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El Gobierno de Canadá se ha comprometido a limitar y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (emisiones de GEI) del sector del petróleo y el gas a un ritmo y escala necesarios para contribuir a los objetivos climáticos de Canadá para 2030, para lograr emisiones netas de GEI cero para 2050, y en un manera que permita al sector competir en la emergente economía global neta cero. Como la mayor fuente de emisiones de GEI del país y la única fuente importante que continúa creciendo, descarbonizar el sector del petróleo y el gas es fundamental para lograr los objetivos de emisiones de Canadá. El sector también es una potencia económica, un innovador demostrado y una fuente de buenos empleos. El límite de emisiones ayudará a descarbonizar la producción de petróleo y gas para hacer de Canadá un productor altamente eficiente que abastezca la demanda global y garantice que el sector esté en el camino hacia cero emisiones netas para 2050. El límite de emisiones es una pieza integral de la hoja de ruta del Gobierno de Canadá para apoyar la descarbonización de la producción de petróleo y gas.

El 18 de julio de 2022, el Gobierno publicó un Informe de discusión que describe dos opciones regulatorias para limitar las emisiones de GEI del sector de petróleo y gas: (1) un nuevo sistema nacional de límites máximos y comercio de emisiones de GEI, y (2) modificaciones a los sistemas existentes de fijación de precios del carbono. El documento de discusión buscó comentarios sobre las dos opciones y generó una respuesta significativa. Medio Ambiente y Cambio Climático de Canadá (ECCC) recibió más de 150 presentaciones de provincias y territorios, organizaciones indígenas, industria, organizaciones no gubernamentales ambientales y académicos, así como más de 25,000 comentarios del público. Los comentarios de las provincias y territorios, los socios indígenas, la industria y la sociedad civil sobre el documento de debate han informado el enfoque del Gobierno sobre esta importante política.

Además del período de comentarios formales, el Gobierno de Canadá ha celebrado una cantidad significativa de seminarios web informativos y reuniones bilaterales con varios socios y partes interesadas. La información recopilada y los comentarios recibidos durante este compromiso se han tenido en cuenta en el diseño del enfoque regulatorio propuesto.

Un nuevo enfoque

El Gobierno planea implementar un sistema nacional de límites máximos y comercio de emisiones a través de regulaciones que se elaborarán en el marco del Ley de Protección Ambiental de Canadá, 1999 (CEPA). Esto establecerá un instrumento basado en el mercado tecnológicamente neutral que respalde reducciones de emisiones rentables, al tiempo que garantice que las emisiones de GEI del sector no superen un nivel establecido y disminuyan con el tiempo. Este marco describe el enfoque regulatorio propuesto, incluidos detalles clave de diseño y el enfoque para establecer el límite de emisiones y las emisiones máximas permitidas de las fuentes cubiertas en 2030. El Gobierno está buscando aportes sobre el marco para ayudar a informar el desarrollo de proyectos de regulaciones, que tiene la intención de publicar a mediados de 2024 para recibir comentarios.

Desde 1988, la CEPA se ha utilizado para abordar una amplia gama de cuestiones de protección ambiental, incluida la contaminación del aire, la contaminación por productos químicos y las emisiones de GEI, al prohibir la liberación de sustancias que representan un riesgo para el medio ambiente o la salud humana. Se han implementado más de 100 regulaciones y enmiendas regulatorias bajo CEPA. El régimen de aplicación de la CEPA está bien establecido y es comprendido por las miles de empresas reguladas por la Ley. ECCC ha garantizado un alto índice de cumplimiento de sus regulaciones ambientales a través de un compromiso proactivo con los regulados y la provisión continua de orientación.

El enfoque propuesto limitará las emisiones de GEI, no la producción. El Gobierno se ha comprometido con la industria para evaluar el nivel de reducciones de emisiones técnicamente alcanzables para 2030. La propuesta a continuación refleja este trabajo fundamental.

Las presentaciones escritas en respuesta a este documento deben enviarse por correo electrónico antes del 5 de febrero de 2024 a [email protected].

Componentes clave propuestos

El propósito de las regulaciones propuestas es reducir las emisiones de GEI del sector del petróleo y el gas mediante el establecimiento de un sistema nacional de límites y comercio de emisiones. Las regulaciones establecerán requisitos de presentación de informes y verificación y un límite superior legal para las emisiones de GEI. Se considerará cómo introducir gradualmente el sistema entre 2026 y 2030.

