse d’incertitude pour les réductions d’émissions provenant du projet doit être effectuée. L’analyse d’incertitude aidera à déterminer quelles données doivent être mesurées ou estimées de manière à ce que l’erreur relative soit inférieure à 5 % du nombre d’unités de conformité. Pour plus d’information, veuillez-vous référer à la définition de l’incertitude et à la section Gestion de la qualité des données de la norme ISO 14064-2, ainsi qu’au document intitulé Méthodes de vérification et certification - Règlement sur les combustibles propres.
8.2 Exigence en matière de données pour VCanada et VTotal
Le tableau 2 indique des exigences supplémentaires concernant les pièces justificatives et les informations sur le VCanada et le VTotal à inclure dans le rapport annuel sur la création d’unités de conformité. Ces deux paramètres aideront à déterminer les réductions des émissions totales pour la période de conformité dans l’équation indiquée à la section 7.1 Quantification de la réduction des émissions de cette MQ.
Description |
Unité |
Mesuré |
Méthode |
Fréquence |
Renseignements supplémentaires |
VCanada |
m3 |
Calculé |
Sur la base des renseignements consignés et/ou de mesures, selon le cas. Le pétrole brut peut être mesuré dans différentes unités et converti en m3 dans des conditions normales. |
Annuelle |
Un volume d'essence, de diesel, de pétrole brut ou de bitume, selon le cas, ne peut être inclus dans VCanada que si des renseignements sont consignés établissant que ce volume d'essence, de diesel, de pétrole brut ou de bitume remplit les conditions mentionnées dans la description de VCanada à la section 7.1 de cette MQ, pour ce type de projet. Une attestation provenant de la personne qui a acheté l’essence, le diesel, le pétrole brut ou le bitume qu’ils seront ultimement utilisés au Canada est un exemple de renseignements acceptables qui sont consignés. Le volume total VCanada ainsi que le volume de l'essence, du diesel ou du pétrole brut, selon le cas, inclus dans VCanada doivent être inclus dans le rapport. |
VTotal |
m3 |
Calculé |
Sur la base des renseignements consignés et/ou de mesures, selon le cas. Le pétrole brut peut être mesuré dans différentes unités et converti en m3 dans des conditions normales. |
Annuelle |
Le volume total VTotal ainsi que le volume de l'essence, du diesel ou du pétrole brut, selon le cas, inclus dans VTotal doivent être inclus dans le rapport. |
8.3 IC déterminée à l’aide du modèle d’ACV des combustibles
L’IC pour l’électricité, un combustible à faible IC ou un apport matériel, déterminée conformément à l'article 76 ou 79 et approuvée au titre du paragraphe 85(1) du règlement, doit respecter toutes les exigences, sans quoi l'IC cessera d'être valide, tel que mentionné à l'article 86 du règlement. Le créateur enregistré ou le contributeur à l’IC doit également transmettre un rapport annuel sur la filière d’IC au plus tard le 30 avril suivant la période de conformité, afin d’utiliser l’IC pour la création d’unités de conformité, sinon l’IC cessera d’être valide conformément au paragraphe 86(2) du règlement.
9.0 Exigences en matière de rapports
9.1 Demande de reconnaissance d’un projet de réduction des émissions de CO2e (article 34 et annexe 4 du règlement)
- Items 1, 2c) à g) de l’annexe 4 du règlement.
- Nom du projet.
- Aux fins de l’item 2a) de l’annexe 4 du règlement, l’emplacement de l’installation de combustibles fossiles et de toute autre installation liée au projet, y compris les coordonnées GPS (au cent millième près), l’adresse municipale le cas échéant, et des pièces justificatives démontrant le ou les emplacements du projet qui comprennent des photographies aériennes, des cartes ou des images satellites.
- Aux fins de l’item 2b) de l’annexe 4 du règlement, les nom, numéro de série, coordonnées GPS en degrés décimaux au cent millième près et, le cas échéant, adresse municipale de tout équipement avec lequel le projet doit être réalisé, si l’équipement n’est pas situé à l’installation de combustibles fossiles ou à une autre installation liée au projet.
- Éléments de preuve démontrant que la réduction ou l’utilisation des émissions de CO2e a commencé le 1er juillet 2017 ou après.
