La Gazette du Canada, Partie I, volume 157, numéro 49 : SUPPLÉMENT 1

Le 9 décembre 2023

MINISTÈRE DE L’ENVIRONNEMENT

LOI CANADIENNE SUR LA PROTECTION DE L’ENVIRONNEMENT (1999)

Avis concernant la déclaration des gaz à effet de serre (GES) pour 2024 et 2025

Avis est par les présentes donné, conformément au paragraphe 46(1) de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [ci-après appelée la Loi], en ce qui a trait aux émissions de gaz à effet de serre (GES) mentionnées à l’annexe 1 du présent avis et afin d’effectuer des recherches, d’établir un inventaire de données, des objectifs et des codes de pratiques, de formuler des directives, de déterminer l’état de l’environnement ou de faire rapport sur cet état, que toute personne exploitant une installation décrite à l’annexe 3 du présent avis durant les années civiles 2024 et 2025 et disposant de l’information décrite aux annexes 4 à 18 du présent avis, ou pouvant normalement y avoir accès, doit communiquer cette information au ministre de l’Environnement pour chacune de ces années civiles.

Cet avis s’applique aux années civiles 2024 et 2025. Les renseignements relatifs à l’année civile 2024 doivent être fournis au plus tard le 2 juin 2025. Les renseignements relatifs à l’année civile 2025 doivent être fournis au plus tard le 1er juin 2026.

Les personnes visées par cet avis doivent soumettre les informations exigées par cet avis par le biais du système de guichet unique d’Environnement et Changement climatique Canada (ECCC). Les demandes concernant cet avis peuvent être adressées à l’adresse suivante :

Programme de déclaration des gaz à effet de serre
Division des inventaires et rapports sur les polluants
Environnement et Changement climatique Canada
Téléphone : 819‑938‑3258 ou 1‑877‑877‑8375
Courriel : ges-ghg@ec.gc.ca

Conformément au paragraphe 46(8) de la Loi, toute personne visée par cet avis doit conserver une copie des renseignements exigés, de même que les calculs, les mesures et les autres données sur lesquels sont fondés les renseignements, à l’installation à laquelle ces renseignements, calculs, mesures et autres données se rapportent ou à la société mère de l’installation située au Canada, pour une période de trois ans à partir de la date à laquelle l’information doit être communiquée. Dans le cas où une personne choisit de conserver les renseignements exigés par le présent avis, ainsi que les calculs, les mesures et les autres données, à la société mère de l’installation située au Canada, cette personne doit informer le ministre de l’adresse municipale de cette société mère.

Si une personne qui exploite une installation faisant l’objet d’une déclaration au sujet de laquelle des renseignements ont été soumis pour l’année civile 2023 en réponse à l’Avis concernant la déclaration des gaz à effet de serre (GES) pour 2022 et 2023 juge que l’installation ne répond pas aux critères énoncés à l’annexe 3 du présent avis pour l’année civile 2024, elle devra informer le ministre de l’Environnement que ladite installation ne répond pas à ces critères au plus tard le 2 juin 2025. Si une personne qui exploite une installation au sujet de laquelle des renseignements sont soumis pour l’année civile 2024 en réponse au présent avis détermine que l’installation ne satisfait pas à l’un des critères énoncés dans le présent avis pour l’année civile 2025, elle doit en informer le ministre de l’Environnement au plus tard le 1er juin 2026.

Le ministre de l’Environnement prévoit publier les renseignements concernant les émissions totales de gaz à effet de serre par gaz et par catégorie de source par installation qui seront communiqués en réponse au présent avis. En vertu de l’article 51 de la Loi, toute personne qui fournit des renseignements en réponse au présent avis peut présenter, avec ceux-ci et en respectant la date limite de dépôt, une demande écrite de traitement confidentiel de ces renseignements pour les motifs énoncés à l’article 52 de la Loi. Les personnes qui demandent un traitement confidentiel de leurs renseignements doivent indiquer sur quels motifs de l’article 52 de la Loi se fonde leur demande. Toutefois, le ministre pourrait, conformément au paragraphe 53(3) de la Loi, décider de divulguer les renseignements communiqués en réponse au présent avis.

Toute personne visée par le présent avis doit s’y conformer. Quiconque ne se conforme pas aux exigences du présent avis sera passible d’une peine en vertu des dispositions de la Loi qui s’appliquent à l’infraction.

La directrice générale
Direction des sciences et de l’évaluation des risques
Jacqueline Gonçalves
Au nom du ministre de l’Environnement

ANNEXE 1

Gaz à effet de serre

Tableau 1 : Gaz à effet de serre visés par la déclaration obligatoire
  Gaz à effet de serre Formule Numéro
d’enregistrement CAS note a du tableau a1		 Potentiel de réchauffement planétaire (PRP) sur 100 ans note b du tableau a1
1. Dioxyde de carbone CO2 124-38-9 1
2. Méthane CH4 74-82-8 28
3. Oxyde de diazote N2O 10024-97-2 265
4. Hexafluorure de soufre SF6 2551-62-4 23 500
5. HFC-23 CHF3 75-46-7 12 400
6. HFC-32 CH2F2 75-10-5 677
7. HFC-41 CH3F 593-53-3 116
8. HFC-43-10mee C5H2F10 138495-42-8 1 650
9. HFC-125 C2HF5 354-33-6 3 170
10. HFC-134 C2H2F4 (structure : CHF2CHF2) 359-35-3 1 120
11. HFC-134a C2H2F4 (structure : CH2FCF3) 811-97-2 1 300
12. HFC-143 C2H3F3 (structure : CHF2CH2F) 430-66-0 328
13. HFC-143a C2H3F3 (structure : CF3CH3) 420-46-2 4 800
14. HFC-152a C2H4F2 (structure : CH3CHF2) 75-37-6 138
15. HFC-227ea C3HF7 431-89-0 3 350
16. HFC-236fa C3H2F6 690-39-1 8 060
17. HFC-245ca C3H3F5 679-86-7 716
18. Perfluorométhane CF4 75-73-0 6 630
19. Perfluoroéthane C2F6 76-16-4 11 100
20. Perfluoropropane C3F8 76-19-7 8 900
21. Perfluorobutane C4F10 355-25-9 9 200
22. Perfluorocyclobutane c-C4F8 115-25-3 9 540
23. Perfluoropentane C5F12 678-26-2 8 550
24. Perfluorohexane C6F14 355-42-0 7 910

Note(s) du tableau a1

Note a du tableau a1

Le numéro d’enregistrement du Chemical Abstracts Service (NE CAS) est la propriété de l’American Chemical Society. Toute utilisation ou redistribution, sauf si elle sert à répondre aux besoins législatifs ou si elle est nécessaire pour les rapports destinés au gouvernement du Canada lorsque des renseignements ou des rapports sont exigés par la loi ou une politique administrative, est interdite sans l’autorisation écrite préalable de l’American Chemical Society.

