Méthodes de quantification pour le Règlement sur les plafonds d’émissions de gaz à effet de serre du secteur pétrolier et gazier (ébauche pour consultation)

Date de publication : Le 4 novembre 2024

1. Introduction

Le présent document est mentionné dans plusieurs dispositions du règlement à titre de Méthodes de quantification pour le Règlement sur les plafonds d’émissions de gaz à effet de serre du secteur pétrolier et gazier (méthodes de quantification).

Le règlement fait référence aux méthodes de quantification pour préciser les exigences supplémentaires relatives à ce qui suit :

Les méthodes de quantification s’appliqueraient à partir de 2026. Cette version préliminaire est disponible pour illustrer l’approche et donner l’occasion de formuler des commentaires sur le contenu proposé des méthodes de quantification. Les méthodes de quantification applicables à partir de 2026 seraient alors finalisées et publiées avant l’année civile 2026.

L’approche adoptée dans le présent document pour déterminer la quantité d’émissions de GES est une approche d’harmonisation avec les méthodes nationales de déclaration, s’il y a lieu. Les exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada : Programme de déclaration des gaz à effet de serre (méthode d’ECCC 2024/2025) doivent être utilisées lorsqu’une méthode appropriée existe. Dans certains cas, d’autres méthodes sont mentionnées, comme les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de l’Alberta (MQA) ou les Final Essential Requirements of Mandatory Reporting (méthode de la WCI). Lorsqu’il n’existe aucune méthode de quantification applicable, des estimations techniques fondées, entre autres, sur des bilans massiques, des modèles, les connaissances en matière de processus et des données propres à l’installation doivent être utilisées pour déterminer les émissions.

L'approche utilisée dans le présent document pour déterminer la production est une approche d’harmonisation avec les exigences en matière de déclaration des provinces et territoires canadiens.

2. Général

2.1 Pour plus de certitude

En cas de conflit entre le Règlement et les exigences établies dans le présent document, le Règlement l’emporte dans la mesure du conflit.

2.2 Termes

directive 017 Le document intitulé Directive 017: Measurement Requirements for Oil and Gas Operations, publié le 17 mars 2022 par l'Alberta Energy Regulator.

directive PNG017 Le document intitulé Directive PNG017: Measurement Requirements for Oil and Gas Operations, publié en août 2022 par le gouvernement de la Saskatchewan.

exploitant Personne qui exerce toute autorité à l’égard d’une installation où des activités industrielles sont exercées.

GES Toute substance mentionnée à l’un des articles 65 à 70 de la partie 2 de l’annexe 1 de la Loi.

lignes directrices du GIEC Le document intitulé Lignes directrices 2006 du GIEC pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre, publié par l’Institut des stratégies environnementales mondiales pour le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat.

Loi La Loi canadienne sur la protection de l’environnement, 1999.

méthode d’ECCC 2024/2025 Le document intitulé Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre au Canada : Programme de déclaration des gaz à effet de serre, dans sa version 7.0, publié par le ministère de l’Environnement en décembre 2023.

méthode de la WCI Le document intitulé Final Essential Requirements of Mandatory Reporting, publié le 17 décembre 2010, et les modifications publiées en 2012 et 2013 par la Western Climate Initiative.

méthodes de quantification des GES de l’Alberta (QMA) Le document intitulé Alberta’s Greenhouse Gas Quantification Methodologies, dans sa version 2.3, publié par le gouvernement de l’Alberta en septembre 2023.

Méthode de quantification pour les sables bitumineux Le document intitulé Quantification of Area Fugitive Emissions at Oil Sands Mines, dans sa version 2.2, publié en juin 2023 par le ministère de l’Environnement et des parcs du gouvernement de l’Alberta.

protocoles SMECE Le document intitulé Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance continue des émissions gazeuses des centrales thermiques et d'autres sources, publié par le ministère de l’Environnement en 2023.

règlement Le Règlement sur les plafonds d’émissions de gaz à effet de serre du secteur pétrolier et gazier publier pour commentaire le [ajouter la date de publication]

Groupe Ensemble qui est constitué de tout équipement physiquement raccordé et fonctionnant ensemble pour produire de l’électricité et qui répond aux conditions suivantes :

  1. il comporte au moins une chaudière ou un moteur à combustion;
  2. il peut comporter des brûleurs d’appoint et d’autres dispositifs de combustion, des systèmes de récupération de chaleur, des turbines à vapeur, des générateurs, des dispositifs de contrôle des émissions et des systèmes de captage et de stockage de carbone. 

3. Règles générales pour déterminer la quantité de gaz à effet de serre

3.1  Quantité de gaz à effet de serre

Pour l’application de l’article 18 du règlement, les méthodes de quantification des GES sont prévues à la colonne 3 du tableau de la section 5 de ce document pour les activités industrielles exercées à l’installation.

Pour l’application de l’article 18 du règlement, si les sources spécifiques d’émissions ou les GES ne figurent pas à la colonne 1 ou 2 des tableaux de la section 5 de ce document pour l’activité industrielle, les GES doivent être déterminés conformément :

  1. à la méthode d’ECCC 2024/2025, si ce document contient des méthodes applicables à l’activité industrielle, ou
  2. aux méthodes de quantification des GES de l’Alberta, si ce document contient des méthodes applicables à l’activité industrielle et que des méthodes applicables à l’activité industrielle ne figurent pas dans la méthode d’ECCC 2024/2025, ou
  3. à la méthode de la WCI, si ce document contient des méthodes applicables à l’activité industrielle et que des méthodes applicables à l’activité industrielle ne figurent pas dans la méthode d’ECCC 2024/2025 ou les méthodes de quantification des GES de l’Alberta, ou
  4. aux lignes directrices du GIEC, si ce document contient des méthodes applicables à l’activité industrielle et que des méthodes applicables à l’activité industrielle ne figurent pas dans la méthode d’ECCC 2024/2025, les méthodes de quantification des GES de l’Alberta, ou la méthode de la WCI, ou
  5. s’il n’existe aucune méthode de quantification applicable à l’activité industrielle dans aucun des documents susmentionnés, des estimations techniques fondées, entre autres, sur des bilans massiques, des modèles, des connaissances en matière de processus et des données propres à l’installation doivent être utilisées.

Lorsque la méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.A, est utilisée pour calculer les GES provenant de la combustion stationnaire de combustibles, le point 6 de la liste des points importants ne s’applique pas.

3.2 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure

Pour l’application de l’article 18 du règlement, les exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure sont prévues à la colonne 4 des tableaux de la section 5 de ce document pour les activités industrielles exercées à l’installation.

Pour l’application de l’article 18 du règlement, lorsque les exigences d'échantillonnage, d'analyse et de mesure ne sont pas prévues pas à la colonne 4 des tableaux de la section 5 du présent document pour l’activité industrielle exercée à l’installation, les exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure sont celles prévues dans ce qui suit :

  1. à la méthode d’ECCC 2024/2025, si ce document contient des méthodes applicables à l’activité industrielle, ou
  2. les méthodes de quantification des GES de l’Alberta, si ce document contient des méthodes applicables à l’activité industrielle et que des méthodes applicables à l’activité industrielle ne figurent pas dans la méthode d’ECCC 2024/2025, ou
  3. à la méthode de la WCI, si ce document contient des méthodes applicables à l’activité industrielle et que des méthodes applicables à l’activité industrielle ne figurent pas dans la méthode d’ECCC 2024/2025 ou les méthodes de quantification des GES de l’Alberta, ou
  4. aux lignes directrices du GIEC, si ce document contient des méthodes applicables à l’activité industrielle et que des méthodes applicables à l’activité industrielle ne figurent pas dans la méthode d’ECCC 2024/2025, les méthodes de quantification des GES de l’Alberta, ou la Méthode de la WCI, ou
  5. s’il n’existe aucune méthode de quantification applicable à l’activité industrielle dans aucun des documents susmentionnés, des estimations techniques fondées, entre autres, sur des bilans massiques, des modèles, des connaissances en matière de processus et des données propres à l’installation doivent être utilisées.

3.3 Données manquantes

Pour l’application de l’article 18 du règlement, les méthodes de calcul des données de remplacement sont prévues à la colonne 5 des tableaux de la section 5 de ce document pour les activités industrielles exercées à l’installation.

