La Gazette du Canada, Partie I, volume 154, numéro 51 : Règlement sur les combustibles propres

Le 19 décembre 2020

Fondements législatifs
Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)
Loi sur les pénalités administratives en matière d’environnement

Ministère responsable
Ministère de l’Environnement

RÉSUMÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT DE LA RÉGLEMENTATION

(Le présent résumé ne fait pas partie du Règlement.)

Sommaire

Enjeux : Les gaz à effet de serre (GES) sont les principaux responsables des changements climatiques. Les plus grandes sources d’émissions de GES au Canada proviennent de l’extraction, du traitement et de la combustion de combustibles fossiles. Afin de dépasser l’objectif de réduction des émissions de GES du Canada en vertu de l’Accord de Paris, et atteindre la cible de zéro émission nette d’ici 2050, un certain nombre de mesures de réductions d’émissions de GES ont été mises en œuvre. Bien que ces mesures rapprochent le Canada de la réalisation de ses objectifs climatiques, d’autres mesures sont nécessaires.

Description : Le Règlement sur les combustibles propres qui est proposé (le projet de règlement) exigerait que les fournisseurs principaux de combustibles fossiles liquides (soit, les producteurs et les importateurs) réduisent l’intensité en carbone (IC) des combustibles fossiles liquides qu’ils produisent et importent au Canada de 2,4 g éq. CO2/MJ en 2022, par rapport aux niveaux d’IC de 2016, et que cette réduction atteigne 12 g éq. CO2/MJ en 2030. Le projet de règlement établirait également un marché d’unités de conformité dans le cadre duquel l’exigence de réduction annuelle de l’IC serait respectée au moyen de trois catégories principales de mesures créatrices d’unités de conformité : (1) mesures qui réduisent l’IC du combustible fossile le long de son cycle de vie, (2) fourniture de combustibles à faible IC, (3) changement de combustibles par l’utilisateur final dans les transports. Des parties autres que les fournisseurs principaux de combustibles fossiles pourraient participer au marché d’unités de conformité à titre de créateurs volontaires d’unités en réalisant certaines mesures (par exemple les producteurs et importateurs de combustibles à faible IC). De plus, le projet de règlement conserverait les exigences volumétriques minimales qui sont actuellement énoncées dans le Règlement sur les carburants renouvelables (RCR) fédéral (soit une teneur minimale de 5 % de combustible à faible IC dans l’essence et de 2 % dans le carburant diesel et le mazout léger). Le RCR serait abrogé.

Élaboration de la réglementation : Les exigences de réduction annuelles de l’IC sont le fruit de vastes consultations auprès des intervenants et des associations de l’industrie (dont le secteur gazier et pétrolier, les secteurs de l’énergie à faible IC et les secteurs industriels qui utilisent des combustibles liquides), des organisations non gouvernementales environnementales (ONGE), des représentants des gouvernements provinciaux et territoriaux, des associations représentant les peuples autochtones, des administrateurs de règlements similaires dans d’autres juridictions et des universitaires. Les ONGE et les intervenants des secteurs de l’énergie à faible IC appuient le projet de règlement, tandis que certains gouvernements provinciaux et certains intervenants du secteur gazier et pétrolier ont soulevé des préoccupations au sujet du coût lié à la conformité. Le projet de règlement a été proposé pour la première fois dans un document de travail au mois de février 2017, depuis, le Ministère a apporté plusieurs modifications à l’élaboration du projet en réponse aux commentaires reçus.

Le projet de règlement se veut un outil stratégique souple, fondé sur le rendement, qui réduit l’IC des combustibles fossiles liquides fournis au Canada. À ce titre, il fait plus qu’intégrer le RCR fédéral; il l’améliore. Il serait également complémentaire à la tarification de la pollution par le carbone, car il fournirait une mesure incitative supplémentaire pour réduire les émissions de GES en réduisant l’IC des combustibles liquides, qui sont principalement utilisés dans le secteur des transports, une source majeure des émissions de GES au Canada.

Énoncé des coûts et des avantages : Entre 2021 et 2040, les réductions cumulatives d’émissions de GES attribuables au projet de règlement sont estimées être de 173 à 254 mégatonnes d’équivalent de dioxyde de carbone (Mt éq. CO2), l’estimation centrale étant d’environ 221 Mt. Pour réaliser ces réductions, la modélisation réalisée pour cette analyse estime que le projet de règlement pourrait entraîner un coût pour la société compris entre 14,1 et 26,7 milliards de dollars, l’estimation centrale étant de 20,6 milliards de dollars. En conséquence, les réductions d’émissions de GES seraient réalisées à un coût par tonne pour la société compris entre 64 $ et 128 $, l’estimation centrale étant de 94 $. Pour évaluer les résultats, une analyse du seuil de rentabilité a été effectuée; on y compare le coût par tonne pour la société du projet de règlement à la valeur ministérielle du coût social du carbone (CSC) publié en 2016, et à des estimations de la valeur du CSC publiées plus récemment dans les articles universitaires. Étant donné que ces estimations récentes du CSC sont plus élevées que l’estimation du coût sociétal par tonne du projet de règlement, le Ministère en conclut qu’il est plausible que les avantages monétaires du projet de règlement excèdent son coût.

Le projet de règlement ferait augmenter les coûts de production des fournisseurs principaux, ce qui ferait augmenter les prix pour les consommateurs de combustibles liquides (c’est-à-dire les ménages et l’industrie). De plus, les revenus générés par la création d’unités de conformité feraient diminuer les coûts de production des fournisseurs d’énergie à faible IC, ce qui rendrait les sources d’énergie à faible IC (comme les biocarburants et l’électricité) relativement moins coûteuses, en comparaison. Ces effets de prix entraîneraient une réduction de la demande de combustibles fossiles et une augmentation de la demande de sources d’énergie à plus faible IC, et réduiraient ainsi les émissions de GES au niveau national. Une analyse macroéconomique a été effectuée pour évaluer l’impact direct du projet de règlement ainsi que l’effet de la variation des prix relatifs sur l’activité économique canadienne et les émissions de GES. Lorsqu’on tient compte de ces effets, il est estimé que le projet de règlement entraînerait une baisse du PIB du Canada d’au plus 6,4 milliards de dollars (ou d’au plus 0,2 % du PIB du Canada) de même qu’une réduction d’au plus 20,6 Mt d’émissions de GES en 2030, en utilisant un scénario de limite supérieure où toutes les unités de conformité sont vendues au coût marginal par unité.

Le projet de règlement fonctionnerait en conjonction avec d’autres politiques fédérales, provinciales et territoriales sur les changements climatiques pour créer un incitatif aux entreprises à investir dans des technologies et des combustibles novateurs en établissant des cibles de réduction à long terme, strictes et prévisibles. Le large éventail de stratégies de conformité autorisées en vertu du projet de règlement donnerait également aux fournisseurs de combustibles fossiles la flexibilité de choisir les mesures de conformité les moins coûteuses disponibles. Si le projet de règlement entraîne plus d’innovation à long terme et d’économies d’échelle que ce qui prévu dans l’estimation présentée dans cette analyse, le projet de règlement pourrait entraîner des réductions plus importantes et une baisse des coûts, en particulier sur une période plus longue.

Règle du « un pour un » : Le projet de règlement entraînerait une augmentation nette de la valeur actualisée des coûts administratifs d’environ 350 100 $ pour les producteurs et les importateurs de combustibles fossiles. La valeur actualisée des économies réalisées sur les coûts administratifs annualisés pour les producteurs et les importateurs de combustibles renouvelables est estimée à 55 200 $. Dans l’ensemble, l’augmentation nette des coûts totaux administratifs est estimée à 294 900 $ pour tous les intervenants. Le projet de règlement serait considéré comme un « AJOUT » selon la règle du « un pour un » du gouvernement du Canada.

Lentille des petites entreprises : La lentille des petites entreprises ne s’applique pas au projet de règlement, puisqu’aucun des participants obligatoires n’est considéré faire partie de la catégorie des petites entreprises.

Enjeux

Les gaz à effet de serre (GES) sont les principaux responsables des changements climatiques. Les plus grandes sources d’émissions de GES au Canada proviennent de l’extraction, du traitement et de la combustion de combustibles fossiles. Les émissions de GES provenant du secteur pétrolier et gazier et du secteur du transport sont responsables respectivement de 26 % et 25 % des émissions de GES totales au Canadaréférence 1. Afin de dépasser la cible actuelle d’émissions GES du Canada en vertu de l’Accord de Paris qui est de réduire les émissions de GES de 30% sous les niveaux de 2005 d’ici 2030 et pour atteindre la cible de zéro émission nette d’ici 2050, plusieurs mesures de réduction d’émissions de GES ont été mises en œuvreréférence 2. Cependant, il est nécessaire de prendre encore d’autres mesures pour réussir à atteindre les objectifs de réduction des émissions de GES du Canada. Tout particulièrement, sans mesure supplémentaire, les émissions provenant du secteur pétrolier et gazier et du secteur du transport au Canada continueront d’augmenter d’une année à l’autre.

Contexte

Selon les prévisions, le réchauffement planétaire entraînera des changements dans les conditions climatiques moyennes et les événements météorologiques extrêmes. On s’attend à ce que les répercussions des changements climatiques empirent à mesure que la température moyenne à la surface de la planète augmentera. Les effets des changements climatiques sont une préoccupation majeure pour la société : les changements de températures et de précipitations peuvent affecter les habitats naturels, l’approvisionnement agricole et alimentaire, et la hausse du niveau de la mer peut menacer les collectivités côtièresréférence 3

Le gouvernement du Canada s’est engagé à agir à l’égard des changements climatiques. À la conférence de la Convention-cadre des Nations-Unies sur les changements climatiques (CCNUCC) de décembre 2015, la communauté internationale, y compris le Canada, a adopté l’Accord de Paris, un accord visant à réduire les émissions mondiales de GES dans le but de limiter la hausse de la température moyenne mondiale à moins de 2 °C au-dessus des niveaux préindustriels et de cibler une limite de la hausse de température de 1,5 °C. Dans le cadre de son engagement de contributions déterminées au niveau national en vertu de l’Accord de Paris, le Canada a promis de réduire les émissions nationales de GES de 30 % par rapport aux niveaux de 2005, d’ici 2030référence 4.

Le 9 décembre 2016, le premier ministre Trudeau ainsi que la plupart des premiers ministres au Canada ont adopté le Cadre pancanadien (CPC) sur la croissance propre et les changements climatiques. Le CPC a été élaboré pour établir la voie à suivre pour respecter les engagements du Canada en vertu de l’Accord de Parisréférence 5. Le 25 novembre 2016, dans le cadre du CPC, le gouvernement du Canada a annoncé son plan de développer une Norme sur les combustibles propres (NCP) afin de réduire les GES du Canada de 30 Mt annuellement d’ici 2030 sur la base du cycle de vie des combustibles utilisés au Canadaréférence 6. Depuis l’annonce de la politique à la fin de 2016, Environnement et Changement climatique Canada (le Ministère) a largement consulté les intervenants sur la conception de la NCP et un certain nombre de documents de consultation officiels ont été publiés, notamment :

Le 13 décembre 2019, le ministre d’Environnement et Changement climatique Canada (le ministre) a reçu une lettre de mandat du premier ministre Trudeau de mettre en œuvre un plan pangouvernemental pour l’action climatique, un environnement plus sain et une économie durable. Cela comprenait la mise en œuvre du CPC, tout en renforçant les mesures existantes et en introduisant de nouvelles mesures de réduction des émissions GES afin de dépasser la cible actuelle d’émissions de GES du Canada de 2030 pour que le Canada commence à travailler vers l’atteinte de son objectif zéro émission nette d’ici 2050.

Les combustibles pétroliers et les alternatives aux combustibles pétroliers produisent des quantités différentes d’émissions de GES lorsque le cycle de vie complet du combustible est pris en compte, qui varient selon le procédé utilisé pour produire le combustible, la composition réelle du combustible et la manière dont le combustible est utilisé. L’analyse du cycle de vie du combustible comprend toutes les émissions liées à l’extraction, la production, le transport et la combustion d’un combustible donné. Les normes sur les combustibles propres (comme la NCP) sont basées sur l’analyse du cycle de vie (ACV) et exigent un calcul de l’intensité en carbone (IC) sur le cycle de vie, qui s’exprime sous la forme de la quantité des émissions en équivalent de CO2 par unité d’énergie produite (g éq. CO2/MJ), utilisée pour évaluer les différentes valeurs de réduction des émissions de GES des combustibles.

En général, les normes ou les exigences relatives à l’IC sont conçues de manière à ce que les valeurs d’IC soient évaluées pour chaque combustible selon une approche d’ACV et qu’elles soient comparées à une limite de l’IC qui diminue chaque année. Les combustibles à faible IC dont les valeurs sont inférieures à la limite de l’IC peuvent créer des unités de conformité, tandis que ceux qui la dépassent génèrent des déficits. Les unités de conformité et les déficits sont exprimés en tonnes métriques d’émissions de GES sur le cycle de vie. Les fournisseurs de combustibles (les parties réglementées) doivent démontrer que le mélange de combustibles total qu’ils fournissent à des fins d’utilisation dans l’administration réglementée (nationale ou régionale) respecte les normes relatives à l’IC, pour chaque période de conformité (généralement un an). Une entité réglementée satisfait à ses exigences de réduction en veillant à ce que le nombre des unités de conformité qu’il crée ou qu’il acquiert d’une tierce partie soit égal ou supérieur aux déficits qu’il a accumulés.

La Colombie-Britannique et la Californie ont mis en œuvre des normes en vue de diminuer l’IC des combustibles (appelées normes sur les combustibles à faible teneur en carbone ou normes sur les combustibles propres). En vertu de ces normes, des exigences sont définies pour réduire d’un certain pourcentage, par rapport à une année de référence stipulée (par exemple 10 % d’ici 2020 à partir de l’IC de base de 2010)référence 8, l’intensité des émissions de GES sur le cycle de vie des combustibles fournis au cours d’une année donnée. Les sections ci-dessous décrivent les exigences en matière d’IC des combustibles qui existent actuellement au Canada, aux États-Unis et dans l’Union européenne.

Exigences relatives aux combustibles renouvelables —Canada

Le Règlement sur les carburants renouvelables (RCR) fédéral est en vigueur depuis le mois d’août 2010. Il exige des producteurs et importateurs de combustibles pétroliers que la teneur moyenne en carburants renouvelables soit d’au moins 5 % du volume de leurs stocks d’essence et d’au moins 2 % du volume de leurs stocks de diesel et de mazout de chauffageréférence 9. Le RCR a pour but de réduire les émissions générales de GES provenant de l’essence et du diesel, qui sont principalement utilisés dans les transports. Il y a des exemptions pour les combustibles spéciaux (par exemple ceux utilisés dans les aéronefs, les véhicules de compétition ou l’équipement militaire de combat), pour les combustibles utilisés dans les régions nordiques, pour l’exportation, pour le chauffage de locaux, ainsi que pour la province de Terre-Neuve-et-Labrador. Contrairement au projet de règlement, le RCR n’exige pas de réduction des émissions de GES sur la base du cycle de vie, et il ne contient pas non plus de garanties pour assurer que la production de biocarburants n’affecte pas négativement la biodiversité (changement direct d’utilisation des terres).

Cinq provinces (Colombie-Britannique, Alberta, Saskatchewan, Manitoba et Ontario) ont déjà des exigences relatives aux combustibles renouvelables dont les exigences sont égales ou supérieures aux exigences fédérales actuelles établies dans le RCR. La plupart de ces provinces, ainsi que le Québec, possèdent des industries de combustibles renouvelables établies. Certaines administrations (comme l’Alberta ou l’Ontario) exigent également que les combustibles renouvelables utilisés satisfassent à une norme de rendement précise en ce qui concerne les GES.

Exigences relatives aux combustibles renouvelables -États-Unis

Établie au mois de décembre 2005, la United States Renewable Fuel Standard (U.S. RFS) exige que des volumes croissants de combustibles renouvelables soient mélangés aux combustibles fossilesréférence 10. La norme américaine traite différemment les combustibles renouvelables selon leurs réductions des émissions de GES le long de leur cycle de vie, y compris les émissions provenant de changements indirects à l’utilisation des terres. En réponse à la demande accrue pour les biocarburants, les impacts indirects des changements d’utilisation des terres sont liés à la libération de plus d’émissions de carbone causée par les changements d’utilisation des terres provoqués par la croissance des terres cultivées pour la production de biocarburants. Les exigences volumétriques annuelles de la U.S. RFS sont définies pour quatre catégories de combustibles renouvelables. Ces catégories sont conçues pour favoriser une utilisation accrue des combustibles renouvelables ayant une intensité en carbone plus faible sur le cycle de vie. Chaque catégorie doit atteindre un certain seuil de réduction des GES (20 % pour les combustibles renouvelables traditionnels ou de la première génération, 50 % pour les biocarburants avancés, 50 % pour le diesel issu de biomasse et 60 % pour les biocombustibles cellulosiques). Toutefois, les combustibles qui se qualifient dans une catégorie ayant un seuil de réduction des GES plus élevé (par exemple l’éthanol cellulosique) peuvent aussi être utilisés pour respecter les volumes minimaux requis dans les catégories ayant un seuil de réduction plus faible (comme celui des combustibles renouvelables traditionnels). En plus des exigences volumétriques annuelles, la U.S. RFS exige la création d’unités de conformité, représentant des volumes de combustibles renouvelables, et a un système d’échange des unités de conformité. Actuellement, la norme exige que les combustibles servant aux transports comportent 11% de combustibles renouvelables traditionnels, 3 % de biocombustibles avancés, 2 % de diesel issu de biomasse et moins de 1 % de biocombustibles cellulosiquesréférence 11.

Sept États ont également des exigences relatives aux combustibles renouvelables : Louisiane, Minnesota, Missouri, Montana, Oregon, Pennsylvanie et Washington.

Exigences relatives à l’IC des combustibles — Colombie-Britannique, Californie, Oregon et l’Union européenne

Le règlement de la C.-B. sur les exigences en matière de carburants renouvelables et à faible teneur en carbone (Renewable and Low Carbon Fuel Requirements Regulation [RLCFRR]) est entré en vigueur en janvier 2010. Le RLCFRR exige des réductions de l’IC sur le cycle de vie des combustibles destinés aux transports et fournis lors d’une année donnée. De plus, l’essence et le diesel doivent respectivement contenir 5 % et 4 % de carburants renouvelables sur une base volumétriqueréférence 12. Initialement, les fournisseurs de combustibles devaient progressivement diminuer l’IC moyenne de leurs combustibles en vue de réaliser une réduction de 9 % en 2020 par rapport à l’IC de référence de 2010référence 13. En décembre 2018, le ministère de l’Énergie, des Mines et des ressources pétrolières (le Ministère) de la Colombie-Britannique a annoncé dans son Plan sur l’énergie propre que l’objectif de réduction de l’IC passerait à 20 % d’ici 2030 par rapport à 2010référence 14. En juillet 2020, ces modifications au RLCFRR sont entrées en vigueurréférence 13. À ce jour, la Colombie-Britannique est la seule province à avoir une norme sur les carburants à faible teneur en carbone.

Le RLCFRR s’applique à tous les combustibles utilisés pour le transport en Colombie-Britannique, à l’exception du combustible utilisé par les aéronefs ou pour les opérations militaires. Cette exigence de la Colombie-Britannique ne fait pas de distinction entre les différents types de pétrole brut. Les fournisseurs peuvent se conformer au règlement des manières suivantes : en réduisant l’IC globale des combustibles qu’ils fournissent; en acquérant des unités de conformité d’autres fournisseurs; ou en concluant un accord avec la province. En vertu de ces accords, les fournisseurs de combustibles sont en mesure de créer des unités de conformité pour des actions (projets) qui permette de réduire les émissions GES par l’utilisation de combustibles à faible IC plus tôt que cela n’aurait été possible si l’action visée par l’accord n’avait pas été réalisée. Les projets qui sont soutenus par la création des unités de conformité en vertu de ces accords sont par exemple l’installation et l’exploitation de nouvelles pompes qui fournissent de l’essence contenant au moins 15 % d’éthanol ou du diesel contenant au moins 10 % de biodiesel ou 50 % de diesel renouvelable produit par hydrogénation.

Adoptée en avril 2010, la norme sur les carburants à faible teneur en carbone de la Californie exigeait à l’origine que les fournisseurs de combustibles réduisent d’au moins 10 % d’ici 2020 l’IC de leurs carburants de transport par rapport aux intensités en carbone de référence de 2010référence 15. La norme californienne sur les carburants à faible teneur en carbone a été adoptée à nouveau en novembre 2015 afin de corriger des lacunes juridiques constatées dans la norme initiale tout en augmentant l’exigence de réduction de l’IC afin d’atteindre l’objectif initialréférence 16. En juillet 2020, la California Air Resource Board a approuvé des modifications au règlement, selon lesquelles les fournisseurs doivent réduire l’IC des carburants de transport qu’ils fournissent d’au moins 20 % d’ici 2030, par rapport à 2010. La commission a également ajouté de nouvelles possibilités de créer des unités de conformité afin de promouvoir l’adoption de véhicules zéro émission, le carburéacteur de remplacement, le captage et la séquestration du carbone et les technologies avancées permettant une décarbonatation importante du secteur des transports.

Le programme des combustibles propres de l’Oregon, entré en vigueur en 2016, exige une réduction de l’IC moyenne des carburants de transports de l’Oregon (essence et diesel) de 10 % d’ici 2025 par rapport aux niveaux de 2015référence 17. Le programme établit des limites de l’IC qui diminuent chaque année.

L’Union européenne a également une politique semblable en place. Établie en avril 2019, la Directive sur la qualité des carburants exige des fournisseurs de carburant qu’ils réduisent les émissions de GES sur le cycle de vie des combustibles de 10 % d’ici 2020référence 18. Cette directive va de concert avec la Directive sur l’énergie renouvelable, qui prévoit que la part des biocombustibles dans le secteur des transports devrait être de 10 % (selon la teneur en énergie) pour chaque État membre d’ici 2020référence 19.

Objectif

Le projet de règlement vise à réduire les émissions de GES en réduisant l’IC le long du cycle de vie des combustibles fossiles liquides utilisés au Canada. Pour atteindre cet objectif, le Règlement sur les combustibles propres qui est proposé (projet de règlement) stimulerait l’adoption de combustibles à faible IC, le changement de combustibles par l’utilisateur final dans les transports et l’amélioration des procédés dans le secteur du pétrole et du gaz. Le projet de règlement vise à réduire l’IC des combustibles fossiles liquides de 12 grammes d’équivalent de dioxyde de carbone par mégajoule (g éq. CO2/MJ) d’ici 2030, ce qui représente une diminution d’environ 13 % de l’IC par rapport aux niveaux de 2016. Ce projet de règlement irait de concert avec d’autres politiques fédérales, provinciales et territoriales pour aider à dépasser l’objectif actuel de réduction des émissions GES de 2030 du Canada en vertu de l’Accord de Paris et pour mettre le Canada sur la voie de l’atteinte de la cible de zéro émission nette d’ici 2050. Ce faisant, le projet de règlement encouragerait l’innovation et la croissance en augmentant les incitatifs pour le développement et l’adoption de combustibles propres et de technologies et procédés écoénergétiques.

Description

Le paragraphe 139 (1) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [LCPE] stipule qu’il est interdit à quiconque de produire, d’importer ou de vendre un combustible non conforme aux normes réglementaires. Le projet de règlement qui serait pris en vertu du paragraphe 140(1) et, en ce qui a trait au marché des unités de conformité, en vertu de l’article 326 de la LCPE, mettrait en œuvre cette interdiction.

En vertu du projet de règlement, les producteurs et importateurs de combustibles fossiles liquides, appelés les fournisseurs principaux, seraient dans l’obligation de réduire l’IC le long du cycle de vie des combustibles fossiles liquides qu’ils produisent ou importent au Canada. La plupart de ces fournisseurs principaux sont des sociétés qui possèdent des raffineries et des usines de valorisation. Le projet de règlement établirait des limites annuelles de l’IC le long du cycle de vie par type de combustible fossile liquide, exprimées en grammes d’équivalent de dioxyde de carbone par mégajoule (g éq. CO2/MJ). Les combustibles fossiles liquides assujettis aux exigences de réduction annuelle de l’IC seraient l’essence, le diesel, le kérosène et les mazouts légers et lourds. L’obligation reviendrait aux fournisseurs principaux qui produisent ou importent au pays au moins 400 mètres cubes (m3) de combustible fossile liquide devant être utilisés au Canada. Les combustibles non fossiles ne seraient pas assujettis à une exigence de réduction de l’IC.

Les exigences de réduction annuelle de l’IC le long du cycle de vie pour les combustibles fossiles liquides entreraient en vigueur en décembre 2022, commençant par une réduction de 2,4 g éq. CO2/MJ de l’IC, et augmentant à 12 g éq. CO2/MJ d’ici 2030 à un taux de 1,2 g éq. CO2/MJ par année. Les exigences de réduction de l’IC pour les années au-delà de 2030 demeureraient constantes à 12 g éq. CO2/MJ, sous réserve de l’examen du règlement et de modifications futures.

Les exigences de réduction annuelle d’un fournisseur principal seraient exprimées en tonnes d’équivalent de carbone dioxyde (t éq. CO2) et serait calculée à l’échelle de l’entreprise, en additionnant les réductions exigées, par type de combustibles fossiles liquides, pour chacune des installations de production de l’entreprise et pour la totalité de ses importations, sur la base de la teneur en énergie des combustibles fossiles. Le projet de règlement intégrerait également les exigences volumétriques minimales actuellement établies dans le RCR fédéral, soit une proportion minimum de combustible à faible IC de 5 % dans l’essence et de 2 % dans le diesel et le mazout léger.

Le projet de règlement établirait les valeurs d’IC de base de chaque type de combustible (par exemple l’essence et le mazout lourd) produit et importé à des fins d’utilisation au Canada. Ces valeurs de base sont des valeurs moyennes canadiennes d’IC le long du cycle de vie des combustibles fossiles, calculées à l’aide du modèle d’évaluation du cycle de vie des combustibles du Ministère. Cela signifie que tous les combustibles d’un type donné se verront attribuer la même valeur moyenne canadienne. Les émissions de GES de tous les stades du cycle de vie d’un combustible sont incluses dans le calcul des valeurs d’IC de base. Le projet de règlement établirait également les limites annuelles d’IC pour chaque type de combustible. L’exigence de réduction annuelle de l’IC (par exemple 12 g éq. CO2/MJ) que les fournisseurs principaux devraient rencontrer pour les combustibles qu’ils fournissent au Canada correspond à la différence entre la valeur de base et la limite de l’IC pour le type de combustible. Tous les types de combustibles fossiles auraient la même exigence annuelle de réduction de l’IC. Le projet de règlement ne ferait pas de distinction entre les combustibles fossiles sur la base du type de pétrole brut, ou selon que le pétrole brut est produit au Canada ou y est importé.

Le projet de règlement inclurait un nombre limité d’exemptions à l’exigence de réduction annuelle. Les exigences de réduction ne s’appliqueraient pas au carburéacteur, au combustible fossile exporté du Canada, aux combustibles fossiles utilisés pour la recherche scientifique, et aux combustibles fossiles vendus ou livrés à des fins d’utilisation dans des véhicules de compétition. De plus, certains volumes seraient exclus des stocks des fournisseurs principaux: les combustibles fossiles liquides vendus ou livrés à des fins d’utilisation autres que la combustion, produits dans une installation et destinés à être utilisés dans cette installation (usage autre que pour l’équipement mobile), vendus ou livrés à des fins d’utilisation dans une embarcation marine à destination d’un port international, et vendus ou livrés à des fins d’utilisation non industrielle dans les collectivités éloignées. Une collectivité éloignée est définie comme une zone géographique qui n’est pas desservie par un réseau de distribution électrique qui relève de la compétence de la North American Reliability Corporation ou par un réseau de distribution de gaz naturel.

Le projet de règlement établirait un marché d’unités de conformité, dans lequel chaque unité de conformité représenterait une réduction d’émission sur le cycle de vie d’une tonne d’éq. CO2. Pour chaque période de conformité (typiquement une année civile), un fournisseur principal démontrerait qu’il se conforme à l’exigence de réduction en créant des unités de conformité ou en acquérant des unités de conformité auprès d’autres créateurs, puis en utilisant le nombre requis d’unités de conformité. Une fois qu’une unité est utilisée pour la conformité, elle est annulée et ne peut être réutilisée.

Pour satisfaire aux exigences volumétriques minimales intégrées à partir du RCR, chaque fournisseur principal devrait démontrer, pour chaque période de conformité, que sur le nombre total d’unités de conformité qu’il retire aux fins de la conformité, un nombre minimum (équivalente à 5 % de son stock d’essence et de 2 % de son stock de diesel et de mazout léger) provient de combustibles à faible IC. Ces unités de conformité font partie de l’ensemble des unités de conformité utilisées pour satisfaire aux exigences de réduction, mais la même unité de conformité ne peut pas être utilisée pour répondre à l’exigence de 2 % et de 5 % respectivement. Les fournisseurs principaux qui possèdent des unités de conformité excédentaires en vertu du RCR pourraient les convertir en unités de conformité en vertu du projet de règlement à la fin de la dernière période de conformité du RCR.

Les parties qui ne sont pas des fournisseurs principaux de combustibles fossiles pourraient participer dans le marché d’unités de conformité comme créateurs volontaires d’unités de conformité. En plus des fournisseurs principaux qui seraient assujettis aux exigences de réduction de l’IC du projet de règlement, les autres créateurs potentiels d’unité de conformité comprendraient les producteurs et les importateurs de combustibles à faible IC (par exemple un producteur de biocarburants), les hôtes de sites de recharge pour les véhicules électriques, les exploitants de réseaux, les propriétaires ou exploitants de stations ou de postes de ravitaillement, ainsi que les parties en amont ou en aval d’une raffinerie (par exemple un exploitant d’une installation de sables bitumineux).

Les unités de conformité peuvent être créées par des fournisseurs principaux ou des créateurs volontaires d’unités qui prennent les mesures suivantes :

Les fournisseurs principaux pourraient également utiliser les unités de conformité créées par des actions conformes aux règles de création d’unités pour la réduction de l’IC des combustibles gazeux ou solides afin de satisfaire jusqu’à 10 % de leur exigence de réduction annuelle de la catégorie des combustibles liquides. Les occasions de création d’unités de conformité pour les combustibles gazeux et solides comprendraient des projets qui réduisent les émissions de GES le long du cycle de vie des combustibles gazeux et solides et la production ou l’importation de combustibles gazeux à faible IC, y compris le gaz naturel renouvelable, le biogaz, l’hydrogène et le propane renouvelable.

La catégorie de conformité 1 reconnaît les mesures qui réduisent l’IC d’un combustible fossile au moyen de la réalisation de projets de réduction des émissions de GES pour créer des unités de conformité. Les unités de conformité peuvent être créées à partir de la date d’enregistrement de la version définitive du règlement. Les projets peuvent comprendre un regroupement de réductions d’émissions provenant de plusieurs sources ou installations, sans qu’il y ait un seuil minimum de réduction des émissions. Le nombre d’unités de conformité créées serait déterminé par une méthode de quantification, qui spécifie les critères d’admissibilité du projet ainsi que l’approche à suivre pour la quantification. Les méthodes seraient maintenues à l’extérieur du projet de règlement et élaborées par une équipe d’experts techniques, y compris des représentants du Ministère, et examinées par un comité consultatif plus large qui comprendrait les parties prenantes de l’industrie, des universitaires, et autres experts techniques.

Le Ministère élaborerait des méthodes de quantification pour divers types de projets, débutant par la liste suivante :

Ce travail d’élaboration tiendrait compte des méthodes de comptabilisation de réduction des émissions ou des protocoles compensatoires déjà existants dans d’autres administrations. Le Ministère élaborerait une méthode de quantification générique pour les projets pour lesquels il n’existe aucune méthode de quantification applicable. Des projets tels que l’efficacité énergétique, la cogénération, l’électrification et la réduction du méthane pourraient être reconnus en vertu de cette méthode de quantification générique à condition de satisfaire tous les critères d’admissibilité.

Pour qu’un projet puisse créer des unités de conformité en vertu du projet de règlement, il devrait générer des réductions d’émissions qui sont réelles et supplémentaires (considérées additionnelles) à un cas de référence défini. Le cas de référence serait défini par la méthode de quantification pour chacun des types projets. La méthode de quantification générique prédéfinirait le cas de référence pour certains types de projets ou fournirait des directives sur la façon de déterminer le cas de référence pour les autres types de projets. Un fournisseur principal pourrait utiliser les unités de conformité créées au titre de la méthode de quantification générique pour satisfaire jusqu’à 10 % de son exigence de réduction annuelle de la catégorie des combustibles liquides.

Pour toutes les méthodes de quantification autre que la méthode de quantification générique, l’additionnalité serait évaluée durant l’élaboration de la méthode de quantification au niveau du type de projet et prendrait en compte de nombreux facteurs, y compris si une mesure est requise par une autre loi ou un règlement canadien, les obstacles technologiques et financiers et le taux de pénétration sur le marché de la technologie ou de la pratique. Les méthodes de quantification feraient l’objet d’un examen périodique pour ce qui est de l’additionnalité et seraient maintenues, modifiées ou retirées au fur et à mesure que les activités commerciales évoluent. Pour ce qui est de la méthode de quantification générique, des critères d’additionnalité distincts et plus rationalisés seraient élaborés et évalués au niveau de chaque projet.

Les projets admissibles doivent être mis en œuvre au Canada. Ils doivent également réduire l’IC d’un combustible fossile en tout point le long de son cycle de vie, réaliser des réductions supplémentaires des émissions de GES et doivent avoir commencé de réduire, de séquestrer ou d’utiliser des émissions d’éq. CO2 le 1er juillet 2017 ou après cette date. Les promoteurs de projet présenteraient tout d’abord une demande au Ministère pour que leur projet soit reconnu aux fins de la création d’unités de conformité et l’accompagneraient d’un rapport de validation. Chaque année, ils devront transmettre les renseignements précisés dans la méthode de quantification applicable, qui seraient accompagnés d’un rapport de vérification par un tiers et d’un avis de vérification. Les unités de conformité seraient créées pour une période de 10 ans pour les projets de réduction des émissions, sauf pour les projets de captage et de stockage du carbone, qui créeraient des unités de conformité annuellement pour une période de 20 ans. En outre, les projets peuvent être renouvelés une fois pour cinq années supplémentaires après la période initiale de création des unités de conformité, pour autant qu’une méthode de quantification applicable existe toujours au moment du renouvellement.

La catégorie de conformité 2 englobe les unités de conformité qui seraient créées en vertu du projet de règlement pour les combustibles à faible IC produits ou importés au Canada. Il s’agit des combustibles, autres que les combustibles fossiles assujettis aux exigences de réduction de l’IC, dont l’IC est égale ou inférieure à 90 % de la valeur d’IC de référence pour le combustible. La plupart des combustibles à faible IC disponibles sur le marché sont des formes de biocarburants, comme l’éthanol. Les autres combustibles à faible IC comprennent les carburants synthétiques, tels que ceux fabriqués à partir de CO2 provenant du captage direct de l’air ou le gaz de synthèse généré à partir de toute ressource de biomasse, qui pourraient également être utilisés pour fabriquer de nouveaux combustibles à faible IC dans le cadre d’une approche d’économie circulaire.

Tous les combustibles à faible IC fournis sur le marché canadien, y compris ceux utilisés pour se conformer aux exigences réglementaires fédérales et provinciales existantes concernant les combustibles renouvelables et au RLCFRR de la Colombie-Britannique, pourraient créer des unités de conformité en vertu du projet de règlement. Des unités de conformité peuvent être créées pour les combustibles liquides ou gazeux à faible IC en date de l’enregistrement de la version définitive du règlement. Les unités de conformité pour les combustibles à faible IC seraient créées sur la base de la quantité de combustible à faible IC qu’ils fournissent au marché canadien annuellement (en MJ), de la différence entre l’IC sur le cycle de vie du combustible à faible IC et de la valeur d’IC de référence pour le combustible. Pour pouvoir créer des unités de conformité, un producteur ou un fournisseur étranger de combustible à faible IC devrait obtenir une valeur d’IC approuvée pour chaque combustible à faible IC qu’il produit ou importe. Le projet de règlement exige l’utilisation soit du modèle d’analyse du cycle de vie (ACV) des combustibles pour déterminer les valeurs d’IC propres à une installation au moyen de données propres à l’installation, soit des valeurs par défaut désagrégées disponibles dans le projet de règlement.

Un modèle ACV des combustibles est en cours d’élaboration par le Ministère pour appuyer l’élaboration et la mise en œuvre du projet de règlement. Les producteurs de combustibles et les fournisseurs étrangers pourraient utiliser le modèle pour déterminer les valeurs d’IC propres à une installation dès qu’ils auraient 24 mois de données d’exploitation. Ils pourraient utiliser une valeur provisoire en utilisant le modèle avec seulement des données sur 3 mois, jusqu’à ce que 24 mois de données soient disponibles. Les installations ayant moins de 3 mois de données d’exploitation pour un combustible à faible IC devraient utiliser les valeurs par défaut désagrégées prescrites. Les producteurs de combustibles à faible IC devront soumettre une demande au ministre afin que chaque IC soit approuvée, et soumettre un rapport annuel sur l’IC qui démontre que l’IC n’a pas augmenté au-delà de 0,5 g éq. CO2/MJ par rapport à l’IC approuvée. Les valeurs approuvées d’IC ne seraient plus valides si des modifications sont apportées à l’installation et que l’IC approuvée n’est plus représentative des procédés de production du combustible à faible IC, ou s’il survient des changements qui font augmenter l’IC du combustible de plus de 0,5 g éq. CO2/MJ. Pour soumettre une demande pour une nouvelle valeur d’IC, il faudrait un seuil minimum d’amélioration de 1,0 g éq. CO2/MJ ou une différence de 5 % entre la valeur approuvée et la nouvelle valeur proposée, selon l’écart qui est le plus grand.

Tel qu’il est mentionné précédemment, le projet de règlement permettrait la création d’unités de conformité pour la production de combustibles à faible IC produits à partir de charges d’alimentation provenant de biomasse. Pour prévenir les répercussions négatives sur l’utilisation des terres et la biodiversité découlant de l’augmentation de la récolte et de la culture de ces charges d’alimentation, le projet de règlement établirait des critères d’utilisation des terres et de la biodiversité (UTB). Seuls les biocarburants produits à partir de charges d’alimentation respectant les critères liés à l’UTB seraient admissibles à la création des unités de conformité. Ces critères s’appliquent aux charges d’alimentation, quelle que soit leur origine géographique. Les critères ne s’appliquent pas aux charges d’alimentation si elles ne proviennent pas de biomasse (par exemple combustible produit à partir du captage direct de l’air) ou s’ils sont désignés des « charges d’alimentation provenant de biomasse peu préoccupantes » (par exemple de déchets solides municipaux).

Les critères UTB sont séparés; le projet de règlement comporte des exigences propres aux charges d’alimentation forestières, propres aux charges d’alimentation agricoles ou qui s’appliquent à toutes les charges d’alimentation. Ces critères imposent également des exigences pour les déclarations de la chaîne d’approvisionnement (pour faire le suivi du matériau admissible, du point de récolte des charges d’alimentation au producteur de biocarburant) et pour le bilan matières (pour autoriser le mélange physique de charges d’alimentation admissibles et non admissibles). Il incombe aux producteurs de biocarburant de démontrer le respect des critères, mais la conformité aux critères devrait être démontrée au niveau du producteur ou au moyen d’un régime de certification approuvé.

La catégorie de conformité 3, changement spécifié de combustibles par l’utilisateur final dans les transports, permet la création d’unités de conformité en raison du changement ou de la modernisation d’un équipement de combustion brûlant des combustibles fossiles afin qu’il soit alimenté par un autre combustible ou une autre source d’énergie, comme les véhicules électriques (VE). Cela ne réduit pas directement l’IC des combustibles fossiles, mais réduit les émissions de GES en remplaçant l’essence ou le diesel utilisé dans les transports par des combustibles ou des sources d’énergie ayant une IC plus faible. Les unités de conformité seraient créées par les propriétaires ou les exploitants des postes de ravitaillement qui fournissent des combustibles à des fins de transport (gaz naturel, gaz naturel renouvelable [GNR], hydrogène, propane, propane renouvelable); par les producteurs ou les importateurs de combustibles à faible IC (GNR, hydrogène et propane renouvelable) utilisés pour le transport; par les propriétaires ou les exploitants de stations de ravitaillement en hydrogène lorsqu’ils distribuent de l’hydrogène à des véhicules à pile à hydrogène; par les exploitants de réseaux de recharge pour la recharge résidentielle et publique de VE, et par les hôtes de sites de recharge pour la recharge privée ou la recharge commerciale de VE. Les unités de conformité pour la recharge résidentielle des véhicules électriques seraient éliminées d’ici la fin de l’année 2035 pour les bornes de recharge installées avant la fin de l’année 2030. Toute borne de recharge résidentielle installée après la fin de l’année 2030 ne serait pas admissible à la création d’unités de conformité après 2030. Le projet de règlement exigerait que les exploitants de réseaux de recharge réinvestissent 100 % des revenus de la vente des unités de conformité créées par la recharge résidentielle et publique. Les revenus devraient être réinvestis dans deux catégories de mesures disponibles : soit la réduction des coûts de propriété d’un VE par des incitatifs financiers à l’achat ou à l’utilisation d’un VE, soit l’expansion des infrastructures de recharge dans les résidences et les lieux publics, y compris les bornes de recharge et l’infrastructure de distribution de l’électricité permettant la recharge des VE.

Un fournisseur principal peut aussi utiliser le mécanisme de fonds aux fins de conformité en contribuant à un programme de financement « enregistré » admissible afin de satisfaire jusqu’à 10 % de son exigence de réduction annuelle. Le prix d’une unité de conformité dans le cadre de ce mécanisme serait établi dans le projet de règlement à 350 $ en 2022 (rajusté à l’indice de prix à la consommation [IPC]). Les unités de conformité ainsi créées par ces contributions ne peuvent être échangées et expireraient si elles ne sont pas utilisées pendant la période de conformité. Les fournisseurs principaux pourraient créer des unités de conformité en contribuant à un programme de financement enregistré entre le 1er janvier et le 30 juin, ainsi qu’entre le 1er novembre et le 30 novembre suivant la fin d’une période de conformité.

Les fonds ou les programmes faisant partie d’un fonds qui réduisent les émissions d’éq. CO2 peuvent être admissibles à devenir des fonds enregistrés. Les fonds ou les programmes devront être administrés au Canada, fournir du financement pour des projets ou des activités qui appuient le déploiement ou la commercialisation de technologies ou de processus qui réduisent les émissions d’ éq. CO2, et produire des rapports annuels vérifiés accessibles au public. Toutes les contributions au fond doivent être utilisées pour des projets ou des activités qui réduisent les émissions dans une période de cinq ans à partir de la date de la contribution.

Pour les fournisseurs principaux incapables de respecter leur exigence de réduction au 30 juin suivant la fin d’une période de conformité, un marché de compensation des unités de conformité facilitant l’acquisition des unités pour les fournisseurs principaux serait également disponible. Le projet de règlement établirait un prix maximal pour les unités de conformité acquises, achetées ou transférées selon le marché de compensation des unités de conformité (MCU) à 300 $ en 2022 (rajusté à l’IPC) par unité de conformité. S’il n’y a pas suffisamment d’unités de conformité disponibles dans le MCU pour que tous les fournisseurs principaux puissent satisfaire à leur exigence de réduction restante, chaque fournisseur principal serait alors admissible à acquérir une quantité déterminée au prorata des unités de conformité disponibles. Une fois que le MCU est épuisé de toutes les unités de conformité promises, les fournisseurs principaux ayant un déficit d’unités de conformité doivent contribuer à un programme de financement enregistré, à concurrence du maximum de 10 % de son exigence de réduction annuelle. Après avoir satisfait à ces obligations, il peut reporter jusqu’à 10 % de son exigence de réduction d’IC dans une période de conformité future, pour un report maximal de deux ans. Un taux d’intérêt de 20 % est appliqué annuellement à tout montant reporté.

Le projet de règlement exigerait la déclaration de tous les échanges d’unités de conformité et toutes les parties seraient obligées de s’enregistrer et de conserver des documents. Tous les fournisseurs principaux et créateurs d’unités de conformité seraient tenus de présenter chaque année une déclaration de conformité au ministre. Le projet de règlement inclurait des exigences de validation et de vérification. En particulier, les parties réglementées devraient obtenir d’un organisme tiers de vérification indépendant et accrédité un rapport énonçant si les renseignements soumis sont complets, conformes aux exigences et si les unités de conformité et obligations sont exactes et exemptes d’erreur importante. Le système d’assurance de la qualité inclurait des exigences afin que la plupart des demandes et des rapports soumis soient validés ou vérifiés par un tiers et accompagnés des rapports de validation ou de vérification.

Le Ministère prévoit publier la version définitive du règlement à la fin de 2021. À la suite de cette publication, les créateurs d’unité de conformité pourraient s’enregistrer et commencer à créer des unités. La dernière période de conformité du RCR serait 2022 et la dernière période de déclaration et de rajustement du RCR serait en 2023. Le RCR serait ensuite abrogé le 1er janvier 2024.

Élaboration de la réglementation

Consultation

Depuis que le gouvernement du Canada a annoncé en 2016 son engagement à élaborer une NCP, le Ministère a activement cherché à faire participer les intervenants de l’ensemble du pays à la conception du règlement. Depuis 2017, il tient des séances de consultation exhaustives sur l’élaboration du projet de règlement, y compris sous forme de réunions de groupe, de webinaires techniques et de réunions bilatérales. Les intervenants participant à ces séances viennent de l’industrie (producteurs et fournisseurs de combustibles fossiles, producteurs et fournisseurs de combustibles à faible intensité en carbone, secteurs industriels à forte intensité d’émissions et exposés au commerce [FIEEC] et divers autres groupes industriels), des provinces et des territoires, des peuples autochtones, et des organisations non gouvernementales en environnement (ONGE), des administrateurs de programmes similaires dans d’autres administrations (par exemple la California Air Resources Board) et des universitaires. Le Ministère a tenu des centaines d’heures de réunions bilatérales avec des intervenants individuels à la demande, en plus de participer à des comités officiels et d’en assurer la présidence comme il est décrit ci-dessous.

Publications

En février 2017, un document de travail a été publié pour obtenir les perspectives initiales des intervenants, des provinces et des territoires, afin d’éclairer l’élaboration d’un cadre réglementaire avant que le règlement spécifique ne soit élaboré. Ce document de travail présentait différentes approches adoptées par d’autres administrations et posait des questions techniques en lien avec l’applicabilité potentielle de divers éléments de régimes réglementaires existants à l’époque. Durant la période de commentaires, qui a pris fin le 25 avril 2017, le Ministère a reçu 125 commentaires de la part des intervenants. Après cela, un cadre de réglementation présentant les principaux éléments de la conception a été publié, en décembre 2017. Bien qu’il n’y ait pas eu de demande officielle de commentaires, 47 commentaires ont été reçus, et examinés, par le Ministère au début de 2018.

En décembre 2018, un document de conception réglementaire a été publié sur le site Web de la NCP et dans la Partie 1 de la Gazette du Canada. Ce document reprenait les deux documents de consultation précédents et présentait les principaux éléments de conceptions et l’approche du projet de règlement sur la NCP pour les combustibles liquides. La période de commentaires sur le document de conception a pris fin le 1er février 2019, avec plus de 100 commentaires d’intervenants, des provinces et des territoires. Ces commentaires ont guidé le développement du projet de règlement. Peu après, en février 2019, un cadre d’analyse coûts-avantages (ACA) a été publié, présentant la méthode utilisée pour l’ACA, qui fait partie du présent résumé de l’étude d’impact de la réglementation (REIR). À la suite de la publication du cadre, une vague de consultations a pris place, par le biais de comités, de groupes de travail et de présentations sur le document de conception réglementaire, pour guider l’élaboration du projet de règlement.

L’approche réglementaire proposée a été publiée en juin 2019 en s’appuyant sur le document de conception réglementaire (2018), le cadre de réglementation (2017) et la participation exhaustive des intervenants pour les documents précédemment publiés (par exemple, le document de travail). L’approche réglementaire proposée fournissait l’ensemble complet des exigences et des possibilités de création d’unités de conformité pour les combustibles liquides. Elle a fait l’objet d’une période de commentaires publique jusqu’au 26 août 2019, durant laquelle le Ministère a reçu 95 réponses comportant des commentaires sur l’approche réglementaire proposée.

Toutes ces publications sont accessibles à partir de la page Web de la Norme sur les combustibles propres du gouvernement du Canada.

Comités et groupes de travail

Le Ministère a assuré la présidence de plusieurs comités, qui offraient un forum de participation active avec les intervenants, dont un comité multipartite, un groupe de travail technique et un groupe de travail opérationnel ayant pour tâche d’étudier les impacts pour les secteurs FIEEC. Les provinces et territoires ont également fortement participé aux consultations sur le projet de règlement et étaient des participants de divers comités, dont un groupe de travail fédéral-provincial-territorial. La participation par le biais de ces comités a aidé à guider les aspects les plus détaillés de la conception du projet de règlement pour la catégorie des combustibles liquides, et continuera d’avoir lieu durant l’élaboration du règlement de la catégorie des combustibles gazeux et solides.

Établi en janvier 2018, le comité consultatif multipartite (CCM) s’est réuni périodiquement tant par webinaire qu’en personne pour fournir au Ministère un forum qui lui permette de faire le bilan des progrès réalisés auprès des parties intéressées et a donné l’occasion à ces dernières de présenter des conseils et des commentaires sur le projet de règlement. Ce comité a une représentation pancanadienne; les membres viennent d’associations clés de l’industrie, du milieu universitaire, des ONGE, des gouvernements provinciaux et territoriaux et d’autres ministères fédéraux. Quatre réunions ont eu lieu en 2018, auxquelles ont participé jusqu’à 250 personnes, sur les 700 personnes invitées. En 2019, deux réunions ont eu lieu en juillet pour présenter l’approche réglementaire proposée, avec une participation estimée à 300 personnes. Une réunion a eu lieu en juillet 2020 pour résumer les changements proposés depuis 2019.

Établi en janvier 2018, le groupe de travail technique (GTT) consiste en un plus petit groupe de parties réglementées et d’autres partenaires clés, par exemple des représentants de l’industrie du biocarburant, des gouvernements provinciaux et territoriaux, et du secteur de l’électricité. Les progrès et la rétroaction reçus du GTT sont transmis au CCM. Au-delà de ses membres principaux, le GTT a invité des experts techniques et de certains secteurs à présenter leurs points de vue sur des questions précises, à mesure qu’elles émergeaient. Le groupe de travail compte environ 60 membres. Neuf réunions (en personne ou par téléconférence) ont eu lieu en 2018, cinq en 2019 et sept en 2020.

Établi en janvier 2019, le groupe opérationnel chargé des secteurs FIEEC a pour but de faire des consultations supplémentaires ciblées concernant le projet de règlement. Il est pour le Ministère un forum d’écoute qui permet de comprendre les préoccupations partagées par les secteurs FIEEC et d’explorer les options de création d’unités de conformité pour ces secteurs en vertu du projet de règlement. Il compte environ 40 membres, soit un représentant de chacune des associations industrielles participant au GTT sur la Norme sur les combustibles propres, ainsi que des représentants de compagnies qu’aucun membre du GTT ne représente. Les associations industrielles qui ne sont pas membres du GTT, mais font partie des secteurs FIEEC étaient invitées. Au total, cinq réunions ont eu lieu en 2019 et des représentants ont été invités à assister aux séances de juin 2020 du GTT.

Deux groupes de travail fédéral-provincial-territorial ont été établis en tant que forum permettant au Ministère de mobiliser ses homologues provinciaux et territoriaux au sujet de l’élaboration du projet de règlement. Le premier groupe est au niveau opérationnel et le deuxième est au niveau des sous-ministres adjoints. Ils comptaient des représentants de chaque province et territoire. Cinq réunions ont eu lieu en 2017, cinq en 2018, trois en 2019 et deux en 2020.

En plus des réunions avec les comités susmentionnés, le Ministère a tenu de nombreuses réunions bilatérales sur une base continue avec des parties intéressées et des intervenants depuis 2017. Le projet de règlement a également fait l’objet de discussions à d’autres occasions, notamment lors de réunions du comité multipartite sur les mesures et les programmes réglementaires relatifs aux GES et du groupe de travail conjoint sur la vision d’avenir pour l’industrie pétrolière et gazière du Canada. Dans l’ensemble, le Ministère a tenu des centaines d’heures de réunion bilatérales avec les provinces, les territoires et des intervenants individuels, en plus de participer à ces comités officiels et d’en assurer la présidence.

Mises à jour et processus de participation depuis l’approche réglementaire proposée de 2019

Depuis que l’approche réglementaire proposée a été publiée en juin 2019, la pandémie de COVID-19 et une analyse plus approfondie de la rétroaction des intervenants ont conduit à quelques mises à jour de la conception du projet de règlement. Un changement majeur porte sur la rigueur des exigences en matière d’IC. En juin 2020, le ministre a annoncé au groupe de travail technique que les exigences de réduction de l’IC du projet de règlement seraient modifiées afin d’aider à atténuer les impacts de la pandémie de la COVID-19 sur les acteurs de l’industrie tout en garantissant que le projet reste sur la bonne voie pour que d’importantes réductions d’émissions de GES puissent être atteintes d’ici 2030. Les trois premières années verraient une réduction des exigences, mais les exigences pour 2030 augmenteraient, passant de 10 g éq. CO2/MJ à 12 g éq. CO2/MJ. Parmi les autres mises à jour, citons : davantage de détails sur les méthodes de quantification, les critères de l’UTB, le mécanisme de fonds aux fins de conformité et le MCU, et un processus d’examen du projet de règlement. Le matériel de ces sessions est disponible sur demande.

Pour fournir plus de renseignements sur les changements apportés, deux séances de consultation ont été tenues en juin 2020 avec les groupes de travail fédéral-provincial-territorial (GT-FTP). Cinq séances de consultation ont été tenues en juin 2020 avec le groupe de travail technique, auxquelles des représentants des GT-FTP et du groupe opérationnel sur les secteurs FIEEC ont été invités à participer. Ces séances comprenaient une séance ciblée sur les mises à jour apportées au cadre d’ACA depuis février 2019. À la suite des consultations de juin, une séance a été tenue avec le comité consultatif multipartite en juillet 2020 pour présenter ces mises à jour à conception réglementaire proposée. Des réunions bilatérales ont également eu lieu tout l’été 2020 avec des intervenants pour continuer de discuter de leur rétroaction sur la conception réglementaire mise à jour. Finalement, des séances d’information sur les critères de l’UTB ont été tenues en juillet et en août 2020 avec les homologues provinciaux et territoriaux, ainsi qu’avec des membres du groupe de travail technique.

Processus de participation pour l’élaboration du modèle d’analyse du cycle de vie

Afin d’éclairer l’élaboration du modèle ACV, qui est nécessaire pour soutenir la mise en œuvre du projet de règlement, les intervenants ont été consultés sur ce volet depuis 2019. Aux toutes premières étapes de l’élaboration du modèle ACV des combustibles, les intervenants ont contribué à l’examen des valeurs de base des combustibles fossiles en participant au groupe de travail technique sur la NCP et en fournissant des commentaires durant l’été 2019. Après cela, une revue critique a été réalisée par un comité formé d’experts techniques et d’experts de l’ACV qui ont étudié et commenté les méthodes et les données utilisées dans l’ACV des filières de distribution des combustibles fossiles afin de garantir qu’elles étaient conformes aux exigences et aux directives en matière d’évaluation du cycle de vie énoncées dans les normes ISO 14 040/44 de l’Organisation internationale de normalisation. Les valeurs de base des combustibles fossiles ont été mises à jour en fonction de cette revue critique et des commentaires des intervenants.

Une mise à jour sur le modèle ACV des combustibles a été fournie durant l’été 2020 au GTT, au CCM, aux représentants des secteurs FIEEC et aux groupes de travail FTP au moyen de webinaires et de réunions bilatérales. À l’hiver 2021, les membres du GTT auront l’occasion d’examiner l’approche méthodologique utilisée pour établir les valeurs par défaut de l’IC des combustibles à faible IC et de fournir des commentaires à ce sujet. Les commentaires des intervenants seront pris en compte dans la mise à jour de la méthode et des valeurs d’IC des combustibles à faible IC tout au long de l’été 2021.

Avant le lancement public du modèle ACV des combustibles, le Ministère formera un comité technique consultatif directeur (CTCD) comprenant des membres de l’industrie, du milieu universitaire, du gouvernement du Canada et des ONGE qui possèdent de l’expertise dans l’analyse du cycle de vie, la quantification des GES et/ou les systèmes d’échange de crédits de GES. Le rôle de ce comité est de fournir en continu un soutien technique et de la rétroaction en ce qui concerne l’élaboration, la mise à jour et l’entretien du modèle ACV des combustibles. De plus, un comité provincial et territorial sera formé pour agir à titre de plateforme de discussion sur la façon dont le projet de règlement interagirait avec les politiques et programmes provinciaux et territoriaux existants et pour cerner tout besoin additionnel que pourraient avoir les provinces et les territoires relativement au modèle ACV des combustibles.

Consultations du comité consultatif national de la LCPE

Conformément au paragraphe 140(4) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999), le Ministère a offert de tenir des consultations sur le projet de règlement avec des représentants des gouvernements provinciaux, territoriaux et autochtones par le biais du comité consultatif national de la LCPE.

Résumé des préoccupations principales

Les intervenants ont exprimé divers points de vue sur le projet de règlement, y compris des préoccupations et des recommandations sur les divers éléments de conception présentés dans l’approche réglementaire proposée, les publications précédentes et les consultations de juin 2020. Un résumé des enjeux principaux est fourni ci-dessous.

Trajectoire de l’exigence de réduction annuelle de l’intensité en carbone

Un certain nombre des fournisseurs principaux consultés craignaient que l’exigence de réduction annuelle de l’IC présentée dans l’approche réglementaire proposée en 2019 soit trop élevée pour la première période de conformité, en 2022, alors que d’autres faisaient remarquer que l’exigence était trop stricte de manière générale. Certains ont fait valoir qu’il n’y avait pas suffisamment de temps pour se préparer en ce qui a trait aux nouvelles technologies et aux investissements. De plus, des fournisseurs principaux ont indiqué qu’il était possible que l’approvisionnement en biocarburants mondiaux soit insuffisant, ce qui augmenterait le risque d’un manque d’unités de conformité dans le marché. Les fournisseurs principaux et les intervenants des industries FIEEC ont également recommandé que les exigences en matière d’IC soient réduites pour la première année de conformité, qu’il doive y avoir plus de souplesse en matière de conformité (comme une période de création d’unités de conformité commençant plus tôt, et un échange d’unités de conformité entre les catégories accru ou illimité) et qu’une méthode générique pour les améliorations des installations soit élaborée. Ces préoccupations ont été réitérées en raison de la pandémie de COVID-19 qui est toujours en cours alors que le secteur gazier et pétrolier continue de faire face à des problèmes financiers et de manque de liquidité en raison du faible prix du pétrole.

Les producteurs de combustibles à faible IC (les créateurs d’unités de conformité) et les ONGE ont recommandé des exigences de réduction annuelle de l’IC plus strictes, ou qui sont prolongées au-delà de 2030, afin de donner un signal à long terme pour les investissements dans les combustibles propres. De manière générale, les intervenants ont recommandé qu’un mécanisme de filet de sécurité soit en place pour répondre aux événements sans précédent, comme une pandémie de santé publique, afin de suspendre temporairement ou de réduire les exigences du projet de règlement.

La conception du projet de règlement prend en compte l’impact de se conformer aux exigences sur les coûts des parties réglementées. Afin d’aider l’industrie gazière et pétrolière à se relever des effets économiques et financiers associés à la pandémie de COVID-19, des changements ont été apportés à la fois aux exigences de réduction de l’IC présentées dans l’approche réglementaire proposée de 2019 et à la conception proposée en 2020 qui a fait l’objet de consultations. Par exemple, les exigences de réduction de l’IC commencent plus tard et à un niveau plus bas. Les exigences de réduction entreraient en vigueur le 1er décembre 2022 au lieu du 1er juin 2022. Le Ministère a aussi réduit l’exigence en 2022, la faisant passer de 3,6 g éq. CO2/MJ à 2,4 g éq. CO2/MJ. Ces ajustements visent à fournir du temps supplémentaire aux fournisseurs principaux pour faire des investissements afin de satisfaire à leurs exigences de réduction. Pour veiller à ce que les exigences continuent de permettre l’atteinte de réductions d’émissions de GES significatives d’ici 2030, le Ministère a augmenté l’exigence de réduction de l’IC en 2030 de 10 g éq. CO2/MJ à 12 g éq. CO2/MJ. Cette décision a été prise après un examen minutieux du secteur gazier et pétrolier et des effets escomptés du projet de règlement en ce qui a trait aux réductions d’émissions.

De plus, le projet de règlement permet la création anticipée d’unités de conformité pour les mesures de réductions dès la date d’enregistrement de la version définitive du règlement. Considérant la rigueur de la trajectoire des exigences de réduction de l’IC pour les fournisseurs principaux, un nombre croissant d’entreprises du secteur gazier et pétrolier élargissent déjà ou envisagent d’élargir leurs activités aux combustibles à faible IC pour se conformer au projet de règlement.

