Cadre réglementaire pour plafonner les émissions de gaz à effet de serre du secteur pétrolier et gazier

Contexte

Le gouvernement du Canada s’est engagé à plafonner et à réduire les émissions de gaz à effet de serre (GES) du secteur pétrolier et gazier, à un rythme et dans les proportions nécessaires pour contribuer aux objectifs climatiques du Canada d’ici 2030 et atteindre la carboneutralité d’ici 2050, et d’une façon qui permet au secteur d’être concurrentiel dans une économie mondiale carboneutre émergente. Comme il s’agit du plus grand émetteur de GES au pays et la seule source importante qui continue de croître, décarboner le secteur pétrolier et gazier est essentiel pour atteindre les cibles d’émissions du Canada. Le secteur est également une puissance économique, un innovateur qui a fait ses preuves et une source de bons emplois. Le plafond sur les émissions aidera à décarboner la production de pétrole et de gaz pour faire du Canada un producteur très efficace qui répond à la demande mondiale et à veiller à ce que le secteur soit sur la voie de carboneutralité d’ici à 2050. Ce plafond sur les émissions fait partie intégrante de la feuille de route du Gouvernement du Canada visant à soutenir la décarbonation de la production de pétrole et de gaz.

Le 18 juillet 2022, le gouvernement a publié un document de travail présentant deux options réglementaires pour plafonner les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier : 1) un nouveau système national de plafonnement et d’échange pour les émissions de GES ou 2) des modifications aux systèmes actuels de tarification du carbone. Le document de travail invitait les intervenants à formuler des commentaires sur les deux options et il a généré une grande quantité de réponses. Environnement et Changement climatique Canada (ECCC) a reçu plus de 150 soumissions des provinces, des territoires, d’organisations autochtones, de l’industrie, d’organisations non gouvernementales de l’environnement et d’universités, ainsi que plus de 25 000 commentaires de membres du public. Les commentaires des provinces, des territoires, des partenaires autochtones, de l’industrie et de la société civile sur le document de travail ont orienté l’approche du gouvernement concernant cette politique importante.

En plus de la période de commentaires officielle, le gouvernement du Canada a également tenu un nombre important de webinaires d’information et des réunions bilatérales avec divers partenaires et parties intéressées. L’information recueillie et les commentaires reçus pendant cette mobilisation ont été pris en considération dans la conception de l’approche réglementaire proposée.

Approche

Le gouvernement prévoit de mettre en œuvre un système national de plafonnement et d’échange pour les émissions par le truchement d’un règlement qui sera pris sous la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) (LCPE). Il s’agit d’un instrument axé sur le marché et neutre sur le plan technologique qui préconise les mesures de réduction des émissions rentables, tout en faisant en sorte que les émissions de GES du secteur ne dépassent pas un niveau établi et diminuent au fil du temps. Ce cadre énonce l’approche réglementaire proposée, notamment les détails clés de la conception et l’approche pour établir le plafond sur les émissions et le niveau maximal d’émissions permises provenant de sources visées d’ici 2030. Le gouvernement demande des commentaires sur le cadre, pour aider à guider l’élaboration du projet de règlement qu’il a l’intention de publier aux fins de commentaires à la mi-2024.

Depuis 1988, la LCPE a été utilisée pour gérer un vaste éventail de problèmes relatifs à la protection de l’environnement, notamment la pollution atmosphérique, la pollution par des produits chimiques et les émissions de GES en interdisant le rejet de substances qui présentent un risque pour l’environnement ou la santé humaine. Plus de 100 règlements et modifications réglementaires ont été mis en œuvre en vertu de la LCPE. Le régime d’application de la LCPE est bien établi et compris par des milliers d’entreprises visées par la Loi. ECCC s’est assuré d’un taux élevé de conformité à ses règlements sur l’environnement grâce à une mobilisation active des entités réglementées et à la fourniture continue de directives.

L’approche proposée permettra de plafonner les émissions de GES, et non la production. Des discussions avec des experts ont soutenue l’évaluation de la quantité de réductions des émissions techniquement réalisables d’ici 2030. La proposition ci-dessous reflète ces travaux de base.   

Les commentaires écrits en réponse à ce document doivent être transmis par courriel avant le 5 février 2024 à l’adresse suivante : PlanPetrolieretGazier-OilandGasPlan@ec.gc.ca.

Composantes clés proposées

L’objectif du projet de règlement consiste à réduire les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier par la mise en place d’un système national de plafonnement et d’échange pour les émissions. Le règlement établira des exigences en matière de rapports et de vérification, et une limite supérieure légale sur les émissions de GES. Une réflexion sera menée sur la manière d'introduire progressivement les exigences du système entre 2026 et 2030.