Pour l’application de l’article 18 du règlement, lorsque les méthodes de calcul des données de remplacement ne sont pas prévues à la colonne 5 des tableaux de la section 5 de ce document pour l’activité industrielle, les méthodes sont celles prévues dans ce qui suit :

  1. à la méthode d’ECCC 2024/2025, si ce document contient des méthodes applicables à l’activité industrielle, ou
  2. les méthodes de quantification des GES de l’Alberta, si ce document contient des méthodes applicables à l’activité industrielle et que des méthodes applicables à l’activité industrielle ne figurent pas dans la méthode d’ECCC 2024/2025, ou
  3. à la méthode de la WCI, si ce document contient des méthodes applicables à l’activité industrielle et que des méthodes applicables à l’activité industrielle ne figurent pas dans la méthode d’ECCC 2024/2025 ou des méthodes de quantification des GES de l’Alberta, ou
  4. aux lignes directrices du GIEC, si ce document contient des méthodes applicables à l’activité industrielle et que des méthodes applicables à l’activité industrielle ne figurent pas dans la méthode d’ECCC 2024/2025, les méthodes de quantification des GES de l’Alberta, ou la Méthode de la WCI, ou
  5. s’il n’existe aucune méthode de quantification applicable à l’activité industrielle dans aucun des documents susmentionnés, des estimations techniques fondées, entre autres, sur des bilans massiques, des modèles, des connaissances en matière de processus et des données propres à l’installation doivent être utilisées.

4. Règles particulières pour déterminer la quantité de gaz à effet de serre

4.1 Quantité totale de CO2 stockée

Pour l’application du paragraphe 17(2) du règlement, l’élément B, qui correspond à la quantité de dioxyde de carbone (CO2) résultant de l’exercice d’une activité industrielle captée à l’installation et stockée de manière permanente dans le cadre d’un projet de stockage durant l’année civile, est déterminé selon la méthode de quantification figurant à la section 1 de la méthode d’ECCC 2024/2025 et multiplié par le facteur précisé au paragraphe 19(2) du règlement.

4.2 Méthode pour déterminer les GES provenant de la production d’électricité

Pour l’application du paragraphe 18(2) du règlement, la quantité de GES résultant de la production d’électricité dans une installation est déterminée comme suit :

Si l’électricité n’est pas produite par un groupe de cogénération, la quantité de GES est déterminée pour chaque source spécifique d’émissions dans la colonne 1 du tableau 2 pour chaque GES dans la colonne 2, conformément aux méthodes des colonnes 3 à 5 du tableau 2, ou, s’il n’y a pas de méthode applicable pour ces sources spécifiques d’émissions dans le tableau 2, conformément à la section 3. Par souci de clarté, les émissions de CO2 provenant du combustible de biomasse ne sont pas incluses dans la quantité des émissions de GES dans cette catégorie.

Si un groupe de cogénération est utilisée pour produire de l’électricité, la quantité d’émissions de GES exprimée en tonnes d’équivalent de dioxyde de carbone (CO2e) émises par le groupe et attribuable à la production d’électricité par le groupe est déterminée selon la formule sui:

U totale - U thermique

où :

U totale

représente la quantité d’émissions de GES exprimée en tonnes de CO2e émises par le groupe au cours de l’année civile, déterminée conformément aux méthodes indiquées dans les colonnes 3 à 5 du tableau 2 pour chaque source spécifique d’émissions dans la colonne 1 du tableau 2 pour chaque GES dans la colonne 2.

U thermique

la quantité d’émissions de GES exprimée en tonnes de CO2e émises par le groupe attribuable à la production d’énergie thermique utile par le groupe au cours de l’année civile, déterminée selon la formule :

Hpnette × bEI

où :

Hpnette

représente la quantité d’énergie thermique utile nette, exprimée en GJ, déterminée selon la formule :

Voir la description longue plus bas
Description longue

l’énergie thermique utile nette est égale à la somme de [(la somme de h sort,i multipliée par M sort,i de i égale à 1 à n) moins (la somme de h intr,j multipliée par M intr,j égale 1 à m)] de t égale à 1 à x

où :

t

représente la te heure, où « t » est un chiffre de 1 à x, « x » étant le nombre total d’heures au cours desquelles le groupe a produit de l’énergie thermique utile au cours de l’année civile,

i

le ie flux calorifique sortant du groupe, où « i » est un chiffre de 1 à n, « n » étant le nombre total de flux calorifiques sortants,

hsort_i

l’enthalpie spécifique moyenne au cours de la période « t » du ie flux calorifique sortant du groupe, exprimée en GJ/tonne et déterminée au moyen d’un instrument de mesure en continu selon les mesures de la température et de la pression de ce ie flux calorifique,

Msort_i

le débit massique au cours de la période « t » du ie flux calorifique sortant du groupe, exprimé en tonnes et déterminé au moyen d’un instrument de mesure en continu,

j

le je flux calorifique, autre que le flux de condensat de retour, entrant dans le groupe, où « j » est un chiffre de 1 à m, « m » étant le nombre total de flux calorifiques entrants dans le groupe,

hintr_j

l’enthalpie spécifique moyenne au cours de la période « t » du je flux calorifique, autre que le flux de condensat de retour, entrant dans le groupe, exprimée en GJ/tonne et déterminée au moyen d’un instrument de mesure en continu selon les mesures de la température et de la pression de ce je flux calorifique,

Mintr_j

le débit massique au cours de la période « t » du je flux calorifique, autre que le flux de condensat de retour, entrant dans le groupe, exprimé en tonnes et déterminé au moyen d’un instrument de mesure en continu,

bEI

l’intensité des émissions d’une chaudière de référence, fixée à 0,0556 tonnes de CO2e/GJ.

4.3 Méthode pour déterminer la quantité de GES provenant de la production de l’énergie thermique à l’extérieur de l’installation qui est fournie à l’installation durant l’année civile

Aux fins de la détermination de la quantité de GES qui peut être incluse dans l’élément C de la formule prévue à l’article 17 du règlement, la quantité de GES résultant de la production d’énergie thermique à l’extérieur de l’installation qui est fournie à l’installation durant l’année civile est déterminée par ce qui suit :

Pour l’énergie thermique qui est fournie à l’installation au cours de l’année civile, générée par un groupe de cogénération au gaz naturel :

Qk x bEI

où :

bEI

représente l’intensité des émissions d’une chaudière de référence, fixée à 0,0556 tonne de CO2e/GJ.

Qk

est la quantité d’énergie thermique produite à l’extérieur de l’installation qui est fournie à l’installation, exprimée en GJ au cours de l’année civile et déterminée au moyen d’un instrument de mesure en continu; et

Pour toute autre énergie thermique qui est fournie à l’installation au cours de l’année civile, déterminée selon la formule suivante :

Voir la description longue plus bas
Description longue

la quantité de GES provenant de la production d’énergie thermique thermique à l’extérieur de l’installation qui est fournie à l’installation durant l’année civile est égale à la somme de (Ek divisé par Pk) multipliée par Qk de k égal à 1 à n

où :

Ek

représente la quantité totale d’émissions de GES résultant de l’énergie thermique produite à l’installation d’origine au cours de l’année civile, exprimée en tonnes. Si du combustible de biomasse est utilisé, cette quantité est multipliée par le coefficient de chaleur, tel que déterminé à la section 4.10, pour déterminer la valeur applicable;

Pk

la quantité totale d’énergie thermique produite à l’installation d’origine au cours d’une année civile, exprimée en GJ, déterminée au moyen d’un instrument de mesure en continu;

Qk

la quantité d’énergie thermique qui est fournie à l’installation, exprimée en GJ au cours de l’année civile, déterminée au moyen d’un instrument de mesure en continu; et

k

le ke flux d’énergie thermique, où « k » est un nombre de 1 à n, « n » étant le nombre de flux d’énergie thermique qui est fourni à l’installation, au cours de l’année civile.

Quantification des variables Ek et Pk

Ek et Pk doivent être déterminés soit conformément aux méthodes prévues pour les émissions de combustion stationnaire de combustibles indiquées dans le tableau 2, ou selon le rapport Ek/Pk qui peut être remplacé par la valeur par défaut applicable du tableau 1. Si du combustible de biomasse est utilisé, cette quantité est multipliée par la valeur par défaut applicable par le coefficient de chaleur, tel que déterminé à la section 4.10, pour déterminer la valeur applicable.

Tableau 1 : Facteurs d’émissions par défaut pour l’énergie thermique des groupes de cogénération par type de combustible
Catégorie de combustible Intensité des émissions (tonnes de CO2e/GJ)
Propane 

0,096 

Gaz naturel commercialisable

0,080

Combustible gazeux inconnu

0,096 

Mazout léger/diesel/mazout distillé no. 2

0,114 

Pétrole lourd

0,119 

Combustible liquide inconnu

0,119 

Coke de pétrole - Utilisation en raffinerie

0,155 

Coke de pétrole - Utilisation dans la valorisation

0,155 

Combustible solide inconnu

0,155 

Biomasse/déchets de bois

0,134 

Liqueur de pâte épuisée

0,144 

Tableau 2 : Quantification des émissions provenant de la production d’énergie thermique et d’électricité
Sources spécifiques d’émissions (colonne 1) GES
(colonne 2)
Méthode de calcul des GES (colonne 3) Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure* (colonne 4) Méthode d’estimation des données manquantes (colonne 5)

Émissions de

combustion stationnaire

de combustibles

CO2, CH4 et N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, sections 2.A et 2.B*

Méthode d’ECCC 2024/2025,

sections 2.D.1 à 2.D.4*

Méthode d’ECCC 2024/2025,

section 2.E

Émissions liées aux procédés industriels provenant des épurateurs de gaz acide et des réactifs de gaz acide

CO2

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 7.C

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 7.D

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 7.E

Émissions associées à

l’utilisation de produits

industriels provenant :

- - - -

a) de l’équipement électrique

SF6 et PFC

Méthode de la WCI,

disposition WCI.233

Méthode de la WCI,

disposition WCI.234

Méthode de la WCI,

disposition WCI.235

b) des unités de refroidissement

HFC

Méthode de la WCI,

disposition WCI.43(d)

Méthode de la WCI,

disposition WCI.44

Méthode de la WCI,

disposition WCI.45

* Consultez la sous-section 4.9 pour connaître les exigences supplémentaires en matière de quantification.