Catégorie de conformité 1 : Réduction de l’intensité en carbone des combustibles fossiles le long du cycle de vie

Plusieurs fournisseurs principaux ont soulevé des préoccupations quant au fait que les possibilités de création d’unités pour se conformer au projet de règlement soient limitées. Ils ont donc demandé à avoir une plus grande souplesse pour respecter leurs exigences de réduction de l’IC (voir les commentaires sur la trajectoire et la conception du marché). Toutefois, les ONGE, les fournisseurs de combustibles à faible IC et les créateurs d’unités de conformité par le changement spécifié de combustibles par l’utilisateur final ont recommandé que les unités de conformité créées à partir de la catégorie 1 soient limitées à un certain pourcentage de l’exigence de réduction annuelle afin d’envoyer des signaux au marché visant à inciter l’investissement dans les combustibles à faible IC. En ce qui concerne les méthodes de quantification pour la création des unités de conformité présentées dans les consultations de juin 2020, les fournisseurs principaux recommandaient l’inclusion d’une méthode de quantification pour les projets d’efficacité énergétique. Durant ces consultations, un taux de pénétration des technologies de 5 % a tout d’abord été envisagé comme faisant partie des critères utilisés pour évaluer l’additionnalité. En d’autres termes, si un certain type de projet avait un taux supérieur à 5 %, un obstacle technologique ou financier devrait être déterminé pour satisfaire aux critères d’additionnalité. Certaines provinces et industries FIEEC ont également soulevé des préoccupations au sujet de l’évaluation de l’additionnalité et de son exigence de taux de pénétration de 5 %, faisant remarquer que l’évaluation ne s’aligne sur aucune autre catégorie de conformité et que le taux de pénétration est trop faible. Des fournisseurs principaux s’inquiétaient également que la période initiale proposée de création d’unités de conformité de cinq ans pour les projets admissibles, autre que la capture et le stockage du carbone, soit trop courte et étaient d’avis que cela risquait de restreindre les possibilités de création d’unités de conformité. Enfin, les fournisseurs principaux ont recommandé qu’il soit possible que les unités de conformité soient créées rétroactivement à compter du 1er juillet 2017.

Le Ministère a minutieusement étudié tous les commentaires reçus sur la réduction des émissions de GES et le respect des exigences de réduction de l’IC. En réponse aux préoccupations des fournisseurs principaux quant au nombre trop faible de possibilités de création des unités de conformité, le Ministère entreprend actuellement l’élaboration d’une méthode de quantification générique afin d’inciter les technologies innovatrices et les investissements précoces. En plus, il est d’avis qu’en raison de la diminution de l’exigence de réduction de l’IC pour l’année 2022 et la conversation des unités de conformité acquises en vertu du RCR, les fournisseurs principaux n’auraient aucune mesure supplémentaire à prendre lors de la première année de l’entrée en vigueur du projet de règlement. La trajectoire de l’exigence de réduction de l’IC augmenterait progressivement et linéairement d’une année à l’autre afin de fournir plus de temps pour faire des investissements, et serait révisée en 2030 pour refléter l’IC décroissante des combustibles. De plus, le premier examen du projet de règlement permettrait au Ministère de répertorier l’état des combustibles fossiles et leur IC à ce moment.

En ce qui concerne la recommandation des intervenants de limiter les unités de conformité créées dans la catégorie de conformité 1, le Ministère trouve qu’imposer une limite pour cette catégorie pour les projets qui font l’objet d’une évaluation d’additionnalité au niveau du type de projet irait à l’encontre des objectifs principaux du projet de règlement, qui sont de réduire l’IC le long du cycle de vie des combustibles fossiles et de réaliser des réductions différentielles. La souplesse en matière de respect de la conformité s’en trouverait réduite et moins d’unités de conformité seraient disponibles sur le marché. Cependant, mettre une limite d’unité de conformité de 10 % tout en élaborant des critères d’additionnalité distincts et plus rationalisés au niveau du projet pour la méthode de quantification générique permettrait une flexibilité de conformité tout en atténuant les risques associés à l’évaluation de l’additionnalité. Étant donné que toutes les autres méthodes de quantification seraient soumises à l’évaluation de l’additionnalité au niveau du type de projet, il n’y aurait aucune limite d’unités de conformité pour tous les autres types de projets.

En ce qui concerne les méthodes de quantification, le Ministère élabore actuellement une méthode de quantification générique. Des projets comme l’efficacité énergétique, la cogénération, l’électrification et les réductions du méthane pourraient être reconnus en vertu de cette méthode de quantification générique à condition de satisfaire à tous les critères d’admissibilité. Les méthodes de quantification existantes seraient éliminées à mesure que les innovations technologiques deviendraient des pratiques courantes et de nouvelles méthodes de quantification seraient ajoutées pour suivre les avancées dans les technologies propres. Pour ce qui est du taux de pénétration de 5 %, l’un des critères utilisés pour évaluer l’additionnalité, dans toutes les méthodes de quantification autre que la méthode de quantification générique, le Ministère a ajouté une flexibilité supplémentaire: le taux de pénétration doit être inférieur à 5 % ou d’au plus cinq installations, le cas échéant. Tant que l’un de ces critères est rencontré, aucune autre évaluation de l’additionnalité ne sera nécessaire, réduisant ainsi le fardeau. Cette flexibilité supplémentaire reconnaît que, dans certains secteurs avec peu d’installations, le 5 % pourrait être plus facilement dépassé et elle fournit l’option de ne pas excéder cinq installations. Pour ce qui est de la période de création d’unité de conformité, le Ministère l’a fait passer à 20 ans, avec une seule période de renouvellement de 5 ans pour les projets de captage et de stockage du carbone et à 10 ans, avec une seule période de renouvellement de 5 ans, pour les autres projets, afin qu’elle soit plus similaire aux réglementations provinciales et fédérales existantes et les régimes de création de crédits de carbone (comme le Cadre du système de crédits compensatoire de l’Alberta).

Catégorie de conformité 2 : Fourniture de combustibles à faible intensité en carbone

Un certain nombre d’ONGE et de producteurs de combustibles à faible IC ont insisté sur la nécessité d’envoyer un signal fort au marché pour stimuler les investissements dans les combustibles à faible IC et se sont dits inquiets que l’inclusion de mécanismes de flexibilité du marché (comme le fonds) et l’adoption de la catégorie de conformité 1 nuise à ce signal. Il a été recommandé de limiter les unités de conformité dans la catégorie de conformité 1, d’augmenter les exigences de réduction de l’IC ou d’intégrer un filet de sécurité qui examinerait le degré de conformité au moyen de la catégorie 1 en 2025 afin de favoriser un signal au marché pour les investissements dans les combustibles à faible intensité en carbone. Le Ministère s’attend à ce que le projet de règlement en 2030 soit assez strict pour stimuler une demande suffisante en biocombustibles (une analyse plus détaillée est présentée à la section Avantages et coûts).

Des préoccupations ont été soulevées quant à la disponibilité des charges d’alimentation relatives à l’approvisionnement en combustibles à faible IC, et d’autres inquiétudes ont été exprimées au sujet des changements indirects dans l’utilisation des terres et leurs incidences sur la biodiversité. En ce qui a trait à la disponibilité des charges d’alimentation, certains fournisseurs principaux et producteurs de combustibles à faible IC ont souligné un risque de faible approvisionnement en charges d’alimentation, plus particulièrement pour les biocombustibles avancés, et les incidences sur la création des unités de conformité. Ils ont exprimé leurs inquiétudes au sujet des technologies existantes pour les biocombustibles avancés qui ne sont pas commercialement viables par conséquent ne pourraient contribuer de manière importante à la réduction de l’IC des combustibles fossiles liquides. Certains intervenants ont aussi proposé l’utilisation du bilan masse afin d’assurer l’harmonisation avec les autres administrations ayant mis en place des exigences réglementaires pour la création des unités de conformité.

Le Ministère a examiné tous les commentaires reçus portant sur les combustibles à faible IC et les charges d’alimentation et a considéré leurs incidences dans le cadre de la conception du projet de règlement. Le Ministère s’attend à ce qu’il y ait un approvisionnement suffisant en combustibles à faible IC pour permettre la conformité au projet de règlement (voir la section Catégorie de conformité 2 : Fourniture de combustibles à faible intensité en carbone pour de plus amples renseignements).

Critères liés à l’utilisation des terres et à la biodiversité (UTB)

À titre de signataire de la Convention internationale sur la diversité biologique, le Canada s’est engagé à gérer de manière responsable ses ressources biologiques et contribue au développement durable dans le cadre du Programme de développement durable à l’horizon 2030 des Nations Unies. Pour prévenir les impacts négatifs sur l’utilisation des terres et la biodiversité liés à l’augmentation de la récolte des charges d’alimentation pour la production des biocarburants, le Ministère a proposé et publié les critères liés à l’utilisation des terres et la biodiversité (l’UTB) en avril 2019, en vue de les intégrer dans le projet de règlement. Seules les charges d’alimentation qui satisfont aux critères de l’UTB pourraient créer des unités de conformité en vertu du projet de règlement.

Les commentaires sur la première version des critères liés à l’UTB portaient principalement sur la prévention des changements dans l’utilisation des terres dans les zones renfermant un important stock de carbone, la façon dont seraient traitées les cultures associées à un changement indirect important de l’utilisation des terres, et la façon dont serait assuré l’aménagement et l’exploitation durable des forêts. Certains créateurs d’unités de conformité ont demandé l’adoption de facteurs d’IC quantifiés afin d’intégrer les changements indirects dans l’utilisation des terres. Une deuxième version des critères liés à l’UTB a été publiée en août 2019.

Le Ministère a proposé plusieurs modifications aux critères liés à l’UTB qui ont été présentées au Groupe de travail technique en juin 2020. Les changements proposés visaient à renforcer certains aspects des critères liés à l’UTB et à veiller à ce que les critères soient mesurables et vérifiables. Les changements comprenaient l’ajout d’une liste de types de charges d’alimentation non visées par les critères d’UTB, des modifications à l’approche du bilan masse et des définitions révisées de forêt, prairie, et milieu humide.

Le projet de règlement comprend d’autres changements apportés suite aux séances de consultation avec les intervenants en juin 2020. Dans la proposition en juin 2020, la création d’unités de conformité était interdite pour les charges d’alimentation récoltées dans toutes les zones protégées désignées par des organisations internationales. Le projet de règlement suit les recommandations des provinces et des territoires en limitant cette interdiction aux zones protégées désignées par des organisations internationales si elles ont été ratifiées par les gouvernements nationaux et infranationaux dans lesquelles les charges d’alimentation ont été récoltées.

D’autres commentaires portaient sur les risques de fraudes relatives à la liste de charges d’alimentation qui ne sont pas assujetties aux critères liés à l’UTB, citant l’expérience de l’Union européenne où certaines charges d’alimentation ont été faussement déclarées comme déchets (lesquels ne sont pas assujettis aux critères de l’Union européenne équivalents aux critères liés à l’UTB). Certains intervenants ont demandé de réexaminer le critère d’UTB qui interdit la création d’unités de conformité pour la récolte des charges d’alimentation à l’intérieur de 30 mètres d’un plan d’eau (c’est-à-dire des zones riveraines). Plusieurs proposaient que le respect des règlements provinciaux existants sur les zones riveraines devrait satisfaire aux critères liés à l’UTB pour les zones riveraines. En ce qui a trait aux exigences relatives à l’expansion des cultures qui interdit la création d’unités de conformité pour la récolte des charges d’alimentation en zones forestières, zones humides et en zones de pâturage depuis 2008, le Ministère a reçu des commentaires indiquant qu’il n’existe pas suffisamment de données SIG pour la valeur de référence proposée de 2008. Finalement, plusieurs intervenants ont recommandé que le projet de règlement reconnaisse les exigences provinciales relatives aux pratiques en agriculture et en foresterie et que le respect de ces exigences devrait satisfaire aux critères liés à l’UTB. Une approche globale en matière de conformité a également été demandée comme option permettant aux créateurs d’unités de conformité de se conformer aux critères liés à l’UTB.

À la suite de nombreuses discussions et analyses après les séances de consultation de juin 2020, le Ministère a apporté des changements à ses exigences proposées pour les critères d’UTB. Le projet de règlement indique que toute terre désignée dans une entente internationale comme zone protégée doit aussi être reconnue par l’administration pour être considérée comme terre inadmissible à des fins de récolte de charges d’alimentation. Pour atténuer le risque de fraude, le projet de règlement ne comprend pas de « multiplicateurs de déchets » inclus dans le système de l’Union européenne pour créer des incitatifs supplémentaires pour l’utilisation des déchets comme charges d’alimentation. Dans le cas des zones riveraines, le projet de règlement reconnaît les règlements nationaux et régionaux sur la protection des zones riveraines qui protègent contre les effets négatifs relatifs à l’UTB, et intègre une clause de droits acquis pour permettre la création d’unités de conformité pour la récolte de charges d’alimentation dans toutes les zones riveraines avant 2020. Le projet de règlement autorise également les charges d’alimentation provenant de la récolte dans les zones riveraines forestières si cette récolte respecte les pratiques d’aménagement existantes qui protègent les zones riveraines et les plans d’eau associés. En ce qui concerne les exigences relatives à l’expansion des cultures, le Ministère a modifié la valeur de référence de janvier 2008 à janvier 2020 pour correspondre au premier signal officiel du projet de règlement. En réponse aux préoccupations exprimées quant au fardeau et au chevauchement avec les règlements provinciaux créés par les critères d’UTB, le projet de règlement permet la reconnaissance des cadres de réglementation nationaux ou infranationaux qui sont conformes aux critères d’UTB sur la base de chaque critère.

Les consultations avec les provinces et les territoires au cours de l’été 2020 ont donné lieu à un perfectionnement des indicateurs qui pourraient être utilisés pour démontrer le respect des critères d’UTB dans le cas d’une vérification et à l’élaboration des exigences relatives aux renseignements pour utiliser une approche globale en matière de conformité dans laquelle les fournisseurs dans une juridiction ayant des règles harmonisées avec les critères liés à l’UTB seraient considérés éligibles.

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

Les manufacturiers de véhicules électriques (VE), les fabricants d’équipement d’origine et les services publics de distribution d’électricité ont généralement recommandé qu’ils étaient, chacun d’eux, les mieux placés pour être le créateur d’unités de conformité par défaut pour la recharge résidentielle des VE ; toutefois, les exploitants de réseau de recharge appuyaient les services publics comme créateurs d’unités de conformité par défaut. Les services publics ont souligné que ce sont eux qui comprennent le mieux les sources d’électricité fournies au réseau et les intensités en carbone associées. Les services publics estiment aussi qu’ils sont les mieux placés pour faire la promotion des VE et investir dans les infrastructures destinées à appuyer l’électrification tout en atténuant les coûts pour le réseau électrique et pour les utilisateurs d’électricité. Autrement, les fournisseurs principaux appuyaient généralement les fabricants d’équipement d’origine en tant que créateurs d’unités de conformité par défaut pour la recharge des VE pour la catégorie de conformité 3. Cela étant dit, les fabricants d’équipement d’origine ont manifesté des préoccupations quant aux occasions de créer des unités de conformité qui ne seraient pas importantes, soutenues, sécurisées ou prévisibles.

Dans l’ensemble, pour être admissible à la création des unités de conformité, la majorité des intervenants appuient les exigences relatives aux données sur la recharge résidentielle, notamment l’exigence d’une mesure exacte, et sont d’accord avec les exigences relatives au réinvestissement des revenus générés par les unités de conformité découlant des données sur la recharge résidentielle. Les intervenants se sont opposés à l’élimination progressive de la création d’unités de conformité pour les bornes de recharge résidentielle pour le VE, soulignant qu’il serait prématuré de le faire avant que l’adoption des VE ne devienne une pratique courante sur le marché canadien. Toutefois, les fournisseurs principaux ont recommandé que, s’ils sont des exploitants de réseau de recharge et créent des unités de conformité pour la recharge résidentielle ou publique des VE pour satisfaire à une partie de l’exigence de réduction de l’IC, il ne devrait pas y avoir d’exigence de réinvestissement associée à une unité de conformité qui n’a pas été vendue. Quelques intervenants ont recommandé d’éliminer complètement les exigences relatives au réinvestissement des revenus générés par les unités de conformité, et d’autres intervenants ont proposé d’élargir la portée des exigences en matière de réinvestissement vers d’autres activités comme l’éducation et la sensibilisation aux VE. De plus, certains intervenants ont proposé d’étendre les changements spécifiés de combustibles par l’utilisateur final dans les transports à d’autres secteurs.

En juin 2020, le Ministère a présenté une proposition révisée pour la création d’unités de conformité pour les VE aux intervenants qui comprenait un projet visant à éliminer progressivement les unités de conformité provenant de la recharge résidentielle des VE de 100 % en 2026 à 0 % en 2030. Le Ministère a examiné les commentaires reçus et a évalué l’approche proposée de juin 2020 pour les changements de combustible par l’utilisateur final dans les transports. Le projet de règlement a été mis à jour afin de refléter les commentaires reçus. Les créateurs d’unités de conformité par défaut pour la recharge résidentielle des VE seraient les exploitants de réseau de recharge pour les résidences équipées de bornes de recharge connectées à un réseau. La création d’unités de conformité pour la recharge résidentielle des véhicules électriques serait éliminée d’ici la fin 2035 pour les bornes qui auraient été installées avant la fin de 2030. Toute borne de recharge résidentielle installée après la fin de 2030 ne serait pas admissible aux unités de conformité après 2030. Dans le projet de règlement, les parties ayant le droit légal de posséder des données sur la quantité d’électricité fournie aux VE et sur le moment où elle a été fournie par le biais de bornes de recharge connectées au réseau peuvent créer des unités de conformité. Les exploitants de réseau de recharge seraient tenus de réinvestir 100 % des revenus générés par la vente des unités de conformité de la recharge résidentielle et publique des VE dans des mesures incitatives financières pour les propriétaires et les acheteurs de VE et de faire l’expansion des infrastructures de recharge à des emplacements résidentiels ou publics. Il n’y aurait pas d’exigence relative au réinvestissement des revenus pour les fournisseurs principaux qui utilisent leurs propres unités de conformité pour satisfaire à une partie de leurs exigences de réduction.

Selon l’analyse ministérielle, les VE devraient contribuer à la création de la majorité des unités de conformité liées au changement de combustibles par l’utilisateur final, dans les cas où le marché peut offrir d’importantes occasions de création d’unités de conformité. À cette étape, le Ministère ne considère pas étendre le changement de combustibles par l’utilisateur final au-delà du secteur des transports.

De nombreux intervenants ont exprimé le souhait d’obtenir des précisions sur la façon dont les valeurs du rapport d’efficacité énergétique (REE) ont été déterminées. Les valeurs du REE ont été établies pour être représentatives des types de véhicules utilisés au Canada, et dont l’utilisation entraîne la création d’unités de conformité fondée sur une comparaison avec les véhicules remplacés. Les valeurs du REE seraient examinées avec le temps et pourraient être mises à jour à mesure que l’efficacité énergétique des diverses technologies change au fil du temps, et avec l’introduction sur le marché d’autres types de combustibles et de véhicules ou de nouvelles applications.

Conception du marché des unités de conformité

Les fournisseurs principaux ont soulevé des préoccupations quant à la conception du marché des unités de conformité, et quant au potentiel d’un manque d’unités de conformité. Pour aider à combler les manques dans l’offre d’unités de conformité, les fournisseurs principaux ont recommandé plus de flexibilité, y compris l’échange illimité des unités de conformité entre les diverses catégories de combustibles, de n’imposer aucune restriction sur l’accumulation des unités de conformité et l’utilisation illimitée du mécanisme de fonds à des fins de conformité. Par ailleurs, certains créateurs d’unités de conformité se sont dits inquiets qu’un surplus d’unités de conformité ou trop de flexibilité dans les voies de conformité limite la demande en combustibles à faible IC et ait des incidences sur les investissements dans ce secteur.

Pour réduire le risque d’un manque d’unités de conformité, l’exigence de réduction de l’IC en 2022 a été réduite en comparaison avec ce qui avait été proposé dans l’Approche réglementaire en juin 2019. Une augmentation progressive et linéaire de la trajectoire de l’IC au fil du temps est prévue pour permettre le temps nécessaire à la réalisation d’investissements. En outre, le projet de règlement impose des limites aux mécanismes de flexibilité proposés. Ces mécanismes comprennent une limite de 10 % de la contribution au mécanisme de fonds aux fins de conformité, une limite de 10 % sur l’utilisation d’unités de conformité provenant des autres catégories de combustibles et une limite de 10 % sur le report des exigences de réduction. Ces restrictions aideront à veiller à ce que le signal au marché favorise les investissements dans les combustibles à faible IC.

Un certain nombre d’intervenants ont demandé au Ministère de présenter des rapports périodiques sur le projet de règlement en utilisant des indicateurs globaux, comme le nombre total des unités de conformité, les transactions des unités de conformité et le prix moyen d’une unité de conformité. Le Ministère prévoit publier des rapports en utilisant des indicateurs globaux.

Mécanismes de flexibilité en matière de conformité et de stabilité du marché

Marché de compensation des unités de conformité

Les fournisseurs principaux et certaines provinces se sont dits préoccupés quant à la limite de prix trop élevée du marché de compensation des unités de conformité, tandis que les fournisseurs de combustibles à faible IC, les créateurs d’unités de conformité liées au changement de combustibles par l’utilisateur final et les ONGE ont souligné que la limite de prix était trop basse. Les deux groupes d’intervenants ont indiqué leurs préoccupations quant au plafonnement du prix qui aurait des incidences sur le signal au marché pour les investissements dans leur secteur respectif.

Le marché de compensation des unités de conformité sert à fournir une certaine certitude à l’égard des prix tant aux fournisseurs principaux qu’aux créateurs d’unités de conformité. Le Ministère a examiné les marchés de compensation des unités de conformité existants dans d’autres administrations dans le contexte du marché canadien. Le Ministère a établi un prix plafond en se fondant sur un examen des coûts des unités de conformité attendus sur le marché et du prix plafond des mécanismes de compensation de crédits similaires en Californie et en Oregon.

Mécanisme de fonds aux fins de conformité

Les fournisseurs principaux et certaines provinces ont manifesté des préoccupations quant au prix plafond des contributions au mécanisme de fonds aux fins de conformité qui serait trop élevé, tandis que les créateurs d’unités de conformité et les ONGE ont indiqué que le prix plafond était trop bas. Les deux groupes d’intervenants ont indiqué que le plafonnement du prix aurait une incidence sur les signaux au marché pour les investissements dans leur secteur respectif. De plus, plusieurs intervenants provinciaux ont recommandé que les revenus générés grâce au mécanisme de fonds aux fins de conformité soient investis dans des programmes pertinents de réduction des émissions de GES à l’échelle provinciale et territoriale.

Le prix plafond de la contribution au mécanisme de fonds aux fins de conformité représente une limite supérieure des coûts des unités de conformité prévus sur le marché des unités de conformité. Il est prévu que plusieurs actions soient réalisées à un coût moins élevé pour se conformer au projet de règlement.

Les revenus générés grâce au mécanisme de fonds aux fins de conformité seraient versés à des programmes provinciaux et territoriaux applicables qui respectent les critères établis dans le projet de règlement.

Exemptions

Plusieurs intervenants ont recommandé que certains secteurs ne soient pas assujettis au projet de règlement, y compris les secteurs ferroviaire, maritime et aéronautique. Les intervenants ont indiqué que ces secteurs comptent pour de petites parties de la consommation interne de combustibles fossiles, qu’ils sont assujettis à des normes internationales et qu’il n’existe pas de voies de réduction des émissions qui sont rentables selon le coût. Autrement, certains intervenants ont recommandé la création d’unités de conformité en vertu du projet de règlement pour le combustible utilisé dans le transport aérien intérieur. Les intervenants étaient tous d’accord pour continuer les discussions sur le projet de règlement, le Règlement régissant le Système fédéral de tarification fondé sur le rendement et les régimes internationaux, comme le Régime de compensation et de réduction de carbone pour l’aviation internationale de l’Organisation de l’aviation civile internationale.

L’Organisation maritime internationale (OMI) a adopté une stratégie intérimaire pour les émissions de GES en 2018, qui sera examinée en 2023. Le Ministère est d’avis que l’OMI constitue la tribune appropriée pour aborder la question des émissions provenant du transport maritime international, et il soutient les travaux que l’OMI a entrepris pour lutter contre ces émissions. Par conséquent, les combustibles liquides pour usage maritime international ne seront pas assujettis au projet de règlement. Le Régime de compensation et de réduction de carbone pour l’aviation internationale de l’Organisation de l’aviation civile internationale atténue les émissions de GES provenant de l’aviation internationale. Le gouvernement du Canada est d’avis que l’Organisation de l’aviation civile internationale constitue la tribune appropriée pour aborder la question relative aux émissions provenant de l’aviation internationale, et il soutient les travaux qu’elle a entrepris pour lutter contre ces émissions. Par conséquent, le carburéacteur utilisé pour les vols internationaux ne sera pas assujetti au projet de règlement. Le traitement des carburants d’aviation nationaux et la création d’unités de conformité pour les carburants d’aviation à faible IC sont toujours considérés et sont examinés conjointement avec les politiques de tarification de la pollution par le carbone. Toutefois, l’essence d’aviation, le combustible utilisé dans les petits aéronefs à moteur à piston (par exemple un Cessna), ne sera pas assujettie au projet de règlement. Selon l’inventaire fédéral des GES et les projections découlant du scénario de référence du Ministère, le volume d’essence d’aviation utilisé au Canada est faible (contrairement au carburéacteur, par exemple) et la contribution de ce combustible aux émissions de GES du Canada est faible, et les organismes de certification de l’essence d’aviation n’ont pas encore mis l’accent sur des produits à faible IC qui conviendraient à ce secteur. Ils continuent plutôt de chercher des solutions de rechange sans plomb à l’essence d’aviation.

Répercussions régionales

Le Ministère a reçu un certain nombre de commentaires des provinces et des fournisseurs principaux au sujet des répercussions régionales découlant de l’application du projet de règlement. Certaines préoccupations concernaient l’accès limité à des biocombustibles et à des biogaz dans certaines parties du Canada, tout particulièrement à Terre-Neuve-et-Labrador qui doit relever le défi de l’accès à ces combustibles. Des recommandations ont été formulées pour autoriser certaines exemptions régionales (par exemple exempter l’huile de chauffage ou ne pas y appliquer le mandat volumétrique), dont certaines sont similaires aux exemptions du Règlement sur les carburants renouvelables (RCR), pour répondre aux préoccupations diverses de logistique, de faisabilité technique et de coûts. L’industrie minière a également partagé ses préoccupations en ce qui a trait aux enjeux d’ordre géographiques dans le Nord, en mettant l’emphase sur les répercussions sur les finances et la compétitivité découlant du projet de règlement en raison de l’utilisation par le secteur des combustibles liquides dans ses parcs de véhicules ou pour la production d’électricité.

Le Ministère a examiné attentivement les répercussions régionales du projet de règlement et a pris en compte les préoccupations des intervenants au cours de la rédaction du projet de règlement. Le projet de règlement offre diverses voies de conformité et des mécanismes de flexibilité, qui n’exigent pas l’utilisation de biocarburants, tels que des améliorations des procédés et l’achat des unités de conformité. Les collectivités éloignées, dont bon nombre sont situées dans les régions nordiques, sont exemptées du projet de règlement. De plus, les combustibles produits à Terre-Neuve-et-Labrador ou importés vers cette province sont exemptés des exigences volumétriques imposées sur les carburants renouvelables du RCR, puisque la capacité d’accès à des carburants à faible IC est limitée. Par contre, les combustibles produits ou importés à Terre-Neuve-et-Labrador seraient toujours assujettis aux exigences de réduction de l’IC puisqu’il existe plusieurs voies de conformité dans le projet de règlement (comme des mesures le long du cycle de vie) sans avoir à faire des mélanges de combustibles à faible IC. Le projet de règlement s’appliquerait aux combustibles utilisés par l’industrie dans les collectivités éloignées, ce qui est cohérent avec le filet de sécurité fédéral sur la tarification de la pollution par le carbone pris en vertu de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre.

Incidences sur l’industrie et les consommateurs

Plusieurs intervenants de l’industrie, des provinces et des territoires ont soulevé des préoccupations quant à la compétitivité et aux effets des coûts cumulés sur les industries à forte intensité d’émissions et les industries exposées au commerce. Les intervenants sont inquiets au sujet des industries à forte intensité d’émissions et des industries exposées au commerce du Canada qui seraient désavantagées comparativement à leurs compétiteurs internationaux qui ne sont pas assujettis à la même réglementation. En ce qui concerne les effets cumulatifs, les préoccupations sont liées à l’accroissement des coûts de l’utilisation des combustibles fossiles, plus particulièrement pour le gaz naturel. Les intervenants des industries à forte intensité d’émissions et des industries exposées au commerce ont recommandé des mécanismes de protection propres à leur secteur pour réduire les coûts, les fuites de carbone et les répercussions sur la compétitivité, comme des unités de conformité aux industries à forte intensité d’émissions et aux industries exposées au commerce, la diminution des exigences de réduction dans la catégorie des combustibles liquides pour les fournisseurs principaux, ou ont proposé ne pas aller de l’avant avec la réglementation des catégories de combustibles gazeux et solides. Au cours du processus de consultation, les intervenants ont demandé une analyse approfondie des effets cumulatifs du projet de règlement ainsi que d’autres règlements sur les changements climatiques sur les secteurs des industries à forte intensité d’émissions et des industries exposées au commerce. Les fournisseurs principaux ont également exprimé des inquiétudes au sujet des répercussions du projet de règlement sur les consommateurs en ce qui a trait à la hausse du prix des combustibles pour le transport et le chauffage.

Le Ministère a réalisé une analyse économique dans le cadre du REIR, qui présente les répercussions économiques du projet de réglementation sur l’ensemble des secteurs économiques et des régions du Canada (pour plus de renseignements, voir la section sur les avantages et coûts). Comme les installations des industries à forte intensité d’émissions et des industries exposées au commerce ne sont pas des fournisseurs principaux, elles ne sont pas directement assujetties au projet de règlement, et par conséquent ne sont pas admissibles à la création des unités de conformité pour atténuer l’augmentation des coûts des combustibles. En vertu du projet de règlement, certaines occasions de création d’unités de conformité existent pour le secteur des industries à forte intensité d’émissions et des industries exposées au commerce, comme le captage et le stockage de carbone à une usine d’engrais ou l’utilisation des biogaz issus des eaux usées à une installation de production de pâtes et papier. Le Ministère a aussi établi une trajectoire pour l’exigence de réduction annuelle de l’IC dans le règlement pour la catégorie des combustibles liquides, qui augmente graduellement jusqu’en 2030, permettant d’accumuler des unités de conformité et d’avoir plus de temps pour faire des investissements dans les technologies propres. L’approche progressive du projet de règlement offrirait aux fournisseurs principaux la flexibilité de choisir les voies de conformité à plus faible coût qui sont disponibles.

Fardeau administratif

De nombreux intervenants se sont dits inquiets du fardeau administratif potentiel et ont proposé que les exigences en matière d’établissement de rapports, de validation et de vérification en vertu du projet de règlement soient harmonisées avec les exigences fédérales et provinciales, dans la mesure du possible.

Le Ministère élabore présentement un système en ligne nommé solution pour la création et le suivi des unités de conformité afin de faciliter et de suivre l’enregistrement, l’établissement de rapports, la création d’unités de conformité, les transactions d’unités de conformité ainsi que la conformité des parties réglementées pour tous les participants au projet règlement. Ce système est élaboré sur la même plateforme que la solution pour la création et le suivi des crédits pour le Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement, ce qui permettra de réaliser certaines économies relatives à la planification et à la mise en œuvre du système. La conception de la plateforme en ligne intègre un système d’assurance de la qualité robuste de la validation et de la vérification par un tiers pour assurer l’intégrité des unités de conformité sur le marché des unités de conformité.

Certains intervenants ont soumis des commentaires sur la validité de l’IC et recommandaient de déterminer l’IC à partir d’une plus longue période de données opérationnelles pour fournir une plus grande certitude au marché. Ces commentaires étaient à propos des exigences de calculer l’IC en se fondant sur les données opérationnelles d’une période 12 mois présentées dans l’approche réglementaire proposée. Le Ministère a reconsidéré son approche initiale et a proposé des changements pour tenir compte des commentaires des intervenants. Le projet de règlement exige maintenant une période de 24 mois de données opérationnelles pour obtenir une valeur approuvée de l’IC. De plus, il est maintenant possible d’obtenir une valeur provisoire de l’IC à partir de données opérationnelles collectées sur une période plus courte de 3 mois.

Obligations relatives aux traités modernes et consultation et mobilisation des Autochtones

La proposition a été soumise à une évaluation des répercussions sur les traités modernes, conformément à la Directive du cabinet sur l’approche fédérale pour la mise en œuvre des traités modernes. L’évaluation n’a cerné aucune incidence ou obligation sur les traités modernes puisque la proposition se situe à l’extérieur de la portée du sujet principal couvert dans les traités modernes.

Les gouvernements et les groupes autochtones ont été invités à participer au vaste processus de mobilisation organisé avec les intervenants tout au long de la conception du projet de règlement. Dans l’ensemble, 15 organisations autochtones ont été invitées à participer. Au cours de l’une de ces réunions, une question sur la création des unités de conformité a été posée et a été traitée. De plus, une organisation autochtone s’est jointe au Groupe de travail technique et a eu des discussions bilatérales avec le Ministère sur la NCP, y compris des discussions sur le modèle ACV des combustibles. Le Ministère informera les groupes autochtones concernant la possibilité de fournir d’autres commentaires à la suite de la publication du projet de règlement dans la Partie I de la Gazette du Canada.

Choix de l’instrument

L’élaboration du CPC a requis l’établissement d’une vaste gamme d’options stratégiques pour la réduction des émissions de GES, y compris le présent projet de règlement visant à réduire l’IC des combustibles. Le processus pour évaluer le choix de l’instrument a mis l’accent sur les options destinées à trouver des moyens de réduire l’IC des combustibles. Quatre options ont été considérées : augmenter le prix de la tarification de la pollution par le carbone, augmenter les volumes minimaux requis des combustibles renouvelables en vertu du RCR, proposer une norme d’IC visant simultanément les combustibles liquides, gazeux et solides ou mettre en œuvre une approche progressive pour une norme d’IC en commençant par une norme d’IC pour les combustibles liquides, puis en créant une norme d’IC pour les combustibles gazeux et solides.

Approche fondée sur le marché — Accroissement du prix de la tarification du carbone

En vertu de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre, le système fédéral de tarification de la pollution par le carbone (le filet de sécurité fédéral) met en œuvre une redevance réglementaire sur les combustibles fossiles ainsi qu’un système de réglementation pour les grandes industries. Le filet de sécurité fédéral ne s’applique que dans les provinces et territoires qui en font la demande ou qui n’élaborent pas un système de tarification de la pollution par le carbone conforme aux exigences fédérales de référence. Le prix de l’essence est généralement payable par les producteurs et les distributeurs de combustibles au taux de 20 $ par tonne d’équivalent CO2 (éq. CO2) en 2019, et s’accroît de 10 $ par année pour atteindre 50 $ la tonne d’équivalent CO2 en 2022. La tarification de la pollution par le carbone envoie un signal économique aux émetteurs et leur offre la possibilité de choisir de faire des investissements ou de changer de comportement afin de réduire leurs émissions de GES, ou de continuer d’émettre la même quantité de GES et de payer des frais pour la pollution produite. Un examen de l’approche globale de la tarification de la pollution par le carbone sera réalisé au début de 2022, et la conception du système fédéral sur la tarification de la pollution par le carbone pourrait être adaptée en fonction des résultats de cet examen.

Le projet de règlement serait complémentaire à la tarification de la pollution par le carbone. La tarification de la pollution par le carbone envoie un signal à l’ensemble de l’économie pour stimuler les réductions d’émissions de GES aux coûts les plus faibles, où qu’elles se trouvent. À des prix relativement bas, les réductions d’émissions de GES proviendront vraisemblablement de changements progressifs tels que des améliorations de l’efficacité énergétique. Toutefois, le projet de règlement offrirait également un incitatif ciblé pour apporter des changements transformationnels le long du cycle de vie des combustibles fossiles. Le règlement proposé permettrait des investissements en capital à plus long terme et plus coûteux dans des mesures nécessaires pour passer à une économie à faibles émissions de carbone, comme le captage et le stockage du carbone.

Ces politiques aideraient les particuliers et les entreprises à surmonter les obstacles au changement de comportement, permettant ainsi de réduire davantage les émissions de GES. Alors que la tarification de la pollution par le carbone incite les particuliers et les entreprises à réduire les émissions de GES à un coût relativement bas, les comportements individuels et collectifs peuvent être lents à changer s’il n’y a pas de biens et services à faible émission de carbone facilement accessibles et à prix raisonnables. Le projet de règlement augmenterait la disponibilité et l’utilisation de combustibles à plus faible IC et de technologies de remplacement dans les transports, appuyant la tarification de la pollution par le carbone en offrant aux particuliers et aux entreprises une gamme de choix pour réduire leur empreinte carbone.

Le projet de règlement et la tarification de la pollution par le carbone enverraient des signaux de prix aux particuliers et aux entreprises qui se renforcent mutuellement afin d’inciter la prise de mesures pour réduire les émissions de GES. Dans certains cas, ces signaux de marché mutuellement appliqués peuvent même contribuer à réduire les coûts pour les entreprises. Par exemple, certaines installations seraient couvertes à la fois par le système de tarification fondé sur le rendement (STFR) et par le projet de règlement (par exemple une raffinerie). Si ces installations prennent des mesures pour réduire les émissions (par exemple en installant le captage et le stockage du carbone), elles paieraient moins (ou même créeraient des unités de conformité excédentaires) dans le cadre du STFR et pourraient également créer des unités de conformité en vertu du projet de règlement. Cette combinaison de politiques créerait une incitation plus forte à réduire les émissions de GES que l’une ou l’autre politique à elle seule.

La façon dont le projet de règlement aurait un impact sur les prix est très différente de celle de la tarification de la pollution par le carbone. Malgré que le projet de règlement cible des actions plus coûteuses, l’effet du projet de règlement sur le prix du combustible ne serait pas nécessairement plus élevé. La tarification de la pollution par le carbone impose un prix direct sur la teneur en carbone d’un combustible (la quantité de carbone émise lorsque le combustible est brûlé). En revanche, le projet de règlement aurait une incidence indirecte sur les prix des combustibles, en obligeant les fournisseurs de combustibles à soutenir des mesures qui réduisent l’IC des combustibles. L’augmentation des coûts associée au projet de règlement correspondrait aux coûts de ces mesures de réduction qui ne devraient être réalisées que dans la mesure nécessaire pour réduire l’IC au niveau requis; et ces coûts ne s’appliqueraient pas à la quantité totale d’émissions.

Approche réglementaire — Élargir le mandat pour les combustibles renouvelables, en intégrant des exigences de réduction de l’IC

Le Règlement sur les carburants renouvelables (RCR) exige des producteurs et des importateurs de carburant qu’il y ait une teneur moyenne en carburants renouvelables d’au moins 5 % dans les volumes d’essence et d’au moins 2 % dans les volumes de carburant diesel et de mazout de chauffage qu’ils produisent ou importent, respectivement. Le RCR exige une teneur minimale en carburant renouvelable, mais ne précise aucune exigence pour l’IC, qui peut varier selon les charges d’alimentation utilisées. En raison des barrières technologiques et financières, les mélanges de biocarburants comme seul instrument ne permettraient pas d’obtenir les réductions qui seraient nécessaires pour que le Canada se rapproche de l’atteinte de ses engagements en vertu de l’Accord de Paris. Le Ministère a considéré augmenter l’exigence volumétrique du RCR et ajouter des exigences relatives à la réduction de l’IC pour les combustibles renouvelables. Cette approche a été rejetée en raison du manque de flexibilité pour les parties réglementées, car elle n’aurait pas autorisé les combustibles à faible IC qui ne sont pas renouvelables (par exemple des combustibles produits à partir de la capture directe de CO2 de l’air) ni d’autres méthodes de réduction de l’IC (comme les projets de réduction des émissions de GES le long du cycle de vie des combustibles ou le changement de combustibles par l’utilisateur final).

Approche réglementaire fédérale — Normes sur l’IC pour les combustibles liquides

Le projet de règlement établirait des cibles claires de réduction de l’IC uniforme dans l’ensemble du Canada, ce qui créerait des incitatifs à la réduction des émissions le long du cycle de vie des combustibles fossiles en imposant des cibles strictes. Le projet de règlement serait complémentaire à l’approche pancanadienne de la tarification de la pollution par le carbone en mettant l’accent sur la réduction de l’IC dans l’ensemble du cycle de vie des combustibles fossiles, menant à des réductions supplémentaires d’émissions de GES dans le secteur pétrolier et gazier et dans le secteur des transports. La conception du projet de règlement comprend les éléments d’une approche fondée sur le marché grâce à un marché d’unités de conformité, en autorisant les parties réglementées à acheter et à vendre des unités de conformité pour faciliter l’atteinte de la conformité. Cette approche fournirait aux parties réglementées une méthode réalisable et flexible pour choisir les voies de réduction de l’IC les mieux adaptées à leurs circonstances particulières et ferait la promotion des nouvelles technologies à faible IC.

En juin 2019, le Ministère a publié le document intitulé « Norme sur les combustibles propres : approche réglementaire proposée », qui proposait une exigence de réduction de l’IC de 3,6 g éq. CO2/MJ en 2022 qui augmenterait de façon linéaire pour atteindre 10 g éq. CO2/MJ en 2030.référence 20 Toutefois, depuis cette publication, le Ministère a constaté qu’avec des exigences plus strictes au cours des premières années du projet de règlement, il pourrait être difficile pour les intervenants d’atteindre la conformité, en tenant compte de la pandémie de la COVID-19 et après une analyse plus approfondie des commentaires des intervenants. Afin d’aider à atténuer les effets potentiels de la pandémie de la COVID-19, les exigences seraient réduites au cours des trois premières années du projet de règlement, comparativement à ce qui a été initialement proposé dans l’approche réglementaire en juin 2019. Cependant, afin de veiller à ce que le projet de règlement continue de permettre l’atteinte de réductions d’émissions de GES significatives d’ici 2030, l’exigence proposée en 2030 a été augmentée, passant de 10 g éq. CO2/MJ à 12 g éq. CO2/MJ.

Analyse de la réglementation

Dans le projet de règlement, les fournisseurs principaux (entités réglementées) seraient tenus de réduire annuellement l’IC de la quantité de combustibles fossiles liquides fournis au Canada (essence, diesel, kérosène et mazout léger et lourd). L’exigence de réduction annuelle de l’IC deviendrait plus stricte de 2022 à 2030, commençant à 2,4 g éq. CO2/MJ en 2022 et plafonnant à 12 g éq. CO2/MJ en 2030 (voir le tableau 1). L’exigence de réduction annuelle d’un fournisseur principal serait exprimée en tonnes d’équivalent de dioxyde de carbone (t éq. CO2) sur l’ensemble du cycle de vie et serait calculée à l’échelle de l’entreprise, en additionnant les exigences de réduction, par type de combustibles fossiles liquides, pour chacune de ses installations de production et pour ses importations totales.

Nous dénombrons 39 entreprises qui raffinent, valorisent ou importent des combustibles fossiles liquides qui seraient les parties réglementées par le projet de règlement. De ce nombre, 12 entreprises sont propriétaires de raffineries et d’usines de valorisation et 7 d’entre elles font également de l’importation. Environ 95 % de la capacité de valorisation d’hydrocarbures se trouve en Alberta et les 5 % restants sont en Saskatchewan. On relève 34 % de la capacité de raffinage pétrolier en Colombie-Britannique, Alberta, Saskatchewan et au Manitoba, alors que 43 % sont en Ontario et au Québec et environ 23 % dans les provinces de l’Atlantiqueréférence 21.

Le projet de règlement créerait un marché des unités de conformité, où les unités correspondent à une réduction d’émissions d’une tonne d’éq. CO2 sur le cycle de vie des combustibles. Pour chaque période de conformité, un fournisseur principal démontrerait avoir satisfait à l’exigence de réduction en retirant le nombre requis d’unités de conformité. Les parties qui ne sont pas des fournisseurs principaux pourraient participer au marché en tant que créateurs d’unités de conformité (participants non obligatoires). Les créateurs d’unités de conformité seraient notamment les producteurs et importateurs de combustibles à faible IC (par exemple producteurs de biocarburants), les hôtes de sites de recharge de véhicules électriques, les exploitants de réseaux de recharge, les propriétaires ou les exploitants de stations et de postes de ravitaillement et les parties en amont ou en aval d’une raffinerie comme les exploitants de sables bitumineux.

Le projet de règlement comporterait les trois grandes catégories de mesures de création d’unités de conformité suivantes : (1) réduction de l’IC d’un combustible fossile le long de son cycle de vie; (2) fourniture de combustibles à faible IC; (3) changement de combustibles par l’utilisateur final dans les transports. Une valeur d’IC de référence pour la catégorie des combustibles liquides servirait à calculer le nombre d’unités de conformité ainsi créées (combustibles à faible IC et changements de combustible par l’utilisateur final)référence 22. Les valeurs sont présentées au tableau 1 pour la période 2021-2030. Dans cette analyse, ces valeurs ont été établies à partir des valeurs provisoires d’IC de base des combustibles fossiles et serons mises à jour aux fins de l’analyse qui accompagnera la publication de la version définitive du règlement dans la Partie II de la Gazette du Canadaréférence 23.

Tableau 1 : Exigences annuelles de réduction de l’IC le long du cycle de vie des combustibles liquides à l’égard des fournisseurs principaux
  2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Exigence de réduction de l’IC
(g d’éq. CO2/MJ)
s/o 2,4 3,6 4,8 6,0 7,2 8,4 9,6 10,8 12,0
Valeur IC de référence des combustibles liquides
(g d’éq. CO2/MJ)
90,4 90,4 89,2 88,0 86,9 85,7 84,5 83,4 82,2 81,0

Les fournisseurs principaux seraient en mesure de se conformer en créant des unités de conformité dans les trois grandes catégories de création d’unités de conformité. Ils le pourraient également en acquérant des unités de conformité d’autres créateurs d’unités de conformité ou en contribuant à un mécanisme de fonds aux fins de conformité jusqu’à concurrence de 10 % de leur exigence annuelle de réduction. Le prix d’une unité de conformité au titre de ce fonds serait spécifié dans le projet de règlement et fixé à 350 $ en 2022 (rajusté en fonction de l’IPC). Les unités de conformité créées par certaines mesures qui réduisent les émissions le long du cycle de vie des combustibles gazeux et solides pourraient aussi être utilisées pour se conformer jusqu’à concurrence de 10 % de l’exigence annuelle de réduction. Le tableau 2 explique le fonctionnement du marché des unités de conformité (à des fins illustratives seulement).

Tableau 2 : Illustration des mesures par participant sur le marché des unités de conformité

Participants

Mesures

Calcul des unités de conformité

Résultat

Fournisseurs principaux (raffinerie, usine de valorisation ou importateur)

Fourniture de combustibles fossiles liquides (essence, par exemple)

Exigence annuelle de réduction de l’IC (g d’éq. CO2/MJ)

X

Combustibles fossiles fournis (MJ)

÷

1 000 000 g/t

Émissions (t d’éq. CO2)

=

Déficits de conformité

Fournisseurs principaux / entreprises en amont ou en aval d’une raffinerie

Réduction de l’IC des combustibles fossiles le long du cycle de vie (améliorations des procédés, par exemple)

Le calcul des unités de conformité se fait par type de projet en fonction de la réduction des émissions de GES

Émissions évitées (t d’éq. CO2)

=

Unités de conformité

Fournisseurs de combustibles à faible IC
(producteur ou importateur)

Fourniture de combustibles à faible IC (éthanol, par exemple)

[IC de référence de la catégorie des combustibles liquides

-

Valeur spécifique de l’IC sur le cycle de vie]

(g d’éq. CO2/MJ)

X

Énergie fournie (MJ)

÷

1 000 000 g/t

Émissions évitées (t d’éq. CO2)

=

Unités de conformité

Hôtes de sites de recharge/exploitants de réseaux de recharge/exploitants ou propriétaires de stations ou de postes de ravitaillement/fournisseurs de combustibles à faible IC

Changement de combustibles par l’utilisateur final dans les transports (véhicules électriques, véhicules au gaz naturel, véhicules à pile à hydrogène, etc.)

[Rapport d’efficacité énergétique

X

IC de référence des combustibles liquides

-

Valeur spécifique de l’IC sur le cycle de vie]

(g d’éq. CO2/MJ)

X

Énergie fournie (MJ)

÷

1 000 000 g/t

Émissions évitées (t d’éq. CO2)

=

Unités de conformité

Coûts et avantages

On estime que la création d’unités de conformité obtenues à la suite de mesures prévues dans le scénario de référence, comme la fourniture de combustibles à faible IC conformément aux exigences fédérales et provinciales sur la teneur minimale en carburants renouvelables, ainsi que les unités de conformité accumulées dans les années précédentes serait suffisante pour satisfaire aux exigences de réduction des premières années d’application du projet de règlement (2021-2025), comme on peut le voir à la figure 1. Dès 2026, il faudrait acquérir des unités de conformité par des mesures supplémentaires. Selon les estimations, 2027 serait la dernière année où l’on utiliserait les unités de conformité accumulées et la première où l’on accéderait au fonds. En 2028, on estime qu’il faudra recourir à des unités de conformité issues de technologies émergentes pour répondre à l’exigence annuelle de réduction de l’IC. Le fonds et les technologies émergentes sont les voies de conformité disponibles qui coûtent le plus cher, voies auxquelles il est possible de recourir lorsque les possibilités moins coûteuses sont toutes épuisées. Les unités de conformité provenant des technologies émergentes comblent la différence entre le nombre d’unités requises pour se conformer et les unités provenant de voies de conformité connues. Dans cette analyse, on fait l’hypothèse que les technologies émergentes génèreraient des réductions différentielles à un coût par unité semblable à celui du fonds. C’est en 2030 que l’exigence de réduction de l’IC atteint son plus haut niveau, alors que le nombre d’unités de conformité créées atteindrait 28,2 millions. Le nombre total d’unités de conformité créées se maintiendra à peu près au niveau de 2030 entre 2031 et 2040.

Figure 1 : Nombre estimatif d’unités de conformité requises, créées et accumulées, 2021-2040 (millions)

Figure 1 : Nombre estimatif d’unités de conformité requises, créées et accumulées, 2021-2040 (millions) - description ci-dessous

Figure 1 - Version textuelle

La figure 1 illustre un graphique linéaire, l'axe des y représentant des millions de crédits et l'axe des x représentant l'année. Les nombres sur l'axe des y vont de zéro à 30,0 millions, par incréments de 5,0 millions. Les années sur l'axe des abscisses vont de 2021 à 2040. Il y a trois lignes sur le graphique; la première est une ligne représentant les crédits requis. Cette ligne commence à zéro en 2021 et a une pente positive jusqu'en 2030, et, après 2030, cette ligne s'aplatit avec de légères fluctuations (positives et négatives) au cours des 10 années suivantes. La ligne suivante illustre le total des crédits créés et mis en banque. Cette ligne commence à 0,8 million de crédits en 2021, et présente une pente positive de 2021 à 2024, une pente négative de 2024 à 2025, puis une pente positive de 2025 à 2030. Cela montre que les crédits créés et les crédits en banque au cours des premières années du projet de règlement sont plus élevés que les crédits requis. Cette ligne atteint un sommet en 2030 et la ligne s'aplatit entre 2030 et 2040. La dernière ligne illustre les crédits mis en banque à eux seuls pour illustrer dans quelle mesure ils contribuent à l'exigence de crédit. Cette ligne commence à zéro en 2021 et présente une pente positive jusqu'en 2024 où elle atteint un sommet de 9,7 millions de crédits. De 2024 à 2027, la pente de la droite est négative car la rigueur du projet de règlement augmente avec le temps et il y a un prélèvement de la banque de crédit jusqu'à ce qu'elle redescende à zéro en 2027 et reste à zéro entre 2027 et 2040. Les valeurs numériques présentées dans l'image suivent :

Année Crédits créés et mis en banque (millions) Crédits requis (millions) Crédits mis en banque (millions)
2021 0,8 n/a n/a
2022 12,6 3,8 0,8
2023 19,3 9,6 8,8
2024 20,2 12,6 9,7
2025 18,3 15,6 7,6
2026 19,1 18,5 2,7
2027 21,1 21,1 0,6
2028 23,6 23,6 0
2029 25,9 25,9 0
2030 28,2 28,2 0
2031 28,1 28,1 0
2032 28,0 28,0 0
2033 28,0 28,0 0
2034 27,9 27,9 0
2035 27,9 27,9 0
2036 28,0 28,0 0
2037 28,0 28,0 0
2038 28,1 28,1 0
2039 28,2 28,1 0
2040 28,7 28,2 0

Les coûts les plus importants seraient occasionnés en 2025, alors que les entreprises commenceraient à puiser dans leurs unités de conformité accumulées et à faire d’importants investissements pour se conformer à des exigences de réduction de l’IC de plus en plus strictes. Il est estimé que les réductions différentielles d’émissions de GES commenceraient en 2026 à mesure que des projets supplémentaires seraient mis en œuvre. En 2030, qui est l’année où l’exigence de réduction du projet de règlement atteindra son plus haut niveau, les émissions de GES seraient réduites d’environ 17,5 mégatonnes d’équivalent en dioxyde de carbone (Mt d’éq. CO2). Il est estimé que, après 2030, les réductions d’émissions diminueraient légèrement pour atteindre environ 16,0 Mt en 2040. Il est également estimé que les coûts pour se conformer au projet de règlement diminueraient légèrement après 2030. Cette diminution des réductions et des coûts est causée par l’augmentation avec le temps des unités de conformité obtenues par les mesures prévues dans le scénario de référence alors que l’exigence de réduction de l’IC demeure constante à 12 g d’éq. CO2/MJ. Par conséquent les unités de conformité considérées non supplémentaires remplaceraient les unités de conformité provenant de mesures supplémentaires. Les exigences de réduction de l’IC après 2030 seront vérifiées dans le cadre de l’examen du projet de règlement et pourraient faire l’objet de modifications dans le futur.

Figure 2 : Réductions différentielles des émissions de GES par an

Figure 2 : Réductions différentielles des émissions de GES par an - description ci-dessous

Figure 2 - Version textuelle

La figure 2 illustre un graphique à barres, avec l'axe des y représentant les réductions d'émissions de GES supplémentaires allant de 0 à 20,0 Mt éq. CO2, et l'axe des x représente l'année de 2021 à 2040. Les réductions d'émissions de GES sont nulles entre 2021 et 2025 inclusivement. Il y a une barre en 2026 avec des réductions supplémentaires d'émissions de GES estimées à 5,6 Mt. Entre 2026 et 2030, la valeur de la barre augmente progressivement d'année en année pour atteindre 17,5 Mt en 2030. De 2031 à 2033, les barres diminuent d'année en année à 16,1 Mt en 2033. De 2033 à 2040, les estimations oscillent entre 15,9 et 16,4 Mt. Les valeurs numériques présentées dans l'image suivent :

Année Réductions des émissions de GES (Mt éq. CO2)
2021 0
2022 0
2023 0
2024 0
2025 0
2026 5,6
2027 8,5
2028 11,6
2029 14,5
2030 17,5
2031 17,0
2032 16,5
2033 16,1
2034 16,1
2035 16,2
2036 16,3
2037 16,3
2038 16,4
2039 15,9
2040 16,0
Figure 3 : Valeur actualisée des coûts nets par an

Figure 3 : Valeur actualisée des coûts nets par an - description ci-dessous

Figure 3 - Version textuelle

La figure 3 est un graphique à barres qui illustre la valeur actuelle des coûts nets pour la société par an. L'axe des y représente la valeur actualisée des coûts nets du projet de règlement en millions de dollars allant de 0 $ à 6 000 millions de dollars, et l'axe des x représente l'année, de 2021 à 2040. Il n'y a pas de barres entre 2021 et 2024 inclusivement étant donné que les coûts nets de la valeur actuelle sont si faibles pendant cette période, allant de 6,9 millions de dollars en 2021 à 5,5 millions de dollars en 2024; ces estimations sont représentatives des coûts administratifs de l'industrie et du gouvernement engagés en raison du règlement proposé. En 2025, il y a une grande barre avec des coûts nets estimés à environ 5 440 millions de dollars, ce qui représente principalement des coûts en capital engagés. Les coûts nets présentés dans les barres entre 2026 et 2040 reflètent principalement les coûts d'exploitation et les économies en cours. Dans la barre de 2026, les coûts nets sont estimés à environ 1 021 millions de dollars. De 2026 à 2030, les barres augmentent progressivement d'année en année pour atteindre environ 1 513 millions de dollars en 2030. De 2031 à 2040, les barres diminuent régulièrement d'année en année pour atteindre environ 771,6 millions de dollars en 2040. Les valeurs numériques présentées dans l'image sont les suivantes :

Année Coûts nets en valeur actuelle (millions de dollars)
2021 6,9
2022 5,4
2023 6,0
2024 5,5
2025 5 439,5
2026 1 021,1
2027 1 035,4
2028 910,0
2029 1 216,1
2030 1 513,4
2031 1 326,1
2032 1 147,0
2033 993,8
2034 954,9
2035 918,3
2036 884,1
2037 851,6
2038 820,3
2039 795,7
2040 771,6

De 2021 à 2040, les réductions cumulatives des émissions de GES attribuables au projet de règlement sont estimées à une valeur de 173 à 254 Mt, l’estimation centrale étant d’environ 221 Mt. Pour atteindre ces réductions d’émissions de GES, il est estimé que le projet de règlement pourrait entraîner des coûts sociétaux allant de 14,1 à 26,7 milliards de dollars, l’estimation centrale étant de 20,6 milliards de dollars. Ainsi, les réductions des émissions de GES seraient atteintes à un coût sociétal par tonne qui est estimé à une valeur d’allant d’environ 64 $ à 128 $, l’estimation centrale étant de 94 $.

Pour évaluer les résultats, une analyse de seuil de rentabilité a été menée qui compare le coût sociétal par tonne du projet de règlement à la valeur du coût social du carbone (CSC) du Ministère publiée en 2016 (estimée à 50 $/t CO2) et aux estimations du CSC publiées plus récemment dans des articles universitaires, y compris des articles sur les mises à jour récentes aux deux modèles principaux pris en compte dans l’estimation de CSC du Ministère en 2016. Ces estimations récentes du CSC varient de 135 à 440 $/t CO2. Compte tenu de la plage de ces estimations plus récentes du CSC qui sont plus élevées, le Ministère en conclut qu’il est vraisemblable que la valeur monétaire des avantages du projet de règlement puisse excéder ses coûts une fois que le Ministère aura mis à jour son estimation du CSC.

Le projet de règlement ferait augmenter les coûts de production pour les fournisseurs principaux, ce qui entraînerait une hausse des prix pour les ménages et les utilisateurs industriels. Les revenus générés par la création d’unités de conformité rendraient les sources d’énergie à faible IC comme l’électricité relativement moins Fcoûteuses en comparaison. Cela entraînerait une diminution de la demande pour les combustibles fossiles et une augmentation de la demande pour des sources d’énergie à faible IC, ce qui réduirait ainsi les émissions nationales de GES.

Afin d’évaluer l’incidence directe du projet de règlement ainsi que l’effet des variations relatives des prix sur l’activité économique canadienne et les émissions de GES, une analyse macroéconomique a été effectuée. En tenant compte de ces effets de prix, il est estimé que le projet de règlement entraînerait des réductions d’émissions de GES d’au plus 20,6 Mt accompagnées d’une légère diminution du PIB d’au plus 0,2 % en 2030, selon un scénario de limite supérieure où toutes les unités de conformité sont vendues au coût marginal par unité.

Cadre d’analyse

Lignes directrices du SCT : Les incidences du projet de règlement ont été analysées conformément au Guide d’analyse coûts-avantages pour le Canada du Secrétariat du Conseil du Trésorréférence 24. Les effets de la réglementation ont été cernés, quantifiés et leurs valeurs monétaires ont été estimées dans la mesure du possible. Cette analyse est effectuée de manière différentielle comparativement à un scénario de référence sans réglementation.

Principales incidences : Le modèle logique présenté à la figure 4 illustre les effets différentiels attendus du projet de règlement que le Ministère pouvait quantifier et évaluer sous forme de valeurs monétaires dans cette analyse. Les mesures prises pour se conformer au projet de règlement apporteraient des réductions différentielles des émissions de GES au Canada, des coûts nets d’immobilisations et d’exploitation pour l’industrie et des coûts administratifs tant à l’industrie qu’au gouvernement. Les coûts de conformité devraient avoir des répercussions sur la demande d’énergie et donc sur la production économique et les émissions. Les autres incidences sont évaluées de manière qualitative.

Le projet de règlement fonctionnerait en conjonction avec d’autres politiques fédérales, provinciales et territoriales sur les changements climatiques pour créer un incitatif aux entreprises à investir dans des technologies et des combustibles novateurs en établissant des cibles de réduction à long terme, strictes et prévisibles. Le large éventail de stratégies de conformité autorisées en vertu du projet de règlement donnerait également aux fournisseurs de combustibles fossiles la flexibilité de choisir les mesures de conformité les moins coûteuses disponibles. Si le projet de règlement entraîne plus d’innovation à long terme et d’économies d’échelle que ce qui est prévu dans l’estimation présentée dans cette analyse, le projet de règlement pourrait entraîner des réductions plus importantes et une baisse des coûts, en particulier sur une période plus longue.

Figure 4 : Modèle logique de l’analyse du projet de règlement

Figure 4 : Modèle logique de l’analyse du projet de règlement

Scénario de référence : Dans le scénario de référence, on suppose un statu quo dans le cadre duquel le projet de règlement ne serait pas mis en œuvre. Ce scénario repose sur l’inventaire et les projections des émissions de GES les plus récents provenant du scénario de référence de 2019 du Ministère. Il tient compte du filet de sécurité fédéral pour la tarification de la pollution par le carbone (filet de sécurité fédéral), des politiques provinciales de tarification de la pollution par le carbone et de l’incidence future des politiques et mesures applicables déjà adoptées ou annoncées en détail par les gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux en date de septembre 2019référence 25. Il ne prend donc pas en compte les répercussions de la pandémie de COVID-19. Toutefois, la mesure dans laquelle la COVID-19 pourrait influer sur les résultats fait l’objet d’une description qualitative. Les mesures indépendantes prises par l’industrie et les consommateurs pour réduire les émissions de GES sont autant que possible comprises dans le scénario de référence (par exemple tendances de l’achat de véhicules électriques, tendances d’amélioration des procédés). Un scénario de référence mis à jour sera utilisé dans l’analyse qui accompagnera la publication de la version définitive du règlement dans la partie II de la Gazette du Canada.