Dans un système de plafonnement et d’échange, l’organisme de réglementation émet une quantité d’unités d’émissions –le plafond sur les émissions – et certaines mesures de souplesse en matière de conformité permettent aux émissions de dépasser ce plafond jusqu’à une limite supérieure légale. Il est interdit pour les entités réglementées d’émettre des GES sans remettre une unité d’émissions ou une autre unité de conformité pour chaque tonne d’émissions de GES jusqu’à concurrence de la limite supérieure légale. Les unités d’émissions et certains autres types d’unités de conformité peuvent être achetées et vendues sur un marché d’échange, ce qui permet de réaliser des réductions à meilleur coût.

Le règlement identifiera les parties réglementées et établira les modalités d’inscription au système, celles relatives à l’émission, d’utilisation et d’échange des unités d’émissions, fixeront les critères pour la création et l’utilisation des unités de conformité admissibles, et les renseignements qui doivent être quantifiés, vérifiés et déclarés par ceux qui sont tenus de s’inscrire dans le système. Par le biais de la limite supérieure légale sur les émissions des GES, le règlement appliquera une interdiction d’émettre des GES et établira la quantité d’émissions de GES totales permises pour les installations assujetties.

Principes de conception

La conception du projet de règlement sur un système de plafonnement et d’échange pour les émissions sera fondée sur les principes suivants, en tenant compte des considérations pratiques :

• diminution des émissions de GES à un rythme et dans les proportions nécessaires pour atteindre la carboneutralité dès 2050
  Le règlement sera conçu pour s’assurer que les émissions de GES attribuables aux sous-secteurs en amont et du gaz naturel liquéfié (GNL) diminueront au fil du temps pour atteindre la carboneutralité d’ici 2050
• prise en compte des réductions d’émissions techniquement réalisables et de la demande mondiale prévue de pétrole et de gaz
  La limite supérieure légale des émissions des GES provenant de sources visées tiendrait compte des évaluations des réductions d’émissions techniquement réalisables et de la demande mondiale prévue du pétrole et du gaz
• réduction au minimum du fardeau administratif
  Le règlement serait conçu pour compléter et tirer parti d’autres règlements et programmes fédéraux et provinciaux et de réduire au minimum les exigences administratives supplémentaires, dans la mesure du possible
• engagement à examiner
  L’efficacité du règlement sur un système de plafonnement et d’échange pour les émissions ferait l’objet d’une surveillance continue et d’examens réguliers, notamment pour évaluer la limite supérieure légale des émissions de GES, la quantité d’unités d’émissions disponible, l’approche pour l’allocation de ces unités et l’accès à des mesures de souplesse en matière de conformité.

Champ d’application

Le système de plafonnement et d’échange pour les émissions s’appliquerait aux installations de GNL et aux installations du secteur pétrolier et gazier en amont, incluant aux installations extracôtières. Ces sous-secteurs représentent la majorité des émissions de GES du secteur pétrolier et gazier – le sous-secteur en amont représentait 85 % des émissions du secteur en 2021, et la nouvelle production du secteur du GNL devrait être une source croissante d’émissions.

Il est proposé que les activités suivantes seraient visées par le règlement :

• production de bitume et d’autres pétroles bruts, y compris les pipelines de collecte de pétrole en amont quand ils font partie d’une installation assujettie — autre que l’exploitation en surface du bitume et que le raffinage du pétrole, y compris :
  • extraction, traitement et production de pétrole brut léger (ayant une densité inférieure à 940 kg/m³ à 15°C)
  • extraction, traitement et production de bitume ou autre pétrole brut lourd (ayant une densité supérieure ou égale à 940 kg/m³ à 15°C)
• exploitation de surface des sables bitumineux et extraction du bitume
• valorisation du bitume ou du pétrole lourd pour produire du pétrole brut synthétique
• production et traitement du gaz naturel et production de liquides de gaz naturel, y compris les pipelines de collecte de gaz en amont quand ils font partie d’une installation assujettie
• production de gaz naturel liquéfié

Le sous-secteur pétrolier et gazier en amont, comprend de nombreuses de petites installations qui émettent moins que le seuil de déclaration pour le Programme de déclaration des gaz à effet de serre du gouvernement fédéral de 10 kilotonnes d’équivalent de dioxyde de carbone (CO₂e) d’émissions de GES par année. Bien qu’individuellement ces installations soient de petits émetteurs, prises ensemble, on estime qu’elles représentent le tiers du total des émissions de GES du secteur. Afin que le règlement vise les plus petites installations émettrices, les approches mises en place par la Colombie-Britannique, l’Alberta et la Saskatchewan pour définir et réglementer les petites installations des fins de déclaration et de réglementation sont en cours d’examen pour soutenir l’élaboration d’une approche fédérale efficace.

Le système de plafonnement et d’échange couvrirait toutes les émissions de GES directes, tout en tenant également compte des émissions indirectes et de celles qui sont captées et stockées de manière permanente, comme il est décrit plus loin dans le cadre réglementaire. Les GES couverts comprendraient le dioxyde de carbone, le méthane, l’oxyde de diazote et les autres (pour obtenir la liste complète, voir les articles 65 à 70 de la partie 2 de l’annexe 1 de la LCPE). Le potentiel de réchauffement planétaire de chaque GES serait établi dans le projet de règlement.