4.4 Méthode pour déterminer les GES résultant de la production d’énergie thermique à l’installation qui est acheminée ailleurs durant l’année civile

Aux fins de la détermination de la quantité de GES qui peut être incluse dans l’élément D de la formule prévue à l’article 17 du règlement, la quantité de GES résultant de la production d’énergie thermique à l’installation qui est acheminée ailleurs durant l’année civile est déterminée par la formule suivante :

Voir la description longue plus bas
Description longue

la quantité de GES résultant de la production d’énergie thermique à l’installation qui est acheminée ailleurs durant l’année civile est égale à la somme de (Ek divisé par Pk) multipliée par Qk de k égal à 1 à n

où :

Ek

représente la quantité totale d’émissions de GES résultant de la production d’énergie thermique à l’installation, exprimée en tonnes de CO2e, au cours de l’année civile. Si du combustible de biomasse est utilisé, cette quantité est multipliée par le coefficient de chaleur, tel que déterminé à la section 4.10, pour déterminer la valeur applicable;

Pk

la quantité d’énergie thermique produite à l’installation, exprimée en GJ, au cours d’une année civile, déterminée à l’aide d’un instrument de mesure en continue;

Qk

la quantité d’énergie thermique acheminée ailleurs de l’installation, exprimée en GJ, au cours d’une année civile, déterminée au moyen d’un instrument de mesure en continu; et

k

le ke flux d’énergie thermique, où « k » est un nombre de 1 à n, « n » étant le nombre de flux d’énergie thermique utilisé par le groupe, au cours de l’année civile.

Quantification des variables Ek et Pk

La quantité des éléments Ek et Pk est déterminée conformément aux méthodes prévues pour les émissions de combustion stationnaire de combustibles dans le tableau 2, ou, si l’énergie thermique est produite par un groupe de cogénération, une valeur par défaut de 0,0556 tonnes de CO2e/GJ doit remplacer Ek/Pk. Si le combustible est de la biomasse, cette quantité est multipliée la valeur par défaut applicable par le coefficient de chaleur, tel que déterminé à la section 4.10, pour déterminer la valeur applicable. 

4.5 Méthode pour déterminer les GES résultant de la production d’hydrogène à l’extérieur de l’installation qui est fournie à l’installation durant l’année civile

Aux fins de la détermination de la quantité de GES qui peut être incluse dans l’élément E de la formule prévue à l’article 17 du Règlement, la quantité de GES résultant de la production d’hydrogène à l’extérieur de l’installation qui est fournie à l’installation durant l’année est déterminée par la formule suivante :

Voir la description longue plus bas
Description longue

la quantité de GES résultant de la production d’hydrogène à l’extérieur de l’installation qui est fournie à l’installation au cours de l’année civile est égale à la somme de (Ek divisé par Pk) multipliée par Qk de k égal à 1 à n

où :

Ek

représente la quantité d’émissions de GES résultant de la production d’hydrogène à l’installation d’origine au cours d’une année civile, exprimée en tonnes de CO2e;

Pk

la quantité d’hydrogène produite à l’installation d'origine au cours de l’année civile, exprimée en tonnes aux conditions normales, et déterminée au moyen d’un instrument de mesure en continu;

Qk

la quantité d’hydrogène qui est fournie à l’installation au cours de l’année civile, exprimée en tonnes aux conditions normales, déterminée au moyen d’un instrument de mesure en continu; et

k

le ke flux d’hydrogène, où « k » est un nombre de 1 à n, « n » étant le nombre de flux d’hydrogène qui est fourni à l’installation au cours de l’année civile.

Quantification des variables Ek et Pk

La quantité des éléments Ek et Pk est déterminée conformément aux méthodes prévues pour les émissions de combustion stationnaire de combustibles et les émissions liés aux procédés industriels indiquées dans le tableau 3, ou le rapport Ek/Pk peut être remplacé par la valeur par défaut de 11,36 tonnes de CO2/tonne d’hydrogène.

Tableau 3 : Quantification des GES provenant de la production d’hydrogène
Sources spécifiques d’émissions*
(colonne 1)
GES
(colonne 2)
Méthode de calcul des GES
(colonne 3)
Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure (colonne 4) Méthode d’estimation des données manquantes
(colonne 5)
Émissions de combustion stationnaire de combustibles

CO2, CH4 et N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, sections 2.A et 2.B*

Méthode d’ECCC 2024/2025, sections 2.D.1 à 2.D.4*

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.E

Émissions liées aux procédés industriels

CO2

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 10,A

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 10,B

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 10.C

Émissions de torchage

CO2, CH4 et N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.C

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.D.7

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.E

Émissions dues aux fuites

CH4

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.I

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.I

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.O

Émissions liées au transport sur le site

CO2, CH4 et N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, sections 2.A.1.a, 2.A.2.e et 2.B

Méthode d’ECCC 2024/2025, sections 2.D.1 à 2.D.4, et 2.D.6*

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.E

* Consultez la sous-section 4.9 pour connaître les exigences supplémentaires en matière de quantification.

4.6 Méthode pour déterminer les GES résultant de la production d’hydrogène à l’installation qui est acheminée ailleurs durant l’année civile

Aux fins de la détermination de la quantité de GES qui peut être incluse dans l’élément F de la formule prévue à l’article 17 du règlement, la quantité de GES résultant de la production d’hydrogène à l’installation qui est acheminée ailleurs durant l’année civile est déterminée par la formule suivante :

Voir la description longue plus bas
Description longue

la quantité de GES résultant de la production d’hydrogène à l’installation qui est acheminée ailleurs durant l’année civile est égale à la somme de (Ek divisé par Pk) multipliée par Qk de k égal à 1 à n

où :

Ek

représente la quantité d’émissions de GES résultant de la production d’hydrogène à l’installation, exprimée en tonnes de CO2e, au cours de l’année civile;

Pk

la quantité d’hydrogène produite à l’installation, exprimée en tonnes aux conditions normales, au cours de l’année civile, déterminée au moyen d’un instrument de mesure en continu;

Qk

la quantité d’hydrogène acheminée ailleurs de l’installation, exprimée en tonnes aux conditions normales, au cours de l’année civile, déterminée au moyen d’un instrument de mesure en continu; et

k

le ke flux d’hydrogène, où « k » est un nombre de 1 à n, « n » étant le nombre de flux d’hydrogène qui est acheminé ailleurs de l’installation au cours de l’année civile.

Quantification des variables Ek et Pk

La quantité pour les éléments Ek et Pk est déterminée conformément aux méthodes prévues pour les émissions de combustion stationnaire de combustibles et les émissions liées aux procédés industriels indiquées dans le tableau 3.

4.7 Méthode pour déterminer les GES dus aux fuites

Pour l’application des articles 17 et 18 du règlement, les émissions de GES dues aux fuites provenant d’activités industrielles prévues aux articles 1, 5, 6, 7 et 8 de la partie 1 de l’annexe 1 du règlement doivent être déterminées comme suit :

  1. Lorsqu’une installation satisfaite aux exigences en matière de surveillance et de détection des fuites prévues au Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont)Note de bas de page 1, les émissions de GES doivent être déterminées à l’aide de la méthode de la WCI, de la WCI.363(n) ou de la WCI.363(o), si ces méthodes sont applicables aux activités industrielles exercées à l’installation;
    1. Pour les installations en Alberta, la Directive 060: Upstream Petroleum Industry Flaring, Incinerating, and Venting peut être utilisée pour déterminer les émissions dues aux fuites, le cas échéant.
  2. Lorsqu’une installation ne satisfait pas aux exigences en matière de surveillance et de détection des fuites prévues au Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont), les émissions de GES doivent être déterminées conformément à l’approche de Niveau 1 du chapitre 4, section 4.2.2.2 des lignes directrices du GIEC avec les facteurs d’émissions applicables indiqués dans les tableaux 4.2.4a, 4.2.4b, 4.2.4g, 4.2.4h, et 4.2.4i de la section 4.2.2.3 multipliés par les facteurs de désagrégation des fuites correspondants établis à l’annexe 4A.2.