- Aux fins de l’item 2e)i) de l’annexe 4 du règlement, une description et la justification du scénario de référence sélectionné, y compris :
- les activités précisées qui seraient menées si le projet n’était pas réalisé et les émissions de CO2e rejetées lors de ces activités;
- les renseignements requis à la section 6.5 Exigences en matière de déclaration pour le scénario de référence de cette MQ;
- dans le cas d’un projet de cogénération, 24 mois d’éléments de preuve démontrant la quantité et la ou les source(s) de l’électricité et de l’énergie thermique consommées à l’installation de combustibles fossiles avant la date de début du projet, le cas échéant, fournie sur une base mensuelle :
- pour toute quantité d’électricité provenant du réseau électrique : les reçus d’achat pour la période de 24 mois sont requis (sur une base mensuelle);
- pour toute quantité d’électricité provenant de combustibles fossiles qui est consommée à l’installation de combustibles fossiles avant le projet, autre que l’électricité provenant du réseau électrique: la description de la technologie, la source du combustible, la quantité du combustible, la capacité nominale de l’équipement, les heures de fonctionnement et l’électricité produite mesurée au moyen d’un compteur pour la période de 24 mois;
- pour toute quantité d’énergie thermique provenant de combustibles fossiles qui est consommée à l’installation de combustibles fossiles avant le projet: la description de la technologie, la source du combustible, la quantité du combustible, la capacité nominale de l’équipement, les heures de fonctionnement et l’énergie thermique produite pour la période de 24 mois;
- éléments de preuve quant à la source d’électricité et la source d’énergie thermique qui ont été remplacées par l’électricité et l’énergie thermique produites par le système de cogénération du projet, si applicable.
- Dessins techniques ou schémas de procédés qui montrent et identifient les sources et les puits sélectionnés, les équipements de procédés pertinents, les flux matières et énergétiques et les autres données nécessaires afin de calculer les émissions du projet et du scénario de référence. Chaque pièce équipement ou flux apparaissant sur les dessins techniques ou les schémas de procédé doit être clairement identifié.
- Pour chaque ensemble de données, paramètres ou variables pour chaque source ou puits du scénario de référence et du projet, les renseignements indiqués à la section 8.1 Exigences en matière de données de cette MQ.
- Liste des sources et des puits qui sont exclus de la quantification.
- Description des conditions d'exploitation, y compris une explication de si elles sont comparables entre le scénario de référence et le projet et si elles ont un impact sur les émissions entre les deux scénarios. Dans le cas où elles diffèrent, les mesures qui seront prises pour normaliser les données.
- Description de toutes les sources d’émissions de torchage, d’évacuation et fugitives incluses dans les périmètres, y compris les compositions des flux d’émissions de torchage, d’évacuation et fugitives sortant des périmètres du système, le cas échéant.
- Pour un projet d’un type indiqué à la section 3.2 Critères d’admissibilité et de non admissibilité spécifiques de cette MQ:
- description de la façon dont les critères d’admissibilité pour ce type de projet sont respectés et de la façon dont les critères de non admissibilité pour ce type de projet ne sont pas respectés;
- pièces justificatives ou renseignements consignées sur la façon qu’un critère est respecté, s’il est indiqué dans la section 3.2 Critères d’admissibilité et de non admissibilité spécifiques de fournir des pièces justificatives ou des renseignements consignés pour un type de projet en particulier.
- Liste des références incluant les sources de renseignements utilisés dans le calcul des unités de conformité qui seront créées.
- Lettre d’accompagnement signée par le demandeur, attestant de l’exactitude des renseignements.
- Dans le cas d'un projet de cogénération impliquant l'installation d'un nouveau système de cogénération, la démonstration que l'IC de l'électricité produite par le système de cogénération est inférieure à 40 gCO2e/MJ, y compris le calcul détaillé conformément à l'annexe B.
- Si le créateur enregistré demande l'utilisation d'une méthode alternative pour évaluer le seuil d’admissibilité de l’IC pour un projet qui implique l’installation d’un nouveau système de cogénération, les renseignements suivants sont fournis :
- la raison et la justification de la demande d'une méthode alternative;
- la description de la méthode alternative;
- les équations détaillées et la méthodologie de calcul.
- Si le créateur enregistré demande l'utilisation d'une méthode alternative pour un système de cogénération afin de déterminer l'IC de l’électricité et de l’énergie thermique, les renseignements suivants sont fournis :
- la raison et la justification de la demande d'une méthode alternative;
- la description de la méthode alternative;
- les équations détaillées et la méthodologie de calcul.
