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Le gouvernement du Canada s'est engagé à plafonner et à réduire les émissions de gaz à effet de serre (émissions de GES) du secteur pétrolier et gazier au rythme et à l'échelle nécessaires pour contribuer aux objectifs climatiques du Canada d'ici 2030, pour atteindre zéro émission nette de GES d'ici 2050, et de manière manière qui permet au secteur d’être compétitif dans la nouvelle économie mondiale carboneutre. En tant que plus grande source d'émissions de GES au pays et seule source importante qui continue de croître, la décarbonisation du secteur pétrolier et gazier est essentielle pour atteindre les objectifs d'émissions du Canada. Le secteur est également un moteur économique, un innovateur avéré et une source de bons emplois. Le plafond d'émissions contribuera à décarboner la production pétrolière et gazière afin de faire du Canada un producteur très efficace répondant à la demande mondiale et de garantir que le secteur soit sur la voie de la carboneutralité d'ici 2050. Le plafond d'émissions fait partie intégrante de la feuille de route du gouvernement du Canada pour soutenir la décarbonation de la production pétrolière et gazière.

Le 18 juillet 2022, le Gouvernement a publié un document de travail décrivant deux options réglementaires pour plafonner les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier : (1) un nouveau système national de plafonnement et d’échange des émissions de GES, et (2) des modifications aux systèmes de tarification du carbone existants. Le document de discussion sollicitait des commentaires sur les deux options et a généré une réponse significative. Environnement et Changement climatique Canada (ECCC) a reçu plus de 150 soumissions provenant de provinces et de territoires, d'organisations autochtones, de l'industrie, d'organisations non gouvernementales environnementales et d'universitaires, ainsi que plus de 25,000 XNUMX commentaires de membres du public. Les commentaires des provinces et des territoires, des partenaires autochtones, de l'industrie et de la société civile sur le document de travail ont éclairé l'approche du gouvernement concernant cette politique importante.

En plus de la période de commentaires officielle, le gouvernement du Canada a organisé un nombre important de webinaires d'information et de réunions bilatérales avec divers partenaires et parties intéressées. Les informations recueillies et les commentaires reçus au cours de cette mission ont été pris en compte dans la conception de l'approche réglementaire proposée.

Approche

Le gouvernement prévoit de mettre en œuvre un système national de plafonnement et d'échange des émissions par le biais de réglementations qui seront prises en vertu de la loi. Loi canadienne sur la protection de l'environnement, 1999 (LCPE). Cela établira un instrument de marché technologiquement neutre qui soutiendra des réductions d'émissions rentables, tout en garantissant que les émissions de GES du secteur ne dépassent pas un niveau défini et ne diminuent pas au fil du temps. Ce cadre décrit l'approche réglementaire proposée, y compris les principaux détails de conception et l'approche visant à fixer le plafond d'émissions et les émissions maximales autorisées provenant des sources couvertes en 2030. Le gouvernement sollicite des commentaires sur le cadre pour aider à éclairer l'élaboration de projets de réglementation, qu'il a l’intention de le publier mi-2024 pour commentaires.

Depuis 1988, la LCPE a été utilisée pour résoudre un large éventail de problèmes de protection de l'environnement, notamment la pollution atmosphérique, la pollution causée par les produits chimiques et les émissions de GES, en interdisant le rejet de substances qui présentent un risque pour l'environnement ou pour la santé humaine. Plus de 100 règlements et modifications réglementaires ont été mis en œuvre en vertu de la LCPE. Le régime d'application de la LCPE est bien établi et compris par les milliers d'entreprises réglementées par la Loi. ECCC a assuré un taux élevé de conformité à sa réglementation environnementale grâce à un engagement proactif auprès des entités réglementées et à la fourniture continue de conseils.

L’approche proposée plafonnera les émissions de GES, et non la production. Le gouvernement s'est engagé avec l'industrie pour évaluer le niveau de réduction des émissions techniquement réalisable d'ici 2030. La proposition ci-dessous reflète ce travail fondamental.

Les observations écrites en réponse à ce document doivent être soumises par courrier électronique avant le 5 février 2024 à [email protected].