Pour l’application du point A., les exigences supplémentaires suivantes s’appliquent :

  1. Lorsque WCI.363(x) est prescrit dans WCI.363(n) et WCI.363(o), les méthodes de quantification visées à la section 3 du présent document doivent être utilisées à la place.
  2. Les facteurs d’émissions doivent être déterminés comme suit :
    1. si des facteurs d’émissions propres à l’installation statistiquement valides pour un type de composant sont disponibles ou peuvent être développés de façon sécuritaire ou raisonnable, ils doivent être utilisés,,
    2. si les facteurs d’émissions propres à l’installation pour un type de composant ne sont pas disponibles, l’exploitant doit utiliser des facteurs d’émissions propres à l’entreprise statistiquement valides s’ils peuvent être établis en toute sécurité ou raisonnablement,
    3. si des facteurs d’émissions statistiquement valides propres à l’installation ou à l’entreprise ne peuvent être établis de façon sécuritaire et raisonnable pour un type de composant, les estimations du tableau 4 ci-dessous doivent être utilisées.
Tableau 4 : Facteurs d’émissions par défaut pour le pétrole et le gaz
Secteur Composant Service Facteur d’émissions
(kg/composante/heure)
Gaz

Vannes

Gaz combustible

2,81E-03

Gaz

Vannes

Liquide léger

3,52E-03

Gaz

Vannes

Gaz/vapeur - tous

2,46E-03

Gaz

Vannes

Gaz/vapeur - acide

1,16E-03

Gaz

Vannes

Gaz/vapeur - doux

2,81E-03

Gaz

Connecteurs

Gaz combustible

8,18E-04

Gaz

Connecteurs

Liquide léger

5,51E-04

Gaz

Connecteurs

Gaz/vapeur - tous

7,06E-04

Gaz

Connecteurs

Gaz/vapeur - acide

1,36E-04

Gaz

Connecteurs

Gaz/vapeur - doux

8,18E-04

Gaz

Vannes de commande

Gaz combustible

3,99E-02

Gaz

Vannes de commande

Liquide léger

1,77E-02

Gaz

Vannes de commande

Gaz/vapeur - tous

1,46E-02

Gaz

Vannes de commande

Gaz/vapeur - acide

9,64E-03

Gaz

Vannes de commande

Gaz/vapeur - doux

1,62E-02

Gaz

Soupapes de décharge de pression

Gaz combustible, gaz/vapeur

1,70E-02

Gaz

Soupapes de décharge de pression

Liquide léger

5,39E-03

Gaz

Régulateurs de pression

Gaz/vapeur - acide

4,72E-05

Gaz

Régulateurs de pression

Gaz/vapeur - doux

8,39E-03

Gaz

Régulateurs de pression

Gaz combustible, gaz/vapeur

3,84E-02

Gaz

Conduites ouvertes

Gaz combustible

4,67E-01

Gaz

Conduites ouvertes

Liquide léger

1,83E-02

Gaz

Conduites ouvertes

Gaz/vapeur - tous

4,27E-01

Gaz

Conduites ouvertes

Gaz/vapeur - acide

1,89E-01

Gaz

Conduites ouvertes

Gaz/vapeur - doux

4,67E-01

Gaz

Pompes à injection de produits chimiques

Gaz combustible, gaz/vapeur

1,62E-01

Gaz

Joints de compresseur

Gaz combustible, gaz/vapeur

7,13E-01

Gaz

Démarrage du compresseur

Gaz combustible

6,34E-03

Gaz

Contrôleurs

Gaz combustible, gaz/vapeur

2,38E-01

Gaz

Joints de pompe

Liquide léger

2,32E-02

Gaz

Compteur

Gaz de traitement

2,09E-03

Huile

Compteur

Gaz de traitement

1,65E-03

Huile

Vidange de vol

Gaz de traitement

1,59E-01

Huile

Vannes

Gaz combustible, gaz/vapeur

1,51E-03

Huile

Vannes

Liquide lourd

8,40E-06

Huile

Vannes

Liquide léger

1,21E-03

Huile

Connecteurs

Gaz combustible, gaz/vapeur

2,46E-03

Huile

Connecteurs

Liquide lourd

7,50E-06

Huile

Connecteurs

Liquide léger

1,90E-04

Huile

Vannes de commande

Gaz combustible, gaz/vapeur

9,06E-02

Huile

Vannes de commande

Liquide léger

1,75E-02

Huile

Soupapes de décharge de pression

Gaz combustible, gaz/vapeur

1,63E-02

Huile

Soupapes de décharge de pression

Liquide léger

7,50E-02

Huile

Soupapes de décharge de pression

Liquide lourd

3,20E-05

Huile

Régulateurs de pression

Gaz combustible, gaz/vapeur

5,28E-01

Huile

Conduites ouvertes

Gaz combustible, gaz/vapeur

3,08E-01

Huile

Conduites ouvertes

Liquide léger

3,73E-03

Huile

Conduites ouvertes

Liquide lourd

1,40E-04

Huile

Pompes à injection de produits chimiques

Gaz combustible, gaz/vapeur

1,62E-01

Huile

Joints de compresseur

Gaz combustible, gaz/vapeur

8,05E-01

Huile

Joints de compresseur

Gaz combustible

6,34E-03

Huile

Contrôleurs

Gaz combustible, gaz/vapeur

2,38E-01

Huile

Joints de pompe

Liquide lourd

3,20E-05

Huile

Joints de pompe

Liquide léger

2,32E-02

Pour l’application des articles 17 et 18 du règlement, la méthode d’estimation des données analytiques manquantes sur les émissions dues aux fuites provenant d’activités industrielles prévues aux articles 1, 5, 6, 7 et 8 de la partie 1 de l’annexe 1 du règlement est la suivante :

  1. Pour une installation visée à l’élément A., la méthode WCI.365 doit être suivie;
  2. Pour une installation visée à l’élément B., la méthode d’estimation des données de production manquantes à la section 7.2 ci-dessous doit être suivie.

4.8 Système de mesure et d’enregistrement en continu

Pour l’application de l’article 21 du règlement, si un système de mesure et d’enregistrement en continu est utilisé pour déterminer les GES, l’exploitant de l’installation doit s’assurer que le système est conforme aux exigences des protocoles du SMECE.

Pour l’application de l’article 21, pour chaque année civile au cours de laquelle un exploitant de l’installation utilise un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, il doit se conformer aux exigences en matière de tenue de dossiers établies dans les protocoles du SMECE.

Malgré les exigences de tenue des dossiers établies dans les protocoles du SMECE, l’exploitant doit, conformément au paragraphe 42(1) du règlement, conserver les registres pendant au moins sept ans.

Il est entendu que, lorsque l’exploitant utilise un système de mesure et d’enregistrement en continu pour déterminer les GES dans une installation, toute quantité de GES qui n’a pas été déterminée au moyen du système de mesure et d’enregistrement en continu doit être incluse dans la quantité de GES provenant de l’installation déterminée conformément aux articles 17 et 18 du règlement.

4.9 Exigences de quantification supplémentaires pour diverses sources spécifiques d’émissions

Tableau 5 : Exigences de quantification supplémentaires pour diverses sources spécifiques d’émissions
Source spécifique d'émissions Méthode Exigences supplémentaires et exceptions
Combustion stationnaire de combustibles Déterminer la quantité de GES
  • Méthodes de quantification des GES de l'Alberta, section 1.2.5 : Méthode 1-4 – La méthode du bilan massique du carbone ne peut être utilisée que s'il y a une source dont la quantité de carburant et les émissions sont inconnues.
  • Méthodes de quantification des GES de l'Alberta, tableau 1-3 : Les facteurs d'émission de CH4 et de N2O par défaut fondés sur la technologie pour le gaz naturel peuvent être utilisés, le cas échéant.
Échantillonnage, analyse et mesure
  • Méthodes de quantification des GES de l'Alberta, section 17.3.2(a)(ii) : La valeur calorifique peut être utilisée en plus de la méthode d'ECCC 2024/2025, section 2.D.
Transport sur le site Échantillonnage, analyse et mesure
  • Méthodes de quantification des GES de l'Alberta, section 17.3.2(a)(ii) : La valeur calorifique peut être utilisée en plus de la méthode d'ECCC 2024/2025, section 2.D.
Évacuation Déterminer la quantité de GES

Réservoir de stockage de liquides atmosphériques :

  • Pour les condensats dont la gravité de l'American Petroleum Institute (API) est inférieure à 56,8o, la corrélation de Valko et McCain devrait être utilisée pour déterminer les facteurs de gaz flash pour les pétroles bruts au lieu de la corrélation de Vazquez et Beggs.

Pompes pneumatiques et instruments de commande, démarrage du moteur et de la turbine

  • Si plusieurs mesures sont effectuées sur plusieurs années (statistiquement fiables), un facteur d'émission propre à l'installation par type d'appareil peut être déterminé à l'aide des connaissances techniques conformément au Quantification protocol for greenhouse gas emission reductions from pneumatic devices (Version 3.0) publiée par le gouvernement de l'Alberta.