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Note b du tableau a1

GIEC, 2013 : Changements climatiques 2013 : les éléments scientifiques. Contribution du Groupe de travail I au cinquième Rapport d’évaluation du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat. [Stocker, T. F., D. Qin, G.-K.Plattner, M. Tignor, S. K. Allen, J. Boschung, A. Nauels, Y. Xia, V. Bex et P. M. Midgley (dir.)]. Cambridge University Press, Cambridge, Royaume-Uni et New York, NY, États-Unis, 1535 p.

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ANNEXE 2

Définitions

Les définitions suivantes s’appliquent au présent avis et à ses annexes :

« biomasse »
Plantes ou matières végétales, déchets d’origine animale ou tout produit qui en est dérivé, notamment le bois et les produits de bois, le charbon, les résidus agricoles, la matière organique d’origine biologique dans les déchets urbains et industriels, les gaz d’enfouissement, les bioalcools, la liqueur noire, les gaz de digestion des boues, les huiles d’origine animale ou végétale. (biomass)
« capture de CO2 »
Capture de CO2 à une installation intégrée qui serait autrement rejeté dans l’atmosphère ou le captage du CO2 par captage direct dans l’air (CDA). (CO2 capture)
« CO2 récupéré »
CO2 récupéré ou capturé dans une installation de production d’hydrogène qui serait normalement utilisé en aval dans d’autres industries manufacturières dans la production sur place ou expédié aux fins de stockage permanent. (CO2 recovered)
« émissions »
Rejets directs vers l’atmosphère provenant de sources situées sur les lieux de l’installation. (emissions)
« émissions associées à l’utilisation de produits industriels »
Rejets provenant de l’utilisation d’un produit dans un procédé industriel, qui n’est pas associé à une réaction chimique ou physique et qui ne réagit pas dans le cadre du procédé. Cela comprend les rejets provenant de l’utilisation de SF6, de HFC et de PFC comme gaz de couverture et les rejets provenant de l’utilisation de HFC et de PFC pour le moussage de la mousse. Ne comprend pas les émissions des PFC et HFC utilisés dans les systèmes de réfrigération et de climatisation, la production de semi-conducteurs, l’extinction d’incendie, les solvants, les aérosols ni les émissions de SF6 utilisé dans la protection contre les explosions, la détection de fuites, les applications électroniques et l’extinction d’incendie. (industrial product use emissions)
« émissions d’évacuation »
Rejets contrôlés d’un gaz de procédé ou d’un gaz résiduel, y compris les rejets de CO2 associés à la capture, au transport, à l’injection, à l’utilisation et au stockage de CO2. Cela comprend les rejets associés à la production d’hydrogène (associés à la production et au traitement de combustibles fossiles), les émissions de gaz de cuvelage, de gaz associé à un liquide (ou gaz en solution), de gaz de traitement, de stabilisation ou d’échappement des déshydrateurs, de gaz de couverture ainsi que les émissions des dispositifs pneumatiques utilisant le gaz naturel comme fluide de travail, de démarrage des compresseurs, des pipelines et d’autres systèmes de purge sous pression, et des boucles de contrôle des stations de mesure et de régulation. (venting emissions)
« émissions de CO2 provenant de la décomposition de la biomasse »
Rejets de CO2 résultant de la décomposition aérobie et de la fermentation de la biomasse. (CO2 emissions from biomass decomposition)
« émissions de combustion stationnaire de combustible »
Rejets provenant de sources de combustion stationnaires, où la combustion de combustibles sert à produire de l’énergie ou du travail utile. Cela comprend les rejets provenant de la combustion de combustibles résiduaires pour produire de la chaleur utile ou du travail. (stationary fuel combustion emissions)
« émissions de torchage »
Rejets contrôlés de gaz au cours d’activités industrielles résultant de la combustion d’un flux gazeux ou liquide produit sur le site à des fins autres que la production de chaleur ou de travail utile. De tels rejets peuvent provenir de l’incinération de déchets du pétrole, des systèmes de prévention des émissions dangereuses (en mode pilote ou actif), des essais de puits, d’un réseau collecteur du gaz naturel, de l’exploitation d’une installation de traitement du gaz naturel, de la production de pétrole brut, de l’exploitation de pipelines, du raffinage du pétrole, de la production d’engrais chimique, ainsi que de la production d’acier. (flaring emissions)
« émissions des déchets »
Rejets provenant de l’élimination de déchets à l’installation, y compris, sans s’y limiter, les rejets provenant de l’enfouissement des déchets solides, du torchage des gaz d’enfouissement et de l’incinération des déchets ou des boues d’épuration. Ne comprend pas les émissions dues à la combustion de combustibles résiduaires pour produire de la chaleur ou du travail utile ni les émissions de CO2 produites par la combustion de biomasse. (waste emissions)
« émissions des eaux usées »
Rejets provenant des eaux usées et du traitement des eaux usées à l’installation. Cela comprend, mais sans s’y limiter, les émissions issues du torchage des gaz captés provenant du traitement des eaux usées. Ne comprend pas les émissions de CO2 produites par la combustion de biomasse ou par l’incinération des boues d’épuration (voir la définition de « émissions des déchets »). (wastewater emissions)
« émissions dues aux fuites » 
Rejets accidentels et les fuites de gaz provenant de la production et du traitement des combustibles fossiles; du transport et de la distribution; des batteries de fours à coke pour le fer et l’acier; de la capture, du transport, de l’injection, de l’utilisation et du stockage (infrastructure) de CO2. (leakage emissions)
« émissions fugitives »
Rejets provenant de l’évacuation, du torchage ou de fuites de gaz venant de la production et de la transformation de combustibles fossiles; de fours à coke pour le fer et l’acier; des installations de capture, de transport, d’injection, de l’utilisation et de stockage de CO2. (fugitive emissions)
« émissions liées au transport sur le site »
Rejets provenant de la machinerie utilisée pour le transport ou le déplacement sur le site de substances, de matières, d’équipement ou de produits entrant dans le procédé de production à une installation intégrée. Cela comprend les rejets par les véhicules sans permis pour une utilisation sur la voie publique. (on-site transportation emissions)
« émissions liées aux procédés industriels »
Rejets provenant d’un procédé industriel comportant des réactions chimiques ou physiques, et dont le but premier est de produire un produit, plutôt que de la chaleur ou du travail utile. Ne comprend pas l’évacuation provenant de la production d’hydrogène associée à la production et à la transformation de combustibles fossiles. (industrial process emissions)
« équivalent en dioxyde de carbone (éq. CO2) »
Unité de mesure utilisée pour faire la comparaison des gaz à effet de serre dont le potentiel de réchauffement planétaire (PRP) est différentréférence 1. [carbon dioxide equivalent (CO2 eq.)]
« Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 »
Document intitulé Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada, publié par Environnement et Changement climatique Canada, 2023. (Canada’s 2024 Greenhouse Gas Quantification Requirements)
« exploitation minière »
L’extraction, l’enrichissement ou toute autre préparation de minéraux métalliques et non métalliques, y compris le charbon. (mining)
« fuites en surface »
Émissions de CO2 provenant des formations géologiques servant au stockage à long terme du CO2. (surface leakage)
« gazoducs »
Tous les gazoducs appartenant à un propriétaire unique ou exploités par un exploitant unique dans une province ou un territoire qui assurent le transport ou la distribution du CO2 ou du gaz naturel transformé, ainsi que toutes les installations connexes, y compris les ensembles de mesure et les installations de stockage, mais à l’exception des usines de chevauchement ou autres installations de transformation. (pipeline transportation system)
« GES »
Gaz à effet de serre mentionnés dans la colonne 1 du tableau 1 de l’annexe 1. (GHGs)
« HFC »
Hydrofluorocarbures mentionnés aux articles 5 à 17 de la colonne 1 du tableau 1 de l’annexe 1. (HFCs)
« injection de CO2 »
Injection de CO2 capturé dans un site de stockage géologique à long terme ou dans le cadre d’une opération de récupération de combustible fossile améliorée. (CO2 injection)
« installation »
Installation intégrée, réseau de transport par pipeline, installation extracôtière. (facility)
« installation extracôtière »
Plateforme de forage, plateforme ou navire de production extracôtiers, ou installation sous-marine qui sont rattachés ou fixés au plateau continental du Canada et servant à l’exploitation pétrolière ou gazière. (offshore installation)
« installation intégrée »