Scénario réglementaire : Dans cette analyse, les effets prévus du projet de règlement (scénario réglementaire) sont comparés à un scénario où le projet de règlement ne serait pas mis en œuvre (scénario de référence). Des coûts sociétaux sont directement encourus en raison de la création d’unités de conformité, et non de l’acquisition de telles unités de conformité par voie d’échange. Ainsi, les achats d’unités de conformité sont un paiement de transfert entre les parties, puisque le paiement d’une partie à une autre est considéré ne pas avoir de coût pour la société dans son ensemble. De plus, il est prévu que certaines activités créant des unités de conformité en vertu du projet de règlement soient attribuables (en tout ou en partie) à d’autres politiques fédérales ou provinciales ou à d’autres actions de l’industrie puisqu’elles auraient été menées en l’absence du projet de règlement. Ainsi, ces activités et, par conséquent, les coûts et les réductions d’émissions qui les accompagnent ne seraient pas tous attribuables au projet de règlement. L’analyse présente les avantages et les coûts différentiels par rapport au scénario de référence, sauf indication contraire.

Le scénario réglementaire évalué dans cette analyse est l’approche réglementaire proposée qui a été présentée aux intervenants dans les consultations de juin 2020. Depuis, le Ministère a modifié la conception du projet de règlement en fonction des commentaires reçus des parties prenantes. Au nombre des changements importants ayant une incidence sur les résultats de l’analyse, mentionnons les délais accordés pour l’élimination progressive des unités de conformité de recharge résidentielle des véhicules électriques (qui débutera en 2031 plutôt qu’en 2027) et pour l’entrée en vigueur des exigences de réduction (maintenant fixée au 1er décembre 2022 plutôt qu’en juin 2022). La dernière période de conformité du Règlement sur les carburants renouvelables (RFR) serait 2022, la période de déclaration finale et de rajustement serait en 2023, et le RFR serait abrogé en 2024. Toutefois, lors des consultations en juin 2020, il était prévu que la dernière période de conformité du RFR soit 2021, que la période de déclaration finale et de réajustement soit en 2022, et que l’abrogation soit en 2023. Par conséquent, la conversion unique des unités de conformité du RFR aurait lieu en 2023 plutôt qu’en 2022. Ces changements n’ont pu être intégrés à temps à l’analyse pour la publication dans la partie I de la Gazette du Canada. Par conséquent, les estimations des unités de conformité provenant du remplacement des combustibles par l’utilisateur final seraient sous-estimées, les unités de conformité accumulées seraient sous-estimées, les mesures supplémentaires pourraient commencer plus tard que prévu, les coûts d’immobilisations ne seraient pas nécessaires aussi tôt que prévu et les coûts et les réductions de GES différentiels seraient surestimés. Toutefois, aucun de ces changements ne devrait modifier significativement les résultats ou les conclusions de l’analyse (voir la section sur l’incertitude des estimations d’impact pour plus de détails). Ces changements de conception seront toutefois intégrés à l’analyse qui accompagnera la publication de la version définitive du règlement dans la partie II de la Gazette du Canada.

Période visée par l’analyse : La période d’analyse s’étend de 2021 à 2040. Selon la conception réglementaire présentée lors des consultations en juin 2020, le projet de règlement serait enregistré en 2021 et la première année de conformité au cours de laquelle il y aurait des exigences de réduction de l’IC pour la catégorie des combustibles fossiles liquides serait 2022, soit six mois après l’enregistrement du règlement. L’exigence de réduction annelle de l’IC deviendrait plus stricte entre 2022 et 2030, commençant à 2,4 g d’éq. CO2/MJ en 2022 et plafonnant à 12 g d’éq. CO2/MJ en 2030. La période de 2021 à 2040 est jugée suffisante pour estimer la plupart des incidences, puisqu’il n’est pas prévu que les réductions des émissions de GES surviennent avant 2026 et que la plupart des coûts ne surviennent pas avant 2025. De plus, il est estimé que les réductions et les coûts diminueraient chaque année après 2030, puisque l’exigence de réduction annuelle de l’IC demeure constante à 12 g d’éq. CO2/MJ et que les unités de conformité considérées non supplémentaires provenant des mesures prévues dans le scénario de référence augmenteraient progressivement, remplaçant les unités de conformité provenant de mesures supplémentaires. Les exigences de réduction de l’IC après 2030 seront vérifiées dans le cadre de l’examen du projet de règlement et pourraient faire l’objet de modifications dans le futur. Finalement, les prévisions des prix et de la production de pétrole et de gaz naturel viennent de la Régie de l’énergie du Canada et sont disponibles jusqu’en 2040référence 26.

Coûts monétaires : Tous les résultats monétaires sont présentés en dollars canadiens de 2019 après inflation des valeurs autres que de 2019 (à l’aide des données du déflateur du PIB) et conversion des prix non canadiens (aux taux de change de 2019)référence 27. Lorsqu’elles sont présentées en valeur actualisée, les incidences des années à venir sont actualisées en dollars de 2020 à un taux de 3 % conformément aux lignes directrices du SCT.

Analyse de seuil de rentabilité (ASR) : Les résultats nets du projet de règlement sont présentés en termes de valeur monétaire pour les incidences (coûts et économies) et de réductions des émissions de GES quantifiées. Ces résultats sont utilisés pour estimer un coût sociétal par tonne attribuable au projet de règlement, ce qui représente un résumé de ces résultats. Ce coût sociétal par tonne représente également une approximation de la valeur du carbone pour laquelle le projet de règlement atteindrait le seuil de rentabilité, c’est-à-dire la valeur qui permettrait que les avantages soient au moins égaux aux coûts. Pour juger du caractère vraisemblable de cette valeur de carbone permettant d’atteindre le seuil de rentabilité, le coût sociétal par tonne du projet de règlement est comparé à la valeur centrale de coût social du carbone du Ministère publiée en 2016, ainsi qu’aux estimations du CSC publiées plus récemment dans des articles universitairesréférence 28. Ces articles universitaires indiquent que les valeurs du CSC actuellement utilisées par le Ministère sont plus basses que les estimations plus récentes. Pour que le seuil de rentabilité du projet de règlement soit vraisemblable, il devrait se situer dans la plage de ces valeurs plus récentes du CSC.

Analyse de cycle de vie et comptabilité d’inventaire national

Le projet de règlement exigerait des réductions d’IC sur le cycle de vie des combustibles. Dans une approche de cycle de vie, les émissions de GES rejetées au cours des divers stades du procédé de production d’un combustible sont prises en compte, depuis l’extraction ou la culture de la matière première jusqu’à la combustion de ce combustible. L’IC sur le cycle de vie des combustibles comprend des émissions de GES sur plusieurs années et provenant de plusieurs secteurs, comme les émissions associées à l’utilisation d’électricité, de combustible, de matériaux et de produits chimiques, les émissions rejetées durant le transport ou associées aux changements d’utilisation des terres. L’approche de cycle de vie est foncièrement différente de la méthode de calcul de l’inventaire national des GES qui estime les émissions de GES provenant des divers secteurs de l’industrie ou de l’économie sur une base annuelle.

La méthode de calcul de l’inventaire national tient compte des émissions par les combustibles finis importés, mais elle ne considérerait que la partie de ces émissions sur le cycle de vie qui se produisent à l’intérieur du Canada, c’est-à-dire avant tout des émissions du transport, du raffinage et de la transformation des combustibles et de leur combustion au pays. Dans l’analyse de cycle de vie (ACV), les émissions de combustibles importés qui se produisent dans les autres juridictions où le combustible est produit sont prises en considération. La méthode de calcul de l’inventaire national est une approche normalisée qu’adoptent les pays adhérant à la Convention-cadre des Nations Unies sur les changements climatiques (CCNUCC). Son utilisation permet de faire des comparaisons entre pays et fournit un cadre pour la comptabilisation mondiale des émissions. Dans son optique, l’ACV ne s’intéresse pas aux délimitations nationales et se propose de quantifier toutes les émissions des activités, depuis l’extraction ou la culture de la matière première jusqu’à la combustion des combustibles. C’est selon une approche de cycle de vie que seront créées les unités de conformité des catégories de conformité 1 et 3 dans le projet de règlement. Ainsi, les valeurs d’IC sur le cycle de vie permettraient d’estimer le nombre d’unités de conformité pour la plupart des voies de conformité. Dans la catégorie de conformité 1, le nombre d’unités de conformité créées sera déterminé à l’aide d’une méthode de quantification (MQ) pour chaque type de projets conforme à la norme internationale ISO 14064-2, Spécification et lignes directrices, au niveau des projets, pour la quantification, la surveillance et la rédaction de rapports sur les réductions d’émissions ou les accroissements de suppressions des gaz à effet de serre, de l’Organisation internationale de normalisation.

Le Ministère a retenu comme méthode la méthode de calcul de l’inventaire national pour estimer les réductions différentielles d’émissions de GES, ce qui s’accorde avec le scénario de référence du Ministère et les exigences internationales en matière de rapports. L’inventaire des GES au Canada est établi, assemblé et déclaré annuellement par le Ministère conformément aux lignes directrices de la CCNUCC. Dans le scénario de référence du Ministère, les projections d’émissions canadiennes sont estimées en fonction de l’intensité des émissions liées à la combustion en utilisation finale et comprennent uniquement les émissions au Canada. Toutes les émissions et les suppressions attribuables aux changements directs d’utilisation des terres (CDUT) sont exclues du totalréférence 29.

Modélisation et analyse des voies de conformité

Le projet de règlement fournit de la flexibilité aux fournisseurs principaux quant à la façon dont ils peuvent se conformer. Il est donc impossible de prévoir et d’estimer la valeur monétaire de toutes les voies de conformité possibles aujourd’hui et dans le futur. Pour évaluer les répercussions du projet de règlement, un ensemble représentatif de voies de création des unités de conformité a été défini dans chacune des trois catégories (réduction de l’IC des combustibles fossiles le long de leur cycle de vie, fourniture de combustibles à faible IC et changements de combustible par l’utilisateur final dans les transports).

Dans la mesure du possible, l’analyse tient compte de ce qui s’est produit dans d’autres administrations ayant adopté des politiques semblables (comme la norme californienne sur les combustibles à faible teneur en carbone), ainsi que les voies de conformité qui sont technologiquement prêtes ou commercialement disponibles maintenant. L’analyse tente d’identifier les obstacles techniques ou économiques à la réduction des émissions dans chaque voie de création d’unités de conformité, le but étant d’estimer une borne supérieure pour le nombre d’unités de conformité susceptibles d’être créées dans chacune des voies d’ici 2030.

Certaines des unités de conformité qui seraient créées en vertu du projet de règlement ne seraient pas directement attribuables au projet de règlement. Ces unités pourraient être utilisées pour se conformer, mais ne sont pas considérées comme des réductions différentielles dans l’analyse. Ainsi, pour chaque voie de conformité, les unités de conformité qui pourraient être créées, les réductions différentielles des émissions et les coûts de conformité ont été évalués au moyen d’une analyse d’équilibre partiel (ou statique). L’analyse se fonde sur l’hypothèse que la demande d’énergie est constante et ne tient pas compte de l’incidence des prix de l’énergie sur le PIB et les émissions de GES.

On fait l’hypothèse que les entreprises choisiraient les voies de création des unités de conformité les moins coûteuses qui s’offrent à eux pour se conformer au projet de règlement et les voies de conformité sont classées par ordre de coût estimatif par unité de conformité. Les voies à faible coût pourraient être choisies en partie à cause d’autres politiques (exigences existantes sur la teneur minimale en carburants renouvelables) ou d’autres tendances (adoption des véhicules électriques, par exemple) ou en raison d’innovations qui pourraient voir le jour dans l’industrie en l’absence du projet de règlement (améliorations des procédés, par exemple). Ainsi, les réductions d’émissions et les coûts de ces voies seraient considérés comme faisant partie du scénario de référence et ne seraient pas attribués au projet de règlement (réductions et coûts non différentiels). Les estimations des unités de conformité pour l’ensemble des voies pourraient sous-estimer ou surestimer les effets différentiels du projet de règlement. L’analyse tient compte à la fois des estimations des unités de conformité créées et de la probabilité d’attribution des réductions d’émissions et des coûts au projet de règlement. Le tableau 3 présente les voies de conformité jugées représentatives avec la probabilité de leur attribution au projet de règlement.

Tableau 3 : Voies représentatives et attribution au projet de règlement
Voie de conformité représentative Attribution
Technologies émergentes (cotraitement des biobruts, par exemple) Supplémentaire
Fonds aux fins de conformité Non quantifié
Mélange d’éthanol dans le stock d’essence Supplémentaire
Mélange de biodiesel ou de DRPH dans les stocks de diesel et de mazout léger Supplémentaire
Captage et stockage du carbone Supplémentaire
Améliorations des procédés de raffinage Supplémentaire
Torchage ou conservation du méthane Supplémentaire en partie
Projets en place annoncés après juillet 2017 et avant la fin de 2021 Non supplémentaire
Changements de combustible par l’utilisateur final pour les véhicules électriques ou au gaz naturel/propane Non supplémentaire
Combustibles à faible IC associés aux exigences existantes sur la teneur minimale en carburants renouvelables Non supplémentaire
Modélisation macroéconomique

Le projet de règlement ferait augmenter les coûts de production pour les fournisseurs principaux, entraînant une hausse des prix pour les ménages et les utilisateurs industriels. D’un autre côté, la création d’unités de conformité générerait des revenus pour les fournisseurs d’énergie à faible IC, ce qui rendrait ces sources d’énergie à faible IC (par exemple, l’électricité) relativement moins coûteuses en comparaison. Cela devrait entraîner une diminution de la demande pour les combustibles fossiles et une augmentation de la demande pour des sources d’énergie à faible IC. Pour évaluer l’incidence de ces effets de prix que le projet de règlement pourrait avoir sur l’activité économique et les émissions de GES au Canada, une analyse macroéconomique (ou à une analyse dynamique) a été effectuée à l’aide d’ECPRO, qui est le modèle d’équilibre général calculable (EGC) du Ministère. Cette analyse est présentée dans le cadre de l’analyse de répartition des répercussions du projet de règlement.

Incidences des catégories de conformité

Le projet de règlement viserait trois grandes catégories de mesures de création d’unités de conformité : (1) réduction de l’IC des combustibles fossiles le long de leur cycle de vie; (2) fourniture de combustibles à faible IC; (3) changement de combustibles par l’utilisateur final dans les transports. Les mesures de création des unités de conformité ont été évaluées en déterminant des voies de conformité représentatives des trois catégories. Les fournisseurs principaux seraient également en mesure de se conformer en contribuant à un mécanisme de fonds aux fins de conformité jusqu’à concurrence de 10 % de leur exigence de réduction annuelle. Le prix d’une unité de conformité au titre de fonds serait spécifié dans le projet de règlement et fixé à 350 $ en 2022 (valeur nominale) [prix rajusté en fonction de l’IPC]. Les estimations des incidences de ces catégories de mesures de création d’unités de conformité et du fonds sont décrites dans les sections qui suivent.

Les unités de conformité créées par certaines mesures qui réduisent les émissions le long du cycle de vie des combustibles gazeux et solides pourraient aussi être utilisées pour se conformer jusqu’à concurrence de 10 % de l’exigence annuelle de réduction pour les combustibles liquides. Toutefois, les unités de conformité créées pour les mesures de réduction relatives aux combustibles gazeux et solides ne sont pas estimées dans cette analyse. Si les fournisseurs principaux utilisaient ces unités de conformité pour se conformer aux exigences relatives à la catégorie des combustibles liquides, on s’attend à qu’il agirait ainsi seulement si ces unités sont moins coûteuses que les unités de conformité créent dans la catégorie des combustibles liquides.

Catégorie de conformité 1 : Mesures de réduction de l’intensité en carbone des combustibles fossiles le long de leur cycle de vie

Les parties pourraient prendre des mesures de réduction de l’IC le long du cycle de vie des combustibles fossiles. Ces mesures peuvent être réalisées par les fournisseurs principaux (par exemple les raffineries et les usines de valorisation) et les créateurs d’unités de conformité en amont ou en aval d’un fournisseur principal (production de pétrole brut/exploitation de sables bitumineux, par exemple), à l’exception du captage, du stockage ou de l’utilisation de carbone, où les mesures peuvent être réalisées par les installations industrielles en plus des installations pétrolières et gazières seulement pour les émissions de GES liées à la combustion des combustibles.

Dans la catégorie de conformité 1, le nombre d’unités de conformité créées sera déterminé à l’aide d’une méthode de quantification spécifiant les critères d’admissibilité des projets et l’approche retenue de quantification. Le Ministère maintiendrait une liste des méthodes de quantification en dehors du projet de règlement. Pour pouvoir créer des unités de conformité, les projets devraient générer des réductions d’émissions réelles et supplémentaires à un cas de référence défini, c’est-à-dire additionnelles. Pour toute méthode de quantification autre que la méthode générique, le caractère additionnel sera évalué lors de l’élaboration de la méthode de quantification. Pour la méthode générique de quantification, le caractère additionnel sera évalué au niveau du projet. Toutes les méthodes de quantification seraient réexaminées périodiquement quant à leur caractère additionnel et seraient maintenues, modifiées ou retirées en conséquence.

Les estimations des unités de conformité, de coûts et des réductions pour des voies représentatives de création d’unités de conformité dans cette catégorie sont présentées ci-dessous. Voici les voies jugées représentatives dans cette catégorie : améliorations des procédés de raffinage, conservation du méthane dans les installations visées par le Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils : (secteur du pétrole et du gaz en amont) (Règlement sur le méthane), torchage du méthane dans les petites installations non visées par le Règlement sur le méthane, captage et stockage du carbone et récupération assistée des hydrocarbures.

Améliorations des procédés de raffinage

Les raffineurs pourraient apporter des améliorations aux procédés des installations pour réduire l’IC sur le cycle de vie des combustibles. D’après un rapport de 2013 du California Air Resources Board (CARB), on estime que les raffineurs pourraient réaliser les types de projets suivants pour diminuer leurs émissions, présentés au tableau 4référence 58.

Tableau 4 : Projets possibles d’amélioration des procédés de raffinage
Type d’équipement Types de projets
Chaudières Projets liés aux centrales de cogénération, à vapeur et à cycle combiné
Équipement électrique Projets portant sur les moteurs électriques alimentant les compresseurs d’air, l’équipement de chauffage, ventilation et climatisation (CVC), le matériel de réfrigération, les pompes, les ventilateurs et autres pièces d’équipement
Équipement fixe de combustion Projets portant sur les turbines à gaz fixes
Équipement de production de vapeur Projets portant sur les moteurs à vapeur alimentant les compresseurs d’air, les ventilateurs ou les pompes
Équipement de production thermique Projets portant sur les chaudières et les échangeurs de chaleur
Autres pièces d’équipement Projets n’entrant pas dans une autre catégorie (projets à l’échelle d’une raffinerie, systèmes de torchage, etc.)

Création des unités de conformité : Par manque de données détaillées au niveau des installations, il n’est pas possible de savoir dans quelle mesure ces projets s’appliqueraient au contexte canadien. Dans cette analyse, on fait l’hypothèse que le potentiel technique et les coûts des améliorations des procédés sont les mêmes dans les raffineries canadiennes que dans les raffineries californiennes. Les estimations de coûts et de réductions tirées du rapport du CARB viennent de la déclaration de données industrielles des raffineries de la Californie, et non d’analyses détaillées des aspects techniques et des coûts. Le Ministère a entrepris l’élaboration d’une méthode de quantification générique pour les types de projets pour lesquels aucune autre méthode n’est applicable. Pour cette méthode de quantification, des critères d’additionnalité différents et plus rationalisés seront développés et évalués au niveau des projets. En vertu du projet de règlement, les projets d’amélioration des procédés qui satisfont aux critères d’additionnalité seraient admissibles pour créer des crédits conformément à cette méthode de quantification. Pour les fins de l’analyse, les projets qui coûtent moins de 50 $/tonne en 2022 (valeur nominale) selon le rapport de CARB de 2013 sont présumés ne pas satisfaire aux critères d’additionnalité; ils ne créeraient donc pas d’unités de conformitéréférence 59.

On estime qu’il n’y aurait pas d’unités de conformité provenant des améliorations des procédés de raffinage avant 2026, car il est probable qu’il y ait un nombre suffisant d’unités de conformité, obtenues par des mesures prévues dans le scénario de référence et accumulées, pour répondre aux exigences annuelles de réduction de l’IC entre 2021 et 2025. Ainsi, on estime que cette voie de conformité créerait en moyenne environ 0,6 million d’unités de conformité par an entre 2026 et 2040.

Attribution : Comme cette voie est en chevauchement avec celle de la tarification de la pollution par le carbone, tout projet coûtant moins de 50 $/tonne est présumé ne pas satisfaire aux critères d’additionnalité et ne créerait donc pas d’unités de conformité. Les projets de plus de 50 $/tonne seraient considérés comme attribuables au projet de règlement et créeraient, eux, des unités de conformité.

Incidences différentielles : on estime que les unités de conformité provenant de cette voie de conformité ne sont pas requises avant 2026, par conséquent, on fait l’hypothèse que les coûts d’immobilisations seront engagés en 2025. Les réductions de GES, les coûts d’exploitation et les économies se présenteraient en 2026. Nous décrivons les projets d’amélioration des procédés de raffinage au tableau 5 avec leurs coûts d’immobilisations et d’exploitation, les économies qui s’y rattachent et les estimations de réduction des GES.

Tableau 5 : Coûts de conformité (en millions) et réductions (en Mt) par type de projetsréférence 60

Note : Les values présentées dans le tableau ne sont pas actualisées.

Type de projets Coût d’immobilisations Coût annuel d’exploitation Économie annuelle Réduction annuelle
Chaudières – Optimisation du fonctionnement du matériel et installation d’appareils supplémentaires 110 0,5 (2,4) <0,1
Autre équipement – Installation de nouvel équipement, projets d’énergie renouvelable, mise à niveau des systèmes 760 <0,1 (1,4) 0,6

Les réductions cumulatives des émissions de GES sont estimées à 8,9 Mt entre 2021 et 2040. Pendant la période visée par l’analyse, cette voie engendrerait également des coûts d’immobilisations pour l’industrie de 751 M$, des coûts d’exploitation de 6 M$ et des économies de 39 M$. L’estimation du coût total de conformité pour l’industrie serait d’environ 717 M$ entre 2021 et 2040.

Conservation du méthane dans les installations visées par le Règlement sur le méthane

Dans le scénario de référence, l’hypothèse est que le Règlement sur le méthane du gouvernement fédéral est en place partout au pays étant donné que les accords d’équivalence avec les provinces étaient en voie d’être achevés au moment de cette analyse et qu’ils ne sont pas encore inclus dans le cas de référence de 2019. Cette hypothèse sera mise à jour dans l’analyse qui accompagnera la publication de la version définitive du règlement dans la Partie II de la Gazette du Canada. En vertu du Règlement sur le méthane, les installations visées par les exigences en matière d’évacuation seraient assujetties à une limite d’évacuation et contraintes de conserver ce gaz ou de le détruire par torchageréférence 61. Par ailleurs, le projet de règlement pourrait inciter les installations à conserver leur gaz plutôt que de les détruire par torchage, ce qu’elles auraient choisi de faire dans certains cas pour se conformer au Règlement sur le méthane. On fait l’hypothèse qu’une installation aurait choisi de détruire les gaz par torchage si sa production de gaz moins sa consommation sur place était de moins de 750 000 mréférence 3 par an ou qu’elle vendait déjà moins de 20 000 mréférence 3 de gaz chaque année.

Création des unités de conformité : Dans le projet de règlement, les projets de réductions d’émissions de méthane qui satisfont aux critères d’admissibilité et d’additionnalité de la méthode de quantification générique créeraient des unités de conformité. Les critères d’admissibilité pour les projets de réductions d’émissions de méthane sont en cours d’élaboration. Aux fins de l’analyse, on fait l’hypothèse que la différence supplémentaire entre le torchage et la conservation correspondrait aux unités de conformité créées en vertu du projet de règlement. Selon cette même hypothèse, on estime que le maximum possible des unités de conformité d’ici 2030 serait d’environ 1,0 million par an dans le cas des installations de l’Alberta et de la Saskatchewan, à supposer que toutes les installations qui auraient détruit les gaz par torchage pour se conformer au Règlement sur le méthane choisissent cette voie de création des unités de conformité.

Attribution : Les émissions de méthane ne sont pas visées par le filet de sécurité fédéral sur la tarification de la pollution par le carbone, qui s’applique en partie en Saskatchewanréférence 62. Les émissions de méthane ne sont pas non plus couvertes par le Management and Reduction of Greenhouse Gases (Standards and Compliance) Regulations de la Saskatchewan [règlement sur la gestion et la réduction des GES (normes et conformité)]. Ainsi, les réductions différentielles par rapport au Règlement sur le méthane dans le cas de cette province pourraient être attribuées au projet de règlement. En Alberta, on peut faire valoir la réduction des émissions de méthane à des fins de conformité avec le Technology Innovation and Emissions Reduction Regulation (TIER) [règlement sur l’innovation technologique et la réduction des émissions]. On s’attend à ce que, en moyenne, ces mesures coûtent moins de 50 $/tonne et soient attribuées au TIER. Ainsi, les mesures albertaines de réduction des émissions de méthane par la conservation de ce gaz ne pourraient être attribuées au projet de règlement.

On estime que les unités de conformité provenant de la conservation du méthane en Alberta débuteraient en 2022 puisque ces réductions sont prévues dans le scénario de référence et contribuent à se conformer au TIER. Quant aux unités de conformité supplémentaires créées en Saskatchewan, elles commenceraient en 2026 et 2027, car les unités de conformité obtenues par des mesures prévues dans le scénario de référence et les unités de conformité accumulées ne seraient plus suffisantes pour satisfaire à l’exigence annuelle de réduction de l’IC. Les unités de conformité provenant de la conservation du méthane sont estimées à 0,2 million en 2022, elles augmenteraient pour atteindre 1,0 million en 2030 et diminueraient pour atteindre 0,8 million en 2040. La conservation du méthane en Saskatchewan reliée au pétrole lourd est estimée être l’une des voies de conformité présentant les coûts les plus élevés. Considérant que les unités de conformité provenant du changement de combustibles par l’utilisateur final prévues dans le scénario de référence augmentent avec le temps, les mesures supplémentaires de conservation du méthane à des coûts plus élevés seraient remplacées par les unités de conformité considérées comme non supplémentaires.

Incidences différentielles : D’après ce qui précède, on estime que les coûts d’immobilisations et d’exploitation et les réductions de GES débuteraient en 2026 et 2027. Les réductions cumulatives des GES par la conservation du méthane sont estimées à 11,7 Mt éq. CO2 (et à environ 0,8 Mt en 2030) entre 2021 et 2040. Le projet de règlement donnerait également lieu à une certaine conservation de ce gaz estimée à 173 pétajoules (PJ). Un prix de référence du gaz naturel, après correction du prix courant pour tenir compte des frais de transport, a été utilisé pour estimer dans quelle mesure la société serait prête à payer pour ce gaz conservé. Les estimations du prix de référence de l’Alberta qui viennent de l’organisme Alberta Energy Regulator ont été utilisées, et ces prix ont ensuite été appliqués à l’estimation de la quantité de méthane conservéeréférence 63. La valeur monétaire de la conservation de méthane est estimée à 898 M$ pour la période d’analyse.

On estime que quelque 7 300 installations seraient touchées de 2026 à 2040, y compris les nouvelles installations débutant leurs activités. Ainsi, des coûts d’immobilisations seraient subis chaque année pour l’ensemble des installations touchées pour conserver le gaz en installant une unité de récupération de vapeur; le coût estimatif moyen serait d’environ 180 000 $ par installationréférence 64. On prévoit aussi qu’un certain nombre d’installations en Saskatchewan auraient des coûts d’immobilisations en infrastructure pipelinière estimés à 600 000 $référence 65. Le coût annuel d’exploitation par installation pour la conservation du méthane serait de 9 000 $. Sur la période d’analyse, les coûts totaux d’immobilisations pour la voie de la conservation du méthane sont estimés à 1 600 M$ et les coûts totaux d’exploitation à 105 M$. Dans l’ensemble, cette voie créerait à l’industrie des coûts de conformité d’environ 1 705 M$ de 2021 à 2040référence 66.

Torchage du méthane dans les petites installations non visées par le Règlement sur le méthane

Dans le scénario de référence, l’hypothèse est que le Règlement sur le méthane du gouvernement fédéral est en place partout au pays. Un certain nombre de petites installations ne sont pas visées par ce règlement et ne sont pas tenues de réduire l’évacuation de ce gaz dans le scénario de référence. Dans le scénario réglementaire, elles pourraient choisir de brûler ou de conserver leur gaz à cause du projet de règlement. La différence supplémentaire entre l’évacuation et le torchage ou la conservation du méthane correspond aux unités de conformité qui pourraient être créées en vertu du projet de règlement.

Création des unités de conformité : On fait l’hypothèse que la différence supplémentaire entre l’évacuation et le torchage créerait des unités de conformité en vertu du projet de règlement dans les petites installations. On estime que les unités de conformité provenant de cette voie ne devraient débuter qu’en 2026, car les unités de conformité obtenues par les mesures prévues dans le scénario de référence et les unités de conformité accumulées ne seraient plus suffisantes pour satisfaire à l’exigence annuelle de réduction de l’IC. Les unités de conformité issues du torchage du méthane sont estimées à 1,2 million en 2026, augmenteraient pour atteindre 1,3 million en 2030 et seraient de 1,7 million en 2040 au fur et à mesure que les nouvelles installations débutent leurs activités. Cette estimation représente le maximum possible d’unités de conformité provenant des petites installations de l’Alberta et de la Saskatchewan, à supposer que toutes les installations choisissent cette voie de création d’unités de conformité.

Attribution : Les émissions de méthane ne sont pas visées par le filet de sécurité fédéral sur la tarification de la pollution par le carbone, qui s’applique en partie en Saskatchewan. Les émissions de méthane ne sont pas non plus couvertes par le Management and Reduction of Greenhouse Gases (Standards and Compliance) Regulations de la Saskatchewan [règlement sur la gestion et la réduction des GES (normes et conformité)]. Ainsi, le torchage dans les petites installations de la Saskatchewan pourrait être attribué au projet de règlement. Il pourrait aussi l’être dans les petites installations de l’Alberta, car elles ne sont pas visées par le Règlement sur le méthane et ne comptent pas à des fins de conformité avec le TIER.

Incidences différentielles : On estime que les coûts d’immobilisations et d’exploitation et les réductions différentielles de GES débuteraient en 2026. Les réductions cumulatives de 2021 à 2040 de cette voie sont estimées à 21,8 Mt éq. CO2 et quelque 29 100 installations seraient touchées entre 2026 et 2040 (installations en place et nouvelles installations débutant leurs activités). L’ensemble des installations en cause subirait chaque année des coûts d’immobilisations pour l’installation de torchères ou d’incinérateurs de destruction du méthane; ce coût est estimé à 75 000 $ en moyenne par installationréférence 67. Le coût annuel en exploitation et gestion serait de 300 $ par installation pour le torchageréférence 36. Dans la période visée par l’analyse, les coûts totaux d’immobilisations de la voie sont estimés à 1 606 M$ et les coûts totaux d’exploitation à 40 M$ ; cette voie engendrerait des coûts totaux de conformité pour l’industrie d’environ 1 646 M$ entre 2021 et 2040.

Captage et stockage du carbone et récupération assistée des hydrocarbures

Le captage et le stockage du carbone (CSC) capturent des émissions de CO2 des établissements industriels avant leur rejet dans l’atmosphère. Une fois capté, le CO2 est comprimé et acheminé vers un lieu où il est injecté sous terre dans des formations géologiques. Le CO2 capté peut servir à d’autres fins, ce qui est appelé captage, utilisation et stockage du carbone (CUSC). Ainsi, le CO2 peut servir comme additif pour accroître l’intégrité de produits comme le ciment. Un sous-ensemble répandu des activités CUSC est celui de la récupération assistée des hydrocarbures (RAH), procédé d’injection sous terre de dioxyde de carbone dans des champs pétrolifères matures en vue d’accroître la quantité de pétrole à recouvrer d’un réservoir, tout en stockant le CO2 sous terre.

Deux méthodes de quantification sont en cours d’élaboration dans le projet de règlement pour les projets de CSC et de RAH. Il pourrait aussi y avoir création d’unités de conformité par les projets de CSC et de RAH qui captent les émissions de combustion des installations industrielles en plus des installations pétrolières et gazières. Pour atténuer la responsabilité reliée aux risques de fuites futures, une portion des unités de conformité de CSC et de RAH serait retenue à la source. Dans le projet de règlement, nous appliquerions un facteur de 0,5 % pour les unités de conformité de CSC qui seraient retenues et qui ne seraient jamais restituées aux promoteurs de projet.

Création des unités de conformité : On estime qu’il se créerait 1,3 million d’unités de conformité annuellement par les projets de CSC/RAH ayant débuté après juillet 2017, mais ayant été annoncés avant l’enregistrement de la version définitive du règlement. Les mesures en question créeraient des unités de conformité anticipées les premières années du projet de règlement, dès la date d’enregistrement de la version définitive du règlement.

L’estimation des futurs projets de CSC/RAH comporte beaucoup d’incertitude. Les projets de CSC se caractérisent généralement par d’importants coûts d’immobilisations qui varient fréquemment selon les projets et dépendent de la profondeur et du lieu de stockage, ainsi que de la méthode et des équipements nécessaires au captage et au stockage du carbone. Selon le Global CCS Institute, le coût par tonne de CO2 évitée au Canada pourrait varier de 40 $ à 260 $, selon le secteur. Les coûts de CSC pourraient diminuer s’il y a la possibilité de faire du RAH, mais il y a aussi une certaine incertitude technique dans la mise en œuvre de projets (par exemple les problèmes avec la solution d’amines à la centrale Boundary Dam les premières années de son aménagement)référence 40.

On prévoit que 3 millions d’unités de conformité par an pourraient venir de projets de CSC supplémentaires avant 2030. Cette prévision est fondée sur des données de 2017 du Programme de déclaration des gaz à effet de serre sur les installations situées près d’éventuels lieux de stockage dans le cœur industriel de l’Albertaréférence 69. En principe, alors qu’il est possible de dépasser cette prévision, les coûts initiaux élevés et les incertitudes techniques pourraient limiter la mise en place de nouveaux projets de CSC/RAH, du moins les premières années du projet de règlement. On peut raisonnablement s’attendre à une certaine augmentation de la capacité de CSC/RAH à long terme au fur et à mesure que les exigences du projet de règlement et la demande d’unités de conformité augmenteront.

On estime que les unités de conformité supplémentaires des projets de CSC/RAH commenceraient en 2026, car les unités de conformité obtenues par les mesures prévues dans le cas de référence et les unités de conformité accumulées ne seraient plus suffisantes pour satisfaire à l’exigence de réduction annuelle de l’IC. Ainsi, les unités de conformité provenant de ces projets sont estimées à 1,3 million en 2022 et à 4,3 millions en 2030, et on estime qu’elles demeureront au niveau de 2030 entre 2031 et 2040.

Attribution : Les projets de CSC/RAH annoncés après juillet 2017, mais avant l’enregistrement de la version définitive du règlement en 2021, ne sont pas considérés être supplémentaires, car ils devraient être attribuables aux programmes de subventions fédéraux et provinciaux. Comme ces projets font face à des obstacles reliés à l’important investissement qu’ils exigent au départ et à des incertitudes techniques, il est peu probable qu’ils soient réalisés sans incitatifs réglementaires. Les unités de conformité du projet de règlement devraient créer un incitatif suffisant pour que les projets de CSC/RAH annoncés après l’enregistrement de la version définitive du règlement soient considérés comme attribuables au projet de règlement.

Incidences différentielles : Les réductions cumulatives entre 2021 et 2040 sont estimées à 45 Mt. Les coûts d’immobilisations de la voie CSC/RAH sont estimés à environ 1 250 millions de dollars en moyenne par Mt de capacité annuelle de stockage de CO2. Cette estimation est fondée sur des données venant de projets de CSC/RAH à grande échelle qui ont été réalisés au Canada et aux États-Unisréférence 70. Les projets en question ont été les premiers du genre dans les deux pays, et on s’attend à ce que les projets futurs présentent des coûts moins élevés à mesure qu’évoluera la technologieréférence 40. Cependant, la baisse des coûts de la technologie n’a pas été modélisée, étant donné l’incertitude quant à l’ampleur de la diminution de ces coûts au fil du temps. On fait l’hypothèse que les coûts d’exploitation dans une année représentent 4 % des coûts d’immobilisations (environ 50 millions de dollars chaque année par tonne de CO2 capté)référence 71. Les projets RAH pourraient permettre de réaliser des économies appréciables. Toutefois, en raison du manque de données sur le potentiel de récupération de pétrole de tels projets, les économies n’ont pas été modélisées. Les coûts totaux d’immobilisations pour cette voie sont estimés à 3 239 M$ et les coûts totaux d’exploitation, à 1 547 M$ pendant la période visée par l’analyse. Selon les estimations, cette même voie engendrerait des coûts totaux d’environ 4 786 M$ à l’industrie entre 2021 et 2040.

Catégorie de conformité 2 : Fourniture de combustibles à faible intensité en carbone

Les producteurs et les importateurs de combustibles à faible IC (créateurs d’unités de conformité par défaut) créeraient des unités de conformité pour la fourniture de ces combustibles pour utilisation au Canada. À en juger par les politiques adoptées en ce sens dans d’autres administrations (par exemple en Colombie-Britannique et en Californie), les voies représentatives les plus probables dans cette catégorie viseraient à augmenter la fourniture des combustibles suivants : éthanol dans l’essence, biodiesel dans le diesel et le mazout léger (ML), diesel renouvelable produit par hydrogénation (DRPH) dans le diesel et le mazout légerréférence 44, référence 45.

Obstacles techniques et économiques aux mélanges

Aux États-Unis, l’Environmental Protection Agency (EPA) a homologué les mélanges d’éthanol jusqu’à concurrence de 15 % (E15) comme combustible utilisable dans l’année de modèle 2001 et par la suite pour les voitures, les camionnettes et les véhicules moyens à passager. On s’attend ainsi à ce que le parc futur de véhicules au Canada puisse utiliser l’E15 d’ici 2030 comme voie de conformité dans le projet de règlementréférence 46.

En ce qui concerne le biodiesel, la majorité des fabricants de moteurs nord-américains adhèrent à une norme de teneur maximale de 5 % de biodiesel dans le diesel (B5). L’Engine Manufacturers Association a produit un énoncé technique où elle indique qu’une teneur en biodiesel maximale de B5 ne devrait pas poser de problèmes de moteur ni de circuit carburantréférence 47. Comme le biodiesel est plus largement contrôlé et utilisé, les fabricants devraient être plus à même d’appuyer des teneurs supérieures. Certains fabricants offrent une garantie pour une teneur B20 et plus dans des conditions bien précises. Toutefois, comme pour la consommation de diesel ordinaire, certains pourraient limiter la portée de leurs garanties en disant que les défaillances imputables à l’utilisation d’un combustible ne peuvent être taxées de vice de fabrication. Ainsi, le coût des réparations dans ces circonstances (s’il s’en produit) ne serait pas couvert par certaines garanties. Nous nous attendons, par conséquent, à ce que le futur parc de véhicules au Canada puisse utiliser des teneurs maximales en biodiesel de 5 % d’ici 2030référence 48.

Le DRPH est un combustible de remplacement dont les propriétés ne peuvent être distinguées de celles du diesel de pétrole. Il a été essayé avec succès jusqu’à une teneur de 50 % dans diverses conditions climatiques et dans les moteurs diesel existantsréférence 49. Il est toutefois en concurrence aujourd’hui avec le biodiesel pour la matière première et est plus cher à produire que le biodiesel et le diesel de pétroleréférence 50. La consommation nationale de DRPH était de 250 millions de litres en 2017. Il n’est pas produit au pays et sa production en 2017 dans le monde était seulement d’environ 4 milliards de litres par anréférence 51, référence 52. Vu ce qui précède, il pourrait être plus raisonnable de s’attendre à des teneurs en DRPH plus proches de 6 % environ (soit 1,3 milliard de litres de plus approximativement) d’ici 2030. En gros, cela nécessiterait la construction de trois nouvelles installations de DRPH d’ici 2030, au Canada ou ailleurs dans le monde.

Production nationale et importation de combustibles à faible intensité en carbone

Le projet de règlement devrait envoyer des signaux au marché qui auraient pour effet d’augmenter la demande de combustibles à faible IC au Canada. On s’attend à ce que la réaction à une hausse de la demande en volume soit une augmentation de la production intérieure et des importations à la fois. Le projet de règlement ne distingue pas le marché national du marché d’importation quant à la façon de créer des unités de conformité pour les combustibles à faible IC. Dans le projet de règlement, il faudrait employer l’outil d’évaluation de cycle de vie des combustibles pour calculer des valeurs IC par installation et les mêmes exigences s’appliqueraient pour l’importation de ces combustibles. Plus la valeur IC d’un combustible diminue sur son cycle de vie, plus le nombre d’unités de conformité augmente pour le producteur ou l’importateur. Nous prévoyons que les producteurs et les importateurs existants de ces combustibles au Canada profiteront de la demande créée par le projet de règlement.

De 2013 à 2017, la production nationale d’éthanol a été d’environ 1,8 milliard de litres par an; pendant la même période, la consommation intérieure a varié au fil des ans de 2,8 à 3,0 milliards de litres. La différence a été comblée par les importations d’éthanol américainréférence 53. Les États-Unis prévoient pour l’éthanol en 2030 un excédent estimé à 6 milliards de litresréférence 54. Les États du Midwest ont pris des règlements de promotion de la production d’éthanol comme mesure indirecte de soutien à l’agriculture localeréférence 55. À l’heure actuelle, le Brésil est le premier importateur d’éthanol des États-Unis, suivi à cet égard du Canada. Vu ces facteurs, il est possible que le Canada importe les quantités supplémentaires d’éthanol dont il a besoin (environ 2,8 milliards de litres) pour atteindre une teneur E15 dans le projet de règlement.

Il faudrait environ 1 milliard de litres de biodiesel de plus pour réaliser un taux de mélange de 5 % en 2030. La demande intérieure de biodiesel s’est établie à environ 550 millions de litres en 2017. Le Canada produit actuellement sur son sol assez de biodiesel pour répondre à cette demande à environ 600 millions de litres. Il reste que les producteurs canadiens ont exporté 300 millions de litres vers les États-Unis pour tirer parti des encouragements fiscaux offerts là-bas au titre des combustibles à faible IC. Pour le reste de la demande intérieure de biodiesel, la source a été l’importationréférence 51. Il est possible d’importer les quantités requises, mais si elles s’engagent dans cette voie, les parties réglementées pourraient avoir à payer un prix supérieur pour le biodiesel. Ajoutons que, vu l’absence actuelle de production intérieure de DRPH au Canada, il est raisonnable de s’attendre à ce que des quantités supplémentaires soient importées, du moins les premières années du projet de règlement.

Compte tenu de la disponibilité des importations et de l’obstacle que représentent les coûts d’immobilisations pour une progression rapide de l’offre intérieure, on fait l’hypothèse dans l’analyse, par souci de simplicité, que les quantités supplémentaires d’éthanol, de biodiesel et de DRPH viendront des importations. Néanmoins, il est aussi raisonnable d’attendre une certaine hausse de la production intérieure à long terme à mesure que le projet de règlement gagnera en rigueur et que la demande de combustibles à faible IC augmentera. Ce serait là un signal plus fort et plus fiable aux investisseurs en matière de réduction des risques des investissements. De plus, si les combustibles à faible IC sont d’une IC moindre dans la production intérieure qu’à l’importation, cela favorisera encore plus la production nationale.

Création des unités de conformité pour la fourniture de combustibles à faible intensité en carbone

Des unités de conformité seraient créées par les producteurs et les importateurs pour les combustibles à faible IC fournis au Canada et le nombre serait déterminé par une approche d’analyse de cycle de vie. La même quantité de carburant renouvelable permettant de respecter les exigences volumétriques applicables au mélange et les normes relatives aux combustibles à faible IC aux deux paliers fédéral et provincial pourrait servir à créer des unités de conformité dans le projet de règlement.

Dans le scénario réglementaire, on fait l’hypothèse que, à l’horizon 2030, la teneur en éthanol dans l’essence en éthanol augmenterait pour atteindre 15 % et celles en biodiesel et en DRHP dans le diesel et du mazout léger augmenteraient pour atteindre 5 % et 6 % respectivement, en volume, par rapport aux niveaux du scénario de référence. Les unités de conformité sont estimées en multipliant la quantité d’énergie fournie dans le scénario réglementaire par la différence entre la valeur d’IC de référence de la catégorie des combustibles liquides (voir le tableau 1 plus haut) et l’IC des combustibles à faible IC. Aux fins de cette analyse, utilisons les valeurs intérimaires moyennes nationales d’IC se fondant sur une approche d’analyse de cycle de vie pour calculer les unités de conformité. Ces valeurs moyennes sont estimées à 49 g d’éq. CO2/MJ pour l’éthanol, à 26 g d’éq. CO2/MJ pour le biodiesel et à 29 g d’éq. CO2/MJ pour le DRPHréférence 56. Ces valeurs d’IC sur le cycle de vie ont été estimées en se fondant sur les données canadiennes et d’autres outils d’évaluation de cycle de vie et elles ont été comparées aux valeurs approuvées par la Colombie-Britannique et à la Californie pour ces filières de combustibles.

Le tableau 6 indique les quantités de combustibles fossiles et à faible IC qui seraient fournies au Canada selon le scénario réglementaire entre 2021 et 2030. On estime qu’en 2022, 130 PJ de combustibles à faible IC seraient fournis au Canada. En 2026, les unités de conformité obtenues par les mesures prévues par le scénario de référence et les unités de conformité accumulées ne seraient plus suffisantes pour satisfaire à l’exigence annuelle de réduction de l’IC. Ainsi, on estime que l’apport de biodiesel dans le diesel et le mazout léger s’élèverait au-dessus des niveaux prévus dans le scénario de référence en 2026 (à 142 PJ) et que l’apport d’éthanol dans l’essence et de DRPH dans le diesel et le mazout léger fera de même en 2027 (à 180 PJ). On fait l’hypothèse que les niveaux de mélange augmenteraient linéairement pour atteindre les teneurs prévues en 2030 (à 293 PJ). La fourniture de combustibles à faible IC serait relativement constante aux niveaux de 2030 entre 2031 et 2040.

Tableau 6 : Fourniture de combustibles fossiles et de combustibles à faible intensité en carbone selon le scénario réglementaire (PJ)

Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement.

  2021-2025 2026-2029 2030 2031-2040 Total
Essence 6 597 4 821 1 129 11 029 23 577
Diesel 5 858 4 494 1 071 10 850 22 273
Mazout léger 304 214 49 458 1 025
Éthanol 418 439 152 1 489 2 498
Biodiesel 119 178 64 643 1 004
DRPH 119 177 76 764 1 136

Le projet de règlement inciterait les fournisseurs de combustibles à faible IC à obtenir plus d’unités de conformité en réduisant l’IC des combustibles qu’ils fournissent. Depuis le début du programme en 2011 du LCFS en Californie, la réduction de l’IC des combustibles à faible IC a été démontrée. On le doit en partie à la diminution de l’IC du réseau électrique de Californie, à l’amélioration des pratiques agricoles, à une plus grande efficacité de la production et à l’utilisation de charges d’alimentation plus faible en carboneréférence 57. Cependant, on ne sait pas exactement dans quelle mesure l’IC de ces mêmes combustibles pourrait diminuer au fil du temps. Par conséquent, on fait l’hypothèse que l’IC sur le cycle de vie des combustibles à faible IC serait constante dans le temps. Nous abordons la question de l’incertitude de l’évolution dans le temps des valeurs d’IC dans la section portant sur l’incertitude des estimations d’impact.

Le tableau 7 indique le nombre total des unités de conformité estimées pour la fourniture de combustibles à faible IC, selon le type, de 2021 à 2030. Les fournisseurs principaux disposant d’unités de conformité excédentaires en vertu du Règlement sur les carburants renouvelables pourront convertir ces unités de conformité en unités du projet de règlement. Ainsi, il y aurait un transfert unique des unités de conformité du RCR en 2022 pour une valeur estimative de 1,4 million d’après les données ministérielles relatives à ce règlement (tel que présenté aux intervenants au cours des consultations en juin 2020). Dans cette même année 2022, les unités de conformité au titre des mélanges avec des combustibles à faible IC sont estimées à 6,4 millions et elles augmenteraient pour atteindre 6,5 millions en 2026, 8,1 millions en 2027 et 12,4 millions en 2030. De 2031 à 2040, elles seraient relativement constantes aux niveaux de 2030.

Tableau 7 : Unités de conformité pour les combustibles à faible intensité en carbone selon le type (millions)

Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement.

  2021-2025 2026-2029 2030 2031-2040 Total
Éthanol 13,6 15,2 4,9 47,6 81,3
Biodiesel 6,2 10,4 3,6 36,0 56,3
DRPH 5,8 9,7 4,0 39,8 59,2
Total 25,6 35,4 12,4 123,4 196,8
Attribution au projet de règlement de la fourniture de combustibles à faible intensité en carbone

Selon le scénario de référence, le RCR du gouvernement fédéral exige que les producteurs et les importateurs de pétrole présentent en moyenne annuelle une teneur en carburant renouvelable de 5 % de l’essence (ce qui est réalisé avec l’éthanol) et de 2 % du carburant diesel et du mazout de chauffage (ce qui est réalisé avec le biodiesel et le DRPH) en volume. Certaines provinces ont des teneurs supérieures à cause de leurs propres exigences relatives aux carburants renouvelables et leurs propres normes visant les combustibles à faible IC, ce qui a fait en sorte que la moyenne annuelle nationale a dépassé les exigences fédérales ces dernières années. Les mêmes volumes en carburant renouvelable permettant de respecter ces règlements fédéraux et provinciaux peuvent servir à créer des unités de conformité dans le projet de règlement. Comme ces mesures auraient été prises en dehors du projet de règlement, des coûts différentiels ou des réductions différentielles des émissions de GES ne seraient pas créés.

Sans le projet de règlement, il est peu probable que les teneurs s’élèvent au-dessus des exigences et des politiques fédérales et provinciales applicables aux mélanges, puisqu’il coûte généralement plus cher de mélanger des combustibles à faible IC avec des combustibles fossiles. C’est pourquoi on peut prévoir que l’utilisation accrue de combustibles à faible IC au-dessus des niveaux prévus dans le scénario de référence serait attribuable au projet de règlement. Les coûts et les avantages des réductions des émissions prévues, au-dessus des niveaux prévus dans le scénario de référence, seraient donc à attribuer au projet de règlement.

Avantages en réduction des GES des mélanges avec des combustibles à faible intensité en carbone

On prévoit qu’en augmentant les niveaux d’apport de combustibles faibles en carbone dans les mélanges avec les combustibles fossiles, on réduira davantage les émissions nationales de GES. Pour l’estimation de ces réductions, on fait l’hypothèse que les quantités de combustible utilisé au Canada demeurent les mêmes en valeur énergétique entre le scénario de référence et le scénario réglementaire. Ainsi, le scénario réglementaire prévoit que 152 PJ d’éthanol s’ajouteront en 2030 par rapport au scénario de référence. Par conséquent, ce scénario prévoit aussi que la demande en essence diminue de 152 PJ par rapport au scénario de référence. Dans l’ensemble, la quantité supplémentaire de combustibles fossiles déplacée est égale à la quantité supplémentaire de combustibles à faible IC fournie, en valeur énergétique.

Le tableau 8 indique la quantité supplémentaire estimée de combustibles à faible IC qui est fournie au pays dans le projet de règlement. Selon le scénario réglementaire, les apports de mélange des combustibles à faible IC s’élèveraient au-dessus des niveaux prévus dans le scénario de référence d’ici 2026, car les unités de conformité obtenues des mesures prévues dans le scénario de référence et les unités de conformité accumulées ne seraient plus suffisantes pour satisfaire à l’exigence annuelle de réduction de l’IC. Les quantités supplémentaires augmenteraient linéairement de 2026 à 2030 pour atteindre la teneur prévue en 2030. Entre 2031 et 2040, les quantités supplémentaires d’apport de mélange en combustibles à faible IC seraient relativement constantes aux niveaux de 2030.

Tableau 8 : Quantités supplémentaires de combustibles à faible intensité en carbone fournies selon le type (PJ)

Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement.

  2021-2025 2026-2029 2030 2031-2040 Total
Éthanol 0 101 67 648 816
Biodiesel 0 74 37 367 478
DRPH 0 73 49 488 610
Total 0 247 152 1 504 1 904

Les réductions différentielles d’émissions au Canada ont été calculées en soustrayant les émissions estimées du scénario de référence des émissions du scénario réglementaire. Pour chaque scénario, les émissions ont été calculées en multipliant la valeur d’intensité des émissions de combustion en utilisation finale par la quantité de combustible fournie nationalement. Cela équivaut à multiplier l’approvisionnement différentiel en combustible à faible IC par la différence d’intensité des émissions de combustion entre les combustibles fossiles et ces mêmes combustibles à faible IC. Le tableau 9 présente la valeur moyenne nationale d’intensité des émissions de combustion pour chaque combustible (provenant du scénario de référence du Ministère). Pour plus de renseignements sur la différence entre l’IC sur le cycle de vie et l’intensité des émissions de combustion, voir au-dessus la section Analyse de cycle de vie et comptabilité d’inventaire national.

Tableau 9 : Valeurs d’intensité des émissions de combustion selon le type de combustible (en g d’éq. CO2/MJ)
Type de combustible Valeur d’intensité d’émission
Essence 71,67
Diesel 71,73
Mazout léger 71,16
Éthanol 2,40
Biodiesel/DRPH 5,92

Les réductions différentielles d’émissions de GES sont estimées à environ 128 Mt sur la période visée par l’analyse pour la fourniture de combustibles à faibles IC. Les réductions d’émissions sont présentées au tableau 10 par voie de mélange.

Tableau 10 : Réduction des émissions totales de GES par voie de mélange (en Mt d’éq. CO2)

Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement.

Voie de mélange 2021-2025 2026-2029 2030 2031-2040 Total
Éthanol dans l’essence 0 7,0 4,6 44,9 56,5
Biodiesel et DRPH dans le diesel 0 9,2 5,4 53,9 68,5
Biodiesel et DRPH dans le mazout léger 0 0,5 0,3 2,5 3,2
Total 0 16,7 10,3 101,3 128,2
Coûts de mélange de combustibles à faible intensité en carbone

Pour répondre à la demande accrue de combustibles à faible IC dans le projet de règlement, les terminaux devraient stocker des combustibles fossiles d’une plus grande teneur en combustibles à IC. On peut s’attendre à ce qu’ils engagent des coûts d’immobilisations et d’exploitation pour installer l’infrastructure nécessaire ou la mettre à niveau (pour une plus grande capacité installée d’entreposage ou d’expédition). On dénombre quelque 87 terminaux principaux au Canada, 43 avec capacité de mélange et 44 sansréférence 21. D’après les consultations menées auprès des intervenants, le coût de mise à niveau des installations avec une capacité de traitement d’une teneur E15 est estimé à 2 M$ par installation; le coût de mise à niveau sans capacité de mélange serait d’environ 10 M$ par installation.

Dans le cas du biodiesel, on estime qu’approximativement 25 terminaux principaux auraient besoin d’une capacité supplémentaire ou nouvelle de mélange de biodiesel. Environ la moitié des installations à biodiesel auraient à réaffecter les réservoirs et l’équipement à un coût moyen d’environ 5,5 M$ par site et l’autre moitié devrait aménager de nouveaux réservoirs à un coût supplémentaire de 2 M$ par site (7,5 M$). Nous estimons de plus qu’environ cinq terminaux principaux auraient besoin de réservoirs et de raccords de tuyauterie pour la réception et le mélange de DRPH à un coût approximatif de 5 M$ par installationréférence 30. On fait l’hypothèse qu’il faut compter deux ans pour aménager l’infrastructure d’un terminalréférence 31. Dans ce cas, les coûts d’immobilisations des terminaux seront engagés en 2025 et 2026. Les coûts totaux d’immobilisations des terminaux sont estimés à environ 644 M$ pendant la période visée par l’analyse.

Les détaillants devraient fournir aux utilisateurs finaux des mélanges de carburant avec une teneur plus élevée en combustibles à faible IC. On fait l’hypothèse que les stations-service au détail sont actuellement outillées pour fournir une teneur maximale de 5 % en biodiesel. Dans le cas de l’éthanol, on fait l’hypothèse que toute nouvelle station-service au détail construite après 2016 pourrait fournir un mélange E15. En 2015, on dénombrait quelque 11 900 stations-service au détail au Canadaréférence 32. Pour fournir une teneur maximale de E15, les stations-service existantes devraient soit réaffecter les réservoirs en place en ajoutant un distributeur (à faible coût), soit installer de nouveaux réservoirs avec distributeur (à coût élevé). Nous ignorons le nombre d’installations qui devraient se doter de réservoirs avec distributeur en réaffectation ou en nouvelle installation. Par conséquent, un coût d’immobilisations moyen, estimé à 79 100 $ par station-serviceréférence 33, a été utilisé dans l’analyse. On fait l’hypothèse qu’il faut deux ans pour aménager une infrastructure de mélange aux stations-serviceréférence 59. Les coûts d’immobilisations en question seront engagés en 2025. Pour les détaillants, les coûts totaux d’immobilisations sont estimés à environ 800 M$ pendant la période visée par l’analyse.

Pour mélanger de plus grandes quantités de combustibles à faibles IC avec des combustibles fossiles, les raffineurs et les terminaux devraient aussi supporter des coûts différentiels d’exploitation estimés à 9 922 M$ en valeur nette entre 2021 et 2040. Les coûts nets différentiels ont été calculés en soustrayant les économies différentielles dans la production de combustibles fossiles des coûts différentiels pour les combustibles à faible IC. Pour estimer ces économies, les prix de gros des combustibles fossiles ont été appliqués à la quantité supplémentaire déplacée de ces combustibles. Pour estimer les coûts différentiels en combustibles à faible IC, les prix de gros de ces combustibles et les frais permanents de transport ont été appliqués à la quantité supplémentaire fournie de ces combustibles.

Pour calculer les prix de gros, on a pris les données du Kent Group sur les marges moyennes de prix sur les combustibles fossiles par province entre 2015 et 2019. La différence entre les prix de gros et les prix de détail ont ainsi été établieréférence 34. On estime à 43 % en moyenne l’écart au Canada entre les prix de gros et de détail pour le stock d’essence et à 38 % pour le stock de diesel. Ces différences des prix de gros ont ensuite été appliquées aux prévisions des prix de détail des combustibles fossiles dans le scénario de référence ministériel pour établir des prévisions de prix de gros pour l’essence et le diesel.

Pour les prix de l’éthanol et du biodiesel, on a pris les écarts de prix, en valeur d’énergie équivalente, entre les combustibles à faible IC et les combustibles fossiles à l’aide des données du département de l’Agriculture des États-Unis sur les prix moyens de l’essence, du diesel, de l’éthanol et du biodiesel de 2015 à 2019référence 35. La différence estimée de prix est de 24 % entre l’éthanol et l’essence et de 17 % entre le biodiesel et le diesel. Ces différences ont été appliquées aux prévisions de prix de gros pour l’essence et le diesel afin d’établir des prévisions pour l’éthanol et le biodiesel. Dans le cas du DRPH, il n’existe pas d’indices de prix. Des études spécialisées ont été passées en revue pour déterminer des prix volumétriques représentatifs du DRPHréférence 36. En raison de l’incertitude, une moyenne a été calculée entre des estimations haute et basse du prix de ce produit. Le résultat en valeur d’énergie équivalente est une différence moyenne de prix de 20 % entre le biodiesel et le DRPHréférence 37.

L’éthanol et le biodiesel sont acheminés principalement par d’autres moyens que les pipelines des combustibles fossiles, parce qu’ils posent un certain nombre de problèmes opérationnels : capacité de s’imbiber d’eau, dégradation de la qualité du carburéacteur, affecte les matériaux employés dans les systèmes de transport et d’entreposage, etc. De plus, l’infrastructure pipelinière en place n’est pas toujours alignée sur les lieux de production ou de disponibilité des biocarburants. On doit donc s’attendre à des coûts permanents de transport supplémentaires pour l’acheminement de l’éthanol et du biodiesel par le train ou d’autres moyens de transportréférence 38. On fait l’hypothèse que les raffineurs et les terminaux auraient à supporter des coûts permanents de transport d’environ 0,05 $ le litre pour l’éthanol et le biodiesel supplémentaires qui seraient en demanderéférence 39.

Les coûts totaux d’immobilisations sont estimés à 1,5 G$ et les coûts totaux d’exploitation à 9,9 G$ pendant la période visée par l’analyse. Les coûts totaux de conformité de la fourniture de combustibles à faible IC dans le projet de règlement seraient de 11,4 G$ entre 2021 et 2040.

Incidences possibles des changements indirects d’utilisation des terres

Il y a changement direct d’utilisation des terres (CDUT) lorsqu’une parcelle est réaffectée à des cultures de production de biocarburants. Il y a changement indirect d’utilisation des terres (CIUT) lorsque des cultures de production de biocarburants déplacent des cultures traditionnelles d’alimentation humaine et animale, ce qui crée la production en d’autres lieux de ces cultures vivrières ainsi déplacées (il y a alors réaffectation de terres aux cultures vivrières). Si les terres agricoles pénètrent dans des zones de riche absorption de carbone comme les forêts, les marécages et les tourbières, il se crée des émissions supplémentaires de GES. Si le phénomène se produit dans un territoire d’une grande diversité biologique, une perte de biodiversité peut s’ensuivre.

