Options pour plafonner et réduire les émissions de gaz à effet de serre du secteur pétrolier et gazier afin d'atteindre les objectifs de 2030 et la carboneutralité d'ici 2050 – document de travail

Lexique

Aux fins du présent document de travail :

La « carboneutralité d'ici 2050 » désigne l'objectif déclaré du Canada de faire en sorte que l'économie canadienne ne produise aucune émission de gaz à effet de serre (GES) d'ici 2050, ou que toutes les émissions soient entièrement compensées par l'élimination du carbone de l'atmosphère (émissions négatives) par d'autres mesures (par exemple, par la plantation d'arbres ou le déploiement de captage et stockage du carbone). Pour atteindre cet objectif, on s'attend à ce que certains secteurs économiques, installations, institutions et autres sources d'émissions de GES difficiles à éliminer complètement continuent d'émettre certains GES, mais à des niveaux beaucoup plus bas que les taux actuels, ce qui pourrait être compensé par des émissions négatives ailleurs dans l'économie.

Les « émissions absolues » font référence à la quantité totale mesurée de GES émis.

Les « émissions directes », désignées comme les « émissions de portée 1 », proviennent directement de sources détenues ou contrôlées par une organisation.

Les « émissions indirectes » sont celles résultant indirectement de la consommation d'énergie achetée, telle que le gaz naturel, le diesel ou la production d'électricité au charbon (désignées comme les « émissions de portée 2 »), ou toutes autres émissions indirectes (désignées comme les « émissions de portée 3 ») associées aux activités d'une organisation (c.-à-d. les émissions émises par les chaînes d'approvisionnement) ou aux produits. Les « émissions de portée 3 » peuvent se produire dans d'autres secteurs ou dans d'autres juridictions (p. ex., le pétrole brut exporté, l'essence dans les véhicules à moteur à combustion interne).

Les « émissions de torchage » sont des émissions contrôlées de gaz émis au cours d'activités industrielles, suite à la combustion d'un flux gazeux ou liquide produit à l'installation, à des fins autres que la production de chaleur utile.

Les « émissions d'évacuation » sont des émissions contrôlées qui surviennent à cause de la conception de l'installation, des méthodes utilisées pour la fabrication ou le traitement d'une substance ou d'un produit, ou suite à l'utilisation d'une pression supérieure à la capacité de l'équipement de l'installation.

Les « émissions fugitives » sont des rejets involontaires de GES provenant de la production, du traitement, du transport, du stockage et de la livraison de combustibles fossiles. Les rejets de gaz d'hydrocarbures éliminés par combustion (par exemple, le torchage des gaz naturels dans les installations de production et de traitement de pétrole et de gaz) et les émissions post-production, y compris celles des mines de charbon abandonnées et des puits de pétrole et de gaz abandonnés, sont également considérés comme des émissions fugitives.

L' « intensité des émissions » est une mesure des émissions de GES émises par unité, par exemple par PIB, par baril de pétrole ou par habitant. Les intensités d'émissions sont utilisées pour comparer l'impact environnemental de différents combustibles ou activités.

Le « captage et stockage du carbone » (CSC) et le « captage, utilisation et stockage du carbone » (CUSC) sont des procédés similaires qui utilisent un éventail de technologies pour capturer le dioxyde de carbone (CO₂) des installations qui serait autrement directement rejeté dans l'atmosphère. En utilisant les technologies CSC, le CO₂ capté est ensuite comprimé et transporté pour être stocké de manière permanente dans des formations géologiques souterraines (par exemple, dans des aquifères salins ou des réservoirs de pétrole). Tandis que le CUSC est une forme de CSC qui utilise le CO₂ capté pour créer des produits, tels que du béton et des carburants synthétiques à faible teneur en carbone, ou pour l'injecter dans des réservoirs de pétrole à des fins de récupération assistée du pétrole, où le gaz injecté aide à faciliter l'écoulement du pétrole vers un puits pour une extraction ultérieure après la production primaire et secondaire. Le CSC et le CUSC sont également des technologies déterminantes et essentielles faisant partie des solutions d'élimination du CO₂ présent dans l'air (par captage direct de l'air).

Une « fuite de carbone » peut se produire lorsqu'une entreprise ou une industrie, qui fait face à des coûts liés au carbone, déménage sa production vers des juridictions où les coûts liés au carbone sont plus faibles ou inexistants. Le résultat est que les émissions ne sont pas réduites; elles sont simplement émises à un autre endroit.

Un « système de plafonnement et d'échange » est un système basé sur le marché dans lequel le régulateur délivre une quantité d'unités d'émissions inférieure à la quantité d'émissions attendue en l'absence de politique, créant une rareté des émissions sous le plafond d'émissions. Étant donné que chaque entité règlementée doit remettre une unité pour chaque tonne d'émissions, et que le nombre total d'unités est inférieur aux émissions habituelles du système, la rareté stimule la demande sur un marché d'unités conçu par le régulateur et donne donc la priorité aux réductions à bas prix. Au Canada, des systèmes de plafonnement et d'échange existent au Québec et en Nouvelle-Écosse.

Le « modèle fédéral » fait référence aux critères nationaux minimaux de rigueur utilisés par le gouvernement du Canada pour évaluer les systèmes provinciaux et territoriaux de tarification du carbone afin de s'assurer qu'ils soient équitables, cohérents et efficaces.

La « rigueur » fait référence à la force du signal d'une politique. Une plus grande rigueur dans la politique de tarification du carbone signifie des incitatifs plus forts à réduire les émissions de GES.

Les « normes de rendement » sont des normes d'intensité d'émissions fondées sur le rendement pour des activités précises visées par un système de tarification fondé sur le rendement (STFR), exprimées en quantité d'émissions de GES par unité de production pour une activité ou un produit donné. Dans le Système de tarification fondé sur le rendement fédéral, ces normes sont, pour la plupart, fixées en pourcentage de la moyenne des intensités d'émissions de toutes les grandes installations émettrices fabriquant des produits semblables au Canada, pondérées en fonction de la production.

Les « crédits compensatoires » sont des réductions d'émissions de GES, ou des accroissements de leur suppression, par des activités fondées sur des projets qui compensent les émissions produites ailleurs. Les crédits compensatoires peuvent être générés à la fois dans des programmes règlementaires et des programmes volontaires. Dans les programmes règlementaires, les crédits compensatoires permettent aux émetteurs assujettis d'utiliser les réductions d'émissions associées à des projets, entrepris par des promoteurs sur une base volontaire pour remplir leurs obligations de réduction d'émissions.

1. Objectif

Le gouvernement du Canada prend des mesures pour réduire les émissions de gaz à effet de serre (GES) du secteur pétrolier et gazier au rythme et à l'échelle nécessaires pour atteindre les objectifs climatiques du Canada de 2030 et 2050, et ce, de manière à permettre au secteur de concurrencer dans une économie globale en transition vers la carboneutralité. La lutte contre les émissions du secteur pétrolier et gazier, la plus grande source d'émissions de GES au Canada, est essentielle à la réalisation des objectifs climatiques et des engagements internationaux du Canada, et primordiale pour la compétitivité et la viabilité de l'industrie énergétique du Canada.

Ce document de travail sollicite des commentaires sur la conception et la mise en œuvre d'une approche visant le plafonnement et la réduction des émissions de ce secteur. Le document sollicite des commentaires sur deux approches règlementaires potentielles :

1. L'élaboration d'un nouveau système de plafonnement et d'échange en vertu de la Loi canadienne sur la protection de l'environnement, 1999 (LCPE); et
2. La modification des systèmes actuels de tarification de la pollution par le carbone en vertu de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre (LTPGES).

Les détails quant à la meilleure façon de concevoir et de mettre en œuvre un plafond d'émissions nécessiteront une collaboration étroite avec l'industrie, les provinces et les territoires, les partenaires autochtones et la société civile. Le gouvernement accueille les commentaires sur ces options. Des questions clés sont incluses dans le document (section 10) pour guider la discussion et l'engagement des intervenants. Les points de vue et les commentaires sur d'autres questions et considérations connexes sont également les bienvenus.

2. Introduction et contexte général

Le Groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat (GEIC) nous avertit que les réductions d'émissions de GES doivent être réduites de manière importante et rapide pour éviter les impacts les plus importants des changements climatiques^{Note de bas de page 1}. Les impacts des changements climatiques sont très variés et coûteux, affectant les infrastructures, la santé et la sécurité, l'activité économique et la biodiversité, et sont susceptibles d'avoir des impacts géopolitiques de plus en plus significatifs. Les signataires de l'Accord de Paris, dont le Canada, se sont Collectivement engagés à réduire les émissions de GES afin de limiter l'augmentation de la température moyenne mondiale à un niveau inférieur à 2°C, et de poursuivre les efforts pour limiter cette augmentation à 1,5 degré pour réduire la gravité des impacts du réchauffement climatique.

La Loi sur la responsabilité en matière de carboneutralité établit un processus juridiquement contraignant qui oblige le gouvernement du Canada à élaborer des plans crédibles de réduction des émissions pour atteindre les objectifs de réduction des émissions quinquennaux. En mars 2022, le gouvernement du Canada a publié une première itération. Le Plan de réduction des émissions pour 2030 – le PRÉ (2030) – décrit les mesures que prend le Canada pour atteindre son objectif de contribution déterminée au niveau national en vertu de l'Accord de Paris, soit une réduction de 40 à 45 % des émissions de GES à l'échelle de l'économie sous les niveaux de 2005. Le PRÉ (2030), qui s'appuie sur le Cadre pancanadien sur la croissance propre et les changements climatiques (2015) et Un environnement sain et une économie saine (2020), jette les bases pour mettre le Canada sur la voie de la carboneutralité d'ici 2050.

Un élément clé du plan du gouvernement consiste à plafonner et à réduire les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier au rythme et à l'échelle nécessaires pour contribuer aux objectifs climatiques du Canada pour 2030 et pour atteindre la carboneutralité d'ici 2050. Cet engagement du gouvernement du Canada a d'abord été annoncé en novembre 2021 lors de la Conférence des Nations Unies sur les changements climatiques à Glasgow.

En plus de l'impératif environnemental de réduction des émissions de GES, le PRÉ (2030) souligne que la réduction des émissions du secteur pétrolier et gazier aidera à positionner le Canada pour bénéficier économiquement dans le cadre de la transition mondiale vers la carboneutralité. Le scénario de carboneutralité d'ici 2050 de l'Agence internationale de l'énergie (AIE) prévoit que la demande mondiale de pétrole passera de 100 millions de barils par jour en 2020 à 24 millions de barils d'ici 2050. Une augmentation des sources d'énergie à faible émission de carbone sera nécessaire pour alimenter les véhicules à émissions nulles, pour alimenter et chauffer les habitations et pour alimenter les procédés industriels.

En outre, tout pétrole et gaz produit et utilisé au-delà de 2050 devra atteindre la carboneutralité. Pour demeurer concurrentiel sur ce marché mondial, il est important que le secteur canadien de l'énergie réduise ses émissions liées à la production en déployant des technologies propres, tout en explorant les possibilités de transition vers la production de produits et de services non émetteurs tels que l'hydrogène ou les produits pétrochimiques.

L'économie mondiale est confrontée au double défi du maintien de la sécurité énergétique et de la lutte contre les changements climatiques – avec une reconnaissance accrue de la nécessité de faire face aux deux ou d'affronter l'instabilité socio-économique. Les Canadiennes et Canadiens, tout comme les gens du monde entier paient davantage pour l'essence en raison de l'invasion de l'Ukraine par la Russie et de la pandémie du coronavirus. Les alliés se tournent ainsi vers des producteurs de pétrole et de gaz, comme le Canada, pour aider à atténuer les impacts et assurer que les personnes, tant au Canada que partout dans le monde, puissent se rendre au travail ou chauffer leur maison. En même temps, pour les pays importateurs de pétrole et de gaz, les prix plus élevés les incitent à diversifier leur approvisionnement énergétique afin de réduire leur dépendance aux combustibles fossiles. De plus, les prix élevés actuels du pétrole et du gaz entraînent une période de rentabilité record pour le secteur, offrant la possibilité d'investir davantage dans la décarbonisation et la diversification vers des sources d'énergie renouvelable et à faible teneur en carbone.