Tous les bâtiments, équipements, structures, engins de transport sur place et éléments stationnaires situés sur un seul site, sur plusieurs sites, ou répartis entre plusieurs sites qui appartiennent à la même personne (ou aux mêmes personnes) ou sont exploités par elle(s) et qui fonctionnent comme un seul site intégré. Les « installations intégrées » excluent les voies publiques. (integrated facility)
« Lignes directrices 2006 du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre »
Lignes directrices 2006 du GIEC pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre, préparées par le Programme pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre. [2006 Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) Guidelines]
« MSC »
Matière soluble dans le cyclohexane. (CSM)
« numéro d’enregistrement CAS »
Numéro d’enregistrement du Chemical Abstracts Service. (CAS Registry Number)
« opération améliorée de récupération des combustibles fossiles »
Récupération améliorée de pétrole, de gaz naturel ou de méthane de houille. (enhanced fossil fuel recovery operation)
« PFC »
Perfluorocarbures mentionnés aux articles 18 à 24 de la colonne 1 du tableau 1 de l’annexe 1. (PFCs)
« production d’acide nitrique »
Utilisation d’un ou de plusieurs circuits pour produire de l’acide nitrique faible d’une concentration de 30 à 70 %. Un circuit d’acide nitrique produit de l’acide nitrique faible par oxydation catalytique de l’ammoniac, suivie de l’absorption des oxydes d’azote par l’eau. Les gaz résiduaires de l’absorbeur contiennent des oxydes d’azote non absorbés, y compris des émissions d’oxydes nitreux qui peuvent être réduites par des technologies de réduction. (nitric acid production)
« production d’aluminium »
Procédés primaires utilisés pour fabriquer de l’aluminium à partir d’alumine, comprenant l’électrolyse dans les cuves à anodes précuites et cellules d’électrolyse de Søderberg, la cuisson d’anodes et de cathodes pour les cuves à anodes précuites et la calcination de coke vert. (aluminium production)
« production d’ammoniac »
Procédés par lesquels l’ammoniac est fabriqué à partir d’une matière première d’origine fossile produite par reformage à la vapeur d’un hydrocarbure. Cela comprend également les procédés où l’ammoniac est fabriqué par gazéification de matières premières solides et liquides. (ammonia production)
« production d’éthanol »
Procédés qui produisent de l’éthanol à partir de céréales pour l’utilisation dans des applications industrielles ou comme carburant. (ethanol production)
« production d’hydrogène »
Procédés qui produisent de l’hydrogène gazeux par reformage à la vapeur d’hydrocarbures, oxydation partielle d’hydrocarbures ou une autre transformation de matières premières à base d’hydrocarbures. Cette activité peut se produire dans les usines de valorisation du bitume, les raffineries de pétrole, les usines chimiques, les usines d’engrais, les unités autonomes de production de gaz industriel et ailleurs, au besoin, pour la purification ou la synthèse de substances. (hydrogen production)
« production de chaux »
Tous les procédés utilisés pour fabriquer un produit à base de chaux par calcination de calcaire ou d’autres matériaux calcaires. (lime production)
« production de ciment »
Tout procédé utilisé pour la fabrication de divers types de ciment : portland, portland ordinaire, maçonnerie, pouzzolanique ou autres ciments hydrauliques. (cement production)
« production de fer et d’acier »
Procédés de production primaire de fer et d’acier, les procédés secondaires de production d’acier, les procédés de production de fer, les procédés de production de batteries de fours à coke, les procédés de cuisson de boulettes de fer et les procédés avec poudre de fer et d’acier. (iron and steel production)
« production de métaux communs »
Procédés de production primaires et secondaires utilisés pour récupérer le cuivre, le nickel, le zinc, le plomb et le cobalt. La production primaire comprend la fusion ou l’affinage des métaux communs à partir de matières premières provenant principalement de minerais. Les procédés de production secondaire comprennent la récupération des métaux communs à partir de diverses matières premières, notamment les métaux recyclés. Les activités liées à ces procédés peuvent comprendre l’élimination des impuretés à l’aide de flux de réactifs carbonatés, l’utilisation d’agents réducteurs pour extraire les métaux ou nettoyer le laitier, et la consommation d’électrodes de carbone. (base metal production)
« production de pâtes et papiers »
Séparation des fibres de cellulose des autres matières dans les sources de fibres pour produire de la pâte, du papier et des produits du papier. Cela comprend la transformation du papier en produits de carton ou l’utilisation de procédés de couchage ou de contrecollage. (pulp and paper production)
« production et transformation de combustibles fossiles »
L’exploration, l’extraction, la transformation (raffinage, valorisation), la transmission, le stockage et l’utilisation des combustibles de pétrole solide, liquide ou gazeux, de charbon ou de gaz naturel ou de tout autre combustible provenant de ces sources. (fossil fuel production and processing)
« PRP »
Potentiel de réchauffement planétaire. (GWP)
« raffinage de pétrole »
Procédés servant à produire de l’essence, des substances aromatiques, du kérosène, du mazout distillé, du mazout résiduel, des lubrifiants, de l’asphalte ou d’autres produits par le raffinage du pétrole brut ou par la redistillation, le craquage, le réaménagement ou le reformage de dérivés de pétrole non finis. Cela comprend les unités de craquage catalytique; les unités de cokéfaction en lit fluidisé; les unités de cokéfaction retardée; les unités de reformage catalytique; les unités de calcination du coke; les opérations de soufflage d’asphalte; les systèmes de purge; les réservoirs de stockage; les composants d’équipement de traitement (c’est-à-dire compresseurs, pompes, valves et soupapes, dispositifs de protection contre la surpression, brides et connecteurs) dans le secteur du gaz; les opérations de chargement des navires, des barges, des camions-citernes et autres opérations similaires; les unités de torchage; les usines de récupération du soufre et les usines d’hydrogène non marchand qui sont la propriété ou sous le contrôle direct du propriétaire et de l’exploitant de la raffinerie. Cela ne comprend pas les installations qui distillent uniquement le contaminat des pipelines ou qui produisent des lubrifiants, des pavages d’asphalte, des toitures d’asphalte et d’autres matériaux saturés utilisant des produits de pétrole déjà raffinés. (petroleum refining)
« SCIAN »
Système de classification des industries de l’Amérique du Nord. (NAICS)
« SMECE »
Systèmes de mesure et enregistrement en continu des émissions. (CEMS)
« société déclarante »
Personne physique ou morale exploitant une ou plusieurs installations atteignant le seuil de déclaration défini à l’annexe 3 du présent avis. (reporting company)
« sources de combustion stationnaires »
Dispositifs qui brûlent des combustibles solides, liquides, gazeux ou résiduaires afin de produire de la chaleur ou du travail utile. Cela comprend les chaudières, les groupes électrogènes, les unités de cogénération, les turbines à combustion, les moteurs, les incinérateurs, les appareils de chauffage industriels et tout autre dispositif de combustion stationnaire. Ne comprend pas les fusées éclairantes. (stationary fuel combustion sources)
« stockage de CO2 »
Stockage de CO2 injecté dans un site de stockage géologique à long terme. (CO2 storage)
« système de transport de CO2 »
Système utilisant n’importe quel mode pour transporter du CO2 capturé. (CO2 transport system)
« Systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions »
Équipement d’échantillonnage, de traitement et d’analyse des émissions ou des paramètres d’exploitation et d’enregistrement des données. (Continuous Emission Monitoring Systems)
« tonnes anhydres »
Biomasse solide qui ne contient aucune humidité (0 %). (bone-dry tonnes)
« unité de cogénération »
Dispositif de combustion de combustibles qui génère simultanément de l’électricité et de la chaleur ou de la vapeur. (cogeneration unit)
« unité de production d’électricité »
Tout dispositif qui brûle du combustible solide, liquide ou gazeux dans le but de produire de l’électricité soit pour être vendue, soit pour être utilisée sur place. Cela comprend les unités de cogénération. Cela ne comprend pas les génératrices portables ou de secours (moins de 50 kW de capacité selon la plaque signalétique ou celles qui génèrent moins de 2 MWh durant l’année de déclaration). (electricity generating unit)
« utilisation de CO2 »
Utilisation du CO2 capté dans des produits ou des procédés dans le but de le retirer de l’atmosphère à long terme, y compris l’injection de CO2 dans le cadre d’une opération de récupération assistée de combustibles fossiles. (CO2 utilization)