Le projet de règlement est conçu pour éviter ces impacts de deux façons. Le modèle ACV des combustibles prendrait en compte l’incidence des CDUT sur l’IC des combustibles à faible IC pour ce qui est des gaz à effet de serre. Pour prévenir les répercussions négatives sur l’utilisation des terres et la biodiversité découlant de l’augmentation de la récolte et de la culture de ces charges d’alimentation, le projet de règlement établirait des critères d’utilisation des terres et de la biodiversité (UTB). Ces critères d’utilisation des terres et de biodiversité (UTB) s’appliquent à la charge d’alimentation, quelle qu’en soit l’origine géographique, mais celle-ci est exemptée si elle n’est pas de la biomasse (par exemple combustible produit à partir du CO2 capté directement de l’air) ou qu’elle est considérée par le Ministère comme une « matière première de biomasse à faible risque » (par exemple déchets solides municipaux). Seul le biocombustible tiré d’une matière première respectant les critères UTB est admissible aux unités de conformité du projet de règlement.

Autres effets possibles des mélanges avec des combustibles à faible incidence en carbone

L’éthanol a un indice d’octane plus élevé que celui de l’essence, aussi les raffineurs pourraient-ils choisir de ne pas transformer de l’essence d’un indice supérieur et de produire de l’essence à indice moindre à mélanger à plus d’éthanol. Des économies de raffinage seraient alors possibles.

Autre possibilité, s’ils choisissent de produire de l’essence à indice supérieur, le carburant de mélange serait dans l’ensemble d’un indice d’octane plus élevé dans le scénario réglementaire. Des normes sont en application à l’intention des fabricants d’équipement d’origine pour la fourniture de moteurs à haute compression dans les voitures sur le marché nord-américain, ce qui exige un carburant d’un indice d’octane supérieur. Joints à des moteurs à haute compression, les mélanges d’éthanol d’une teneur intermédiaire (E15 à E25) pourraient apporter des gains d’efficience suffisant à compenser la moindre teneur énergétique avec l’éthanol. Dans ce cas, il y aurait des possibilités de plus grande réduction des émissions et d’une certaine atténuation des coûts pour les consommateursréférence 68, référence 41.

Des teneurs supérieures du diesel en biodiesel pourraient améliorer le pouvoir lubrifiant du carburant et en élever l’indice de cétane. Les moteurs diesel dépendent de ce pouvoir lubrifiant si nous voulons empêcher les pièces mobiles de s’user prématurément. Il est donc possible que, en augmentant l’apport de biodiesel, les raffineurs choisissent de réduire le pouvoir lubrifiant du diesel de pétrole pour abaisser les coûtsréférence 42.

Il faut aussi s’attendre à ce qu’une plus grande teneur des combustibles fossiles en combustibles faibles en carbone cause des changements de qualité de l’air. Pour plus de renseignements sur la façon dont le projet de règlement devrait agir sur cette qualité, prière de consulter plus loin la section incidences sur la qualité de l’air.

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

Il y a changement de combustible chez l’utilisateur final lorsqu’un équipement de combustion est modifié ou remplacé (par exemple un moteur) pour qu’il soit alimenté par un combustible ou une énergie autre (comme l’électricité ou l’hydrogène dans les transports). Cela ne réduit pas directement l’IC des combustibles fossiles, mais réduit les émissions de GES en remplaçant l’essence ou le diesel utilisé dans les transports par des combustibles ou des sources d’énergie ayant une IC plus faible.

Le projet de règlement permettrait de créer des unités de conformité par certains changements de combustibles par l’utilisateur final dans le transport. Toute quantité d’énergie faible en carbone fournie aux transports serait admissible à la création d’unités de conformité sauf si elle est destinée aux véhicules ferroviaires. Ces sources énergétiques moins intenses en carbone seraient notamment l’hydrogène dans les véhicules à pile, l’électricité dans les véhicules électriques et le gaz naturel (renouvelable ou non, comprimé ou liquéfié) ou l’hydrogène (comprimé ou liquéfié) dans les véhicules au gaz naturel et le propane (renouvelable ou non) dans les véhicules au propane.

Les véhicules électriques ou les véhicules au gaz naturel/propane sont les deux voies représentatives qui ont été modélisées pour la catégorie de conformité 3, et ce, parce qu’il n’y a pas ou peu d’adoption d’autres voies de changement de combustibles par l’utilisateur final (gaz naturel renouvelable, hydrogène, etc.). Ce sont encore des technologies émergentes sur lesquelles il n’y a pas assez de renseignements pour estimer leur adoption éventuelle au Canada à l’horizon 2030. Il reste que le projet de règlement aurait un effet incitatif à l’implantation de ces types de technologie.

Changement de combustibles par l’utilisateur final au profit des véhicules électriques (VE)

Pour les maisons dotées de bornes de recharge reliées à un réseau, l’exploitant du réseau de recharge résidentielle serait le créateur d’unités de conformité par défaut. Les exploitants de réseaux de recharge publique seraient également créateurs par défaut d’unités de conformité. Enfin, la recharge privée ou commerciale créerait des unités de conformité pour les hôtes de sites de recharge par défaut.

Création des unités de conformité : Les unités de conformité seraient créées conformément à la formule suivante en fonction du rapport d’efficacité énergétique de la catégorie de véhicules (Ree), de la valeur IC de référence de la catégorie des combustibles liquides (ICref) [voir le tableau 1 plus haut], des émissions de cycle de vie de l’électricité propulsant les VE, de la quantité d’énergie électrique d’une IC donnée fournie aux VE (Q) et de la densité énergétique de l’électricité (D).

Unités = [(Ree × ICref) – ICe] × Q × D × 10-6

Les prévisions de la demande d’énergie pour les VE sont tirées du scénario de référence ministériel. Toute l’électricité fournie par une borne de recharge installée dans une résidence au plus tard le 31 décembre 2030 serait admissible à la création d’unités de conformité jusqu’au 31 décembre 2035. Passé ce délai, la recharge résidentielle ne serait plus admissible à la création de crédit. Toute borne de recharge résidentielle installée après le 31 décembre 2030 ne serait pas admissible à la création d’unités de conformité. Cependant, le scénario réglementaire évalué dans cette analyse correspond à la conception réglementaire proposée qui a été présentée aux intervenants lors des consultations en juin 2020 où les unités de conformité créées par la recharge résidentielle des VE étaient éliminées linéairement de 25 % par an à compter de 2027 jusqu’à atteindre zéro unité en 2030. Par conséquent, les unités de conformité provenant de la recharge résidentielle seraient sous-estimées dans cette analyse. On fait l’hypothèse que 28 % de la demande d’énergie des VE légers dans le scénario de référence vient de la recharge publique et le reste (72 %), de la recharge résidentielle. Le projet de règlement exige également que toutes les données sur la recharge des véhicules électriques soient collectées par une borne de recharge qui mesure l’utilisation et communique les données à l’exploitant du réseau de recharge. On fait l’hypothèse que 7,5 % de la demande d’énergie des VE légers provient de bornes de recharge capables de collecter des données et de les communiquer à l’exploitant du réseau de recharge. On fait aussi l’hypothèse que cette valeur augmenterait d’environ 2,5 % chaque année d’après les consultations auprès des intervenantsréférence 43. Par conséquent, ces facteurs ont aussi été appliqués aux estimations de demande d’énergie du scénario de référence en ce qui concerne la recharge des véhicules électriques légers. Le tableau 11 présente les estimations de demande d’énergie des véhicules électriques pendant la période visée par l’analyse. On estime cette demande à 6 PJ en 2022; elle augmenterait pour atteindre 11 PJ en 2030 et 24 PJ en 2040.

Tableau 11 : Estimations de la demande d’énergie des véhicules électriques par catégorie de véhicules (PJ)

Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement.

  2021-2025 2026-2029 2030 2031-2040 Total
Véhicules ou camions légers 5 9 2 50 66
Véhicules pour applications lourdes 4 10 4 81 99
Autocars 23 19 5 51 97
Total 31 38 11 182 261

Les unités de conformité du changement de combustible par l’utilisateur final au profit des VE sont calculées à partir des valeurs d’IC sur le cycle de vie constantes de 2016 pour l’électricité fournie par chaque province. Les valeurs d’IC varient selon la composition du réseau électrique de chaque province. Par exemple, les provinces comptant plus sur l’électricité produite au gaz naturel auraient une IC supérieure à celle des provinces qui dépendent davantage de l’hydroélectricité. La valeur IC moyenne de l’électricité au Canada est de 180,4 tonnes le gigawattheure (t/GWh). Un rapport d’efficacité énergétique (REE) de 4,1 a été appliqué aux véhicules et les camions légers et un rapport de 5,0 aux autocars et véhicules lourds. Le tableau 12 indique les estimations d’unités de conformité des VE pour la période visée par l’analyse en fonction de ces valeurs.

Tableau 12 : Estimations des unités de conformité de VE par catégorie de véhicules (millions)

Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement.

  2021-2025 2026-2029 2030 2031-2040 Total
Véhicules ou camions pour applications légers 1,4 2,7 0,7 14,7 19,5
Véhicules pour applications lourdes 1,5 4,0 1,6 30,8 37,9
Autocars 7,6 7,2 1,8 18,7 35,3
Total 10,4 14,0 4,0 64,2 92,6

Comme les VE en sont encore à leur début comparativement à leurs homologues à moteur de combustion interne, certaines projections d’adoption future des VE divergent largement des estimations présentées dans cette analyse. Les obstacles à une vaste adoption des VE résident notamment dans les coûts, les limites techniques, l’infrastructure et la dynamique du marché. Les contraintes technologiques sont notamment le court rayon d’autonomie et les temps de recharge. Les besoins en infrastructure pour les véhicules électriques sont complexes comparativement aux infrastructures déjà en place pour les combustibles fossiles. Alors que les attitudes à l’égard des VE évoluent et que les programmes d’encouragement du gouvernement ont contribué à augmenter les taux d’adoption, la préférence par défaut du marché demeure les véhicules à moteur à combustion interne. Au nombre des facteurs favorisant l’adoption des VE, on compte la plus grande familiarisation du marché avec cette technologie, l’amélioration du rayon d’autonomie des batteries et de leur temps de recharge, l’extension des infrastructures et la baisse des coûts. Compte tenu de la grande variabilité des différentes prévisions, une analyse de sensibilité pour le nombre d’unités de conformité créées par les changements de combustibles par l’utilisateur final est présentée dans la section Incertitude des estimations d’impact.

Attribution et incidences différentielles : On prévoit que le marché des VE continue à prendre de l’expansion dans le scénario de référence (en dehors du projet de règlement) avec des hausses correspondantes de la consommation d’électricité qui remplace l’essence et le diesel. D’autres politiques (comme l’objectif fédéral en matière de véhicules zéro émission) créeraient une incitation à l’adoption des VE et à l’aménagement de l’infrastructure nécessaire.

Les fournisseurs principaux auraient la possibilité d’acquérir des unités de conformité par voie d’échange auprès des exploitants de réseaux et des hôtes de sites de recharge, ce qui aurait pour effet de subventionner cette activité. Mais une telle subvention en soi ne suffirait sans doute pas à encourager l’investissement et à susciter une adoption supplémentaire et quantifiable des VE. Ce serait néanmoins un autre élément d’incitation qui, avec les autres politiques fédérales et provinciales dans ce domaine, pourrait renforcer les signaux du marché pour un plus grand déploiement des véhicules électriques. Cette analyse ne prend pas en compte cet élément.

Changements de combustibles par l’utilisateur final au profit des véhicules au gaz naturel ou au propane

Dans le cas du gaz naturel et du propane comprimés et liquéfiés et des combustibles fossiles gazeux dans tout mélange avec un combustible à faible IC, le propriétaire ou l’exploitant du poste de ravitaillement serait le créateur d’unités de conformité par défaut pour l’utilisation dans les transports. Les unités de conformité seraient créées dans la catégorie des combustibles liquides, étant donné que c’est un remplacement de combustibles liquides dans les transports.

Création des unités de conformité : Des unités de conformité seraient créées selon la formule suivante en fonction de la valeur d’IC de référence de la catégorie des combustibles liquides (ICref) [voir le tableau 1 plus haut], de l’intensité en carbone sur le cycle de vie (IC) du combustible, du volume (Q) et de la densité énergétique (D) du gaz naturel comprimé (GNC) ou liquéfié (GNL) ou du gaz de pétrole liquéfié (GPL) fourni.

Unités = [ICref – ICGNL,GNC,GPL] × Q × D × 10-6

On estime que la demande d’énergie des véhicules alimentés au gaz naturel ou au propane serait de 7 PJ en 2022 et qu’elle augmenterait pour atteindre 15 PJ en 2030 et 29 PJ en 2040. Dans cette analyse, les unités de conformité de changement de combustibles par l’utilisateur final au profit du gaz naturel et du propane dans les transports sont calculées en prenant une IC sur cycle de vie constante de 65 g d’éq. CO2/MJ tant pour le GNC que pour le GNL et de 75 pour le GPL. On fait l’hypothèse que le GNC et le GNL représentent chacun la moitié de la demande de gaz naturel. Ces valeurs d’IC sont les valeurs provisoires qui représentent une moyenne canadienne de l’IC en 2016 pour le gaz naturel comprimé et le propane qui ont été calculées dans le cadre de l’élaboration du modèle d’évaluation de cycle de vie (ECV) des combustiblesréférence 72. Aucune valeur REE ne figure dans cette formule, car de telles valeurs sont proches de l’unité pour ces voies. En fonction des prévisions de la demande d’énergie du scénario de référence ministériel, on estime que 0,1 million des unités de conformité seraient créées en 2022 et que ce nombre augmenterait pour atteindre 0,2 en 2030 et 0,3 en 2040.

Attribution et incidences différentielles : À elle seule, cette voie ne suffirait sans doute pas à encourager un investissement menant à une adoption supplémentaire quantifiable du gaz naturel et du propane dans les transports. Tout comme pour les voitures électriques, ce serait néanmoins un autre élément d’incitation qui, avec les autres politiques fédérales et provinciales dans ce domaine, pourrait renforcer les signaux du marché pour un plus grand déploiement des véhicules au gaz naturel et au propane. Cette analyse ne prend pas en compte cet élément.

Incidences du Fonds aux fins de conformité

Le projet de règlement établirait un fonds aux fins de conformité comme mécanisme de flexibilité. Les fournisseurs principaux pourraient verser une contribution à ce mécanisme de fonds aux fins de conformité jusqu’à concurrence de 10 % de leur exigence annuelle de réduction. Le prix d’une unité de conformité serait établi dans le projet de règlement à 350 $ en 2022 (valeur nominale rajustée en fonction de l’IPC), correspondant à 330 $ par unité de conformité en dollars de 2019. Toute contribution au fonds doit servir à des projets ou des activités qui réduisent les émissions dans les cinq ans qui suivent la date à laquelle la contribution a été versée. Cette analyse traite les contributions au fonds comme s’il s’agissait d’un paiement de transfert. Ainsi, les impacts associés à ces contributions sont présentés comme étant égaux : les avantages pour la société (capitaux pour des investissements visant à réduire les émissions de GES) compensent les coûts pour l’industrie (paiements).

On estime que les contributions à ce fonds débuteront en 2027 à un niveau de 9 % du besoin en unités de conformité, correspondant à environ 1,8 million d’unités de conformité. De 2028 à 2036, il serait utilisé à sa pleine limite de 10 %, correspondant à 2,8 millions d’unités de conformité en 2030. En 2033, cette utilisation diminuerait, parce que les unités de conformité provenant du changement de combustibles par l’utilisateur final augmentent avec le temps et que le besoin en unités de conformité pour une exigence annuelle de 12 g d’éq. CO2/MJ demeure constant. En 2038, le fonds ne serait plus utilisé pour répondre au besoin en unités de conformité. Le tableau 13 présente des estimations des avoirs et des paiements des capitaux pendant la période visée par l’analyse.

Tableau 13 : Estimation des capitaux et des paiements du fonds (millions de dollars)

Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement. Les valeurs monétaires sont actualisées à un taux de 3 %.

  2021-2025 2026-2029 2030 2031-2040 Total
Avoirs du fonds 0 1 753 693 3 025 5 470
Paiements du fonds 0 1 753 693 3 025 5 470

Il est impossible pour l’instant de quantifier les réductions éventuelles de GES grâce au fonds, ce calcul dépasse le cadre de l’analyse. C’est parce que les projets bien précis qui seraient financés ne sont pas encore connus en ce moment. Sans renseignements sur les paramètres de ces projets, il est impossible d’estimer les réductions différentielles des émissions de GES. Cependant, comme le fonds aurait à produire des réductions réelles, à court terme et traçables, il concourrait à la réalisation de l’objectif du projet de règlement qui vise à retrancher jusqu’à 23 Mt de GES.

Voies des technologies émergentes

Les technologies émergentes sont des technologies ayant un niveau de maturité technologique moins élevé ou encore ayant un niveau de maturité technologique élevé et qui sont disponibles sur le marché, mais dont le taux d’adoption est bas pour diverses raisons telles que le coût, l’asymétrie de l’information et l’absence d’incitatifs. On prévoit que le projet de règlement fournisse suffisamment d’incitatifs pour augmenter l’adoption des technologies émergentes pour réduire les émissions de GES. Parmi les technologies émergentes susceptibles de créer des unités de conformité dans le projet de règlement, mentionnons le cotraitement du biobrut, l’hydrogène dans les véhicules à pile de combustible, le gaz naturel renouvelable dans les véhicules au gaz naturel, l’électricité renouvelable dans les installations de combustibles fossiles, de combustibles à faible IC avancés, le captage direct du CO2 dans l’air, entre autres. Comme ces technologies sont encore peu adoptées, peu de données sur les coûts sont disponibles. On fait l’hypothèse que les unités de conformité relatives aux technologies émergentes comblent la différence entre le nombre d’unités de conformité requises et les unités de conformité créées par les technologies plus matures et le fondsréférence 73. On fait l’hypothèse que les unités de conformité relatives aux technologies émergentes représentent des réductions différentielles et que leur prix est le même que celui du fonds (330 $ par unité de conformité en dollars de 2019).

On fait l’hypothèse qu’en 2028, les unités de conformité accumulées, les unités de conformité des technologies plus matures et les contributions au fonds ne suffiront plus à répondre au besoin en unités de conformité. Le besoin serait de 0,7 million d’unités de conformité issues de technologies émergentes. On estime que les unités de conformité de ces technologies augmenteraient progressivement pour atteindre un maximum de 1,6 million en 2030 pour ensuite diminuer d’année en année jusqu’en 2033, période où elles ne seront plus nécessaires, car elles seront remplacées par la hausse des unités de conformité prévues dans le scénario de référence provenant du changement de combustibles par l’utilisateur final et en raison de l’exigence constante de réduction annuelle de l’IC. Ainsi, les coûts différentiels et les réductions différentielles de GES suivent la même tendance. Les incidences différentielles des technologies émergentes sont présentées au tableau 14 pour la période 2021-2040.

Tableau 14 : Coûts différentiels et réductions différentielles des GES par les technologies émergentes

Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement. Les valeurs monétaires sont actualisées à un taux de 3 %.

  2021-2025 2026-2029 2030 2031-2040 Total
Coûts (millions de dollars) 0 457 392 363 1 213
Réductions des GES (Mt d’éq. CO2) 0 1,8 1,6 1,5 4,9

Les exigences de réduction de l’IC après 2030 seront soumises à un examen du projet de règlement et à d’éventuelles modifications.

Incidences sur la qualité de l’air

Selon nos prévisions, certaines des voies représentatives changeraient les concentrations de polluants atmosphériques et donc la qualité de l’air. Ces polluants sont des substances qui nuisent à la santé humaine et à l’environnement (ozone troposphérique, particules fines, pluies acides, etc.)référence 74. Ils se classent dans quatre catégories : principaux contaminants atmosphériques (ozone, particules fines, oxydes de soufre et d’azote, composés organiques volatils, etc.), polluants organiques persistants (dioxines et furanes, par exemple), métaux lourds (mercure, par exemple) et substances toxiques (benzène, par exemple). Ces polluants atmosphériques sont tous différents dans leur composition chimique, leurs propriétés réactives, leurs sources d’émissions, la durée de leur séjour dans l’environnement avant dégradation, leur capacité de se déplacer sur de grandes ou de petites distances et leurs effets éventuelsréférence 75.

L’impact probable sur les émissions de polluants atmosphériques de la catégorie de conformité 1 est inconnu et n’a pas été évalué. Cependant, ces impacts seront probablement minimes. Les émissions de polluants atmosphériques des véhicules et des moteurs à essence sont déjà réglementées dans une large mesure par les dispositions en place comme le Règlement modifiant le Règlement sur le soufre dans l’essence, qui limite la teneur en soufre de l’essenceréférence 76. Les émissions du secteur du raffinage sont réglementées par le Règlement sur la réduction des rejets de méthane et de certains composés organiques volatils (secteur du pétrole et du gaz en amont)référence 77. Ajoutons que, avec la souplesse du présent projet de règlement pour le choix de la voie de conformité, nous ignorons où et dans quelle mesure les émissions de polluants atmosphériques changeraient.

Les incidences du projet de règlement sur la qualité de l’air par les mélanges de combustibles à faible IC seraient également minimes. Une évaluation de risques a déjà été réalisée par Santé Canada qui portaient sur les risques et les avantages de l’utilisation d’essence à teneur en éthanol par rapport à l’essence pure . Cette étude a indiqué qu’une augmentation de la consommation de carburant E10 au Canada se traduirait par une diminution peut-être négligeable du nombre d’incidents à effets néfastes sur la santéréférence 78. La diminution tiendrait à de moindres concentrations dans l’air ambiant de certains polluants par suite de cette consommation. Il n’y aurait généralement pas de différences appréciables d’effets prévus sur la santé entre les scénarios de l’essence ordinaire et de l’essence E10. Aucune autre étude n’a évalué les teneurs de l’essence en éthanol atteignant E15.

De plus, des analyses antérieures de Santé Canada indiquent qu’une teneur en biodiesel de B5 ou B20 devrait se traduire à l’échelle du pays par des avantages et des risques minimes pour la qualité de l’air et la santé et que les effets en question devraient s’amenuiser avec le tempsréférence 79. Même si la modélisation et les données demeurent largement limitées, les données actuellement disponibles au sujet des effets différentiels sur la santé permettent de s’attendre à ce que ces effets soient négligeables avec la généralisation au Canada des mélanges à faible teneur en biodiesel par rapport au diesel ordinaire. À l’heure actuelle, il y a peu de renseignements disponibles à propos des répercussions sur la qualité de l’air de l’augmentation de la teneur du diesel en DRPH.

Résumé de la création des unités de conformité

La création anticipée d’unités de conformité débute à la fin de 2021, lorsque le Ministère vise l’achèvement de la version définitive du règlement et la publication dans la Partie II de la Gazette du Canada, sous réserve de l’approbation de la gouverneure en conseil. Cette création d’unités se fait d’abord en fonction des mesures prévues dans le scénario de référence (fourniture de combustibles à faible IC pour le respect des exigences fédérales et provinciales en matière de mélange, changement de combustibles par l’utilisateur final, etc.) pour une période de six mois précédant l’entrée en vigueur des exigences de réduction en 2022. La création d’unités de conformité provenant des mesures prévues dans le scénario de référence et les unités de conformité accumulées des années précédentes sont suffisantes pour combler le besoin en unités de conformité et accumuler des unités durant les premières années d’application du projet de règlement (2021-2025). Le tableau 15 présente les estimations des unités de conformité de 2021 à 2025.

Tableau 15 : Estimations des unités de conformité de 2021 à 2025 (millions)

Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement.

  2021 2022 2023 2024 2025
Unités de conformité prévues dans le scénario de référence 0,8 11,7 10,4 10,5 10,7
Unités de conformité accumulées 0 0,8 8,8 9,7 7,6
Unités de conformité supplémentaires 0 0 0 0 0
Fonds aux fins de conformité 0 0 0 0 0
Unités de conformité créées et accumulées 0,8 12,6 19,2 20,2 18,3
Unités de conformité requises (0) (3,8) (9,6) (12,6) (15,6)
Unités de conformité nettes 0,8 8,8 9,7 7,6 2,7

En 2026, les unités de conformité des voies prévues dans le scénario de référence et les unités de conformité accumulées ne seraient plus suffisantes pour combler le besoin en unités de conformité. Nous estimons, par conséquent, que des mesures supplémentaires (captage et stockage du carbone, mélanges de combustibles faibles en carbone) seraient nécessaires à partir de 2026. On estime que 2027 serait la dernière année où les unités de conformité accumulées seraient utilisées et la première année où le fonds serait utilisé. On estime que, en 2028, il faudrait des unités de conformité issues des technologies émergentes pour répondre au besoin en unités de conformité. En 2030, le projet de règlement atteint le niveau le plus élevé des exigences à 12 g éq. CO2/MJ et les teneurs prévues en combustibles à faible IC sont atteintes (15 % pour l’éthanol, 5 % pour le biodiesel et 6 % pour le DRPH). Le fonds serait également exploité à la limite réglementaire de 10 % et les unités de conformité des technologies émergentes seraient nécessaires pour répondre au besoin en unités de conformité. Le tableau 16 présente les estimations des unités de conformité de 2026 à 2030.

Tableau 16 : Estimations des unités de conformité de 2026 à 2030 (millions)

Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement.

  2026 2027 2028 2029 2030
Unités de conformité prévues dans le scénario de référence 10,9 11,0 11,2 11,3 11,4
Unités de conformité accumulées 2,7 0,6 0 0 0
Unités de conformité supplémentaires 5,5 7,7 10,0 12,0 14,0
Fonds aux fins de conformité 0 1,8 2,4 2,6 2,8
Unités de conformité créées et accumulées 19,1 21,1 23,6 25,9 28,2
Unités de conformité requises (18,5) (21,1) (23,6) (25,9) (28,2)
Unités de conformité nettes 0,6 0 0 0 0

La courbe tendancielle estimée des unités de conformité totales créées de 2031 à 2040 demeure relativement plate après 2030. Selon les estimations cependant, comme le besoin en unités de conformité est constant à 12 g d’éq. CO2/MJ, les unités de conformité provenant de changement de combustibles par l’utilisateur final augmentent avec le temps pour remplacer les unités de conformité supplémentaires et le fonds. Ainsi, les unités de conformité supplémentaires passent de 14,0 à 12,5 millions de 2030 à 2040 et le fonds, de 2,8 millions à zéro pendant la même période. La figure 5 présente les estimations des unités de conformité par catégorie de conformité entre 2021 et 2040.

Figure 5 : Estimations des unités de conformité par catégorie de conformité, 2021-2040 (millions)

Nota : Les estimations des unités de conformité pour la fourniture de combustibles à faible IC atteignent un sommet en 2022 à cause du transfert unique de 1,4 million d’unités de conformité du Règlement sur les carburants renouvelables selon les estimations (tel qu’il a été présenté aux intervenants lors des consultations en juin 2020).

Estimations des unités de conformité par catégorie de conformité, 2021-2040 (millions) - description ci-dessous

Figure 5 - Version textuelle

La figure 5 est un graphique linéaire qui illustre les estimations de crédit par catégorie de conformité. L'axe des y représente des millions de crédits, allant de zéro à 14,0 millions. L'axe des x représente l'année, allant de 2021 à 2040. Il y a quatre lignes dans ce graphique. La première ligne illustre les crédits créés à partir d'actions tout au long du cycle de vie. Cette ligne commence à environ 0,1 million en 2021 et reste constante à environ 1,5 million entre 2022 et 2025. Les crédits représentés dans cette ligne augmentent fortement en 2026 pour s'établir à 6,6 millions de crédits car des crédits d'actions incrémentielles sont nécessaires. Entre 2027 et 2038, les crédits augmentent progressivement d'année en année pour atteindre environ 7,8 millions en 2038. En 2039 et 2040, les crédits diminuent à 7,4 millions à mesure que les voies de coût plus élevées pour les actions tout au long du cycle de vie sont déplacées par l'augmentation des crédits de référence provenant du changement de combustible d'utilisation finale. La deuxième ligne illustre les crédits créés par la fourniture de carburants à faible émission de carbone. Cette ligne commence à 0,5 million en 2021 et grimpe à 7,8 millions en 2022 en raison des crédits de référence des mandats de mélange provincial et fédéral et d'un report unique des crédits du RFR. De 2022 à 2024, la pente de la droite est négative. De 2025 à 2030, la ligne a une pente positive où elle atteint son point le plus élevé dans le graphique à 12,4 millions de crédits en 2030 et reste relativement plate par la suite entre 2031 et 2040. La troisième ligne illustre les crédits créés à partir du changement de combustible d'utilisation finale, qui a une pente positive qui commence à environ 0,2 million de crédits en 2021 et augmente progressivement d'année en année à environ 8,9 millions de crédits en 2040. La quatrième ligne commence à zéro et a une pente horizontale entre 2021 et 2026, elle a ensuite une pente positive jusqu'en 2030 quand elle atteint un sommet à environ 4,4 millions de crédits. De 2030 à 2038, la ligne a une pente négative, car les crédits de fonds et de technologies émergentes sont déplacés par l'augmentation des crédits de référence provenant du changement de combustible d'utilisation finale. En 2038, les crédits du fonds et les technologies émergentes sont à zéro et ils restent à ce niveau avec une pente horizontale de 2038 à 2040. Les valeurs numériques présentées dans l'image suivent :

Année Actions tout au long du cycle de vie
(millions)
Fournir des carburants à faible émission de carbone
(millions)
Changement de combustible d'utilisation finale
(millions)
Fonds + Technologies émergentes
(millions)
2021 0,1 0,5 0,2 0
2022 1,5 7,8 2,4 0
2023 1,5 6,3 2,6 0
2024 1,5 6,2 2,8 0
2025 1,5 6,2 3,0 0
2026 6,6 6,5 3,3 0
2027 7,0 8,1 3,5 1,8
2028 7,1 9,7 3,8 3,0
2029 7,1 11,1 4,0 3,7
2030 7,2 12,4 4,2 4,4
2031 7,3 12,4 4,6 3,9
2032 7,4 12,3 5,0 3,3
2033 7,5 12,3 5,4 2,7
2034 7,6 12,3 5,9 2,1
2035 7,7 12,3 6,4 1,5
2036 7,7 12,3 6,9 1,0
2037 7,8 12,3 7,4 0,5
2038 7,8 12,3 7,9 0
2039 7,4 12,4 8,4 0
2040 7,4 12,4 8,9 0

Résumé des avantages

Le projet de règlement réduirait les émissions de GES qui seraient normalement rejetées dans l’atmosphère. Les réductions d’émissions de GES cumulatives sont estimées à 221 Mt d’émissions de GES qui seraient attribuables au projet de règlement et quantifiables dans la période visée par cette analyse, comme on peut le voir au tableau 17 plus loin.

La voie du changement de combustibles par l'utilisateur final pourrait, en combinaison avec d’autres politiques, favoriser encore plus l’adoption des véhicules électriques, mais sans qu’il y ait de réductions quantifiables qui soient attribuables au projet de règlement seul. De plus, par la loi, il serait exigé que le fonds investit dans la réduction des émissions de GES. Une certaine incertitude subsiste néanmoins au sujet du moment, de l’ordre de grandeur et du caractère différentiel des réductions attribuables au fonds. La même incertitude existe quant aux effets possibles des mesures prises le long du cycle de vie des combustibles et des éventuelles technologies émergentes. Les incertitudes quant à l’incidence des hypothèses d’attribution ont été évaluées dans une analyse de sensibilité (voir la section sur l’incertitude des estimations d’impact).

On estime que le projet de règlement n’apporterait pas avant 2026 de réductions différentielles des émissions de GES, puisque l’industrie devrait se conformer par l’utilisation des unités de conformité obtenues par les mesures prévues dans le scénario de référence entre 2021 et 2025 (voir la section plus haut qui résume les unités de conformité créées). Les réductions des émissions de GES sont les plus élevées en 2030 à environ 17,5 Mt. Selon les estimations, les réductions diminuent progressivement chaque année par la suite, car les exigences de réduction de l’IC sont constantes après 2030 et les unités de conformité provenant du changement de combustibles par l'utilisateur final remplacent les unités de conformité provenant de voies supplémentaires. Les exigences de réduction de l’IC après 2030 seront soumises à un examen du projet de règlement et à d’éventuelles modifications du régime.

Tableau 17 : Réductions différentielles des émissions de GES par catégorie de conformité (Mt d’éq. CO2)

Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement.

  2021-2025 2026-2029 2030 2031-2040 Total
Mesures le long du cycle de vie 0 21,8 5,7 60,0 87,4
Fourniture de combustibles faibles en carbone 0 16,7 10,3 101,3 128,2
Technologies émergentes 0 1,8 1,6 1,5 4,9
Réductions totales des GES 0 40,3 17,5 162,8 220,6

Comme il est indiqué dans l’analyse de la voie de la conservation du méthane (catégorie de conformité 1), on estime qu’il y aurait une conservation d’environ 173 PJ de gaz naturel pendant la période d’analyse à cause des mesures de conservation du méthane attribuables au projet de règlement pour une valeur monétaire de 898 M$. Le projet de règlement devrait aussi générer des capitaux dans le fonds à une valeur estimée à 5 470 M$ pour le gouvernement entre 2021 et 2040. Le tableau 18 présente les avantages de la conservation du gaz et du fonds pendant la période visée par l’analyse.

Tableau 18 : Avantages par la conservation du gaz et les contributions au fonds
  2021-2025 2026-2029 2030 2031-2040 Total
Conservation du gaz (PJ) 0 38 12 124 173
Valeur du gaz conservé (M$) 0 126 37 735 898
Capitaux du fonds (M$) 0 1 753 693 3 025 5 470

Les mesures de conservation du méthane et le fonds sont les voies représentatives retenues à des fins de modélisation. En réalité, les intervenants ne choisiront pas nécessairement ces voies pour se conformer. Il est possible que les avantages prévus ne se réalisent pas. Si le fonds est choisi, des capitaux seraient créés pour investir dans des projets permettant de réduire davantage les émissions de GES. Nous ignorons pour l’instant quels projets bien précis recevraient le soutien du fonds. Sans renseignements sur les paramètres des projets, il est impossible d’estimer les réductions différentielles d’émissions de GES. La quantification des réductions d’émissions générées par le fonds dépasse le cadre de cette analyse, mais comme ce même fonds serait là pour créer des réductions réelles, à court terme et traçables, il devrait contribuer à la réalisation de l’objectif du projet de règlement qui est de réduire les émissions de GES de jusqu’à 23 Mt.

Résumé des coûts de conformité de l’industrie

On prévoit que des unités de conformité pourraient être créées avec le projet de règlement pour des activités qui auraient normalement eu lieu dans le cadre du scénario de référence. Ainsi, les coûts ne seraient pas tous attribuables au projet de règlement. Les coûts différentiels de conformité sont estimés à 26,9 G$ et les économies correspondantes à 39,2 M$. Selon les estimations, les coûts différentiels de conformité attribuables au projet de règlement seraient de 26,9 G$ pendant la période visée par l’analyse. Ces coûts et économies sont présentés au tableau 19 qui suit.

Tableau 19 : Coûts nets de conformité (millions de dollars)

Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement. Les valeurs monétaires sont actualisées à un taux de 3 %.

  2021-2025 2026-2029 2030 2031-2040 Total
Coûts de conformité 5 435 6 055 2 242 13 211 26 943
Économies de conformité 0 12 3 24 39
Coûts nets de conformité 5 435 6 043 2 240 13 187 26 904

Le projet de règlement engendre des coûts différentiels de conformité en 2024, parce que la plupart des voies de conformité exigent un investissement initial et un certain délai avant que les projets soient opérationnels. La création anticipée des unités de conformité et les exigences peu strictes les premières années du projet de règlement permettent d’accumuler des unités de conformité issues de mesures prévues dans le scénario de référence (par exemple la fourniture de combustibles à faible IC dans le cadre du Règlement sur les carburants renouvelables). L’accumulation des unités de conformité les premières années devrait donner assez de temps aux entreprises pour investir dans les projets requis pour 2030 au moment où le projet de règlement aura l’exigence de réduction la plus stricte. Des coûts d’exploitation ne sont donc pas supportés avant 2026, puisque l’industrie se conformera avant en utilisant les unités de conformité accumulées des mesures du scénario de référence entre 2021 et 2025 (voir la section qui précède où est résumée la création d’unités de conformité). Les coûts nets d’exploitation augmenteraient progressivement de 2026 à 2029 et atteindraient un sommet en 2030 (à 2 096 M$). Ils diminuent peu à peu de 2031 à 2040 à cause de l’augmentation du nombre d’unités de conformité issues du changement de combustibles par l’utilisateur final, d’où un moindre besoin d’utiliser les unités de conformité de voies supplémentaires. Le tableau 20 présente les estimations de coûts nets de conformité par catégorie de conformité.

Tableau 20 : Coûts nets de conformité par catégorie de conformité (millions de dollars)

Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement. Les valeurs monétaires sont actualisées à un taux de 3 %.

  2021-2025 2026-2029 2030 2031-2040 Total
Mesures le long du cycle de vie 3 990 2 357 265 2 243 8 855
Fourniture de combustibles faibles en carbone 1 445 1 476 889 7 556 11 366
Technologies émergentes 0 457 392 363 1 213
Paiements au fonds 0 1 753 693 3 025 5 470
Coûts nets de conformité 5 435 6 043 2 240 13 187 26 904

Coûts administratifs de conformité du gouvernement et de l’industrie

Le projet de règlement obligerait les fournisseurs principaux à tenir des registres et à présenter des rapports (rapport d’enregistrement, rapport de conformité, rapport sur les raffineries et les usines de valorisation, rapport sur la vérification, etc.). Ces fournisseurs devraient également supporter des coûts pour déclarer des renseignements sur les activités de création d’unités de conformité et en vérification de rapports par des tiers. De plus, les fournisseurs principaux et les producteurs et importateurs de combustibles renouvelables qui étaient préalablement réglementés dans le cadre du Règlement sur les carburants renouvelables (RCR) bénéficieraient de certaines économies administratives annuelles en raison de l’abrogation du RCR. Par conséquent, les coûts administratifs nets pour les fournisseurs principaux sont estimés à 8,2 millions de dollars sur la période d’analyse. Les économies de coûts administratifs pour les fournisseurs principaux et les producteurs et importateurs de carburants renouvelables sont estimées à 5,4 millions de dollars de 2021 à 2040. Ainsi, les coûts totaux administratifs nets pour l’industrie peuvent être estimés à 2,8 M$ pour la période 2021-2040référence 80.

Le Ministère engagerait des coûts d’opportunité pour faire appliquer et administrer le projet de règlement. En matière d’exécution, des coûts seraient à prévoir pour le recrutement et la formation de nouveaux agents d’application de la loi, pour le perfectionnement du personnel d’exécution en place et pour l’équipement et les inspections. Nous estimons que les coûts d’exécution seront de 9,7 M$ au total entre 2021 et 2040.

Les coûts d’opportunité de mise en œuvre de programme visent le recrutement et la formation de nouveaux employés à plein temps, la formation et le matériel, l’analyse des politiques, la collecte des données, l’analyse, la vérification et la validation par des tiers vérificateurs, la promotion de la conformité, la production de rapports et la gestion de l’information. Le Ministère devrait aussi prendre en charge les coûts administratifs de la conception et de la mise en place d’un système de transactions de cession d’unités de conformité, vérifier les voies de conformité et mettre à jour les outils et les systèmes en question. Nous prévoyons que, dans l’ensemble, les coûts de programme pour le projet de règlement seront d’environ 75,0 M$ de 2021 à 2040.

Tableau 21 : Coûts administratifs pour l’industrie et le gouvernement (millions de dollars)

Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement. Les valeurs monétaires sont actualisées à un taux de 3 %.

  2021-2025 2026-2029 2030 2031-2040 Total
Coûts administratifs de l’industrie 2,7 1,7 0,4 3,4 8,2
Économies administratives de l’industrie (1,2) (1,3) (0,3) (2,6) (5,4)
Coûts administratifs du gouvernement 27,3 17,9 4,1 35,4 84,7
Coûts administratifs nets 28,7 18,3 4,2 36,2 87,5

Les coûts totaux administratifs nets encourus par l’industrie sont estimés à 2,8 millions de dollars entre 2021 et 2040, et les coûts totaux administratifs encourus par le gouvernement pour mettre en œuvre et appliquer le projet de règlement sont estimés à 84,7 millions de dollars sur la période de l’analyse. On estime à 87,5 M$ pendant la période 2021-2040 les coûts totaux administratifs encourus par l’industrie et le gouvernement pour veiller à la conformité avec le projet de règlement.

Analyse de seuil de rentabilité des résultats de l’estimation centrale

On estime que, de 2021 à 2040, le projet de règlement réduirait les émissions de GES de 221 Mt à des coûts cumulatifs de 27,0 G$ pour l’industrie et le gouvernement et de 20,6 G$ pour la société sur la période visée par l’analyse. Le tableau 22 résume les incidences de l’estimation centrale.

Tableau 22 : Incidences de l’estimation centrale (millions de dollars)

Nota : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement. Les valeurs monétaires sont actualisées à un taux de 3 %.

  2021-2025 2026-2029 2030 2031-2040 Total
Coûts liés à la création des unités de conformité 5 435 4 303 1 549 10 186 21 473
Coûts liés aux paiements du fonds 0 1 753 693 3 025 5 470
Coûts administratifs 30 20 5 39 93
Valeur des avantages de la conservation du gaz (0) (126) (37) (735) (898)
Économies liées à la création d’unités de conformité (0) (12) (3) (24) (39)
Avantages liés aux du fonds (0) (1 753) (693) (3 025) (5 470)
Économies administratives (1) (1) (0) (3) (6)
Coûts nets 5 463 4 183 1 513 9 463 20 623
Réductions des émissions de GES (Mt) 0 40 18 163 221

Pour estimer le coût par tonne du projet de règlement, on divise les coûts pour l’industrie et le gouvernement par la quantité d’émissions de GES réduites de 2021 à 2040. Pour dégager le coût net par tonne du projet de règlement, on divise les coûts pour l’industrie et le gouvernement moins les avantages par la quantité d’émissions de GES réduites de 2021 à 2040. Dans cette analyse, seules les valeurs monétaires des impacts sont actualisées. Les réductions d’émissions de GES ne sont pas actualisées. L’analyse a été effectuée de cette façon pour montrer quels seraient les coûts du projet de règlement pour atteindre les réductions estimées d’émissions de GES sous leur forme physique. Selon l’analyse, les réductions prévues des émissions se réaliseraient à un coût estimatif par tonne de 123 $ et à un coût net par tonne de 94 $ (voir le tableau 23).

Tableau 23 : Analyse de rentabilité de l’estimation centrale (2021-2040)

Note : L’addition des chiffres peut ne pas donner le total à cause de l’arrondissement. Les valeurs monétaires sont actualisées à un taux de 3 %. Les réductions des émissions de GHS ne sont pas actualisées.

  2021-2025 2026-2029 2030 2031-2040 Total
Coût (M$) 5 436 6 044 2 240 13 187 26 907
Coût net (M$) 5 463 4 183 1 513 9 463 20 623
Réductions des GES (Mt d’éq. CO2) 0 40 18 163 221
Coût par tonne ($/t d’éq. CO2) 123
Coût net par tonne ($/t d’éq. CO2) 94

Comme l’illustre le Guide d’analyse coûts-avantages pour le Canada publié par le SCT, les ministères et organismes fédéraux doivent dans leurs analyses réglementaires se reporter au coût social du carbone (CSC) pour mesurer les coûts et les avantages liés aux changements d’émissions de CO2référence 81. Le CSC est une mesure monétaire des dommages mondiaux attendus d’une tonne supplémentaire d’émissions de CO2 dans une année. L’estimation centrale est actuellement de 50 $/tonne de CO2 (en dollars de 2019)référence 82.

En général, dans le cas des règlements qui engendrent des émissions ou des réductions de CO2, le CSC sert à mesurer les coûts quantifiables de l’émission d’une tonne de CO2 dans une année. Pour calculer les avantages sociaux des réductions des émissions d’éq. CO2, nous multiplions le nombre annuel de tonnes de ces réductions par le CSC pour chaque année en question. Les valeurs monétaires des avantages sont actualisées à un taux de 3 % et les valeurs sont additionnées sur la période visée par l’analyse. Depuis 2016, toutes les analyses réglementaires fédérales où des émissions de GES entrent en ligne de compte s’appuient sur les valeurs de CSC que publie le Ministère. Ces valeurs de CSC sont dérivées de trois modèles intégrés d’évaluation révisés par des paires qui sont couramment utilisés : le modèle DICE (Dynamic Integrated Climate-Economy), le modèle PAGE d’analyse des politiques pour l’effet de serre (Policy Analysis for the Greenhouse Effect) et le modèle FUND (Climate Framework for Uncertainty, Negotiation and Distribution).

Des articles universitaires récents publiés par les auteurs des modèles DICE et PAGE indiquent que les itérations précédentes de leurs modèles que le Ministère a utilisées pour déterminer son estimation du CSC de 2016 sont aujourd’hui désuètes. Par exemple, l’estimation du CSC a plus que doublé dans la dernière version du modèle DICE par rapport à l’itération sur laquelle l’estimation actuelle du Ministère est fondée. Ce changement s’explique en grande partie causé par la mise à jour des estimations de la population mondiale, la révision des estimations d’activité économique et de l’intégration de nouvelles recherches sur le cycle du carboneréférence 83. Il y a aussi eu une révision du modèle PAGE qui comprend une mise à jour des données scientifiques sur le climat, une actualisation des données économiques et des nouveautés comme l’intégration de l’incidence de boucles de réaction à effet non linéaire dans l’Arctique sur le système climatique et économique mondial, ce qui a aussi fait augmenter de façon significative son estimation du CSCréférence 84.

C’est pourquoi les valeurs actuelles de CSC servant aux analyses réglementaires canadiennes sous-estiment sans doute les dommages du dérèglement climatique pour la société et les avantages sociaux des réductions des émissions de GES. Ainsi, une mise à jour du CSC en fonction des données climatologiques et économiques les plus récentes ferait probablement augmenter l’estimation du CSC. Le Ministère a entrepris cette mise à jour, mais les résultats ne sont pas encore disponibles.

Comme il est probable que l’estimation mise à jour du CSC du Ministère soit considérablement supérieure à sa valeur actuelle du CSC, une approche provisoire est utilisée dans cette analyse où les estimations plus récentes sont considérées en plus des estimations actuelles du Ministère. Cette approche est utilisée pour illustrer une gamme de valeurs plausibles si le Ministère devait mettre à jour son estimation du CSC en fonction des nouvelles versions des modèles actuellement utilisés.

Vu l’incertitude associée aux dommages évités des changements climatiques, une analyse de seuil de rentabilité a été effectuée pour établir la plage des avantages qui seraient nécessaires pour compenser les coûts monétaires du projet de règlement. Cette approche est simple et transparente, adopte une optique de tolérance des risques et maintient le lien entre les analyses passées et futures sur les changements climatiques.

L’analyse de seuil de rentabilité est une technique utilisée pour évaluer quelle doit être la valeur d’un effet non monétaire pour qu’il soit égal ou supérieur aux coûts nets. Elle est très efficace lorsque les analystes ne sont pas certains d’un paramètre clé comme celui de la valeur monétaire des avantages pour la société de la réduction des émissions de GES. En ce qui concerne les politiques relatives aux changements climatiques, l’analyse de seuil de rentabilité consiste à établir la valeur minimale du carbone par laquelle un règlement atteindrait le seuil de rentabilité pour veiller à ce que les avantages soient au moins égaux aux coûts.

Pour le projet de règlement, la valeur pour atteindre le seuil de rentabilité a été déterminée en estimant le coût net par tonne de réduction d’émissions de GES. Cette valeur est estimée à environ 94 $/tonne, telle qu’elle est présentée au tableau 23 ci-dessus. Pour valider cette valeur, le coût net par tonne du projet de règlement a été comparé à la valeur du CSC de l’estimation centrale du Ministère pour 2020 ainsi qu’à des estimations plus récentes publiées dans des articles universitaires qui utilisaient les modèles DICE et PAGE. Conformément aux méthodologies utilisées par d’autres administrations, afin de valider le seuil de rentabilité, la valeur doit se situer dans une plage plausible de valeurs similairesréférence 85. Dans ce cas, la valeur nécessaire pour atteindre le seuil de rentabilité a été comparée aux valeurs de CSC présentées au tableau 24.

Tableau 24 : Analyse de seuil de rentabilité de l’estimation centrale avec un coût net par tonne de 94 $

Note : L’estimation centrale du CSC du Ministère et l’estimation plus récente du modèle DICE sont actualisées à l’aide d’un taux réel d’actualisation de 3 %. L’estimation centrale du CSC par le Ministère est exprimée en dollars canadiens de 2019 à l’aide du déflateur du PIB canadien. Les estimations récentes des modèles DICE et PAGE sont exprimées en dollars canadiens de 2019 à l’aide du déflateur du PIB américain et du taux de change sur le marché. L’estimation récente du CSC du modèle PAGE est actualisée en utilisant la pondération des capitaux et la préférence pure pour le présentréférence 86.

Publication Estimation du CSC Résultat de l’ACA
Estimation CSC de l’estimation centrale du Ministère pour 2020 (mise à jour technique de 2016 [PDF], disponible en anglais seulement) 50 $/t CO2 Coût net
Estimation CSC à jour du modèle DICE pour 2020 (publication de 2017, disponible en anglais seulement) 135 $/t CO2 Avantage net
Estimation centrale CSC à jour du modèle PAGE pour 2020 (publication de 2019 [PDF], disponible en anglais seulement) 440 $/t CO2 Avantage net

Comme l’illustre le tableau 24, l’analyse de seuil de rentabilité laisse croire que, avec les estimations à jour du CSC, il est vraisemblable que le projet de règlement apporte un avantage net comme résultat.

Incertitude des estimations d’impact

Les résultats de cette analyse sont fondés sur des estimations de paramètres clés qui peuvent être supérieures ou inférieures à ce que peuvent indiquer les projections et les hypothèses utilisées dans cette analyse. Par exemple, la modélisation repose sur des hypothèses concernant la proportion d’unités de conformité créées dans les catégories 1, 2 et 3 et les coûts auxquels ces unités seraient créées. Ces hypothèses tiennent compte des coûts des technologies connues et matures ainsi de certaines hypothèses sur les technologies émergentes. La modélisation repose sur des projections de la demande d’énergie et des prix. De plus, elle suit les directives du SCT sur les analyses coûts-avantages des règlements fédéraux, qui exigent l’utilisation d’un taux d’actualisation de 3 % lorsqu’un règlement a des incidences sur la santé ou l’environnement.

Vu cette incertitude, des analyses de sensibilité ont été effectuées pour évaluer l’incidence des variations de ces paramètres sur les effets prévus du projet de règlement, et ce, autant que possible entre 2021 et 2040.

Création des unités de conformité : Le nombre estimatif d’unités de conformité créées dans chaque voie de conformité peut être supérieur ou inférieur à l’estimation centrale de l’analyse, comme peuvent l’être, par conséquent, les valeurs estimées des coûts et des réductions différentiels (les incidences sont présentées aux tableaux 25 et 26 plus loin). Le Ministère a sollicité la rétroaction des intervenants, ce qui a donné un éventail de résultats. Il faut s’attendre par ailleurs à ce que l’évolution de la demande d’énergie et les futurs progrès technologiques permettent la création d’un nombre d’unités de conformité largement supérieures aux valeurs estimées. Pour évaluer l’incidence des différentes estimations des unités de conformité sur les résultats finaux, des analyses de sensibilité ont été menées selon sept scénarios :

Il est possible qu’un scénario se présente où les unités de conformité issues des technologies émergentes ne se réalisent pas. C’est ce qui se produirait si les progrès technologiques et/ou les taux d’adoption des technologies émergentes (cotraitement, par exemple) étaient moindres que prévu. On peut s’attendre dans ce cas à ce que les voies de création d’unités de conformité issues des technologies émergentes soient remplacées par les unités de conformité des échanges entre catégories de combustibles (elles sont disponibles à hauteur de 10 % de l’exigence de réduction de l’IC dans une année) et que les intervenants soient encore en mesure de se conformer. Les intervenants pourraient également reporter jusqu’à 10 % de l’exigence annuelle s’ils sont incapables d’acquérir ou de créer assez d’unités de conformité.

Prévisions de prix : L’analyse serait sensible aux hypothèses et aux prévisions des prix de l’énergie pendant la période visée par l’analyse. C’est pourquoi nous présentons dans cette analyse des scénarios haut et bas pour la différence de prix entre les combustibles fossiles et les combustibles à faible IC. Dans le scénario minimal, la différence est de 50 % inférieure à celle de l’estimation centrale à 12 % pour l’éthanol et l’essence, à 8 % pour le biodiesel et le diesel et à 11 % pour le DRPH et le biodiesel. Dans le scénario maximal, la différence est de 50 % supérieure à celle de l’estimation centrale à 36 % pour l’éthanol et l’essence, à 25 % pour le biodiesel et le diesel et à 28 % pour le DRPH et le biodiesel. Nous estimons que le projet de règlement déterminerait un coût net par tonne de 75 $ pour le scénario minimal (valeur inférieure à celle de l’estimation centrale) et de 111 $ pour le scénario maximal (valeur supérieure à celle de l’estimation centrale).

Taux d’actualisation : Le SCT recommande un taux d’actualisation de 7 % pour les analyses coûts-avantages dans la plupart des cas. Un taux inférieur (3 %) est considéré être plus approprié lorsqu’il s’agit d’analyses en santé et en environnement ou si un règlement a des incidences à long terme. Une analyse de sensibilité a été effectuée pour comparer l’estimation centrale (3 %) au taux supérieur d’actualisation (7 %). Nous estimons que ce scénario donnerait un coût net par tonne de 64 $ (valeur inférieure à celle de l’estimation centrale).

Tableau 25 : Analyse de sensibilité des résultats de rentabilité (2021-2040)

Nota : Les valeurs sont annualisées à un taux de 3 % sauf là où un taux de 7 % est employé.

Variable(s) Cas de sensibilité Coûts nets (millions) Réduction des GES (Mt) Coût net par tonne ($/t d’éq. CO2)
Estimation centrale (tableau 23) S.O. 20 623 221 94
Unités de conformité issues des mesures le long du cycle de vie Moins 26 728 208 128
Plus 21 115 227 93
Unités de conformité issues de la fourniture de combustibles à faibles IC Moins 24 018 191 126
Plus 19 554 200 98
Unités de conformité issues du changement de combustibles par l’utilisateurs final Moins 26 601 254 105
Plus 16 357 173 95
Fonds Non-utilisation 26 093 244 107
Différence de prix : combustibles faibles en carbone et fossiles Moins 16 668 221 75
Plus 24 506 221 111
Taux d’actualisation 7 % 14 059 221 64

Pour valider la valeur nécessaire au seuil de rentabilité, le coût net par tonne du projet de règlement a été comparé à l’estimation centrale du CSC du Ministère pour 2020 (50 $/t CO2), ainsi qu’aux estimations récentes publiées dans les articles universitaires qui utilisaient les modèles DICE et PAGE (135 et 440 $/t CO2 respectivement). Pour que cette valeur soit vraisemblable, elle doit se situer dans la plage des valeurs du CSC au tableau 26.

Tableau 26 : Analyse de sensibilité de la vraisemblance du point d’équilibre (2021-2040)
Variable(s) Cas de sensibilité Coût net par tonne
($/t éq. CO2)
Résultat de rentabilité
Ministère
(50 $/t CO2)
DICE
(135 $/t CO2)
PAGE
(440 $/t CO2)
Cas central (tableau 23)   94 Coût net Avantage net Avantage net
Unités de conformité venant des mesures le long du cycle de vie Moins 128 Coût net Avantage net Avantage net
Plus 93 Coût net Avantage net Avantage net
Unités de conformité venant de la fourniture de combustibles faibles en carbone Moins 126 Coût net Avantage net Avantage net
Plus 98 Coût net Avantage net Avantage net
Unités de conformité venant du changement de combustibles par l’utilisateur final Moins 105 Coût net Avantage net Avantage net
Plus 95 Coût net Avantage net Avantage net
Fonds Non-utilisation 107 Coût net Avantage net Avantage net
Différence de prix : combustibles faibles en carbone et fossiles Moins 75 Coût net Avantage net Avantage net
Plus 111 Coût net Avantage net Avantage net
Taux d’actualisation 7 % 64 Coût net Avantage net Avantage net

On estime que, pendant la période visée par l’analyse, le projet de règlement engendrerait des coûts pour la société par tonne variant de 64 $ à 128 $, l’estimation centrale étant 94 $. Dans tous les scénarios de sensibilité, il est vraisemblable que le projet de règlement apporte encore un avantage net comme résultat.

Incidences potentielles des modifications apportées à la conception réglementaire proposée en juin 2020

Le scénario réglementaire évalué dans cette analyse est l’approche réglementaire proposée telle que présentée aux intervenants dans les consultations de juin 2020. Depuis, le Ministère a modifié la conception du projet de règlement en fonction des commentaires reçus des parties prenantes et après des analyses supplémentaires. Au nombre des changements importants ayant une incidence sur les résultats de l’analyse, mentionnons les délais accordés pour l’élimination progressive des unités de conformité de recharge résidentielle des véhicules électriques (qui débutera en 2031 plutôt qu’en 2027) et pour l’entrée en vigueur des exigences de réduction (maintenant fixée au 1er décembre 2022 plutôt que le 1er juin 2022). La dernière période de conformité du Règlement sur les carburants renouvelables (RFR) serait 2022, la période de déclaration finale et de rajustement serait en 2023, et le RFR serait abrogé en 2024. Toutefois, lors des consultations en juin 2020, il était prévu que la dernière période de conformité du RFR soit 2021, que la période de déclaration finale et de rajustement soit en 2022, et que l’abrogation soit en 2023. Par conséquent, la conversion unique des unités de conformité du RFR aurait lieu en 2023 plutôt qu’en 2022. Ces changements n’ont pu être intégrés à temps à l’analyse pour la publication dans la Partie I de la Gazette du Canada. Ces changements de conception seront toutefois intégrés à l’analyse qui accompagnera la publication de la version définitive du règlement dans la Partie II de la Gazette du Canada.

Le délai accordé dans l’élimination progressive des crédits de recharge résidentielle pour les VE entraînerait un plus grand nombre d’unités de conformité créées par le changement de combustibles pour l’utilisateur final au cours de la période d’analyse. Étant donné que les unités de conformité provenant du changement de combustibles par l’utilisateur final sont considérées comme non incrémentielles, les unités de conformité obtenues par des mesures prévues dans le cas de référence augmenteraient, remplaçant les actions supplémentaires à coût plus élevé. Par conséquent, les coûts totaux et les émissions de GES différentiels estimés entre 2021 et 2040 diminueraient.

Le délai accordé pour l’entrée en vigueur réduirait les unités requises en 2022. Cependant, toutes les unités créées à partir de mesures prévues dans le cas de référence entre le moment où la version définitive du règlement devrait être enregistrée en 2021 et son entrée en vigueur à la fin de 2022 seraient accumulées. Les six mois supplémentaires donneraient aux fournisseurs principaux un délai plus long pour développer et établir des voies de conformité supplémentaires, ce qui réduirait légèrement les coûts différentiels cumulatifs et les réductions différentielles d’émissions de GES.

De plus, le retard dans la conversion unique des unités entraînerait une année supplémentaire de création d’unité sous le RFR. Conjointement au changement de la date d’entrée en vigueur, cela fournirait des unités supplémentaires prévues dans le cas de référence, ce qui donnerait aux fournisseurs principaux un délai un peu plus long pour développer et établir des voies de création d’unités supplémentaires. Cependant, le retard dans la conversion unique des unités ne devrait pas modifier de manière importante les unités prévues dans le cas de référence ou les unités requises et aurait un impact non significatif sur les coûts cumulatifs et les réductions d’émissions de GES.

Dans l’ensemble, certaines mesures supplémentaires et certains coûts d’immobilisations pourraient ne pas être nécessaires aussi tôt que prévu dans l’analyse en raison de ces changements de conception. On s’attend à ce que ces impacts soient retardés d’environ un an. Les estimations des coûts cumulatifs et des réductions des émissions de GES pour 2030 pourraient légèrement diminuer, mais ces changements ne devraient pas modifier sensiblement les résultats.

Répercussions possibles de la pandémie de COVID-19

Le scénario de référence ne tient pas compte des répercussions de la pandémie de COVID-19, parce qu’il a été élaboré avant que des prévisions mises à jour ne soient disponibles. On s’attend à ce que ces répercussions influent sur les résultats de notre analyse; elles figureront dans le scénario de référence aux fins de l’analyse du projet final de règlement dans la Partie II de la Gazette du Canada. Pour l’instant, nous décrivons qualitativement dans cette section certains effets probables de la COVID-19 sur nos résultats.

Les fournisseurs principaux, les fournisseurs de combustibles à faible intensité en carbone et d’autres secteurs de l’économie ont vu la demande de leurs produits décroître largement à cause des consignes de distanciation sociale et des mesures de confinement destinées à restreindre la propagation de ce virus. Le secteur pétrolier et gazier a été particulièrement affecté par un effondrement des cours mondiaux du pétrole imputable à la fois à la baisse de la demande causée par la pandémie et à l’offre excédentaire de pétrole dans le monderéférence 87.

D’après l’Agence internationale de l’énergie, ces consignes et ces mesures ont également perturbé la chaîne d’approvisionnement et retardé les projets de construction dans les secteurs des énergies renouvelables. Les restrictions des activités et des voyages d’affaires ont diminué la demande d’énergie dans les transports et l’industrie, réduisant ainsi la consommation d’énergie à faible IC. Les problèmes macroéconomiques émergents peuvent avoir pour effet d’annuler ou de suspendre les décisions d’investissement dans les projets en cours d’élaboration, même là où ceux-ci se trouvent à un stade avancéréférence 88.