En un sistema de límites máximos y comercio, el regulador emite una cantidad de derechos de emisión que definen el límite de emisiones y algunas flexibilidades de cumplimiento permiten que las emisiones excedan el límite de emisiones hasta un límite superior legal. Las entidades reguladas tienen prohibido emitir GEI sin remitir un permiso de emisión u otra unidad de cumplimiento elegible por cada tonelada de emisiones de GEI hasta el límite superior legal. Los derechos de emisión y algunos otros tipos de unidades de cumplimiento se pueden comprar y vender en un mercado de comercio de emisiones, dando prioridad a oportunidades de reducción de menores costos.

El Reglamento identificará a los sujetos obligados, establecerá los términos y condiciones para el registro al sistema y para la emisión, uso y comercialización de derechos de emisión, establecerá criterios para la creación y uso de unidades de cumplimiento elegibles y la información que deberá cuantificarse, verificados y reportados por quienes están obligados a registrarse en el sistema. A través del límite superior legal de emisiones de GEI, las regulaciones promulgarán una prohibición de emitir GEI y establecerán las emisiones totales permitidas de GEI de las instalaciones cubiertas.

Criterios de diseño

El diseño de las regulaciones de límites máximos y comercio de emisiones propuestas se basará en los siguientes principios, sujeto a consideraciones prácticas:

• Las emisiones de GEI disminuyen a un ritmo y escala para alcanzar el nivel cero neto para 2050
  Las regulaciones estarían diseñadas para garantizar que las emisiones de GEI de los subsectores upstream y de gas natural licuado (GNL) disminuyan con el tiempo hasta llegar a cero neto para 2050.
• Tiene en cuenta las reducciones de emisiones técnicamente alcanzables y la demanda mundial prevista de petróleo y gas.
  El límite superior legal de las emisiones de GEI de las fuentes cubiertas daría cuenta de las reducciones de emisiones técnicamente alcanzables y de la demanda mundial prevista de petróleo y gas.
• Se minimiza la carga administrativa.
  Las regulaciones estarían diseñadas para complementar y aprovechar otras regulaciones y programas federales y provinciales y minimizar requisitos administrativos adicionales, en la medida de lo posible.
• un compromiso de revisar
  La eficacia de las regulaciones de límites máximos y comercio de emisiones estaría sujeta a un seguimiento continuo y a revisiones periódicas, incluso para evaluar el límite superior legal de las emisiones de GEI, la cantidad de derechos de emisión disponibles y el enfoque para su asignación, y el acceso a la flexibilidad de cumplimiento.

Aplicación

El sistema de límites máximos y comercio de emisiones se aplicaría a las instalaciones de GNL y a las instalaciones de petróleo y gas upstream, incluidas las instalaciones costa afuera. Estos subsectores representan la mayoría de las emisiones de GEI del sector del petróleo y el gas: el subsector upstream representó el 85% de las emisiones del sector en 2021, y se proyecta que la nueva producción de GNL sea una fuente creciente de emisiones.

Se propone que las siguientes actividades queden cubiertas por el reglamento:

• producción de betún y otros tipos de petróleo crudo, incluidos los oleoductos de extracción de petróleo cuando formen parte de una instalación cubierta, — distintos del betún extraído de la minería a cielo abierto y del refinado de petróleo, incluidos:
  • extracción, procesamiento y producción de petróleo crudo ligero (que tenga una densidad inferior a 940 kg/m³ a 15ºC)
  • extracción, procesamiento y producción de betún u otros crudos pesados ​​(de densidad mayor o igual a 940 kg/mXNUMX)³ a 15ºC)
• Minería a cielo abierto de arenas bituminosas y extracción de betún.
• Mejora de betún o petróleo pesado para producir petróleo crudo sintético.
• producción y procesamiento de gas natural y producción de líquidos de gas natural, incluidos los gasoductos de recolección de gas aguas arriba cuando forman parte de una instalación cubierta
• producción de gas natural licuado

El subsector upstream de petróleo y gas incluye numerosas instalaciones pequeñas que emiten por debajo del umbral de notificación del Programa federal de notificación de gases de efecto invernadero de 10 kilotoneladas de dióxido de carbono equivalente (CO₂e) por año. Aunque estas instalaciones son pequeños emisores individualmente, en conjunto se estima que representan aproximadamente un tercio de las emisiones totales de GEI del sector. Se están examinando los enfoques que existen para definir y regular instalaciones más pequeñas con fines regulatorios y de presentación de informes provinciales en Columbia Británica, Alberta y Saskatchewan para respaldar un enfoque federal eficiente que cubra las instalaciones emisoras más pequeñas bajo las regulaciones de límites máximos y comercio de emisiones.