ANNEXE 3

Critères de déclaration

1. Le présent avis s’applique à quiconque exploite une des installations suivantes :

2. Quiconque exploite une installation décrite dans le présent avis doit déterminer si l’installation atteint ou dépasse le seuil de déclaration mentionné à l’un des alinéas 1a) ou b) en utilisant l’équation ci-dessous et en suivant les étapes décrites aux alinéas 2a) à 2c) :

Émissions totales (en éq. CO2) = ∑1i(ECO2 × PRPCO2)i + ∑1i(ECH4 × PRPCH4)i + ∑1i(EN2O × PRPN2O)i + ∑1i(EHFC × PRPHFC)i + ∑1i(EPFC × PRPPFC)i + ∑1i(ESF6 × PRPSF6)i
Où :
E =
émissions totales d’un GES particulier, provenant de l’ensemble des activités à l’installation, au cours des années civiles 2024 ou 2025, exprimées en tonnes
PRP =
potentiel de réchauffement planétaire du GES particulier
i =
chaque source d’émission
  • a) déterminer la quantité d’éq. CO2 en multipliant le PRP d’un GES particulier par la quantité du GES particulier (comme le montre l’équation ci-dessus);
  • b) exclure les émissions de CO2 résultant de la combustion de la biomasse dans la détermination des émissions totales;
  • c) exclure les émissions de CO2 résultant de la décomposition de la biomasse dans la détermination des émissions totales.

3. Quiconque exploite une installation qui se livre à plus d’une activité visée à l’alinéa 1b) doit communiquer séparément les émissions pour chaque activité, mais doit déterminer si l’installation atteint ou dépasse le seuil de déclaration en additionnant les émissions de l’ensemble des activités exercées à l’installation.

4. Si la personne qui exploite une installation visée à l’article 1 change au cours des années civiles pour lesquelles le présent avis s’applique, l’exploitant de l’installation au 31 décembre de l’une ou l’autre de ces années civiles doit se conformer au présent avis. Si l’exploitation de l’installation prend fin au cours de l’année civile pour laquelle le présent avis s’applique, le dernier exploitant de l’installation doit se conformer au présent avis pour la partie de l’année pendant laquelle l’exploitation a eu lieu.