La conséquence peut en être que les fournisseurs principaux et les participants volontaires seront moins capables d’investir dans des mesures de création d’unités de conformité les toutes premières années du projet de règlement. On peut donc prévoir que les estimations à court terme des unités de conformité requises et des avantages et des coûts différentiels seraient inférieures aux estimations de notre analyse. Pour atténuer les obstacles possibles à l’investissement en raison de la COVID-19, le projet de règlement est moins rigoureux les premières années et les entreprises devraient pouvoir s’y conformer sans devoir consentir des investissements supplémentaires.

Dans son Rapport sur la politique monétaire de juillet 2020, la Banque du Canada prévoit un fort rebond de l’activité économique en phase de réouverture dans la reprise après la pandémie de COVID-19. Devrait suivre une phase plus longue de récupération à moyen terme dans un lent retour aux niveaux prépandémiques d’activité économique au Canadaréférence 89. Il est difficile de prévoir la trajectoire du virus ou son impact à long terme sur le comportement des consommateurs et des entreprises en matière de demande d’énergie. Il peut toutefois être raisonnable de s’attendre à ce que les entreprises éprouvent moins de difficulté à réunir les capitaux à investir à mesure que le projet de règlement gagnera en rigueur à plus longue échéance. On peut en outre prévoir que les estimations à long terme des unités de conformité requises et créées et des avantages et des coûts différentiels seront relativement semblables à celles que présente notre analyse.

Analyse distributionnelle des répercussions du projet de règlement

Pour la période allant de 2021 à 2040, les réductions totales des émissions de GES au Canada attribuables au projet de règlement sont estimées à environ 221 Mt d’éq. CO2 (environ 17,5 Mt en 2030), à un coût sociétal net d’environ 20,6 milliards de dollars. La présente analyse expose les avantages et les coûts pour l’ensemble de la société canadienne. Le projet de règlement devrait également faire augmenter le prix des combustibles, de sorte qu’une analyse du prix des combustibles, présentée ci-dessous, a été effectuée. De plus, les répercussions directes du projet de règlement et les effets des variations relatives des prix de l’énergie ne sont pas ressentis uniformément dans l’ensemble de la société. Par conséquent, l’analyse a tenu compte de la répartition d’un éventail de répercussions, y compris les répercussions sur le PIB du Canada et les émissions de GES, les répercussions sur les provinces et les territoires, les répercussions sur les secteurs, ainsi que les répercussions sur les ménages et l’analyse comparative entre les sexes plus (ACS+). En outre, la répartition de ces répercussions est présentée avec 2030 comme année représentative, année où le projet de règlement atteindrait les exigences les plus sévères.

Analyse du prix des combustibles

On s’attend à ce que le projet de règlement fasse augmenter les coûts de production des fournisseurs principaux, ce qui ferait augmenter le prix des combustibles liquides pour les ménages et le transport de marchandises puisque ce sont les principaux consommateurs de combustibles liquides. Le tableau 27 présente la répartition prévue en 2030 de la demande en énergie provenant des combustibles liquides par grand secteur. La majeure partie de la demande en essence et en mazout léger est consommée par les ménages et la majeure partie de la demande en diesel et en mazout lourd est consommée par le transport de marchandises et l’industrie.

Tableau 27 : Répartition de la demande en énergie liquide par secteur en 2030
Secteur Part de la demande en énergie — combustibles liquides (%)
Ménages 41
Transport de marchandises 40
Industrie 11
Secteur commercial 8
Service d’électricité — production < 1

Les répercussions sur les prix au cours des premières années d’application du projet de règlement devraient être minimes, compte tenu de l’exigence de départ moins stricte imposée en 2022 (2,4 g éq. CO2/MJ) qui serait satisfaite par des unités de conformité obtenues à la suite des mesures prévues dans le scénario de référence (par exemple les unités de conformité de changement de combustible par l’utilisateur final et les exigences existantes sur la teneur minimale en carburants renouvelables), unités de conformité qui seraient accumulées et conservées au cours des premières années. Au fil de l’augmentation graduelle des exigences jusqu’à 12 g éq. CO2/MJ en 2030, les répercussions supplémentaires sur les prix augmenteront probablement d’année en année, à mesure que les entreprises commenceront à investir dans des projets créateurs d’unités de conformité supplémentaires.

Le tableau 28 présente en trois scénarios les répercussions différentielles possibles sur les prix des combustibles fossiles liquides en 2030, dans l’hypothèse d’une demande en énergie constante (une analyse d’équilibre partiel). Un des scénarios représente une situation de faible probabilité dans laquelle toutes les unités de conformité seraient créées et utilisées par les fournisseurs principaux pour satisfaire à leur exigence de réduction de l’IC et, par conséquent, ne seraient pas vendues sur le marché des unités de conformité. Cette estimation a été établie à partir d’un coût moyen de création d’unité de conformité fixé à environ 110 $ par unité en 2030. Le coût moyen a été estimé sur la base du coût de création d’une unité de conformité associé à chaque filière en 2030, multiplié par le nombre d’unités de conformité créées par chaque filière. Un autre scénario représente une autre situation de faible probabilité dans laquelle toutes les unités de conformité seraient créées par des parties volontaires et seraient vendues sur le marché des unités de conformité à la valeur du marché. Cette estimation a été établie à partir du coût marginal de création d’une unité de conformité, évalué à 330 $ par unité en 2030.

Ces scénarios représentent les limites inférieures et supérieures de l’estimation des coûts moyens de création d’unités de conformité (les unités de conformité seraient entièrement ou aucunement vendues sur le marché). Une situation plus probable serait celle où les unités de conformité seraient en partie vendues sur le marché des unités de conformité à la valeur du marché et en partie créées et utilisées par les fournisseurs principaux pour satisfaire à leur exigence de réduction de l’IC. Par exemple, il est attendu que la plupart des unités de conformité découlant des mesures prises tout au long du cycle de vie seraient créées par les fournisseurs principaux et ne soient pas vendues sur le marché, tandis que la plupart des unités de conformité de changement de combustible par l’utilisateur final seraient créées par des parties volontaires et mises sur le marché des unités de conformité à la valeur du marché. On s’attend à ce que les unités de conformité provenant de la fourniture de combustibles à faible IC soient créées en partie par des parties volontaires et en partie par des fournisseurs principaux. Ces unités de conformité pourraient ne pas être vendues sur le marché s’il existe un contrat entre les parties volontaires qui produisent des combustibles à faible IC et les fournisseurs principaux.

Dans cette optique, certains scénarios simples ont été envisagés pour établir une fourchette plus étroite d’estimations probables du coût par unité de conformité. Ces scénarios indiquent que le coût moyen se situerait dans cette fourchette et une valeur de 215 $ est utilisée pour établir une estimation centrale de l’augmentation probable des coûts des combustibles attribuables au projet de règlement.

Tableau 28 : Fourchette estimative des répercussions différentielles sur le prix des combustibles en 2030 (cents par litre)

Remarque : Cette analyse ne tient pas compte de l’augmentation de l’utilisation de combustibles à faible IC dans les stocks de combustibles.

Stock de combustibles Aucune unité de conformité vendue sur le marché (Toutes les unités de conformité sont créées par les fournisseurs principaux) Unités de conformité en partie vendues sur le marché (Certaines unités de conformité sont créées par les fournisseurs principaux) Toutes les unités de conformité vendues sur le marché (Aucune unité de conformité n’est créée par les fournisseurs principaux)
Stock d’essence 4 7 11
Stock de diesel 4 9 13
Stock de mazout léger 5 9 14
Stock de mazout lourd 5 10 15

La mesure dans laquelle l’augmentation des coûts de production entraînerait une augmentation des prix à la consommation dépend de plusieurs facteurs du marché, notamment les contraintes de distribution, la concurrence sur le marché, la capacité et la production des raffineries et la demande de combustibles. Parmi les divers facteurs qui influent sur les prix des combustibles, celui du pétrole brut présente la plus forte variabilité. La Energy Information Administration estime que le marché du pétrole brut, qui est sujet à la spéculation, aux chocs pétroliers, aux perturbations de l’offre et à l’incertitude générale, est le facteur qui influence le plus l’évolution des prix de l’essenceréférence 90. Par exemple, le prix moyen approximatif de l’essence au Canada de 2010 à 2019 a varié entre 90 et 140 cents le litreréférence 91. Les prix de l’essence connaissent une volatilité souvent liée aux fluctuations du marché du pétrole brut, mais l’essence est soumise à ses propres pressions de l’offre et de la demande. Au cours d’une année typique, les tendances cycliques, comme les variations saisonnières des coûts de raffinage, les ajustements de la production et l’évolution de la demande, contribuent aux fluctuations des prix de l’essenceréférence 90. Par conséquent, même si le projet de règlement faisait augmenter le prix des combustibles, ces répercussions prévues sur le prix des combustibles se situeraient dans la fourchette des fluctuations régulières de ces prix.

Modèle EC-PRO

Une analyse macroéconomique des répercussions sur le PIB et les émissions de GES, des répercussions sur les provinces et les territoires et des répercussions sur les secteurs a été modélisée à l’aide de EC-PRO, le modèle d’équilibre général calculable (EGC) des politiques sur les changements climatiques du Ministère. EC-PRO saisit les différences entre les provinces et les territoires et prévoit les répercussions nationales. EC-PRO simule la réaction au projet de règlement des principaux secteurs économiques du Canada dans chacune des administrations et modélise les interactions entre les secteurs, y compris le commerce interprovincial. Le modèle saisit les caractéristiques de la production et des habitudes de consommation provinciales au moyen d’un tableau offre-consommation détaillé et relie les provinces par le biais du commerce bilatéral. Chaque province et territoire est explicitement représenté en tant que région. Le reste du monde est représenté par des flux d’importations et d’exportations vers les provinces et les territoires canadiens, qui sont présumés être des preneurs de prix sur les marchés internationaux. Le modèle incorpore les données sur la consommation d’énergie et les émissions issues de la combustion provenant du scénario de référence du Ministère.

Répercussions sur le PIB et les émissions de GES

Le projet de règlement ferait augmenter les coûts de production des fournisseurs principaux. Sous réserve des considérations de marché présentées précédemment, il est probable qu’au moins une partie de ces coûts soit répercutée sur les consommateurs de combustibles liquides (c’est-à-dire les ménages et les utilisateurs industriels), sous forme d’une hausse de prix. D’un autre côté, la création d’unités de conformité générerait des revenus pour les fournisseurs d’énergie à faible IC, ce qui rendrait les sources d’énergie à faible IC (par exemple l’électricité) relativement moins coûteuses en comparaison. Dans l’ensemble, ces répercussions sur les prix devraient entraîner une diminution de la demande pour les combustibles fossiles et une augmentation de la demande pour des sources d’énergie à faible IC. Afin d’évaluer l’incidence directe du projet de règlement ainsi que l’effet des variations relatives des prix sur l’activité économique canadienne et les émissions de GES, une analyse macroéconomique a été effectuée à l’aide du modèle EC-PRO. Comme EC-PRO est un modèle d’équilibre général, il saisit les répercussions directes et indirectes sur toutes les composantes du PIB. Le modèle indique le projet de règlement entraînerait une diminution du PIB du Canada d’au plus 6,4 milliards de dollars (ou d’au plus 0,2 % du PIB du Canada) et des réductions d’émissions de GES d’au plus 20,6 Mt en 2030, en supposant que toutes les unités de conformité soient mises sur le marché et vendues au coût marginal par unité de conformité.

Le projet de règlement fonctionnerait en conjonction avec d’autres politiques fédérales, provinciales et territoriales sur les changements climatiques pour inciter les entreprises à investir dans des technologies et des combustibles novateurs en établissant des cibles de réduction à long terme, prévisibles et rigoureuses. Le large éventail de stratégies de conformité autorisées en vertu du projet de règlement donnerait également aux fournisseurs de combustibles fossiles la flexibilité de choisir les mesures de conformité les moins coûteuses disponibles. Si le projet de règlement entraîne plus d’innovation à long terme et d’économies d’échelle que ce qui prévu dans l’estimation présentée dans cette analyse, le projet de règlement pourrait entraîner des réductions plus importantes et une baisse des coûts, en particulier sur une période plus longue.

Répercussions sur le PIB par province et territoire

Les coûts engendrés par le projet de règlement varieraient selon la région. Le tableau 29 présente la répartition des répercussions estimées au moyen d’EC-PRO que le projet de règlement aurait sur le PIB à travers le Canada. Dans l’ensemble, le règlement aurait des répercussions négatives sur le PIB de la plupart des administrations.

Tableau 29 : Répartition régionale des répercussions estimées sur le PIB en 2030
Province/territoire Millions de dollars Variation en pourcentage (%)
Colombie-Britannique (171) < (0,1)
Alberta (171) < (0,1)
Saskatchewan (17) < (0,1)
Manitoba (361) (0,4)
Ontario (3 710) (0,4)
Québec (1 273) (0,2)
Nouveau-Brunswick (208) (0,5)
Nouvelle-Écosse (229) (0,5)
Île-du-Prince-Édouard (35) (0,4)
Terre-Neuve-et-Labrador (243) (0,7)
Yukon (3) < (0,1)
Territoires du Nord-Ouest 17 0,6
Nunavut 31 0,9

Il est estimé que le projet de règlement aurait une incidence négligeable sur le PIB de la Colombie-Britannique en raison des revenus générés à partir des unités de conformité prévues dans le scénario de référence provenant des combustibles à faible IC attribuées au règlement provincial existant Renewable and Low Carbon Fuel Requirements Regulation et des unités de conformité pour le changement de combustible par l’utilisateur final dans cette province également prévues dans le scénario de référence. Il est également estimé que les répercussions sur le PIB de l’Alberta et de la Saskatchewan seraient négligeables puisque les secteurs pétroliers en amont sont en grande partie situés dans ces provinces et qu’il est ainsi possible de générer davantage de revenus de la création d’unités de conformité grâce aux mesures prises le long du cycle de vie des combustibles (comme le captage et le stockage du carbone et le torchage ou la conservation du méthane) par rapport aux autres provinces.

L’Ontario et le Québec connaîtraient la plus forte diminution absolue de leur PIB du fait que ce sont les provinces les plus importantes selon la population et que la consommation globale de combustible y est plus élevée que dans les autres provinces. Cependant, par rapport à la taille de leur PIB, il est estimé que les provinces du Canada atlantique seraient plus durement touchées par le règlement. Cette situation tient en bonne partie au fait que les provinces de l’Atlantique utilisent plus de mazout léger pour le chauffage domestique que les autres provinces. Cependant, le gouvernement envisage des mesures pour accélérer la transition à d’autres sources d’énergie pour remplacer le mazout léger dans les provinces de l’Atlantique afin de réduire cet impact. En outre, il est estimé que le Canada atlantique a moins de possibilités de créer des unités de conformité à partir des mesures prises le long du cycle de vie des combustibles (par exemple les provinces n’ont aucune possibilité de créer des unités de conformité à partir du captage et du stockage du carbone en raison des conditions de stockage géologique inadéquates pour cette pratique). De plus, les unités de conformité prévues dans le scénario de référence provenant des véhicules électriques et des combustibles à faible IC sont moins élevées au Canada atlantique que dans les autres provinces. Cette absence d’unités de conformité dans le scénario de référence touche tout particulièrement Terre-Neuve-et-Labrador, étant donné que la province n’impose aucune exigence sur les teneurs minimales en combustibles à faible IC et qu’elle bénéficie d’une exemption en vertu du Règlement sur les carburants renouvelables.

Comparativement à la plupart des autres provinces, le Québec est moins touché par le projet de règlement du fait que les unités de conformité prévues dans le scénario de référence provenant des véhicules électriques y sont supérieures à la moyenne nationale. Cette situation tient au fait que le Québec a adopté des politiques provinciales sur les véhicules électriques et que l’IC de son réseau d’électricité est la plus faible au Canada. Il est estimé que les répercussions sur le PIB de l’Ontario et du Manitoba sont proportionnellement comparables. Bien que la consommation de combustible par unité de PIB devrait être plus élevée au Manitoba qu’en Ontario, les unités de conformité provenant de l’adoption de véhicules électriques au Manitoba sont plus élevées en raison de la faible IC du réseau électrique de la province. Par conséquent, la diminution du PIB du Manitoba est semblable à celle du PIB de l’Ontario. Dans ces trois régions, les possibilités de créer des unités de conformité à partir des mesures prises le long du cycle de vie des combustibles sont limitées puisque la majorité des unités de conformité proviennent de l’offre de combustibles à faible IC et de l’adoption de véhicules électriques.

Les combustibles liquides fournis aux collectivités éloignées non industrielles sont exemptés en vertu du projet de règlement. Par conséquent, une des hypothèses du modèle est que les combustibles liquides fournis aux territoires ne sont pas assujettis aux obligations, mais que les territoires pourraient tout de même générer des revenus grâce à la création d’unités de conformité. Dans le modèle, les unités de conformité créées dans les territoires proviennent d’un changement endogène où les combustibles sont remplacés par des sources d’énergie à faible IC. Cette situation favorise le PIB des territoires. En réalité, l’incidence positive sur le PIB des territoires n’est peut-être pas aussi marquée que le montre la présente estimation, étant donné que l’analyse ne tient pas compte des coûts liés aux combustibles liquides fournis aux utilisateurs industriels des collectivités éloignées.

Impacts par secteur

On s’attend à ce que le projet de règlement puisse entraîner une augmentation des coûts de production pour les fournisseurs principaux (surtout les raffineries de pétrole et les usines de valorisation). À leur tour, les prix plus élevés des combustibles fossiles liquides qui en résulteraient augmenteraient les coûts pour les secteurs qui utilisent ces combustibles dans leurs processus de production, ce qui entraînerait des changements dans la production. Le tableau 30 présente l’estimation de la variation en pourcentage de la production par secteur en 2030, en supposant que toutes les unités de conformité sont mises sur le marché et vendues au coût marginal par unité de conformité. La variation de la production reflète l’augmentation ou la diminution de la production de produits finis dans un secteur particulier. Dans le modèle ECPRO, les secteurs s’adaptent à l’évolution des prix afin de maximiser les profits, et chaque secteur est modélisé comme une seule entreprise représentative par province ou territoire. Par conséquent, les résultats ne reflètent pas les répercussions sur chaque installation. En fonction de ces hypothèses, il est estimé que le projet de règlement aurait des répercussions négatives sur la production pour tous les secteurs, à l’exception de la génération d’électricité. Il existe une incertitude quant à la mesure dans laquelle les consommateurs de combustibles pourraient remplacer les combustibles fossiles liquides et apporter des améliorations d’efficacité pour atténuer les répercussions sur les coûts et les réductions de production qui en résultent.

Tableau 30 : Variation du coût de la production par secteur en 2030 (en pourcentage)
Secteur Variation de la production (%)
Production d’électricité 0,2
Ciment et autres minéraux non métalliques <(0,1)
Services (0,1)
Fabrication et construction (0,1)
Transport aérien (0,1)
Exploitation minière (y compris le charbon) (0,1)
Usines de valorisation des sables bitumineux (0,1)
Oléoducs et gazoducs (0,1)
Métaux de première transformation (y compris le fer et l’acier, l’aluminium et autres) (0,1)
Produits chimiques (y compris les engrais) (0,1)
Extraction de pétrole par des méthodes classiques (0,1)
Agriculture, foresterie et bois d’œuvre (0,2)
Extraction, traitement et distribution du gaz naturel (0,3)
Pâtes et papiers (0,3)
Sables bitumineux primaires et exploitation des sables bitumineux (0,6)
Transport de marchandises (par voie terrestre) (1,2)
Raffineries de pétrole (1,5)
Sables bitumineux in situ (1,6)

Selon les estimations du modèle, le projet de règlement diminuerait le plus la production dans les secteurs des sables bitumineux in situ (1,6 %), des raffineries de pétrole (1,5 %) et du transport de marchandises (1,2 %). Les raffineries de pétrole sont les fournisseurs principaux dans le cadre du projet de règlement, et la majorité des combustibles fossiles liquides qu’elles produisent servent à la consommation intérieure. Par conséquent, la majorité de leur production est directement assujettie aux exigences de réduction de l’IC du projet de règlement. L’augmentation de la demande de combustibles à faible IC, combinée aux répercussions de prix sur les combustibles, entraîne une diminution de la production des raffineries. Comme la production de combustibles fossiles raffinés diminue, la demande de bitume diminue également. La production du segment du transport de marchandises diminue également parce que les combustibles liquides représentent une part relativement importante des coûts du transport de marchandises. L’augmentation des coûts de production du transport de marchandises est transmise aux utilisateurs des services, ce qui entraîne une diminution de la demande.

Les usines de valorisation des sables bitumineux sont également des fournisseurs principaux dans le cadre du projet de règlement, mais la baisse de production des usines de valorisation devrait être minime (0,1 %). Cela s’explique par le fait que la majeure partie du pétrole brut synthétique produit par les usines de valorisation est exportée et, par conséquent, n’est pas visée par le projet de règlement. En outre, les usines de valorisation et, à divers degrés, les secteurs de l’extraction du pétrole, devraient avoir plus d’occasions de générer des revenus grâce à la création d’unités de conformité pour des mesures telles que la capture et le stockage du carbone et les améliorations de procédé, afin de respecter leurs exigences annuelles de réduction de l’IC.

La plupart des autres secteurs présentés au tableau 30 sont des utilisateurs finaux de combustibles fossiles liquides ou des utilisateurs de services de transport de marchandises qui ne sont pas assujettis aux exigences du projet de règlement. L’ampleur de l’impact estimé sur ces secteurs dépend de la quantité de combustibles liquides qu’ils consomment et de leur utilisation du transport de marchandises, ainsi que de la mesure dans laquelle la hausse des prix des combustibles est susceptible d’entraîner une baisse de la demande pour leurs produits. Par conséquent, ces secteurs pourraient connaître des baisses de production négligeables ou plus modérées allant de moins de 0,1 % dans le secteur du ciment et d’autres minéraux non métalliques, à 0,6 % dans le secteur des sables bitumineux primaires et de l’exploitation des sables bitumineux.

Le projet de règlement a un effet positif (0,2 %) sur la production de l’électricité parce que le projet de règlement inciterait à passer des combustibles fossiles à l’électricité puisque son IC est généralement plus faible, selon la région. Il est estimé que le projet de règlement aurait un impact négatif sur la production (0,2 %) des secteurs de l’agriculture, de la foresterie et du bois d’œuvre parce qu’il est supposé que les combustibles à faible IC utilisés pour les mélanges sont importés. Dans la mesure où les combustibles à faible IC utilisés pour se conformer au projet de règlement sont produits au pays, l’impact sur la production serait moindre et pourrait même être positif.

Impacts sur la compétitivité
Fournisseurs principaux

Les raffineries, les usines de valorisation et les importateurs de combustibles fossiles liquides (les fournisseurs principaux) auraient à assumer des coûts de conformité afin d’être conformes au projet de règlement. Les importateurs et les producteurs de combustibles fossiles sont assujettis à la même exigence de réduction annuelle de l’IC. Par conséquent, les raffineries et les importateurs auraient, à court terme, la marge de manœuvre d’augmenter le prix des produits afin d’atténuer la hausse des coûts de production plutôt que de les absorber en réduisant les marges de profit, ce qui leur permettrait de maintenir leur compétitivité à court terme. Toutefois, il faut s’attendre à ce que, au fil du temps, la hausse du prix des combustibles liquides modifie le comportement de consommation au Canada et réduise la demande globale en combustibles fossiles liquides et de leurs intrants (par exemple le bitume).

Les usines de valorisation n’auraient pas beaucoup de latitude pour augmenter les prix des produits aux consommateurs afin d’atténuer les coûts de conformité. Les prix des intrants (par exemple le pétrole lourd et le bitume) sont fondés sur les prix de référence du pétrole lourd en Amérique du Nord, ce qui laisse peu d’espace aux usines de valorisation pour influencer les prix. Cependant, les usines de valorisation exportent principalement le brut synthétique qu’elles produisent, de sorte que l’impact sur le secteur devrait être minime étant donné que le projet de règlement ne vise pas les exportations. De plus, la plupart des sociétés qui possèdent des usines de valorisation possèdent également des raffineries. Ces sociétés pourraient être plus avantagées par le projet de règlement que les raffineurs qui ne possèdent pas d’installations en amont, étant donné qu’elles auraient plus de possibilités de création d’unités de conformité pour des mesures le long du cycle de vie des combustibles.

Les coûts de conformité associés au projet de règlement seraient vraisemblablement plus grands pour les entreprises qui sont moins en mesure de créer des unités de conformité plutôt que de les acquérir auprès d’une tierce partie. Ce sont vraisemblablement des entreprises dont l’accès au capital est limité, comme les fournisseurs principaux produisant peu, ou dont l’accès aux possibilités de création d’unités de conformité est limité. Pour ces entreprises, des coûts de conformité supplémentaires pourraient avoir un impact sur leur viabilité économique s’il ne reste pas assez de temps dans la durée de vie d’une installation pour recouvrer ces coûts. Dans certains cas, des installations pourraient devoir modifier leurs activités en raison du projet de règlement.

Il est possible, mais peu probable que les entreprises choisissent d’augmenter leurs exportations de combustibles fossiles afin d’éviter les exigences de réduction de l’IC qui s’applique aux combustibles utilisés au Canada en vertu du projet de règlement. Cela est peu probable parce que tous les combustibles fossiles réglementés en vertu du projet de règlement se voient attribuer la même valeur d’IC de référence, il n’y a donc aucun avantage à ajuster la combinaison de combustibles vendus au pays ou exportés en fonction des différences dans les valeurs d’IC. De plus, la demande internationale de combustibles fossiles est exogène au projet de règlement et ne stimulerait pas une augmentation de la demande de combustibles fossiles canadiens à l’extérieur du Canada.

En réponse aux possibles répercussions financières et sur la compétitivité, le projet de règlement offre plusieurs options. Par exemple, la vaste gamme de stratégies de conformité disponibles dans le cadre du projet de règlement permettrait aux fournisseurs principaux de choisir les mesures de conformité les moins coûteuses à leur disposition. En outre, la nature à long terme du projet de règlement et l’augmentation graduelle de l’exigence de réduction annuelle de l’IC entre 2022 et 2030 laisseraient le temps de faire des investissements, et procureraient aux investisseurs la certitude nécessaire pour investir dans les technologies propres, les installations de production et les infrastructures.

Secteur du transport de marchandises

En tant qu’utilisateur final de combustibles fossiles liquides, le secteur du transport de marchandises subirait une augmentation des coûts en raison du projet de règlement du fait de la hausse des prix des combustibles liquides. Étant donné que ce secteur n’est pas exposé au commerce et ne rivalise pas directement sur les marchés internationaux, on s’attend à ce que le secteur du transport de marchandises compense toute augmentation des coûts attribuable au projet de règlement en haussant les prix des services de transport de marchandises. Par conséquent, les secteurs qui utilisent des services de transport de marchandises, par exemple l’exploitation minière, subiraient des coûts accrus en raison du projet de règlement. Toutefois, certaines entreprises du secteur du transport de marchandises pourraient ne pas être en mesure de répercuter complètement les coûts plus élevés et devoir absorber une partie de ces coûts, selon le niveau de concurrence sur le marché dans les régions où elles exercent leurs activités. Par conséquent, des coûts de conformité supplémentaires pourraient faire en sorte que certaines entreprises aient à modifier leurs activités.

Utilisateurs finaux de combustibles fossiles liquides et utilisateurs de services de transport de marchandises

Certains secteurs qui sont des utilisateurs finaux de combustibles fossiles liquides ou des utilisateurs de services de transport de marchandises, tels que le secteur minier, du fer et de l’acier, subiraient une augmentation des coûts en raison du projet de règlement. Toutefois, les effets sur la production par secteur devraient être faibles selon les estimations, même en utilisant un scénario de faible probabilité où toutes les unités de conformité sont mises sur le marché au coût marginal par unité (voir le tableau 30). Pour cette raison, il est peu probable que ces coûts accrus incitent l’industrie à déplacer sa production dans des juridictions où les coûts liés au carbone sont moins élevés. Par conséquent, il est considéré peu probable que le projet de règlement entraîne le phénomène connu sous le nom de « fuite de carbone », soit une situation dans laquelle la production au Canada est déplacée à un endroit à l’étranger et ainsi les émissions de GES nationales « fuient » du Canada pour aller se produire à l’étranger.

Impacts relatifs à l’analyse comparative entre les sexes plus (ACS+)

On estime que le projet de règlement provoquera une hausse des prix des combustibles liquides et qu’une grande partie des combustibles liquides sont consommés par les ménages. Le projet de règlement devrait entraîner une augmentation des dépenses des ménages relatifs aux combustibles pour le transport et au chauffage. Il est estimé que l’augmentation des coûts relatifs aux combustibles liquides pour les ménages pourrait varier de 1,2 à 3,7 milliards de dollars, avec une valeur centrale estimative de 2,4 milliards de dollars. En supposant une moyenne de 2,5 personnes par ménage au Canada et en appliquant cela à la projection qui établit la population à 42,1 millions d’habitants en 2030, le projet de règlement pourrait faire passer le coût moyen par ménage de 69 $ à 208 $ en 2030, avec une valeur centrale estimative de 136 $référence 92. Toutefois, les répercussions ne seraient pas réparties également dans tous les ménages. Le coût moyen dépendrait de la quantité ou du type de combustible liquide qu’un ménage consomme.

Il est attendu que la hausse des dépenses en combustible et en chauffage résidentiel aura une incidence disproportionnée sur les ménages à revenu faible ou moyen, les ménages dans une maison détachée individuelle qui utilisent du mazout, les ménages qui n’ont pas de contrôle sur l’efficacité énergétique de leurs logements, ainsi que les ménages qui sont actuellement pauvres sur le plan énergétique ou susceptibles de le devenirréférence 93. De plus, selon Statistique Canada, les mères célibataires sont plus susceptibles de faire partie d’un ménage à faible revenue sont plus vulnérables à la pauvreté énergétique et aux répercussions négatives entraînées par les hausses des prix du transport et du chauffageréférence 94.

Les personnes âgées qui ont un revenu fixe pourraient également faire face à une hausse des coûts relatifs au transport et au chauffage en raison du projet de règlement. Cette situation pourrait être plus grave pour les aînés vivant dans les provinces de l’Atlantique, où ils représentent une plus grande proportion de la population totale comparativement aux autres provinces canadiennes et qui sont plus susceptibles d’assumer des coûts énergétiques parmi les plus élevées au Canada par rapport au revenuréférence 95, référence 96. Il est possible que d’autres groupes puissent avoir un revenu disproportionnellement inférieur, être plus vulnérables à la pauvreté énergétique ou être touchés négativement par le projet de règlement. Toutefois, il se peut que ces groupes ne soient pas pleinement pris en compte dans la présente analyse en raison du manque de données disponibles, de la rareté des recherches ou de la sous-représentation dans les études disponibles (la communauté LGBTQ2+, par exemple).

Transport des ménages

Les ménages utilisent des combustibles liquides principalement pour le transport de passagers, par la possession d’un véhicule personnel et par le transport en commun. Il en résulterait des coûts de ravitaillement plus élevés pour les propriétaires de véhicules personnels et des coûts supplémentaires pour les agences de transport en commun, ce qui pourrait entraîner une augmentation des tarifs. Selon les estimations de la hausse du prix des combustibles du tableau 28, l’augmentation des coûts pourrait varier de 57 $ à 156 $ par véhicule en 2030 pour les ménages qui utilisent des véhicules à moteur à combustion interne à essence, avec une valeur centrale estimative de 100 $ par véhiculeréférence 97. Cependant, l’incidence globale sur les ménages varierait en fonction de facteurs tels que le type de combustible du véhicule, la géographie, les distances parcourues par les ménages et l’efficacité du véhicule.

Les ménages à faibles revenus peuvent être touchés de façon disproportionnée par le projet de règlement, car ils sont susceptibles d’avoir des coûts de transport plus élevés par rapport à leur revenuréférence 98, référence 99. De plus, les ménages à faible revenu ont tendance à avoir une capacité moindre d’absorber des coûts de combustible plus élevés que les ménages à revenu élevé. En outre, les ménages à faible revenu qui utilisent un véhicule personnel comme moyen de transport peuvent aussi avoir une capacité limitée de passer à des véhicules plus neufs, plus propres ou plus écoénergétiques. Par exemple, les VE (comme les VE rechargeables, les VE hybrides rechargeables et les VE hybrides) sont des technologies relativement plus récentes qui ont tendance à avoir des coûts initiaux plus élevés que les véhicules à moteur à combustion interne. Pour cette raison, il est possible que les ménages à faible revenu continuent d’acheter des automobiles qui sont moins chères (c’est-à-dire ceux qui sont munis de moteurs à combustion) malgré la hausse des prix de l’essence, même s’ils choisissent de ne pas conduire autantréférence 99.

Le projet de règlement toucherait également les ménages différemment selon la géographie et la région. Par exemple, les ménages en milieu rural sont plus susceptibles d’avoir des taux de possession d’un véhicule élevés, mais ils sont également plus susceptibles d’avoir un accès limité au transport en communréférence 100. Ainsi, ils peuvent avoir peu de possibilités de réduire leur consommation de combustible en réaction à la hausse des prix de l’essence. De même, les ménages canadiens des provinces de l’Atlantique consacrent une plus grande proportion de leurs dépenses au transport privé comparativement à toutes les autres provinces, tout en ayant un revenu disponible moyen parmi les plus bas du paysréférence 101, référence 101. Par conséquent, les répercussions de la hausse du prix de l’essence pourraient avoir une plus grande incidence sur les ménages des provinces de l’Atlantique comparativement à d’autres régions.

Le projet de règlement augmenterait le prix du combustible diesel. Les municipalités qui comptent sur les autobus au diesel dans le cadre de leur flotte de transport en commun peuvent réagir à cette augmentation du prix du combustible en augmentant les tarifs de transport en commun. Cela aurait un impact disproportionné sur les ménages à faible revenu; un groupe plus susceptible d’utiliser les transports en commun sur une base régulière, et également plus sensible aux augmentations des tarifs de transport en communréférence 102, référence 103. Cependant, les impacts pourraient être atténués grâce à des tarifs de transport en commun réduits offerts aux ménages à faible revenu. Une augmentation des coûts de combustible pourrait également entraîner une augmentation de l’achalandage des transports en commun, générant potentiellement des revenus supplémentaires pour compenser la hausse des coûts.référence 104

Si l’utilisation des bus électriques est plus élevée que celle estimée dans cette analyse, cela pourrait également réduire l’impact des prix du combustible sur les sociétés de transport. Au fur et à mesure que les sociétés de transport remplaceraient les parcs de véhicules diesel par des autobus électriques, la consommation de combustible diminuerait et une variation du prix du combustible aurait un impact moindre sur les dépenses d’exploitation. De plus, les sociétés de transport pourraient créer des unités de conformité en vertu du projet de règlement en utilisant des flottes d’autobus électriques. Par conséquent, les répercussions sur les coûts sur les sociétés de transport en commun pourraient être atténuées par la vente d’unités de conformité.

Chauffage des ménages

Le projet de règlement aurait également des répercussions régionales qui se manifesteraient au-delà de la moyenne nationale. Les maisons qui utilisent des fournaises alimentées au mazout léger peuvent payer des coûts plus élevés que celles qui utilisent d’autres formes d’énergie, comme le gaz naturel. Selon les estimations de la hausse du prix du mazout léger du tableau 28, les ménages qui utilisent le mazout léger pour le chauffage sont susceptibles de connaître une augmentation des coûts de chauffage d’environ 66 $ à 232 $ en 2030, avec une valeur centrale estimative de 149 $référence 105. Cela représente une augmentation de 3 à 11 % des coûts de chauffage au mazout léger, avec une valeur centrale estimative de 7 %référence 106. Cela dit, les répercussions sur les ménages qui utilisent principalement le mazout léger pour le chauffage résidentiel varieraient selon divers facteurs comme la taille ou le type de logement, la région ou l’efficacité du chauffage. Par exemple, les personnes qui vivent en milieu rural seraient plus susceptibles de connaître des effets négatifs sur le bien-être en raison de l’augmentation des coûts de chauffage, particulièrement parce qu’elles ont tendance à vivre dans des logements plus grands comparativement aux personnes qui vivent dans des régions urbainesréférence 107.

Contrairement aux autres provinces du Canada, les dépenses reliées au mazout en proportion des dépenses totales en énergie sont beaucoup plus élevées dans les provinces de l’Atlantique. Cette situation s’explique en partie par le fait que le mazout est une source d’énergie plus couramment utilisée pour le chauffage résidentielréférence 108. Par exemple, le mazout est utilisé par 78 % des ménages de l’Île-du-Prince-Édouard et 48 % des ménages de la Nouvelle-Écosse, et bien que l’électricité soit la principale source de chauffage résidentiel à Terre-Neuve-et-Labrador et au Nouveau-Brunswick, le mazout est utilisé dans une plus grande mesure dans ces provinces que dans le reste du Canadaréférence 109. Dans l’ensemble, pour les ménages des provinces de l’Atlantique qui utilisent du mazout pour le chauffage résidentiel, il est estimé que les coûts de chauffage varieraient d’environ 95 $ à 334 $ en 2030, avec une valeur centrale estimative de 214 $référence 110.

Les ménages à faible revenu qui utilisent principalement le mazout léger pour le chauffage pourraient être particulièrement touchés. Ils pourraient ne pas avoir les ressources nécessaires pour absorber les coûts de chauffage plus élevés. De plus, ces ménages peuvent ne pas avoir la capacité de passer à des systèmes de chauffage résidentiel moins coûteux en raison de l’emplacement, du type de résidence ou des coûts d’immobilisations élevés pour installer une nouvelle fournaise ou pour la remplacer par une fournaise plus efficace. Cette situation pourrait être particulièrement le cas pour les ménages autochtones, de minorités visibles et d’immigrants récents, car ils ont tendance à avoir un revenu disproportionnellement inférieur à celui des autres ménages canadiens. Ces ménages vivent généralement dans des maisons plus vieilles et moins écoénergétiques qui ont plus besoin de réparationréférence 111. De plus, les ménages d’immigrants récents ont tendance à avoir des taux d’occupation des logements plus élevés en raison de la taille plus grande des familles, ce qui peut nécessiter des logements plus grandsréférence 111, référence 112. Ainsi, avec des logements plus grands, ces ménages auraient besoin de dépenses énergétiques plus élevées pour maintenir le même niveau de confort en cas d’augmentation du prix du chauffage.

Les ménages qui sont propriétaires de leur maison ont une plus grande capacité de passer à des systèmes de chauffage moins chers que ceux qui louent. En effet, les propriétaires ont généralement plus de pouvoir pour améliorer l’efficacité énergétique de leur logement que les locataires. Par exemple, les propriétaires peuvent être moins enclins à payer des coûts d’immobilisations initiaux plus élevés pour installer des fournaises plus écoénergétiques, étant donné que ce sont souvent les locataires qui paient leur propre facture de services publicsréférence 113. De plus, comme les ménages à faible revenu ont généralement moins accès à la propriété domiciliaire, vivent dans des logements plus vieux et moins écoénergétiques, et vivent dans de plus petits logements qui nécessitent plus d’énergie par superficie, ils peuvent être touchés de façon disproportionnée par l’augmentation des coûts de combustible pour le chauffage résidentielréférence 114, référence 115.

Répercussions sur les collectivités éloignées

Le projet de règlement exempterait les combustibles fossiles liquides fournis aux collectivités éloignées non industrielles afin de minimiser les répercussions potentiellement disproportionnées qu’elles auraient pu subir.

Répercussions sur l’emploi

Il est estimé que le projet de règlement pourrait créer des possibilités d’emploi dans les secteurs qui pourraient bénéficier de revenus de la création d’unités de conformité (par exemple les technologies propres), mais aussi des possibilités d’emploi perdues dans d’autres secteurs qui sont des fournisseurs principaux ou qui utilisent des combustibles liquides (par exemple le pétrole et le gaz). Une analyse du plein emploi n’a pas été effectuée parce que les répercussions de l’ACS+ dépendraient des stratégies de conformité réellement choisies et des caractéristiques des populations particulières employées dans les entreprises ou les installations qui pourraient être touchées. Par exemple, il est présumé dans l’analyse que les importations répondraient à la demande accrue de combustibles à faible IC. Cependant, si des combustibles à faible IC sont fournis à l’échelle nationale, cela pourrait avoir une incidence positive sur l’emploi dans les secteurs des combustibles à faible IC. Les jeunes hommes et les hommes d’âge moyen seraient les mieux placés pour profiter des possibilités d’emploi dans ces secteursréférence 116, référence 117.

Il est attendu que les possibilités d’emploi dans les secteurs du pétrole et du gaz ou du transport de marchandises soient touchées négativement, étant donné que le projet de règlement augmenterait les coûts de production de ces secteurs et diminuerait la demande de produits à base de combustibles fossiles. Le secteur du raffinage du pétrole au Canada, par exemple, emploie une forte proportion d’hommes d’âge moyen comparativement à la moyenne de la population en âge de travailler. Par conséquent, ce groupe pourrait faire face à un plus grand risque de pénurie d’emplois en raison du projet de règlementréférence 118. Lorsqu’ils cherchent un nouvel emploi, les travailleurs plus âgés au Canada (surtout ceux âgés de 55 à 64 ans) font face à des obstacles uniques, notamment l’âgisme, le manque de scolarité et d’accès à la formation, la difficulté à trouver et à postuler des emplois, les problèmes de santé, la conciliation travail-vie personnelle et le manque de mesures d’adaptation en milieu de travailréférence 119, référence 120, référence 121. Les installations au sein des collectivités rurales sont également susceptibles d’être négativement touchées. Les installations en milieu rural contribuent souvent aux économies rurales en accordant des salaires avantageux, en payant des taxes municipales et en effectuant des investissements dans les infrastructures. Les réductions au chapitre de l’activité industrielle, des salaires et des emplois pourraient potentiellement nuire à l’activité économique et à la rétention de la population dans les collectivités rurales.

Répercussions sur l’environnement.

L’une des conséquences des changements climatiques est l’augmentation de la fréquence, de l’intensité ou de la durée des phénomènes météorologiques extrêmes. Cela augmente les risques pour les populations vulnérables comme les enfants, les personnes âgées, les personnes à faible revenu et les sans-abri, ainsi que les collectivités vivant dans des zones exposées aux risques naturels. Ces répercussions comprennent l’augmentation de la demande de services de santé, la perturbation des réseaux sociaux, l’endommagement ou le manque de logements et de refuges et d’autres infrastructures physiques (par exemple hôpitaux, épiceries, télécommunications)référence 122. Les dommages différentiels résultant d’une augmentation des émissions de GES sont considérés être répartis à l’échelle mondiale. Il y a deux aspects uniques aux changements climatiques : (1) cela implique une externalité mondiale, où les émissions partout dans le monde contribuent aux dommages à l’échelle mondiale; (2) la seule façon de lutter efficacement contre les changements climatiques est de prendre des mesures à l’échelle mondiale. Le projet de règlement, combiné aux mesures prévues dans le Cadre pancanadien, aiderait à minimiser les répercussions des changements climatiques à l’échelle mondiale. Ces mesures pourraient également minimiser les répercussions des changements climatiques sur les groupes potentiellement vulnérables au Canada, et contribuer à la résilience de l’économie canadienne.

Lentille des petites entreprises

L’analyse de la lentille des petites entreprises conclut que le projet de règlement n’affectera aucune des petites entreprises au Canada. Aucune des parties réglementées par les exigences n’est considérée comme une petite entreprise. De plus, en vertu de la LCPE les fournisseurs principaux qui produisent ou importent moins de 400 mréférence 3 de combustibles fossiles liquides par année ne seraient pas assujettis à la réglementation. Toutefois, il se peut que certaines des entreprises qui choisissent d’adhérer à ce régime réglementaire en devenant des participants volontaires soient considérées comme des petites entreprises. Les coûts encourus par les participants volontaires en raison de leur adhésion au projet de règlement ne représentent pas des coûts obligatoires associés à la réglementation pour les petites entreprises, car ces installations ont la discrétion de choisir d’y participer. Il est probable que toute petite entreprise qui participe volontairement au projet de règlement le fasse de façon à générer des revenus par le biais de la vente des unités de conformité qui seraient supérieures aux coûts engagés. On s’attend donc à ce que le projet de règlement profite à toutes les petites entreprises qui choisissent d’y adhérer.

Règle du « un pour un »

La règle du « un pour un » s’applique puisqu’il y a une augmentation nette du fardeau administratif pour les entreprises. Le projet de règlement serait un nouveau règlement, il serait considéré comme un « AJOUT » sous la règle du « un pour un » du gouvernement du Canada, ce qui signifie que le projet de règlement augmenterait les coûts administratifs des entreprises. Cependant, comme le projet de règlement intégrerait également les exigences relatives à la teneur en carburant renouvelable énoncées dans le RCR fédéral, ce nouveau règlement serait compensé par l’abrogation proposée (une « SUPPRESSION ») du RFR fédéral actuel. Cela se traduirait par un impact net neutre sur l’ensemble des règlements conformément à la règle du « un pour un » du gouvernement du Canadaréférence 123.

En vertu du projet de règlement, seuls les fournisseurs principaux seraient assujettis à des exigences d’ordre administratif. Alors que d’autres parties comme les producteurs et importateurs de carburants renouvelables peuvent volontairement créer des unités de conformité, elles subiraient des obligations administratives uniquement si elles choisissent de participer au marché des unités de conformité et on s’attend à ce qu’elles le fassent uniquement si l’avantage dépasse le coût de la participation. Par conséquent, l’analyse de la règle du « un pour un » tient seulement compte des exigences d’ordre administratif qui s’appliqueraient aux fournisseurs principaux. Conformément à la Directive du Secrétariat du Conseil du trésor (SCT), si une modification réglementaire fournit plus d’une option de conformité ou de présentation de rapports pour une même exigence réglementaire, la règle s’applique uniquement à l’option qui impose les coûts administratifs les plus basréférence 124. Compte tenu de cela, on présume que les fournisseurs principaux choisiraient d’acheter des unités de conformité.

Les coûts administratifs qui résulteraient de la mise en œuvre du projet de règlement sont principalement liés aux exigences récurrentes de tenue de dossiers, de rapports, de soumission de renseignements sur les activités de création d’unités de conformité et de vérification des rapports par des tiers. Le projet de règlement exigerait des fournisseurs principaux qu’ils présentent des rapports annuels, notamment un rapport de conformité, un rapport sur la production de combustibles fossiles ainsi que des rapports de validation et de vérification. Le temps nécessaire à la réalisation de ces activités est estimé à une moyenne de 8 à 90 heures par année, par entreprise, selon le type de rapport. En ce qui concerne les exigences juridiques relatives à la passation de contrat ou de marché, on estime qu’il faudrait environ 4 heures en moyenne à une fréquence de 8 fois par année, par entreprise. Les fournisseurs principaux seraient aussi tenus de présenter un rapport d’enregistrement ponctuel au Ministère pour s’enregistrer en tant que participants en vertu du projet de règlement. De plus, les cadres supérieurs, les scientifiques, les ingénieurs, les analystes, les comptables, les avocats et les vérificateurs seraient tenus de se renseigner au sujet du projet de règlement. On présume qu’il faudrait environ 6 heures par entreprise pour s’enregistrer et environ une moyenne de 8 à 90 heures par entreprise pour en apprendre au sujet du projet de règlement.

Le projet de règlement intégrerait aussi les exigences relatives à la teneur en carburant renouvelable énoncées dans le RCR, qui exige actuellement un volume moyen de carburant renouvelable de 5 % dans l’essence et de 2 % dans le carburant diésel et le mazout de chauffage. L’intégration des exigences du RCR dans le projet de règlement et l’abrogation du RCR lui-même n’imposeraient pas de nouveau fardeau administratif aux entreprises (c’est-à-dire que les exigences du RCR existantes seraient reportées au projet de règlement sans changement), mais cela réduirait plutôt le fardeau administratif.

La dernière période de conformité pour le RCR serait l’année 2022. La dernière période de déclaration et de réajustement des unités de conformité serait en 2023, et le RCR serait abrogé en 2024. À compter de 2023, les intervenants assujettis au RCR (par exemple les producteurs et les importateurs de combustibles fossiles et de combustibles renouvelables) ne seraient plus tenus de tenir à jour des registres et de soumettre des livres comptables sur les unités de conformité du RCR. De plus, ils ne seraient plus obligés de tenir des registres et de présenter des rapports pour l’annexe 4 (Rapport annuel d’un fournisseur principal), l’annexe 5 (Rapport annuel d’un participant) et l’annexe 7 (Rapport annuel d’un producteur ou importateur de carburant renouvelable), ou compléter la vérification de l’annexe 3 (Rapport de l’auditeur) à partir de 2024. Cette vérification « un pour un » porte sur la conception réglementaire proposée qui a été présentée aux parties prenantes lors des consultations de juin 2020, qui comportait une dernière période de conformité pour le RCR en 2021, une dernière période de déclaration et de réajustement en 2022 et l’abrogation en 2023. Ce changement n’a pu être intégré à cette analyse à temps pour la publication dans la Partie I de la Gazette du Canada. Ainsi, les coûts administratifs et les économies de coûts présentés dans cette analyse seraient légèrement surestimés, mais les résultats ne devraient pas être significativement différents. Cette modification de conception sera intégrée à l’analyse « un pour un » qui accompagnera la publication de la version définitive du règlement dans la Partie II de la Gazette du Canada.

Le projet de règlement réglementerait un total de 39 fournisseurs principaux, 21 sur 39 étant déjà réglementés en vertu du RCR. Des coûts administratifs seraient subis par les 39 fournisseurs principaux réglementés en vertu du projet de règlement. Le RCR réglemente un total de 58 parties prenantes, 27 sur 58 étaient des fournisseurs principaux et 31 sur 58 étaient des fournisseurs de carburant renouvelable. Les 58 intervenants visés par le RCR entraîneraient des économies de coûts administratifs (y compris les 21 fournisseurs principaux qui seraient maintenant réglementés en vertu du projet de règlement).

La valeur nette annualisée des coûts administratifs pour les 45 fournisseurs principaux (18 qui seraient nouvellement réglementés en vertu du projet de règlement et 27 qui étaient auparavant réglementés en vertu du RCR) sur une période de 10 ans (2021 à 2031) sont estimés à 2 459 000 $, ou 55 000 $ par entreprise, bien que le coût par entreprise soit inférieur ou négatif pour les 27 fournisseurs principaux qui étaient auparavant réglementés par le RCR et plus élevé pour les 18 fournisseurs principaux qui ne l’étaient pas. La valeur annualisée des économies de coûts administratifs pour les 31 fournisseurs de carburant renouvelable qui ne sont plus réglementés par le RCR est estimée à 388 000 $ ou 13 000 $ par entreprise sur la période de 10 ans. Par conséquent, la valeur nette annualisée des augmentations totales des coûts administratifs est estimée à 2 071 000 $ pour les 76 intervenants (31 producteurs de carburant renouvelable et 45 fournisseurs principaux), ou 27 000 $ par entreprise, pour le projet de règlement et l’abrogation du RCR (un montant net global « AJOUT » selon la règle du « un pour un »)référence 125.

Coopération et harmonisation en matière de réglementation

Échelle internationale

Le Canada travaille en partenariat avec la communauté internationale à la mise en œuvre de l’Accord de Paris, pour respecter l’objectif visant à limiter la hausse des températures mondiales du présent siècle bien en deçà de 2 °C et à poursuivre les efforts pour la limiter à 1,5 °C. Dans le cadre de ses engagements pris en vertu de l’Accord de Paris, le gouvernement du Canada est déterminé, d’ici 2030, à réduire les émissions de GES de 30 % par rapport aux niveaux de 2005. Le projet de règlement contribuerait à l’atteinte de ces cibles de réduction des GES.

Aucune autre juridiction n’a de réglementation nationale similaire au projet de règlement. L’Union européenne (UE) dispose d’une politique semblable, connue sous le nom Directive sur la qualité des carburants, qui exige des fournisseurs de combustibles qu’ils réduisent leurs émissions de GES tout au long du cycle de vie jusqu’à 10 % d’ici 2020. La Directive sur la qualité des carburants est appliquée conjointement avec la Directive de l’UE sur l’énergie produite à partir des sources renouvelables, qui stipule que la part des biocarburants dans le secteur des transports devrait être de 10 % (par contenu énergétique) pour chaque État membre d’ici 2020. Certains aspects du projet de règlement seraient harmonisés avec l’approche européenne. Par exemple, le projet de règlement comprendrait des critères de durabilité semblables à ceux de la Directive sur la qualité des carburants de l’UE afin d’atténuer les incidences des changements indirects dans l’utilisation des terres. Cependant, malgré des objectifs similaires, l’approche politique globale serait différente de celle de l’UE.

États-Unis

Les États-Unis ne disposent pas d’un règlement national qui cible les émissions au cours du cycle de vie de la production des combustibles fossiles. Toutefois, ils ont mis en place la Renewable Fuel Standard (Norme sur les carburants renouvelables), qui exige un volume minimal de combustibles renouvelables dans les carburants de transport vendus à l’échelle nationaleréférence 126. Le projet de règlement n’aurait aucun lien avec la Renewable Fuel Standard, car les deux programmes différeraient relativement à leurs stratégies de réduction des GES. Le projet de règlement offrirait un incitatif visant à accroître la teneur en combustibles à faible IC; toutefois, les parties visées par les exigences établiraient leur propre stratégie relative à l’IC au cours du cycle de vie.

La Californie et l’Oregon ont aussi adopté des dispositions réglementaires qui ont comme objectif des réductions de l’IC. La Low Carbon Fuel Standard (norme LCFS) de la Californie a été adoptée en 2007, et son objectif est de réduire l’IC des carburants de transport au moins de 10 % d’ici 2020. En 2018, la California Air Resource Board a approuvé des modifications au règlement, qui exigent des fournisseurs de carburants qu’ils réduisent d’au moins 20 % d’ici 2030 l’IC sur le cycle de vie des carburants utilisés pour le transport en Californie par rapport aux niveaux de 2010. Le Programme des combustibles propres de l’État de l’Oregon est entré en vigueur en 2016 et exige une réduction de la moyenne annuelle de l’IC des combustibles de transport en Oregon (essence et diésel) de 10 % par rapport aux niveaux de 2015 d’ici 2025. Le programme comprend des objectifs et des approches semblables à ceux de la norme Low Carbon Fuel Standard et du projet de règlement.

Le 26 juin 2019, le ministre de l’Environnement et du Changement climatique et le président de la California Air Resources Board ont signé un protocole d’entente de collaboration pour faire avancer le dossier des transports non polluants. Selon le protocole, le Canada et la Californie s’engagent à travailler ensemble à l’élaboration de leur réglementation respective pour réduire la pollution causée par les émissions de GES. Le Canada et la Californie sont aussi déterminés à échanger des pratiques exemplaires et des renseignements techniques sur la réglementation des combustibles moins polluants, en s’appuyant sur la norme Low Carbon Fuel Standard de la Californie, et le Canada travaille aussi à l’élaboration du projet de règlement dans le cadre de cette initiativeréférence 127.

Malgré des objectifs et des approches semblables, le projet de règlement comprendrait plusieurs éléments de conception uniques au Canada. L’une de ces différences est la comptabilisation des changements dans l’utilisation des terres tout en déterminant l’IC sur le de cycle de vie des combustibles. Les régimes de la Californie et de l’Oregon diffèrent aussi en partie du projet de règlement, car ce dernier vise les combustibles sans se limiter au secteur des transports. Le projet de règlement et les programmes de la Californie et de l’Oregon n’auraient aucune interaction dans le système d’échange de crédits.

Provinces et territoires

Le Cadre pancanadien sur la croissance propre et le changement climatique (CPC) a été adopté par le premier ministre du Canada et la majorité des premiers ministres provinciaux et territoriaux en décembre 2016. Ce cadre établit un plan collectif pour réduire les émissions de GES, faire croître l’économie et favoriser l’adaptation aux changements climatiques. Le projet de règlement s’inscrirait dans la mise en œuvre du CPC.

Le projet de règlement veillerait aussi à assurer la compatibilité avec les autres politiques fédérales et provinciales, comme les systèmes de tarification de la pollution par le carbone des gouvernements fédéral et provinciaux et le RLCFRR. Les participants pourraient créer et accumuler des unités de conformité pour les mesures qui respectent les exigences réglementaires actuelles des gouvernements fédéral et provinciaux pour les combustibles renouvelables et le RLCFRR de la Colombie-Britannique. En ce qui a trait aux projets de réduction des émissions de GES, le projet de règlement reconnaîtrait l’admissibilité à la création d’unités de conformité des projets suivants qui réduisent l’IC des combustibles fossiles :

Le projet de règlement offre des occasions de création d’unités de conformité, même si un projet donné crée des crédits dans un autre programme (par exemple des programmes de crédits compensatoires fédéraux ou provinciaux). Toutefois, il est important de souligner que différents programmes pourraient décider de ne pas accorder de crédits pour les mêmes mesures. Les intervenants qui veulent obtenir des précisions à ce sujet devraient communiquer avec les responsables des programmes qui les intéressent pour déterminer si la création d’unités de conformité selon le présent projet de règlement rendrait le projet inadmissible à ce programme particulier.

Des méthodes de quantification conçues pour les unités de conformité de la catégorie de conformité 1 seraient disponibles et mises à jour par le Ministère. De nouvelles méthodes de quantification seront élaborées par une équipe d’experts techniques, notamment des représentants du Ministère, et seront examinées par un comité consultatif élargi qui comprend des intervenants de l’industrie, du milieu universitaire, d’autres experts techniques, etc. L’élaboration de nouvelles méthodes prendrait en compte les méthodes existantes de comptabilisation de réduction des émissions ou les protocoles de compensation existants dans d’autres administrations, notamment les protocoles de compensation dans les provinces et les territoires. Lors de l’élaboration des méthodes de quantification pour le projet de règlement, le Ministère considérera l’harmonisation avec les méthodes de quantification et les protocoles de compensation provenant d’autres administrations; toutefois, on s’attend à ce que les approches nationales en matière de quantification diffèrent des méthodes de quantification propres aux provinces ou aux territoires. Le Ministère prendrait la décision définitive concernant l’ajout de toute nouvelle méthode de quantification après avoir consulté le comité élargi d’experts techniques.

Évaluation environnementale stratégique

Le projet de règlement a été élaboré dans le contexte du Cadre pancanadien. Une évaluation environnementale stratégique (EES) de ce cadre a été réalisée en 2016.référence 128 L’EES a conclu que les propositions en vertu du cadre contribueront à la réduction des émissions de GES et sont compatibles avec l’objectif de la Stratégie fédérale de développement durable (SFDD) 2016-2019 visant à prendre des mesures efficaces pour contrer les changements climatiques.référence 129

Justification

Les GES sont les principaux facteurs contribuant aux changements climatiques. L’extraction, le traitement et la combustion des combustibles fossiles comptent parmi les sources les plus importantes d’émissions de GES au Canada. Le Canada a l’intention de dépasser son engagement en vertu de l’Accord de Paris de réduire les émissions de GES de 30 % par rapport aux niveaux de référence de 2005, d’ici 2030 et d’atteindre la cible de zéro émission nette d’ici 2050. Le Canada s’est aussi engagé avec les provinces et les territoires à réduire les GES en vertu du Cadre pancanadien (CPC). Pour atteindre ces objectifs, un certain nombre de mesures de réduction des GES ont été mises en œuvre ou proposées, y compris le projet de règlement.

Le projet de règlement exigerait des fournisseurs principaux de combustibles liquides fossiles (c’est-à-dire les producteurs et les importateurs) qu’ils réduisent l’IC des combustibles fossiles liquides qu’ils produisent et importent au Canada de 12 g éq. CO2/MJ par rapport au niveau d’intensité de 2016, d’ici 2030. Le projet de règlement se veut un outil politique flexible et basé sur le rendement qui réduit l’IC des combustibles fossiles liquides fournis au Canada. Le règlement proposé intègre, mais améliore également le RCR fédéral en permettant une plus grande flexibilité de conformité et en encourageant les combustibles renouvelables et d’autres combustibles qui ont des intensités en carbone très faibles. Le projet de règlement serait également complémentaire à la tarification de la pollution par le carbone, car il fournirait un incitatif supplémentaire à réduire les émissions de GES en réduisant l’IC des combustibles liquides, qui sont principalement utilisés dans le secteur des transports, menant à des réductions d’émissions de GES dans les transports qui vont au-delà de ce que la taxation par la pollution sur le carbone aurait pu générer seule.

Depuis février 2017, le Ministère a mené de vastes séances de consultation auprès des intervenants et des partenaires provinciaux au sujet du projet de règlement. Les intervenants de l’industrie suivants ont participé aux consultations : les producteurs et les fournisseurs de combustibles fossiles, les producteurs et les fournisseurs de combustibles à faible IC, ainsi que les industries à forte intensité d’émissions et les industries exposées au commerce et diverses associations industrielles. Les intervenants qui ne font pas partie de l’industrie comprenaient les provinces, les territoires, les ONGE et des associations représentant les peuples autochtones. Les intervenants ont exprimé une diversité de points de vue avant la publication préalable du projet de règlement. Les ONGE et les intervenants des secteurs de l’énergie à faible IC ont indiqué qu’ils appuyaient le projet de règlement, tandis que certains gouvernements provinciaux et les intervenants du secteur pétrolier et gazier ont exprimé des préoccupations au sujet des coûts de conformité. Le Ministère a apporté un certain nombre de changements à la proposition en réponse aux commentaires reçus.

Le projet de règlement relèverait de la section des combustibles de la partie 7 de la LCPE (1999). Conformément aux exigences de cette section, le gouverneur en conseil est d’avis qu’il apporterait une contribution importante à la prévention ou à la réduction de la pollution de l’air, car on estime que le projet de règlement entraînera une réduction significative de la pollution de l’air; étant donné que les réductions cumulatives d’émissions de GES attribuables au projet de règlement sont estimées, entre 2021 et 2040, à entre 173 et 254 mégatonnes d’équivalent dioxyde de carbone (Mt CO2e), l’estimation centrale étant d’environ 221 Mt.