Grâce à leur expertise et à leurs antécédents en tant qu'investisseurs majeurs dans les technologies propres, les entreprises pétrolières et gazières canadiennes ont l'occasion de montrer la voie en faisant progresser l'énergie propre et les technologies propres sur les marchés nationaux et internationaux. De plus, les travailleuses et travailleurs canadiens de l'énergie – les entrepreneurs, les ouvriers, les équipes de construction, les gestionnaires de projet, les gestionnaires financiers et les ingénieurs – possèdent des compétences essentielles et transférables pour nous aider à bâtir un avenir énergétique moins polluant et à saisir les nouvelles opportunités de technologies propres et d'industries à faibles émissions de carbone, par exemple, celles visant la capture et le stockage du carbone, l'énergie géothermique et les carburants propres, tels que l'hydrogène. Les travailleuses et travailleurs canadiens pourront bénéficier de nouveaux emplois bien rémunérés pour les générations à venir si des choix audacieux et ambitieux sont pris aujourd'hui.

Plafonner et réduire les émissions du secteur pétrolier et gazier, avec des jalons fixés à un rythme qui s'harmonise avec l'atteinte des objectifs du Canada en matière de changements climatiques de 2030 et de carboneutralité d'ici 2050, enverra un signal politique clair et à long terme pour investir dans les technologies propres et les actifs énergétiques à faibles émissions, pour soutenir les infrastructures tout en évitant les investissements dans la production pétrolière et gazière qui n'intègrent pas les meilleures technologies et infrastructures.

3. Contexte du secteur pétrolier et gazier

Le secteur pétrolier et gazier est le secteur le plus émetteur du Canada, représentant environ 27 % des émissions totales de GES du pays en 2020^{Note de bas de page 2}. Le secteur joue également un rôle important dans l'économie canadienne, dans la vie des Canadiennes et Canadiens et dans la sécurité énergétique de nos partenaires commerciaux. En tant que quatrième producteur de pétrole et cinquième producteur de gaz à l'échelle mondiale (2020)^{Note de bas de page 3}, le secteur pétrolier et gazier du Canada est une importante source d'énergie pour les Canadiennes et Canadiens et pour le monde. Il fournit des carburants pour déplacer les personnes et les marchandises, des sources de chaleur et d'électricité à des fins résidentielles, commerciales et industrielles, et des matières premières pour la production de matériaux critiques et de produits à valeur ajoutée nécessaires à la vie moderne, y compris les produits pétrochimiques, les engrais, les solvants, les équipements de protection individuelle, et les matériaux de construction tels que l'asphalte et les produits pharmaceutiques.  

Le secteur pétrolier et gazier peut être divisé en trois sous-groupes: les activités en amont (incluant la production de pétrole conventionnel en zones côtières, infracôtières et extracôtières, la production à partir de sables bitumineux et la production et le traitement du gaz naturel); les activités intermédiaires (tels que les pipelines de transport de pétrole brut, de gaz naturel et de CO₂); et les activités en aval (tels que le raffinage de pétrole et la distribution de gaz naturel). Ces activités sont soutenues par une industrie de service composée d'entreprises qui fournissent de l'équipement et de la main-d'œuvre spécialisés nécessaires pour forer, tester, produire, entretenir et réhabiliter les puits de pétrole et de gaz. Chaque sous-secteur pétrolier est unique par ses coûts et ses principaux moteurs économiques.

La production pétrolière et gazière en amont est concentrée en Alberta, en Saskatchewan, en Colombie-Britannique et à Terre-Neuve-et-Labrador. Il existe également des puits de pétrole et de gaz en Ontario, au Manitoba, dans les Territoires du Nord-Ouest et au Nouveau-Brunswick. Les infrastructures intermédiaires et les raffineries de pétrole en aval, les terminaux de distribution ou les installations de stockage en vrac sont situés dans chaque province et territoire. Dans les sous-groupes en amont, intermédiaires et en aval se trouvent une myriade d'opérateurs, allant de petites entreprises d'exploration et de production aux grandes entreprises pétrolières et gazières intégrées.

Les secteurs pétroliers et gaziers canadien et américain sont fortement interconnectés, offrant flexibilité, concurrence sur les marchés et sécurité énergétique continentale. La plupart des exportations de pétrole et de gaz du Canada sont acheminées vers les États-Unis par pipeline, par chemin de fer et, moins souvent, par camion ou par pétrolier. Des 86 milliards de dollars d'exportations de pétrole et de gaz du Canada en 2020, 95 % sont allés aux États-Unis. La même année, les importations américaines représentaient 25 % de la consommation canadienne de pétrole brut et 20 % de la consommation canadienne de gaz naturel.^{Note de bas de page 4}

Le secteur pétrolier et gazier est un contributeur majeur à l'économie canadienne. En 2020, le secteur pétrolier et gazier a généré 118 milliards de dollars de PIB et représentait 16 % des exportations du Canada (évaluées à 86 milliards de dollars)^{Note de bas de page 5}. Le secteur est également un employeur important à travers le pays. En 2020, le secteur canadien pétrolier et gazier employait 178 500 travailleurs directs et 415 000 travailleurs indirects^{Note de bas de page 6}. En plus des nombreux emplois dans les provinces productrices de pétrole et de gaz, il en existe des milliers dans les services manufacturiers, environnementaux et financiers liés à l'industrie pétrolière et gazière, en particulier en Ontario et au Québec.

Le secteur est également un employeur important pour les peuples autochtones, contribuant à environ 10 400 emplois en 2020^{Note de bas de page 7}. Depuis 2014, le nombre d'autochtones travaillant dans le secteur pétrolier et gazier du Canada a augmenté de plus de 20 %^{Note de bas de page 8}. En outre, les entreprises pétrolières et gazières ont dépensé plus de 2,6 milliards de dollars en approvisionnement auprès d'entreprises autochtones en 2019, comparativement à 1,5 milliard de dollars (43 % de plus) en 2017, et plus de 250 entreprises de services et autres entreprises appartenant à des autochtones étaient actives dans le secteur pétrolier et gazier du Canada^{Note de bas de page 9}. En 2018-2019, 55 millions de dollars en revenus liés au pétrole et au gaz ont été perçus au nom des Premières Nations de l'Alberta, de la Saskatchewan et de la Colombie-Britannique par Pétrole et gaz des Indiens du Canada^{Note de bas de page 10} (un organisme de service spécial qui relève des Services aux Autochtones Canada).

Bien que le secteur pétrolier et gazier enregistre actuellement des flux de trésorerie record, le secteur emploie désormais moins de personnes qu'en 2013 – la dernière fois que le prix du pétrole était supérieur à 90 dollars le baril – ayant priorisé l'amélioration de son rendement. De plus, le secteur est passé de 30 % de dépenses en capital du secteur privé au Canada à 11 %. Faire de nouveaux investissements dans le secteur privé visant la réduction des émissions nécessitera un signal politique à long terme ainsi que des conditions d'investissement favorables et prévisibles.

Profil des émissions du secteur

Le secteur pétrolier et gazier est la plus grande source d'émissions de GES au Canada, représentant environ 179 Mt ou 27 % des émissions nationales totales de GES en 2020 (Figure 1).

Source : Environnement et changement climatique Canada (ECCC), Rapport d'inventaire national, 2022.

Les émissions absolues de GES du secteur pétrolier et gazier canadien ont augmenté de 4 %^{Note de bas de page 11}   entre 2005 et 2020 (Tableau 1)^{Note de bas de page 12}, alors que la production de pétrole et gaz augmentait de 26 % (Tableau 2). Cela se compare à des baisses d'émissions absolues de GES de 52 % dans le secteur de l'électricité, et de 18 % dans l'industrie lourde, de 2005 à 2020^{Note de bas de page 13}. Pendant cette même période de temps, la production d'électricité augmentait de 5 %^{Note de bas de page 14}  , et celle de l'industrie lourde baissait de 9 %^{Note de bas de page 15}.

L'intensité des émissions de GES de la production canadienne a diminué de 2005-2020, alors que le secteur réduisait l'énergie thermique nécessaire en amont pour produire chaque baril de pétrole, par l'efficacité énergétique, par des changements de carburants et par le déploiement de technologies propres supplémentaires. Malgré ces améliorations, l'intensité des émissions de GES de la production pétrolière canadienne est parmi les plus élevées au monde^{Note de bas de page 16}, stimulée par l'utilisation intensive d'énergie thermique dans le processus d'extraction des sables bitumineux. La production canadienne de sable bitumineux a pratiquement triplé entre 2005-2020, dépassant les améliorations faites sur les intensités d'émissions, et entraînant une augmentation des émissions absolues.

Les émissions absolues de GES provenant de l'exploitation des sables bitumineux ont plus que doublé, passant de 35 Mt en 2005 à 81 Mt en 2020 (Tableau 1). En comparaison, les émissions totales de GES ont diminué dans les autres sous-secteurs de 2005-2020, incluant la production et le traitement du gaz naturel, l'extraction conventionnelle de pétrole, la distribution du pétrole et du gaz, et le raffinage de pétrole. L'intensité des émissions de GES de la production pétrolière peut également varier significativement selon le lieu et la méthode de production. Par exemple, en 2020, l'intensité moyenne d'émissions de la production pétrolière extracôtière canadienne était d'environ 25 % celle de la production à partir de sables bitumineux^{Note de bas de page 17}. La réglementation canadienne sur la réduction des rejets de méthane pour le secteur pétrolier et gazier, et les plans visant à la renforcer, devraient contribuer à réduire l'intensité des émissions du secteur canadien du gaz naturel.

Alors que l'extraction de pétrole et de gaz en amont est le plus grand contributeur de GES provenant du secteur pétrolier et gazier (84 %) canadien, certaines raffineries de pétrole figurent parmi les plus grandes installations émettrices de GES au Canada. Le sous-secteur pétrolier et gazier en aval a émis 18 Mt d'équivalent de dioxyde de carbone (éq. CO₂) en 2020, soient 10 % des émissions totales de GES du secteur pétrolier et gazier. Les pipelines de transport représentaient 10 Mt d'éq. CO₂, soit 6 % des émissions totales du secteur (Tableau 1).

Tableau 1 – Tendances des émissions canadiennes de GES par sous-secteur pétrolier et gazier (1990-2020) (Mt d'éq. CO₂)

Sous-secteur	1990	2005	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Production pétrolière et gazière en amont	71	136	174	163	167	175	172	150
Production et traitement du gaz naturel	31	66	61	57	54	56	55	44
Production de pétrole conventionnel	24	35	40	37	37	37	35	25
Mazout léger conventionnel	15	19	25	24	24	25	24	17
Mazout lourd conventionnel	9,1	14	13	11	10	9,5	8,7	6,5
Pétrole de zones pionnières et extracôtières	0,26	1,7	1,5	1,7	1,8	1,9	1,9	1,8
Production à partir de sables bitumineux	15	35	73	70	77	82	83	81
Exploitation minière et extraction	2,2	5,6	11	11	13	15	15	15
In situ	4,5	12	38	38	42	44	43	41
Valorisation	8,4	17	24	21	22	24	25	25
Transport de pétrole, de gaz naturel et de CO2	12	12	10	9,9	9,8	11	11	10
Pétrole et gaz en aval	20	23	21	21	19	19	20	18
Raffinage du pétrole	18	22	20	20	18	18	19	17
Distribution du gaz naturel	1,6	1,3	1,2	1,2	1,2	1,1	1,2	1,1
Total	103	171	205	194	196	205	203	179

Source : ECCC, Rapport d'inventaire national [RIN] (2022).

Remarque : Dans les tableaux de données du RIN sur les secteurs économiques, les pipelines de transport sont regroupés avec les activités pétrolières et gazières en amont; cependant, ils sont ventilés dans le tableau ci-dessus pour faire la distinction entre l'extraction du pétrole et du gaz et le transport par pipeline et les activités en aval.