ANNEXE 4

Informations administratives à communiquer

1. Quiconque exploite une installation visée à l’annexe 3 du présent avis doit, pour chaque installation, communiquer les renseignements qui suivent :

2. Les renseignements communiqués aux termes du présent avis sont accompagnés d’une déclaration de certification, signée par un administrateur autorisé, indiquant que les renseignements fournis sont véridiques, exacts et complets.

ANNEXE 5

Exigences de base en matière de déclaration

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite aux alinéas 1a) ou 1b) de l’annexe 3 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit, pour chacun des GES, communiquer les renseignements qui suivent :

3. Quiconque est visé par la présente annexe doit :

4. Quiconque est visé par la présente annexe, et à qui l’une des annexes 6 à 18 du présent avis s’applique, doit utiliser les méthodes décrites dans l’annexe qui s’applique pour produire les renseignements qui doivent être communiqués aux termes de la présente annexe, sauf dans les cas suivants :

5. Quiconque est visé par la présente annexe, et à qui aucune des annexes 6 à 18 du présent avis ne s’applique, doit :

Tableau 2 : Tableau de déclaration des GES par catégorie
Catégories d’émission
Gaz à effet de serre Émissions de combustion stationnaire de combustible Émissions liées aux procédés industriels Émissions associées à l’utilisation de produits industriels Fugitives Émissions liées au transport sur le site Émission des déchets Émissions des eaux usées
Émissions d’évacuation Émissions de torchage Émissions dues aux fuites
Dioxyde de carbone (excluant les émissions de CO2 dues à la combustion de biomasse, qui doivent être déclarées séparément) déclarer déclarer s.o. déclarer déclarer déclarer déclarer déclarer déclarer
Méthane déclarer déclarer s.o. déclarer déclarer déclarer déclarer déclarer déclarer
Oxyde nitreux déclarer déclarer s.o. déclarer déclarer déclarer déclarer déclarer déclarer
Hexafluorure de soufre s.o. déclarer déclarer s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o.
Hydrofluorocarbures s.o. déclarer par gaz déclarer par gaz s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o.
Perfluorocarbures s.o. déclarer par gaz déclarer par gaz s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o.
Total (équivalent CO2) déclarer déclarer déclarer déclarer déclarer déclarer déclarer déclarer déclarer

ANNEXE 6

Exigences de déclarations relatives au CO2 : capture, transport, injection, utilisation et stockage

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite à l’alinéa 1c) de l’annexe 3 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la section 1 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer la quantité annuelle totale de CO2 qui :

3. Quiconque est visé par la présente annexe doit, aux fins de l’alinéa 2i), déclarer le produit ou le procédé dans lequel le CO2 est utilisé.

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la section 1 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer ce qui suit :

5. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la section 1 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer la quantité annuelle totale, exprimée en tonnes (t), d’émissions dues aux fuites de CO2 provenant de l’équipement et de l’infrastructure utilisés aux fins suivantes :

6. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer la quantité annuelle totale, exprimée en tonnes (t), de fuites en surface de CO2 provenant de chaque site de stockage géologique à long terme et de toute opération améliorée de récupération des combustibles fossiles.

7. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser la section 1 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer la quantité annuelle totale, exprimée en tonnes (t), des émissions d’évacuation de CO2 provenant de l’équipement et de l’infrastructure utilisés aux fins suivantes :

ANNEXE 7

Exigences de déclaration relatives à la combustion de combustibles et au torchage

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite à l’alinéa 1b) de l’annexe 3 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe et qui exploite une installation classée selon le code SCIAN 221112 doit utiliser la section 2 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer la quantité annuelle totale, exprimée en tonnes (t), d’émissions de CO2, de CH4 et de N2O par type et source de combustible pour :

3. Quiconque est visé par la présente annexe et n’est pas assujetti à l’article 2 de la présente annexe doit utiliser la section 2 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer la quantité annuelle totale, exprimée en tonnes (t), d’émissions de CO2, de CH4 et de N2O par type et source de combustible pour :

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer les méthodes utilisées pour quantifier les émissions de chaque gaz à effet de serre mentionnées aux articles 2 et 3 de la présente annexe, par type et par source de combustible.

5. Quiconque est visé par la présente annexe et exploite une installation pourvue d’une ou de plusieurs cheminées surveillées par des SMECE peut utiliser les données sur les émissions annuelles des SMECE pour communiquer les émissions totales de CO2, de CH4 et de N2O provenant de la combustion de combustibles. La personne doit communiquer les renseignements sur les combustibles par type de combustible conformément aux articles 6 et 7 ci-dessous.

6. Quiconque est visé par la présente annexe doit, pour chaque combustible visé par les articles 2 et 3, communiquer ce qui suit :

7. Quiconque est visé par la présente annexe doit, pour chaque combustible utilisé en vertu des articles 2 et 3, communiquer les quantités annuelles mesurées et pondérées suivantes :

8. Quiconque est visé par la présente annexe doit, pour chaque combustible utilisé en vertu des articles 2 et 3, communiquer les coefficients d’émissions par défaut de CO2, de CH4 et de N2O, quand on utilise les valeurs indiquées dans les tableaux 2-1 à 2-12 et dans les équations 2-20, 2-22 et 2-23 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024.

9. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer, pour chaque combustible, le facteur d’oxydation du combustible lorsqu’il est appliqué et fournir la documentation à l’appui utilisée pour son calcul.

10. Quiconque est visé par la présente annexe doit, pour la vapeur utilisée pour quantifier les émissions visées aux articles 2 et 3, communiquer ce qui suit :

11. Quiconque est visé par la présente annexe dont l’installation est classée sous le code SCIAN 221112 doit communiquer les quantités annuelles :

12. Quiconque est visé par la présente annexe et n’est pas assujetti à l’article 2 ci-dessus doit communiquer les quantités annuelles :

13. Quiconque est visé par la présente annexe et exploite un ou plusieurs systèmes de cogénération ou achète ou vend de la vapeur ou de la chaleur doit communiquer les quantités annuelles :

14. Quiconque est visé par les articles 11, 12 et 13 de la présente annexe doit utiliser des méthodes conformes à la Loi sur les poids et mesures pour mesurer les quantités annuelles achetées et vendues déclarées.

15. Quiconque est visé par la présente annexe doit soumettre des documents décrivant la méthode utilisée pour :

16. Quiconque est visé par la présente annexe et effectue l’échantillonnage, l’analyse et la mesure de la consommation de combustible, ou obtient les résultats de ces activités d’un fournisseur, comme indiqué à la section 2.D des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024, doit présenter des documents à l’appui résumant la quantité de combustible, la teneur en carbone et le pouvoir calorifique supérieur pour toutes les périodes d’échantillonnage et de mesure. Cela doit inclure, le cas échéant, des tableaux de valeurs pour chaque combustible et période de mesure, des rapports de laboratoire et toute autre documentation pertinente.