Pour atteindre ces réductions d’émissions de GES, on estime que le projet de règlement entraînerait des coûts sociétaux variant de 14,1 à 26,7 milliards de dollars, l’estimation centrale étant de 20,6 milliards de dollars. Par conséquent, les réductions des émissions de GES seraient réalisées à un coût sociétal estimé entre 64 $ et 128 $ par tonne, l’estimation centrale étant de 94 $. Pour évaluer les résultats de l’estimation centrale, une analyse du seuil de rentabilité a été effectuée, qui compare le coût sociétal du projet de règlement par tonne avec la valeur ministérielle du coût sociétal du carbone (CSC) en 2020 (estimé à 50 $/tCO2), tel qu’il est prescrit par le SCT et avec les estimations plus récemment publiées de la valeur du CSC en 2020, provenant des publications universitaires variant entre 135 $ et 440 $/tCO2. Le CSC actuel pour le Ministère n’a pas été mis à jour depuis 2013 et il est raisonnable de conclure, en analysant les principaux facteurs sous-jacents à ces augmentations dans les estimations récemment publiées dans des articles universitaires concernant le CSC, qu’une mise à jour du CSC ministériel donnerait une valeur supérieure à 50 $/tCO2 en 2020. Selon la plage des estimations du CSC dans les publications universitaires, il est raisonnable de conclure que les avantages du projet de règlement associés aux réductions des émissions de GES excéderaient les coûts. Le Ministère travaille avec d’autres ministères et universitaires et s’est engagé à procéder à un examen par les pairs de cette approche pendant la période de commentaires de la Partie I de la Gazette du Canada.

Le projet de règlement ferait augmenter les coûts de production des fournisseurs principaux, ce qui ferait augmenter les prix pour les consommateurs de combustibles fossiles, les ménages et les utilisateurs industriels. Les revenus générés par la création d’unités de conformité rendraient les sources d’énergie à faible IC comme l’électricité relativement moins coûteuses, en comparaison. Cela entraînerait une réduction de la demande de combustibles fossiles et une augmentation de la demande de sources d’énergie à faible IC, ayant pour résultat de réduire les émissions de GES au Canada. Une analyse macroéconomique a été effectuée pour évaluer l’impact du projet de règlement et de l’effet de la variation des prix relatifs sur les prix sur l’activité économique canadienne et les émissions de GES. Lorsqu’on tient compte de ces effets de prix, il est estimé que le projet de règlement entraînerait une baisse du PIB du Canada d’au plus 6,4 milliards de dollars (ou d’au plus 0,2% du PIB du Canada) de même qu’une réduction d’au plus 20,6 Mt d’émissions de GES en 2030, en utilisant un scénario de limite supérieure où toutes les unités de conformité sont vendues au coût marginal par unité.

Le projet de règlement fonctionnerait en conjonction avec d’autres politiques fédérales, provinciales et territoriales sur les changements climatiques pour créer un incitatif pour les entreprises à investir dans les technologies et les combustibles novateurs en établissant des cibles de réduction à long terme, prévisibles et rigoureuses. En outre, la nature à long terme du projet de règlement et l’augmentation progressive de l’exigence de la réduction de l’IC entre 2022 et 2030 fourniraient plus de temps à la réalisation d’investissements et pourraient donner aux investisseurs la certitude requise pour faire des investissements dans des technologies propres, des installations de production et des infrastructures nécessaires pour une décarbonatation à plus long terme. Le large éventail de stratégies de conformité autorisées en vertu du projet de règlement donnerait également aux fournisseurs de combustibles fossiles la flexibilité de choisir les mesures de conformité les moins coûteuses disponibles. Si le projet de règlement entraîne plus d’innovation à long terme et d’économies d’échelle que ce qui est prévu dans l’estimation présentée dans cette analyse, le projet de règlement pourrait entraîner des avantages plus importants et une baisse des coûts, en particulier sur une période plus longue.

De plus, bon nombre de Canadiens considèrent les changements climatiques comme une question d’importance mondiale qui exigent du Canada qu’il joue un rôle de chef de file pour inviter les autres pays à participer à des mesures collectives pour excéder l’objectif fondamental de l’Accord de Paris, limiter les températures mondiales bien en deçà de 2 °C et poursuivre les efforts pour les limiter à 1,5 °C, en plus d’atteindre la cible de zéro émission nette d’ici 2050. L’engagement du Canada en vertu de l’accord de Paris pour 2030 et l’objectif de zéro émission nette en 2050 nécessitent plusieurs politiques, y compris le projet de règlement. Si le projet de règlement n’est pas mis en œuvre, il faudrait alors identifier une stratégie alternative qui pourrait permettre d’atteindre les mêmes réductions d’émissions de GES afin que le Canada dépasse son engagement de 2030 et atteigne sa cible de 2050.

Mise en œuvre, conformité et application, et normes de service

Mise en œuvre

Les créateurs d’unités de conformité pourraient créer des unités dès l’enregistrement de la version définitive du règlement, prévu en 2021 et sujet à l’approbation de la gouverneure en conseil. Les exigences de réduction pour les combustibles fossiles liquides commenceraient à s’appliquer aux fournisseurs principaux en décembre 2022.

Le Ministère va communiquer de façon proactive avec les fournisseurs principaux connus et les créateurs volontaires d’unités de conformité potentiels ainsi qu’avec les associations industrielles de ces secteurs pour veiller à ce qu’un nombre maximal de participants potentiels soient informés de la publication du projet de règlement et qu’ils connaissent les exigences en matière de rapports et les échéanciers pertinents.

Conformité et application

Les activités de promotion de la conformité visent à aider la collectivité réglementée à atteindre la conformité. L’approche utilisée pour le projet de règlement comprend l’élaboration et la publication de renseignements sur la promotion de la conformité, comme des foires aux questions sur le site Web du Ministère pour expliquer certaines dispositions du projet de règlement, ainsi que la réalisation de diverses activités de sensibilisation, comme des ateliers et des séances d’information. Le Ministère répondrait à toutes les demandes des intervenants pour assurer une bonne compréhension des exigences du projet de règlement. Ces activités sont destinées à sensibiliser la collectivité réglementée et à l’aider à atteindre un taux de conformité élevé aussitôt que possible dans le processus de mise en œuvre de la réglementation.

Au fur et à mesure que la collectivité réglementée se familiarisera avec les exigences du projet de règlement, il est prévu que les activités de promotion de la conformité diminuent à un niveau de maintien. Les activités de promotion de la conformité devraient être adaptées selon les analyses de la conformité ou en fonction des problèmes imprévus liés à la conformité qui surviendraient.

Toute l’information déclarée en vertu du projet de règlement ferait l’objet d’un examen annuel par un tiers qualifié et indépendant pour assurer l’exactitude des renseignements déclarés. Le Ministère examinerait aussi les renseignements soumis pour évaluer la conformité.

Étant donné que le règlement serait pris en vertu de la LCPE, les agents de l’autorité chargés de vérifier la conformité appliqueraient la Politique de conformité et d’application de la loi pour la LCPE. Cette politique décrit l’éventail des mesures à prendre en cas d’infraction présumée. Si un agent de l’autorité découvre une infraction présumée à la suite d’une inspection ou une enquête, il choisira la mesure d’application de la loi appropriée en se fondant sur cette politique.

Personnes-ressources

Paola Mellow
Directrice générale
Division des combustibles à faible intensité en carbone
Bureau de la tarification du carbone
Direction générale de la protection de l’environnement
Environnement et Changement climatique Canada
351, boulevard Saint-Joseph
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Courriel : ec.cfsncp.ec@canada.ca

Matthew Watkinson
Directeur
Division de l’analyse réglementaire et du choix d’instrument
Direction de l’analyse économique
Direction générale de la politique stratégique
Environnement et Changement climatique Canada
200, boulevard Sacré-Cœur
Gatineau (Québec)
K1A 0H3
Courriel : ec.darv-ravd.ec@canada.ca

PROJET DE RÉGLEMENTATION

Avis est donné, conformément au paragraphe 332(1)référence a de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)référence b, que la gouverneure en conseil, en vertu des articles 140référence c et 326 de cette loi et du paragraphe 5(1) de la Loi sur les pénalités administratives en matière d’environnementréférence d, se propose de prendre le Règlement sur les combustibles propres, ci-après.

Les intéressés peuvent présenter au ministre de l’Environnement, dans les soixante-quinze jours suivant la date de publication du présent avis, leurs observations au sujet du projet de règlement ou, dans les soixante jours suivant cette date, un avis d’opposition motivé demandant la constitution de la commission de révision prévue à l’article 333 de cette loi. Ils sont priés d’y citer la Partie I de la Gazette du Canada, ainsi que la date de publication du présent avis, et d’envoyer le tout à Paola Mellow, directrice exécutive, Division des combustibles à faible teneur en carbone, Bureau du marché du carbone, ministère de l’Environnement, 351, boulevard Saint-Joseph, Gatineau (Québec) K1A 0H3 (courriel : ec.cfsncp.ec@canada.ca).

Quiconque fournit des renseignements au ministre de l’Environnement peut en même temps présenter une demande de traitement confidentiel aux termes de l’article 313 de cette loi.

Ottawa, le 26 novembre 2020

La greffière adjointe du Conseil privé
Julie Adair

TABLE ANALYTIQUE

Règlement sur les combustibles propres

Définitions et interprétation

1 Définitions

2 Mètre cube normalisé

Application

3 Exemption — fournisseur principal

Exigences pour les combustibles liquides

Limites d’intensité en carbone

4 Exigence — intensité en carbone

5 Exigence volumétrique — combustibles à faible intensité en carbone

6 Exigence volumétrique — biodiesel ou DRPH

7 Stocks de combustibles liquides — volume

Exigence de réduction

8 Réduction en tonnes

Enregistrement du fournisseur principal

9 Rapport d’enregistrement

Unités de conformité
Utilisation

10 Satisfaction à l’exigence de réduction

11 Satisfaction à l’exigence volumétrique pour l’essence

12 Utilisation des unités le 30 juin — essence

13 Utilisation des unités le 30 novembre — essence

14 Limite d’utilisation — contribution à un programme de financement

15 Report de 10% de l’exigence de réduction

16 Majoration de la partie reportée de l’exigence

17 Nouvelle majoration de la partie reportée de l’obligation

Création
Réduction ou substitution des émissions de CO2e

18 Création d’unités pour la catégorie des combustibles liquides

19 Création d’unités pour la catégorie des combustibles gazeux

20 Création d’unités pour la catégorie des combustibles solides

21 Accord de création d’unités

Création d’unités de conformité provisoires

22 Création d’unités provisoires

23 Perte du statut provisoire

Enregistrement

24 Enregistrement avant la création

25 Modification des renseignements

Comptes des unités de conformité

26 Ouverture

27 Durée d’inscription des unités de conformité

Projet de réduction ou de suppression des émissions de CO2e

28 Série de mesures

29 Demande de reconnaissance

30 Reconnaissance par le ministre

31 Legislation fédérale ou provinciale

Substitution à l’utilisation de combustibles fossiles
Critères d’utilisation des terres et de biodiversité pour les combustibles à faible intensité en carbone

32 Volume maximal

33 Conditions d’admissibilité

34 Quantité de charges d’alimentation admissibles

35 Zones protégées

36 Culture, récolte et transport

37 Récoltes — changements indirects dans l’utilisation des terres

38 Récoltes — terres exclues

39 Conformité réputée — charges d’alimentation approuvées par l’EPA

40 Décision du ministre

41 Charges d’alimentation forestières

42 Reconnaissance de la législation — zones protégées

43 Reconnaissance de la législation — récolte

44 Reconnaissance de la législation — régénération

45 Publication

46 Catégories de charges d’alimentation

47 Langue des documents

48 Admissibilité — combustibles à faible intensité en carbone

49 Preuve de l’admissibilité — charge d’alimentation visée à l’alinéa 33(1)a)

50 Contenu de la déclaration — personne qui récolte

51 Dossiers du producteur

52 Certification

53 Approbation du ministre

54 Organisme de certification

55 Condition d’admissibilité à l’accréditation

56 Domaines techniques d’accréditation

57 Sous-traitance

58 Certifications consécutives

59 Équipe de certification

60 Normes applicables

61 Certificat

Détermination de l’intensité en carbone

62 Combustible à faible intensité en carbone

63 Modèle ACV des combustibles — combustibles à faible intensité en carbone

64 Modèle ACV des combustibles — gaz comprimés et liquéfiés

65 Modèle ACV des combustibles — électricité

66 Demande d’approbation de l’intensité en carbone

67 Approbation de la filière de production

68 Renseignements à fournir — combustibles à faible intensité en carbone

69 Renseignements à fournir — GPL, GNC et GNL

70 Renseignements à fournir — électricité

71 Approbation

72 Fin de validité — combustible à faible intensité en carbone

73 Demande en cas d’intensité non valide

74 Nouvelle demande

75 Ajustement des unités — combustible à faible intensité en carbone

76 Ajustement — GPL, GNC, GNL et électricité

77 Nombre ajusté d’unités de conformité

78 Demande d’approbation provisoire

79 Irrecevabilité de la demande

Combustibles à faible intensité en carbone

80 Combustibles liquides à faible intensité en carbone

81 Combustibles gazeux à faible intensité en carbone

82 Biogaz utilisé pour produire de l’électricité

83 Combustible produit à partir de plusieurs charges d’alimentation

Changement de combustible par l’utilisateur final

84 GPL, GNC et GNL

85 Combustibles gazeux renouvelables et hydrogène

86 Créateur — producteur ou importateur

87 Électricité

88 Hydrogène

89 Utilisation des revenus — véhicules électriques

Mécanisme de cession des unités de conformité
Cession

90 Admissibilité à céder

91 Créateur enregistré participant

92 Demande de cession à la création

Marché de compensation des unités de conformité

93 Engagement de cession sur le marché

94 Absence de marché de compensation

95 Cession sur le marché de compensation

Programme de financement enregistré

96 Demande d’enregistrement

97 Enregistrement — exigences

98 Annulation de l’enregistrement

99 Audit annuel

100 Publication

101 Contribution au programme

102 Incessibilité

Rapports

103 Rapport annuel de création

104 Rapports trimestriels de création d’unités de conformité

105 Rapport sur les filières d’intensité en carbone

106 Rapport sur le bilan matières du fournisseur étranger

107 Rapport sur les revenus des unités de conformité

108 Rapport sur le solde des unités de conformité

109 Rapport de conformité

110 Rapport sur la production de combustibles fossiles

111 Rapport de conformité complémentaire

112 Rapport sur le programme de financement des réductions des émissions enregistré

Validation et vérification
Exigence de validation ou de vérification

113 Recevabilité des rapports

114 Validation — demandes

115 Contenu du rapport de validation

116 Vérification — demandes

117 Vérification des rapports

118 Déclarations

119 Contenu du rapport de vérification

120 Conservation des dossiers

121 Transmission de tous les rapports

122 Plan de surveillance

Exigences relatives à l’organisme de validation ou de vérification

123 Organisme accrédité

124 Condition de l’accréditation

125 Domaines techniques d’accréditation

126 Responsable d’équipe

127 Réviseur d’analyse du cycle de vie

128 Comptable professionnel agréé

129 Sous-traitance

130 Conflits d’intérêts

131 Aucune vérification sans décision du ministre

132 Validations ou vérifications consécutives

Normes applicables

133 Validations

134 Vérification des demandes d’approbation

135 Norme ISO 14064-3:2019 — critères

136 Principes comptables généralement reconnus

Méthode à suivre

137 Méthodes de validation et vérification

138 Obligations — organisme de validation

139 Obligation de collecte de preuves — vérification

140 Visites de site

141 Obligation d’identification

142 Inexactitude quantitative importante

143 Données manquantes identifiées par le demandeur

144 Calcul des incertitudes

145 Inexactitudes qualitatives — déclaration

146 Avis

147 Impossibilité de rendre un avis

148 Signature de l’avis ou de la décision

Correction d’erreurs

149 Excédent d’unités de conformité

150 Compensation des excédents

151 Avis au ministre

152 Suspension des unités

153 Levée de la suspension

154 Nombre insuffisant d’unités équivalentes

155 Avis au ministre

156 Unités de conformité équivalentes

Mesure des volumes et consignation des renseignements
Mesure des volumes

157 Exigences

Rapports électroniques

158 Rapports et avis électroniques

Consignation et conservation des renseignements

159 Moment de la consignation

160 Conservation des renseignements

161 Demande du ministre — renseignements

162 Modifications

Abrogations

164 Règlement sur les carburants renouvelables

165 Règlement sur pénalités administratives en matière d’environnement

Dispositions transitoires

166 Unités de conformité visant l’essence

167 Unités de conformité visant le distillat

168 Demande d’inscription — Renseignements à fournir

169 Conservation des renseignements — unités de conformité

Entrée en vigueur

170 Enregistrement

Règlement sur les combustibles propres

Définitions et interprétation

Définitions

1 (1) Les définitions qui suivent s’appliquent au présent règlement.

agent autorisé
  • a) Dans le cas d’une personne morale, celui de ses dirigeants autorisé à agir en son nom;
  • b) dans le cas d’un individu, celui-ci ou la personne autorisée à agir en son nom;
  • c) dans le cas de toute autre entité, toute personne autorisée à agir en son nom. (authorized official)
bateau
S’entend de tout navire, bâtiment ou embarcation conçu, utilisé ou utilisable pour la navigation sur l’eau ou au-dessous de celle-ci mais qui n’est pas conçu pour se déplacer hors de l’eau. (marine vessel)
biodiesel
Combustible liquide qui, à la fois :
  • a) est constitué d’au moins un monoester alkylique produit à partir d’une ou plusieurs charges d’alimentation provenant de biomasse en réaction à un réactif à l’alcool;
  • b) convient au fonctionnement d’un moteur diesel;
  • c) contient des substances, autres que le monoester alkylique visé à l’alinéa a), qui ne sont pas produites à partir de charges d’alimentation provenant de biomasse et qui, en totalité, représentent au plus 1,5 % du volume du combustible. (biodiesel)
biogaz
Mélange gazeux récupéré de la décomposition anaérobique de biomasse et composé principalement de méthane et de dioxyde de carbone, et qui contient d’autres composants qui le rendent impropre, selon les normes, à l’injection dans le plus proche pipeline de gaz naturel. (biogas)
biomasse
Fraction biodégradable des produits, des déchets et des résidus d’origine biologique — notamment les substances végétales et animales — provenant de l’agriculture, de la sylviculture ou d’autres industries telles que la pêche et l’aquaculture, ainsi que la fraction d’origine biologique des déchets, y compris les déchets industriels et municipaux. (biomass)
borne de recharge
Appareil utilisé au Canada afin de charger la batterie à bord d’un véhicule électrique par la fourniture d’électricité au véhicule et qui a la capacité de communiquer avec un serveur par Internet, par signal cellulaire ou par véhicule communiquant en utilisant des logiciels, pour faire rapport de l’heure et de la quantité d’électricité fournie. (charging station)
catégorie des combustibles gazeux
S’entend de la catégorie constituée du propane et du gaz naturel. (gaseous class)
catégorie des combustibles liquides
S’entend de la catégorie constituée des combustibles fossiles liquides mentionnés à la colonne 1 du tableau du paragraphe 4(1). (liquid class)
catégorie des combustibles solides
S’entend de la catégorie constituée du charbon, du coke et du coke de pétrole. (solid class)
combustible à faible intensité en carbone
Combustible — autre que celui de la catégorie des combustibles liquides, de la catégorie des combustibles gazeux ou de la catégorie des combustibles solides — ayant une intensité en carbone, pour la période de conformité au cours de laquelle le combustible a été produit ou importé, d’au plus :
  • a) dans le cas des combustibles qui sont à l’état liquide dans des conditions normales, 90 % de l’intensité en carbone de référence prévue à l’article 1 de l’annexe 1;
  • b) dans le cas du biogaz, du gaz naturel renouvelable et de l’hydrogène visés au paragraphe 81(1) et du biogaz visé au paragraphe 82(1), 90 % de l’intensité en carbone de référence prévue à l’article 2 de l’annexe 1;
  • c) dans le cas du propane renouvelable visé au paragraphe 81(1), 90 % de l’intensité en carbone de référence prévue à l’article 3 de l’annexe 1;
  • d) dans le cas du gaz naturel renouvelable comprimé, du gaz naturel renouvelable liquéfié, de l’hydrogène comprimé ou de l’hydrogène liquéfié visés au paragraphe 85(1) et dans le cas du gaz naturel renouvelable ou de l’hydrogène visés au paragraphe 86(1), l’intensité en carbone de référence prévue à l’article 2 de l’annexe 1;
  • e) dans le cas du gaz de pétrole liquéfié renouvelable visé au paragraphe 85(1) et du propane renouvelable visé au paragragraphe 86(1), l’intensité en carbone de référence prévue à l’article 3 de l’annexe 1;
  • f) dans le cas de l’hydrogène visé au paragraphe 88(1), l’intensité en carbone de référence prévue à l’article 2 de l’annexe 1. (low carbon intensity fuel)
conditions normales
S’entend d’une température de 15,6 °C (60 °F) et d’une pression de 101,325 kPa (14,696 psia). (standard conditions)
créateur enregistré
La personne enregistrée auprès du ministre conformément à l’article 24. (registered creator)
détruire
Convertir en dioxyde de carbone et en d’autres molécules les hydrocarbures contenus dans des gaz d’hydrocarbures à des fins autres que la production de chaleur ou énergie utiles. La présente définition vise également le torchage des gaz d’hydrocarbures. (destroy)
diesel
Combustible à base de pétrole liquide qui, selon le cas :
  • a) est vendu ou présenté comme du diesel ou comme du combustible convenant au fonctionnement d’un moteur diesel;
  • b) s’évapore à la pression atmosphérique, a un point d’ébullition qui se situe entre 130 °C et 400 °C et convient au fonctionnement d’un moteur diesel. (diesel)
diesel renouvelable produit par hydrogénation ou DRPH
Combustible liquide à faible intensité en carbone qui ne se distingue pas chimiquement du diesel et qui convient aux moteurs diesel. (hydrogenation-derived renewable diesel or HDRD)
EPA
L’Environmental Protection Agency des États-Unis. (EPA)
essence
Combustible à base de pétrole liquide qui, selon le cas :
  • a) est vendu ou présenté comme de l’essence, comme du combustible convenant au fonctionnement d’un moteur à allumage par bougies ou comme nécessitant seulement l’ajout de combustible à faible intensité en carbone ou de produit oxygéné pour convenir au fonctionnement d’un tel moteur;
  • b) convient au fonctionnement d’un moteur à allumage par bougies et présente les caractéristiques ci-après, selon la méthode d’essai applicable indiquée dans la norme nationale du Canada CAN/CGSB-3.5-04 intitulée Essence automobile sans plomb :
    • (i) une tension de vapeur d’au moins 38 kPa,
    • (ii) un indice antidétonant d’au moins 80,
    • (iii) une température de distillation d’au moins 35 °C et d’au plus 70 °C, à laquelle 10 % du combustible s’est évaporé,
    • (iv) une température de distillation d’au moins 65 °C et d’au plus 120 °C, à laquelle 50 % du combustible s’est évaporé. (gasoline)
exploitant d’un réseau de recharge
La personne exploitant un système de communication qui collecte les données relatives à l’électricité fournie par une borne de recharge et est le propriétaire de ces données. (charging network operator)
fournisseur étranger
Le propriétaire ou la personne qui loue, exploite, contrôle, dirige ou gère une installation située à l’extérieur du Canada où est produit un combustible à faible intensité en carbone. (foreign supplier)
fournisseur principal
  • a) S’agissant de combustibles de la catégorie des combustibles liquides qui sont produits dans une installation de production, le propriétaire de l’installation ou la personne qui la loue, l’exploite, la contrôle, la dirige ou la gère;
  • b) s’agissant de combustibles de la catégorie des combustibles liquides qui sont importés, l’importateur. (primary supplier)
gaz naturel renouvelable
S’entend du gaz issu du traitement du biogaz ou de gaz naturel synthétique provenant de biomasse, qui convient, selon les normes, à l’injection dans le plus proche pipeline de gaz naturel. (renewable natural gas)
hôte d’un site de recharge
Le propriétaire ou le locataire d’une borne de recharge légalement autorisé à installer une telle borne sur un site de recharge. (charging site host)
importer
Importer au Canada. (import)
installation de production
Toute installation au Canada où se fait la production de combustible. Sont exclues de la présente définition les installations de mélange, sauf si elles font partie d’une raffinerie de pétrole ou y sont adjacentes. (production facility)
intensité en carbone
Relativement au stock d’un type donné de combustible, quantité de CO2e rejetée pendant les activités menées au cours du cycle de vie de ce combustible — y compris les émissions liées à l’extraction ou à la culture de la charge d’alimentation utilisée pour produire le combustible, au traitement, au raffinage ou à la valorisation de cette charge d’alimentation pour produire le combustible, au transport et à la distribution de cette charge d’alimentation, des produits intermédiaires ou du combustible, ainsi qu’à la combustion du combustible — par rapport à l’énergie produite lors de sa combustion, exprimée en grammes de CO2e par mégajoule d’énergie produite. (carbon intensity)
intensité en carbone de base
Relativement à la catégorie des combustibles liquides, moyenne pondérée des intensités en carbone de chacun des types de combustibles fossiles de cette catégorie en 2016 et prévue au paragraphe 4(3). (baseline carbon intensity)
Loi
La Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999). (Act)
méthode du modèle ACV des combustibles
La méthode utilisée dans le modèle ACV des combustibles et qui est à la base des procédures à suivre pour déterminer l’intensité en carbone des combustibles brûlés au Canada. (Fuel LCA Model Methodology)
modèle ACV des combustibles
Modèle d’analyse du cycle de vie — mis au point par le ministre conformément à la norme ISO 14040 — constitué d’un ensemble de procédures pour déterminer l’intensité en carbone des combustibles brûlés au Canada à partir des inventaires des cycles de vie de différents combustibles et filières énergétiques. (Fuel LCA Model)
norme ISO 14040
La norme internationale ISO 14040 intitulée Management environnemental — Analyse du cycle de vie — Principes et cadre, publiée par l’Organisation internationale de normalisation. (ISO Standard 14040)
norme ISO 14044
La norme internationale ISO 14044 intitulée Management environnemental — Analyse du cycle de vie — Exigences et lignes directrices, publiée par l’Organisation internationale de normalisation. (ISO Standard 14044)
norme ISO 14064-3:2019
La norme internationale ISO 14064-3:2019 intitulée Spécifications et lignes directrices pour la vérification et la validation des déclarations des gaz à effet de serre, publiée par l’Organisation internationale de normalisation. (ISO Standard 14064-3:2019)
norme ISO 19011
La norme internationale ISO 19011 intitulée Lignes directrices pour l’audit des systèmes de management, publiée par l’Organisation internationale de normalisation. (ISO Standard 19011)
norme ISO/IEC 17021-1
La norme internationale ISO/IEC 17021-1 intitulée Évaluation de la conformité — Exigences pour les organismes procédant à l’audit et à la certification des systèmes de management — Partie 1: Exigences, publiée par l’Organisation internationale de normalisation. (ISO/IEC Standard 17021-1)
norme ISO/IEC 17065
La norme internationale ISO/IEC 17065 intitulée Évaluation de la conformité — Exigences pour les organismes certifiant les produits, les procédés et les services, publiée par l’Organisation internationale de normalisation. (ISO/IEC Standard 17065)
participant
Vise le fournisseur principal ou le créateur enregistré qui participe au mécanisme de cession des unités de conformité. (participant)
partie reportée de l’exigence de réduction
Relativement à l’exigence de réduction calculée conformément à l’article 8 pour une période de conformité, partie qui est reportée conformément à l’article 15, après la majoration ou la réduction effectuée conformément aux articles 16 ou 17. (deferred reduction requirement)
période de conformité
  • a) La période commençant à la date de l’enregistrement du présent règlement et se terminant le 30 novembre 2022;
  • b) la période commençant le 1er décembre 2022 et se terminant le 31 décembre 2022;
  • c) par la suite, chaque année civile. (compliance period)
propane renouvelable
Mélange qui est gazeux dans des conditions normales, qui est récupéré du traitement de biomasse et qui est composé principalement de propane. (renewable propane)
propriétaire du régime
S’entend au sens de « propriétaire du programme » au paragraphe 3.11 de la norme ISO/IEC 17065. (scheme owner)
résidu
Substance produite au cours d’un processus de production dont elle n’est pas le produit principal. La présente définition exclut toutes substances pour la production desquelles le processus a été modifié. (residue)
station de ravitaillement en hydrogène
Installation au Canada où les véhicules à hydrogène sont alimentés en hydrogène. (hydrogen fuelling station)
unité de conformité provisoire
Unité de conformité qui est créée conformément au paragraphe 22(1) et qui n’est pas encore incrite à un compte conformément au paragraphe 23(3). (provisional compliance credit)
véhicule à hydrogène
Véhicule propulsé uniquement par un moteur électrique alimenté en électricité par une cellule électrochimique qui la produit à partir d’hydrogène. (hydrogen fuel cell vehicle)
véhicule électrique
Véhicule propulsé par un moteur électrique alimenté en électricité par une batterie rechargeable qui est rechargée à partir d’une source d’énergie électrique externe. La présente définition comprend les véhicules électriques hybrides rechargeables. (electric vehicle)
zone riveraine
Terre qui est située à 30 mètres ou moins — mesurés sur une distance de pente qui suit la topographie du terrain — à partir, selon le cas :
  • a) de la ligne des hautes eaux d’un cours d’eau d’une largeur supérieure à 3 mètres;
  • b) des bords d’un lac ou d’un milieu humide permanent dont la superficie est supérieure à 5 hectares. (riparian zone)

Gaz comprimé et gaz liquéfié

(2) Dans le présent règlement, la mention de :

Incorporation par renvoi

(3) Dans le présent règlement, sauf disposition contraire, toute norme ou méthode incorporée par renvoi s’entend de sa version éventuellement modifiée.

Interprétation des documents incorporés par renvoi

(4) Pour l’interprétation des documents incorporés par renvoi dans le présent règlement, le mot « should » ou l’emploi du conditionnel, ainsi que toute recommandation ou suggestion expriment une obligation, sauf indication contraire du contexte. Il est entendu qu’une indication contraire du contexte ne peut prévaloir dans le cas de l’exactitude ou de la précision d’une mesure.

Mètre cube normalisé

2 (1) Dans le présent règlement, tout volume de gaz ou de liquide exprimé en mètres cubes s’entend du volume dans des conditions normales.

Équivalence CO2

(2) Pour l’application du présent règlement, la quantité d’un gaz à effet de serre est exprimée en CO2e, à savoir la quantité de dioxyde de carbone, mesurée en grammes ou en tonnes, selon le cas, qui aurait un effet de réchauffement équivalent sur une période donnée, et déterminée conformément à la méthode du modèle ACV des combustibles ou au moyen du modèle ACV des combustibles.

Application

Exemption — fournisseur principal

3 (1) Le fournisseur principal qui, au cours d’une période de conformité donnée, produit au Canada ou importe un volume inférieur à 400 mètres cubes de tout type de combustible de la catégorie des combustibles liquides, est exempté de l’application du présent règlement à l’égard du type de combustible en cause.

Non-application — certains combustibles

(2) Le présent règlement, à l’exception des articles 109 et 157 à 161, ne s’applique pas à l’égard des combustibles de la catégorie des combustibles liquides qui sont, selon le cas :

Précision

(3) Il est entendu qu’aucun volume des combustibles mentionnés au paragraphe (2) n’est pris en compte dans la détermination des volumes visés au paragraphe (1).

Exigences pour les combustibles liquides

Limites d’intensité en carbone

Exigence — intensité en carbone

4 (1) Pour l’application de l’article 139 de la loi, les stocks de combustibles fossiles d’un fournisseur principal qui sont d’un type visé à la colonne 1 du tableau du présent paragraphe ne doivent pas avoir une intensité en carbone supérieure à la limite correspondante qui est prévue à la colonne 2, pour la période de conformité correspondante prévue à cette colonne, et exprimée en grammes de CO2e par mégajoule (gCO2e/MJ).

Tableau — Limite d’intensité en carbone des combustibles
Article

Colonne 1

Combustibles fossiles liquides

Colonne 2

Limite pour chaque période de conformité (gCO2e/MJ)

du 1er au 31 décembre 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 et après
1 Essence 93,6 92,4 91,2 90,0 88,8 87,6 86,4 85,2 84,0
2 Diesel 93,6 92,4 91,2 90,0 88,8 87,6 86,4 85,2 84,0
3 Kérosène 84,6 83,4 82,2 81,0 79,8 78,6 77,4 76,2 75,0
4 Mazout léger 92,6 91,4 90,2 89,0 87,8 86,6 85,4 84,2 83,0
5 Mazout lourd 95,6 94,4 93,2 92,0 90,8 89,6 88,4 87,2 86,0
6 Carburéacteur 88,0 88,0 88,0 88,0 88,0 88,0 88,0 88,0 88,0

Diminution de l’intensité en carbone

(2) Le fournisseur principal se conforme au paragraphe (1) pour une période de conformité donnée en diminuant l’intensité en carbone de ses stocks du type de combustibles en cause pour cette période de conformité à hauteur de la différence entre l’intensité en carbone de base de ce type de combustible et la limite visée à ce paragraphe pour ce type de combustible et cette période de conformité. Le fournisseur principal établit cette diminution par la satisfaction à l’exigence de réduction calculée conformément à l’article 8 en utilisant des unités de conformité conformément au paragraphe 10(1).

Intensité en carbone de base

(3) Pour l’application du paragraphe (2), l’intensité en carbone de base des types de combustibles de la catégorie des combustibles liquides, exprimée en grammes de CO2e par mégajoule, est :

Non-application

(4) Le présent article ne s’applique pas aux combusibles qui sont produits au Canada ou importés avant le 1er décembre 2022.

Exigence volumétrique — combustibles à faible intensité en carbone

5 (1) Pour l’application de l’article 139 de la loi, au moins 5 % du volume du stock d’essence du fournisseur principal doit, pour chaque période de conformité, être remplacé par un volume équivalent de combustible liquide à faible intensité en carbone autre que le biodiesel ou le diesel renouvelable produit par hydrogénation.

Exclusion — Terre-Neuve-et-Labrador

(2) Le présent article ne s’applique pas au volume d’essence compris dans le stock d’essence du fournisseur principal que celui-ci a, au cours d’une période de conformité donnée, produit ou importé à Terre-Neuve-et-Labrador, si le fournisseur principal consigne les renseignements établissant le volume de cette production ou de cette importation.

Non-application

(3) Le présent article ne s’applique pas à l’essence produite au Canada ou importée avant le 1er janvier 2023.

Exigence volumétrique — biodiesel ou DRPH

6 (1) Pour l’application de l’article 139 de la loi, au moins 2 % des volumes des stocks de diesel et de mazout léger du fournisseur principal doit, pour chaque période de conformité, être remplacé par un volume équivalent de combustible à faible intensité en carbone qui est du biodiesel ou du diesel renouvelable produit par hydrogénation.

Exclusion — Terre-Neuve-et-Labrador

(2) Le présent article ne s’applique pas au volume de diesel ou de mazout léger compris dans les stocks de diesel ou de mazout léger, selon le cas, du fournisseur principal que celui-ci a, au cours d’une période de conformité donnée, produit ou importé à Terre-Neuve-et-Labrador, si le fournisseur principal consigne les renseignements établissant le volume de cette production ou de cette importation.

Non-application

(3) Le présent article ne s’applique pas au diesel et au mazout léger produits au Canada ou importés avant le 1er janvier 2023.

Stocks de combustibles liquides — volume

7 (1) Pour l’application des articles 4 à 6, les stocks de combustibles de la catégorie des combustibles liquides d’un fournisseur principal d’un type visé à la colonne 1 du tableau du paragraphe 4(1), pour une période de conformité donnée, sont constitués du volume total de ce type de combustible, exprimé en mètres cubes, que le fournisseur principal, selon le cas :

Volumes soustraits

(2) Malgré le paragraphe (1), le fournisseur principal peut, pour une période de conformité donnée, soustraire de ses stocks d’un type de combustibles de la catégorie des combustibles liquides tout volume de ces combustibles si, avant le 1er juillet de l’année civile qui suit la période de conformité, il consigne les renseignements établissant que ce volume a été, selon le cas :

Exigence de réduction

Réduction en tonnes

8 L’intensité en carbone des stocks d’un type donné de combustibles de la catégorie des combustibles liquides pour une période de conformité est diminuée si le nombre de tonnes de CO2e rejetées pendant le cycle de vie de ce type de combustible est réduit de l’exigence de réduction calculée selon la formule suivante :

ICdiff × (Q × D) × 10-6
ICdiff
représente la différence, exprimée en grammes de CO2e par mégajoule, entre l’intensité en carbone de base de ce type de combustible prévue au paragraphe 4(3) et la limite prévue au paragraphe 4(1) pour ce type de combustible et cette période de conformité;
Q
la quantité du stock du type de combustible, déterminée conformément à l’article 7 pour la période de conformité et exprimée comme un volume en mètres cubes;
D
la densité énergétique du type de combustible, prévue à l’annexe 2.

Enregistrement du fournisseur principal

Rapport d’enregistrement

9 (1) Le fournisseur principal qui n’est pas déjà enregistré s’enregistre en transmettant au ministre un rapport d’enregistrement comportant les renseignements énumérés aux articles 1 à 3 de l’annexe 3 au plus tard dix jours après la date à laquelle il produit au Canada ou importe, au cours d’une période de conformité donnée, un volume total de tout type de combustible de la catégorie des combustibles liquides égal ou supérieur à 400 mréférence 3.

Enregistrement avant le 31 décembre 2021

(2) Toutefois, le fournisseur principal qui produit au Canada ou importe, au cours de la période commençant à la date de l’enregistrement du présent règlement et se terminant le 31 décembre 2021, un volume total de tout type de combustible de la catégorie des combustibles liquides supérieur ou égal à 400 m3, s’enregistre avant la fin de cette période.

Modification des renseignements

(3) En cas de modification des renseignements visés à l’article 1 de l’annexe 3 fournis dans le rapport d’enregistrement, le fournisseur principal transmet au ministre un avis comportant les nouveaux renseignements dans les trente jours suivant la date de la modification.

Avis d’annulation

(4) Le fournisseur principal enregistré qui, pour une période de conformité donnée, n’est pas assujetti au présent règlement et qui, pour toutes les périodes de conformité antérieures, a satisfait aux exigences du présent règlement, notamment celles qui sont prévues aux paragraphes 4(2), 5(1) et 6(1), peut annuler son enregistrement en transmettant au ministre un avis à cet effet dans lequel il demande au ministre d’annuler les unités de conformité inscrites dans ses comptes ouverts au titre de l’article 26.

Détermination par le ministre

(5) Dès qu’il reçoit l’avis, le ministre détermine si le fournisseur principal a satisfait aux exigences du présent règlement.

Annulation par le ministre

(6) S’il est d’avis que le fournisseur principal a satisfait à ces exigences, le ministre, à la fois :

Unités de conformité

Utilisation

Satisfaction à l’exigence de réduction

10 (1) Pour satisfaire à l’exigence de réduction prévue à l’article 8 à l’égard des stocks d’un type donné de combustible de la catégorie des combustibles liquides pour une période de conformité donnée, y compris la partie reportée de l’exigence de réduction, le fournisseur principal utilise les unités de conformité qu’il a créées au titre des articles 18 à 20 ou celles qui lui ont été cédées au titre des articles 90, 92 ou 95.

Réductions réputées

(2) Le nombre de tonnes de CO2e rejetées par un type donné de combustible de la catégorie des combustibles liquides pendant son cycle de vie et qui est produit au Canada ou importé pendant une période de conformité donnée est réputé réduit par le nombre de ces tonnes qui correspondent aux unités de conformité utilisées par le fournisseur principal pour ce type de combustible et cette période de conformité.

Création antérieure d’unités de conformité provisoires

(3) Seules les unités de conformité créées soit comme unités de conformité provisoires au plus tard le dernier jour d’une période de conformité donnée, soit au titre du paragraphe 18(2) peuvent être utilisées par le fournisseur principal pour satisfaire à l’exigence de réduction pour cette période de conformité, calculée conformément à l’article 8.

Annulation après utilisation

(4) Le ministre annule toute unité de conformité dès qu’elle est utilisée.

Satisfaction à l’exigence volumétrique pour l’essence

11 (1) Les unités de conformité créées au titre des alinéas 18(1)b) ou c) par la production au Canada ou l’importation d’un volume de combustible à faible intensité en carbone — autre que le biodiesel ou le diesel renouvelable produit par hydrogénation — et que le fournisseur principal utilise aux termes de l’article 10 pour une période de conformité donnée, sont également réputées remplacer, pour la période de conformité en cause, l’utilisation d’un volume équivalent de ses stocks d’essence pour l’application du paragraphe 5(1).

Satisfaction de l’exigence volumétrique pour le diesel et le mazout léger

(2) Les unités de conformité créées au titre des alinéas 18(1)b) ou c) par la production au Canada ou l’importation d’un volume de combustible à faible intensité en carbone — qui est du biodiesel ou du diesel renouvelable produit par hydrogénation — et que le fournisseur principal utilise aux termes de l’article 10 pour une période de conformité donnée, sont également réputées remplacer, pour la période de conformité en cause, l’utilisation d’un volume équivalent de ses stocks de diesel et de mazout léger pour l’application du paragraphe 6(1).

Création antérieure d’unités provisoires

(3) Seules les unités de conformité créées comme unités de conformité provisoires au plus tard le dernier jour d’une période de conformité donnée peuvent être utilisées par le fournisseur principal pour satisfaire à l’exigence prévue aux paragraphes 5(1) ou 6(1) pour cette période de conformité.

Utilisation des unités le 30 juin — essence

12 (1) Le 30 juin qui suit la fin d’une période de conformité, les unités de conformité inscrites au compte du fournisseur principal ouvert au titre de l’alinéa 26a) qui sont visées au paragraphe 11(1) et satisfont aux exigences du paragraphe 11(3) sont utilisées aux termes de l’article 10 et du paragraphe 11(1) jusqu’à ce que l’une des circonstances suivantes survienne :

Utilisation des unités le 30 juin — diesel et mazout léger

(2) Le 30 juin qui suit la fin d’une période de conformité, les unités de conformité inscrites au compte du fournisseur principal ouvert au titre de l’alinéa 26a) qui sont visées aux paragraphes 11(2) et (3) sont utilisées aux termes de l’article 10 et du paragraphe 11(2) jusqu’à ce que l’une des circonstances suivantes survienne :

Unités provenant de la contribution à un programme de financement

(3) Sous réserve du paragraphe 14(1), le 30 juin qui suit la fin d’une période de conformité, le fournisseur principal utilise les unités de conformité qu’il a créées en contribuant à un programme de financement des réductions des émissions enregistré conformément à l’alinéa 101(1)a) pour satisfaire à l’exigence de réduction calculée conformément à l’article 8.

Unités inscrites aux comptes

(4) Sous réserve des paragraphes 14(2) et (3), le 30 juin qui suit la fin d’une période de conformité, les unités de conformité inscrites aux comptes du fournisseur principal ouverts au titre des alinéas 26a) à c) et qui sont conformes au paragraphe 10(3) sont utilisées aux termes de l’article 10 jusqu’à ce que l’une des circonstances suivantes se produise :

Choix des unités de conformité

(5) Si les circonstances visées à l’alinéa (4)a) surviennent avant celles visées à l’alinéa (4)b), les unités de conformité sont utilisées pour satisfaire à l’exigence de réduction calculée conformément à l’article 8 selon ce qui est indiqué par le fournisseur principal dans le rapport qu’il transmet en application du paragraphe 109(1).

Annulation le 1er juillet

(6) Le 1er juillet, le ministre annule toute unité de conformité visée au paragraphe (3) qui n’a pas été utilisée.

Non-application des paragraphes (1) et (2)

(7) Les paragraphes (1) et (2) ne s’appliquent pas pour les périodes de conformité qui se terminent avant le 1er janvier 2023.

Non-application des paragraphes (3) et (4)

(8) Les paragraphes (3) et (4) ne s’appliquent pas pour la période de conformité qui se termine le 30 novembre 2022.

Période de conformité décembre 2022

(9) Pour la période de conformité qui se termine le 31 décembre 2022, l’utilisation des unités de conformité aux termes des paragraphes (3) et (4) a lieu le 30 juin 2024.

Utilisation des unités le 30 novembre — essence

13 (1) Le 30 novembre qui suit la fin d’une période de conformité, les unités de conformité inscrites au compte du fournisseur principal ouvert au titre de l’alinéa 26a) qui sont visées au paragraphe 11(1) et satisfont aux exigences du paragraphe 11(3) sont utilisées aux termes de l’article 10 et du paragraphe 11(1) jusqu’à ce que l’une des circonstances suivantes survienne :

Utilisation des unités le 30 novembre — diesel et mazout léger

(2) Le 30 novembre qui suit la fin d’une période de conformité, les unités de conformité inscrites au compte du fournisseur principal ouvert au titre de l’alinéa 26a) qui sont visées aux paragraphes 11(2) et (3) sont utilisées aux termes de l’article 10 et du paragraphe 11(2) jusqu’à ce que l’une des circonstances suivantes survienne :

Autres unités

(3) Sous réserve du paragraphe 14(1), le 30 novembre qui suit la fin d’une période de conformité, le fournisseur principal utilise les unités de conformité qui lui ont été cédées au titre de l’article 95 ou qu’il a créées par la contribution à un programme de financement des réductions des émissions enregistré conformément à l’alinéa 101(1)b), pour satisfaire à l’exigence de réduction calculée conformément à l’article 8.

Satisfaction au plus tard le 30 novembre

(4) Sous réserve des articles 15 à 17, le fournisseur principal satisfait aux exigences volumétriques prévues aux paragraphes 5(1) et 6(1) et à l’exigence de réduction calculée conformément à l’article 8 à l’égard de tous ses stocks de combustible de la catégorie des combustibles liquides pour une période de conformité donnée au plus tard le 30 novembre qui suit la fin de cette période de conformité.

Annulation le 1er décembre

(5) Le 1er décembre, le ministre annule toute unité de conformité visée au paragraphe (3) qui n’a pas été utilisée.

Non-application des paragraphes (1) et (2)

(6) Les paragraphes (1) et (2) ne s’appliquent pas pour les périodes de conformité qui se terminent avant le 1er janvier 2023.

Non-application des paragraphes (3) et (4)

(7) Les paragraphes (3) et (4) ne s’appliquent pas pour la période de conformité qui se termine le 30 novembre 2022.

Période de conformité décembre 2022

(8) Pour la période de conformité qui se termine le 31 décembre 2022, l’utilisation des unités de conformité aux termes des paragraphes (3) et (4) a lieu le 30 novembre 2024 et l’annulation prévue au paragraphe (5) est effectuée le 1er décembre 2024.

Limite d’utilisation — contribution à un programme de financement

14 (1) Le nombre d’unités de conformité créées par la contribution, au titre du paragraphe 18(2), à un programme de financement des réductions des émissions enregistré qui sont utilisées au cours de l’année civile qui suit la fin d’une période de conformité donnée au titre des paragraphes 12(3) et 13(3), de l’alinéa 16(2)a), du paragraphe 16(4), de l’alinéa 17(2)a) et du paragraphe 17(4) ne peut correspondre à plus de 10 % de la somme, d’une part, de l’exigence de réduction du fournisseur principal calculée conformément à l’article 8 à l’égard de tous les types de combustibles de la catégorie des combustibles liquides pour la période de conformité en cause, et d’autre part, de la partie reportée de l’exigence de réduction.

Limite d’utilisation — combustibles gazeux ou solides

(2) Le nombre d’unités de conformité inscrites au compte du fournisseur principal ouvert au titre des alinéas 26b) ou c) qui sont utilisées au cours de l’année civile qui suit la fin d’une période de conformité donnée au titre du paragraphe 12(4) et des alinéas 16(2)b) et 17(2)b) ne peut correspondre à plus de 10 % de la somme, d’une part, de l’exigence de réduction du fournisseur principal calculée conformément à l’article 8 à l’égard de tous les types de combustibles de la catégorie des combustibles liquides pour la période de conformité en cause, et d’autre part, de la partie reportée de l’exigence de réduction.

Limite — méthode de quantification générique

(3) Le nombre d’unités de conformité créées au titre des alinéas 18(1)a) et 19a) et de l’article 20 pour un projet à l’égard duquel une méthode de quantification générique des réductions d’émissions a été fournie au titre du paragraphe 28(2) et utilisées conformément au paragraphe 12(4) et aux alinéas 16(2)b) et c) et 17(2)b) et c) au cours de l’année civile qui suit la fin d’une période de conformité ne peut correspondre à plus de 10 % de la somme, d’une part, de l’exigence de réduction du fournisseur principal calculée conformément à l’article 8 à l’égard de tous les types de combustibles de la catégorie des combustibles liquides pour la période de conformité en cause et d’autre part de la partie reportée de l’exigence de réduction.

Période de conformité décembre 2022

(4) Pour la période de conformité se terminant le 31 décembre 2022, l’année civile mentionnée au présent article est 2024.

Report de 10% de l’exigence de réduction

15 (1) Le 30 novembre qui suit la fin d’une période de conformité, le fournisseur principal peut reporter au plus 10 % de la totalité de l’exigence de réduction pour cette période de conformité calculée conformément à l’article 8.

Conditions du report

(2) Le fournisseur principal ne peut effectuer le report de l’exigence de réduction pour la période de conformité au titre du paragraphe (1) que si les conditions suivantes sont remplies :

Avis du type de combustible

(3) Le fournisseur principal avise le ministre, dans le rapport de conformité complémentaire visé à l’article 111 pour la période de conformité en cause, du type de combustible de la catégorie des combustibles liquides pour lequel le report est effectué.

Exigence satisfaite sur deux ans

(4) Le fournisseur principal qui effectue le report de l’exigence de réduction pour une période de conformité en vertu du paragraphe (1) satisfait à la partie reportée de l’exigence de réduction au plus tard le 30 novembre qui suit le deuxième anniversaire de la fin de cette période de conformité.

Période de conformité décembre 2022

(5) Pour la période de conformité se terminant le 31 décembre 2022, le report prévu au paragraphe (1) a lieu le 30 novembre 2024 et la satisfaction prévue au paragraphe (4) a lieu au plus tard le 30 novembre 2026.

Marché de compensation — 2024

(6) Pourles périodes de conformité se terminant le 31 décembre 2022 ou le 31 décembre 2023, la condition prévue à l’alinéa (2)a) est remplie si le ministre a transmis l’avis conformément au paragraphe 94(2) ou si le fournisseur principal a acquis par cession sur le marché de compensation des unités de conformité pour ces périodes le nombre d’unités de conformité déterminé conformément à l’alinéa 95(7)b).

Majoration de la partie reportée de l’exigence

16 (1) Le 1er décembre qui suit la fin de la période de conformité visée au paragraphe 15(1), la partie reportée de l’exigence de réduction est multipliée par 1,2.

Réduction de la partie reportée de l’exigence — 30 juin

(2) Afin de réduire au titre des paragraphes 10(1) et (2) la partie reportée de l’exigence de réduction, le fournisseur principal utilise, le 30 juin suivant le premier anniversaire de la fin de cette période de conformité, les unités de conformité ci-après qui sont inscrites dans ses comptes ouverts au titre de l’article 26 en nombre supérieur à celui qui est nécessaire pour satisfaire à l’exigence de réduction calculée conformément à l’article 8 pour la période de conformité se terminant à la date de cet anniversaire :

Choix

(3) Le fournisseur principal qui a des unités de conformité en nombre supérieur à celui qui est nécessaire pour satisfaire à la partie reportée de l’exigence de réduction conformément au paragraphe (2) peut choisir le nombre de ces unités qui seront utilisées conformément aux alinéas (2)b) et c).

Réduction de la partie reportée de l’exigence — 30 novembre

(4) Sous réserve du paragraphe 14(1), le 30 novembre qui suit la date du premier anniversaire de la fin de la période de conformité visée au paragraphe 15(1), le fournisseur principal utilise, afin de réduire au titre des paragraphes 10(1) et (2) la partie reportée de l’exigence de réduction, toutes les unités de conformité qui lui ont été cédées sur le marché de compensation des unités de conformité au titre de l’article 95 ou toutes celles qu’il a créées par sa contribution à un programme de financement des réductions des émissions enregistré conformément à l’alinéa 101(1)b), et qui sont inscrites à son compte ouvert au titre de l’alinéa 26a) en nombre supérieur à celui qui est nécessaire pour satisfaire à l’exigence de réduction calculée conformément à l’article 8 pour la période de conformité qui se termine à la date de cet anniversaire.

Période de conformité décembre 2022

(5) Les règles ci-après s’appliquent à la partie reportée de l’exigence de réduction pour la période de conformité se terminant le 31 décembre 2022 :

Nouvelle majoration de la partie reportée de l’obligation

17 (1) Le 1er décembre qui suit le premier anniversaire de la fin de la période de conformité visée au paragraphe 15(1), la partie reportée de l’exigence de réduction est multipliée par 1,2.

Réduction de la partie reportée de l’exigence — 30 juin

(2) Afin de réduire au titre des paragraphes 10(1) et (2) la partie reportée de l’exigence de réduction, le fournisseur principal utilise, le 30 juin suivant le deuxième anniversaire de la fin de cette période de conformité, les unités de conformité ci-après qui sont inscrites dans ses comptes ouverts au titre de l’article 26 en nombre supérieur à celui qui est nécessaire pour satisfaire à l’exigence de réduction calculée conformément à l’article 8 pour la période de conformité se terminant à la date de cet anniversaire :

Choix

(3) Le fournisseur principal qui a des unités de conformité en nombre supérieur à celui qui est nécessaire pour satisfaire à la partie reportée de l’exigence de réduction conformément au paragraphe (2) peut choisir le nombre de ces unités qui seront utilisées conformément aux alinéas (2)b) et c), respectivement.

Réduction de la partie reportée de l’exigence — 30 novembre

(4) Sous réserve du paragraphe 14(1), le 30 novembre qui suit la date du deuxième anniversaire de la fin de la période de conformité visée au paragraphe 15(1), le fournisseur principal utilise, afin de réduire au titre des paragraphes 10(1) et (2) la partie reportée de l’exigence de réduction, toutes les unités de conformité qui lui ont été cédées sur le marché de compensation des unités de conformité au titre de l’article 95, ou toutes celles qu’il a créées par sa contribution à un programme de financement des réductions enregistré conformément à l’alinéa 101(1)b), et qui sont inscrites à son compte ouvert au titre de l’alinéa 26a) en nombre supérieur à celui qui est nécessaire pour satisfaire à l’exigence de réduction calculée conformément à l’article 8 pour la période de conformité qui se termine à la date de cet anniversaire.

Période de conformité décembre 2022

(5) Les règles ci-après s’appliquent à la partie reportée de l’exigence de réduction pour la période de conformité se terminant le 31 décembre 2022 :

Création

Réduction ou substitution des émissions de CO2e

Création d’unités pour la catégorie des combustibles liquides

18 (1) Les unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles liquides sont créées par un créateur enregistré lorsque, selon le cas :

Contribution à un programme de financement

(2) Les unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles liquides sont créées par un fournisseur principal lorsque celui-ci contribue à un programme de financement des réductions des émissions conformément à l’article 101.

Création d’unités pour la catégorie des combustibles gazeux

19 Les unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles gazeux sont créées par un créateur enregistré lorsque, selon le cas :

Création d’unités pour la catégorie des combustibles solides

20 Les unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles solides sont créées par un créateur enregistré lorsque celui-ci ou la personne avec laquelle il a conclu un accord de création au titre de l’article 21 réalise un projet de réduction ou de suppression des émissions de CO2e reconnu conformément au paragraphe 30(1) qui diminue l’intensité en carbone d’un type de combustible de la catégorie des combustibles solides.

Accord de création d’unités

21 (1) Toute personne peut, avant la création d’unités de conformité provisoires, conclure avec la personne ci-après un accord en vue de la création des unités au cours d’une période de conformité :

Validité de l’accord — exigences

(2) Pour l’application du paragraphe (1), l’accord n’est valide que s’il est signé par chaque partie et s’il comporte ce qui suit :

Création d’unités de conformité provisoires

Création d’unités provisoires

22 (1) Les unités de conformité, autres que celles créées au titre du paragraphe 18(2), sont créées comme des unités de conformité provisoires.

Pas d’utilisation des unités provisoires

(2) Les unités de conformité provisoires ne peuvent être ni utilisées pour se conformer aux paragraphes 4(1), 5(1) ou 6(1), ni cédées conformément à l’article 90.

Perte du statut provisoire

23 (1) Les unités de conformité provisoires qui font l’objet du rapport de création visé à l’article 103 ou 104 cessent d’être provisoires lorsque le ministre les inscrit à un compte conformément au paragraphe (3).

Ajustement des unités

(2) Le ministre inscrit à un compte, conformément au paragraphe (3), les unités de conformité créées au titre des articles 75 ou 76, lorsqu’elles font l’objet du rapport de création visé à l’article 103 ou 104.

Inscription au compte

(3) Sous réserve du paragraphe (4), le ministre inscrit les unités de conformité au compte de leur créateur enregistré conformément à ce qui suit :

Choix du type de compte — projet de réduction ou de suppression des émissions

(4) Les unités de conformité créées par la réalisation d’un projet visé à plusieurs des alinéas 18(1)a) et 19a) et de l’article 20 sont inscrites conformément au choix effectué aux termes des alinéas 29(2)b) à e).

Numéro d’identification unique

(5) Le ministre assigne un numéro d’identification unique à chaque unité de conformité lors de son inscription à un compte.

Enregistrement

Enregistrement avant la création

24 (1) Les unités de conformité provisoires ne peuvent être créées que par la personne qui était un créateur enregistré le jour précédent leur création.

Rapport d’enregistrement

(2) Pour devenir créateur enregistré en raison de l’exercice des activités visées au paragraphe 18(1) ou aux articles 19 ou 20, la personne qui exerce l’une de ces activités ou qui a conclu un accord de création au titre de l’article 21 avec une personne exerçant l’une de ces activités, transmet au ministre un rapport d’enregistrement comportant les renseignements prévus à l’article 1 de l’annexe 3 et à ceux des articles 4 à 10 de cette annexe qui s’appliquent.

Modification des renseignements

25 (1) En cas de modification des renseignements visés à l’article 1 de l’annexe 3 et fournis dans le rapport d’enregistrement, le créateur enregistré transmet au ministre un avis comportant les nouveaux renseignements dans les trente jours qui suivent la date de la modification.

Articles 4 à 10 de l’annexe 3

(2) En cas de modification des renseignements visés aux articles 4 à 10 de l’annexe 3 et fournis dans le rapport d’enregistrement, le créateur enregistré transmet au ministre un avis comportant les nouveaux renseignements au plus tard à la date où il transmet le prochain rapport prévu aux paragraphes 103(1) ou 104(1).

Nouvel accord

(3) Le créateur enregistré qui conclut un nouvel accord de création au titre du paragraphe 21(1) transmet au ministre un avis écrit comportant les renseignements prévus à l’article 1 de l’annexe 3 et à ceux des articles 4 à 10 de cette annexe qui s’appliquent aux activités menées par l’autre partie au nouvel accord, et cet avis est transmis au plus tard le jour précédent celui où ses unités de conformité provisoires sont créées pour la première fois au titre du nouvel accord.

Comptes des unités de conformité

Ouverture

26 Dès l’enregistrement du fournisseur principal aux termes du paragraphe 9(1) ou du créateur enregistré aux termes du paragraphe 24(1), le ministre lui ouvre les comptes ci-après dans le mécanisme de cession des unités de conformité qu’il administre :

Durée d’inscription des unités de conformité

27 Les unités de conformité restent inscrites aux comptes jusqu’à leur annulation ou leur cession.

Projet de réduction ou de suppression des émissions de CO2e

Série de mesures

28 (1) Le projet de réduction ou de suppression des émissions de CO2e visé aux alinéas 18(1)a) ou 19a) ou à l’article 20, pour un type de combustible donné, consiste en une série de mesures mises en œuvre au Canada et ayant pour résultat, selon le cas :

Méthode de quantification

(2) Le ministre peut fournir une méthode de quantification des réductions d’émissions pour un type de projet donné ainsi qu’une méthode de quantification générique des réductions d’émissions et chaque méthode remplit les conditions suivantes :

Exceptions

(3) Toutefois, le ministre ne fournit pas de méthode de quantification des réductions d’émissions pour les types de projets ci-après et aucune unité de conformité n’est créée au titre des alinéas 18(1)a) ou 19a) ou de l’article 20 pour ceux-ci :

Conditions — méthode de quantification générique

(4) La méthode de quantification générique des réductions d’émissions visée au paragraphe (2) est applicable aux projets, à la fois :

Demande de reconnaissance

29 (1) Toute personne peut demander au ministre la reconnaissance d’un projet de réduction ou de suppression des émissions de CO2e visé au paragraphe 28(1) comme projet permettant la création d’unités de conformité.

Contenu de la demande

(2) La demande est signée par le représentant autorisé du demandeur et comporte les renseignements suivants :

Prolongation de cinq ans

(3) Au cours de l’année qui précède l’expiration de la période visée à l’alinéa 28(2)d), toute personne peut demander au ministre de prolonger cette période pour une période unique de cinq ans.

Contenu de la demande

(4) La demande d’extension est signée par l’agent autorisé du demandeur et mentionne les changements apportés au contenu de la demande initiale depuis la reconnaissance du projet.

Reconnaissance par le ministre

30 (1) Le ministre reconnaît le projet s’il est convaincu, sur la base des renseignements que lui a fournis le demandeur, que les conditions suivantes sont remplies :

Identifiant alphanumérique unique

(2) Dès qu’il reconnaît le projet, le ministre lui assigne un identifiant alphanumérique unique.

Nombre d’unités de conformité

(3) Dès qu’un projet est reconnu, la personne qui a présenté la demande peut créer, pour chaque période de conformité, le nombre d’unités de conformité provisoires déterminé conformément à la méthode de quantification des réductions d’émissions fournie par le ministre pour le type de projet en cause ou la méthode de quantification générique des réductions d’émissions, le cas échéant.