Tableau 2 – Production canadienne pétrolière et gazière (1990-2020) (Millions de barils équivalents (annuel))

Sous-secteur	1990	2005	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Extraction pétrolière et gazière en amont	1 264	2 068	2 476	2 506	2 642	2 734	2 710	2 597
Production et traitement du gaz naturel	684	1 155	1 033	1 068	1 110	1 141	1 097	1 070
Production de pétrole conventionnel	447	508	483	468	461	484	494	449
Production de mazout léger conventionnel	341	227	290	264	259	277	272	232
Production de mazout lourd conventionnel	94	163	127	124	121	122	123	111
Production pétrolière en zones pionnières et extracôtières	12	118	66	80	81	85	98	106
Production à partir de sables bitumineux*	133	406	960	970	1 071	1 108	1 120	1 078
Exploitation minière et extraction	104	254	472	465	518	598	630	604
In situ	55	178	555	564	632	638	627	605
Valorisation	78	230	392	375	413	424	444	434
Transport de pétrole, de gaz naturel et de CO2	N/A	N/A	N/A	N/A	N/A	N/A	N/A	N/A
Pétrole et gaz en aval	N/A	N/A	N/A	N/A	N/A	N/A	N/A	N/A
Raffinage du pétrole	630	757	696	708	736	714	763	691
Distribution du gaz naturel	N/A	N/A	N/A	N/A	N/A	N/A	N/A	N/A

Source : Statistique Canada, Bulletin sur la disponibilité et écoulement d'énergie au Canada, 2021; Rapports statistiques de l'Alberta Energy Regulator (une entité législative de l'Alberta), 2021; et le « Mineral Statistics Yearbook » de la Saskatchewan (un annuaire statistique sur les minéraux, incluant le pétrole et le gaz), 2021. (ces derniers sont en anglais seulement)

* Remarque : La production totale à partir de sables bitumineux n'est pas une somme des sous-secteurs correspondants, car une partie du bitume brut produit dans les exploitations minières et in situ n'est pas valorisée en pétrole brut synthétique.

Les GES émis par le secteur pétrolier et gazier canadien comprennent le CO₂, le méthane et l'oxyde nitreux. Les émissions de CO₂ représentent la majorité des émissions de GES du secteur pétrolier et gazier, représentant environ 80 % des émissions totales du secteur (en éq. CO₂) en 2020, tandis que les émissions de méthane représentaient environ 20 %. L'oxyde nitreux représente moins de 1 % des émissions totales du secteur.

Le secteur pétrolier et gazier est la plus importante source d'émissions de méthane au Canada. Le méthane est un puissant GES, ainsi qu'un précurseur de smog – on estime qu'il contribue chaque année à plus d'un demi-million de décès prématurés dans le monde liés aux maladies respiratoires causées par l'ozone troposphérique^{Note de bas de page 18}. En 2020, la majorité des émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier canadien provenait de la production de pétrole conventionnel (43 %) et de la production et du traitement du gaz naturel (37 %). D'autres sous-secteurs pétroliers et gaziers avaient de plus petites sources d'émissions de méthane, notamment de la production de sables bitumineux (9 %), des pipelines de transport (7 %), de la distribution de gaz naturel (3 %) et du raffinage du pétrole (0,22 %).

Les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier sont souvent classées en fonction de la manière dont elles sont rejetées, y compris les émissions fugitives (dues à des fuites accidentelles) et les émissions intentionnelles d'évacuation et de torchage suite à l'entretien routinier de l'équipement. Pour ces sources, c'est un défi de mesurer, de surveiller, et de déclarer la proportion de méthane des émissions totales du secteur, comparativement à des sources d'émissions de CO₂ plus connues (provenant de la combustion de combustibles fossiles).

Compte tenu des enjeux et des défis uniques associés à l'atténuation et à la mesure du méthane, le Canada a publié un document de travail intitulé Réduction des émissions de méthane provenant du secteur pétrolier et gazier au Canada qui complète le présent document. Ce document décrit les principales considérations liées à l'engagement du gouvernement du Canada à mettre à jour sa réglementation actuelle sur le méthane afin d'assurer une réduction d'au moins 75 % des émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier d'ici 2030 par rapport aux niveaux de 2012. Le gouvernement du Canada s'est également engagé à établir un centre d'excellencemondial sur la détection et l'élimination du méthane.

4. Opportunités clés de décarbonisation

Comme indiqué préalablement, les progrès technologiques ont continuellement diminué l'intensité des émissions de la production canadienne pétrolière et gazière au cours des dernières décennies. Les émissions de GES par baril de pétrole produit en partir de sables bitumineux ont chuté de 33 % depuis 1990^{Note de bas de page 19}. Certains producteurs canadiens de pétrole et de gaz exploitent des installations d'extraction et de traitement parmi les moins émettrices de ce type au monde, telles que la plateforme Hibernia au large de Terre-Neuve-et-Labrador. La réduction des émissions du secteur canadien de l'énergie deviendra de plus en plus importante pour rendre nos produits énergétiques plus attrayants, au fur et à mesure que le monde deviendra carboneutre.

Atteindre les cibles climatiques du Canada pour 2030 et atteindre l'objectif de carboneutralité exigera d'importantes réductions supplémentaires. Il n'existe pas de solution unique ou simple pour la transition du secteur canadien pétrolier et gazier à la carboneutralité d'ici 2050. De multiples solutions seront nécessaires compte tenu des caractéristiques uniques à chaque sous-secteur. Les solutions varieront également d'une région à l'autre, en fonction de l'accès aux infrastructures, des possibilités de stockage du carbone, de la diversité du réseau énergétique, et de la disponibilité d'électricité et d'autres combustibles « propres ».

De nombreuses améliorations aux procédés de production et aux technologies propres sont disponibles ou le seront au cours de cette décennie. Il s'agit notamment de solutions relativement peu coûteuses pour améliorer l'efficacité énergétique, le déploiement d'infrastructures de conservation et d'utilisation du gaz pour atténuer les émissions de méthane, et les possibilités de passer du gaz naturel à l'électricité propre et aux carburants à faible teneur en carbone comme sources d'énergie pour l'extraction, le raffinage et le transport du pétrole et du gaz. Les technologies de CSC (par exemple, l'utilisation élargie des technologies de captage à base d'amines, similaires à celles utilisées à l'installation Quest de Shell pour les flux de CO₂ à haute concentration) joueront également un rôle important dans la réduction des émissions GES du secteur pétrolier et gazier.

Une opportunité de réduction à faible coût consiste à réduire les émissions fugitives de méthane (que ce soit des fuites accidentelles ou des émissions intentionnelles d'évacuation et de torchage suite à l'entretien routinier de l'équipement). L'Initiative pétrolière et gazière pour le climat (« The Oil and Gas Initiative »), qui comprend bon nombre des plus grandes entreprises pétrolières du monde, s'est engagée à atteindre des émissions de méthane pratiquement nulles de leurs installations pétrolières et gazières d'ici 2030; à mettre en œuvre toutes les mesures raisonnables pour réduire les émissions de méthane de leurs opérations; et à soutenir des approches règlementaires gouvernementales saines pour lutter contre les émissions de méthane provenant du secteur pétrolier et gazier. Les améliorations récentes des technologies de mesure par satellite et au sol signifient que des sources d'émissions de méthane plus petites et intermittentes peuvent être détectées et atténuées.

Environ 88 % des émissions des sables bitumineux proviennent de la combustion de combustibles fossiles afin d'extraire le bitume dans les exploitations minières et in situ, et pour transformer ce bitume en brut synthétique. Les producteurs de sables bitumineux ont et continuent d'étudier des moyens de réduire le rapport vapeur-pétrole, ce qui réduirait la quantité de gaz naturel nécessaire à l'extraction du bitume. L'utilisation de solvants pour faciliter les méthodes d'extraction par entrainement à la vapeur peut devenir rentable à des prix du brut plus élevés. Les avancés dans le captage post-combustion pourraient également aider à capter les émissions de CO₂ des équipements de combustion. Par exemple, des entreprises telles que Svante et Fluor ont développé des absorbants de nouvelles générations, ainsi que de nouvelles technologies absorbantes, et la technologie Cansolv de Shell Canada a été déployée avec succès pour récupérer le CO₂ de la centrale au charbon de Boundary Dam en Saskatchewan.

Certaines émissions de GES seront plus difficiles à réduire que d'autres. De plus, certaines solutions nécessitent un développement technologique supplémentaire ou une réduction des coûts. Puis, certaines solutions de réduction des émissions nécessitent le déploiement d'infrastructures d'essais et de démonstration, ce qui peut être coûteux et prendra du temps à planifier, autoriser et construire.

L'atteinte de réductions d'émissions supplémentaires plus importantes exigera d'autres innovations et une intensification massive en matière d'infrastructure et de technologies émergentes. Il sera essentiel d'augmenter immédiatement les investissements dans ces domaines, et ce, même si certaines de ces activités auront un impact minime sur les émissions à court terme en raison de leurs longs délais de conception et de déploiement. Par exemple, l'utilisation généralisée du CUSC nécessitera l'accès à des pipelines de CO₂, tandis que l'électrification de divers procédés énergivores nécessitera l'accès à une transmission à haute tension connectée à une production d'électricité propre. Certaines solutions émergentes, telles que les mélanges d'hydrogène propre pour remplacer le gaz naturel, l'utilisation de solvants pour le déplacement de la vapeur et le captage et l'utilisation du méthane, pourraient être mises-en-œuvre dans les années à venir, tandis que d'autres, telles que les petits réacteurs nucléaires, pourraient prendre plus d'une décennie pour être mis en place.

Le secteur pétrolier et gazier est l'un des principaux investisseurs dans les technologies propres et l'innovation au Canada, avec environ 58 % de tous les investissements consacrés à l'énergie et au développement (en moyenne 1 milliard par année lors de la décennie précédente 2019). Des compagnies telles que Shell Canada, Whitecap Resources, Wolf Midstream, Enhance Energy et Northwest Redwater Partnership sont des chefs de file dans le CUSC.

D'autres entreprises ont annoncé des investissements et des plans pour décarboniser leurs opérations dans les décennies à venir. Par exemple, Pembina Pipeline a annoncé un projet de 195 millions de dollars pour alimenter ses opérations avec de l'énergie éolienne en 2021. Suncor Energy et ATCO ont aux premières étapes de l'élaboration d'un projet d'hydrogène propre qui pourrait réduire de 60 % les émissions de la raffinerie de pétrole de Suncor à Edmonton et offrir d’avantages de possibilités pour l'Alberta. Tidewater Midstream et Imperial travaille sur des projets de production de diesel. Ce ne sont là que quelques exemples récents de projets innovants pour réduire les émissions dans le secteur pétrolier et gazier.

De nombreuses entreprises pétrolières et gazières canadiennes ont déjà fixé des objectifs de carboneutralité et ont élaboré des plans de décarbonisation. Cela comprend l'Alliance Pathways regroupant des producteurs tels que le Canadian Natural Resources, Cenovus, Conoco Phillips Canada, Impériale, MEG Energy et Suncor Energy – qui représentent collectivement 95 % de la production de sables bitumineux du Canada. Pour atteindre la carboneutralité d'ici 2050, cette initiative propose un investissement de 75 milliards de dollars pour déployer une combinaison de technologies propres telles que l'électrification propre, l'efficacité opérationnelle, les technologies émergentes (par exemple, l'hydrogène à faible émission, le captage du carbone, les petits réacteurs nucléaires) et l'utilisation de crédits compensatoires pour éliminer 68 Mt d'émissions de GES provenant des opérations d'extraction et de valorisation des sables bitumineux.

Au cœur de ces activités planifiées se trouve le captage à la source du CO₂ provenant des installations de sables bitumineux, qui serait acheminé par pipeline à partir de Fort McMurray pour être séquestré en permanence sous terre. Cette initiative envisage une réduction progressive des GES sur trois décennies jusqu'en 2050, en commençant par 22 Mt de réduction des émissions absolues d'ici 2030.

Le secteur canadien pétrolier et gazier est sur le point de tirer parti de son expertise pour acquérir un avantage concurrentiel dans une gamme d'industries émergentes. Les carburants propres comme l'hydrogène (avec CUSC) devraient aider le Canada à atteindre son objectif de carboneutralité tout en créant des emplois et des opportunités économiques au Canada. Compte tenu du rôle essentiel que joue l'hydrogène en tant que matière première dans le raffinage, l'augmentation de l'utilisation d'hydrogène propre présente une opportunité de réduire les émissions du secteur^{Note de bas de page 20}. La croissance de la production de produits à valeur ajoutée n'utilisant pas ou très peu d'énergies fossiles (tels que l'asphalte, les produits pétrochimiques, les carburants sans carbone ou les fibres de carbone) présente également des opportunités majeures dans un monde en transition vers la carboneutralité.