Les nouvelles installations devraient s’inscrire avant d’émettre des GES découlant d’une activité visée. Les obligations en matière de déclaration et de vérification commenceraient le 1er janvier de l’année suivante. Il est envisagé de reporter la première obligation de conformité jusqu’à ce que la nouvelle installation atteigne une proportion établie de sa capacité de conception, ou deux ans après avoir produit pour la première fois un produit, selon la première de ces éventualités. Le traitement des installations en cours de fermeture serait également précisé.

Interdiction

Il serait interdit pour toutes les installations assujetties de rejeter de GES découlant d’une activité industrielle visée à moins qu’elles se soient d’abord inscrites au système. Le règlement interdirait aussi aux installations assujetties de rejeter dans l’environnement des GES découlant d’activités industrielles visées sans remettre un nombre suffisant d’unités de conformité pour couvrir ces émissions de GES.

Allocation des unités d’émissions

Chaque unité d’émissions aurait une valeur d’une tonne de CO₂e. Les unités d’émission émises en vertu du règlement sur le système de plafonnement et d’échange pour les émissions ne seront pas fongibles avec d’autres instruments réglementaires ou systèmes de tarification du carbone.

Lorsque la première période de conformité commencera, les unités d’émissions seront d’abord allouées gratuitement. Il est proposé que les principes suivants guident l’approche d’allocation gratuite :

• reconnaissance des installations produisant peu d’émissions
  L’approche d’allocation gratuite des unités d’émissions reconnaîtrait les installations les plus performantes qui sont en mesure de produire les mêmes produits ou des produits semblables avec une intensité d’émission plus faible encourageant ainsi toutes les installations s’orienter vers une production hautement efficace et à faibles émissions de carbone
• uniformité et transparence
  L’approche s’appliquerait de manière uniforme aux activités visées du secteur pétrolier et gazier et serait mise en œuvre d’une manière transparente
• réduction au minimum de l’incertitude
  L’approche chercherait à améliorer la certitude de la quantité d’unités d’émissions allouées gratuitement qu’une installation recevrait année après année, dans la mesure du possible

Toute approche d’allocation gratuite pourrait nécessiter un ajustement du niveau des unités d’émissions allouées à chaque installation afin de s’assurer que la quantité totale d’unités d’émissions allouées gratuitement fournies ne dépasse pas le plafond sur les émissions. Cela se ferait au prorata. Le gouvernement propose une approche d’allocation gratuite établie en fonction d’un niveau de production de référence et d’un taux d’allocation gratuite pour un produit ou une activité donnée (tonnes de CO₂e/produit produit). La quantité totale d’unités d’émissions allouées gratuitement serait ajustée à la hausse ou à la baisse selon l’installation, si la production de l’installation augmente ou chute plus que le pourcentage prédéterminé par rapport au niveau de production de référence. Cette approche tiendrait compte d’une certaine variabilité dans les niveaux de production des installations individuelles tout en augmentant la prévisibilité de l’allocation gratuite en comparaison d’une approche purement axée sur le rendement. Ceci aiderait les installations à mieux se préparer à se conformer aux exigences réglementaires.

La mise aux enchères des unités d’émissions, que ce soit en combinaison avec l’allocation gratuite ou comme un moyen de distribuer toutes les unités d’émissions, pourrait être envisagée lors de périodes de conformité ultérieures.

Unités d’émissions et limite supérieure légale des émissions en 2030

Il y a deux chiffres clés dans l’approche proposée : (1) le plafond sur les émissions, qui correspond à la quantité totale des unités d’émissions allouées par le gouvernement pour une année donnée, et (2) la limite supérieure légale, soit la quantité maximale d’émissions que le secteur aura le droit d’émettre cette année-là. La limite supérieure légale comprend le nombre d’unités d’émissions émises plus la quantité totale des crédits admissibles à la conformité qui peuvent être utilisés.

Cette approche assura que le secteur réduira les émissions de GES et que ce dernier est sur le chemin de la carboneutralité, tout en offrant une certaine flexibilité pour permettre au secteur de répondre à l’évolution de la demande mondiale. L’approche est orientée par une analyse détaillée des projets de décarbonation et du déploiement de technologies potentielles dans l’ensemble du secteur pétrolier et gazier, notamment l’état de préparation de la technologie des solutions de réduction des émissions clés et le délai de leur déploiement. Elle tient également compte des cibles climatiques du Canada et des objectifs mondiaux, ainsi que des politiques climatiques énoncées par d’autres pays, et de la façon dont celles-ci pourraient avoir une incidence potentielle sur la demande de pétrole et de gaz et des niveaux de production canadienne.