17. Quiconque est visé par la présente annexe n’est pas tenu de communiquer les combustibles et les émissions qui y sont associées si la somme des émissions de CO2, de CH4 et de N2O (excluant le CO2 provenant de la biomasse), exprimée en éq. CO2, provenant de la combustion d’un ou de plusieurs de ces combustibles ne dépasse pas 0,5 % des émissions totales de GES provenant de tous les combustibles brûlés (excluant le CO2 provenant de la combustion de biomasse) de l’installation.

18. Quiconque est visé par la présente annexe n’est pas tenu de communiquer les émissions de torchage lorsque la somme des émissions de CO2, de CH4 et de N2O, en éq. CO2, provenant des torchères ne dépasse pas 0,5 % des émissions totales de GES de l’installation issues du torchage ou 0,05 % des émissions totales de GES de l’installation issues de la combustion, selon la plus élevée de ces valeurs.

ANNEXE 8

Exigences de déclaration pour la production de chaux

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite au sous-alinéa 1b)(ii)c. de l’annexe 3 du présent avis. Pour les émissions dues à la combustion de combustibles et au torchage, la personne doit communiquer les émissions selon l’annexe 7 du présent avis. Pour les fours à chaux des usines de pâtes et papiers, la personne doit communiquer les émissions selon l’annexe 17 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre à la section 3 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer ce qui suit :

3. Quiconque est visé par la présente annexe et utilise les données des SMECE pour communiquer les émissions doit communiquer ce qui suit :

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer les méthodes utilisées pour quantifier les émissions.

ANNEXE 9

Exigences de déclaration pour la production de ciment

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite au sous-alinéa 1b)(ii)d. de l’annexe 3 du présent avis. Pour les émissions dues à la combustion de combustibles et au torchage, la personne doit communiquer les émissions selon l’annexe 7 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 4 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer ce qui suit :

3. Quiconque est visé par la présente annexe et utilise les données des SMECE pour communiquer les émissions doit communiquer ce qui suit :

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer les méthodes utilisées pour quantifier les émissions.

ANNEXE 10

Exigences de déclaration pour la production d’aluminium

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite au sous-alinéa 1b)(ii)e. de l’annexe 3 du présent avis. Pour les émissions dues à la combustion de combustibles et au torchage, la personne doit communiquer les émissions selon l’annexe 7 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.1 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer ce qui suit :

3. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.2 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer ce qui suit :

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.3 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CO2 dues à la cuisson des anodes et des cathodes, exprimée en tonnes (t).

5. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.4 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer ce qui suit :

6. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.5 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer ce qui suit :

7. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.6 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer ce qui suit :

8. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.7 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer ce qui suit :

9. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.7 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer ce qui suit :

10. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 5.A.8 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de SF6 utilisé comme gaz de couverture, exprimée en tonnes (t).

11. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer la quantité annuelle totale d’aluminium liquide produit, exprimée en tonnes (t).

12. Quiconque est visé par la présente annexe et utilise les données des SMECE pour communiquer les émissions doit communiquer ce qui suit :

13. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer les méthodes utilisées pour quantifier les émissions.

ANNEXE 11

Exigences de déclaration pour la production de fer et d’acier

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite au sous-alinéa 1b)(ii)f. de l’annexe 3 du présent avis. Pour les émissions dues à la combustion de combustibles et au torchage, la personne doit communiquer les émissions selon l’annexe 7 du présent avis.

2. Quiconque est visé par cette annexe doit communiquer ce qui suit :

3. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.1 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 concernant un four à induration pour communiquer ce qui suit :

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.2 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 concernant un convertisseur basique à oxygène pour communiquer ce qui suit :

5. Quiconque est visé par la présente annexe et ne peut communiquer les émissions de batterie de fours à coke selon l’annexe 7 doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.3 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 concernant une batterie de fours à coke pour communiquer ce qui suit :

6. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.4 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 concernant la production de matières frittées pour communiquer ce qui suit :

7. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.5 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 concernant un four électrique à arc pour communiquer ce qui suit :

8. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.6 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 concernant une cuve de décarburation à l’argon-oxygène pour communiquer ce qui suit, à moins que ces renseignements soient intégrés avec ceux communiqués aux termes des paragraphes 4 ou 7 de la présente annexe :

9. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.7 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 concernant un four de réduction directe pour communiquer ce qui suit :

10. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.8 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 concernant un haut fourneau pour communiquer ce qui suit :

11. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.A.9 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 concernant un four-poche pour communiquer ce qui suit, à moins que ces renseignements soient intégrés avec ceux communiqués aux termes des paragraphes 4 ou 7 de la présente annexe :

12. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.B.1 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 concernant l’atomisation de fonte fondue pour communiquer ce qui suit :

13. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.B.2 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 concernant la décarburation de la poudre de fer pour communiquer ce qui suit :

14. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.B.3 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 concernant la mise en nuance de l’acier pour communiquer ce qui suit :

15. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 6.B.4 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 concernant le recuit de la poudre d’acier pour communiquer ce qui suit :

16. Quiconque est visé par la présente annexe et utilise les données des SMECE pour communiquer les émissions doit communiquer ce qui suit :

17. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer les méthodes utilisées pour quantifier les émissions.

ANNEXE 12

Production d’électricité et de chaleur

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite au sous-alinéa 1b)(ii)g. de l’annexe 3 du présent avis. Pour les émissions dues à la combustion de combustibles et au torchage, la personne doit communiquer les émissions selon l’annexe 7 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 7 des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer ce qui suit :

3. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer les méthodes utilisées pour quantifier les émissions.

ANNEXE 13

Production d’ammoniac

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite au sous-alinéa 1b)(ii)h. de l’annexe 3 du présent avis. Pour les émissions dues à la combustion de combustibles et au torchage, la personne doit communiquer les émissions selon l’annexe 7 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 8.A des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer la quantité annuelle totale de matières premières consommées, par type de matière première, exprimée en :

3. Quiconque est visé par la présente annexe doit, pour chaque type de matières premières utilisées selon l’article 3, communiquer la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone exprimée en :

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 8.A des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer ce qui suit :

5. Quiconque est visé par la présente annexe doit, pour l’alinéa 4e), préciser :

6. Quiconque est visé par la présente annexe et utilise les données des SMECE pour communiquer les émissions doit communiquer ce qui suit :

7. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer les méthodes utilisées pour quantifier les émissions.