El sistema de límites máximos y comercio cubriría todas las emisiones directas de GEI, al tiempo que contabilizaría las emisiones indirectas y las emisiones que se capturan y almacenan permanentemente, como se describe más adelante en este marco regulatorio. Los GEI cubiertos incluirían dióxido de carbono, metano, óxido nitroso y otros (para obtener una lista completa, consulte los elementos 65 a 70 de la Parte 2 del Anexo 1 de CEPA). El potencial de calentamiento global de cada GEI se establecería en las regulaciones propuestas.

Las nuevas instalaciones tendrían que registrarse antes de emitir GEI de una actividad cubierta. Las obligaciones de presentación de informes y verificación comenzarían el 1 de enero del año siguiente. Se está considerando retrasar el primer período de cumplimiento hasta que una nueva instalación alcance una proporción determinada de su capacidad de diseño, o dos años después de producir un producto por primera vez, lo que ocurra primero. También se especificaría el tratamiento de las instalaciones de cierre.

Prohibición

Se prohibiría a todas las instalaciones cubiertas liberar GEI resultantes de una actividad cubierta a menos que se hayan registrado primero en el sistema. Las regulaciones también prohibirían que las instalaciones cubiertas liberen GEI al medio ambiente como resultado de las actividades industriales especificadas sin remitir una cantidad suficiente de unidades de cumplimiento para estas emisiones de GEI.

Asignación de derechos de emisión

Cada derecho de emisión equivaldría a una tonelada de CO₂mi. Los derechos de emisión emitidos bajo las regulaciones de límites máximos y comercio no serían fungibles con otros sistemas de fijación de precios del carbono o instrumentos regulatorios.

Cuando comience el primer período de cumplimiento, los derechos se asignarían inicialmente de forma gratuita (asignación gratuita). Se propone que los siguientes principios guíen el enfoque de la asignación gratuita:

• reconocer a los mejores artistas
  El enfoque de asignación gratuita de derechos reconocería a aquellos con mejor desempeño que sean capaces de producir productos iguales o similares con una menor intensidad de emisiones, incentivando así a todas las instalaciones a avanzar hacia una producción altamente eficiente y con bajas emisiones de carbono.
• consistente y transparente
  El enfoque se aplicaría de manera consistente dentro y entre las actividades de petróleo y gas cubiertas y se implementaría de manera transparente.
• minimizar la incertidumbre
  El enfoque buscaría mejorar la certeza de la cantidad de asignaciones gratuitas que una instalación recibiría año tras año, en la medida de lo posible.

Cualquier enfoque de asignación gratuita puede requerir un ajuste en el nivel de derechos asignados a cada instalación para garantizar que la cantidad total de derechos emitidos no exceda el límite de emisiones. Esto se haría de forma prorrateada. Se propone que el enfoque de la asignación gratuita se establezca sobre la base de un nivel de producción de referencia y una tasa de asignación gratuita para un producto o actividad determinado (CO₂e toneladas/unidad de producto producido). La asignación gratuita total se ajustaría hacia arriba o hacia abajo según la instalación si la producción de la instalación aumenta o disminuye en más de un porcentaje predeterminado con respecto al nivel de producción de referencia. Este enfoque se ajustaría a cierta variabilidad en los niveles de producción en instalaciones individuales y, al mismo tiempo, aumentaría la previsibilidad de las asignaciones gratuitas en comparación con un enfoque basado puramente en la producción y, por lo tanto, ayudaría a las instalaciones a prepararse mejor para cumplir con los requisitos reglamentarios.

La subasta de derechos de emisión, ya sea en combinación con la asignación gratuita o como medio para distribuir todos los derechos de emisión, podrá considerarse en períodos de cumplimiento posteriores.

Derechos de emisión y límite superior legal de emisiones en 2030

Hay dos valores clave en el enfoque propuesto: (1) el nivel máximo de emisiones, que es equivalente a los derechos de emisión totales emitidos por el gobierno para un año determinado, y (2) el límite superior legal, que son las emisiones máximas que El sector podrá emitir ese año, compuesto por el número total de derechos de emisión emitidos más la cantidad máxima permitida de otras unidades de cumplimiento elegibles.