Il est proposé que le plafond sur les émissions pour 2030 (la quantité d’unités d’émissions émises) serait établi à un niveau légèrement inférieur à la quantité d’émissions provenant des sources visées en considérant que toutes les réductions techniquement réalisables prévues pour ces sources ont eu lieu d’ici 2030 et que le niveau de production demeure à celui de 2019. D’après les estimations actuelles, cela se traduirait par une quantité totale d’unités d’émissions émises en 2030 de 106 à 112 Mt de CO₂e, ce qui représenterait une quantité de 35 % à 38 % sous les niveaux d’émissions de 2019. Les installations qui émettent plus que les unités d’émissions allouées disposeraient d’une certaine flexibilité pour compenser une quantité limitée d’émissions supplémentaires, jusqu’au niveau de la limite supérieure légale.

Il est proposé que la limite supérieure légale de 2030 serait établie à un niveau qui suppose que la quantité d’émissions provenant des sources visées en considérant que toutes les réductions techniquement réalisables prévues pour ces sources ont eu lieu d’ici 2030 et que le niveau de production correspond à celui du scénario de carboneutralité au Canada de la Régie de l’énergie du Canada. Ce scénario concorde avec un scénario selon lequel le Canada et toutes les Parties à l’Accord de Paris atteignent leurs objectifs climatiques intérimaire et de carboneutralité. Ceci comprend l’atteinte de l’objectif de carboneutralité d’ici 2050 par les États-Unis et l’Union européenne, d’ici 2060 et 2070 par la Chine et l’Inde, respectivement. Selon l’information et les analyses actuelles, on estime que cela représente une quantité maximale d’émissions provenant de sources visées par le système de plafonnement et d’échange pour les émissions d’ici 2030 de 131 à 137 Mt de CO2e, ou d’environ 20 % à 23 % sous les niveaux d’émissions de 2019^{Footnote 1 Footnote 2}. La limite supérieure légale des émissions diminuerait au fil du temps de sorte que les sources visées par le système de plafonnement et d’échange pour les émissions atteignent la carboneutralité d’ici 2050.

Cette approche fixerait un plafond sur les émissions qui rendrait le secteur redevable pour les émissions de GES associées avec la croissance de la production depuis 2019, mais offrirait aussi la souplesse nécessaire pour émettre à un niveau qui est cohérent avec l’atteinte par le Canada de la carboneutralité d’ici 2050 et qui prend en compte la quantité maximale de réductions d’émissions techniquement réalisables. Sur la base des estimations actuelles de la limite supérieure légale et du plafond sur les émissions, l’option d’utiliser d’autres unités de conformité serait limitée à environ 25 Mt en 2030. Dans la mesure où des crédits compensatoires robustes sont utilisés pour couvrir ces émissions de GES supplémentaires, les émissions nettes de la politique en 2030 pourraient être aussi faibles que de 106 à 112 Mt de CO₂e. Les unités de conformité proposées sont décrites plus en détail ci-dessous.

En établissant la quantité d’unités d’émissions émises par le gouvernement et la quantité maximale d’émissions provenant de sources visées que le secteur aura le droit d’émettre après la période de 2030, il sera nécessaire de trouver un équilibre entre assurer une certitude réglementaire et les difficultés associées avec la prévision des conditions futures, notamment le calendrier de mise en œuvre des projets de décarbonation et la demande mondiale de combustibles fossiles. L’approche inclura des examens réguliers de la trajectoire du plafond sur les émissions, du marché d’échange des unités d’émissions et de l’accès à des mesures de souplesse en matière de conformité. Ces caractéristiques joueront un rôle important pour s’assurer que le secteur est bien placé pour continuer à déployer les réductions d’émissions techniquement réalisables, est une source de combustibles fossiles très efficaces et faibles en émissions de carbone à mesure que le monde utilise de plus en plus des sources d’énergie faibles en carbone et sans émission de carbone, et atteint la carboneutralité d’ici 2050.

Le plafond sur les émissions définitif pour 2030 et la limite supérieure légale seront établis en fonction des meilleurs renseignements accessibles au moment où le règlement sera finalisé, orienté par les données et les renseignements reçus de la part des parties intéressées en réponse à ce cadre, ainsi que par les détails pertinents de la conception réglementaire, notamment la couverture des émissions de GES indirectes.

Figure 1 : Émissions estimées et prévues du secteur pétrolier et gazier (Mt de CO2e) en 2019 et 2030^{Footnote 3} 

Traitement des émissions indirectes et des émissions stockées

Le système de plafonnement et d’échange s’appliquera aux émissions de GES directes (portée 1). Le traitement proposé pour les émissions de GES de portée 2 qui sont liées à la production de pétrole et de gaz ainsi qu’au GNL sera abordé plus en détail ci‑après.^{Footnote 4}

Le secteur pétrolier et gazier utilise de l’énergie thermique, de l’électricité et de l’hydrogène dans ses procédés industriels. Si une installation ne produit pas elle-même son énergie thermique, son électricité ou son hydrogène, elle peut l’importer d’une autre installation ou, dans le cas de l’électricité, du réseau. Les installations peuvent aussi choisir de produire ces produits pour la vente et l’exportation. Par conséquent, ces activités sont exercées aux installations à divers niveaux avec des répercussions connexes sur les émissions de GES directes – ceux qui importent ces produits ont tendance à avoir des émissions directes plus faibles et ceux qui les produisent sur place, pour leur propre utilisation ou avec une production excédentaire qui est exportée, ont des émissions directes plus élevées. Tenir compte des transferts de dioxyde de carbone (CO₂) capté entre les installations pour des activités, notamment la récupération assistée des hydrocarbures et le stockage permanent, est également nécessaire pour s’assurer que les réductions d’émissions associées à ces activités sont prises en compte.