Traitement des gaz acides :

  • Lorsque le section 4.12 de l'MQA est prescrit à la section 5 du présent document, la méthode d'ECCC 2024/2025, section 7.C doit être utilisé pour déterminer les émissions de CO2 provenant de l'épuration des gaz acides.

Échantillonnage, analyse et mesure

Tous

  • Les exigences relatives à la fréquence minimale d'échantillonnage prescrites par la méthode d'ECCC 2024/2025 doivent être respectées.
Procédés industriels

Échantillonnage, analyse et mesure

Déchets d'hydrogène :

  • Lorsqu'aucune instrumentation en ligne n'est en place, un échantillonnage hebdomadaire des matières premières peut être effectué.
  • Des factures de tiers ou déclaration de conservation en plus des débitmètres peuvent être utilisés pour mesurer les matières premières.
Tous

Échantillonnage, analyse et mesure

  • Méthodes de quantification des GES de l'Alberta, section 17.5.1 : Le rapprochement des combustibles doit être utilisé pour établir des rapprochements, s'il y a lieu.

4.10 Coefficient de chaleur

Pour l’application des sections 4.2, 4.3 et 4.4, le coefficient de la chaleur provenant de la combustion de combustibles fossiles au cours d’une année civile est

  1. égal à 1, si l’énergie thermique est produite par la combustion de combustibles fossiles seulement;
  2. déterminé par la formule suivante si l’énergie thermique est produite à partir de la combustion de combustibles fossiles et de biomasse :

HF / (HF + B)

où :

HF

est déterminé par la formule

La somme des produits de QFi par HHVi pour chaque type de combustible fossile « i »

Voir la description longue plus bas
Description longue

HF est égal à la somme de QF,i multipliée par HHV,i de i est égale à 1 à n

où :

QFi

représente la quantité de combustible fossile de type « i » brûlé dans l’installation pour la production d’énergie thermique au cours de l’année civile, déterminée conformément à ce qui suit :

  1. pour un combustible solide, la quantité correspond à la masse du combustible brûlé, humide ou sec, qui est exprimée en tonnes et mesurée conformément à la section 2.D.2 de la méthode d’ECCC 2024/2025;
  2. pour un combustible liquide, la quantité correspond au volume du combustible brûlé, qui est exprimé en kilolitre et mesuré conformément à la section 2.D.2 de la méthode d’ECCC 2024/2025;
  3. pour un combustible gazeux, la quantité correspond au volume de combustible brûlé, qui est exprimé en mètre cube normalisé et mesuré conformément à la section 2.D.2 de la méthode d’ECCC 2024/2025.

HHVi

est la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible fossile de type « i » brûlé à l’installation durant l’année civile pour produire de l’énergie thermique, déterminée conformément aux sections 2.D.1 et 2.D.3 de la méthode d’ECCC 2024/2025,

i

le ie type de combustible fossile « i » brûlé à l’installation durant l’année civile, « i » allant de 1 à n, où n représente le nombre de types de combustibles fossiles brûlés.

B

est déterminé par la formule

La somme des produits de QBBk par HHVk pour chaque type de combustible de biomasse « k »

Voir la description longue plus bas
Description longue

B est égal à la somme de QBB,k multipliée par HHV,k de k est égal à 1 à m

où :

QBBk

représente la quantité de combustible de biomasse de type « k » brûlée à l’installation durant l’année civile pour produire de l’énergie thermique déterminée conformément avec ce qui suit :

  1. pour un combustible solide, la quantité correspond à la masse du combustible brûlé, humide ou sec, qui est exprimée en tonnes et mesurée conformément à la section 2.D.2 de la méthode d’ECCC 2024/2025;
  2. pour un combustible liquide, la quantité correspond au volume du combustible brûlé, qui est exprimé en kilolitre et mesuré conformément à la section 2.D.2 de la méthode d’ECCC 2024/2025;
  3. pour un combustible gazeux, la quantité correspond au volume de combustible brûlé, qui est exprimé en mètre cube normalisé et mesuré conformément à la section 2.D.2 de la méthode d’ECCC 2024/2025.

HHVk

est la valeur du pouvoir calorifique supérieur du combustible de biomasse de type « k » brûlé à l’installation durant l’année civile pour produire de l’énergie thermique déterminée conformément aux sections 2.D.1 et 2.D.3 de la méthode d’ECCC 2024/2025, et

k

le ke type de combustible de biomasse « k » brûlé à l’installation durant l’année civile, « k » allant de 1 à m, où m représente le nombre de types de combustibles de biomasse brûlés;

Coefficient de chaleur par défaut

Malgré alinéas b), si, pour une raison indépendante de la volonté de l’exploitant d’une installation, il manque, pour une période donnée de l’année civile des données pour déterminer le coefficient de chaleur provenant de la combustion de combustibles fossiles, 1 peut être utilisé comme coefficient de chaleur provenant de la combustion de combustibles fossiles durant cette période.

5. Quantification des gaz à effet de serre pour les activités industrielles

Article 1 de l’annexe 1 de la partie 1 du règlement

Quantification des GES de certaines sources spécifiques d’émissions

- Bitume et d’autre pétrole brut – autre que l’extraction du bitume par récupération thermique in situ et l’extraction du bitume provenant de l’exploitation de surface

Article 1 de l’annexe 1 de la partie 1 du règlement
Source spécifique d’émissions
(colonne 1)
GES
(colonne 2)
Méthode de calcul des GES
(colonne 3)
Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure*
(colonne 4)
Méthode d’estimation des données manquantes
(colonne 5)
Émissions de combustion stationnaire de combustibles

CO2, CH4 et N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, sections 2.A et 2.B*

Directive 017,

directive PNG017

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.E

Émissions de torchage

CO2, CH4 et N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.C

Directive 017,

directive PNG017

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.E

Émissions d’évacuation provenant :

-

-

-

-

a) traitement des gaz acides

CO2 et CH4

MQA 4.12*

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

b) réservoir de stockage de liquides atmosphériques

CH4

MQA 4.6*

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

c) évacuation du réservoir d’eau produite

CH4

MQA 4.15

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

d) joints d’étanchéité du compresseur

CO2 et CH4

MQA 4.9

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

e) évacuation des gaz produits

CO2 et CH4

MQA 4.2

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

f) purge de la pompe d’injection EOR

CO2, CH4, et N2O

WCI.363(t)

WCI.364

WCI.365

g) purge des cheminées d’évent

CO2 et CH4

MQA 4.17

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

h) essais de puits, complétions et révisions

CO2 et CH4

MQA 4.16

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

i) déchargement des liquides de puits de gaz

CO2 et CH4

MQA 4.18

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

j) démarrage du moteur et de la turbine

CO2 et CH4

MQA 4.19, sinon, déterminer les émissions par mesure directe à l’aide de l’MQA 4.7.4*

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

k) pompes pneumatiques et instruments de commande

CO2 et CH4

MQA 4.7*

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

l) chargement/déchargement de liquides d’hydrocarbures

CO2 et CH4

MQA 4.13

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

m) décharge de pression

CO2 et CH4

MQA 4.20

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

n) autres sources d’émissions d’évacuation

CO2 et CH4

MQA 4.21

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

Émissions des eaux usées provenant :

-

-

-

-

a) du traitement anaérobie et aérobie des eaux usées

CO2, CH4 et N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.G

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.N.7

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.O

b) des séparateurs huile-eau

CH4

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.H

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.N.8

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.O

Émissions liées au transport sur le site

CO2, CH4 et N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, sections 2.A.1.a, 2.A.2.e et 2.B

Méthode d’ECCC 2024/2025, sections 2.D.1 à 2.D.4 et 2.D.6*

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.E

*Se reporter à la section 4.9 pour connaître les exigences supplémentaires en matière de quantification

 

Articles 2 et 3 de l’annexe 1 de la partie 1 du règlement

Quantification des GES de certaines sources spécifiques d’émissions

- Récupération thermique in situ de bitume provenant de gisements de sables bitumineux; et

- Exploitation minière de surface des sables bitumineux et extraction de bitume

Articles 2 et 3 de l’annexe 1 de la partie 1 du règlement
Source spécifique d’émissions
(colonne 1)
GES
(colonne 2)
Méthode de calcul des GES
(colonne 3)
Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure*
(colonne 4)
Méthode d’estimation des données manquantes
(colonne 5)
Émissions de combustion stationnaire de combustibles

CO2, CH4 et N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, sections 2.A et 2.B*

Directive 017 ou directive PNG017

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.E

Émissions de torchage

CO2, CH4 et N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.C

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.D.7

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.E

Émissions d’évacuation provenant :

-

-

-

-

a) réservoir de stockage de liquides atmosphériques

CH4

MQA 4.6*

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

 