9.2 Rapport annuel sur la création d’unités de conformité
Aux fins de l’item 2f)ii), les renseignements suivants fournis dans la demande de reconnaissance du projet ne peuvent pas être modifiés dans le rapport annuel sur la création d’unités de conformité :
- item 2e) de l’annexe 4 du règlement;
- items 3 et 4 de la section 9.1 de cette MQ;
- items 6 à 9 de la section 9.1 de cette MQ;
- items 16 et 17 de la section 9.1 de cette MQ.
Renseignements requis dans le rapport annuel sur la création d’unités de conformité.
- Rapport requis au titre de l'article 120 du règlement, y compris les renseignements prévus à l’annexe 11 du règlement.
- Tous les éléments et données du projet et du scénario de référence énumérés dans le tableau qui doit être créé en vertu de l’item 9 de la Demande de reconnaissance d’un projet de réduction des émissions de CO2e (article 34 et annexe 4 du règlement) de cette MQ.
- Les valeurs de VCanada et VTotal visées au tableau 2 de cette MQ ainsi que le calcul de ces valeurs, y compris :
- les intrants et le calcul de chaque élément des formules utilisées pour déterminer ces valeurs;
- le volume total VCanada ainsi que le volume de l'essence, du diesel, du pétrole brut ou du bitume, selon le cas, inclus dans VCanada;
- le volume total VTotal ainsi que le volume de l'essence, du diesel, du pétrole brut ou du bitume, selon le cas, inclus dans VTotal.
- Dans le cas d'un projet de cogénération impliquant l'installation d'un nouveau système de cogénération, la démonstration que l'IC de l'électricité produite par le système de cogénération est inférieure à 40 gCO2e/MJ, y compris le calcul détaillé conformément à l'annexe B.
10.0 Exigences relatives à la conservation des renseignements
Se référer aux articles 165 à 168 du règlement, et au plan de surveillance visé à l’article 136 et à l’annexe 21.
11.0 Vérification
Pour la vérification d’un rapport en lien avec un projet de réduction des émissions de CO2e, les exigences pertinentes énoncées aux articles 129 à 154 du règlement et les spécifications pertinentes énoncées dans les Méthodes de vérification et certification - Règlement sur les combustibles propres s’appliquent.
11.1 Seuils d’importance relative
11.1.1 Seuils d’importance relative quantitative
Les seuils d’importance relative quantitative à utiliser lors de la vérification du rapport annuel de création d’unité de conformité pour un projet de réduction des émissions CO2e sont les seuils d’importance relative quantitative décrits aux articles 150 et 151 du règlement et dans les Méthodes de vérification et certification - Règlement sur les combustibles propres.
11.1.2 Seuils d’importance relative qualitative
Les seuils d’importance relative qualitative à utiliser lors de la vérification du rapport annuel de création d’unités de conformité d’un projet de réduction des émissions de CO2e sont décrits dans le document Méthodes de vérification et certification - Règlement sur les combustibles propres.
Annexe A : Soustraction de l’électricité ou de l’énergie thermique non consommée à l’installation de combustibles fossiles
Tel qu’indiqué à la section 3.1 Critères généraux d'admissibilité et de non admissibilité de cette MQ, l’électricité et l’énergie thermique non consommées à l’installation de combustibles fossiles ne sont pas admissibles à la création d’unités de conformité. Ainsi, les émissions provenant de l’électricité ou de l’énergie thermique non consommée à l’installation de combustibles fossiles doivent être soustraites des émissions totales du scénario de référence ou du projet, ou ne pas être incluses dans les émissions totales du scénario de référence ou du projet.
Soustraire les émissions
Lorsque les émissions totales du scénario de référence ou du projet incluent les émissions associées à la production d'électricité ou d'énergie thermique qui n'est pas consommée à une installation de combustibles fossiles, les émissions provenant de l'électricité ou de l'énergie thermique produite, mais non consommée par une installation de combustibles fossiles, peuvent être soustraites.
L’électricité non consommée par une installation de combustibles fossiles
Afin de soustraire les émissions provenant de l’électricité non consommée par une installation de combustibles fossiles, les émissions sont calculées en utilisant la quantité de l’électricité non consommée par une installation de combustibles fossiles (électricité transférée), multipliée par l’IC de l’électricité.