Este enfoque garantizará que el sector reduzca las emisiones de GEI y esté en el camino hacia el cero neto, al mismo tiempo que brindará cierta flexibilidad para permitir que el sector responda a los cambios en la demanda global. Se basa en un análisis detallado de los proyectos de descarbonización y el posible despliegue de tecnología en todo el sector del petróleo y el gas, incluida la preparación tecnológica de las soluciones de mitigación clave y los cronogramas para su implementación. También considera las metas climáticas y los objetivos globales de Canadá, así como las políticas climáticas declaradas de otros países, y cómo estas pueden afectar la demanda futura potencial de petróleo y gas y los niveles de producción canadienses.

Se propone que el límite de emisiones para 2030 (el número de derechos emitidos) se establezca en un nivel ligeramente inferior al que serían las emisiones si las fuentes cubiertas lograran reducciones de emisiones técnicamente alcanzables para 2030 y la producción estuviera en los niveles de 2019. Según las estimaciones actuales, esto daría lugar a la emisión de una cantidad total de derechos de emisión en 2030 de entre 106 y 112 Mt CO₂e, que estaría entre un 35% y un 38% por debajo de los niveles de emisiones de 2019. Las instalaciones que emitan más de los derechos asignados tendrían cierta flexibilidad para compensar una cantidad limitada de emisiones adicionales, hasta el nivel del límite superior legal.

Se propone que el límite superior legal en 2030 se establezca en un nivel que suponga que las fuentes cubiertas logren reducciones de emisiones técnicamente alcanzables para 2030 para niveles de producción alineados con el escenario Canadá Net-Zero (CNZ) del Regulador de Energía de Canadá. El escenario CNZ está alineado con un escenario en el que Canadá y todas las partes del Acuerdo de París logren sus objetivos climáticos provisionales y de cero emisiones netas, incluidos Estados Unidos y Europa que cumplan sus promesas de cero emisiones netas para 2050, y China e India alcancen las emisiones netas cero para 2060 y 2070. 2030 respectivamente. Según la información y el análisis actuales, se estima que esto representa un nivel máximo de emisiones de fuentes cubiertas en 131 de entre 137 y 2 Mt CO20e, o aproximadamente entre un 23 % y un 2019 % por debajo de los niveles de emisión de 2050. El límite superior legal disminuiría con el tiempo para garantizar que las fuentes cubiertas por el sistema de límites máximos y comercio de emisiones alcancen emisiones netas de GEI cero para XNUMX.

Este enfoque establecería un límite de emisiones que responsabilizaría al sector por las emisiones de GEI asociadas con el crecimiento de la producción desde 2019, pero también brindaría flexibilidad para emitir hasta un nivel basado en una producción que esté alineada con el logro de Canadá de emisiones netas cero para 2050 y que tenga en cuenta las reducciones de emisiones técnicamente alcanzables. Según las estimaciones actuales del límite superior legal y el límite de emisiones, en conjunto, la opción de utilizar otras unidades de cumplimiento se limitaría a aproximadamente 25 Mt en 2030. En la medida en que se utilicen créditos de compensación sólidos para contabilizar estas emisiones adicionales de GEI , las emisiones netas de la política en 2030 podrían ser tan bajas como 106 a 112 Mt CO₂mi. Las unidades de cumplimiento propuestas se describen con más detalle a continuación.

Para establecer el nivel de asignación y las emisiones máximas permitidas de las fuentes cubiertas para el período posterior a 2030 será necesario equilibrar la seguridad regulatoria con los desafíos asociados con la proyección de las condiciones futuras, incluidos los cronogramas para implementar proyectos de descarbonización y la futura demanda global de combustibles fósiles. El enfoque incluirá revisiones periódicas de la trayectoria del límite de emisiones, el mercado de comercio de emisiones y el acceso a flexibilidades de cumplimiento. Estas características desempeñarán un papel importante para garantizar que el sector esté posicionado para continuar implementando reducciones de emisiones técnicamente alcanzables, ser una fuente de combustibles fósiles altamente eficiente y baja en carbono a medida que el mundo cambia hacia fuentes de energía con bajas emisiones de carbono y cero emisiones de carbono, y alcance el cero neto para 2050.

El límite final de emisiones para 2030 y el límite superior legal se establecerán en función de la mejor información disponible en el momento en que se finalicen las regulaciones, basándose en datos e información recibida de las partes interesadas en respuesta a este marco, así como en detalles de diseño regulatorio relacionados, incluidos cobertura de emisiones indirectas de GEI.