Legislation fédérale ou provinciale

31 (1) Si la legislation fédérale ou provinciale rend obligatoire une des mesures d’exécution d’un projet, le nombre d’unités de conformité créées par le projet est réduit proportionnellement à la réduction ou à la suppression des émissions de CO2e liée à cette mesure.

Fin du projet

(2) Un projet cesse de donner lieu à la création d’unités de conformité le jour qui suit la date d’expiration de la période visée à l’alinéa 28(2)d) ou au paragraphe 29(3), selon le cas.

Substitution à l’utilisation de combustibles fossiles

Critères d’utilisation des terres et de biodiversité pour les combustibles à faible intensité en carbone

Volume maximal

32 (1) Le volume maximal de combustible à faible intensité en carbone avec une intensité en carbone à laquelle un identifiant alphanumérique unique donné a été assigné aux termes du paragraphe 71(2), qui est produit à une installation donnée par un producteur au Canada ou un fournisseur étranger au cours de chaque période prévue au paragraphe (2) et qui peut donner lieu à la création d’unités de conformité conformément aux articles 80 à 82, 85 et 86, est déterminé selon la formule suivante :

Vc × Qa/(Qa + Qna)
où :
Vc
représente le volume total du combustible à faible intensité en carbone produit à l’installation pendant la période en cause;
Qa
la quantité de charges d’alimentation admissibles qui satisfont aux exigences de l’article 34 et utilisées à l’installation par le producteur au Canada ou le fournisseur étranger pour produire le combustible au cours de la période en cause, mesurée en kilogrammes pour les charges d’alimentation solides et en mètres cubes pour les charges d’alimentation liquides et gazeuses;
Qna
la quantité de charges d’alimentation — autres que les charges d’alimentation admissibles — utilisées à l’installation par le producteur au Canada ou le fournisseur étranger pour produire le combustible au cours de la période en cause, mesurée en kilogrammes pour les charges d’alimentation solides et en mètres cubes pour les charges d’alimentation liquides et gazeuses.

Périodes

(2) Les périodes de production des combustibles à faible intensité en carbone pour chaque période de conformité qui se terminent après le 1er janvier 2023 sont les suivantes :

Utilisation exclusive

(3) La quantité de combustibles à faible intensité en carbone qui est utilisée pour satisfaire aux exigences relatives aux émissions de gaz à effet de serre d’une juridiction à l’extérieur du Canada ne peut pas être utilisée pour la création d’unités de conformité au titre des articles 80 à 82, 85 et 86.

Non-application

(4) Le paragraphe (3) ne s’applique pas à la création d’unités de conformité provisoires au cours des périodes de conformité qui se terminent avant le 1er janvier 2023.

Conditions d’admissibilité

33 (1) Pour l’application de l’article 32 et sous réserve du paragraphe (2) et des articles 35 à 44, une charge d’alimentation est admissible si elle remplit l’une des conditions suivantes :

Charges d’alimentation volontairement usagées

(2) Les charges d’alimentation qui sont volontairement recoltées ou rendues usagées ou non comestibles afin de remplir les conditions visées à l’un ou l’autre des sousalinéas (1)b)(ii) à (iv) et (ix) doivent remplir les conditions visées à l’alinéa (1)c).

Quantité de charges d’alimentation admissibles

34 (1) La quantité de charges d’alimentation admissibles d’un type donné qui, après le 31 décembre 2022, sortent du site où elles ont été récoltées, mélangées, traitées, séparées ou obtenues ne doit pas être supérieure au résultat de la formule suivante :

Qs + Qr
Qs
représente la quantité de charges d’alimentation admissibles de ce type qui se trouvaient sur le site après la dernière sortie du site d’une quantité de charges d’alimentation admissibles, mesurée en kilogrammes pour les solides et en mètres cubes pour les liquides ou les gaz;
Qr
la quantité de charges d’alimentation admissibles de ce type récoltées ou apportées sur le site après la dernière sortie du site de ce type d’une quantité de charges d’alimentation admissibles, mesurée en kilogrammes pour les solides et en mètres cubes pour les liquides ou les gaz.

Production de combustible

(2) Pour chaque période visée au paragraphe 32(2), la somme de la quantité de charges d’alimentation admissibles d’un type donné qui sont utilisées pour produire des combustibles à faible intensité en carbone à une installation donnée et de la quantité de charges d’alimentation admissibles de ce type qui se trouvent à l’installation à la fin de la période, ne doit pas être supérieure au résultat de la formule suivante :

Qs + Qr
Qs
représente la quantité de charges d’alimentation admissibles de ce type qui se trouvaient à l’installation au début de la période, mesurée en kilogrammes pour les solides et en mètres cubes pour les liquides ou les gaz;
Qr
la quantité de charges d’alimentation admissibles de ce type apportées à l’installation pendant la période, mesurée en kilogrammes pour les solides et en mètres cubes pour les liquides ou les gaz.

Zones protégées

35 (1) La charge d’alimentation visée à l’alinéa 33(1)c) ne doit pas être récoltée ou cultivée sur des terres situées dans une zone qui est désignée pour la protection des espèces rares, vulnérables ou menacées ou de leur habitat ou pour la protection d’écosystèmes vulnérables, selon le cas :

Demande

(3) La demande contient :

Culture, récolte et transport

36 La charge d’alimentation visée à l’alinéa 33(1)c) :

Récoltes — changements indirects dans l’utilisation des terres

37 (1) La culture des charges d’alimentation visées aux sous-alinéas 33(1)b)(iii) à (v) ou à l’alinéa 33(1)c) qui sont des récoltes, des sous-produits de récoltes, des résidus de récoltes ou des récoltes provenant de biomasse ligneuse à courte rotation ne doit pas présenter un risque élevé d’induire des changements indirects dans l’utilisation des terres ayant une incidence négative sur l’environnement.

Règlement délégué de la Commission (UE)

(2) Pour l’application du paragraphe (1), la culture d’une charge d’alimentation présente un risque élevé d’induire des changements indirects dans l’utilisation des terres ayant une incidence négative sur l’environnement si la valeur mentionnée pour cette charge d’alimentation à l’annexe du Règlement délégué (UE) 2019/807 de la Commission du 13 mars 2019, est supérieure, à la fois :

Récoltes — terres exclues

38 Les charges d’alimentation visées à l’alinéa 33(1)c) qui sont des récoltes, des sous-produits de récoltes, des résidus de récoltes ou des récoltes provenant de biomasse ligneuse à courte rotation ne doivent pas être cultivées sur les terres suivantes :

Conformité réputée — charges d’alimentation approuvées par l’EPA

39 (1) Les charges d’alimentation qui sont des récoltes, des sous-produits de récoltes, des résidus de récoltes ou des récoltes provenant de biomasse ligneuse à courte rotation et qui sont approuvées par l’EPA au titre de l’article 80.1457(a), section de chapitre C, chapitre I, titre 40, du Code of Federal Regulations des États-Unis sont réputées ne pas avoir été cultivées sur les terres exclues visées à l’article 38 si les documents suivants sont fournis au ministre par leur pays d’origine :

Application

(2) Le paragraphe (1) s’applique :

Non-application

(3) Le paragraphe (1) cesse de s’appliquer à la première des éventualités suivantes à survenir :

Publication

(4) Le ministre publie sur le site Internet du ministère de l’Environnement le nom de chaque pays auquel s’applique le présent article.

Décision du ministre

40 (1) Les charges d’alimentation qui sont des récoltes, des sous-produits de récoltes, des résidus de récoltes ou des récoltes provenant de biomasse ligneuse à courte rotation sont également réputées ne pas avoir été cultivées sur les terres exclues visées à l’article 38 si le ministre décide :

Éléments à considérer

(2) Pour rendre sa décision, le ministre prend en considération les éléments suivants :

Limite

(3) Le ministre ne peut prendre sa décision que s’il a reçu d’une autorité compétente les renseignements prévus aux alinéas (2)a) à g), accompagnés d’une lettre signée par l’individu dont le rôle au sein de cette autorité est comparable à celui d’un ministre responsable du secteur en charge des modèles d’utilisation des terres agricoles et des pratiques, données et statistiques agricoles et dans laquelle cet individu, à la fois :

Définition de autorité compétente

(4) Pour l’application du paragraphe (3), autorité compétente s’entend d’un gouvernement national ou d’une entité crédible et fiable nommée par un gouvernement national pour le représenter.

Langue des renseignements ou de la lettre

(5) Si le français ou l’anglais n’est pas la langue d’origine des renseignements prévus au paragraphe (2) ou de la lettre mentionnée au paragraphe (3), le ministre se fonde, pour prendre sa décision, sur la version française ou anglaise qui lui est fournie des renseignements et de la lettre.

Commentaires du public

(6) Le ministre ne prend la décision visée au paragraphe (1) que si les renseignements prévus aux alinéas (2)a) à g) et i) ont été publiés sur le site Internet du ministère de l’Environnement et si le public a eu l’opportunité de fournir des commentaires à leur égard pendant une période de soixante jours.

Publication

(7) Le ministre publie sur le site Internet du ministère de l’Environnement le nom de chaque pays à l’égard duquel il a pris la décision visée au paragraphe (1) et la date de cette décision.

Cessation d’effet

(8) Le paragraphe (1) cesse d’avoir effet à l’égard d’un pays un an après la date de la décision du ministre à l’égard de celui-ci, sauf si le ministre prend dans ce délai une nouvelle décision à son égard conformément à ce paragraphe.

Charges d’alimentation forestières

41 (1) La charge d’alimentation visée à l’alinéa 33(1)c) qui provient de biomasse forestière doit être récoltée conformément à un plan de gestion pouvant être évalué par un organisme de vérification et mis en œuvre, contrôlé et tenu à jour par la personne responsable de la récolte de la charge d’alimentation en fonction des résultats du contrôle afin de promouvoir une gestion adaptative. Le plan précise les procédures à suivre afin de satisfaire aux exigences suivantes :

Définition de peuplements forestiers matures

(2) À l’alinéa (1)b), peuplement forestier mature s’entend de la forêt qui se régénère naturellement et, à la fois :

Reconnaissance de la législation — zones protégées

42 Le ministre peut décider que toutes les charges d’alimentation d’une catégorie donnée et provenant de terres situées dans une région donnée satisfont aux exigences du paragraphe 35(1) s’il est convaincu que la législation s’appliquant dans cette région empêche effectivement la culture et la récolte des charges d’alimentation de cette catégorie dans les zones visées à ce paragraphe.

Reconnaissance de la législation — récolte

43 (1) Le ministre peut décider que toutes les charges d’alimentation d’une catégorie donnée et provenant de terres situées dans une région donnée satisfont aux exigences de l’alinéa 36a) s’il est convaincu que la législation visée à cet alinéa comprend des exigences de surveillance et de mise en application et est générallement suivie et mise en application pour les charges d’alimentation de cette catégorie.

Reconnaissance de la législation — agents nuisibles

(2) Le ministre peut décider que toutes les charges d’alimentation d’une catégorie donnée et provenant de terres situées dans une région donnée satisfont aux exigences de l’alinéa 36b) s’il est convaincu que la législation visée à cet alinéa est générallement suivie et mise en application pour les charges d’alimentation de cette catégorie.

Reconnaissance de la législation — régénération

44 (1) Le ministre peut décider que toutes les charges d’alimentation d’une catégorie donnée et provenant d’une région donnée satisfont aux exigences de l’alinéa 41(1)a) s’il est convaincu que la législation qui s’applique dans cette région ou les plans de gestion qui s’appliquent dans toute cette région, à la fois :

Reconnaissance de la législation — effets négatifs

(2) Le ministre peut décider que toutes les charges d’alimentation d’une catégorie donnée provenant d’une région donnée satisfont aux exigences de l’alinéa 41(1)b) s’il est convaincu que la législation qui s’applique dans cette région ou les plans de gestion régionaux mis en place, à la fois :

Reconnaissance de la législation — sols

(3) Le ministre peut décider que toutes les charges d’alimentation d’une catégorie donnée et provenant d’une région donnée satisfont aux exigences du sous-alinéa 41(1)c)(i) s’il est convaincu que la législation qui s’applique dans cette région ou les plans de gestion régionaux mis en place, à la fois :

Reconnaissance de la législation — eau

(4) Le ministre peut décider que toutes les charges d’alimentation d’une catégorie donnée et provenant d’une région donnée satisfont aux exigences du sous-alinéa 41(1)c)(ii) s’il est convaincu que la législation qui s’applique dans cette région ou les plans de gestion régionaux mis en place, à la fois :

Reconnaissance de la législation — biodiversité

(5) Le ministre peut décider que toutes les charges d’alimentation d’une catégorie donnée et provenant d’une région donnée satisfont aux exigences du sous-alinéa 41(1)c)(iii) s’il est convaincu que la législation qui s’applique dans cette région ou les plans de gestion régionaux mis en place, à la fois :

Reconnaissance de la législation — cours d’eau

(6) Le ministre peut décider que toutes les charges d’alimentation d’une catégorie donnée et provenant d’une région donnée satisfont aux exigences de l’alinéa 41(1)d) s’il est convaincu que la législation qui s’applique dans cette région ou les plans de gestion régionaux mis en place, à la fois :

Publication

45 Le ministre publie sur le site Internet du ministère de l’Environnement le nom de chaque catégorie de charges d’alimentation et de chaque région à l’égard desquelles une décision a été rendue au titre de l’article 42 et des paragraphes 43(1) et (2) et 44(1) à (6).

Catégories de charges d’alimentation

46 Pour l’application des articles 42 à 45, les catégories de charges d’alimentation sont les récoltes, les résidus de récoltes, les récoltes provenant de biomasse ligneuse à courte rotation et la biomasse forestière.

Langue des documents

47 Si le français ou l’anglais n’est pas la langue d’origine d’un document pertinent à la prise de la décision prévue à l’article 42 et aux paragraphes 43(1) et (2) et 44(1) à (6), le ministre se fonde, pour prendre une telle décision, sur la version française ou anglaise qui lui est fournie du document.

Admissibilité — combustibles à faible intensité en carbone

48 (1) Un combustible à faible intensité en carbone est admissible si, selon le cas :

Production avant le 31 décembre 2022

(2) Toutefois, tous les combustibles à faible intensité en carbone produits pendant la période qui commence à la date d’enregistrement du présent règlement et se termine le 31 décembre 2022 sont admissibles.

Preuve de l’admissibilité — charge d’alimentation visée à l’alinéa 33(1)a)

49 (1) L’admissibilité d’une quantité de charges d’alimentation visées à l’alinéa 33(1)a) est établie seulement si la personne qui produit des combustibles à faible intensité en carbone en utilisant la charge d’alimentation conserve des dossiers conformément aux alinéas 51(1)a) ou c) et si, le cas échéant, l’importateur des combustibles à faible intensité en carbone produits en utilisant la charge d’alimentation conserve des dossiers conformément au paragraphe 51(2).

Preuve de l’admissibilité — charges d’alimentation visées aux alinéas 33(1)b) ou c)

(2) L’admissibilité d’une quantité de charges d’alimentation visées aux alinéas 33(1)b) ou c) est établie seulement si :

Contenu de la déclaration — personne qui récolte

50 (1) La déclaration de la personne visée au sous-alinéa 49(2)a)(v) contient les renseignements suivants :

Charge d’alimentation certifiée

(2) Toutefois, la déclaration effectuée par la personne visée au sous-alinéa 49(2)a)(v) à l’égard d’une charge d’alimentation visée à l’alinéa 33(1)c) qui est certifiée au titre de l’article 52 est accompagnée de la copie du certificat et contient, au lieu des éléments prévus aux alinéas (1)i) à n), les éléments suivants :

Déclaration du créateur enregistré ou du fournisseur étranger

(3) La déclaration de la personne visée à l’un ou l’autre des sous-alinéas 49(2)a)(i) à (iv) qui est un créateur enregistré ou un fournisseur étranger contient les éléments suivants :

Déclaration des autres personnes

(4) La déclaration de la personne visée à l’un ou l’autre des sous-alinéas 49(2)a)(i) à (iv), autre qu’un créateur enregistré ou un fournisseur étranger, contient les éléments suivants :

Identifiant unique

(5) L’identifiant unique mentionné aux alinéas (1)o), (3)l) et (4)i) est utilisé dans tous les dossiers relatifs au bilan matières du site en cause. Il est propre à chaque déclaration et mentionne le numéro de lot de la charge d’alimentation en cause.

Dossiers du producteur

51 (1) Le producteur de combustibles à faible intensité en carbone produits en utilisant des charges d’alimentation visées aux alinéas 33(1)b) ou c) conserve dans ses dossiers les documents suivants :

Dossiers de l’importateur

(2) L’importateur d’une quantité donnée de combustibles à faible intensité en carbone conserve dans ses dossiers les documents suivants :

Certification

52 Les charges d’alimentation visées à l’alinéa 33(1)c) peuvent être certifiées par un organisme de certification qui satisfait aux exigences des articles 54 à 56 et conformément aux articles 57 à 60 et au régime de certification approuvé par le ministre au titre de l’article 53.

Approbation du ministre

53 (1) Le ministre peut approuver un régime de certification s’il est convaincu que toutes les charges d’alimentation certifées en suivant les procédures de ce régime satisferont aux exigences de ceux des articles 35 à 38 et 41 qui s’appliquent.

Propriétaire du régime

(2) Le ministre ne doit approuver un régime de certification que si le propriétaire du régime, à la fois :

Révision du régime

(4) Le ministre ne doit approuver un régime de certification que si les éléments suivants sont en place :

Renseignements accessibles au public

(5) Le ministre ne doit approuver un régime de certification que si celui-ci comprend des procédures pour assurer l’accessibilité au public des renseignements suivants :

Audits de groupe

(6) Le ministre ne doit approuver un régime de certification autorisant la certification de groupe à l’égard de plusieurs producteurs que si le régime comporte les exigences suivantes :

Non-conformité

(7) Le ministre ne doit approuver un régime de certification que si celui-ci prévoit les mesures que doit prendre l’organisme de certification si les personnes qui récoltent les charges d’alimentation ne se conforment pas au régime.

Utilisation des certificats

(8) Le ministre ne doit approuver un régime de certification que si :

Fin de l’approbation

(9) L’approbation d’un régime de certification par le ministre expire à la première en date des éventualités suivantes à survenir :

Importance significative

(10) Pour l’application de l’alinéa (6)b), un site est d’importance significative si une erreur quantitative importante peut probablement résulter d’une inexactitude liée au site dans un rapport portant sur la charge d’alimentation certifiée.

Organisme de certification

54 La certification des charges d’alimentation est effectuée par un organisme de certification accrédité en conformité avec le regime de certification utilisé et dont l’accréditation n’est ni suspendue, ni révoquée.

Condition d’admissibilité à l’accréditation

55 (1) Toute personne peut être accréditée en qualité d’organisme de certification par le Conseil canadien des normes, l’ANSI National Accreditation Board ou tout organisme d’accréditation désigné, si :

Désignation des organismes d’accréditation

(2) Le ministre peut désigner tout organisme d’accréditation qui est membre de l’International Accreditation Forum et qui satisfait aux exigences de la norme ISO 17011 intitulée Évaluation de la conformité — Exigences générales pour les organismes d’accréditation procédant à l’accréditation d’organismes d’évaluation de la conformité, publiée par l’Organisation internationale de normalisation.

Domaines techniques d’accréditation

56 (1) La certification est effectuée par un organisme de certification accrédité — conformément à l’article 55 — comme étant compétent dans ceux des domaines techniques ci-après qui sont pertinents aux charges d’alimentation qu’il certifie :

Agriculture, sylviculture ou autres utilisations des terres

(2) L’organisme de certification ne peut être accrédité au titre de l’alinéa (1)a) que s’il emploie un individu qui est un expert en matière d’agriculture, de sylviculture ou d’autres utilisations des terres, selon le cas, et si l’accéditation est faite :

Biodiversité

(3) L’organisme de certification ne peut être accrédité au titre de l’alinéa (1)b) que s’il emploie un individu qui est un expert en biodiversité et :

Sous-traitance

57 Les articles 54 à 56 s’appliquent à l’égard de la personne à qui un organisme de certification a sous-traité une partie de la certification.

Certifications consécutives

58 L’équipe qui effectue la certification ne doit pas comprendre un individu — y compris un individu à qui du travail a été sous-traité — ayant contribué à la certification de la charge d’alimentation en cause pour cinq périodes de conformité consécutives, à moins que trois périodes de conformité se soient écoulées depuis la dernière période de conformité à l’égard de laquelle il a contribué à une telle certification.

Équipe de certification

59 (1) La certification est effectuée par une équipe dont les membres sont nommés conformément à l’article 7 de la norme ISO 19011.

Responsable de la prise des décisions

(2) La personne responsable de la prise des décisions relatives à la certification possède au moins les mêmes compétences que celle prévues au paragraphe 7.2.3.4 de la norme ISO 19011 pour le responsable de l’équipe d’audit.

Employés

(3) La personne responsable de la prise des décisions relatives à la certification, le responsable de l’équipe d’audit et, le cas échéant, le réviseur indépendant doivent être employés par l’organisme de certification.

Normes applicables

60 (1) La certification est effectuée conformément au document intitulé Méthodes de validation, vérification et certification — Règlement sur les combustibles propres, publié par le ministre, et conformément aux normes ci-après, à un niveau d’assurance raisonnable :

Norme ISO/IEC 17065

(2) La norme ISO/IEC 17065 s’applique avec les adaptations suivantes :

Norme ISO/IEC 17021-1

(3) La norme ISO/IEC 17021-1 s’applique avec les adaptations suivantes :

Norme ISO 14064-3:2019

(4) La norme ISO 14064-3:2019 s’applique avec les adaptations suivantes :

Visite de site

(5) La première certification d’une charge d’alimentation effectuée par un organisme de certification comprend une visite de site. Les certifications ultérieures de la charge d’alimentation n’ont pas à comprendre de visite de site si, à la fois :

Certificat

61 (1) Une charge d’alimentation n’est certifiée par un organisme de certification que si celui-ci est d’avis que les critères visés aux alinéas 60(2)a), (3)a) et (4)a) sont satisfaits à l’égard de cette charge d’alimentation.

Identification non ambiguë

(2) Le certificat identifie sans ambiguité la charge d’alimentation qu’il vise.

Non-conformité à un autre régime

(3) L’organisme de certification qui, en vertu d’un régime de certification donné, certifie une charge d’alimentation qui a été jugée non conforme à un autre régime de certification en informe le propriétaire du régime de certification donné avant de délivrer le certificat.

Fin de la certification

(4) La certification cesse d’être valide à la première en date des éventualités suivantes à survenir :

Détermination de l’intensité en carbone

Combustible à faible intensité en carbone

62 (1) L’intensité en carbone d’un combustible ou de l’hydrogène, autre qu’un combustible fossile ou que l’hydrogène produit à partir du gaz naturel, est déterminée selon la formule suivante :

ICec + ICp + ICcl + ICe + ICtd + ICc
ICec
représente la quantité d’émissions de CO2e, prévue à l’article 1 de l’annexe 5, correspondant à la quantité de CO2e liée à l’extraction ou à la culture, selon le cas, d’une charge d’alimentation donnée à partir de laquelle le combustible ou l’hydrogène est produit, par mégajoule d’énergie produite;
ICp
la quantité d’émissions de CO2e prévue à l’article 2 de cette annexe, correspondant à la quantité de CO2e rejetée pendant la production du combustible ou de l’hydrogène à partir de la charge d’alimentation donnée, pendant le transport de cette charge d’alimentation et des produits intermédiaires utilisés pour produire le combustible ou l’hydrogène et pendant la distribution du combustible ou de l’hydrogène à l’utilisateur final, par mégajoule d’énergie produite;
ICcl
la quantité d’émissions de CO2e prévue à l’article 3 de cette annexe, correspondant à la quantité de CO2e rejetée pendant le procédé de compression ou de liquéfaction du combustible ou de l’hydrogène, par mégajoule d’énergie produite;
ICe
la quantité d’émissions de CO2e prévue à l’article 4 de cette annexe, correspondant à la quantité supplémentaire de CO2e liée à la production de l’électricité utilisée dans la production du combustible ou de l’hydrogène, par mégajoule d’énergie produite;
ICtd
la quantité d’émissions de CO2e prévue à l’article 5 de cette annexe, correspondant à la quantité supplémentaire de CO2e rejetée pendant le transport de la charge d’alimentation donnée et des produits intermédiaires utilisés pour produire le combustible ou l’hydrogène et la distribution du combustible ou de l’hydrogène à l’utilisateur final, par mégajoule d’énergie produite, dans le cas où la distance totale de transport n’est pas inférieure à 1500 km;
ICc
la quantité d’émissions de CO2e prévue à l’article 6 de cette annexe, correspondant à la quantité de CO2e rejetée pendant la combustion du combustible ou l’utilisation de l’hydrogène comme source d’énergie, par mégajoule d’énergie produite.

Combustibles fossiles

(2) Pour l’application des paragraphes 84(2), 85(3) et (4) et 88(2), l’intensité en carbone du propane, du gaz de pétrole liquéfié, du gaz naturel, du gaz naturel comprimé, du gaz naturel liquéfié et de l’hydrogène est, au choix du créateur enregistré :

Électricité

(3) L’intensité en carbone de l’électricité dans la province où est située la borne de recharge de véhicules électriques est, au choix du créateur enregistré :

Modèle ACV des combustibles — combustibles à faible intensité en carbone

63 (1) Au lieu d’utiliser la formule prévue au paragraphe 62(1) pour déterminer l’intensité en carbone du propane renouvelable, du gaz naturel renouvelable, de l’hydrogène ou de tout autre combustible à faible intensité en carbone, le créateur enregistré ou le fournisseur étranger peut choisir de déterminer cette intensité en carbone au moyen du modèle ACV des combustibles conformément à l’une des options prévues aux alinéas (2)a) à c), s’il possède des données pour les vingt-quatre mois consécutifs antérieurs à la date du choix et provenant des activités mentionnées à la définition de intensité en carbone qui ont été menées au cours du cycle de vie du combustible.

Options suite au choix

(2) Le créateur enregistré ou le fournisseur étranger peut déterminer l’intensité en carbone sur la base des données pour vingt-quatre mois consécutifs, selon l’une des options suivantes :

Modèle ACV des combustibles — gaz comprimés et liquéfiés

64 (1) Au lieu de déterminer conformément au paragraphe 62(2) l’intensité en carbone du gaz de pétrole liquéfié, du gaz naturel comprimé, du gaz naturel liquéfié, de l’hydrogène comprimé ou de l’hydrogène liquéfié, la personne visée aux paragraphes 84(1) ou 85(1), selon le cas, peut choisir de déterminer leur intensité en carbone au moyen du modèle ACV des combustibles conformément à l’une des options prévues aux alinéas (3)a) et b), si elle possède des données, pour les vingt-quatre mois consécutifs antérieurs à la date du choix, concernant les activités de compression ou de liquéfaction du gaz de pétrole liquéfié, du gaz de pétrole liquéfié renouvelable, du gaz naturel comprimé, du gaz naturel renouvelable comprimé, du gaz naturel liquéfié, du gaz naturel renouvelable liquéfié, de l’hydrogène comprimé ou de l’hydrogène liquéfié.

Hydrogène et combustibles renouvelables

(2) Dans la cas du gaz de pétrole liquéfié renouvelable, du gaz naturel renouvelable comprimé, du gaz naturel renouvelable liquéfié, de l’hydrogène comprimé et de l’hydrogène liquéfié, la détermination est effectuée comme si :

Options suite au choix

(3) La personne peut déterminer l’intensité en carbone sur la base des données pour vingt-quatre mois consécutifs, conformément à l’une des options suivantes :

Modèle ACV des combustibles — électricité

65 (1) Au lieu de déterminer l’intensité en carbone de l’électricité conformément au paragraphe 62(3), le créateur enregistré peut choisir de la déterminer au moyen du modèle ACV des combustibles conformément au paragraphe (2) s’il possède, pour les vingt-quatre mois consécutifs antérieurs à la date du choix, des données sur la source et la quantité d’énergie électrique fournie aux véhicules électriques à une borne de recharge qui n’est pas destinée à la recharge résidentielle.

Filière de production existante

(2) Le créateur enregistré peut déterminer l’intensité en carbone sur la base des données pour vingt-quatre mois consécutifs conformément à une filière de production existante provenant du modèle ACV des combustibles.

Demande d’approbation de l’intensité en carbone

66 (1) Le créateur enregistré ou le fournisseur étranger peut demander au ministre l’approbation de l’intensité en carbone qu’il a déterminée conformément au paragraphe 62(1) ou aux articles 63, 64 ou 65.

Combustible importé

(2) Dans le cas où le combustible est produit à l’extérieur du Canada, seul le fournisseur étranger peut présenter la demande.

Intensité en carbone distincte par charge d’alimentation

(3) Une demande d’approbation distincte par type de charges d’alimentation utilisées pour la production d’un combustible à faible intensité en carbone est requise.

Plusieurs charges d’alimentation

(4) Si plusieurs types de charges d’alimentation sont utilisées pour produire le combustible à faible intensité en carbone, une demande distincte doit être présentée au ministre pour l’approbation de l’intensité en carbone de la proportion du combustible produite à partir de chaque type de charges d’alimentation.

Plusieurs coproduits

(5) Si la production du combustible à faible intensité en carbone s’accompagne de celle de plusieurs coproduits, le créateur enregistré ou le fournisseur étranger visés au paragraphe (1) peut présenter soit une demande d’approbation pour une intensité en carbone unique, soit une demande d’approbation distincte pour l’intensité en carbone de chaque portion du combustible dont résulte chaque coproduit.

Approbation de la filière de production

67 (1) Le créateur enregistré ou le fournisseur étranger doit faire approuver par le ministre une filière de production avant de lui présenter la demande visée au paragraphe 66(1) pour l’approbation de l’intensité en carbone en cas de modification des processus unitaires d’une filière de production existante visée à l’alinéa 63(2)b) ou de modification de la filière de production visée à l’alinéa 64(3)b) ou dans le cas d’une nouvelle filière de production visée à l’alinéa 63(2)c).

Demande

(2) La demande d’approbation de la filière de production comporte les renseignements suivants :

Approbation

(3) Le ministre approuve la filière de production s’il est convaincu qu’elle est fondée sur les éléments suivants :

Identifiant alphanumérique unique

(4) Dès qu’il approuve la filière de production, le ministre lui assigne un identifiant alphanumérique unique.

Renseignements à fournir — combustibles à faible intensité en carbone

68 (1) Dans le cas où elle concerne des combustibles à faible intensité en carbone, la demande visée à l’article 66 comporte les renseignements prévus à l’article 1 de l’annexe 6.

Renseignements supplémentaires — paragraphe 62(1)

(2) Dans le cas où l’intensité en carbone est déterminée conformément au paragraphe 62(1), la demande comporte les renseignements prévus à l’article 2 de l’annexe 6, en plus de ceux visés au paragraphe (1).

Renseignements supplémentaires — article 63

(3) Dans le cas où l’intensité en carbone est déterminée conformément à l’article 63, la demande comporte les renseignements prévus à l’article 3 de l’annexe 6, en plus de ceux visés au paragraphe (1).

Renseignements à fournir — GPL, GNC et GNL

69 Dans le cas où l’intensité en carbone est déterminée conformément à l’article 64, la demande visée à l’article 66 comporte les renseignements prévus à l’article 4 de l’annexe 6.

Renseignements à fournir — électricité

70 Dans le cas où l’intensité en carbone est déterminée conformément à l’article 65, la demande visée à l’article 66 comporte les renseignements prévus à l’article 5 de l’annexe 6.

Approbation

71 (1) Le ministre approuve l’intensité en carbone faisant l’objet de la demande visée à l’article 66 s’il est convaincu que cette intensité en carbone est fondée sur les éléments suivants :

Identifiant alphanumérique unique

(2) Dès qu’il approuve l’intensité en carbone, le ministre l’arrondit au nombre entier le plus proche et lui assigne un identifiant alphanumérique unique.

Fin de validité — combustible à faible intensité en carbone

72 (1) L’intensité en carbone approuvée pour un combustible à faible intensité en carbone cesse d’être valide si un changement est apporté aux procédés d’extraction ou de culture des charges d’alimentation ou aux procédés de production du combustible, si ce changement n’est pas conforme aux données, aux facteurs d’émissions, aux ensembles de données de référence et à la méthode qui ont été utilisés pour la détermination de l’intensité en carbone et si ce changement aurait probablement pour résultat :

Défaut de transmission des renseignements

(2) L’intensité en carbone approuvée pour un combustible à faible intensité en carbone cesse d’être valide si le créateur enregistré ou le fournisseur étranger visé au paragraphe 66(1) ne se conforme pas aux exigences de l’article 161.

Fin de validité — GPL, GNC et GNL

(3) L’intensité en carbone approuvée pour le gaz de pétrole liquéfié, le gaz naturel comprimé ou le gaz naturel liquéfié et déterminée conformément à l’article 64 cesse d’être valide si un changement est apporté au procédé de compression ou de liquéfaction du combustible qui n’est pas conforme aux données, aux facteurs d’émissions, aux ensembles de données de référence ou à la méthode utilisés pour la détermination de l’intensité en carbone et si ce changement aurait probablement pour résultat une intensité en carbone réelle supérieure à celle qui a été approuvée pour ce combustible d’au moins 0,5 gCO2e/MJ.

Fin de validité — électricité

(4) L’intensité en carbone approuvée pour l’électricité et déterminée conformément à l’article 65 cesse d’être valide si un changement est apporté à la source et à la quantité d’énergie électrique fournie aux véhicules électriques qui aurait probablement pour résultat une intensité en carbone réelle supérieure à celle qui a été approuvée d’au moins 0,5 gCO2e/MJ.

Demande en cas d’intensité non valide

73 À défaut d’une intensité en carbone approuvée et valide pour un combustible à faible intensité en carbone, le créateur enregistré ou le fournisseur étranger visé au paragraphe 66(1) présente au ministre une demande d’approbation de l’intensité en carbone aux termes de l’article 66 avant la création d’unités de conformité par la production et l’importation du combustible.

Nouvelle demande

74 Le créateur enregistré ou le fournisseur étranger peut présenter une nouvelle demande d’approbation de l’intensité en carbone d’un combustible ou de l’électricité aux termes de l’article 66, si l’intensité en carbone réelle qu’il a déterminée conformément aux articles 63, 64 ou 65, selon le cas, est inférieure à celle qui a été approuvée et si l’écart entre les deux intensités est d’au moins 1 g/MJ ou 5 % de l’intensité en carbone approuvée, selon l’écart qui est le plus grand.

Ajustement des unités — combustible à faible intensité en carbone

75 Le créateur enregistré peut, dans le premier rapport de création qu’il transmet au ministre au titre des articles 103 ou 104 après la date d’approbation par le ministre, au titre de l’article 71, de l’intensité en carbone d’un combustible déterminée conformément à l’article 63, demander la création d’unités de conformité pour la plus courte des périodes suivantes :

Ajustement — GPL, GNC, GNL et électricité

76 Le créateur enregistré peut, dans le prochain rapport de création qu’il transmet au ministre au titre des articles 103 ou 104 après l’approbation au titre de l’article 71 de l’intensité en carbone d’un combustible ou de l’électricité, déterminée conformément à l’article 64 ou 65 demander la création d’unités de conformité pour la plus courte des périodes suivantes :

Nombre ajusté d’unités de conformité

77 (1) Le nombre d’unités de conformité qui sont créées au titre des articles 75 ou 76, selon le cas, correspond à la différence entre d’une part, le nombre d’unités de conformité qui auraient pu être créées par le créateur enregistré au cours de la plus courte période visée à ces articles et déterminé en utilisant les renseignements fournis dans les rapports qu’il a transmis au titre des articles 103 et 104 pour cette période et en utilisant l’intensité en carbone déterminée conformément aux articles 63, 64 ou 65, selon le cas, et d’autre part la somme des unités de conformité créées par le créateur enregistré pour le combustible en cause pendant cette période en utilisant :

Annulation des unités de conformité excédentaires

(2) Si le nombre calculé conformément au paragraphe (1) est négatif, le ministre annule le nombre d’unités de conformité qui sont équivalentes, au sens de l’article 156, aux unités de conformité mentionnées aux alinéas (1)a) à c).

Demande d’approbation provisoire

78 (1) Le créateur enregistré ou le fournisseur étranger mentionné au paragraphe 66(1) qui possède des données d’exploitation d’une installation pour les activités mentionnées à la définition de intensité en carbone au cours d’une période d’au moins trois mois consécutifs et d’au plus vingt-quatre mois consécutifs peut présenter au ministre une demande d’approbation provisoire pour une intensité en carbone.

Détermination de l’intensité en carbone

(2) L’intensité en carbone est déterminée conformément aux articles 63, 64 ou 65, selon le cas, sur la base des données de la période visée au paragraphe (1) au lieu de celles des vingt-quatre mois consécutifs qui sont requises au titre de ces articles.

Présentation de la demande

(3) La demande est présentée conformément aux articles 66 à 70.

Approbation provisoire

(4) Le ministre approuve provisoirement l’intensité en carbone visée dans la demande s’il est convaincu que sa détermination est fondée sur les critères prévus aux alinéas 71(1)a) à e) et assigne un identifiant alphanumérique unique à l’intensité en carbone provisoirement approuvée.

Intensité en carbone considérée approuvée

(5) L’intensité en carbone provisoirement approuvée au titre du paragraphe (4) est considérée comme étant approuvée au titre de l’article 71 jusqu’à la première des éventualités suivantes à survenir :

Période de validité

(6) L’intensité en carbone approuvée provisoirement cesse d’être valide à la première des éventualités à survenir visées aux alinéas (5)a) ou b) ou à la date antérieure à laquelle un changement est apporté aux procédés d’extraction ou de culture des charges d’alimentation ou aux procédés de production du combustible qui n’est pas conforme aux données, aux facteurs d’émissions, aux ensembles de données de référence ou à la méthode utilisés pour la détermination de l’intensité en carbone et qui aurait probablement pour résultat une intensité en carbone réelle supérieure à celle qui a été approuvée d’au moins 0,5 gCO2e/MJ.

Irrecevabilité de la demande

79 (1) La demande prévue aux articles 66, 67 ou 78 est irrecevable si elle est présentée par le fournisseur étranger non enregistré qui n’est pas un créateur enregistré.

Rapport d’enregistrement

(2) Le fournisseur étranger peut s’enregistrer en transmettant au ministre un rapport d’enregistrement comportant les renseignements suivants :

Combustibles à faible intensité en carbone

Combustibles liquides à faible intensité en carbone

80 (1) La personne qui, au cours d’une période de conformité, produit au Canada ou importe, ou à la fois produit au Canada et importe, un volume de combustible liquide à faible intensité en carbone qui se substitue ou a été vendu pour se substituer à un volume de tout type de combustibles de la catégorie des combustibles liquides peut créer des unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles liquides pour cette période de conformité.

Nombre d’unités de conformité

(2) Le nombre d’unités de conformité que la personne peut créer pour une période de conformité donnée est déterminé selon la formule suivante :

ICdiff × (Q × D) × 10-6
ICdiff
représente la différence entre, d’une part, l’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides pour la période de conformité, prévue à l’article 1 de l’annexe 1, et d’autre part, l’intensité en carbone du combustible à faible intensité en carbone en cause, approuvée au titre du paragraphe 71(1);
Q
sous réserve du paragraphe 32(1), la quantité du combustible à faible intensité en carbone en cause produit au Canada ou importé par la personne au cours de la période de conformité, pour une utilisation comme combustible au Canada, exprimée comme un volume en mètres cubes);
D
la densité énergétique du combustible à faible intensité en carbone prévue à l’annexe 2.

Combustibles gazeux à faible intensité en carbone

81 (1) La personne qui, au cours d’une période de conformité donnée, produit au Canada ou importe, ou à la fois produit au Canada et importe, un volume de biogaz, de gaz naturel renouvelable, de propane renouvelable ou d’hydrogène qui se substitue ou a été vendu pour se substituer à l’utilisation d’un volume de tout type de combustibles de la catégorie des combustibles gazeux peut créer des unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles gazeux pour cette période de conformité.

Gaz exclus

(2) Aucune unité de conformité n’est créée au titre du paragraphe (1) pour la production ou l’importation des combustibles suivants :

Exception — biogaz utilisé pour produire de l’électricité

(3) Aucune unité de conformité ne peut être créée au titre du paragraphe (1) dans le cas de biogaz utilisé dans un équipement de production d’électricité si le résultat de la formule ci-après est inférieur à 0,7 :

(E + C)/(Q × D)
où :
E
représente l’’énergie électrique produite par l’équipement, exprimée en mégajoules;
C
l’énergie thermique produite et utilisée par l’équipement, exprimée en mégajoules;
Q
sous réserve du paragraphe 32(1), la quantité de biogaz utilisée par l’équipement, exprimée comme un volume en mètres cubes;
D
la densité énergétique du biogaz, prévue à l’annexe 2.

Nombre d’unités de conformité

(4) Le nombre d’unités de conformité que la personne peut créer pour une période de conformité et pour un combustible donné est déterminé selon la formule suivante :

ICdiff × (Q × D) × 10-6
ICdiff
représente :
  • a) dans le cas du biogaz, du gaz naturel renouvelable ou de l’hydrogène, la différence entre d’une part, l’intensité en carbone de référence du biogaz, du gaz naturel renouvelable et de l’hydrogène prévue à l’article 2 de l’annexe 1, et d’autre part, l’intensité en carbone du biogaz, du gaz naturel renouvelable ou de l’hydrogène, selon le cas, approuvée conformément au paragraphe 71(1);
  • b) dans le cas du propane renouvelable, la différence entre d’une part, l’intensité en carbone de référence du propane renouvelable prévue à l’article 3 de l’annexe 1, et d’autre part, l’intensité en carbone du propane renouvelable approuvée conformément au paragraphe 71(1);
Q
sous réserve du paragraphe 32(1), la quantité du biogaz — à l’exclusion du biogaz visé à l’alinéa (2)a) et au paragraphe (3) —, ou la quantité du gaz naturel renouvelable, du propane renouvelable ou de l’hydrogène — à l’exclusion du gaz naturel renouvelable, du propane renouvelable ou de l’hydrogène visés à l’alinéa (2)b) — produit au Canada ou importé par la personne au cours de la période de conformité, pour une utilisation comme combustible au Canada, exprimée comme un volume en mètres cubes, dans le cas du biogaz, du gaz naturel renouvelable et du propane renouvelable, et en kilogrammes, dans le cas de l’hydrogène;
D
la densité énergétique du biogaz, du gaz naturel renouvelable, du propane renouvelable ou de l’hydrogène prévue à l’annexe 2.

Biogaz utilisé pour produire de l’électricité

82 (1) La personne qui produit au Canada un volume de biogaz utilisé dans un équipement visé au paragraphe 81(3) au cours d’une période de conformité, pour produire de l’électricité au Canada en substitution à l’utilisation d’un volume de tout type de combustibles de la catégorie des combustibles gazeux conformément aux alinéas 19b) ou c) peut créer des unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles gazeux pour cette période de conformité.

Intensité en carbone — électricité produite par du biogaz

(2) L’intensité en carbone de l’éléctricité produite par du biogaz dans un équipement de production d’électricité est déterminée selon la formule suivante :

ICbiogaz × (Q × D)/E
ICbiogaz
représente l’intensité en carbone du biogaz utilisé pour produire de l’électricité, approuvée conformément au paragraphe 71(1);
Q
sous réserve du paragraphe 32(1), la quantité de biogaz utilisé par l’équipement, exprimée comme un volume en mètres cubes;
D
la densité énergétique du biogaz prévue à l’annexe 2;
E
la quantité d’énergie électrique produite par l’équipement, exprimée en mégajoules.

Nombre d’unités de conformité

(3) Le nombre d’unités de conformité que peut créer la personne visée au paragraphe (1) pour une période de conformité donnée est déterminé selon la formule suivante :

ICdiff × E × 10-6
ICdiff
représente la différence entre d’une part, l’intensité en carbone de l’électricité pour la période de conformitée et pour la province où est situé l’équipement de production d’électricité, et d’autre part, l’intensité en carbone de l’électricité produite en utilisant du biogaz, déterminée conformément au paragraphe (2);
E
l’énergie électrique produite par l’équipement, exprimée en mégajoules.

Intensité en carbone de l’électricité pour une province

(4) L’intensité en carbone de l’électricité pour la province où est situé l’équipement de production d’électricité utilisant du biogaz est, au choix du créateur enregistré :

Combustible produit à partir de plusieurs charges d’alimentation

83 (1) Pour l’application des articles 80 à 82, le combustible à faible intensité en carbone produit à partir de plusieurs types de charges d’alimentation est considéré comme plusieurs combustibles, le volume de chacun correspondant à la proportion de combustible à faible intensité en carbone produit à partir de chaque type de charges d’alimentation.

Combustible produit avec plusieurs coproduits

(2) Pour l’application des articles 80 à 82, le combustible à faible intensité en carbone dont la production a pour résultat celle de plusieurs coproduits à l’égard desquels une demande d’approbation distincte présentée au titre du paragraphe 66(5) a été approuvée au titre de l’article 71 est considéré comme plusieurs combustibles , le volume de chacun correspondant à la portion du combustible à faible intensité en carbone dont résulte chaque coproduit.

Détermination de la proportion

(3) La proportion de combustible à faible intensité en carbone produit à partir de chaque charge d’alimentation ou dont résulte chaque coproduit, selon le cas, est déterminée conformément à la méthode du modèle ACV des combustibles.

Changement de combustible par l’utilisateur final

GPL, GNC et GNL

84 (1) La personne qui est le propriétaire ou l’exploitant d’un poste de ravitaillement qui fournit du gaz de pétrole liquéfié, du gaz naturel comprimé ou du gaz naturel liquéfié comme combustible dans un véhicule au Canada peut créer des unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles liquides pour une période de conformité donnée suite au changement de combustible par l’utilisateur final.

Unités de conformité

(2) Le nombre d’unités de conformité que peut créer le propriétaire ou l’exploitant du poste de ravitaillement qui fournit du gaz de pétrole liquéfié, du gaz naturel comprimé ou du gaz naturel liquéfié, est déterminé selon la formule suivante :

ICdiff × (Q × D) × 10-6
ICdiff
représente la différence entre :
  • a) d’une part, l’intensité en carbone de référence de la catégorie des combustibles liquides pour la période de conformité, prévue à l’article 1 de l’annexe 1;
  • b) d’autre part, l’intensité en carbone du gaz de pétrole liquéfié, du gaz naturel comprimé ou du gaz naturel liquéfié qui est soit déterminée conformément au paragraphe 62(2), soit déterminée conformément à l’article 64 et approuvée au titre de l’article 71, le cas échéant;
Q
la différence entre d’une part, la quantité de gaz de pétrole liquéfié, de gaz naturel comprimé ou de gaz naturel liquéfié, selon le cas, fournie aux véhicules, exprimée en mètres cubes et mesurée par un compteur, et d’autre part :
  • a) s’il s’agit de gaz de pétrole liquéfié, la quantité de gaz de pétrole liquéfié renouvelable fournie aux véhicules et déterminée au moyen des pièces justificatives visées au paragraphe 85(2);
  • b) s’il s’agit de gaz naturel comprimé ou de gaz naturel liquéfié, la quantité de gaz naturel renouvelable et d’hydrogène fournie aux véhicules et déterminée au moyen des pièces justificatives visées au paragraphe 85(2);
D
la densité énergétique du gaz de pétrole liquéfié, du gaz naturel comprimé ou du gaz naturel liquéfié, selon le cas, prévue à l’annexe 2.

Combustibles gazeux renouvelables et hydrogène

85 (1) Le propriétaire ou l’exploitant d’un poste de ravitaillement qui fournit du combustible à faible intensité en carbone qui est du gaz de pétrole liquéfié renouvelable, du gaz naturel renouvelable comprimé, du gaz naturel renouvelable liquéfié, de l’hydrogène comprimé ou de l’hydrogène liquéfié comme combustible dans un véhicule au Canada peut créer des unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles liquides pour une période de conformité suite au changement de combustible par l’utilisateur final, s’il possède des pièces justificatives relatives à ces combustibles.

Pièces justificatives

(2) Les pièces justificatives doivent indiquer la quantité de combustible fourni au cours de la période de conformité, le nom du fournisseur de ce combustible, l’intensité en carbone approuvée par le ministre au titre du paragraphe 71(1), ainsi que l’identifiant alphanumérique unique assigné à cette intensité en carbone conformément au paragraphe 71(2).

Unités de conformité — gaz naturel renouvelable et hydrogène

(3) Le nombre d’unités de conformité que peut créer le propriétaire ou l’exploitant d’un poste de ravitaillement qui fournit du combustible à faible intensité en carbone qui est du gaz naturel renouvelable comprimé, du gaz naturel renouvelable liquéfié, de l’hydrogène comprimé ou de l’hydrogène liquéfié pour une période de conformité, est déterminé selon la formule suivante :

(ICdiff1 + ICdiff2) × (Q × D) × 10-6
ICdiff1
représente la différence entre :
  • a) d’une part, l’intensité en carbone de référence de la catégorie des combustibles liquides pour la période de conformité prévue à l’article 1 de l’annexe 1;
  • b) d’autre part, l’intensité en carbone du gaz naturel comprimé ou du gaz naturel liquéfié qui est soit déterminée conformément au paragraphe 62(2), soit déterminée conformément à l’article 64 et approuvée au titre de l’article 71, selon le cas;
ICdiff2
la différence entre :
  • a) d’une part, l’intensité en carbone du gaz naturel, déterminée conformément au paragraphe 62(2);
  • b) d’autre part, l’intensité en carbone de référence du gaz naturel renouvelable et de l’hydrogène, prévue à l’article 2 de l’annexe 1;
Q
sous réserve du paragraphe 32(1), la quantité de gaz naturel renouvelable ou d’hydrogène, selon le cas, fournie aux véhicules, exprimée en mètres cubes et déterminée au moyen des pièces justificatives visées au paragraphe (2);
D
la densité énergétique du gaz naturel renouvelable ou de l’hydrogène, selon le cas, prévue à l’annexe 2.

Unités de conformité — propane renouvelable

(4) Le nombre d’unités de conformité que peut créer le propriétaire ou l’exploitant d’un poste de ravitaillement qui fournit du combustible à faible intensité en carbone qui est du gaz de pétrole liquéfié renouvelable pour une période de conformité, est déterminé selon la formule suivante :

(ICdiff1 + ICdiff2) × (Q × D) × 10-6
ICdiff1
représente la différence entre :
  • a) d’une part, l’intensité en carbone de référence de la catégorie des combustibles liquides pour la période de conformité en cause, prévue à l’article 1 de l’annexe 1;
  • b) d’autre part, l’intensité en carbone du gaz de pétrole liquéfié qui est soit déterminée conformément au paragraphe 62(2), soit déterminée conformément à l’article 64 et approuvée au titre de l’article 71, selon le cas;
ICdiff2
la différence entre :
  • a) d’une part, l’intensité en carbone du propane déterminée conformément au paragraphe 62(2);
  • b) d’autre part, l’intensité en carbone de référence du propane renouvelable prévue à l’article 3 de l’annexe 1;
Q
sous réserve du paragraphe 32(1), la quantité de propane renouvelable fournie aux véhicules, exprimée en mètres cubes et déterminée au moyen des pièces justificatives visées au paragraphe (2);
D
la densité énergétique du propane renouvelable prévue à l’annexe 2.

Créateur — producteur ou importateur

86 (1) La personne qui produit au Canada ou importe, ou à la fois produit au Canada et importe un volume de combustible à faible intensité en carbone utilisé comme combustible dans un moyen de transport au Canada qui est du propane renouvelable, du gaz naturel renouvelable ou de l’hydrogène au cours d’une période de conformité peut créer des unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles liquides pour cette période de conformité suite au changement de combustible par l’utilisateur final, si elle possède des pièces justificatives relatives à ces combustibles.

Pièces justificatives

(2) Les pièces justificatives mentionnées au paragraphe (1) doivent démontrer que le combustible en cause a été fourni à un poste de ravitaillement et indiquer le nom de son propriétaire ou de son exploitant, ainsi que le volume fourni pendant la période de conformité.

Nombre d’unités de conformité

(3) Le nombre d’unités de conformité que la personne peut créer pour la période de conformité pour le combustible en cause est déterminé selon la formule suivante :

ICdiff × (Q × D) × 10-6
ICdiff
représente :
  • a) dans le cas du gaz naturel renouvelable ou de l’hydrogène, la différence entre, d’une part, l’intensité en carbone de référence du gaz naturel renouvelable et de l’hydrogène prévue à l’article 2 de l’annexe 1, et d’autre part, l’intensité en carbone du gaz naturel renouvelable ou de l’hydrogène, selon le cas, approuvée conformément au paragraphe 71(1);
  • b) dans le cas du propane renouvelable, la différence entre, d’une part, l’intensité en carbone de référence du propane renouvelable prévue à l’article 3 de l’annexe 1, et d’autre part, l’intensité en carbone du propane renouvelable approuvée par le ministre conformément au paragraphe 71(1);
Q
sous réserve du paragraphe 32(1), la quantité du combustible en cause fournie au propriétaire ou à l’exploitant du poste de ravitaillement, exprimée en mètres cubes et déterminée au moyen des pièces justificatives visées au paragraphe (2);
D
la densité énergétique du combustible en cause prévue à l’annexe 2.

Électricité

87 (1) Les personnes ci-après peuvent, pour une période de conformité, créer des unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles liquides en raison de la substitution, suite au changement de combustible par l’utilisateur final au cours de la période de conformité, de l’utilisation au Canada d’électricité comme source d’énergie dans un véhicule électrique mentionné dans la méthode du modèle ACV des combustibles, à l’utilisation d’un volume de combustible de la catégorie des combustibles liquides :

Nombre d’unités de conformité

(2) Le nombre d’unités de conformité que peuvent créer les personnes visées au paragraphe (1), pour la période de conformité, pour la fourniture d’électricité d’une intensité en carbone donnée est déterminé selon la formule suivante :

F × ICdiff × (Q × D) × 10-6
F
représente :
  • a) pour l’électricité fournie par l’hôte d’un site de recharge ou par une borne de recharge située dans un lieu public, 1;
  • b) pour l’électricité fournie par une borne de recharge qui est installée dans une résidence au plus tard le 31 décembre 2030 :
    • (i) 1, si la période de conformité commence au plus tard le 1er janvier 2035,
    • (ii) 0, si la période de conformité commence après le 1er janvier 2035;
  • c) pour l’électricité fournie par une borne de recharge qui est installée dans une résidence après le 31 décembre 2030, 0;
ICdiff
la différence entre, d’une part, l’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides prévue à l’article 1 de l’annexe 1, après ajustement au moyen du rapport d’efficacité énergétique des véhicules électriques, et d’autre part, l’intensité en carbone de l’électricité utilisé par ces véhicules et déterminée selon la formule suivante :
(Ree × ICref) – ICe
où :
Ree
représente, au choix du créateur enregistré, 3 ou le rapport d’efficacité énergétique pour la catégorie des véhicules électriques prévu par la méthode du modèle ACV des combustibles;
ICref
l’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides prévue à l’article 1 de l’annexe 1 pour la période de conformité;
ICe
l’intensité en carbone de l’électricité utilisée comme source d’énergie dans les véhicules électriques, approuvée conformément au paragraphe 71(1) ou déterminée conformément au paragraphe 62(3), selon le cas;
Q
la quantité d’énergie électrique d’une intensité en carbone donnée qui est fournie aux véhicules électriques et qui est :
  • a) dans le cas de la quantité fournie par les exploitants d’un réseau de recharge, mesurée par les bornes de recharge utilisées pour recharger les véhicules électriques dans les résidences ou dans les lieux publics et exprimée en kilowattheures;
  • b) dans le cas de la quantité fournie par les hôtes d’un site de recharge, mesurée par les bornes de recharge utilisées pour recharger les véhicules électriques principalement dans des lieux autres que les résidences ou les lieux publics et exprimée en kilowattheures;
D
3,6 mégajoules par kilowattheure.

Hydrogène

88 (1) Les propriétaires ou exploitants de stations de ravitaillement en hydrogène peuvent, pour une période de conformité, créer des unités de conformité relatives à la catégorie des combustibles liquides en raison de la substitution, suite au changement de combustible par l’utilisateur final au cours de la période de conformité, de l’utilisation au Canada d’hydrogène comme source d’énergie dans un véhicule à hydrogène mentionné dans la méthode du modèle ACV des combustibles, à l’utilisation d’un volume de combustible de la catégorie des combustibles liquides.

Nombre d’unités de conformité

(2) Le nombre d’unités de conformité que peuvent créer les personnes visées au paragraphe (1) au cours de la période de conformité pour la fourniture d’hydrogène d’une intensité en carbone donnée est déterminé selon la formule suivante :

ICdiff × (Q × D) × 10-6
ICdiff
représente la différence entre, d’une part, l’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides prévue à l’article 1 de l’annexe 1, après ajustement au moyen du rapport d’efficacité énergétique des véhicules à hydrogène en cause, et d’autre part, l’intensité en carbone de l’hydrogène utilisé par ces véhicules et déterminée selon la formule suivante :
(Ree × ICref) – ICh
où :
Ree
représente, au choix du créateur enregistré, 1,5 ou le rapport d’efficacité énergétique pour la catégorie des véhicules à hydrogène prévu par la méthode du modèle ACV des combustibles;
ICref
l’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides prévue à l’article 1 de l’annexe 1 pour la période de conformité;
ICh
l’intensité en carbone de l’hydrogène utilisé comme source d’énergie dans les véhicules à hydrogène, approuvée au titre du paragraphe 71(1) ou déterminée conformément au paragraphe 62(2), selon le cas;
Q
la quantité d’hydrogène d’une intensité en carbone donnée qui est fournie aux véhicules à hydrogène et qui est mesurée par les distributeurs d’hydrogène et exprimée en kilogrammes;
D
la densité énergétique de l’hydrogène prévue à l’annexe 2.

Utilisation des revenus — véhicules électriques

89 (1) Les exploitants d’un réseau de recharge visés à l’alinéa 87(1)a) ne peuvent créer des unités de conformité au cours d’une période de conformité donnée que si tous les revenus qu’ils tirent des cessions d’unités de conformité au cours de toutes les périodes de conformité antérieures ont été utilisés au soutien des activités ci-après dans le délai prévu au paragraphe (3) :

Affectation aux activités

(2) Les exploitants de réseaux de recharge peuvent, à leur discrétion, affecter les revenus au soutien de l’une ou l’autre de ces activités.

Période d’utilisation

(3) Les revenus tirés des cessions des unités de conformité sont utilisés au plus tard au deuxième anniversaire de la fin de la période de conformité au cours de laquelle l’exploitant les a cédées.

Annulation des unités

(4) Le ministre annule un nombre d’unités de conformité équivalent à celles qui ont été cédées si les revenus tirés des cessions n’ont pas été utilisés conformément au paragraphe (1) dans le délai prévu au paragraphe (3).

Mécanisme de cession des unités de conformité

Cession

Admissibilité à céder

90 (1) Seul un participant peut céder des unités de conformité, et ce, uniquement à un autre participant.

Formulaire de cessions

(2) Le cédant procède à la cession en transmettant au ministre un formulaire de cession signé par son agent autorisé et comportant les renseignements suivants :

Confirmation du cessionnaire

(3) L’agent autorisé du cessionnaire passe en revue les renseignements contenus dans le formulaire visé au paragraphe (2) et signe le formulaire pour confirmer l’exactitude des renseignements et l’acceptation de la cession par le cessionnaire.

Cession des unités

(4) À la réception par le ministre du formulaire de cession signé par le représentant autorisé du cédant et par celui du cessionnaire, les unités de conformité mentionnées dans le formulaire sont transférées du compte du cédant et inscrites à celui du cessionnaire.

Type de compte

(5) Pour l’application du paragraphe (4), les unités de conformité retirées du compte du cédant ouvert aux termes de l’alinéa 26a), b) ou c), selon le cas, sont inscrites dans le compte du cessionnaire ouvert au titre du même alinéa.

Créateur enregistré participant

91 (1) Le créateur enregistré qui n’est pas un fournisseur principal est un participant au mécanisme de cession des unités de conformité à compter du premier jour où il crée des unités de conformité provisoires.

Fin de la participation

(2) Le créateur enregistré peut cesser de participer au mécanisme de cession des unités de conformité si, à la fois :

Date de fin de la participation

(3) La participation du créateur enregistré cesse à la date mentionnée au paragraphe (2) si, avant cette date, le ministre reçoit le rapport du vérificateur relatif au rapport de création pour la période de conformité au cours de laquelle l’avis prévu à l’alinéa (2)a) est transmis au ministre et si le rapport de création fait l’objet d’un avis favorable de la part du vérificateur conformément à l’alinéa 146a). Toutes les unités de conformité se trouvant dans les comptes du créateur enregistré ouverts au titre de l’article 26 sont annulées à compter de cette date.

Demande de cession à la création

92 (1) Le créateur enregistré d’unités de conformité provisoires correspondant à une quantité de combustible à faible intensité en carbone produite au Canada ou importée peut demander que ces unités soient cédées à un autre participant qui achète le combustible, en fournissant au ministre le formulairesigné par lui et l’acquéreur et comportant leur consentement à la cession immédiate pendant la période de conformité ainsi que les renseignements suivants :

Transfert immédiat

(2) Immédiatement après l’inscription des unités de conformité conformément au paragraphe 23(3), le ministre les retire du compte du créateur enregistré ouvert aux termes de l’alinéa 26a), b) ou c), selon le cas, et les inscrit au compte de l’autre participant ouvert au titre du même alinéa.

Marché de compensation des unités de conformité

Engagement de cession sur le marché

93 (1) Tout participant peut, dans le rapport transmis aux termes du paragraphe 108(1) ou 109(1), s’engager à offrir en cession sur le marché de compensation des unités de conformité les unités qui remplissent les conditions suivantes :

Limite

(2) À compter de la date de transmission du rapport visé au paragraphe (1) et jusqu’au 1er octobre qui suit ou, le cas échéant, la date à laquelle l’avis prévu au paragraphe 94(1) est transmis, les unités de conformité que le participant s’est engagé à offrir en cession ne peuvent pas être utilisées par celui-ci et ne peuvent être cédées que sur le marché de compensation des unités de conformité.