5. Mesures actuelles et alignement avec les actions des partenaires

Diverses mesures du gouvernement du Canada, combinées à des mesures d'autres juridictions, aideront à réduire les émissions provenant de la production pétrolière et gazière. Le Plan de réduction des émissions présente la modélisation de la voie la plus efficace sur le plan économique pour atteindre la cible de 2030 du Canada. S'appuyant sur cette modélisation, le PRÉ (2030) identifie une contribution projetée du secteur pétrolier et gazier à la réduction des émissions de 31 % par rapport aux niveaux de 2005 pour atteindre 110 Mt en 2030 (l'équivalent d'une réduction de 42 % par rapport au niveau de 2019).

Tarification du carbone. Depuis 2019, une tarification de la pollution par le carbone est en place partout au Canada grâce à une combinaison de systèmes de tarification fédéraux, provinciaux et territoriaux. Le gouvernement fédéral établit des normes nationales minimales que tous les systèmes doivent respecter pour s'assurer qu'ils soient équitables et cohérents (« le modèle fédéral »). Mettre un prix sur la pollution par le carbone crée un incitatif financier dans toute l'économie pour réduire les émissions et investir dans les innovations propres. Les activités pétrolières et gazières partout au Canada sont assujetties à la tarification du carbone en vertu du STFR fédéral ou de systèmes provinciaux équivalents.

Règlement sur le méthane. La réglementation fédérale actuelle exige que le secteur pétrolier et gazier réduise les émissions de méthane de 40 à 45 % sous les niveaux de 2012 d'ici 2025. En 2021, le Canada a adhéré à l'Engagement mondial sur le méthane, qui vise à réduire les émissions mondiales de méthane de 30 % sous les niveaux de 2020 d'ici 2030. Dans le cadre de cet engagement, le Canada s'est engagé à élaborer des règlements pour réduire les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier d'au moins 75 % par rapport aux niveaux de 2012 d'ici 2030.

Règlement sur les combustibles propres. Ce règlement réduira l'intensité en carbone des combustibles fossiles liquides au Canada, notamment en réduisant les émissions provenant de la production pétrolière et gazière.

Fonds de réduction des émissions. Le programme côtier et infracôtier du Fonds de réduction des émissions de 675 millions de dollars aide les entreprises canadiennes d'exploitation pétrolière et gazière à investir dans des solutions écologiques afin de poursuivre leur avancée en matière de réduction des émissions de méthane dans le contexte de la pandémie de COVID-19. Le programme de déploiement extracôtier de 42 millions de dollars positionnera davantage le secteur pétrolier et gazier extracôtier en tant que chef de file dans la transition du Canada vers un avenir à faibles émissions de carbone. Le programme de RD&D extracôtier de 33 millions de dollars soutient des projets de recherche, de développement et de démonstration qui proposent des solutions pour décarboniser l'industrie pétrolière et gazière extracôtière.

Programme de croissance propre. Un investissement de 155 millions de dollars dans des projets de recherche, de développement et de démonstration de technologies propres dans trois secteurs canadiens : l'énergie (y compris le pétrole et le gaz), l'exploitation minière et la foresterie.

Programme d'innovation énergétique du Réseau canadien d'innovation en réduction des émissions (RCIRE). L'objectif de ce programme est d'accélérer le développement, la validation et le déploiement de technologies permettant de réduire les émissions des secteurs pétroliers et gaziers. Le RCIRE est financé conjointement par Ressources naturelles Canada et Alberta Innovates. Le RCIRE comprend un financement important pour la recherche, le développement et les démonstrations visant à faire progresser la viabilité commerciale de technologies de CUSC.

Crédit d'impôt à l'investissement pour le CUSC. Le gouvernement élabore un crédit d'impôt à l'investissement pour le capital investi dans des projets de CUSC afin d'encourager le développement et le déploiement de technologies de CUSC. Le budget de 2022 propose un crédit d'impôt à l'investissement remboursable pour les entreprises qui engagent des dépenses admissibles de CUSC, à compter de 2022. Le crédit d'impôt à l'investissement s'appliquerait aux projets de CUSC dans la mesure où ils stockent de façon permanente le CO₂ capté par une utilisation éligible. Les utilisations éligibles de CO₂ comprennent le stockage géologique spécialisé et le stockage du CO₂ dans le béton, mais n'incluent pas la récupération assistée du pétrole. De 2022 à 2030, les taux du crédit d'impôt à l'investissement seraient fixés à :

• 60 % pour l'investissement dans des équipements de captage du CO₂ dans les projets de captage direct de l'air;
• 50 % pour l'investissement dans des équipements de captage du CO₂ dans tous les autres projets de CUSC; et
• 37,5 % pour les investissements en équipements de transport, de stockage et d'utilisation du CO₂.

Pour inciter l'industrie à progresser rapidement, ces taux seront divisés par deux à partir de 2031^{Note de bas de page 21}.

Le gouvernement s'est également engagé à discuter avec les provinces sur les moyens de renforcer davantage les incitatifs financiers pour accélérer l'adoption de technologies de CUSC.

Directives pour de nouveaux projets pétroliers et gaziers exemplaires. En avril 2022, le ministre de l'Environnement et du changement climatique a indiqué que le gouvernement élaborera des lignes directrices pour exiger des promoteurs, de nouveaux projets pétroliers et gaziers soumis à un examen fédéral, qu'ils démontrent qu'ils auront les meilleures performances en matière d'émissions. Les lignes directrices seront éclairées par des consultations avec l'industrie, les provinces, les territoires, les peuples autochtones et d'autres parties prenantes.

Les directives expliqueront comment les promoteurs de nouveaux projets pétroliers et gaziers soumis à une évaluation d'impact fédérale doivent utiliser l'analyse requise par l'Évaluation stratégique des changements climatiques pour démontrer que le projet sera exemplaire.

Engagement à éliminer progressivement les subventions inefficaces relatives aux combustibles fossiles. Le gouvernement du Canada a accéléré son engagement du G20 d'éliminer et de rationaliser les subventions inefficaces relatives aux combustibles fossiles, et prévoit terminer ce travail d'ici 2023.

Travailler avec nos partenaires

En plus des mesures fédérales, un certain nombre de provinces et de territoires ont fixé des cibles de carboneutralité et ont mis en œuvre des mesures qui réduiront directement ou indirectement les émissions du secteur pétrolier et gazier. Bon nombre de ces initiatives sont décrites à l'annexe I du PRÉ (2030).

La participation des autochtones à la planification et à l'élaboration des politiques est également importante compte tenu des répercussions de l'exploitation pétrolière et gazière. Les communautés, les travailleurs et les entreprises autochtones sont également des partenaires clés dans les projets pétroliers et gaziers et les initiatives de décarbonisation, par le biais d'accords sur les questions de propriété et de partage des bénéfices. La transition énergétique propre du Canada et la conception et la mise en œuvre du plafond d'émissions du secteur pétrolier et gazier bénéficieront des perspectives autochtones.

En 2022, le Comité permanent des ressources naturelles de la Chambre des communes a entrepris une étude sur le Plafond des émissions de GES pour le secteur pétrolier et gazier. Le Comité a entendu un large éventail d'experts, d'intervenants et de dirigeants autochtones. Le gouvernement a travaillé en collaboration avec le Comité et ses travaux en cours ont éclairé le contenu de ce document de travail.

En juin 2022, le gouvernement du Canada a lancé des Tables de concertation régionales sur l'énergie et les ressources pour travailler en collaboration avec les provinces et les territoires afin d'élaborer des stratégies économiques axées sur les territoires et les ressources. En identifiant et en faisant progresser collectivement les meilleures opportunités de croissance pour la région, les fonds publics et les capitaux privés peuvent être stratégiquement orientés pour avoir un potentiel maximal quant à la croissance économique, les résultats climatiques et la création d'emplois durables. Ces stratégies fourniront également une orientation aux travailleurs, aux organisations syndicales, aux entreprises et aux gouvernements en ce qui concerne les opportunités d'emploi créées par une transition vers la carboneutralité.

Reconnaissant que les investissements du secteur privé joueront un rôle indispensable dans la transition vers une économie mondiale à faibles émissions de carbone, le gouvernement fédéral a créé le Conseil d'action en matière de finance durable, composé de vingt-cinq des principales institutions financières, compagnies d'assurances et caisses de retraite du Canada. En mai 2022, le mandat du Conseil d'action en matière de finance durable a été mis à jour pour inclure un accent sur les stratégies d'alignement des capitaux du secteur privé avec la transition vers une économie carboneutre. La mobilisation de l'expertise de l'industrie, de la société civile et d'autres partenaires contribuera également à trouver la bonne approche.

L'élaboration du plafond d'émissions est également soutenue par les conseils de l'organisme indépendant canadien – le Groupe consultatif pour la carboneutralité (GCPC) – qui a recommandé des principes pour guider la marche à suivre^{Note de bas de page 22}. Un exemple de conseil du GCPC comprend la définition d'objectifs pour favoriser des actions nouvelles et plus audacieuses. Cela signifie fixer des objectifs ambitieux malgré une certaine incertitude quant à la voie pour les atteindre.

Le Canada accorde la priorité au leadership et à l'engagement au niveau international, y compris une collaboration continue avec des partenaires internationaux clés, tel que les États-Unis, pour faire avancer les efforts de décarbonisation, pour harmoniser les mesures de lutte contre les changements climatiques et pour créer des règles équitables. Le Canada fait également la promotion d'une couverture élargie de la tarification du carbone à l'échelle mondiale et explore les ajustements aux frontières pour le carbone ainsi que d'autres mesures similaires.

6. Considérations relatives à la conception des politiques

Bien qu'il soit probable que la série de mesures existantes réduira les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier, un outil règlementaire conçu pour plafonner les émissions du secteur pétrolier et gazier garantira que le secteur réduira les émissions absolues au rythme et à l'échelle nécessaires pour atteindre les objectifs canadiens de 2030 et 2050, et soutiendra la transition du secteur vers la carboneutralité d'ici 2050. Les commentaires sur les principaux paramètres de conception suivants aideront à éclairer le développement du plafond d'émissions.

Portée de la couverture – GES

Couvrir tous les GES (y compris le CO₂ et le méthane) dans le plafond d'émissions offrirait une plus grande opportunité au secteur afin de maximiser la réduction des émissions au-delà des mesures à court terme relatives au méthane, et laisserait plus de temps pour investir dans des solutions plus coûteuses ou plus complexes. Le plafond d'émissions s'appliquerait à toutes les émissions directes résultant des activités règlementées. Il ne s'appliquerait pas aux « émissions de portée 3 », qui proviennent de sources qui ne sont pas détenues ou contrôlées par une installation règlementée.

Portée de la couverture – Activités

Étant donné que la production en amont représente la plus grande part des émissions du secteur, le plafond d'émissions devrait inclure une large couverture de ces installations. Cela augmenterait les possibilités de réduction des émissions, et maximiserait les possibilités d'échanges d'unités ou de crédits d'émissions dans le cadre d'une approche basée sur le marché. Une large couverture permettrait de prendre en compte les différentes opportunités de réduction entre les sous-secteurs et les régions pour atteindre les objectifs de réduction, par exemple, en tenant compte des différentes caractéristiques des émissions, des coûts et des échéances des infrastructures habilitantes requises pour la décarbonisation de la production pétrolière et gazière.

En plus des activités en amont, le gouvernement cherche à savoir si le plafond d'émissions devrait s'appliquer aux gazoducs et aux raffineries de pétrole. Comme indiqué dans la section 3 ci-dessus, l'extraction pétrolière et gazière en amont représentait 84 % des émissions totales de GES du secteur pétrolier et gazier canadien en 2020, puis des raffineries de pétrole et d'autres opérations en aval à 10 %, et des pipelines de transport à 6 %. La décision d'inclure ou non ces installations dans le plafond d'émissions du secteur pétrolier et gazier aura une incidence sur la complexité de la conception règlementaire ainsi que sur la portée géographique de la couverture (voir le tableau 3). D'autres considérations incluent le fait que certaines des raffineries de pétrole du Canada sont intégrées à des opérations de fabrication de produits chimiques ou se concentrent sur la production d'asphalte ou de lubrifiants, plutôt que sur l'essence ou d'autres produits pétroliers.