 

b) pompes pneumatiques et instruments de commande

CO2 et CH4

MQA 4.7*

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

c) décharge de pression

CO2 et CH4

MQA 4.20

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

d) chargement/déchargement de liquides d’hydrocarbures

CO2 et CH4

MQA 4.13

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

e) essais de puits, complétions et révisions

CO2 et CH4

MQA 4.16

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

f) évacuation du réservoir d’eau produite

CH4

MQA 4.15

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

g) évacuation des gaz produits

CO2 et CH4

MQA 4.2

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

h) autres sources d’émissions d’évacuation

CO2 et CH4

MQA 4.21

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

Émissions des eaux usées pour :

-

-

-

-

a) traitement anaérobie et aérobie des eaux usées

CO2, CHet N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.G

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.N.7

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.O

b) séparateurs huile-eau

CH4

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.H

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.N.8

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.O

Émissions dues aux fuites provenant des bassins de résidus et des parois de mines

CO2 et CH4 

Méthode des sables bitumineux, section 6

Méthode des sables bitumineux, sections 6 et 7

Méthode des sables bitumineux, sections 6 et 7

Émissions liées au transport sur le site

CO2, CH4 et N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, sections 2.A.1.a, 2.A.2.e et 2.B

Méthode d’ECCC 2024/2025, sections 2.D.1 à 2.D.4 et 2.D.6*

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.E

*Se reporter à la section 4.9 pour connaître les exigences supplémentaires en matière de quantification

 

Article 4 de l’annexe 1 de la partie 1 du règlement

Quantification des GES de certains sources spécifiques d’émissions

- Valorisation de bitume ou de pétrole lourd en vue de produire du pétrole brut synthétique

Article 4 de l’annexe 1 de la partie 1 du règlement
Source spécifique d’émissions
(colonne 1)
GES
(colonne 2)
Méthode de calcul des GES
(colonne 3)
Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure*
(colonne 4)
Méthode d’estimation des données manquantes
(colonne 5)
Émissions de combustion stationnaire de combustibles

CO2, CH4 et N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, sections 2.A et 2.B*

Méthode d’ECCC 2024/2025, sections 2.D.1 à 2.D.4*

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.E

Émissions de torchage

CO2, CH4 et N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.C

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.D.7

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.E

Émissions d’évacuation provenant : - - - -
a) chargement/déchargement de liquides d’hydrocarbures

CO2 et CH4

MQA 4.13

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

b) pompes pneumatiques et instruments de commande

CO2 et CH4

MQA 4.7*

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

c) évacuation du réservoir d’eau produite

CH4

MQA 4.15

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

d) réservoir de stockage de liquides atmosphériques

CH4

MQA 4.6*

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

e) décharge de pression

CO2 et CH4

MQA 4.20

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

f) autres sources d’émissions d’évacuation

CO2 et CH4

MQA 4.21

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

Émissions liées aux procédés industriels pour : - - - -
a) production d’hydrogène

CO2

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 10.A

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 10.B*

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 10.C

b) déchets d’hydrogène

CO2

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 10.A

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 10.B*

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 10.C

c) régénération de catalyseur

CO2, CH4 et N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.A

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.N.1

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.O

d) calcination de coke

CO2, CH4 et N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.J

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.N.9

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.O

e) récupération du soufre

CO2

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.D

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.N.4

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.O

f) d’une unité de cokéfaction différée

CH4

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.M

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.M

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.O

Émissions des eaux usées pour : - - - -
a) traitement anaérobie et aérobie des eaux usées

CO2, CHet N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.G

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.N.7

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.O

b) séparateurs huile-eau

CH4

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.H

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.N.8

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.O

Émissions dues aux fuites

CO2 et CH4 

Méthode des sables bitumineux, section 6

Méthode des sables bitumineux, sections 6 et 7

Méthode des sables bitumineux, sections 6 et 7

Émissions liées au transport sur le site

CO2, CH4 et N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, sections 2.A.1.a, 2.A.2.e et 2.B

Méthode d’ECCC 2024/2025, sections 2.D.1 à 2.D.4 et 2.D.6*

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.E

*Se reporter à la section 4.9 pour connaître les exigences supplémentaires en matière de quantification

 

Articles 5, 6 et 7 de l’annexe 1 de la partie 1 du règlement

Quantification des GES de certaines sources spécifiques d’émissions

- Extraction de gaz naturel et de condensats de gaz naturel;

- Compression de gaz naturel entre les puits de production, les installations de traitement du gaz naturel ou les sites de réinjection; et,

- Traitement du gaz naturel ou de condensats de gaz naturel en gaz naturel commercialisable et en liquides de gaz naturel

Articles 5, 6 et 7 de l’annexe 1 de la partie 1 du règlement
Source spécifique d’émissions
(colonne 1)
GES
(colonne 2)
Méthode de calcul des GES
(colonne 3)
Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure*
(colonne 4)
Méthode d’estimation des données manquantes
(colonne 5)
Émissions de combustion stationnaire de combustibles

CO2, CH4 et N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, sections 2.A et 2.B*

Directive 017 ou directive PNG017

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.E

Émissions de torchage

CO2, CH4 et N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.C

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.D.7

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.E

Émissions d’évacuation provenant :

-

-

-

-

a) traitement des gaz acides

CO2 et CH4

MQA 4.12*

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

b) chargement/déchargement de liquides d’hydrocarbures

CO2  et  CH4

MQA 4.13

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

c) évacuation du réservoir d’eau produite

CH4

MQA 4.15

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

d) réservoir de stockage de liquides atmosphériques

CH4

MQA 4.6*

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

e) purge des cheminées d’évent

CO2 et CH4

MQA 4.17

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

f) joints d’étanchéité du compresseur

CO2  et  CH4

MQA 4.9

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

g) déshydrateurs déshydratants solides

CO2  et  CH4

MQA 4.4

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

h) déshydrateurs au glycol

CO2  et  CH4

MQA 4.10

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

i) pompes pneumatiques et instruments de commande

CO2  et  CH4

MQA 4.7*

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

j) essais de puits, complétions et révisions

CO2 et CH4

MQA 4.16

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

k) déchargement des liquides de puits de gaz

CO2 et CH4

MQA 4.18

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

l) purge continue de l’analyseur de gaz

CO2 et CH4

MQA 4.3

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

m) démarrage du moteur et de la turbine

CO2  et  CH4

MQA 4.19,

sinon, déterminer les émissions par mesure directe à l’aide de l’MQA 4.7.4*

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

n) ouvertures et purges des pièges à racleurs

CO2 et CH4

MQA 4.5

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

o) décharge de pression

CO2 et CH4

MQA 4.20

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

p) autres sources d’émissions d’évacuation

CO2 et CH4

MQA 4.21

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

Émissions des eaux usées pour :

-

-

-

-

a) traitement anaérobie et aérobie des eaux usées

CO2, CHet N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.G

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.N.7

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.O

b) séparateurs huile-eau

CH4

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.H

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.N.8

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 11.O

Émissions liées au transport sur le site

CO2, CH4 et N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, sections 2.A.1.a, 2.A.2.e et 2.B

Méthode d’ECCC 2024/2025, sections 2.D.1 à 2.D.4 et 2.D.6*

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.E

*Se reporter à la section 4.9 pour connaître les exigences supplémentaires en matière de quantification

 

Article 8 de l’annexe 1 de la partie 1 du règlement

Quantification des GES de certaines sources spécifiques d’émissions

- Production de gaz naturel liquéfié

Article 8 de l’annexe 1 de la partie 1 du règlement
Source spécifique d’émissions
(colonne 1)
GES
(colonne 2)
Méthode de calcul des GES
(colonne 3)
Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure*
(colonne 4)
Méthode d’estimation des données manquantes
(colonne 5)
Émissions de combustion stationnaire de combustibles

CO2, CH4 et N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, sections 2.A et 2.B*

Directive 017 ou directive PNG017

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.E

Émissions de torchage

CO2, CH4 et N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.C

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.D.7

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.E

Émissions d’évacuation provenant :

-

-

-

-

a) traitement des gaz acides

CO2 et CH4

MQA 4.12*

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

b) purge des cheminées d’évent

CO2 et CH4

MQA 4.17

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

c) joints d’étanchéité du compresseur

CO2  et  CH4

MQA 4.9

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

d) démarrage du moteur et de la turbine

CO2  et  CH4

MQA 4.19,

sinon, déterminer les émissions par mesure directe à l’aide de l’MQA 4.7.4*

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

e) chargement/déchargement de liquides d’hydrocarbures

CO2  et  CH4

MQA 4.13

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

f) pompes pneumatiques et instruments de commande

CO2  et  CH4

MQA 4.7*

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

g) évacuation du réservoir d’eau produite

CH4

MQA 4.15

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

h) purge continue de l’analyseur de gaz

CO2 et CH4

MQA 4.3

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

i) décharge de pression

CO2 et CH4

MQA 4.20

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

j) essais de puits, complétions et révisions

CO2 et CH4

MQA 4.16

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

k) déshydrateurs à adsorption solide

CO2 et CH4

MQA 4.4

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

l) déshydrateurs de glycol

CO2 et CH4

MQA 4.10

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

m) réservoir de stockage de liquides atmosphériques

CH4

MQA 4.6*

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

n) autres sources d’émissions d’évacuation

CO2 et CH4

MQA 4.21

MQA 17.2, 17.3, and 17.4*

MQA 17.5.2

Émissions liées au transport sur le site

CO2, CH4 et N2O

Méthode d’ECCC 2024/2025, sections 2.A.1.a, 2.A.2.e et 2.B

Méthode d’ECCC 2024/2025, sections 2.D.1 à 2.D.4 et 2.D.6*

Méthode d’ECCC 2024/2025, section 2.E

*Se reporter à la section 4.9 pour connaître les exigences supplémentaires en matière de quantification

 

6. Potentiels de réchauffement planétaire

Pour l’application du paragraphe 18(1) du règlement, les potentiels de réchauffement planétaire sont indiqués dans le tableau ci-dessous.