Pour les émissions d’un projet de cogénération, l’IC de l’électricité est déterminée conformément à l’annexe B de la présente MQ en utilisant la méthode d’attribution du combustible imputable à l’électricité (FCP en anglais), expliquée à l’annexe 4 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.
Dans les autres cas, l’IC de l’électricité est l’IC* de l’électricité excédentaire pour la province ou le territoire où le projet est situé, indiquée dans le tableau 15 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle d'ACV des combustibles.
*Ces intensités en carbone peuvent être mises à jour périodiquement. Les valeurs d’IC qui doivent être utilisées sont celles publiées dans la version la plus récente des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles pour la période de conformité au cours de laquelle les unités de conformité sont créées.
L’énergie thermique non consommée à l’installation de combustibles fossiles
Afin de soustraire les émissions provenant de l’énergie thermique non consommée par une installation de combustibles fossiles, les émissions sont calculées en utilisant la quantité de l’énergie thermique transférée ou vendues qui n’a pas été consommée par une installation à combustion fossiles (énergie thermique transférée), multipliée par l’IC de l’énergie thermique.
Pour un projet de cogénération, l’IC de l’énergie thermique est déterminée conformément à l’annexe B de la présente MQ en utilisant la méthode d’attribution du combustible imputable à l’électricité (FCP en anglais), expliquée à l’annexe 4 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.
Dans les autres cas, l’IC de l’énergie thermique est celle de la vapeur achetée indiquée dans le tableau 15 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle ACV des combustibles.
Soustraire les émissions à partir de l’électricité ou l’énergie thermique non consommée à l’installation de combustibles fossiles
Émissionsprojet = Émissions annuelles totales de système – Électricité transférée × IC électricité – Énergie thermique transférée × IC énergie thermique
Ne pas inclure les émissions
Si les valeurs d’IC de l'électricité et de l'énergie thermique sont déterminées ainsi que les quantités d'électricité et d'énergie thermique consommées à l'installation de combustibles fossiles, le calcul des émissions du scénario de référence ou du projet peut inclure la portion d'électricité et d'énergie thermique consommées à l’installation de combustibles fossiles et ne pas inclure la portion de l'électricité et de l'énergie thermique qui ne sont pas consommées à l’installation de combustibles fossiles. Par exemple, l'équation de la section 6.4 Scénario de référence pour les projets de cogénération de cette MQ pour un projet de cogénération n'inclut pas les quantités d'électricité et d'énergie thermique qui ne sont pas consommées à une installation de combustibles fossiles. Les émissions sont calculées en multipliant l'IC de l'électricité par la quantité d'électricité consommée à une installation de combustibles fossiles et en multipliant l'IC de l'énergie thermique par la quantité d'énergie thermique consommée à une installation de combustibles fossiles.
Annexe B: Méthode pour calculer I’IC de l’électricité et de l’énergie thermique produites par un système de cogénération
Méthode pour l’évaluation du seuil d’admissibilité de l’IC
Tel qu’indiqué dans les critères d'admissibilité spécifiques pour un projet de cogénération, si le projet implique l'installation d'un nouveau système de cogénération, il peut être admissible à condition que l'IC de l'électricité produite par le système de cogénération soit inférieure à 40 gCO2e/MJ, tel que déterminée conformément à cette annexe.
Dans ce cas, l’IC de l'électricité doit être déterminée dans le cadre de la demande de reconnaissance du projet ainsi que dans chaque rapport annuel de création d’unités de conformité. Des unités de conformité peuvent être créées pour une période de conformité uniquement si l'IC de l'électricité, déterminée conformément à cette annexe, est inférieure au seuil d'admissibilité de l'IC de 40 gCO2e/MJ pendant cette période de conformité.
Cette section fournit des spécifications qui doivent être suivies pour déterminer l’IC de l'électricité dans le seul but d'évaluer le seuil d'admissibilité de l’IC de 40gCO2e/MJ. Cette méthode n'est pas utilisée dans le but de créer des unités de conformité (se référer à la section Calcul de l’IC de l'électricité et de l’IC de l'énergie thermique du scénario de référence ou du projet ci-dessous). Aux fins de l'évaluation du seuil d'admissibilité de l'IC, il est possible d'inclure des réductions pour des activités qui créent des unités de conformité dans le cadre du règlement ou conformément à d'autres MQ. Ce n'est pas le cas pour la création d’unités de conformité.