Figura 1: Emisiones estimadas y proyectadas del sector de petróleo y gas (Mt CO2e) en 2019 y 2030

Tratamiento de emisiones indirectas y emisiones almacenadas

El sistema de límites máximos y comercio se aplicará a las emisiones directas (Alcance 1) de GEI. El tratamiento propuesto para las emisiones de GEI de Alcance 2 relacionadas con la producción de petróleo, gas y GNL se analiza más adelante.

El sector del petróleo y el gas utiliza energía térmica, electricidad e hidrógeno en sus procesos industriales. Si una instalación no genera su propia energía térmica, electricidad o hidrógeno, puede importarlo de otra instalación o, en el caso de la electricidad, de la red. Las instalaciones también pueden producir estos productos para la venta y exportación desde la instalación. El resultado es que las instalaciones llevan a cabo distintos niveles de estas actividades con impactos relacionados en sus emisiones directas de GEI: las que importan estos productos tienden a tener menores emisiones directas y las que producen in situ, ya sea para su propio uso o con exceso para exportar. de la instalación, tienen mayores emisiones directas. Contabilización de las transferencias de dióxido de carbono capturado (CO₂) entre instalaciones para actividades que incluyen la recuperación mejorada de petróleo y el almacenamiento permanente también es necesario para garantizar que se tengan en cuenta las reducciones de emisiones asociadas con esas actividades.

El sistema de límites máximos y comercio de emisiones de petróleo y gas tendría en cuenta las transferencias de energía térmica, hidrógeno y CO.₂y electricidad para garantizar que todas las emisiones de GEI relacionadas con la producción de petróleo y gas estén cubiertas. Esto tendría como objetivo evitar que las emisiones de GEI se trasladen a instalaciones no reguladas y evitar la creación de condiciones desiguales y efectos no deseados en la competitividad.

Se requeriría que las instalaciones reporten y cuantifiquen información relacionada con la compra/venta, producción, uso e importación/exportación de la instalación de energía térmica, hidrógeno, electricidad y transferencias de CO.₂ para almacenamiento. Cuando no se disponga de información específica de la instalación, se proporcionará un factor predeterminado para estimar las emisiones.

Las asignaciones de derechos se diseñarían para tener en cuenta las necesidades de electricidad, energía térmica e hidrógeno del sector.

Flexibilidad de cumplimiento

Varias soluciones de descarbonización clave para el sector, incluida la captura y el almacenamiento de carbono, requieren un tiempo considerable para implementarse. El comercio de emisiones, los períodos de cumplimiento de varios años y la banca de crédito son características comunes de los sistemas de límites máximos y comercio porque dan a las instalaciones flexibilidad con respecto al momento de las reducciones de emisiones de GEI en las que pueden haber invertido. Otras flexibilidades de cumplimiento, como permitir que las instalaciones remitir otros tipos de unidades de cumplimiento (por ejemplo, créditos de compensación) puede proporcionar flexibilidad adicional.

Se propone que, además del comercio de emisiones, los períodos de cumplimiento de varios años y la banca de crédito, las instalaciones tengan la opción de remitir créditos de compensación nacionales o hacer contribuciones a un programa de financiación de descarbonización para cubrir una porción limitada de sus emisiones de GEI. También se está considerando permitir que las instalaciones envíen unidades de cumplimiento que representen resultados de mitigación cuyo uso haya sido autorizado por Canadá como resultados de mitigación transferidos internacionalmente (ITMO) para cubrir una parte de sus emisiones de GEI.

Comercio de emisiones entre instalaciones cubiertas

Los derechos de emisión serían negociables entre las instalaciones cubiertas, pero serían exclusivos del sistema de límites máximos y comercio de emisiones de petróleo y gas. Del mismo modo, los créditos excedentes, los créditos por desempeño u otros permisos o asignaciones de otras regulaciones o sistemas de fijación de precios del carbono, incluidos los sistemas federales y provinciales de fijación de precios basados ​​en la producción o los sistemas de límites máximos y comercio, no serían elegibles para su uso dentro del límite de emisiones de petróleo y gas. -y-sistema comercial.

Períodos de cumplimiento plurianuales

Se propone que los períodos de cumplimiento tengan una duración de tres años. Esto daría a las instalaciones más tiempo para lograr reducciones de emisiones de GEI antes de enviar asignaciones o unidades de cumplimiento para cubrir todas sus emisiones de GEI en comparación con un período de cumplimiento anual.

Bancario

Las instalaciones podrían acumular asignaciones por hasta dos períodos de cumplimiento (seis años). Esto se permitiría para todos los permisos, ya sea que se asignen a una instalación de forma gratuita o se compren en otra instalación cubierta. Se está considerando incluir un límite al número total de derechos de emisión que pueden acumularse.