Le système de plafonnement et d’échange pour les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier tiendrait compte des transferts d’énergie thermique, d’hydrogène, de CO₂ et d’électricité pour s’assurer que toutes les émissions de GES qui touchent à la production de pétrole et de gaz sont couvertes. Cette façon de faire a pour but d’empêcher le transfert d’émissions de GES à des installations non réglementées et d’éviter de créer des inégalités et des répercussions imprévues sur la compétitivité.

Les installations devraient déclarer et quantifier les renseignements liés à l’achat, à la vente, à la production, à l’utilisation, à l’importation et à l’exportation d’énergie thermique, d’hydrogène, d’électricité et de transferts de CO₂ pour stockage. Lorsque des renseignements propres à l’installation ne sont pas accessibles, un coefficient par défaut sera fourni pour estimer les émissions.

Le mécanisme d’allocation d’unités d’émissions serait conçu pour tenir compte des besoins en électricité, en énergie thermique et en hydrogène du secteur.

Mesures de souplesse en matière de conformité

Le déploiement d’un certain nombre de solutions de décarbonation pour le secteur, notamment le captage et le stockage du carbone, prend beaucoup de temps. L’échange de droits d’émissions, des périodes de conformité pluriannuelles et la mise en réserve de crédits sont des caractéristiques courantes de systèmes de plafonnement et d’échange, étant donné qu’ils offrent aux installations la possibilité de décider du meilleur moment pour mettre en place des mesures de réduction des émissions de GES dans lesquelles elles auraient pu investir. D’autres mesures de souplesse en matière de conformité, comme permettre aux installations de remettre d’autres types d’unités de conformité (p. ex., crédits compensatoires), peuvent offrir une souplesse supplémentaire.

En plus de l’échange de droits d’émissions, des périodes de conformité pluriannuelles et de la mise en réserve de crédits, il est proposé que les installations aient l’option de remettre des crédits compensatoires nationaux ou de contribuer à un programme de financement pour les mesures de décarbonation pour couvrir une portion limitée de leurs émissions de GES. Il est également envisagé de permettre aux installations de remettre des unités qui représentent des résultats de mesures d’atténuation dont l’utilisation a été autorisée par le Canada en tant que résultats d’atténuation transférés à l’échelle internationale (RATI) pour couvrir une partie de leurs émissions de GES.

Échange d’unités d’émissions entre les installations assujetties

Les installations assujetties auraient l’autorisation d’échanger des unités d’émissions, mais ces unités s’appliqueraient seulement au système de plafonnement et d’échange pour les émissions. De même, les crédits excédentaires, les crédits de rendement ou d’autres permis ou unités d’émissions associés à d’autres règlements ou systèmes de tarification du carbone, dont les systèmes de tarification fondés sur le rendement ou les systèmes de plafonnement et d’échange des gouvernements fédéral ou provinciaux, ne pourraient pas être utilisés dans le cadre du système de plafonnement et d’échange pour les émissions du secteur pétrolier et gazier.^{Footnote 5}

Périodes de conformité pluriannuelles

Des périodes de conformité pluriannuelles de trois ans sont proposées. Cette approche donnerait aux installations plus de temps pour réaliser des réductions d’émissions de GES avant de remettre suffisamment d’unités d’émissions ou d’unités de conformité pour couvrir toutes les émissions de GES pendant la période de trois ans en comparaison d’une période de conformité d’un an.

Mise en banque

Les installations seraient autorisées à mettre en banque des unités d’émissions pour un maximum de deux périodes de conformité (six ans). Cela serait permis pour toutes les unités d’émissions qu’elles soient allouées à une installation gratuitement ou achetées par l’entremise d’un échange. Le gouvernement envisage d’inclure une limite quant au nombre total d’unités d’émissions qui peuvent être mises en banque.

Fonds pour la décarbonation

Le gouvernement étudie les possibilités d’inclure un programme de financement pour les mesures de décarbonation – le fonds pour la décarbonation – en tant qu’option de conformité. Si ce fonds est mis sur pied, les installations assujetties pourraient contribuer à ce fonds, pour lequel des unités du fonds pour la décarbonation seraient émises pour un maximum de 10 % de leurs émissions de GES. Les contributions au fonds pour la décarbonation seraient utilisées pour soutenir la décarbonation du secteur pétrolier et gazier, et contribueraient à réduire les émissions dans les installations bénéficiaires.