Tableau 3 – Répartition des émissions de GES de l'industrie pétrolière et gazière, par provinces et territoires (2020)

Province/Territoire	Extraction en amont (Émissions de GES (Mt d'éq. CO2))	Transport par pipeline (Émissions de GES (Mt d'éq. CO2))	Activités en aval (Émissions de GES (Mt d'éq. CO2))	Total (Émissions de GES (Mt d'éq. CO2))	Part provinciale/ territoriale des émissions nationales du secteur pétrolier et gazier
Alberta	122,7	5,2	4,9	132,8	74,3 %
Saskatchewan	14,4	1,6	1,4	17,3	9,7 %
Colombie-Britannique	10,7	1,5	0,6	12,8	7,2 %
Ontario	0,1	1,3	5,7	7,2	4,0 %
Nouveau Brunswick	0,04	0,03	3,3	3,4	1,9 %
Québec	0	0,1	2,2	2,3	1,3 %
Terre-Neuve et Labrador	1,8	0,0	0,3	2,1	1,2 %
Manitoba	0,7	0,2	0,0	0,9	0,50 %
Territoires du Nord-Ouest	0,05	0,0	0,0	0,06	0,03 %
Nouvelle-Écosse	0,0	0,01	0,0	0,02	0,01 %
Île-du-Prince-Édouard	0	0,0	0	0,0	0,0 %
Yukon	0,0	0	0	0,0	0,0 %
Nunavut	0	0	0	0	0 %
Toutes les provinces et territoires	150	10	18	179	100 %

Source : ECCC, Rapport d'inventaire national (RIN), 2022, partie 3.

Remarque : Dans les tableaux de données du RIN sur les secteurs économiques, les pipelines de transport sont regroupés avec les activités pétrolières et gazières en amont; cependant, ils sont ventilés dans le tableau ci-dessus pour faire la distinction entre l'extraction du pétrole et du gaz, le transport par pipeline et les activités en aval. Les chiffres ayant été arrondis, les totaux peuvent ne pas correspondre. « 0,0 » correspond aux émissions arrondies à 0 alors que « 0 » est utilisé lorsqu'il n'y a pas d'émission.

Trajectoire des émissions

La trajectoire de réduction des émissions établie par le plafond d'émissions devrait garantir que les émissions n'augmentent pas par rapport aux niveaux actuels; devrait tenir compte de la « contribution prévue » du secteur identifiée dans le PRÉ 2030; et devrait garantir que le secteur atteigne la carboneutralité d'ici 2050 en harmonie avec l'engagement du Canada en vertu de la Loi sur la responsabilité en matière de carboneutralité.

Le plafond d'émissions devra tenir compte de l'état de préparation technologique des principales solutions d'atténuation et des délais de leur déploiement. Cela sera essentiel pour lutter efficacement contre les fuites de carbone et les risques de compétitivité, et pour éviter les incitations aux investissements en capital visant des réductions à court terme qui risquent de limiter d'autres investissements à mesure que des réductions plus importantes seront effectuées conformément à un avenir de carboneutralité.

Le plafond d'émissions devra également considérer la meilleure façon d'encourager la poursuite des investissements pour réduire les émissions. Sa conception devra aussi tenir compte des impacts potentiels sur l'incitation des producteurs règlementés à investir dans la technologie de réduction des émissions, au lieu de réduire la production afin de respecter les limites d'émissions.

Enfin, la conception du plafond d’émissions et sa trajectoire devront également tenir compte de la sécurité énergétique et de son abordabilité.

Options de conformité

Comme indiqué dans le PRÉ (2030) du Canada, on examinera si des flexibilités de conformité limitées dans le temps, par exemple en utilisant des crédits compensatoires nationaux ou internationaux robustes, seront une option dans des circonstances limitées. L'intention de permettre une certaine flexibilité dans le respect de la trajectoire du plafond d’émissions serait de s’assurer que le secteur soit responsable de la réduction des émissions tout en laissant du temps pour l'investissement et le déploiement de solutions clés de décarbonisation importante. La nature et la disponibilité de toute flexibilité influenceront les coûts et les délais pour atteindre la trajectoire de réduction des émissions fixée par le plafond d’émissions, et seront donc une considération importante dans la détermination de la trajectoire.

Calendrier de mise en œuvre

Comme indiqué dans le PRÉ (2030), la réglementation sur le méthane et la tarification du carbone devraient entraîner d'importantes réductions des émissions (31 % par rapport aux émissions de 2019) dans le secteur d'ici 2030. Les options règlementaires pour le plafond d'émissions du secteur pétrolier et gazier décrites dans ce document entraîneront des réductions supplémentaires avant et après 2030.

Le format et le calendrier de la mise œuvre du plafond d’émissions seront communiqué début 2023.

Cohérence et coordination des politiques entre juridictions

Un certain nombre de mesures règlementaires et de soutien fédéraux et provinciaux visant à réduire les émissions du secteur pétrolier et gazier sont en place ou en cours d'élaboration. Il s'agit notamment de la réglementation sur le méthane, des mises à jour du STFR et des systèmes provinciaux de tarification du carbone, du Règlement sur les combustibles propres, ainsi que de la norme proposée sur l'électricité propre, entre autres (la section 5 comprend une liste complète). Le plafond d'émissions du secteur pétrolier et gazier devra fonctionner avec ce large ensemble de mesures.

La coordination entre les juridictions sera également essentielle pour assurer la cohérence avec les politiques des différentes provinces. Par exemple, la Colombie-Britannique, l'Alberta et la Saskatchewan ont mis en œuvre leurs propres mesures pour lutter contre les émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier. Les provinces jouent également un rôle central dans l'établissement de cadres règlementaires pour les technologies comme le CUSC ou les sources d'énergie émergentes comme l'hydrogène.

De plus, la détermination de la trajectoire du plafond d'émissions devra tenir compte de la séquence avec d'autres politiques et investissements clés, y compris la production et la transmission d'électricité propre, ainsi que les stratégies de mise-en-œuvre sur l'hydrogène propre et le développement de CUSC.

7. Options règlementaires

Le gouvernement du Canada propose de mettre en œuvre le plafond d'émissions du secteur pétrolier et gazier au moyen d'une approche règlementaire basée sur le marché et sollicite des commentaires sur deux options :

Option 1 : Un nouveau système de plafonnement et d'échange en vertu de la Loi canadienne sur la protection de l'environnement, 1999 (LCPE).

Option 2 : Modification de l'approche actuelle de la tarification du carbone en vertu de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre (LTPGES).

Cette section présente des exemples de la façon dont chaque option pourrait être mise en œuvre. Les renseignements qui suivent visent à décrire des éléments de conception concrets pour faciliter la discussion et solliciter des commentaires.

Lien entre le plafond d'émissions du secteur pétrolier et gazier et le modèle fédéral actuel pour la tarification de la pollution par le carbone

En août 2021, le gouvernement du Canada a publié des normes nationales minimales de rigueur mises à jour (le « modèle fédéral ») que tous les systèmes de tarification du carbone doivent respecter pour la période 2023-2030. Aucune des options de plafonnement des émissions du secteur pétrolier et gazier proposées dans le présent document n'aura d'incidence sur les exigences actuelles du modèle ou sur le processus d'évaluation actuel des systèmes provinciaux et territoriaux de tarification du carbone, en cours de 2023 à 2030. Le gouvernement fédéral demeure engagé à veiller à ce que les mises à jour des systèmes fédéraux et provinciaux de tarification du carbone se poursuivent conformément au Modèle fédéral pour les systèmes tarification de la pollution par le carbone au Canada : 2023-2030.

Toute modification des systèmes de tarification du carbone résultant des deux options de plafonnement des émissions du secteur pétrolier et gazier décrites ci-dessous serait abordée dans le cadre de l'examen provisoire de la tarification du carbone que le gouvernement du Canada s'est engagé à entreprendre, en collaboration avec les provinces, les territoires et les organisations autochtones.

Lien avec les prochaines améliorations au règlement sur le méthane du secteur pétrolier et gazier

ECCC élabore des règlements pour atteindre son objectif de réduction de 75 % des émissions de méthane du secteur pétrolier et gazier, en s'appuyant sur l'approche règlementaire existante, et a publié un document de travail pour solliciter des commentaires publics en mars 2022. La réduction des émissions de méthane dans le cadre de cette approche règlementaire renforcée contribuera aux réductions totales des émissions du secteur pétrolier et gazier en vertu du plafond d'émissions.

Lien avec les nouvelles « Directives pour de nouveaux projets pétroliers et gaziers exemplaires » pour les nouveaux projets pétroliers et gaziers

Les directives pour de nouveaux projets pétroliers et gaziers exemplaires, en cours d'élaboration, constitueront une obligation distincte du plafond d'émissions. Quel que soit leur contenu, tous les nouveaux projets pétroliers et gaziers, y compris ceux approuvés en vertu de la Loi sur l'évaluation d'impact, seront assujettis au plafond d'émissions une fois qu'il sera en place.

Critères applicables aux deux options

Portée : Le plafond d'émissions du secteur pétrolier et gazier s'appliquerait aux émissions directes provenant de la production pétrolière et gazière en amont. Elle ne s'appliquerait pas à la distribution de gaz naturel, aux oléoducs ou aux utilisations finales (c.-à-d. les combustibles utilisés dans les véhicules ou le chauffage domestique).

Il existe des différences importantes entre les secteurs pétroliers et gaziers en amont et en aval, y compris les marchés qu'ils desservent et la couverture par d'autres mesures règlementaires, telles que le Règlement sur les combustibles propres.

Le gouvernement sollicite des commentaires sur la possibilité d'inclure les raffineries de pétrole et les gazoducs dans le plafond d'émissions.

Couverture : Le plafond d'émissions du secteur pétrolier et gazier couvrirait tous les GES déclarés dans le Rapport d'inventaire national du Canada résultant de la production pétrolière et gazière en amont, y compris le CO₂ et le méthane.

Flexibilités en matière de conformité limitées dans le temps : Une attention sera accordée pour déterminer si le plafond d'émissions permettra l'utilisation de flexibilités limitées dans le temps dans des circonstances spécifiques. Celles-ci pourraient inclure des crédits compensatoires nationaux ou internationaux robustes pour atteindre une partie des réductions requises.

Une condition préalable à l'utilisation des crédits compensatoires internationaux sera l'établissement par le Canada d'un cadre global et d'accords internationaux régissant l'utilisation des « résultats d'atténuation transférés à l'échelle internationale » (RATI).

Niveau de référence des émissions : Un niveau de référence des émissions servira de base pour établir la trajectoire du plafond d'émissions. Le niveau de référence des émissions pour les sources couvertes tiendra compte de la capacité actuelle, mais n'inclura pas les expansions prévues. Par exemple, certaines installations pétrolières et gazières ont des plans et permis pour augmenter la production dans les années à venir, ce qui peut avoir un impact sur les émissions futures. Le calcul du niveau de référence des émissions ne serait pas ajusté pour tenir compte de ces expansions.

Trajectoire du plafond d'émissions : Les deux options de plafonnement mettraient en œuvre la même trajectoire du plafond d'émissions. Des niveaux de plafond d'émissions spécifiques seront déterminés en fonction d'une analyse plus approfondie tenant compte des nombreux facteurs identifiés dans le présent document de travail.

En plus de la trajectoire, une autre considération importante sur laquelle les commentaires sont les bienvenus est de savoir si le plafond d'émissions doit être fixé sous la forme de niveaux d'émissions annuels ou pluriannuels.