Fondo de descarbonización

El gobierno está explorando opciones para incluir un programa de financiación de la descarbonización como opción de cumplimiento. Si se incluyeran, las instalaciones cubiertas tendrían la opción de realizar contribuciones al fondo a cambio de unidades del fondo de descarbonización, que serían reconocidas como una unidad de cumplimiento elegible. El uso de unidades del fondo de descarbonización para el cumplimiento de las regulaciones se limitaría al 10% de las emisiones de GEI de una instalación. Las contribuciones al fondo de descarbonización se utilizarían para apoyar la descarbonización del sector del petróleo y el gas y ayudarían a reducir las emisiones en las instalaciones que reciben apoyo del fondo.

Se propone que la tasa de contribución para la emisión de una unidad del fondo de descarbonización se establezca en las regulaciones al precio de asignación estimado necesario para que el sector reduzca las emisiones de GEI en línea con el límite superior legal. Por ejemplo, el modelo sugiere que cuando se tienen en cuenta los incentivos de reducción de emisiones de otras políticas (por ejemplo, fijación de precios del carbono), el precio de los derechos de emisión para 2030 en un sistema de límites máximos y comercio de emisiones para alcanzar un límite superior legal de 131 Mt a 137 Mt podría ser alrededor de 50 dólares por tonelada de CO₂e.

Créditos de compensación nacionales

Los créditos de compensación o 'compensaciones' de programas de compensación sólidos representan reducciones o mejoras de eliminación de emisiones de GEI reales, adicionales, cuantificadas, verificadas, permanentes y únicas. El uso de créditos de compensación sólidos como parte de un sistema de límites máximos y comercio de emisiones puede proporcionar a las instalaciones cubiertas un medio para cumplir con un límite de emisiones más agresivo y al mismo tiempo lograr reducciones incrementales de emisiones en términos netos.

Las instalaciones cubiertas tendrían la opción de remitir créditos de compensación de Sistema de crédito de compensación de GEI de Canadá y créditos de compensación provinciales reconocido para su uso bajo la ley federal Reglamento del sistema de precios basado en resultados hasta el porcentaje de emisiones de GEI entre el límite (total de derechos emitidos en un año determinado) y el límite superior legal, neto de contribuciones al fondo de descarbonización. Según las estimaciones actuales, esto representa un máximo de aproximadamente el 20 % de las emisiones de GEI de una instalación. El porcentaje disminuiría para cualquier contribución realizada al fondo de descarbonización; por ejemplo, una instalación que hiciera contribuciones al fondo de descarbonización hasta el límite máximo del 10% de sus emisiones de GEI, solo podría remitir créditos de compensación por hasta otro 10%.

El Gobierno de Canadá está explorando opciones para permitir que un crédito de compensación que se remita cuente para la obligación de una instalación según las regulaciones de límites máximos y comercio de emisiones, así como para que la misma instalación lo utilice para cumplir con el sistema de fijación de precios de carbono aplicable de la instalación, siempre que compensa la misma tonelada de emisiones de GEI.

Además, el Gobierno de Canadá está explorando el concepto de un programa de financiación de compensaciones. El concepto es similar a un fondo de descarbonización en el sentido de que las instalaciones cubiertas tendrían la opción de hacer una contribución a una tasa fija al fondo a cambio de unidades de cumplimiento. Si se implementa, los ingresos recaudados por el fondo serían utilizados por el gobierno para comprar compensaciones nacionales y posiblemente ITMO. La tasa de contribución podría fijarse de manera similar al enfoque propuesto para el fondo de descarbonización.

Un fondo de compensaciones ayudaría a brindar mayor certeza de costos a la industria del petróleo y el gas y ayudaría a mitigar los riesgos de impactos adversos en la producción si los precios de las compensaciones son mayores que el precio de mercado de los derechos de emisión. Si se lleva a cabo, esto podría implementarse en lugar de, o además de, disposiciones que permitan la compra directa de compensaciones nacionales.

ITMO

Para brindar flexibilidad adicional, se está considerando permitir el uso de ITMO como una opción de cumplimiento. El uso de ITMO se limitaría a una parte del porcentaje de emisiones de GEI que pueden cubrirse mediante créditos de compensación (es decir, una parte del 20% de las emisiones de GEI de una instalación que pueden cubrirse mediante créditos de compensación), para garantizar que la inversión en proyectos de compensación nacionales sigue siendo una prioridad. También se están considerando opciones para incluir las ITMO dentro de un posible fondo de compensaciones.