Tableau 6 : Liste des gaz à effet de serre (GES) et de leur potentiel de réchauffement planétaire (PRP)
Article* GES (colonne 1) PRP - 100 ans** (colonne 2)
65

Dioxyde de carbone, dont la formule moléculaire est CO2

1

66

Méthane, dont la formule moléculaire est CH4

28

67

Oxyde nitreux, dont la formule moléculaire est N2O

265

68

Hydrofluorocarbures dont la formule moléculaire est CnHxF(2n+2-x),

0<n<6

 -

68

HFC-23, dont la formule moléculaire est CHF3

12 400

68

HFC-32, dont la formule moléculaire est CH2F2

677

68

HFC-41, dont la formule moléculaire est CH3F

116

68

HFC-43-10mee, dont la formule moléculaire est CF3CHFCHFCF2CF3

1 650

68

HFC-125, dont la formule moléculaire est CHF2CF3

3 170

68

HFC-134, dont la formule moléculaire est CHF2CHF2

1 120

68

HFC-134a, dont la formule moléculaire est CH2FCF3

1 300

68

HFC-143, dont la formule moléculaire est CH2FCHF2

328

68

HFC-143a, dont la formule moléculaire est CH3CF3

4 800

68

HFC-152, dont la formule moléculaire est CH2FCH2F

16

68

HFC-152a, dont la formule moléculaire est CH3CHF2

138

68

HFC-161, dont la formule moléculaire est CH3CH2F

4

68

HFC-227ea, dont la formule moléculaire est CF3CHFCF3

3 350

68

HFC-236cb, dont la formule moléculaire est CH2FCF2CF3

1 210

68

HFC-236ea, dont la formule moléculaire est CHF2CHFCF3

1 330

68

HFC-236fa, dont la formule moléculaire est CF3CH2CF3

8 060

68

HFC-245ca, dont la formule moléculaire est CH2FCF2CHF2

716

68

HFC-245fa, dont la formule moléculaire est CHF2CH2CF3

858

68

HFC-365mfc, dont la formule moléculaire est CH3CF2CH2CF3

804

69 a)

Les hydrocarbures perfluorés suivants : ceux dont la formule moléculaire est CnF2n+2, où 0<n<7;

-

69 a)

PFC-14 (Perfluorométhane), dont la formule moléculaire est CF4

6 630

69 a)

PFC-116 (Perfluoroéthane), dont la formule moléculaire est C2F6

11 100

69 a)

PFC-218 (Perfluoropropane), dont la formule moléculaire est C3F8

8 900

69 a)

PFC-31-10 (Perfluorobutane), dont la formule moléculaire est C4F10

9 200

69 a)

PFC-41-12 (Perfluoropentane), dont la formule moléculaire est n-C5F12

8 550

69 a)

PFC-51-14 (Perfluorohexane), dont la formule moléculaire est n-C6F14

7 910

69 b)

Les hydrocarbures perfluorés suivants:

 -

69 b)

Octafluorocyclobutane, dont la formule moléculaire est C4F8.

 

Synonyme : PFC-318 (Perfluorocyclobutane), dont la formule moléculaire est c-C4F8

9 540

70

Hexafluorure de soufre, dont la formule moléculaire est SF6

23 500

* De la partie 2 de l’annexe 1 à la LCPE

** Du document Changements climatique 2013 – Les éléments scientifiques. Contribution du Groupe de travail I au cinquième rapport d’évaluation du Groupe intergouvernemental sur l’évolution du climat.

Note : Dans les formules moléculaires de la présente annexe, « n » et « x » correspondent au nombre d’atomes.

7. Quantification de la production pour les activités industrielles

Pour l’application de l’article 16 du règlement, la production de chaque activité industrielle visée à la partie 1 de l’annexe 1 du règlement doit être déterminée conformément aux exigences suivantes :

  1. le document intitulé BC Measurement Guideline for Upstream Oil and Gas Operations, publié par l’organisme de réglementation de l’énergie de la Colombie-Britannique le 25 octobre 2023,  comme indiqué dans le tableau 7, si l’installation est située en Colombie-Britannique;
  2. le document intitulé Directive PNG017: Measurement Requirements for Oil and Gas Operations, publié par le gouvernement de la Saskatchewan en août 2022, comme indiqué dans le tableau 7, si l’installation est située au Manitoba ou en Saskatchewan;
  3. le document intitulé Directive 017: Measurement Requirements for Oil and Gas Operations, publié par l’organisme de réglementation de l’énergie de l’Alberta le 17 mars 2022, comme indiqué dans le tableau 7, si l’installation est située en Alberta;
  4. le document intitulé Normes d’exploitation des ressources en pétrole, en gaz et en sel de l’Ontario, version 3.0, publiée par le ministère de l’Environnement, de la Conservation et des Parcs le 1er juillet 2023, comme indiqué dans le tableau 7, si l’installation est située en Ontario;
  5. le document intitulé Directives concernant les rapports mensuels sur la production des champs en production dans la zone extracôtière de Terre-Neuve-et-Labrador, publiés par l’Office Canada-Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers en septembre 2011, comme indiqué dans le tableau 7, si l’installation est située à Terre-Neuve-et-Labrador;
  6. le document intitulé The Reporting and Reduction of Greenhouse Gas Emissions Standard, publié par le ministère de l’Environnement et des Gouvernements locaux du Nouveau-Brunswick en août 2022, comme indiqué dans le tableau 7, si l’installation est située au Nouveau-Brunswick.

Les installations réglementées en vertu de la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (c.-à-d. celles situées sur les Territoires du Nord-Ouest) doivent suivre une méthode de quantification de la production qui satisfait aux obligations prévues à l’article 85 du Règlement sur le forage et la production de pétrole et de gaz au Canada.

Tableau 7 : Méthodes de quantification de la production
Province / Territoire (P/T) Ligne directrice des P/T pour la détermination de la production Section applicable pour le calcul de la production Section applicable pour les exigences en matière d’échantillonnage, d’analyse et de mesure Section applicable pour la méthode d’estimation des données analytiques manquantes
Colombie-Britannique BC Measurement Guideline for Upstream Oil and Gas Operations

Chapitres 1-3, 5-6

Chapitres 4, 8-11

-

Alberta

Directive 017: Measurement Requirements for Oil and Gas Operations

Chapitres 1-3, 5-6

Chapitres 4, 8-11

-

Saskatchewan

Directive PNG017: Measurement Requirements for Oil and Gas Operations

Chapitres 1-3, 5-6

Chapitres 4, 8-11

-

Manitoba

Directive PNG017: Measurement Requirements for Oil and Gas Operations

Chapitres 1-3, 5-6

Chapitres 4, 8-11

-

Ontario

Normes d’exploitation des ressources en pétrole, en gaz et en sel de l’Ontario

Partie 6

Partie 6

-

Terre-Neuve-et-Labrador

Directives concernant les rapports mensuels sur la production des champs en production dans la zone extracôtière de Terre-Neuve-et-Labrador

NF-S1, NF-S1a, NF-S2, NF-S2a, NF-S18

Partie 7, Sections 60 - 64 du Newfoundland

Offshore Petroleum Drilling and Production

Regulations

-

Nouveau-Brunswick

The Reporting of Reduction of Greenhouse Gas Emissions Standard

Section 5.4

Section 5.2

Section 5.5

* Lorsque l’échantillonnage, la mesure, les registres financiers, d’achat, les registres comptables ou toute autre donnée requise pour déterminer un paramètre de production sont manquants, l’exploitant doit veiller à ce que les données soient remplacées en utilisant les procédures suivantes concernant les données manquantes :

(1) Déterminer le taux d’échantillonnage ou de mesure en utilisant l’équation suivante :

Rp=QPact/QPrequired

Où :

Rp = enregistrement de production valide qui a été utilisée, exprimé en pourcentage

QPréel  = Quantité de renseignements de production valides obtenus par l’exploitant

QPRequis = Quantité de renseignements de production requis 

i. Remplacer les données manquantes comme suit,

A. Si R ≥ 0,9 : remplacer les données manquantes par la moyenne arithmétique du renseignement de production immédiatement avant et après la période de données manquante. Si aucune donnée n’est disponible avant la période manquante, l’exploitant utilise les premières données disponibles après la période manquante;   

B. Si 0,75 ≤ R < 0,9 : remplacer les données manquantes par la valeur de production enregistrée la plus basse au cours de la période de déclaration pour laquelle le calcul est effectué; et  

C. Si R < 0,75 : remplacer les données manquantes par la valeur de production minimale des enregistrements échantillonnés ou analysés au cours des trois années précédentes.