ANNEXE 14

Production d’acide nitrique

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite au sous-alinéa 1b)(ii)i. de l’annexe 3 du présent avis. Pour les émissions dues à la combustion de combustibles et au torchage, la personne doit communiquer les émissions selon l’annexe 7 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre décrites à la section 9.A des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer ce qui suit :

3. Quiconque est visé par la présente annexe et exploite une installation pourvue de la technologie de réduction doit communiquer, par circuit d’acide et par mesure périodique, ce qui suit :

4. Quiconque est visé par la présente annexe et exploite une installation où la réduction du N2O est intégrée au procédé opérationnel et ne peut être contournée doit communiquer, par circuit d’acide et par mesure périodique :

5. Quiconque est visé par la présente annexe et utilise les données des SMECE pour communiquer les émissions de N2O doit communiquer ce qui suit :

6. Quiconque est visé par la présente annexe devra utiliser les méthodes de quantification des GES décrites à la section 9.B des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 pour communiquer ce qui suit :

7. Quiconque est visé par la présente annexe et utilise la méthode de la fraction des agents réducteurs n’ayant pas réagi prévue au paragraphe 9.B.(1) des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 pour estimer les émissions de CO2 et de CH4 liées aux procédés industriels doit communiquer les quantités suivantes, par circuit d’acide :

8. Quiconque est visé par la présente annexe et utilise la méthode du coefficient d’émission et du bilan massique prévue au paragraphe 9.B.(2) des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 pour estimer les émissions de procédés industriels de CO2 et de CH4 doit communiquer ce qui suit, par circuit acide et par mesure périodique :

9. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer les méthodes des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 utilisées pour quantifier les émissions.

10. Pour l’année civile 2024 seulement, quiconque est visé par la présente annexe qui, pour des raisons logistiques, ne peut satisfaire aux exigences accrues en matière d’analyse des sources de N2O et aux exigences de déclaration du CO2 et du CH4 prévues dans la présente annexe de l’avis et dans les Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 est autorisée à revenir aux exigences canadiennes de quantification des gaz à effet de serre pour 2022 en ce qui concerne l’analyse des sources de N2O et à omettre les exigences de déclaration du CO2 et du CH4 propres à l’acide nitrique.

ANNEXE 15

Production d’hydrogène

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite au sous-alinéa 1b)(ii)j. de l’annexe 3 du présent avis. Pour les émissions dues à la combustion de combustibles et au torchage, la personne doit communiquer les émissions selon l’annexe 7 du présent avis. Pour la production d’ammoniac, la personne doit communiquer les émissions selon l’annexe 13 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 10.A des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer ce qui suit :

3. Quiconque est visé par la présente annexe doit, dans le cas de l’alinéa 2b), préciser si :

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 10.A des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer la quantité annuelle totale de matières premières utilisées, par type de matière première, exprimée en :

5. Quiconque est visé par la présente annexe doit, pour chaque type de matières premières utilisées selon l’article 4, communiquer la teneur moyenne annuelle pondérée en carbone exprimée en :

6. Quiconque est visé par la présente annexe doit, lorsqu’une méthode approuvée propre à l’Alberta est utilisée pour communiquer les émissions en vertu de l’alinéa 2a), communiquer la quantité de CO2 dans le gaz d’alimentation, par type de matières premières, exprimée en tonnes (t).

7. Quiconque est visé par la présente annexe et utilise les données des SMECE pour communiquer les émissions doit communiquer ce qui suit :

8. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer les méthodes utilisées pour quantifier les émissions.

ANNEXE 16

Raffinage de pétrole

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite au sous-alinéa 1b)(ii)k. de l’annexe 3 du présent avis. Pour les émissions dues à la combustion de combustibles et au torchage, la personne doit communiquer les émissions selon l’annexe 7 du présent avis. Pour les émissions dues à la production d’hydrogène, la personne doit communiquer les émissions selon l’annexe 15 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.A des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CO2, de CH4 et de N2O provenant de la régénération des catalyseurs, exprimée en tonnes (t).

3. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.B des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CO2, de CH4 et de N2O provenant de l’évacuation des procédés, exprimée en tonnes (t).

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.C des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CO2 et de CH4 provenant de la production d’asphalte, exprimée en tonnes (t).

5. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.D des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CO2 provenant des unités de récupération du soufre, exprimée en tonnes (t). La documentation de la méthode doit être fournie si l’on utilise une fraction molaire de CO2 spécifique à la source dans le gaz acide pour l’équation 11-14.

6. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.F des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CH4 provenant de réservoirs de stockage en surface, exprimée en tonnes (t).

7. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.G des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CO2, de CH4 et de N2O d’usines de traitement des eaux usées, exprimée en tonnes (t).

8. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.H des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CH4 provenant des séparateurs huile-eau, exprimée en tonnes (t).

9. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.I des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CH4 provenant des fuites d’équipement à la raffinerie, exprimée en tonnes (t).

10. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.J des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CO2, de CH4 et de N2O provenant des unités de calcination du coke, exprimée en tonnes (t).

11. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.K des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CO2, de CH4 et de N2O provenant des systèmes de purge non contrôlés, exprimée en tonnes (t).

12. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.L des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CH4 provenant des opérations de chargement, exprimée en tonnes (t).

13. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 11.M des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer la quantité annuelle totale d’émissions de CH4 provenant des unités de cokéfaction retardée, exprimée en tonnes (t).

14. Quiconque est visé par la présente annexe doit, au moyen des données disponibles pour les activités typiques, pour tout pétrole brut, propane, butane et éthanol acheminé à l’installation aux fins de raffinage ou d’utilisation comme additif de combustible, communiquer ce qui suit :

15. Quiconque est visé par la présente annexe doit, pour chaque matière première utilisée et visée par les articles 2 à 13, communiquer les quantités annuelles totales suivantes :

16. Quiconque est visé par la présente annexe et exploite une installation pourvue d’une ou de plusieurs cheminées surveillées par des SMECE peut utiliser les données d’émissions annuelles des SMECE pour communiquer les renseignements sur les émissions et la production conformément aux articles 2 à 13. Cela ne comprend pas les renseignements sur les émissions précisés pour les SMECE à l’annexe 7 et à l’annexe 15 du présent avis.

17. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer les méthodes utilisées pour quantifier les émissions.