Informes, cuantificación y verificación.

Todas las instalaciones cubiertas tendrían que presentar informes anuales, incluidos los informes sobre las emisiones y producción de GEI de las instalaciones y las emisiones indirectas de GEI. Se exigiría a las instalaciones que utilizaran los métodos de cuantificación especificados en la normativa. Cuando sea posible, estos métodos de cuantificación se alinearán con los requisitos existentes, como los del Programa de informes de gases de efecto invernadero y las regulaciones provinciales. Es posible que haya permisos disponibles para permitir que las instalaciones utilicen un método de cuantificación alternativo en determinadas circunstancias.

Los informes deberían ser verificados por un tercero que cumpla con los requisitos establecidos en la normativa. Se propone que estos informes anuales verificados deban presentarse cada 31 de julio e incluyan la información del año calendario anterior.

Las regulaciones también especificarían requisitos relacionados con correcciones de informes, errores materiales, mantenimiento de registros, solicitudes de confidencialidad y otras funciones administrativas.

Entrada en vigor y plazos de cumplimiento

Está previsto que las regulaciones entren en vigor tras el registro de las regulaciones finales en 2025. Las instalaciones deberán registrarse antes de finales de 2025, o antes de liberar GEI como resultado de la realización de una actividad cubierta después del 1 de enero de 2026. Informes anuales de información verificada utilizando los métodos de cuantificación especificados se requeriría para años calendario a partir de 2026. Se considerará cómo implementar gradualmente el sistema entre 2026 y 2030. Una vez implementado, los períodos de cumplimiento tendrían una duración de tres años calendario.

Los períodos de cumplimiento de varios años tendrían un requisito de cumplimiento anual y un “ajuste” final al final de cada período de cumplimiento. Por ejemplo, durante el primer y segundo año de un período de cumplimiento determinado, las instalaciones cubiertas deberían remitir unidades de cumplimiento equivalentes al 30% de sus emisiones de GEI verificadas, menos cualquier GEI almacenado permanentemente, durante el año calendario anterior. Al final de cada período de cumplimiento, las instalaciones cubiertas tendrían que remitir un permiso de emisión o una unidad de cumplimiento elegible por cada tonelada de GEI que emitieran durante todo el período de cumplimiento, menos los permisos de emisión y las unidades de cumplimiento remitidos en los años intermedios.

Al seleccionar la respuesta de cumplimiento adecuada, los funcionarios de las ECCC considerarán cada caso de incumplimiento de acuerdo con las Política de cumplimiento y aplicación de la Ley canadiense de protección ambiental de 1999.

Preguntas de discusión

• ¿Cómo deberían asignarse los derechos? ¿Qué se debe tener en cuenta? ¿Cómo se deben considerar los cambios en la producción y los nuevos proyectos?
• ¿Qué proceso debería establecerse para revisar la trayectoria del límite de emisiones para el período posterior a 2030?
• Si, cuándo y en qué medida algunas flexibilidades de cumplimiento deberían reducirse o eliminarse progresivamente.
• ¿Cómo debería implementarse el enfoque propuesto para las emisiones indirectas de GEI?
• ¿Qué protocolos de medición o métodos de cuantificación estiman con mayor precisión las emisiones de metano a nivel de instalación?
• ¿Qué enfoques administrativos se pueden utilizar para definir y regular instalaciones con emisiones de GEI inferiores a 10 kt de CO?₂e por año?
• ¿Cómo deberían distribuirse los ingresos del programa de financiación de la descarbonización? ¿Cómo deberían utilizarse las contribuciones para apoyar la descarbonización del sector del petróleo y el gas?
• ¿Cuáles son las ventajas y desventajas de un fondo de compensaciones federales? ¿Cómo debería funcionar un fondo federal de compensaciones?
• ¿Qué papel deberían desempeñar las ITMO en la flexibilidad del cumplimiento?

Próximos Pasos

El Gobierno de Canadá sigue comprometido con la participación continua en las oportunidades y barreras para la descarbonización del sector y el diseño del límite de emisiones y está buscando opiniones sobre la información presentada en este Marco. Se invita a realizar presentaciones formales por escrito en respuesta a este documento. Para garantizar que sus comentarios puedan considerarse a medida que se desarrolla el límite de emisiones, envíe comentarios escritos por correo electrónico antes del 5 de febrero de 2024 (60 días después de la publicación) a [email protected]

En 2024, el Gobierno de Canadá planea publicar las regulaciones propuestas en la Parte I del Gaceta de Canadá para un período de comentarios públicos de 60 días. En ese momento también se solicitarán comentarios formales por escrito sobre la propuesta. La publicación de las regulaciones finales está prevista para 2025, con las primeras obligaciones de presentación de informes a partir de 2026 y los requisitos completos del sistema se implementarán gradualmente entre 2026 y 2030.