Option 1 : Système de plafonnement et d'échange

L'option 1 impliquerait l'élaboration et la mise en œuvre d'un nouveau système de plafonnement et d'échange. Cela s'appliquerait en plus des règlements fédéraux et provinciaux existants qui s'appliquent au secteur, y compris ceux relatifs à la tarification de la pollution par le carbone, le Règlement sur les combustibles propres et le règlement sur le méthane. Le système aurait une portée nationale et devrait être mis en œuvre au moyen d'un règlement en vertu de la LCPE.

Le système de plafonnement et d'échange établirait un quota total d'émissions de GES autorisées pour des périodes précises, cette quantité diminuant avec le temps. Des unités d'émissions seraient délivrées pour chaque tonne d'émissions autorisées en vertu du plafond d'émissions pour la période. Les émetteurs visés par le plafond seraient tenus de remettre une unité pour chaque tonne d'émissions, exprimée en tonne d'éq. CO₂.

Les unités d'émissions seraient uniques au système de plafonnement et d'échange, ce qui signifie qu'ils ne pourraient pas être reconnus, échangés ou remplacés avec d'autres instruments règlementaires ou systèmes de tarification du carbone. De même, les crédits excédentaires, les crédits de performance, autres permis ou allocations d'autres réglementations ou systèmes de tarification du carbone ne pourraient pas être utilisés dans le cadre du système de plafonnement et d'échange. Comme indiqué ci-dessus, dans des circonstances spécifiques, l'utilisation de flexibilités de conformité pourrait être activée dans le cadre du système de plafonnement et d'échange. Si cette option est activée, les installations admissibles au plafond d’émissions pourraient remettre des crédits compensatoires admissibles au lieu d'unités pour une durée limitée, jusqu'à une limite prédéfinie.

Allocation des unités d'émissions

Les unités d'émissions seraient entièrement ou partiellement distribuées par le biais de vente aux enchères, avec la possibilité de faire varier la proportion d'unités mises aux enchères dans le temps. Le gouvernement sollicite des commentaires sur l'approche d'allocations dans le cadre de l'option de système de plafonnement et d'échange, notamment s'il y a une préférence pour une approche ou une combinaison d'approches d'allocations.

Vente aux enchères

La mise aux enchères des unités d'émissions présente un certain nombre d'avantages. C'est un mécanisme transparent et il crée des règles de jeu équitables pour les acteurs du marché. La vente aux enchères permet aux nouvelles installations de participer de manière simple, sans que le gouvernement ait à prévoir leurs émissions ou à réattribuer des unités. Cela garantit également que les installations ne soumissionnent que pour les unités dont elles ont besoin en fonction des émissions actuelles et futures plutôt que de recevoir des unités en fonction des niveaux historiques.

La vente aux enchères génère également des revenus, qui seraient réinvestis pour soutenir la décarbonisation du secteur et réduire les risques de fuite de carbone. Par exemple, les recettes pourraient être utilisées pour soutenir d'importants projets de décarbonisation tels que CUSC.

Les enchères nécessiteraient l'établissement d'un calendrier d'enchères, d'une plateforme d'enchères et de règles concernant la participation et les enchères elles-mêmes. Par exemple, afin d'atténuer les risques associés aux différents pouvoirs commerciaux des participants aux enchères, certains systèmes de plafonnement et d'échange limitent la taille des offres individuelles (par exemple, à un pourcentage maximum du total des unités disponibles) et le nombre d'unités qu'une installation peut détenir par rapport à ses émissions.

La conception des enchères devrait être similaire à celles mises en œuvre dans l'Union européenne, en Nouvelle-Écosse, au Québec et en Californie :

• le gouvernement accepte les offres (qui incluent le prix et la quantité) des participants aux enchères;
• toutes les offres qualifiées sont classées du prix le plus élevé au prix le plus bas et sont traitées, en commençant par l'offre la plus élevée, jusqu'à ce que le nombre d'unités disponibles aux enchères soit atteint; et
• le prix de la dernière offre traitée (lorsque l'offre d'unités est épuisée) fixe le prix de compensation de l'enchère, qui détermine le prix par unité payée par tous les participants.

Allocation gratuite d'unités d'émissions

L'allocation gratuite de certaines unités est généralement utilisée dans les systèmes de plafonnement et d'échange comme stratégie pour atténuer les risques de fuite de carbone pour les secteurs à forte intensité d'émissions et exposés aux échanges commerciaux. On y parvient en réduisant le coût moyen du carbone tout en maintenant l'interdiction des émissions dépassant le plafond d’émissions prescrit.

Les allocations gratuites seraient basées sur une approche selon le rendement, tirant parti des normes de rendement existantes en vertu du Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement de la LTPGES. Des ajustements peuvent être apportés pour tenir compte des risques de fuite de carbone, des risques liés à la compétitivité localisés tels que pour les petites entreprises et les contextes régionaux, et des considérations de transition énergétique à plus long terme telles que le rôle du gaz naturel comme matière première pour la production d'hydrogène. Conformément à la pratique courante, les normes seraient resserrées au fil du temps pour refléter la baisse du plafond d'émissions. De plus, la répartition des allocations peut devoir être calculée au prorata pour éviter de dépasser le plafond d'émissions.

L'avantage d'une approche fondée sur le rendement vis-à-vis l'allocation d'unités sur la base des niveaux d'émissions historiques est qu'elle évite de créer un incitatif à réduire la production, puisque le niveau d'allocation gratuite diminuerait avec les baisses de production. De plus, une approche fondée sur le rendement ne nécessiterait pas de traitement spécial ou de réserves pour les nouvelles installations, car les nouveaux entrants auraient le même accès à l'allocation gratuite selon le rendement que les installations existantes, éliminant ainsi les barrières à l'entrée qui peuvent survenir dans le cadre d'approches liées à des niveaux d'émissions historiques. Cependant, étant donné que toutes les allocations devront être calculées au prorata pour éviter de dépasser le plafond d'émissions, cette approche signifie que les installations existantes verront leurs allocations gratuites diminuer si le nombre de nouveaux entrants ou la production totale couverts par le système augmentent considérablement.

Flexibilités de conformité limitée dans le temps

Les crédits compensatoires de carbone pourraient fournir une option de conformité à moindre coût pour les installations règlementées dans le cadre d'un système de plafonnement et d'échange. Dans le cadre du système de plafonnement et d'échange, certaines installations qui répondent à des critères spécifiques pourraient utiliser une quantité limitée de crédits compensatoires reconnus jusqu'à une limite prédéfinie pour une période de temps spécifique. Afin de s'assurer que la réduction des émissions se produise dans le secteur, toute proportion admissible d'obligation de conformité qui pourrait être satisfaite par des crédits compensatoires serait limitée, de courte durée, spécifique à certaines circonstances et diminuerait dans le temps.

D'autres options de flexibilités spécifiques pourraient également être envisagées, par exemple par le biais de règles concernant l'acquisition, la détention et la remise d'unités d'émissions. Les exemples à explorer pourraient inclure :

• une banque d'unités d'émissions : permettant aux installations de détenir une quantité prédéfinie d'unités d'émissions pendant une période de temps prédéfinie.
• Les périodes de conformité pluriannuelles : donnant aux installations une flexibilité quant au moment où les obligations de conformité doivent être remises.

Ces options, qui sont des caractéristiques de conception courante dans d’autres systèmes de plafonnement et d’échange, visent principalement à offrir une certaine souplesse quant au calendrier des réductions d'émissions au sein du secteur. En conséquence, ces options réduisent la certitude du niveau d'émissions du secteur au cours d'une année donnée, mais pourraient être développées selon certaines conditions pour garantir le maintien du plafond d'émissions et de la trajectoire globale à long terme. Afin d'assurer la prévisibilité et le fonctionnement efficace du marché du carbone, l'utilisation de ces options nécessiterait un examen et une analyse plus approfondis, conjointement avec toute approche d'allocation gratuite d'unités d'émissions ou d'utilisation de crédits compensatoires.

Prix des émissions et stabilité du marché

Le prix des unités serait déterminé par l'offre et la demande du marché d'échange d'unités d'émissions. Cependant, le système comprendrait des mécanismes pour atténuer la volatilité du prix du marché des unités d'émissions.

Alors que de nombreux systèmes de plafonnement et d'échange établissent des prix de réserve aux enchères pour s'assurer qu'un signal de prix marginal minimal soit maintenu dans l'ensemble du marché, le prix national minimal du carbone du Canada, appliqué par l'intermédiaire des systèmes de tarification fédéraux, provinciaux ou territoriaux, continuera de fournir un signal de prix plancher minimal aux installations règlementées pour inciter les réductions. Le système de plafonnement et d'échange, par conséquent, peut ne pas exiger un mécanisme de prix plancher aux enchères à cette fin spécifique. Toutefois, le marché pourrait être confronté à des risques de bas prix si une importante banque d'unités d'émissions et/ou de crédits compensatoires inutilisés sont disponibles sur le marché à un moment donné. Pour résoudre ce problème, un ajustement prédéterminé du nombre d'unités disponibles lors d'enchères ultérieures et allouées gratuitement pourrait être envisagé en plus des limites bancaires potentielles.

Le risque de hausse soudaine ou imprévue des prix du marché pourrait être traité par un ou plusieurs mécanismes pouvant être inclus dans le plafond d'émissions. Une caractéristique de conception commune à la plupart des systèmes de plafonnement et d'échange, y compris l'initiative WCI inc. et le Système d'échange de quotas d'émissions de l'Union européenne (SEQE-UE), est une réserve de quotas ou d'unités d'émissions à partir duquel des quotas ou d'unités peuvent être libérés aux nouveaux entrants ou pour modérer les pressions soudaines du marché et atténuer les effets rapides ou inattendus d'une hausse de prix. Une réserve d'unités est généralement constituée d'unités retenues lors d'enchères et celles allouées gratuitement lors des années précédentes, ou d'unités restées invendues lors d'enchères précédentes. Une réserve ne crée ni n'introduit d'unités supplémentaires au-delà du niveau de plafond d'émissions règlementé.

Considérations de conception pour un système de plafonnement et d'échange

Résultats environnementaux : Un système de plafonnement et d'échange offre un degré élevé de certitude quant à l'atteinte de la trajectoire du plafond d'émissions. Cependant, les choix de flexibilité en matière de conformité peuvent influencer le niveau d'émissions au cours d'années spécifiques et les crédits compensatoires et les RATI entraîneraient l'atteinte du plafond d'émissions, en partie, grâce à des réductions d'émissions provenant de l'extérieur du secteur ou du pays.

Rentabilité ou efficacité économique : Un système national de plafonnement et d'échange serait un moyen efficace (à moindre coût) d'atteindre le niveau d'émissions souhaité pour le secteur pétrolier et gazier. Cependant, à mesure que la couverture augmente, la complexité des politiques augmentera également, car les opportunités, les coûts et les délais de réduction varient dans les nombreux sous-secteurs pétroliers et gaziers.

Cohérence des politiques : Un système de plafonnement et d'échange serait complémentaire à d'autres instruments règlementaires et à la tarification du carbone puisque les réductions effectuées par une installation pétrolière et gazière dans le cadre de ces systèmes contribueraient à une réduction de l'obligation de conformité de l'installation en vertu du plafond d'émissions, et vice-versa. Les interactions peuvent avoir une incidence sur l'offre et la demande d'unités d'émissions dans les systèmes fédéraux et provinciaux de tarification du carbone une fois le système de plafonnement et d'échange mis en œuvre, ce qui pourrait nécessiter des modifications à ces systèmes pour garantir que le prix marginal continue de se maintenir, conformément aux exigences du modèle fédéral. Selon l'approche d'allocation d'unités et le niveau du plafond d'émissions, les installations assujetties aux réglementations existantes et à la tarification du carbone peuvent faire face à des coûts de conformité supplémentaires dans le cadre du système de plafonnement et d'échange. La portée du système de plafonnement et d'échange peut également avoir des répercussions sur les projets de crédits compensatoires dans le secteur pétrolier et gazier qui existent actuellement dans certains systèmes provinciaux.

Fardeau administratif : Un système de plafonnement et d'échange serait mis en œuvre par le biais d'un nouveau règlement et créerait de nouvelles exigences de surveillance, de déclaration et de vérification pour les installations pétrolières et gazières, en plus des exigences actuelles en matière de tarification et de réglementation et du Programme de déclaration des gaz à effet de serre.