Il est proposé que le taux de contribution à verser afin de se voir émettre une unité du fonds pour la décarbonation soit fixé dans le règlement au prix estimé d’une unité d’émissions nécessaire pour que le secteur réduise les émissions de GES au niveau de la limite supérieure légale. Par exemple, la modélisation suggère que lorsque les incitatifs à la réduction des émissions provenant d’autres politiques sont pris en compte (p. ex., la tarification du carbone), le prix des unités d’émissions en 2030 nécessaire pour atteindre la limite supérieure légale dans le système de plafonnement et d’échange pour les émissions pourrait être d’environ 50 dollars par tonne de CO₂e.

Crédits compensatoires nationaux

Les crédits compensatoires issus de programmes de crédits compensatoires robustes représentent des réductions d’émissions de GES ou des accroissements de retraits des GES réels, additionnels, quantifiés, vérifiés, permanents et uniques. L’utilisation de crédits compensatoires robustes dans le cadre d’un système de plafonnement et d’échange pour les émissions peut contribuer à donner aux installations assujetties un moyen de respecter un plafond sur les émissions plus agressif, tout en réalisant des réductions d’émissions supplémentaires sur une base nette.

Les installations assujetties auraient la possibilité de remettre des crédits compensatoires provenant du Régime de crédits compensatoires pour les GES du Canada et des crédits compensatoires provinciaux reconnus pour utilisation en vertu du Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement^{Footnote 6}, jusqu’à concurrence du pourcentage des émissions de GES entre le plafond (quantité totale d’unités d’émissions émises pour une année) et la limite supérieure légale, déduction faite des contributions au fonds pour la décarbonation. Sur la base des estimations actuelles, cela représente un maximum d’environ 20 % des émissions de GES d’une installation. Le pourcentage diminuerait pour toute contribution versée au fonds pour la décarbonation. Par exemple, une installation qui a contribué au fonds pour la décarbonation jusqu’à la limite maximale de 10 % de ses émissions de GES ne pourrait remettre des crédits compensatoires qu’à hauteur de 10 % supplémentaires.

Le gouvernement du Canada étudie la possibilité de permettre à un crédit compensatoire remis d’être pris en compte dans l’obligation d’une installation au titre du règlement sur le plafonnement et l’échange pour les émissions et d’être utilisé par la même installation pour la conformité dans le cadre d’un système de tarification du carbone applicable à cette installation, à condition qu’il compense la même tonne d’émissions de GES.

Le gouvernement du Canada étudie également le concept d’un programme de financement pour les crédits compensatoires – fonds pour les crédits compensatoires. Le concept est similaire à celui du fonds pour la décarbonation, dans la mesure où les installations assujetties auraient la possibilité de verser au fonds une contribution à un taux déterminé en échange d’unités de conformité. Si le fonds est mis en œuvre, les produits collectés seront utilisés par le gouvernement pour acheter des crédits compensatoires au niveau national et possiblement des RATI. Le taux de contribution pourrait être fixé de la même manière que le taux du fonds pour la décarbonation.

Un fonds pour les crédits compensatoires permettrait d’offrir une plus grande certitude en matière de coûts à l’industrie pétrolière et gazière et d’atténuer les risques d’impacts négatifs sur la production, si les prix des crédits compensatoires sont supérieurs à la valeur marchande des unités d’émissions. Si elle est poursuivie, cette approche pourrait être mise en œuvre à la place ou en complément de l’achat direct de crédits compensatoires au niveau national.

Résultats d’atténuation transférés à l’échelle internationale

Pour plus de souplesse, il est envisagé d’autoriser l’utilisation des RATI comme option de souplesse en matière de conformité^{Footnote 7}. L’utilisation des RATI serait limitée à une partie du pourcentage des émissions de GES pouvant être couvertes par des crédits compensatoires, c’est-à-dire une partie des 20 % des émissions de GES d’une installation pouvant être couvertes par des crédits compensatoires, afin de garantir que l’investissement dans les projets de crédits compensatoires nationaux reste prioritaire. Les possibilités d’inclure les RATI dans un éventuel fonds pour les crédits compensatoires sont également envisagées.^{Footnote 8}

Rapport, quantification et vérification

Toutes les installations assujetties seraient tenues de présenter des rapports annuels, y compris des rapports sur les émissions de GES de l’installation et de sa production, ainsi que sur les émissions de GES indirectes. Les installations seraient tenues d’utiliser les méthodes de quantification prévues par le règlement. Dans la mesure du possible, ces méthodes de quantification seront alignées avec les exigences actuelles, telles que celles du Programme de déclaration des gaz à effet de serre et des règlements provinciaux. Dans certaines circonstances, des autorisations pourraient être délivrées pour permettre aux installations d’utiliser une autre méthode de quantification.