La méthode d'attribution du combustible imputable à l’électricité (FCP en anglais), expliquée à l'annexe 4 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle d'ACV des combustibles, est utilisée pour déterminer l’IC de l'électricité et de l'énergie thermique produites par le système de cogénération. Aux fins de l'évaluation du seuil d'admissibilité de l’IC, les émissions du système de cogénération du projet doivent être quantifiées conformément aux spécifications suivantes.
- Les émissions sont calculées selon une approche axée sur le cycle de vie en utilisant les valeurs d’IC incluses dans la section 9 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle d'ACV des combustibles;
- Pour la demande de reconnaissance du projet, l'IC est calculée sur la base de données historiques, si disponibles, ou sur la base d'estimations techniques;
- Pour le rapport annuel de création d’unités de conformité, l'IC est calculée sur la base des données de la période de conformité au cours de laquelle les unités de conformité sont créées.
- En d'autres termes, l'IC déterminée pour évaluer le seuil d'admissibilité de l'IC est une IC moyenne annuelle.
- Pour le premier rapport annuel sur la création d’unités de conformité, l'IC est calculée sur la base des données de la partie de la période de conformité au cours de laquelle les unités de conformité sont créées.
- Si les émissions émises par le système de cogénération sont captées et injectées dans une formation géologique, ces réductions peuvent être comptabilisées dans le calcul de l'IC. Dans ce cas, les émissions de CO2e du système de cogénération :
- n’incluent pas les émissions qui :
- sont captées conformément aux règles de droit du Canada ou de la province qui réglemente cette activité, selon le cas;
- sont transportées et séquestrées conformément aux règles de droit du Canada ou de la province qui réglemente ces activités, selon le cas;
- ne sont pas ultérieurement rejetées dans l’atmosphère;
- incluent les émissions liées au captage du CO2 (ex. électricité ou combustible utilisés pour capter le CO2).
- n’incluent pas les émissions qui :
- Les réductions associées aux combustibles à faible IC, qui sont à l’état gazeux dans des conditions normales, utilisés dans la cogénération pour produire de l'électricité ou de l'énergie thermique peuvent être comptabilisées dans le calcul de l'IC, même si des unités de conformité sont créées dans le cadre du règlement ou conformément à une MQ spécifique, si les conditions suivantes sont remplies :
- les émissions sont calculées à l'aide d'une IC pour le combustible à faible IC qui a été approuvée au titre du paragraphe 85(1) du règlement;
- le créateur enregistré possède des pièces justificatives qui, à la fois:
- démontrent que le combustible en cause a été fourni à l’installation où se trouve le système de cogénération au moyen d’un contrat ou physiquement;
- indiquent la quantité de combustible qui est fourni à l’installation où se trouve le système de cogénération pendant la partie de période de conformité au cours de laquelle les unités de conformité sont créées et le nom de la personne de qui ce combustible a été acheté;
- indiquent l’IC du combustible ainsi que l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci aux termes du paragraphe 85(2);
- démontrent, si le combustible a été fourni au moyen d’un contrat, qu’il existe un lien physique entre l’installation où se trouve le système de cogénération et le producteur du combustible et que la quantité de combustible fourni à cette installation pendant la partie de période de conformité au cours de laquelle les unités de conformité sont créées n’est pas supérieure à la quantité de combustible produite par le producteur et injectée dans un pipeline pendant cette même partie de période de conformité.
- Si les conditions mentionnées à l’item 5 ci-dessus ne sont pas remplies :
- le biogaz, le GNR et l’hydrogène utilisés dans le système de cogénération, le cas échéant, sont réputés être du gaz naturel pour les fins du calcul: l’IC du biogaz, du GNR et de l’hydrogène est réputée être l’IC du gaz naturel;
- le propane renouvelable utilisé dans le système de cogénération, le cas échéant, est réputé être du propane pour les fins du calcul: l’IC du propane renouvelable est réputée être l’IC du propane;
- les valeurs d’IC du gaz naturel et du propane sont indiquées dans le tableau 15 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle d'ACV des combustibles.
Calcul de l’IC de l'électricité et de l’IC de l'énergie thermique du scénario de référence ou du projet
Les valeurs d’IC de l'électricité et de l'énergie thermique produites par le système de cogénération impliqué dans un projet de cogénération admissible doivent être déterminées dans les cas suivants :
- la source d'électricité ou d'énergie thermique qui est remplacée est le système de cogénération existant impliqué dans le projet (se référer au valeurs ICEAP et ICTAP dans l'équation indiquée à la section 6.4 Scénario de référence pour les projets de cogénération de cette MQ) ;
- seule une portion de l'électricité et de l'énergie thermique produites par le système de cogénération du projet est consommée à l'installation de combustible fossile, tel qu’indiqué à la section 7.2 Projet de cogénération et à l'annexe A de cette MQ.