ANNEXE 17

Fabrication de pâtes et papiers

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite au sous-alinéa 1b)(ii)l. de l’annexe 3 du présent avis. Pour les émissions dues à la combustion de combustibles et au torchage, la personne doit communiquer les émissions selon l’annexe 7 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 12.A des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer ce qui suit :

3. Quiconque est visé par la présente annexe et utilise les données des SMECE pour communiquer les émissions doit communiquer ce qui suit :

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer les méthodes utilisées pour quantifier les émissions.

ANNEXE 18

Production de métaux communs

1. La présente annexe s’applique à quiconque exploite une installation décrite au sous-alinéa 1b)(ii)m. de l’annexe 3 du présent avis. Pour les émissions dues à la combustion de combustibles et au torchage, la personne doit communiquer les émissions selon l’annexe 7 du présent avis.

2. Quiconque est visé par la présente annexe doit utiliser les méthodes de quantification des gaz à effet de serre de la section 13.A des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada pour 2024 afin de communiquer ce qui suit :

3. Quiconque est visé par la présente annexe et utilise les données des SMECE pour communiquer les émissions doit communiquer ce qui suit :

4. Quiconque est visé par la présente annexe doit communiquer les méthodes utilisées pour quantifier les émissions.

NOTE EXPLICATIVE

(La présente note ne fait pas partie de l’avis.)

En 2004, le gouvernement du Canada a établi le Programme de déclaration des gaz à effet de serre (PDGES) afin de recueillir et de publier annuellement des informations sur les émissions de gaz à effet de serre (GES) des plus grands émetteurs du Canada. Dans le cadre de ce programme de déclaration obligatoire, un avis est publié dans la Gazette du Canada, conformément à l’article 46 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) [la Loi], pour décrire les exigences en matière de déclaration. Les exploitants des installations qui répondent aux critères énoncés dans l’avis sont tenus de présenter une déclaration à Environnement et Changement climatique Canada (ECCC) avant le 1er juin de chaque année. Le PDGES s’inscrit dans le cadre des efforts continus déployés par le Canada pour élaborer, par un processus de collaboration avec les provinces et les territoires, un système de déclaration harmonisé et efficace qui répondra aux besoins en information de tous les ordres de gouvernement, qui fournira aux Canadiens une information rapide et fiable sur les émissions de gaz à effet de serre et qui soutiendra les initiatives réglementaires.

En décembre 2016, le gouvernement du Canada a publié l’Avis d’intention afin d’informer les intervenants des prochaines consultations au sujet des changements proposés au Programme de déclaration des gaz à effet de serre afin d’assurer l’expansion du PDGES pour :

L’avis requérant la déclaration des renseignements sur les GES pour 2017, publié en décembre 2017, représentait la phase 1 de cette expansion. Pour cette phase, le seuil de déclaration a été abaissé afin que toutes les installations émettant 10 000 tonnes ou plus de GES (en éq. CO2) soient visées. Il a aussi été requis de secteurs spécifiques de l’industrie de communiquer des renseignements supplémentaires, en utilisant des méthodes prescrites. Ces secteurs étaient ceux du ciment, de la chaux, de l’aluminium, du fer et de l’acier, ainsi que les installations exerçant des activités de capture, de transport, d’injection ou de stockage du CO2.

L’avis requérant la déclaration des renseignements sur les GES pour 2018, publié en janvier 2019, s’inscrivait dans la continuité de l’expansion du PDGES avec la mise en œuvre de la phase 2 qui visait à exiger d’autres secteurs industriels de communiquer des renseignements supplémentaires au moyen des méthodes prescrites. Ces secteurs étaient ceux de la production d’ammoniac, de métaux communs, d’électricité, d’éthanol, d’hydrogène, d’acide nitrique, de l’exploitation minière (à l’exception du pétrole et du gaz), des raffineries de pétrole et des pâtes et papiers.

Le présent avis couvre deux années de déclaration (2024 et 2025) et maintient les exigences des deux phases initiales de l’expansion ainsi que plusieurs changements qui ont fait l’objet de consultations à l’été 2022 (voir la réponse d’ECCC aux commentaires des parties prenantes). D’autres mises à jour mineures ont également été introduites. Notez que le PDGES ne permet plus aux installations assujetties à des exigences de déclaration élargies de télécharger des rapports provinciaux. La poursuite de l’expansion du programme sera évaluée dans les prochains cycles de déclaration.

Les renseignements qui doivent être déclarés conformément au présent avis continueront d’être recueillis au moyen du système de Guichet unique d’ECCC. Ce système recueille actuellement les données pour le PDGES d’ECCC et pour la Colombie-Britannique, l’Alberta, l’Ontario et le Nouveau-Brunswick dans le but de soutenir les exigences de réglementation des provinces en matière de déclaration des GES, ainsi que pour l’Inventaire national des rejets de polluants, ses partenaires et divers autres programmes partenaires. Les installations qui sont tenues de communiquer leurs émissions au PDGES pour l’année civile 2024, l’année civile 2025 ou les deux années civiles et qui sont assujetties au Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement soumettront les renseignements requis par chacun des programmes dans des rapports distincts au moyen du même système de déclaration. Les installations qui ne sont pas assujetties à ce règlement sont néanmoins soumises aux exigences du présent avis et doivent présenter un rapport au PDGES. Des renseignements complémentaires sur le PDGES ainsi que des instructions étape par étape sur la façon de naviguer dans le Guichet unique sont disponibles sur le site Web du programme.

Le respect de la Loi est obligatoire et des infractions particulières sont décrites aux paragraphes 272(1) et 272.1(1) de la Loi. Les paragraphes 272(2), (3), (4) et 272.1(2), (3) et (4) de la Loi déterminent les peines applicables pour quiconque contrevient à l’article 46 de la Loi. Les infractions comprennent l’omission de se conformer à une obligation découlant du présent avis et la communication de renseignements faux ou trompeurs. Les peines pour une première infraction comprennent des amendes, dont le montant peut atteindre un maximum de 1 000 000 $ pour une personne et 6 000 000 $ pour une grande société. Les amendes minimales et maximales sont doublées en cas de récidive.

Le texte de la Loi est disponible sur le site Web de Justice Canada.

La Loi est mise en application en vertu de la Politique d’observation et d’application de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999). Les infractions présumées à la Loi peuvent être signalées à la Direction générale de l’application de la loi par courriel à l’adresse suivante : Enviroinfo@ec.gc.ca.

Pour de plus amples renseignements sur le PDGES, y compris les documents d’orientation, les rapports sommaires annuels et l’accès aux données déclarées, veuillez consulter le site Web du PDGES.