Les rapports devront être vérifiés par une tierce partie répondant aux exigences prévues par le règlement. Il est proposé que ces rapports annuels vérifiés soient transmis le 31 juillet de chaque année et qu’ils contiennent les renseignements relatifs à l’année civile précédente.

Le règlement précisera également les exigences relatives à la correction des rapports, aux erreurs importantes, à la tenue des registres, aux demandes de confidentialité et à d’autres fonctions administratives.

Entrée en vigueur et délais de mise en conformité

Le règlement devrait entrer en vigueur dès l’enregistrement de sa version définitive en 2025. Les installations seraient tenues de s’inscrire avant la fin de l’année 2025, ou avant le rejet des GES dans le cadre d’une activité visée après le 1er janvier 2026. La déclaration annuelle des renseignements vérifiés à l’aide des méthodes de quantification indiquées serait requise pour les années civiles, et ce au plus tôt en 2026. Une réflexion sera menée sur la manière d'introduire progressivement les exigences du système entre 2026 et 2030. Une fois introduite progressivement, les périodes de conformité auraient une durée de trois années civiles.

Les périodes de conformité pluriannuelles comporteraient à la fois une exigence de conformité annuelle et un « rapprochement » final à la fin de chaque période de conformité. Par exemple, pour la première et la deuxième année d’une période de conformité donnée, les installations assujetties seraient tenues de remettre des unités de conformité correspondant à 30 % de leurs émissions vérifiées de GES, moins la quantité de GES stockés en permanence, au cours de l’année civile précédente. À la fin de chaque période de conformité, les installations assujetties seraient tenues de remettre une unité d’émissions ou une unité de conformité admissible pour chaque tonne de GES émise pendant toute la période de conformité, moins les unités d’émissions et les unités de conformité remises au cours des années intermédiaires.

Lorsqu’ils choisissent la mesure d’exécution appropriée, les agents d’ECCC examinent chaque cas de non-conformité conformément à la politique d’observation et d’application de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999).

Questions aux fins de discussion

• Comment les unités d’émissions doivent-elles être allouées ? Quels sont les éléments à prendre en compte ? Comment envisager les changements de production et les nouveaux projets ?
• Quel processus faut-il mettre en place pour réexaminer la trajectoire du plafond sur les émissions pour la période d’après 2030 ?
• Si, quand et dans quelles certaines mesures de souplesses en matière de conformité doivent être réduites ou supprimées progressivement.
• Comment l’approche proposée pour les émissions indirectes de GES doit-elle être mise en œuvre ?
• Quels sont les protocoles de mesure ou les méthodes de quantification qui permettent d’estimer avec le plus de précision les émissions de méthane au niveau des installations ?
• Quelles approches administratives peuvent être utilisées pour définir et réglementer les installations dont les émissions de GES sont inférieures à 10 kt de CO₂e par an ?
• Comment les produits du programme du financement pour les mesures de décarbonation devraient-ils être distribués ? Comment les contributions devraient-elles être utilisées pour soutenir la décarbonation du secteur pétrolier et gazier ?
• Quels sont les avantages et les inconvénients d’un fonds fédéral pour les crédits compensatoires ? Comment un fonds fédéral pour les crédits compensatoires doit-il fonctionner ?
• Quel rôle les RATI doivent-ils jouer dans la flexibilité en matière de conformité ?

Prochaines étapes

Le gouvernement du Canada reste déterminé à poursuivre sa mobilisation sur les possibilités et les obstacles à la décarbonation du secteur et à la conception du plafond d’émissions, et cherche à obtenir des avis sur les renseignements présentés dans ce cadre. Les personnes souhaitant soumettre des observations écrites formelles en réponse à ce document sont invitées à le faire. Pour que votre avis puisse être pris en compte lors de l’élaboration du système de plafonnement et d’échange pour les émissions du secteur pétrolier et gazier, veuillez envoyer vos commentaires par courriel avant le 5 février, 2024 (60 jours après la publication), à l’adresse suivante : PlanPetrolieretGazier-OilandGasPlan@ec.gc.ca.

En 2024, le gouvernement du Canada prévoit de publier un projet de règlement dans la partie I de la Gazette du Canada pour une période de consultation publique de 60 jours. Des commentaires formels écrits sur le projet de règlement seront également sollicités à ce moment. La publication du règlement définitif est prévue pour 2025, les premières obligations de déclaration commençant au plus tôt en 2026 et les exigences complètes du système entrant en vigueur progressivement entre 2026 et 2030.

Annexe I – Estimation du niveau du plafond sur les émissions et de la limite supérieure légale en 2030

L’estimation du niveau du plafond sur les émissions (quantité totale d’unité d’émissions émises) et de la limite supérieure légale (la quantité maximale d’émissions permises provenant de sources visées) en 2030 reflète une analyse ascendante du niveau d’émissions qui pourrait être atteint si toutes les réductions d’émissions techniquement réalisables avaient lieu pour une prévision de production précise.