Composants clés proposés

L’objectif du règlement proposé est de réduire les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier grâce à la mise en place d’un système national de plafonnement et d’échange des émissions. Le règlement établira des exigences en matière de déclaration et de vérification ainsi qu'une limite supérieure légale pour les émissions de GES. Une réflexion sera menée sur la manière d’introduire progressivement le système entre 2026 et 2030.

Dans un système de plafonnement et d'échange, le régulateur délivre une quantité de quotas d'émission qui définit le plafond d'émission et certaines flexibilités de conformité permettent aux émissions de dépasser le plafond d'émission jusqu'à une limite supérieure légale. Il est interdit aux entités réglementées d’émettre des GES sans remettre un quota d’émission ou une autre unité de conformité éligible pour chaque tonne d’émissions de GES jusqu’à la limite supérieure légale. Les quotas d'émission et certains autres types d'unités de conformité peuvent être achetés et vendus sur un marché d'échange de droits d'émission, en donnant la priorité aux opportunités de réduction à moindre coût.

Le Règlement identifiera les parties réglementées, établira les modalités d'inscription au système et de délivrance, d'utilisation et d'échange de quotas d'émission, définira les critères de création et d'utilisation d'unités de conformité admissibles et les informations qui doivent être quantifiées. vérifié et signalé par ceux qui sont tenus de s’inscrire dans le système. Grâce à la limite supérieure légale des émissions de GES, le règlement promulguera une interdiction d'émettre des GES et établira le total autorisé des émissions de GES des installations couvertes.

Les principes de conception

La conception du règlement proposé sur le plafonnement et l’échange des émissions sera fondée sur les principes suivants, sous réserve de considérations pratiques :

• Les émissions de GES diminuent à un rythme et à une échelle permettant d’atteindre la carboneutralité d’ici 2050
  Le règlement serait conçu pour garantir que les émissions de GES des sous-secteurs en amont et du gaz naturel liquéfié (GNL) diminuent au fil du temps pour atteindre zéro net d’ici 2050.
• tient compte des réductions d’émissions techniquement réalisables et de la demande mondiale prévue de pétrole et de gaz
  La limite supérieure légale des émissions de GES provenant des sources couvertes tiendrait compte des réductions d’émissions techniquement réalisables et de la demande mondiale prévue de pétrole et de gaz.
• la charge administrative est minimisée
  Le règlement serait conçu pour compléter et tirer parti d'autres règlements et programmes fédéraux et provinciaux et pour minimiser, dans la mesure du possible, les exigences administratives supplémentaires.
• un engagement à revoir
  L’efficacité des réglementations de plafonnement et d’échange des émissions serait soumise à une surveillance continue et à des examens réguliers, notamment pour évaluer la limite supérieure légale des émissions de GES, la quantité de quotas disponibles et l’approche de leur allocation, ainsi que l’accès à une flexibilité de conformité.

Champ d'application

Le système de plafonnement et d’échange des émissions s’appliquerait aux installations de GNL et aux installations pétrolières et gazières en amont, y compris les installations offshore. Ces sous-secteurs représentent la majorité des émissions de GES du secteur pétrolier et gazier – le sous-secteur en amont représentait 85 % des émissions du secteur en 2021, et la nouvelle production de GNL devrait être une source croissante d’émissions.

Il est proposé que les activités suivantes soient couvertes par le règlement :

• bitume et autre production de pétrole brut, y compris les oléoducs en amont lorsqu'ils font partie d'une installation couverte, — autre que le bitume extrait de l'exploitation minière à ciel ouvert et autre que le raffinage du pétrole, y compris :
  • extraction, traitement et production de pétrole brut léger (ayant une densité inférieure à 940 kg/m³ à 15°C)
  • extraction, traitement et production de bitume ou d'autres pétroles bruts lourds (ayant une densité supérieure ou égale à 940 kg/m³ à 15°C)
• exploitation minière à ciel ouvert des sables bitumineux et extraction du bitume
• valorisation du bitume ou du pétrole lourd pour produire du pétrole brut synthétique
• production et traitement de gaz naturel et production de liquides de gaz naturel, y compris les gazoducs de collecte de gaz en amont lorsqu'ils font partie d'une installation couverte
• production de gaz naturel liquéfié