Étapes clés pour l'option 1

Le calendrier précis des prochaines étapes du gouvernement du Canada quant à la conception du plafond d'émissions du secteur pétrolier et gazier dépendra de l'option sélectionnée. Une étape clé de la mise en œuvre de l'option 1 serait un processus règlementaire incluant la publication du projet de règlement et du règlement final.

Option 2 : Modifier les systèmes existants de tarification des émissions de GES

Cette approche s'appuierait sur l'approche fédérale existante en matière de tarification du carbone en définissant la trajectoire du plafond d'émissions dans une politique et en modifiant les critères du modèle fédéral de tarification de la pollution par le carbone pour inciter de nouvelles réductions du secteur pétrolier et gazier, conformément à la trajectoire du plafond d'émissions. Cela serait mis en œuvre sous l'approche canadienne pour une tarification de la pollution par le carbone, de la LTPGES et le modèle fédéral. Ceci inclurait des modifications du STFR et des systèmes provinciaux pertinents de tarification du carbone pour les émissions industrielles. Celles-ci seraient prises en compte dans le cadre de l'examen provisoire de la tarification du carbone.

Récapitulatif – L'approche actuelle du Canada en matière de système de tarification du carbone à l'échelle de l'économie

L'approche actuelle du gouvernement en matière de tarification de la pollution par le carbone donne aux provinces et aux territoires la souplesse nécessaire pour mettre en œuvre un système de tarification du carbone adapté à leur situation, à condition que le système respecte les critères nationaux minimaux de rigueur, tel que défini dans le modèle fédéral, afin de garantir que les systèmes partout au Canada soient comparables et efficaces. Lorsqu'une province ou un territoire ne met pas en œuvre un système respectant le modèle fédéral, le gouvernement fédéral met en œuvre le filet de sécurité fédéral sur la tarification du carbone. Les provinces et territoires peuvent également demander la mise en place du filet de sécurité.

Le modèle fédéral comprend un prix national minimum par tonne d'émissions d'éq. CO₂ pour les systèmes de tarification directe, qui augmente de 15 $ par an pour atteindre 170 $ la tonne en 2030, et exige que les provinces et les territoires mettent en œuvre :

• un système explicite basé sur les tarifs (c.-à-d. (i) une taxe sur le carbone sur les combustibles fossiles, ou (ii) un système hybride composé d'une taxe sur le carbone sur les combustibles fossiles et d'un système de tarification basé sur la production pour l'industrie); ou,
• un système de plafonnement et d'échange (par exemple, tel qu'il existe actuellement au Québec).

Selon le modèle fédéral, les juridictions qui mettent en œuvre des systèmes de plafonnement et d'échange doivent mettre en place des plafonds qui correspondent, au minimum, aux niveaux d'émissions projetées qui résulteraient de l'application du prix national minimum du carbone. Les juridictions qui mettent en œuvre des systèmes explicites basés sur les prix doivent avoir un prix minimum de la pollution par le carbone qui correspond au prix national minimal de la pollution par le carbone. En outre, les systèmes de tarification fondés sur le rendement pour l'industrie doivent être conçus pour maintenir un signal de prix marginal équivalent au prix national minimal de la pollution par le carbone pour toutes les émissions couvertes.

La LTPGES établit le cadre du filet de sécurité fédéral sur la tarification de la pollution par le carbone. Ce règlement autorise également la création du Régime de crédits compensatoires pour les GES du Canada.

Le système fédéral de tarification de la pollution par le carbone se compose de deux parties :

• une redevance règlementaire sur les combustibles fossiles (« la redevance sur les combustibles »); et
• un système d'échange règlementaire pour l'industrie, le STFR.

Le STFR est conçu pour mettre un prix sur la pollution par le carbone des grandes installations industrielles, tout en atténuant les risques de fuite de carbone et les impacts négatifs sur la compétitivité dus à la tarification de la pollution par le carbone dans le cadre de la redevance fédérale sur les combustibles ou dans certains cas, d'une charge ou redevance provinciale sur les combustibles. Les installations assujetties sont tenues de verser une compensation pour les émissions de GES qui dépassent la limite d'émissions et reçoivent des crédits excédentaires si leurs émissions sont inférieures à la limite d'émissions applicable. Les établissements peuvent vendre les crédits excédentaires ou les mettre en banque pour les utiliser dans les années à venir, jusqu'à cinq ans après leur date d'émission.

Le STFR fédéral est présentement en place au Manitoba, à l'Île-du-Prince-Édouard, au Yukon, au Nunavut et partiellement en Saskatchewan.

Le gouvernement fédéral évalue actuellement les plans provinciaux et territoriaux de tarification du carbone pour 2023-2030 et annoncera où le filet de sécurité fédéral s'appliquera plus tard cette année.

Modifications des critères du modèle

Dans le cadre du modèle fédéral, la rigueur est principalement fixée par les prix sur le carbone. Afin d'utiliser cette approche pour atteindre les réductions d'émissions souhaitées par le secteur pétrolier et gazier, le modèle fédéral serait modifié pour établir des critères distincts spécifiques à ce secteur. Cela comprendrait un prix sur le carbone applicable au secteur pétrolier et gazier, fixé au niveau nécessaire pour inciter le secteur à réduire les émissions au niveau de la trajectoire du plafond d'émissions. Ce prix sur le carbone spécifique au secteur pétrolier et gazier serait évalué tous les cinq ans. Le modèle fédéral exigerait également que les systèmes provinciaux et territoriaux couvrent un ensemble précis de sources et d'émissions de GES en lien avec ce secteur.

Si les systèmes de tarification du carbone en place à l'échelle de l'économie devaient atteindre la trajectoire du plafond d’émissions, d'autres mesures ne seraient pas nécessaires pour le secteur pétrolier et gazier et les critères généraux du modèle continueraient de s'appliquer. Cependant, si d'autres réductions sont nécessaires pour atteindre la trajectoire du plafond d’émissions, le prix sur le carbone spécifique au secteur pétrolier et gazier s'appliquerait, comme indiqué dans le modèle fédéral. Dans ce cas, afin de s'assurer que les réductions se produisent au sein du secteur, l'échange de crédits ou d’unités d’émissions avec d'autres secteurs de l'économie serait non autorisé. Si cela était autorisé, des exceptions seraient permises pour une durée limitée et d’une manière compatible avec toute utilisation autorisée des crédits compensatoires. Si une partie de l’obligation de conformité peut être satisfaite par des crédits compensatoires ou des crédits excédentaires, cette flexibilité serait limitée pour un nombre limité de crédit, spécifique à certaines circonstances et diminuerait dans le temps (même approche que pour l’option de plafonnement et d’échange).

Des exigences fédérales en matière de déclaration seraient également mises en place pour permettre au gouvernement et au public de suivre les progrès de ce secteur dans l'atteinte du plafond d'émissions.

Enfin, étant donné que l'industrie pétrolière et gazière est concentrée à certains endroits au Canada, la province ou le territoire dont le secteur pétrolier et gazier représente moins d'une certaine quantité (par exemple, 0,5 % des émissions totales du secteur national) serait exempté de la section sur le secteur pétrolier et gazier du modèle fédéral.

Mise en œuvre d'un prix sur le carbone spécifique au secteur pétrolier et gazier comme mécanisme pour atteindre le plafond d'émissions

Le Canada s'est engagé à atteindre la carboneutralité d'ici 2050 et la tarification du carbone à l'échelle de l'économie jouera un rôle clé dans la réalisation de cet objectif. Les systèmes de tarification du carbone à l'échelle de l'économie sont conçus pour inciter la réduction des émissions tout en permettant une flexibilité maximale au coût global le plus bas. La flexibilité offerte par ces systèmes se traduira par différents segments de l'économie réduisant les émissions selon différentes voies, en fonction de la disponibilité et du coût des opportunités de réduction des émissions. Le plafond d'émissions du secteur pétrolier et gazier définira une trajectoire spécifique pour le secteur afin d'atteindre la carboneutralité d'ici 2050.

Comme ce serait le cas pour un système de plafonnement et d'échange, cette trajectoire tiendrait compte de l'état de préparation technologique du secteur, de la nécessité d'encourager le déploiement de technologies à faibles émissions tout en évitant les actifs mal utilisés et de l'importance de la sécurité énergétique mondiale au sein du contexte d'une transition énergétique qui maximise les réductions nettes mondiales de GES. Au cours de n'importe quelle période de cinq ans (quinquennat) donnée, la trajectoire du plafond d'émissions du secteur pétrolier et gazier peut s'aligner sur la trajectoire qui sera encouragée par le système de tarification du carbone à l'échelle de l'économie, ou il pourrait être nécessaire de procéder à des réductions supplémentaires pour atteindre le niveau du plafond d'émissions.

Si le secteur n'est pas sur la bonne voie pour atteindre le niveau du plafond des émissions pour le prochain quinquennat uniquement en raison de l'incitatif crée par les systèmes de tarification du carbone à l'échelle de l'économie, l'imposition d'un prix spécifique au secteur pétrolier et gazier nécessiterait des modifications à chacun des systèmes de tarification (provinciaux et fédéraux) qui s'appliquent aux activités pétrolières et gazières au Canada. Les modifications nécessaires dépendront du système mis en place :

• redevances sur le carbone – Les juridictions disposant de systèmes de redevances sur le carbone devraient fixer un prix distinct applicable aux installations pétrolières et gazières, ainsi qu'un prix applicable aux émissions de méthane.
• systèmes de plafonnement et d'échange – Les juridictions dotées de systèmes de plafonnement et d'échange devraient fixer un plafond d'émissions spécifique au secteur pétrolier et gazier au niveau nécessaire pour atteindre les réductions d'émissions qui seraient obtenues par le prix spécifique au secteur.
• systèmes hybrides – Les juridictions disposant de systèmes hybrides devraient, soit fixer un prix spécifique au secteur pétrolier et gazier plus élevé – à la fois pour la redevance sur le carbone (y compris les émissions de méthane) et dans leur STFR, soit fixé un prix spécifique au secteur pétrolier et gazier plus élevé dans leur STFR et rendre obligatoire la participation au STFR pour la plupart des installations pétrolières et gazières.

Un prix du pétrole et du gaz plus élevé incitera les investissements dans des technologies dont le coût par intensité d'émissions est plus élevé, mais, qui réduira davantage les émissions que le prix à l'échelle de l'économie.

Cette attention sur le prix est proposée à la place d'un système qui nécessite de renforcer la rigueur des normes sur le rendement pour le secteur pétrolier et gazier. Accroître la rigueur des normes tout en maintenant le prix au niveau de l'ensemble de l'économie augmenterait les coûts moyens pour le secteur sans aucun impact significatif sur l'incitatif à investir dans les technologies de réduction des émissions. Cela entraînerait plus probablement des réductions d'émissions dues à une baisse de la production et des fuites de carbone plutôt qu'à des améliorations de l'intensité des émissions des installations existantes.

Restrictions sur les échanges

Afin de garantir que les réductions d'émissions souhaitées du secteur pétrolier et gazier se produisent, il serait nécessaire de ne pas autoriser, l'échange de crédits excédentaires dans le cadre des STFR, ou d'unités dans le cadre des systèmes de plafonnement et d'échange, entre le secteur pétrolier et gazier et d'autres secteurs. Sans ces restrictions, dans les systèmes de tarification du carbone avec échange entre secteurs, le prix élevé du secteur pétrolier et gazier pourrait être couvert par des installations pétrolières et gazières achetant des crédits générés par d'autres secteurs poursuivant des réductions au-delà de ce qui aurait été incité par le prix à l'échelle de l'économie. Pour des raisons similaires, selon la disponibilité des crédits compensatoires, il peut également être nécessaire d'établir des règles spécifiques au secteur pétrolier et gazier limitant l'utilisation des crédits compensatoires à des circonstances spécifiques pour une durée limitée.