7.1 Règles spécifiques de quantification de la production

7.1.1 Mines et usines de valorisation intégrées des sables bitumineux

Pour l’application de l’article 16 du règlement, l’exploitant d’une installation ayant des activités industrielles visées aux articles 2 à 4, la colonne 1 de la partie 1 de l’annexe 1 du règlement doit déclarer la quantité totale de bitume extrait même s’il n’est pas livré à l’extérieur de l’installation, mais qu’il est transformé en pétrole brut synthétique dans la même installation.

7.1.2 Extraction de gaz naturel et de condensats de gaz naturel

Pour l’application de l’article 16 du règlement, l’exploitant d’une installation qui exerce une activité industrielle visée à la colonne 1 de l’article 5 de la partie 1 de l’annexe 1 du règlement doit déclarer la quantité combinée, en milliers de mètres cubes de gaz naturel équivalent (1000 m3 GNE) produits, de gaz naturel et de condensats de gaz naturel extraits, y compris les gaz associés.

  1. Les volumes de gaz doivent être mesurés en 1000 m3 à 15 °C et 101,325 kPa (kilopascals)
  2. Les volumes de condensats de gaz naturel doivent être mesurés en mètres cubes (m3) à 15 °C et à la pression d’équilibre, puis convertis en volume équivalent de gaz naturel produits par 1000 m3 au moyen du facteur de conversion suivant :
Extraction de gaz naturel et de condensats de gaz naturel
Produit Facteur de conversion
(1000 m3 GNE produits/m3 de produit)
Condensats de gaz naturel 0,94290

7.1.3 Compression de gaz naturel entre les puits de production, les installations de traitement du gaz naturel ou les sites de réinjection

7.1.3.1 Production en MWh de puissance au frein

Pour l’application de l’article 16 du règlement, les installations ayant une activité industrielle visée à la colonne 1 de l’article 6 de la partie 1 de l’annexe 1 du règlement doivent déclarer leur production dans les unités décrites, c’est-à-dire en mégawattheures, est égal à la somme des montants déterminés selon la formule suivante pour chacun des conducteurs exploités par l’installation :

Px × Lx× Hx

où :

Px

représente la puissance au frein nominale du conducteur « x », exprimée en mégawatts;

Cx

la charge moyenne réelle annuelle en pourcentage du conducteur « x » ou, si celle-ci est indisponible, le résultat du calcul suivant :

rpmmoy/rpmmax

où :

rpmmoy

représente la vitesse moyenne annuelle réelle du conducteur « x » pendant son fonctionnement, exprimée en révolutions par minute,

rpmmax

la vitesse maximale nominale du conducteur « x », exprimée en révolutions par minute;

Hx

le nombre d’heures pendant lesquelles le conducteur « x » a fonctionné durant la période de conformité.

Les définitions qui suivent s’appliquent au présent article :

conducteur Moteur électrique, moteur alternatif ou turbine utilisée pour actionner un compresseur. 

puissance au frein nominale Puissance au frein maximale d’un conducteur, spécifié par le fabricant soit sur la plaque signalétique, soit autrement.

7.1.3.2 Production en volume de débit de gaz naturel, exprimée en 1000 m3 d’équivalent de gaz naturel

Pour l’application du paragraphe 10(3) du Règlement, l’exploitant d’une installation ayant une activité industrielle visée à la colonne 1 de la partie 1 de l’annexe 1 du Règlement doit déterminer le volume de production de cette activité en volume de gaz naturel qui a été comprimé, exprimé en 1000 m3 de gaz naturel équivalent, de gaz naturel et de condensats de gaz naturel livrés.

  1. Les volumes de gaz doivent être mesurés en 1000 m3 à 15 °C et 101,325 kPa (kilopascals)
  2. Les volumes de condensat de gaz naturel doivent être mesurés en mètres cubes (m3) à 15 °C et à la pression d’équilibre et convertis en volume équivalent de gaz naturel en 1000 m3 au moyen du facteur de conversion suivant :
Production en volume de débit de gaz naturel, exprimée en 1000 m3 d’équivalent de gaz naturel
Produit Facteur de conversion (1000 m3 GNE)
Condensats de gaz naturel 0,94290

7.1.4 Traitement du gaz naturel ou de condensats de gaz naturel en gaz naturel commercialisable et en liquides de gaz naturel

Pour l’application de l’article 16 du règlement, l’exploitant d’une installation ayant une activité industrielle visée à l’article 7, colonne 1 de la partie 1 de l’annexe 1 du règlement doit déterminer la quantité combinée, en milliers de mètres cubes de gaz naturel commercialisable et de liquides de gaz naturel spécifiés livrés.

  1. Les volumes de gaz doivent être mesurés en 1000 m3 à une température de 15 °C et 101,325 kPa (kilopascals).
  2. Pour les liquides de gaz naturel,  les volumes de liquides doivent être mesurés en mètres cubes (m3) à 15 °C et à la pression d’équilibre et convertis en volume équivalent de gaz naturel en 1000 m3 au moyen du facteur de conversion suivant :
Traitement du gaz naturel ou de condensats de gaz naturel en gaz naturel commercialisable et en liquides de gaz naturel
Produit Facteur de conversion
(1000 m3 livrés GNE/m3 de produit)
Propane

0,27213

Butane

0,23768

Pentane

0,20667

Isobutane

0,22902

Isopentane

0,20485

Butane normal

0,23768

Pentane normal

0,20667

7.2 Quantification de la production cumulative

Pour l’application de l’alinéa 10(2)b) du règlement, un exploitant doit déclarer la production cumulée de toutes les activités industrielles exercées à toutes ses installations pour chaque année civile en appliquant la conversion de l’unité du seuil applicable, comme indiqué dans le tableau ci-dessous.

Tableau 8 : Conversions en barils équivalent pétrole (BEP) pour le calcul de la production cumulée
Activité industrielle Conversion de l’unité de seuil (BEP/unité de mesure)

1. Toute production ci-après de bitume et d’autre pétrole brut – autre que l’extraction du bitume par récupération thermique in situ et l’extraction du bitume provenant de l’exploitation de surface:

a) l’extraction, le traitement et la production de pétrole brut léger ayant une masse volumique inférieure à 920 kg/m3 à 15°C,

b) l’extraction, le traitement et la production de bitume ou tout autre pétrole brut lourd ayant une masse volumique supérieure ou égale à 920 kg/m3 à 15°C).

a) 1 BEP/baril de pétrole brut léger produit

b) 1,0621 BEP/baril de bitume et de pétrole brut lourd produit

2. Récupération thermique in situ de bitume provenant de gisements de sables bitumineux

1,1114 BEP/baril de bitume produit

3. Exploitation minière de surface des sables bitumineux et extraction de bitume

1,1114  BEP/baril de bitume produit

4. Valorisation de bitume ou de pétrole lourd en vue de produire du pétrole brut synthétique

1,0231 BEP/baril de pétrole brut

synthétique produit

5. Extraction de gaz naturel et de condensats de gaz naturel

6,0917 BEP/1000 m3 GNE produit

6. Compression de gaz naturel entre les puits de production, les installations de traitement du gaz naturel ou les sites de réinjection

6,0917 BEP/1000 m3 GNE produit

7. Traitement du gaz naturel ou de condensats de gaz naturel en gaz naturel commercialisable et en liquides de gaz naturel

6,0917 BEP/1000 m3 livrés de GNE

8. Production de gaz naturel liquéfié

8,4046 BEP/tonne de GNL livrées

  1. Les exploitants doivent additionner le volume équivalent de pétrole léger de tous les hydrocarbures livrés par les installations, y compris les batteries de gaz et d’huile, les systèmes de collecte de gaz, les usines à gaz, les installations d’extraction des sables bitumineux et les usines de valorisation.
  2. Liquides = m3 à 15 °C et 101,325 kPa arrondis à la première décimale.
  3. Pour les exploitants d’installations de traitement du gaz, y compris les usines de fractionnement et les usines à chevauchement, ou les installations de gaz naturel liquéfié (GNL) qui fournissent des liquides de gaz naturel, le volume équivalent de gaz naturel de chaque produit doit être déterminé, puis converti en BEP et ajouté au total de l’exploitant. Cela comprend les volumes de gaz précédemment déclarés comme provenant des batteries.
  4. Pour les exploitants d’installations qui livrent du gaz naturel liquéfié, le GNL livré doit être déclaré en fonction du tonnage et la teneur prévue en gaz naturel doit être convertie en BEP.

Détails de la page

Date de modification :