Le plafond sur les émissions pour 2030 est conçu pour tenir le secteur responsable des augmentations d’émissions de GES associées aux augmentations de production depuis 2019, la dernière année précédant la pandémie avant l’engagement du gouvernement de plafonner et de réduire les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier. Ainsi, les niveaux de production de 2019 ont été utilisés pour établir le plafond sur les émissions estimé pour 2030.

La limite supérieure légale en 2030 est conçue de façon à tenir à l’engagement du Canada de parvenir à une production carboneutre d’ici 2050. Les prévisions de la production utilisées pour établir la limite supérieure légale en 2030 se fondent sur les prévisions du scénario de carboneutralité du Canada de la Régie de l’énergie du Canada. Il s’agit d’un scénario dans lequel le Canada et toutes les Parties à l’Accord de Paris atteignent leurs objectives climatiques intérimaires et de  carboneutralité. Ceci voudrait dire que pratiquement tous les pays à revenu élevé parviennent à la carboneutralité d’ici 2050 et les autres grands émetteurs comme la Chine et l’Inde y parviennent en 2060 et 2070, conformément à l’engagement qu’ils ont pris.

Les niveaux de production basés sur les estimations d’ECCC de la production de pétrole, de gaz naturel et de GNL pour 2019, ainsi que les estimations d’ECCC du scénario de carboneutralité du Canada de la Régie de l’énergie du Canada, sont présentés dans le tableau ci-dessous.

Tableau 1 : Niveaux de production utilisés pour élaborer le plafond sur les émissions proposé pour 2030 (niveau d’unités d’émissions) et la limite supérieure légale (la quantité maximale d’émissions permises)

-	Niveau de production 2019	Niveaux de production en 2030 fondés sur le scénario de carboneutralité du Canada de la Régie de l’énergie du Canada
Production totale de pétrole (1 000 barils par jour)	4 400	5 153
—Sables bitumineux (1 000 barils par jour)	3 126	3 730
—Pétrole classique (1 000 barils par jour)	1 274	1 423
Production de gaz naturel (pétajoules par an)	7 470	7 845
Production de GNL (milliards de pieds cubes par jour)	0	3,91

La quantité de réductions techniquement réalisables a été estimée sur la base d’une évaluation des technologies de réduction des émissions qui peuvent être déployées dans le secteur d’ici 2030 en tenant compte de l’état des technologies disponibles, de la disponibilité des équipements et de la main-d’œuvre, ainsi que des délais pour l’obtention des permis et des approbations. Les estimations ont été étayées par des données provenant de l’industrie et d’autres parties intéressées.

Pour construire les estimations ascendantes pour le plafond sur les émissions et la limite supérieure légale en 2030, un niveau d’émissions de référence prudent a été estimé pour 2030, en supposant que les intensités d’émissions de 2019 restent constantes pour un niveau de production donné. La quantité de réductions techniquement réalisables a ensuite été soustraite du niveau d’émissions de GES obtenu.

Tableau 2 : Estimations des émissions de GES de référence, des réductions des émissions de GES techniquement réalisables, du plafond sur les émissions pour 2030 et de la limite supérieure légale (Mt de CO₂e)

-	Scénario utilisant les niveaux de production de 2019	Scénario de carboneutralité du Canada de la Régie de l’énergie du Canada
Émissions de GES de référence pour 2030 (émissions totales sans mesures de réduction)	174	199
Réductions d’émissions techniquement réalisables
—Sables bitumineux	-20	-20
—Pétrole classique	-1	-2
—Production et traitement du gaz naturel	-6	-6
—GNL	0	-1
—Méthane (tous les sous-secteurs)	-33	-37
Total des émissions de GES estimées pour 2030 (avec mesures de réduction)	114	134
Le plafond sur les émissions et la limite supérieure légale en 2030	(Plafond sur les émissions pour 2030 : entre 106 et 112*)	(Limite supérieure légale de 2030 : entre 131 et 137**)

* La quantité d’unités d’émissions a été fixée à un niveau légèrement inférieur à la quantité estimée d’émissions de GES pour le scénario utilisant les niveaux de production de 2019.

** Comprends les unités d’émissions et l’utilisation des crédits de souplesse en matière de conformité

Les principales technologies de réduction des émissions présumées être déployées dans les estimations de la quantité de réductions d’émissions techniquement réalisables en 2030 sont les suivantes :

• sables bitumineux
  • Captage et stockage du carbone (CSC) et solvants, avec quelques réductions d’émissions dues à d’autres possibilités de réduction telles que l’amélioration de l’efficacité (20 Mt).
• pétrole classique
  • Réduction du torchage (1-2 Mt)
• production et traitement du gaz naturel
  • CSC et électrification (6 Mt)
• GNL
  • Électrification dans les projets à un stade ultérieur
• méthane (tous les sous-secteurs)
  • Les réductions d’émissions sont présumées atteindre l’objectif de 75 % du règlement renforcé sur le méthane (33 Mt).