Anexo I – Estimación del nivel del límite de emisiones para 2030 y del límite superior legal

El límite de emisiones estimado para 2030 (total de derechos emitidos) y el límite superior legal (emisiones máximas permitidas de fuentes cubiertas) reflejan un análisis ascendente del nivel de emisiones que podría lograrse si todas las reducciones de emisiones técnicamente alcanzables se implementaran para un pronóstico de producción específico. .

El límite de emisiones para 2030 está diseñado para responsabilizar al sector por los aumentos de emisiones de GEI asociados con aumentos de producción más allá de 2019, el último año prepandémico antes del compromiso del gobierno de limitar y reducir las emisiones de GEI del sector de petróleo y gas. Los niveles de producción de 2019 se utilizaron para desarrollar el límite de emisiones estimado para 2030.

El límite superior legal para 2030 está diseñado para alinearse con el compromiso de Canadá de lograr emisiones netas cero para 2050. El pronóstico de producción utilizado para desarrollar el límite superior legal para 2030 se basa en el Canadá Net-Zero del Regulador de Energía de Canadá (CER) Pronóstico, que se basa en un escenario en el que Canadá y todas las demás partes del Acuerdo de París logren sus objetivos climáticos provisionales y neto cero. Esto significa que prácticamente todos los países de altos ingresos alcanzarán el cero neto para 2050 y otros grandes emisores como China e India alcanzarán el cero neto para 2060 y 2070 respectivamente, como se han comprometido anteriormente.

Los niveles de producción basados ​​en las estimaciones de ECCC de producción de petróleo, producción de gas natural y producción de GNL para 2019, junto con las estimaciones de ECCC del escenario Net-Zero de Canadá del CER se describen en la siguiente tabla.

	Niveles de producción de 2019	Niveles de producción para 2030 basados ​​en el pronóstico neto cero de Canadá del CER
Producción de gas natural (petajulios por año)	7,470	7,845
Producción de GNL (miles de millones de pies cúbicos por día)	0	3.91

Las reducciones de emisiones técnicamente alcanzables se estimaron sobre la base de una evaluación de las tecnologías de reducción que es factible implementar en el sector para 2030, considerando el estado de las tecnologías disponibles, la disponibilidad de equipos y mano de obra, así como los plazos para los permisos y aprobaciones. Las estimaciones se basaron en información de la industria y otras partes interesadas.

Para construir las estimaciones ascendentes para el límite de emisiones de 2030 y el límite superior legal, se estimó un nivel de referencia de emisiones conservador para 2030 asumiendo que las intensidades de emisiones de 2019 permanecen constantes para el nivel de producción dado. Luego, las reducciones de emisiones técnicamente alcanzables se restaron del nivel de emisiones de GEI resultante.

	Escenario de niveles de producción 2019	Escenario de producción neta cero de CER Canadá
Total de emisiones de GEI estimadas para 2030 (con reducción)	114	134
El límite de emisiones para 2030 y el límite superior legal	(El límite de emisiones para 2030: en el rango de 106 a 112 *)	(límite superior legal para 2030: en el rango de 131 a 137 **)

* El nivel de asignación se fijó en un nivel ligeramente inferior a las emisiones de GEI estimadas con reducción para el Escenario de Niveles de Producción de 2019.

**Incluye provisiones y uso de unidades de flexibilidad de cumplimiento.

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Las principales tecnologías de reducción de emisiones que se supone que se implementarán en las estimaciones de reducciones de emisiones técnicamente alcanzables para 2030 incluyen:

• Arenas petrolíferas: Captura y almacenamiento de carbono (CAC) y disolventes, con algunas reducciones de emisiones gracias a otras oportunidades de reducción, como una mayor eficiencia (20 Mt)
• aceite convencional: Quema reducida (1-2 Mt)
• Producción y procesamiento de gas natural: CAC y electrificación (6 Mt)
• GNL: Electrificación en proyectos de etapas posteriores.
• metano (todos los subsectores): Se supone que las reducciones de emisiones alcanzarán el objetivo del 75% de las regulaciones mejoradas de metano (33Mt)