Absence de marché de compensation

94 (1) Si les rapports de conformité transmis au titre du paragraphe 109(1) pour une période de conformité donnée indiquent que tous les fournisseurs principaux ont satisfait à l’exigence de réduction calculée conformément à l’article 8 pour cette période de conformité et à toute partie reportée de l’exigence de réduction, le ministre avise par écrit, avant le 1er août qui suit cette période de conformité, chaque participant qui s’est engagé à offrir en cession des unités de conformité au titre de l’article 93 de l’absence de marché de compensation des unités de conformité pour cette période de conformité.

Absence d’engagement

(2) Si aucun participant ne s’est engagé à offrir en cession des unités de conformité sur le marché de compensation des unités de conformité au titre de l’article 93, le ministre avise par écrit, avant le 1er août qui suit, chaque fournisseur principal qui n’a pas satisfait à l’exigence de réduction ou à toute partie reportée de l’exigence de réduction, de l’absence de marché de compensation des unités de conformité pour la période de conformité.

Avis aux participants

(3) S’il ne transmet pas les avis prévus aux paragraphes (1) et (2), le ministre avise, avant le 1er août qui suit la période de conformité, chaque participant ayant pris l’engagement visé au paragraphe 93(1) et chaque fournisseur principal n’ayant pas satisfait à l’exigence de réduction calculée conformément à l’article 8 pour cette période de conformité ou à toute partie reportée de l’exigence de réduction, qu’un marché de compensation des unités de conformité aura lieu pour cette période de conformité. L’avis comporte les renseignements suivants :

Cession sur le marché de compensation

95 (1) Les unités de conformité cédées sur le marché de compensation des unités de conformité ne peuvent être cédées qu’à un fournisseur principal qui a transmis au ministre pour une période de conformité un rapport de conformité, prévu au paragraphe 109(1), indiquant qu’il n’a pas satisfait à l’exigence de réduction calculée conformément à l’article 8 pour cette période de conformité ou à toute partie reportée de l’exigence de réduction; elles ne peuvent être cédées qu’au cours de la période commençant le 1er août qui suit la fin de la période de conformité et se terminant le 30 septembre suivant.

Prix maximal

(2) Le participant qui s’est engagé à offrir en cession des unités de conformité accepte l’offre d’un participant de les acquérir par cession sur le marché de compensation des unités de conformité si ces unité sont toujours inscrites à son compte et si le prix offert pour la cession est égal au résultat de la formule suivante :

300 $ × (IpcA/IpcB)
où :
IpcA
représente la moyenne de l’indice des prix à la consommation durant les douze mois de la période de conformité pour laquelle le marché de compensation des unités de conformité a lieu, telle qu’elle est publiée par Statistique Canada sous le régime de la Loi sur la statistique;
IpcB
la moyenne de l’indice des prix à la consommation durant les douze mois de l’année 2022, telle qu’elle est publiée par Statistique Canada sous le régime de la Loi sur la statistique.

Interdiction

(3) Le participant qui s’est engagé à offrir en cession des unités de conformité ne doit pas accepter l’offre de les acquérir par cession sur le marché de compensation des unités de conformité si le prix offert pour la cession est supérieur au résultat de la formule prévue au paragraphe (2).

Nombre d’unités par fournisseur principal

(4) Un fournisseur principal ne peut pas acquérir sur le marché de compensation des unités de conformité un nombre d’unités supérieur au moindre des nombres suivants :

U × (Rf/Rt)
où :
U
représente le nombre total d’unités de conformité faisant l’objet d’un engagement au titre de l’article 93 de la part de tous les participants;
Rf
le nombre total d’unités de conformité nécessaire pour permettre au fournisseur principal de satisfaire à l’exigence de réduction prévue à l’article 8 et à la partie reportée de l’exigence de réduction;
Rt
le nombre total d’unités de conformité nécessaire pour permettre à tous les fournisseurs principaux de satisfaire à l’exigence de réduction calculée conformément à l’article 8 et à la partie reportée de l’exigence de réduction.

Année 2024

(5) Pendant l’année 2024, les unités de conformité peuvent être cédées conformément au paragraphe (1) au cours de la période commençant le 1er août et se terminant le 30 septembre suivant à un fournisseur principal qui remplit au moins l’une de conditions suivantes :

Indice des prix à la consommation

(6) Pendant l’année 2024, la valeur de la variable IpcA dans la formule prévue au paragraphe (2) est égale à la moyenne de l’indice des prix à la consommation durant les douze mois de l’année 2023, telle qu’elle est publiée par Statistique Canada sous le régime de la Loi sur la statistique.

Nombre d’unités pour 2024

(7) Malgré le paraphe (4), un fournisseur principal ne peut pas acquérir sur le marché de compensation des unités de conformité en 2024 un nombre d’unités supérieur au moindre des nombres suivants :

U × (Rf/Rt)
où :
U
représente le nombre total d’unités de conformité faisant l’objet d’un engagement au titre de l’article 93 de la part de tous les participants;
Rf
le nombre total d’unités de conformité nécessaire pour permettre au fournisseur principal de satisfaire à l’exigence de réduction calculée conformément à l’article 8 pour la période de conformité se terminant le 31 décembre 2022 et pour celle se terminant le 31 décembre 2024;
Rt
le nombre total d’unités de conformité nécessaire pour permettre à tous les fournisseurs principaux de satisfaire à l’exigence de réduction calculée conformément à l’article 8 pour la période de conformité se terminant le 31 décembre 2022 et pour celle se terminant le 31 décembre 2024.

Programme de financement enregistré

Demande d’enregistrement

96 (1) Toute personne qui administre un programme de financement des réductions des émissions de CO2e peut demander au ministre d’enregistrer le programme. La demande d’enregistrement comporte les renseignements prévus à l’annexe 7 et est accompagnée d’une attestation, signée par l’agent autorisé de la personne, que le programme distribuera les contributions qui lui sont versées à des projets visés au paragraphe 97(1) et publiera annuellement les renseignements relatifs à ces contributions.

Conditions de recevabilité de la demande

(2) La personne qui administre le programme ne peut présenter la demande que si les conditions suivantes sont remplies :

Enregistrement — exigences

97 (1) Le ministre enregistre le programme de financement des réductions des émissions s’il est convaincu que toutes les contributions versées à celui-ci seront utilisées pour financer des projets qui appuient le déploiement ou la commercialisation de technologies ou de processus qui réduiront, au plus tard à la date suivante, les émissions de CO2e :

Critères

(2) Le ministre se fonde sur les éléments suivants afin de décider d’enregistrer ou non le programme :

Annulation de l’enregistrement

98 Le ministre annule l’enregistrement du programme de financement des réductions des émissions si les conditions prévues au paragraphe 96(2) ne sont plus remplies ou si le ministre n’est plus convaincu que les contributions versées au programme seront utilisées de la façon prévue au paragraphe 97(1).

Audit annuel

99 La personne qui administre le programme de financement des réductions des émissions fait effectuer chaque année un audit financier du programme par un organisme indépendant.

Publication

100 Le ministre rend disponible la liste des programmes de financement des réductions des émissions enregistrés.

Contribution au programme

101 (1) Tout fournisseur principal peut créer des unités de conformité pour une période de conformité en contribuant au cours de l’une des périodes suivantes à un programme de financement des réductions des émissions enregistré :

Reçu

(2) Pour créer les unités de conformité, le fournisseur principal fournit au ministre, avec le rapport transmis au titre de l’article 109 ou 111, selon le cas, le reçu que lui a délivré le programme de financement et établissant qu’il a contribué à ce programme.

Unités de conformité créées

(3) Le nombre d’unités de conformité que peut créer le fournisseur principal pour une période de conformité donnée est déterminé selon la formule ci-après et est inscrit au compte du fournisseur principal ouvert au titre de l’alinéa 26a) :

C/P
où :
C
représente le montant de la contribution du fournisseur principal au programme de financement des réductions des émissions enregistré;
P
350 $.

Indice des prix à la consommation

(4) Le 1er janvier suivant une période de conformité, la valeur de la variable P de la formule prévue au paragraphe (3) est remplacée pas le résultat de la formule suivante, arrondi au dollar près :

350 $ x (IpcA / IpcB)
où :
IpcA
représente la moyenne de l’indice des prix à la consommation durant les douze mois de la période de conformité, telle qu’elle est publiée par Statistique Canada sous le régime de la Loi sur la statistique;
IpcB
la moyenne de l’indice des prix à la consommation durant les douze mois de l’année 2022, telle qu’elle est publiée par Statistique Canada sous le régime de la Loi sur la statistique.

Période de conformité décembre 2022

(5) Un fournisseur principal peut, pour la période de conformité se terminant le 31 décembre 2022, créer des unités de conformité en contribuant au cours de l’une des périodes suivantes à un programme de financement des réductions des émissions enregistré :

Incessibilité

102 (1) Les unités de conformité visées au paragraphe 18(2) ne peuvent pas être cédées par le fournisseur principal qui les a créées conformément au paragraphe 101(1).

Annulation le 1er décembre

(2) Le ministre annule toute unité de conformité créée au titre du paragraphe 18(2) qui n’a pas été utilisée le 1er décembre qui suit sa création.

Rapports

Rapport annuel de création

103 (1) Pour chaque période de conformité au cours de laquelle il a créé des unités de conformité conformément aux alinéas 18(1)a) ou d) ou 19a) ou à l’article 20, le créateur enregistré transmet au ministre un rapport de création d’unités de conformité signé par son représentant autorisé et comportant les renseignements suivants :

31 janvier

(2) Le rapport de création d’unités de conformité est transmis au ministre au plus tard le 31 janvier de l’année civile qui suit la période de conformité pour laquelle il est transmis.

31 janvier 2023

(3) Toutefois, le rapport de création d’unités de conformité pour la période de conformité se terminant le 30 novembre 2022 et celui pour la période de conformité se terminant le 31 décembre 2022 sont combinés dans un rapport unique transmis au ministre au plus tard le 31 janvier 2023.

Rapports trimestriels de création d’unités de conformité

104 (1) Le créateur enregistré qui, au cours d’une période de conformité donnée, a créé des unités de conformité provisoires conformément aux alinéas 18(1)b) ou c) ou 19b) ou c) transmet au ministre les rapports suivants :

Contenu du rapport

(2) Chaque rapport de création d’unités de conformité visé au paragraphe (1) est signé par le représentant autorisé du créateur enregistré et comporte les renseignements suivants :

31 janvier 2023

(3) Toutefois, tous les rapports de création d’unités de conformité transmis au titre du paragraphe (1) pour la période de conformité se terminant le 30 novembre 2022 et ceux transmis pour la période de conformité se terminant le 31 décembre 2022 sont combinés dans un rapport unique transmis au ministre au plus tard le 31 janvier 2023.

Rapport sur les filières d’intensité en carbone

105 (1) L’intensité en carbone d’un combustible approuvée aux termes du paragraphe 71(1) au cours d’une période de conformité donnée cesse d’être valide si, le 30 avril qui suit cette période de conformité, le créateur enregistré ou le fournisseur étranger n’a pas transmis au ministre un rapport sur les filières d’intensité en carbone pour l’intensité en carbone approuvée.

Contenu du rapport

(2) Le rapport comporte les renseignements prévus à l’annexe 9 pour la période de conformité et est signé par le représentant autorisé du créateur enregistré ou du fournisseur étranger.

Rapport sur le bilan matières du fournisseur étranger

106 (1) L’intensité en carbone approuvée au titre des paragraphes 71(1) ou 78(4) à l’égard d’un combustible de la catégorie des combustibles liquides ou gazeux produit en utilisant une charge d’alimentation visée à l’alinéa 33(1)b) ou c) cesse d’être valide si, le 30 avril qui suit chaque période de conformité, le fournisseur étranger n’a pas transmis au ministre un rapport sur le bilan matières pour la période de conformité.

Contenu du rapport

(2) Le rapport comporte les renseignements prévus à l’annexe 10 à l’égard du combustible à faible intensité en carbone pour la période de conformité en cause; il est signé par le représentant autorisé du fournisseur étranger.

Copie à l’importateur

(3) Le fournisseur étranger remet une copie du rapport à chaque personne qui importe le combustible à faible intensité en carbone.

Non-application

(4) Le présent article ne s’applique pas pour les périodes de conformité qui se terminent avant le 1er janvier 2023.

Rapport sur les revenus des unités de conformité

107 (1) Le créateur enregistré qui est l’exploitant d’un réseau de recharge visé à l’alinéa 87(1)a) et qui, au cours d’une période de conformité donnée, a cédé des unités de conformité qu’il a créées conformément au paragraphe 87(2) transmet au ministre un rapport sur :

Contenu du rapport

(2) Le rapport comporte les renseignements prévus à l’annexe 11 et est signé par le représentant autorisé du créateur enregistré.

Rapport sur le solde des unités de conformité

108 (1) Au plus tard le 30 juin qui suit une période de conformité donnée, le créateur enregistré qui n’est pas un fournisseur principal transmet au ministre un rapport sur le solde des unités de conformité.

Contenu du rapport

(2) Le rapport comporte les renseignements prévus à l’annexe 12 relativement aux unités de conformité qui sont inscrites au compte du créateur enregistré à la date de transmission du rapport et est signé par le représentant autorisé du créateur enregistré.

Non-application

(3) Le présent article ne s’applique pas pour les périodes de conformité qui se terminent avant le 1er janvier 2023.

Rapport de conformité

109 (1) Au plus tard le 30 juin qui suit la fin d’une période de conformité donnée, le fournisseur principal transmet au ministre un rapport de conformité sur la façon dont il satisfera aux exigences des paragraphes 5(1) et 6(1) et à l’exigence de réduction calculée conformément à l’article 8 pour cette période de conformité visée à la colonne 2 du tableau du paragraphe 4(1).

Contenu du rapport

(2) Le rapport contient les renseignements prévus à l’annexe 13 pour la période de conformité donnée et est signé par le représentant autorisé du fournisseur principal.

Non-application

(3) Le présent article ne s’applique pas pour la période de conformité qui se termine le 30 novembre 2022.

30 juin 2024

(4) Le rapport transmis au titre du paragraphe (1) pour la période de conformité qui se termine le 31 décembre 2022 est transmis au plus tard le 30 juin 2024.

Rapport sur la production de combustibles fossiles

110 (1) Au plus tard le 30 juin qui suit la fin d’une période de conformité, le fournisseur principal qui produit des combustibles de la catégorie des combustibles liquides dans une installation de production au Canada au cours de la période de conformité transmet au ministre un rapport sur la production de combustibles fossiles pour chaque installation de production.

Contenu du rapport

(2) Le rapport comporte les renseignements prévus à l’annexe 14 et est signé par le représentant autorisé du fournisseur principal.

Non-application

(3) Le présent article ne s’applique pas pour la période de conformité qui se termine le 30 novembre 2022.

30 juin 2024

(4) Le rapport transmis au titre du paragraphe (1) pour la période de conformité qui se termine le 31 décembre 2022 est transmis au plus tard le 30 juin 2024.

Rapport de conformité complémentaire

111 (1) Le fournisseur principal qui, au 30 juin suivant la fin d’une période de conformité donnée, n’a pas satisfait à l’exigence de réduction calculée conformément à l’article 8 pour cette période de conformité ou à la partie reportée de l’exigence de réduction, transmet au ministre, au plus tard le 30 novembre qui suit la période de conformité en cause, un rapport de conformité complémentaire pour cette période.

Contenu du rapport

(2) Le rapport contient les renseignements prévus à l’annexe 15 pour la période de conformité en cause et est signé par le représentant autorisé du fournisseur principal.

Non-application

(3) Le présent article ne s’applique pas pour la période de conformité qui se termine le 30 novembre 2022.

30 juin 2024

(4) Le rapport transmis au titre du paragraphe (1) pour la période de conformité qui se termine le 31 décembre 2022 est transmis au plus tard le 30 novembre 2024.

Rapport sur le programme de financement des réductions des émissions enregistré

112 (1) La personne qui administre un programme de financement des réductions des émissions enregistré rend public un rapport relatif à l’administration du programme au cours de chaque période de conformité.

Date de publication

(2) Le rapport relatif à la première période de conformité au cours de laquelle le programme accepte des contributions est rendu public au plus tard au premier anniversaire de la date d’enregistrement du programme en cause et les rapports relatifs aux périodes de conformité suivantes sont rendus publics au plus tard à la date anniversaire de la première publication qui suit la fin de la période de conformité en cause.

Contenu du rapport

(3) Le rapport comporte les renseignements prévus à l’annexe 16.

Validation et vérification

Exigence de validation ou de vérification

Recevabilité des rapports

113 Les rapports ou les demandes visés aux articles 114 à 117 ne sont recevables que s’ils font l’objet d’une validation ou d’une vérification, selon le cas, conformément à ceux des articles 114 à 148 qui s’appliquent.

Validation — demandes

114 Toute personne qui présente les demandes ci-après les fait valider par un organisme de validation et les accompagne du rapport de validation établi par celui-ci :

Contenu du rapport de validation

115 Le rapport de validation contient :

Vérification — demandes

116 Toute personne qui présente les demandes ci-après les fait vérifier par un organisme de vérification et les accompagne du rapport de vérification établi par celui-ci :

Vérification des rapports

117 (1) Toute personne qui est tenue de transmettre les rapports prévus aux articles 103 à 107 et 109 à 111 les fait vérifier par un organisme de vérification.

Exceptions

(2) Toutefois, les rapports n’ont pas à être vérifés dans les cas suivants :

Délai — transmission du rapport de vérification

(3) Le rapport de vérification est transmis au ministre dans les délais suivants :

Déclarations

118 Toute personne qui fait vérifier les rapports ci-après transmet à l’organisme de vérification la copie des déclarations prévues à l’alinéa 49(2)a) :

Contenu du rapport de vérification

119 Le rapport de vérification contient :

Conservation des dossiers

120 (1) Toute personne qui fait valider ou vérifier un rapport ou une demande exige de l’organisme de validation ou de vérification, selon le cas, qu’il conserve les documents relatifs à la validation et à la vérification pendant dix ans après la fin de celles-ci.

Système et processus de gestion

(2) Les documents relatifs à la validation et à la vérification comprennent :

Transmission de tous les rapports

121 Toute personne qui présente une demande ou transmet un rapport qui font l’objet d’un rapport de validation ou de vérification ou d’une décision d’impossibilité de rendre un avis et qui obtient ultérieurement un autre rapport de validation ou de vérification ou une autre décision d’impossibilité de rendre un avis portant sur cette demande ou ce rapport, transmet au ministre tous les rapports de validation ou de vérification ou toutes les décisions d’impossibilité de rendre un avis qu’elle a obtenus.

Plan de surveillance

122 (1) Toute personne qui présente une demande ou transmet un rapport qui doivent faire l’objet d’une validation ou d’une vérification, selon le cas, établit et tient à jour un plan de surveillance et le transmet à l’organisme de validation ou de vérification, selon le cas.

Contenu

(2) Le plan de surveillance comporte les renseignements prévus à l’annexe 19.

Exigences relatives à l’organisme de validation ou de vérification

Organisme accrédité

123 (1) La validation ou la vérification ne peuvent être effectuées que par un organisme de validation ou de vérification accrédité et dont l’accréditation ne fait l’objet ni d’une suspension ni d’une révocation.

Accréditation au niveau des projets — validation

(2) La validation des demandes visées à l’article 29 est effectuée par un organisme de validation accrédité au niveau des projets.

Accréditation au niveau des projets — vérification

(3) La vérification des rapports transmis au titre de l’article 103 qui comportent des renseignements relatifs à un projet de réduction ou de suppression des émissions de CO2e visé au paragraphe 28(1) est effectuée par un organisme de vérification accrédité au niveau des projets.

Accréditation au niveau organisationnel — vérification

(4) Toute autre demande ou tout autre rapport est validé ou vérifié, selon le cas, par un organisme de validation ou de vérification accrédité au niveau organisationnel.

Condition de l’accréditation

124 (1) Toute personne autre qu’un individu peut être accréditée en qualité d’organisme de validation ou de vérification par le Conseil canadien des normes, l’ANSI National Accreditation Board ou tout organisme d’accréditation désigné, si elle remplit les conditions suivantes :

Désignation des organismes d’accréditation

(2) Le ministre peut désigner tout organisme d’accréditation qui est membre de l’International Accreditation Forum et qui satisfait aux exigences de la norme ISO 17011 intitulée Évaluation de la conformité — Exigences générales pour les organismes d’accréditation procédant à l’accréditation d’organismes d’évaluation de la conformité, publiée par l’Organisation internationale de normalisation.

Réviseur indépendant

(3) Pour l’application de l’article 8.5 de la norme visée à l’alinéa (1)a), les membres compétents du personnel visés à cet article sont des réviseurs indépendants qui doivent posséder au moins les mêmes compétences que celles prévues par cette norme pour le responsable d’équipe.

Domaines techniques d’accréditation

125 (1) La validation ou la vérification est effectuée par un organisme de validation ou de vérification accrédité — conformément à l’article 124 — comme étant compétent dans ceux des domaines techniques ci-après qui s’appliquent aux demandes ou aux rapports qu’il valide ou vérifie, selon le cas :

Agriculture, sylviculture ou autres utilisations des terres

(2) L’organisme de validation ou de vérification ne peut être accrédité comme étant compétent dans le domaine visé à l’alinéa (1)i) que s’il emploie un individu qui est un expert en matière d’agriculture, de sylviculture ou d’autres utilisations des terres, selon le cas, et si l’accréditation est faite :

Biodiversité

(3) L’organisme de validation ou de vérification ne peut être accrédité comme étant compétent dans le domaine visé à l’alinéa (1)j) que s’il emploie un individu qui est un expert en biodiversité et :

Définition de distribution

(4) Pour l’application du paragraphe (1), la distribution comprend celle qui est effectuée aux stations de ravitaillement.

Responsable d’équipe

126 (1) Chaque validation ou vérification est effectuée par une équipe qui comprend un responsable d’équipe employé par l’organisme de validation ou de vérification.

Examinateur indépendant

(2) Chaque validation ou vérification est revue par un examinateur indépendant qui est un employé de l’organisme de validation ou de vérification visé au paragraphe 124(3).

Réviseur d’analyse du cycle de vie

127 Les demandes visées à l’article 116 sont vérifiées par une équipe de vérification qui comporte un réviseur d’analyse du cycle de vie qui, à la fois :

Comptable professionnel agréé

128 Les rapports prévus aux articles 107 et 111 sont vérifiés par une équipe de vérification qui comporte une personne reconnue comme comptable professionnel agréé au Canada.

Sous-traitance

129 Toute personne à qui un organisme de validation ou de vérification a sous-traité une validation ou une vérification est assujettie aux exigences des articles 124 et 125 et, le cas échéant, à celles des articles 127 et 128.

Conflits d’intérêts

130 (1) Sous réserve du paragraphe 131(1), l’organisme de validation ou de vérification qui valide ou vérifie un rapport ou une demande et l’individu qui effectue la validation ou la vérification doivent être indépendants, à la fois :

Conflit d’intérêts — préavis au ministre

(2) La personne qui transmet le rapport ou présente la demande informe le ministre, au moins soixante jours avant le début de la validation ou de la vérification, de l’existence ou de l’absence de conflit d’intérêts entre tout individu devant effectuer la validation ou la vérification et les personnes visées aux alinéas (1)a) ou b).

Découverte d’un conflit

(3) La personne qui découvre l’existence d’un conflit d’intérêts après avoir informé le ministre conformément au paragraphe (2), en informe le ministre dans les cinq jours qui suivent sa découverte.

Mesures prises pour gérer le conflit

(4) Lorsqu’elle informe le ministre de l’existence d’un conflit conformément aux paragraphes (2) ou (3), la personne lui fournit la description du conflit et des mesures qui seront prises pour le gérer.

Aucune vérification sans décision du ministre

131 (1) En cas d’existence d’un conflit d’intérêts, aucune activité de validation ou de vérification ne peut être menée par l’organisme de validation ou de vérification, sauf si le ministre décide que les mesures prises au titre du paragraphe 130(4) permettront effectivement de gérer le conflit.

Décision dans les 20 jours

(2) Le ministre informe la personne visée à l’article 130 de sa décision dans les vingt jours qui suivent la date à laquelle il a été informé de l’existence du conflit d’intérêts.

Validations ou vérifications consécutives

132 (1) La personne qui présente une demande — ou transmet un rapport — d’un type donné ne peut faire effectuer tout ou partie de la validation ou de la vérification de la demande ou du rapport par un organisme de validation ou de vérification, par une équipe de validation ou de vérification de cet organisme ou par une autre personne à qui cet organisme a sous-traité la validation ou la vérification, si l’organisme, l’équipe ou l’autre personne a déjà validé ou vérifié pour elle le même type de demande ou de rapport relativement aux cinq périodes de conformité consécutives précédentes, à moins que trois périodes de conformité se soient écoulées depuis la dernière période de conformité à l’égard de laquelle ils ont contribué à une telle validation ou vérification.

Demandes ou rapports pour une installation

(2) La personne qui présente une demande ou transmet un rapport à l’égard d’une installation ne peut faire effectuer tout ou partie de la validation ou de la vérification de la demande ou du rapport par un organisme de validation ou de vérification, par une équipe de validation ou de vérification de cet organisme ou par une autre personne à qui cet organisme a sous-traité la validation ou la vérification, si l’organisme, l’équipe ou l’autre personne a déjà validé ou vérifié pour elle le même type de demande ou de rapport à l’égard de cette installation relativement aux cinq périodes de conformité consécutives précédentes, à moins que trois périodes de conformité se soient écoulées depuis la dernière période de conformité à l’égard de laquelle une telle validation ou vérification a été effectuée.

Changement d’organisme de vérification

(3) La personne qui a fait vérifier par un organisme de vérification un rapport pour une période de conformité donnée, mais qui n’a pas fait vérifier par cet organisme le même type de rapport transmis pour la période de conformité suivante, ne doit pas faire vérifier par cet organisme un rapport du même type pour la deuxième et la troisième période de conformité suivant celle pour laquelle l’organisme a effectué la vérification.

Normes applicables

Validations

133 La validation de la demande visée à l’article 29 ou de la demande présentée au titre du paragraphe 66(1) à l’égard d’une intensité en carbone déterminée conformément au paragraphe 62(1) est effectuée conformément à la norme ISO 14064-3:2019.

Vérification des demandes d’approbation

134 (1) La vérification de la demande d’approbation présentée au titre du paragraphe 66(1) à l’égard d’une intensité en carbone déterminée conformément à l’un ou l’autre des articles 63 à 65 est effectuée conformément à la norme ISO 14064-3:2019 à niveau d’assurance raisonnable et la revue critique de l’analyse du cycle de vie est effectuée par un expert conformément à la norme ISO 14044.

Vérification des demandes d’approbation provisoire

(2) La vérification de la demande d’approbation provisoire visée au paragraphe 78(1) est effectuée conformément à la norme ISO 14064-3:2019 à un niveau d’assurance raisonnable et la revue critique de l’analyse du cycle de vie est effectuée par un expert conformément à la norme ISO 14044.

Vérification de rapports

(3) La vérification d’un rapport prévu à l’un des articles 103, 104 et 110 est effectuée conformément à la norme ISO 14064-3:2019, à un niveau d’assurance raisonnable.

Vérification du rapport sur les filières

(4) La vérification d’un rapport prévu à l’article 105 est effectuée conformément à la norme ISO 14064-3:2019 à un niveau d’assurance raisonnable et la revue critique de l’analyse du cycle de vie est effectuée par expert conformément à la norme ISO 14044.

Vérification du rapport prévu aux articles 107, 109 ou 111

(5) La vérification du rapport prévu aux articles 107, 109 ou 111 est effectuée conformément à la norme ISO 14064-3:2019, à un niveau d’assurance raisonnable et contient un audit des renseignements financiers effectué, à ce même niveau, conformément aux normes canadiennes d’audit dans le Manuel de CPA Canada — certification.

Norme ISO 14064-3:2019 — critères

135 (1) Pour l’application de la norme ISO 14064-3:2019, la définition de « critères » à l’article 3.6.10 de cette norme vaut mention :

Seuils d’importance relative requis

(2) Pour l’application de l’article 5.1.7 de la norme ISO 14064-3:2019, les seuils d’importance relative sont ceux prévus aux articles 142 à 145.

Principes comptables généralement reconnus

136 L’audit visé au paragraphe 134(5) détermine si les renseignements financiers figurant dans le rapport sont ou non conformes aux principes comptables généralement reconnus se trouvant dans le Manuel de CPA Canada — comptabilité.

Méthode à suivre

Méthodes de validation et vérification

137 Les validations et vérifications sont effectuées conformément au document intitulé Méthodes de validation, vérification et certification — Règlement sur les combustibles propres, publié par le ministre.

Obligations — organisme de validation

138 (1) L’organisme de validation qui valide une demande conformément à l’article 133 doit :

Obligations — organisme de vérification

(2) L’organisme de vérification qui vérifie une demande ou un rapport conformément à l’article 134 doit :

Évaluation du plan de surveillance

(3) L’organisme de validation qui valide une demande visée à l’article 114 et l’organisme de vérification qui vérifie une demande visée à l’article 116 ou un rapport visé à l’article 117 évaluent le plan de surveillance transmis avec le rapport ou la demande et déterminent si le plan satisfait aux exigences visées à l’article 122.

Obligation de collecte de preuves — vérification

139 (1) L’organisme de vérification qui vérifie une demande ou un rapport obtient des renseignements, notamment par les moyens suivants :

Importance significative

(2) Pour l’application du paragraphe (1), un site ou une émission est d’importance significative si une inexactitude quantitative importante peut probablement résulter d’une déclaration finale erronée relativement au site ou à l’émission en cause.

Visites de site

140 (1) En plus des exigences de la norme ISO 14064-3:2019, tout organisme de vérification doit effectuer la visite de chaque site où une telle visite n’a pas été effectuée au cours des quatre périodes de conformité précédentes.

Définition de « site »

(2) La définition de « site » à l’article 3.6.13 de la norme ISO 14064-3:2019 vaut mention, selon le cas :

Obligation d’identification

141 (1) L’organisme qui valide ou vérifie une demande ou un rapport doit, pour chaque donnée nécessaire au calcul d’une valeur mentionnée dans le rapport ou la demande, identifier :

Inexactitude quantitative

(2) Chaque erreur, omission ou déclaration erronée identifiée constitue une inexactitude quantitative.

Regroupement des inexactitudes quantitatives

(3) L’organisme regroupe toutes les inexactitudes quantitatives contenues dans le rapport ou la demande pour déterminer leur effet global sur les renseignements figurant dans le rapport ou la demande.

Inexactitude quantitative importante

142 (1) Une valeur quantitative fournie dans un rapport ou une demande mentionnés à la colonne 1 du tableau du présent paragraphe présente une inexactitude quantitative importante si, dans les circonstances prévues à la colonne 2, elle comporte une erreur relative, une erreur relative en pourcentage, une erreur absolue ou une erreur absolue en pourcentage, selon le cas, comprise dans les seuils d’importance relative prévus à la colonne 3.

Tableau — inexactitudes quantitatives importantes

Article

Colonne 1

Rapports ou demandes

Colonne 2

Circonstances

Colonne 3

Seuils d’importance relative pour les erreurs quantitatives

1

Tous les rapports visés à l’article 118

Toutes circonstances

  • (i) erreur relative en pourcentage de la quantité de charges d’alimentation admissibles visée par la déclaration visée à l’alinéa 49(2)a)et calculée conformément au paragraphe 34(1), égale ou supérieure à 1 %,
  • (ii) erreur absolue en pourcentage de la quantité de charges d’alimentation admissibles visée par la déclaration visée à l’alinéa 49(2)a) et calculée conformément au paragraphe 34(1), égale ou supérieure à 2 %.

2

Demande visée aux paragraphes 66(1) et 78(1)

Toutes circonstances

  • (i) erreur relative égale ou supérieure à 1 gCO2e/MJ,
  • (ii) erreur absolue en pourcentage de l’intensité en carbone égale ou supérieure à 2 %.

3

Rapport de création d’unités de conformité visé aux articles 103 et 104

a) création d’unités de conformité au titre de la réalisation de projets de réduction ou de suppression des émissions visés aux articles 28 à 30;

  • (i) erreur relative en pourcentage ou erreur absolue en pourcentage d’une valeur quantitative figurant dans le rapport et supérieure au seuil prévu pour cette valeur dans la méthode de quantification des réductions d’émissions visée au paragraphe 28(2) pour le type de projet en cause,
  • (ii) erreur relative du nombre d’unités de conformité créées égale ou supérieure à une unité de conformité ou erreur relative en pourcentage du nombre d’unités de conformité créées égale ou supérieure à 1 %.

b) création d’unités de conformité au titre de la production de combustible à faible intensité en carbone au Canada conformément aux articles 80 à 83;

  • (i) erreur relative en pourcentage de toute valeur figurant dans le rapport et visée aux articles 32 ou 34 égale ou supérieure à 1 %,
  • (ii) erreur absolue en pourcentage de toute valeur figurant dans le rapport et visée aux articles 32 ou 34 égale ou supérieure à 2 %,
  • (iii) erreur relative en pourcentage du nombre d’unités de conformité égale ou supérieure à 1 % ou erreur relative supérieure à une unité de conformité.

c) création d’unités de conformité au titre de l’importation de combustible à faible intensité en carbone au Canada conformément aux articles 80 à 83;

  • (i) erreur relative en pourcentage du volume de combustible liquide à faible intensité en carbone utilisé pour créer des unités de conformité, égale ou supérieure à 1 %,
  • (ii) erreur absolue en pourcentage du volume de combustible liquide à faible intensité en carbone utilisé pour créer des unités de conformité, égale ou supérieure à 2 %,
  • (iii) erreur relative en pourcentage du nombre d’unités de conformité égale ou supérieure à 1 % ou erreur relative supérieure à une unité de conformité.

d) création d’unités de conformité au titre du changement de combustible par l’utilisateur final conformément aux articles 84 à 89.

  • (i) erreur relative en pourcentage du volume de combustible gazeux à faible intensité en carbone, de gaz de pétrole liquéfié, de gaz naturel comprimé, de gaz naturel liquéfié ou d’hydrogène utilisé pour créer des unités de conformité, égale ou supérieure à 1 %,
  • (ii) erreur absolue en pourcentage du volume de combustible gazeux à faible intensité en carbone, de gaz de pétrole liquéfié, de gaz naturel comprimé, de gaz naturel liquéfié ou d’hydrogène utilisé pour créer des unités de conformité, égale ou supérieure à 2 %,
  • (iii) erreur relative en pourcentage de la quantité d’électricité utilisée pour créer des unités de conformité, égale ou supérieure à 1 %,
  • (iv) erreur absolue en pourcentage de la quantité d’électricité utilisée pour créer des unités de conformité, égale ou supérieure à 2 %,
  • (v) erreur relative en pourcentage du nombre d’unités de conformité égale ou supérieure à 1 % ou erreur relative égale ou supérieure à une unité de conformité.

4

Rapport sur les filières d’intensité en carbone visé à l’article 105

Toutes circonstances

  • (i) erreur relative égale ou supérieure à 1 gCO2e/MJ,
  • (ii) erreur absolue en pourcentage de l’intensité en carbone égale ou supérieure à 2 %.

5

Rapport sur le bilan matières visé à l’article 106

Toutes circonstances

  • (i) erreur relative en pourcentage de toute valeur quantitative figurant dans le rapport égale ou supérieure à 1 %,
  • (ii) erreur absolue en pourcentage de toute valeur quantitative figurant dans le rapport égale ou supérieure à 2 %.

6

Rapport sur les revenus des unités de conformité visé à l’article 107

Toutes circonstances

  • (i) erreur relative du nombre d’unités de conformité vendues égale ou supérieure à une unité de conformité ou erreur relative en pourcentage de ce nombre égale ou supérieure à 1 % ,
  • (ii) erreur relative en pourcentage du revenu tiré des cessions des unités de conformité égale ou supérieure à 1 %,
  • (iii) erreur absolue en pourcentage du revenu tiré des cessions des unités de conformité égale ou supérieure à 2 %,
  • (iv) erreur relative en pourcentage du montant des revenus tirés des cessions des unités de conformité utilisé conformément aux alinéas 89(1)a), b) ou c) égale ou supérieure à 1 %,
  • (v) erreur absolue en pourcentage du montant des revenus tirés des cessions des unités de conformité utilisé conformément aux alinéas 89(1)a), b) ou c)égale ou supérieure à 2 %.

7

Rapport de conformité visé à l’article 109 ou rapport de conformité complémentaire visé à l’article 111

Toutes circonstances

  • (i) erreur relative du nombre d’unités de conformité utilisées pour se conformer au présent règlement égale ou supérieure à une unité de conformité ou erreur relative en pourcentage du nombre d’unités de conformité égale ou supérieure à 1 %,
  • (ii) erreur relative en pourcentage du montant versé au programme de financement des réductions des émissions supérieure à 1 %,
  • (iii) erreur relative en pourcentage du montant de l’exigence de réduction prévue à l’article 8 qui est reporté à la période de conformité suivante, égale ou supérieure à 1 %,
  • (iv) erreur absolue du nombre d’unités de conformité utilisées pour se conformer au présent règlement égale ou supérieure à une unité de conformité ou erreur absolue en pourcentage du nombre d’unités de conformité égale ou supérieure à 2 %,
  • (v) erreur absolue en pourcentage du montant versé au programme de financement des réductions des émissions supérieure à 2 %,
  • (vi) erreur absolue en pourcentage du montant de l’exigence de réduction prévue à l’article 8 qui est reporté à la période de conformité suivante supérieure à 2 %.

8

Rapport sur la production de combustibles fossiles visé à l’article 110

Toutes circonstances

  • (i) erreur relative en pourcentage d’une valeur quantitative figurant dans le rapport donnant lieu à une surévaluation égale ou supérieure à 1 %,
  • (ii) erreur absolue en pourcentage d’une valeur quantitative figurant dans le rapport égale ou supérieure à 2 %.

Erreur relative

(2) Pour l’application du paragraphe (1), l’erreur relative est la somme des éléments suivants :

Erreur relative en pourcentage

(3) Pour l’application du paragraphe (1), l’erreur relative en pourcentage est calculée en multipliant par cent le résultat obtenu en divisant l’erreur relative — déterminée conformément au paragraphe (2) — par la valeur corrigée absolue.

Erreur absolue

(4) Pour l’application du paragraphe (1), l’erreur absolue est la somme des éléments suivants :

Erreur absolue en pourcentage

(5) Pour l’application du paragraphe (1), l’erreur absolue en pourcentage est calculée en multipliant par cent le résultat obtenu en divisant l’erreur absolue — déterminée conformément au paragraphe (4) — par la valeur corrigée absolue.

Définitions

(6) Les définitions qui suivent s’appliquent au présent article.

donnée corrigée
Donnée que, selon l’avis de l’organisme qui valide une demande ou qui vérifie une demande ou un rapport la personne présentant la demande ou transmettant le rapport aurait dû utiliser pour calculer une valeur qui figure dans la demande ou le rapport. (corrected datum)
valeur corrigée
Valeur que, selon l’avis de l’organisme qui valide ou vérifie un rapport ou une demande, la personne transmettant le rapport ou présentant la demande aurait indiquée dans le rapport ou la demande si elle avait effectué les calculs requis en utilisant les données corrigées. (corrected value)

Données manquantes identifiées par le demandeur

143 (1) En cas de données manquantes dans les éléments de preuve que possède la personne présentant la demande ou transmettant le rapport, celle-ci doit, à la fois :

Données manquantes — obligations de l’organisme

(2) L’organisme qui valide ou vérifie une demande ou un rapport doit, à la fois :

Importance significative

(3) Pour l’application du paragraphe (2), les données manquantes sont d’une importance significative si elles représentent :

Calcul des incertitudes

144 L’organisme qui valide ou vérifie une demande ou un rapport détermine les incertitudes provenant de la méthode de mesure utilisée pour l’établissement de la valeur indiquée dans le rapport ou la demande, calcule la propagation de l’incertitude et indique la méthode utilisée pour calculer l’incertitude.

Inexactitudes qualitatives — déclaration

145 (1) La déclaration visée à l’alinéa 49(2)a) présente une inexactitude qualitative importante dans l’un ou l’autre des cas suivants :

Inexactitudes qualitatives — projet de réduction ou de suppression des émissions

(2) La demande de reconnaissance d’un projet visée à l’article 29 présente une inexactitude qualitative importante dans l’un ou l’autre des cas suivants :

Inexactitudes qualitatives — intensité en carbone

(3) La demande d’approbation de l’intensité en carbone visée à l’article 66 présente une inexactitude qualitative importante dans l’un ou l’autre des cas suivants :

Inexactitudes qualitatives — création des unités de conformité

(4) Le rapport annuel de création des unités de conformité visé à l’article 103 ou les rapports trimestriels de création des unités de conformité visés à l’article 104 présentent une inexactitude qualitative importante dans l’un ou l’autre des cas suivants :

Inexactitudes qualitatives — filières d’intensité en carbone

(5) Un rapport sur les filières d’intensité en carbone visé à l’article 105 présente une inexactitude qualitative importante dans l’un ou l’autre des cas suivants :

Inexactitudes qualitatives — bilan matières

(6) Le rapport sur le bilan matières visé à l’article 106 présente une inexactitude qualitative importante dans l’un ou l’autre des cas suivants :

Inexactitudes qualitatives — revenus des unités de conformité

(7) Le rapport sur les revenus des unités de conformité visé à l’article 107 présente une inexactitude qualitative importante dans l’un ou l’autre des cas suivants :

Inexactitudes qualitatives — rapport de conformité

(8) Le rapport de conformité visé à l’article 109 présente une inexactitude qualitative importante dans l’un ou l’autre des cas suivants :

Inexactitudes qualitatives — production de combustibles fossiles

(9) Le rapport sur la production de combustibles fossiles visé à l’article 110 présente une inexactitude qualitative importante dans le cas d’identification incorrecte du point d’origine des charges d’alimentation visées par le rapport.

Inexactitudes qualitatives — rapport de conformité complémentaire

(10) Un rapport de conformité complémentaire visé à l’article 111 présente une inexactitude qualitative importante dans le cas où il mentionne que des unités de conformité ont été créés au titre de l’alinéa 101(1)b) sans être accompagné du reçu visé au paragraphe 101(2).

Avis

146 L’organisme qui valide ou vérifie une demande ou un rapport rend les avis suivants :

Impossibilité de rendre un avis

147 Si la personne présentant une demande ou transmettant un rapport ne fournit pas à l’organisme de validation ou de vérification les renseignements exigés par le présent règlement, l’organisme prend une décision d’impossibilité de rendre un avis qui énonce les raisons pour lesquelles aucun avis ne peut être rendu.

Signature de l’avis ou de la décision

148 (1) L’avis ou la décision de l’organisme de validation ou de vérification sont signés par l’individu qui a agi comme responsable d’équipe au titre du paragraphe 126(1) et par celui qui a agi comme examinateur indépendant au titre du paragraphe 126(2).

Comptable professionnel agréé

(2) L’avis ou la décision qui vise le rapport prévu aux articles 107 et 111 est également signé par le comptable professionnel agréé qui a participé à la vérification.

Correction d’erreurs

Excédent d’unités de conformité

149 (1) Le créateur enregistré d’unités de conformité qui constate qu’une erreur est contenue dans un rapport visé aux paragraphes 103(1) et 104(1) ayant donné lieu à l’inscription d’un nombre excédentaire d’unités de conformité à l’un de ses comptes ouvert au titre de l’article 26, en avise par écrit le ministre dans les cinq jours suivant la constatation de l’erreur. L’avis contient les renseignements suivants :

Combustibles exportés

(2) Il est entendu que sont créées par erreur les unités de conformité créées par la production ou l’importation de combustibles pour utilisation au Canada qui sont exportés, même si l’exportation a lieu après la création des unités.

Annulation des excédents

(3) Dès la réception de l’avis, le ministre annule les unités de conformité excédentaires qui se trouvent dans le compte du créateur enregistré.

Compensation des excédents

150 Dans le cas où les unités de conformité excédentaires ne peuvent pas être annulées car elles ne se trouvent plus dans le compte du créateur enregistré à la date de réception de l’avis prévu au paragraphe 149(1), le créateur enregistré compense, au plus tard quatre-vingt-dix jours après cette date, le nombre des unités de conformité excédentaires par le même nombre d’unités de conformité équivalentes.

Avis au ministre

151 (1) Dans le délai prévu à l’article 150, le créateur enregistré des unités de conformité avise par écrit le ministre que les unités de conformité équivalentes visées à cet article se trouvent dans son compte.

Annulation des unités équivalentes

(2) Dès la réception de l’avis, le ministre annule les unités de conformité équivalentes.

Suspension des unités

152 (1) Le ministre peut suspendre les unités de conformité inscrites à l’un des comptes du créateur enregistré ouvert au titre de l’article 26, s’il a des raisons de croire qu’un rapport visé aux paragraphes 103(1) et 104(1) comporte une erreur ayant donné lieu à l’inscription d’un nombre excédentaire de ces unités de conformité dans le compte.

Suspension des unités équivalentes

(2) Dans le cas où un nombre d’unités de conformité excédentaires visées au paragraphe (1) ne se trouvent plus dans le compte du créateur enregistré, le ministre peut suspendre le même nombre d’unités de conformité équivalentes qui se trouvent dans ce compte ou qui y sont inscrites, s’il a des raisons de croire que l’erreur visée au paragraphe (1) a été commise.

Avis de suspension

(3) Lorsqu’il suspend les unités de conformité excédentaires au titre du paragraphe (1) ou lors de la première suspension au titre du paragraphe (2), le ministre en avise le créateur enregistré. L’avis contient les renseignements suivants :

Ni utilisation ni cession

(4) À compter de l’envoi de l’avis prévu au paragraphe (3), les unités de conformité suspendues ne peuvent ni être cédées, ni être utilisées pour établir la conformité avec le paragraphe 4(1) et ce, jusqu’à la levée de la suspension.

Levée de la suspension

153 (1) S’il est d’avis que le rapport mentionné au paragraphe 152(1) et ayant donné lieu à l’inscription d’un nombre excédentaire d’unités de conformité ne comporte pas d’erreur, le ministre lève la suspension.

Annulation des excédents

(2) S’il est d’avis que le rapport mentionné au paragraphe 152(1) comporte une erreur ayant donné lieu à l’inscription d’un nombre excédentaire d’unités de conformité dans le compte, le ministre annule le même nombre d’unités de conformité équivalentes qui se trouvent dans le compte du créateur enregistré.

Nombre insuffisant d’unités équivalentes

154 (1) Si le nombre d’unités de conformité devant être annulées en application des paragraphes 77(2) ou 153(2) est supérieur au nombre d’unités de conformité équivalentes se trouvant dans le compte du créateur enregistré, le ministre en avise par écrit celui-ci et lui indique le nombre d’unités de conformité manquantes.

Obligation de compensation

(2) Dans les quatre-vingt-dix jours qui suivent l’envoi de l’avis écrit visé au paragraphe (1), le créateur enregistré compense le nombre des unités de conformité excédentaires par le même nombre d’unités de conformité équivalentes.

Avis au ministre

155 (1) Dans le délai prévu au paragraphe 154(2), le créateur enregistré des unités de conformité avise par écrit le ministre que les unités de conformité équivalentes visées à ce paragraphe se trouvent dans son compte.

Annulation des unités équivalentes

(2) Dès la réception de l’avis écrit, le ministre annule les unités de conformité équivalentes.

Unités de conformité équivalentes

156 Pour l’application du paragraphe 77(2) et des articles 150 à 155, les unités de conformité sont équivalentes si elles remplissent les conditions suivantes :

Mesure des volumes et consignation des renseignements

Mesure des volumes

Exigences

157 (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), tout volume qu’une personne est tenue de consigner en application du présent règlement est déterminé, selon le cas :

Non-application du paragraphe (1)

(2) Si aucun instrument, norme ou méthode visés au paragraphe (1) ne permet de déterminer le volume en application de ce paragraphe, le volume précis déterminé par une autre personne n’ayant aucun lien de dépendance avec la personne visée au paragraphe (1) ainsi que les renseignements ci-après obtenus de celle-ci sont consignés :

Correction volumétrique

(3) Le volume visé au paragraphe (1) est corrigé en fonction d’une température de 15,6 °C et 1 atmosphère. Toutefois, la personne qui importe une quantité de combustible peut en corriger le volume en fonction d’une température de 60 °F, auquel cas elle consigne la correction.

Mètres cubes

(4) Tout volume à consigner ou rapporter aux termes du présent règlement est exprimé en mètres cubes.

Arrondissement

(5) Sauf indication contraire, la personne qui transmet un rapport au titre du présent règlement arrondit toutes les valeurs dans ce rapport conformément à la section 6 de la norme ASTM E29 - 93a de l’ASTM International intitulée Standard Practice for Using Significant Digits in Test Data to Determine Conformance with Specifications.

Rapports électroniques

Rapports et avis électroniques

158 (1) Les rapports ou avis exigés par le présent règlement sont transmis électroniquement selon la forme précisée par le ministre et portent la signature électronique de l’agent autorisé.

Support papier

(2) Si le ministre n’a pas précisé de forme ou si, en raison de circonstances indépendantes de sa volonté, la personne qui transmet un rapport ou avis n’est pas en mesure de le faire conformément au paragraphe (1), elle le transmet sur support papier, signé par un agent autorisé et en la forme précisée par le ministre, ou autrement si aucune forme n’est précisée.

Consignation et conservation des renseignements

Moment de la consignation

159 Sauf disposition contraire du présent règlement, tout renseignement doit être consigné au plus tard trente jours après le moment où il est accessible.

Conservation des renseignements

160 (1) Toute personne tenue de consigner ou de tenir à jour des renseignements ou de transmettre un rapport ou un avis en application du présent règlement doit conserver les renseignements en cause ou la copie du rapport ou de l’avis, ainsi que tout document à l’appui, pendant dix ans suivant la consignation ou la mise à jour des renseignements ou la transmission du rapport ou de l’avis.

Organisme de validation ou de vérification

(2) Tout organisme de validation ou de vérification doit conserver, conformément au document intitulé Méthodes de validation, vérification et certification — Règlement sur les combustibles propres, publié par le ministre, les livres et registres qu’ils ont validés, vérifiés ou certifiés, ou la copie de ces livres et registres, pendant dix ans suivant la validation ou la vérification.

Projets de réduction ou de suppression

(3) Les renseignements, copies et documents à l’appui visés au paragraphe (1) qui concernent un projet de réduction ou de suppression des émissions visé aux alinéas 18(1)a) ou 19a) ou à l’article 20 doivent également être conservés pendant dix ans après la date à laquelle le projet cesse de créer des unités de conformité.

Lieu de conservation

(4) Les renseignements, copies et documents à l’appui visés aux paragraphes (1) ou (3) qui sont conservés par un fournisseur principal ou un créateur enregistré le sont à l’établissement principal de celui-ci, au Canada, ou en tout autre lieu au Canada où ils peuvent être examinés. Si les renseignements, copies et documents sont conservés à cet autre lieu, le fournisseur principal ou le créateur enregistré informe le ministre de l’adresse municipale du lieu.

Accessibilité des renseignements

(5) En plus des circonstances prévues à l’article 72, l’intensité en carbone approuvée pour un combustible à faible intensité en carbone n’est valide que si :

Demande du ministre — renseignements

161 Toute personne qui, en application du présent règlement, est tenue de consigner des renseignements doit en fournir la copie au ministre sur demande.

Modifications

162 Les définitions de période de conformité visant le distillat et période de conformité visant l’essence, au paragraphe 1(1) du Règlement sur les carburants renouvelablesréférence 130, sont respectivement remplacées par ce qui suit :

période de conformité visant le distillat
  • a) La période débutant le 1er juillet 2011 et se terminant le 31 décembre 2012;
  • b) la période débutant le 1er janvier 2013 et se terminant le 31 décembre 2014;
  • c) par la suite, chaque année civile jusqu’au 31 décembre 2022. (distillate compliance period)
période de conformité visant l’essence
  • a) La période débutant le 15 décembre 2010 et se terminant le 31 décembre 2012;
  • b) par la suite, chaque année civile jusqu’au 31 décembre 2022. (gasoline compliance period)

163 La partie 5 de l’annexe 1 du Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnementréférence 131 est modifiée par adjonction, après la section 17, de ce qui suit :

SECTION 18

Règlement sur les combustibles propres

Article

Colonne 1

Disposition

Colonne 2

Type de violation

1 9(1) A
2 9(2) A
3 9(3) A
4 13(4) B
5 15(3) A
6 16(2) B
7 16(4) B
8 17(2) B
9 17(4) B
10 24(2) A
11 25(1) A
12 25(2) A
13 25(3) A
14 31(3) B
15 39(1) A
16 39(2) A
17 39(3) A
18 39(4) A
19 40(1) A
20 40(2) A
21 46(1) A
22 47(1) A
23 47(2) A
24 48 A
25 53 B
26 67(3) B
27 73(1) B
28 73(3) A
29 74(1) B
30 74(2) B
31 74(3) B
32 79(3) A
33 80(2) A
34 84(2) A
35 85(1) B
36 86(1) B
37 87(1) B
38 87(2) B
39 88(2) B
40 90(1) B
41 90(2) B
42 91(1) A
43 91(2) B
44 92(1) B
45 92(2) B
46 93(1) B
47 93(2) B
48 94(1) B
49 94(2) B
50 150(1) A
51 150(2) A
52 150(3) A

Abrogations

Règlement sur les carburants renouvelables

164 Le Règlement sur les carburants renouvelablesréférence 130 est abrogé.

Règlement sur pénalités administratives en matière d’environnement

165 La section 14 de la partie 5 de l’annexe 1 du Règlement sur les pénalités administratives en matière d’environnementréférence 131 est abrogée.

Dispositions transitoires

Unités de conformité visant l’essence

166 (1) Si le fournisseur principal est propriétaire d’unités de conformité visant l’essence en vertu du Règlement sur les carburants renouvelables le 30 novembre 2023, le nombre de ces unités déterminé selon la formule ci-après est inscrit à son compte ouvert au titre de l’alinéa 26a) :

ICdiff × (UCE × D) × 10-9
ICdiff
représente la différence entre l’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides, prévue à l’article 1 de l’annexe 1, et 59 g/MJ;
UCE
le nombre d’unités de conformité visant l’essence dont le fournisseur principal était propriétaire à la fin de la période d’échange prévue à ce règlement pour la période de conformité 2022;
D
23 419 MJ/m3.

Exigence volumétrique

(2) Pour l’application du paragraphe 10(4), chaque unité de conformité est réputée créée au titre des alinéas 18(1)b) ou c) par l’importation ou la production, selon le cas, d’un volume équivalent de combustible à faible intensité en carbone de type éthanol.

Unités de conformité visant le distillat

167 (1) Si le fournisseur principal est propriétaire d’unités de conformité visant le distillat en vertu du Règlement sur les carburants renouvelables le 30 novembre 2023, le nombre de ces unités déterminé selon la formule ci-après est inscrit à son compte ouvert au titre de l’alinéa 26a) :

ICdiff × (UVD × D) × 10-9
ICdiff
représente la différence entre l’intensité en carbone de référence pour la catégorie des combustibles liquides, prévue à l’article 1 de l’annexe 1, et 35 g/MJ;
UVD
le nombre d’unités de conformité visant le distillat dont le fournisseur principal était propriétaire à la fin de la période d’échange prévue à ce règlement pour la période de conformité 2022;
D
35057 MJ/m3.

Exigence volumétrique

(2) Pour l’application des paragraphes 12(1) et (2), chaque unité visée au paragraphe (1) est réputée créée au titre des alinéas 18(1)b) ou c) par l’importation ou la production, selon le cas, d’un volume équivalent de combustible à faible intensité en carbone de type biodiesel ou diesel renouvelable produit par hydrogénation.

Demande d’inscription — Renseignements à fournir

168 Le fournisseur principal qui demande l’inscription des unités de conformité au titre des articles 166 ou 167 transmet au ministre une demande écrite, signée par son représentant autorisé, qui comporte les renseignements suivants :

Conservation des renseignements — unités de conformité

169 (1) Le fournisseur principal qui, au 31 décembre 2022, est tenu de conserver des renseignements ou la copie d’un rapport ou d’un avis, ainsi que tout document à l’appui, conformément à l’article 38 du Règlement sur les carburants renouvelables relativement aux unités de conformité visant l’essence visées au paragraphe 166(1) ou aux unités de conformité visant le distillat visées au paragraphe 167(2), est tenu de les conserver jusqu’au 31 mars 2033.

Conservation de tout autre renseignement

(2) Le fournisseur principal qui, au 31 décembre 2023, est tenu de conserver des renseignements ou la copie d’un rapport ou d’un avis autres que ceux visés au paragraphe (1), ainsi que tout document à l’appui, au titre du paragraphe 38(1) du Règlement sur les carburants renouvelables est tenu de les conserver pendant dix ans suivant la consignation des renseignements ou la transmission du rapport ou de l’avis.

Lieu de conservation

(3) Les renseignements, copies et documents visés aux paragraphes (1) et (2) sont conservés conformément au paragraphe 160(4).

Entrée en vigueur

Enregistrement
170 (1) Sous réserve des paragraphes (2) et (3), le présent règlement entre en vigueur à la date de son enregistrement.

1er janvier 2023
(2) Les articles 35 à 47 et 49 à 51 entrent en vigueur le 1er janvier 2023.

1er janvier 2024
(3) Les articles 164 et 165 entrent en vigueur le 1er janvier 2024.

ANNEXE 1

(paragraphes 1(1), 80(2), 81(4), 84(2), 85(3) et (4), 86(3), 87(2), 88(2), 166(1) et 167(1))

Intensité en carbone de référence

Tableau — Intensité en carbone de référence

Article

Colonne 1

Combustibles

Colonne 2

Intensité en carbone de référence

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
et après
1 Combustible de la catégorie des combustibles liquides 91,8 91,8 90,7 89,5 88,4 87,2 86,0 84,9 83,7 82,5
2 Biogaz, le gaz naturel renouvelable et l’hydrogène 61,8 61,8 61,8 61,8 61,8 61,8 61,8 61,8 61,8 61,8
3 Propane renouvelable 74,8 74,8 74,8 74,8 74,8 74,8 74,8 74,8 74,8 74,8

ANNEXE 2

(article 8 et paragraphes 80(2), 81(3) et (4), 82(2), 84(2), 85(3) et (4), 86(3), et 88(2))

Densité énergétique des combustibles

Article

Colonne 1

Combustible ou source d’énergie

Colonne 2

Densité énergétique

Colonne 3

Unité

1

Biogaz

19,9

MJ/mréférence 3

2

Gaz naturel renouvelable

38

MJ/mréférence 3

3

Gaz naturel

39,03

MJ/mréférence 3

4

Gaz naturel comprimé

39,03

MJ/mréférence 3

5

Hydrogène

141,9

MJ/kg

6

Éthanol

23419

MJ/mréférence 3

7

Gaz naturel liquéfié

24003

MJ/mréférence 3

8

Propane renouvelable

25310

MJ/mréférence 3

9

Gaz de pétrole liquéfié

26410

MJ/mréférence 3

10

Essence

33452

MJ/mréférence 3

11

Diesel renouvelable produit par hydrogénation

34921

MJ/mréférence 3

12

Biodiesel

35183

MJ/mréférence 3

13

Biocarburant

37400

MJ/mréférence 3

14

Carburéacteur

37400

MJ/mréférence 3

15

Kérosène

37680

MJ/mréférence 3

16

Diesel

38352

MJ/mréférence 3

17

Mazout léger

38800

MJ/mréférence 3

18

Mazout lourd

42500

MJ/mréférence 3

19

Coke de pétrole

43460

MJ/kg

ANNEXE 3

(article 9, paragraphe 24(2) et article 25)

Rapport d’enregistrement — renseignements à fournir par le fournisseur principal ou le créateur enregistré

1 Les renseignements ci-après sur le fournisseur principal ou le créateur enregistré, selon le cas :

2 Les renseignements ci-après sur chaque installation où le fournisseur principal produit des combustibles de la catégorie des combustibles liquides :

3 Le nom de chaque province où le fournisseur principal importe des combustibles de la catégorie des combustibles liquides en provenance de l’extérieur du Canada.

4 Ceux des moyens ci-après que le fournisseur principal ou le créateur enregistré a l’intention d’utiliser pour créer des unités de conformité , le cas échéant :

5 Dans le cas où le projet de réduction ou de suppression des émissions de CO2e visé à l’un ou l’autre des alinéas 4a)à c) sera réalisé dans une installation, les renseignements ci-après sur cette installation :

6 Dans le cas où le projet de réduction ou de suppression des émissions de CO2e visé à l’un ou l’autre des alinéas 4a) à c) sera réalisé dans un lieu autre qu’une installation, les renseignements ci-après sur chaque équipement utilisé pour sa réalisation :

7 Dans le cas de la production de combustibles liquides à faible intensité en carbone visée à l’alinéa 4d), les renseignements ci-après sur chaque installation où les combustibles sont produits :

8 Dans le cas de l’importation de combustibles liquides à faible intensité en carbone visée à l’alinéa 4e), les renseignements suivants :

9 Dans le cas où la substitution visée à l’alinéa 4h) ou i), selon le cas, fait l’objet d’un accord de création aux termes de l’article 21 du présent règlement, les renseignements ci-après sur le poste de ravitaillement ou la borne de recharge qui fournit le combustible, l’électricité ou l’hydrogène de substitution :

10 Dans le cas de l’utilisation de biogaz pour produire de l’électricité visée à l’alinéa 4j), les renseignements ci-après sur chaque installation où l’électricité est produite :

ANNEXE 4

(alinéa 29(2)a))

Demande de reconnaissance d’un projet de réduction ou de suppression des émissions de CO2e — renseignements à fournir

1 Renseignements sur le demandeur :

2 la description du projet, y compris :

ANNEXE 5

(article 62 et alinéa 82(4)a))

Intensité en carbone par défaut

1 La quantité de CO2e par mégajoule liées à l’extraction ou à la culture, selon le cas, d’une charge d’alimentation est égale à :