Dans ces cas, la méthode d'attribution du combustible imputable à l’électricité (FCP en anglais), expliquée à l'annexe 4 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle d'ACV des combustibles, est utilisée pour déterminer l’IC de l'électricité et de l'énergie thermique produites par le système de cogénération. Les émissions du système de cogénération du scénario de référence ou du projet doivent être quantifiées conformément aux spécifications suivantes.
- Les émissions sont calculées selon une approche axée sur le cycle de vie en utilisant les valeurs d’IC incluses dans la section 9 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle d'ACV des combustibles;
- Les valeurs d’IC sont calculées sur la base des données de la période de conformité au cours de laquelle les unités de conformité sont créées;
- en d'autres termes, les valeurs d’IC déterminées pour le scénario de référence et le projet sont des valeurs moyennes annuelles;
- pour le premier rapport annuel sur la création d’unités de conformité, les valeurs d’IC sont calculées sur la base des données de la partie de la période de conformité au cours de laquelle les unités de conformité sont créées;
- Si les émissions émises par le système de cogénération sont captées et injectées dans une formation géologique, ces émissions sont comptabilisées comme si elles avaient été rejetées dans l’atmosphère :
- en d'autres termes, la détermination n'inclut aucune réduction des émissions attribuée au captage et à l'injection de CO2e dans une formation géologique.
- Les réductions associées à l’utilisation d’un combustible à faible IC qui est de l’hydrogène dans la cogénération pour produire de l'électricité ou de l'énergie thermique ne peuvent être comptabilisées dans la quantification :
- l'hydrogène utilisé dans la cogénération, le cas échéant, est réputé être du gaz naturel : l'IC de l'hydrogène est réputée être 67,8 gCO2e/MJ (IC de référence de l'hydrogène indiquée à l'article 2 de l'annexe 1 du règlement, à la colonne 2).
- Les réductions associées à l’utilisation d’un combustible à faible IC qui est du biogaz, du GNR ou du propane renouvelable dans la cogénération pour produire de l'électricité ou de l'énergie thermique peuvent être comptabilisées dans la quantification si les conditions suivantes sont remplies :
- la même quantité de combustible n'a pas créé d’unités de conformité dans le cadre du règlement ou n'a pas été comptabilisée dans un autre projet qui est reconnu;
- le combustible est fourni physiquement et directement à l'installation de combustible fossile ;
- les émissions sont calculées à l'aide d'une IC pour le combustible à faible IC qui a été approuvée au titre du paragraphe 85(1) du règlement;
- le créateur enregistré a une attestation du producteur ou de l'importateur du combustible gazeux à faible IC démontrant que ce producteur ou importateur ne crée pas d’unités de conformité pour la quantité de combustible gazeux à faible IC utilisé dans le cadre du projet ;
- le créateur enregistré possède des pièces justificatives qui, à la fois:
- démontrent que le combustible en cause a été fourni physiquement et directement à l’installation où se trouve le système de cogénération;
- indiquent la quantité de combustible qui est fourni par le producteur du combustible à l’installation où se trouve le système de cogénération pendant la partie de période de conformité au cours de laquelle les unités de conformité sont créées et le nom de la personne de qui ce combustible a été acheté;
- indiquent l’IC du combustible ainsi que l’identifiant alphanumérique assigné à celle-ci aux termes du paragraphe 85(2).
- Si les conditions mentionnées à l’item 5 ci-dessus ne sont pas remplies :
- le biogaz et le GNR utilisés dans le système de cogénération, le cas échéant, sont réputés être du gaz naturel pour les fins du calcul: l’IC du biogaz et du GNR est réputée être l’IC du gaz naturel;
- le propane renouvelable utilisé dans le système de cogénération, le cas échéant, est réputé être du propane pour les fins du calcul: l’IC du propane renouvelable est réputée être l’IC du propane;
- les valeurs d’IC du gaz naturel et du propane sont indiquées dans le tableau 15 des Spécifications pour le calcul de l’IC au moyen du modèle d'ACV des combustibles.
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