Effets sur l'évaluation comparative des systèmes de tarification du carbone à l'échelle de l'économie

Un critère clé du modèle fédéral de tarification du carbone est que les STFR doivent être conçus pour maintenir un signal de prix marginal équivalent au prix national minimal de la pollution par le carbone pour toutes les émissions couvertes. L'évaluation de ce critère est basée sur la modélisation, qui tient compte de l'impact attendu d'autres mesures d'atténuation des émissions de GES. Pour satisfaire à ce critère, les résultats de l'évaluation doivent démontrer que la somme projetée de toutes les obligations de conformité des installations règlementées est supérieure à la somme projetée des unités échangeables disponibles sur le marché après que les industries aient répondu au signal de prix au cours d'une période de conformité donnée, c.-à-d. que le prix marginal est maintenu.

Dans les périodes où le prix sur le carbone du secteur pétrolier et gazier est fixé à un niveau supérieur au prix sur le carbone à l'échelle de l'économie, il peut également être nécessaire d'ajuster les normes de performance en matière d'émissions pour d'autres secteurs afin que le signal de prix marginal soit maintenu dans le reste de l'économie, compte tenu des restrictions d'échanges entre le secteur pétrolier et gazier et les autres secteurs industriels. Comme indiqué ci-dessous, de tels changements interviendraient dans le cadre de l'évaluation provisoire prévue de la tarification du carbone.

Déclarations

Afin d'améliorer les prévisions de prix pour le secteur pétrolier et gazier, une exigence de déclaration fédérale serait mise en place pour toutes les grandes installations pétrolières et gazières (par exemple, plus de 50 kt) afin de prévoir leurs émissions pour les cinq années suivantes. Cette prévision des émissions servira de base à la détermination du prix spécifique au secteur pétrolier et gazier. Le premier rapport porterait sur la période 2026-2030.

Les installations seraient tenues de fournir les meilleures informations disponibles concernant les cinq prochaines années d'exploitation, y compris les agrandissements et les renouvellements prévus, ainsi que les améliorations prévues aux installations entraînant une réduction de l'intensité des émissions.

Cette exigence serait semblable à celle du règlement TIER de l'Alberta, qui exige que les installations émettant plus de 1 Mt par année fournissent des rapports de prévision annuels.

Calendrier

En vertu du modèle fédéral actuel, le gouvernement s'est engagé à ce que le filet de sécurité fédéral qui s'applique en 2023 restera en place au moins jusqu'à la fin de 2026. Le gouvernement s'est également engagé à faire participer les provinces, les territoires et les organisations autochtones à un examen provisoire du modèle fédéral d'ici 2026, pour confirmer que les critères du modèle soient suffisants pour continuer à garantir que la rigueur de la tarification restera harmonisée dans tous les systèmes de tarification du carbone au Canada. Les travaux de l'examen commenceront en 2023 pour permettre de les terminer suffisamment tôt pour informer les évaluations provisoires des systèmes de tarification du carbone. Des modifications du modèle fédéral pour incorporer des critères incitatifs à la réduction des émissions en ligne avec le plafond d’émissions du secteur pétrolier et gazier seraient apportées dans le cadre de cet examen provisoire. Cela nécessiterait probablement une certaine accélération des délais pour terminer ces travaux d’examen. Après cela, tous les systèmes de tarification du carbone, y compris la tarification à l'échelle de l'économie et le prix applicable au secteur pétrolier et gazier, seraient évalués tous les cinq ans pour s'assurer que la tarification continue d'atteindre les plafonds d’émissions prévus.

Modifications du STFR fédéral

Les mêmes changements qui seraient exigés des systèmes provinciaux et territoriaux seraient également exigés du système fédéral de tarification du carbone.

La mise en œuvre d'un prix spécifique au secteur pétrolier et gazier dans le cadre du filet de sécurité fédéral nécessiterait de modifier la LTPGES pour permettre au gouverneur en conseil de fixer un prix dans l'annexe de la Loi qui s'appliquerait spécifiquement aux installations pétrolières et gazières dans le cadre du STFR fédéral. De plus, les modifications apportées au STFR fédéral pourraient inclure :

• rendre obligatoire la participation au STFR fédéral pour la plupart des installations pétrolières et gazières dans les juridictions où le STFR fédéral s'applique; et
• supprimer l'exemption pour les émissions de méthane provenant d’émissions fugitives et d’évacuation des installations pétrolières et gazières.

Considérations pour l'option 2

Résultats environnementaux: Cette option reposerait sur une approche fondée sur les prix pour atteindre la trajectoire du plafond d'émissions. Bien que cela permettrait des ajustements aux systèmes de tarification existants pour atteindre les réductions d'émissions souhaitées, les plafonds réels ne seraient pas prévus par règlement et ne seraient pas exécutoires. Par conséquent, cette option offrirait une plus faible certitude d'atteindre le niveau du plafond des émissions au cours de chaque période de cinq ans par rapport à l'option 1.

Cohérence des politiques : Cette approche utiliserait les instruments règlementaires existants pour atteindre le plafond d'émissions pour le secteur pétrolier et gazier, bien que des changements importants à ce cadre seraient nécessaires.

Rentabilité économique : La tarification du carbone est largement reconnue comme étant le moyen le plus rentable de réduire les émissions. Cette option continuerait à utiliser la tarification pour encourager les réductions de coûts les plus faibles au sein du secteur. Cependant, dans le cas où un prix sur le carbone spécifique au secteur pétrolier et gazier supérieur au prix à l'échelle de l'économie soit nécessaire, les restrictions sur les échanges pourraient avoir des répercussions négatives sur les systèmes de tarification fondés sur le rendement dans les provinces productrices de pétrole et de gaz en réduisant la portée du marché du STFR. Pour réduire ces impacts, les provinces productrices de pétrole et de gaz pourraient envisager de lier leurs marchés d'échange d'unités d'émissions entre eux ou avec d'autres provinces.

Fardeau administratif : Cette option imposerait moins de fardeaux administratifs à l'industrie pétrolière et gazière que l'option 1 puisque les émissions ne seraient pas assujetties à deux règlements distincts. Cependant, en raison de l'approche de filet de sécurité, le système serait très complexe à administrer, car il nécessiterait d'apporter des changements potentiellement importants au modèle fédéral, au STFR fédéral et aux systèmes individuels des provinces/territoires tous les cinq ans.

Étapes clés pour l'option 2

Le calendrier précis des prochaines étapes du gouvernement quant à la conception du plafond d'émissions du secteur pétrolier et gazier dépend de la conception finale. Les étapes clés pour mettre en œuvre l'option 2 comprennent : la mobilisation la mise à jour du modèle fédéral sur la tarification du carbone; un processus législatif pour les modifications à la LTPGES afin d'ajouter un prix sur le carbone spécifique au secteur pétrolier et gazier; la mise à jour du modèle fédéral; les mises à jour des systèmes de tarification fédérale, provinciales et territoriales; et les évaluations et les décisions subséquentes.

8. Principes directeurs

Le gouvernement propose les principes directeurs suivants pour guider la conception du plafond d'émissions. Le développement de ces principes se base sur ceux élaborés par le GCPC, les recommandations du Comité permanent des ressources naturelles de la Chambre des communes et suite aux commentaires reçus à ce jour des provinces et des territoires, des groupes autochtones, de l'industrie et des organisations non gouvernementales.

1. Responsable : L'approche tiendra le secteur pétrolier et gazier responsable de ses émissions.
2. Ambitieux : Les obligations du plafond d'émissions s'aligneront sur l'ambition et les engagements climatiques du Canada, dans le but d'agir rapidement et de réduire considérablement les émissions à court terme.
3. Efficace et réalisable : L'approche sera conçue pour atteindre les résultats environnementaux souhaités, tout en minimisant les impacts sur les travailleurs et les communautés et en évitant les charges administratives inutiles.
4. Permettre l'investissement au Canada : L'approche gérera les défis de compétitivité et minimisera les risques de fuite de carbone; il maximisera également les opportunités d'investissement continu dans la décarbonisation du secteur pour atteindre la carboneutralité d'ici 2050.
5. Certitude : L'approche fournira une clarté à long terme pour l'industrie et les Canadiennes et Canadiens et aider à atteindre la contribution du secteur aux objectifs de 2030.

9. Prochaines étapes

Le gouvernement du Canada sollicite des opinions sur les principes directeurs, les considérations relatives à la conception des politiques et les options stratégiques présentées dans le présent document.

Des soumissions écrites formelles en réponse à ce document sont sollicitées. De plus, une série de séances de discussion sera organisée en ligne pour permettre aux parties intéressées de partager leurs points de vue.

Votre contribution et vos idées sont importantes. Pour vous assurer que vos commentaires soient pris en compte lors de l'élaboration du plafond d'émissions, veuillez soumettre vos commentaires écrits par courriel, avant le 30 septembre 2022, à l'adresse : PlanPetrolieretGazier-OilandGasPlan@ec.gc.ca.

10. Questions de discussion

Général

1. Comment envisagez-vous l'avenir du secteur pétrolier et gazier dans l'économie canadienne ou dans votre communauté?
2. Selon vous, quel est le rôle de votre organisation ou de votre communauté dans la contribution à la réduction des émissions du secteur pétrolier et gazier au Canada?
3. Quels sont les avantages ou les inconvénients des options décrites dans ce document?
4. Parmi les deux approches décrites, y-en-a-t'il une que votre organisation ou votre communauté préférerait?
5. Avez-vous des suggestions sur la façon d'améliorer les options décrites?
6. Quels impacts socio-économiques potentiels à court ou à long terme prévoyez-vous ou anticipez-vous pour des régions ou des populations en particulier, suite à un plafonnement des émissions du secteur pétrolier et gazier en général, et plus spécifiquement, suite aux deux options règlementaires proposées?

Portée du champ d'application

7. Devrait-on tenir compte des seuils d'émissions des installations afin d'établir des approches et des exigences différentes pour les petits producteurs et les grands émetteurs?
8. Le plafond d'émissions devrait-il inclure les raffineries de pétrole et les gazoducs?
9. Existe-t-il d'autres considérations pertinentes pour déterminer la portée du plafond d'émissions?

Trajectoire du plafond d'émissions

10. Quelles sont les considérations pertinentes pour déterminer la trajectoire du plafond d'émissions de GES, en particulier sur les 10 à 15 premières années?
11. Comment la trajectoire du plafond d'émissions du secteur pétrolier et gazier devrait-elle être conçue pour soutenir les objectifs du Canada de 2030 et atteindre la carboneutralité d'ici 2050? Le plafond d'émissions devrait-il fixer des niveaux d'émissions annuels ou pluriannuels?
12. La trajectoire devrait-elle être fixée jusqu'en 2050, ou l'approche devrait-elle inclure des étapes pour accélérer la trajectoire à un ou plusieurs intervalles fixes?

Compétitivité et fuites de carbone

13. Quelles caractéristiques de conception devraient être envisagées pour maintenir la compétitivité du Canada et minimiser le risque de fuites de carbone?
14. Quelles flexibilités de conformité devraient être autorisées et quelles conditions devraient être établies pour déterminer l'éligibilité?
15. L'utilisation de telles flexibilités devrait-elle être diminuée dans le temps? Si oui, dans quelle mesure?
16. Dans le cadre d'une option de plafonnement et d'échange, est-ce que la distribution d'unités d'émissions devrait être effectuée par le biais d'enchères, d'allocations gratuites ou d'une combinaison des deux?

Cohérence et coordination des politiques entre juridictions

17. Serait-il utile d'exclure ou d'adopter une approche qui entraîne une réduction des coûts de conformité pour les émissions générées par la production et le traitement de carburants utilisés pour soutenir le développement de carburants propres (par exemple, le gaz naturel nécessaire à la production d'hydrogène à faibles émissions de carbone)?
18. Comment est-ce que le gouvernement du Canada devrait garantir que le plafond d'émissions incite à investir dans la diversification et à préparer la transition énergétique?
19. Comment chaque mécanisme de plafonnement potentiel interagirait-il avec d'autres mesures climatiques clés?
20. Quelles sont les possibilités de coordination entre les mesures fédérales et celles provinciales et territoriales?

Calendrier de mise en œuvre

21. Comment un plafond d'émissions devrait-il être mis en œuvre pour maximiser les réductions d'émissions tout en évitant les défis potentiels liés à la superposition de plusieurs politiques et réglementations?
22. Quels autres facteurs liés à la mise en œuvre devraient être pris en compte lors de l'élaboration d'une approche de plafonnement et de réduction des émissions de GES du secteur pétrolier et gazier?