Le sous-secteur pétrolier et gazier en amont comprend de nombreuses petites installations qui émettent des émissions inférieures au seuil de déclaration du Programme fédéral de déclaration des gaz à effet de serre de 10 kilotonnes d'équivalent dioxyde de carbone (CO₂e) par an. Bien que ces installations soient de petits émetteurs sur une base individuelle, on estime qu'elles représentent ensemble environ le tiers des émissions totales de GES du secteur. Les approches en place pour définir et réglementer les petites installations aux fins de déclaration et de réglementation provinciales en Colombie-Britannique, en Alberta et en Saskatchewan sont examinées afin de soutenir une approche fédérale efficace pour couvrir les petites installations émettrices en vertu des règlements de plafonnement et d'échange des émissions.

Le système de plafonnement et d'échange couvrirait toutes les émissions directes de GES, tout en tenant également compte des émissions indirectes et des émissions captées et stockées de manière permanente, comme décrit plus loin dans ce cadre réglementaire. Les GES couverts comprendraient le dioxyde de carbone, le méthane, l'oxyde nitreux et autres (pour une liste complète, voir les articles 65 à 70 de la partie 2 de l'annexe 1 de la LCPE).). Le potentiel de réchauffement planétaire de chaque GES serait défini dans le règlement proposé.

Les nouvelles installations devraient s'enregistrer avant d'émettre des GES provenant d'une activité couverte. Les obligations de déclaration et de vérification commenceraient le 1er janvier de l’année suivante. Il est envisagé de retarder la première période de conformité jusqu'à ce qu'une nouvelle installation atteigne une proportion définie de sa capacité nominale, ou deux ans après la première production d'un produit, selon la première éventualité. Le traitement des fermetures d'installations serait également précisé.

Interdiction

Il serait interdit à toutes les installations couvertes de rejeter des GES résultant d'une activité couverte à moins qu'elles ne soient au préalable inscrites au système. Le règlement interdirait également aux installations couvertes de rejeter dans l'environnement des GES résultant d'activités industrielles spécifiées sans remettre un nombre suffisant d'unités de conformité pour ces émissions de GES.

Allocation de quotas d'émission

Chaque quota d'émission équivaudrait à une tonne de CO₂e. Les quotas d’émission délivrés dans le cadre des réglementations de plafonnement et d’échange ne seraient pas fongibles avec d’autres systèmes de tarification du carbone ou instruments réglementaires.

Au début de la première période de conformité, les quotas seraient dans un premier temps alloués à titre gratuit (allocation gratuite). Il est proposé que les principes suivants guident l’approche de l’allocation gratuite :

• reconnaître les meilleurs artistes
  L’approche d’attribution gratuite de quotas récompenserait les entreprises les plus performantes, capables de produire des produits identiques ou similaires avec une intensité d’émissions moindre, incitant ainsi toutes les installations à s’orienter vers une production hautement efficace et à faibles émissions de carbone.
• cohérent et transparent
  L’approche s’appliquerait de manière cohérente au sein et entre les activités pétrolières et gazières couvertes et serait mise en œuvre de manière transparente.
• minimiser l'incertitude
  L'approche chercherait à accroître, dans la mesure du possible, la certitude de la quantité de quotas gratuits qu'une installation recevrait d'une année à l'autre.

Toute approche d'allocation gratuite peut nécessiter un ajustement du niveau de quotas alloués à chaque installation pour garantir que le montant total des quotas émis ne dépasse pas le plafond d'émissions. Cela se ferait au prorata. Il est proposé que l'approche d'allocation gratuite soit définie sur la base d'un niveau de production de référence et d'un taux d'allocation gratuite pour un produit ou une activité donné (CO₂e tonnes/unité de produit fabriqué). L'allocation totale gratuite serait ajustée à la hausse ou à la baisse en fonction de l'installation si la production de l'installation augmentait ou diminuait de plus d'un pourcentage prédéterminé par rapport au niveau de production de référence. Cette approche s'adapterait à une certaine variabilité des niveaux de production dans les installations individuelles tout en augmentant la prévisibilité des allocations gratuites par rapport à une approche purement basée sur la production, et aiderait ainsi les installations à mieux se préparer à se conformer aux exigences réglementaires.

La mise aux enchères des quotas, soit en combinaison avec une allocation gratuite, soit comme moyen de distribuer tous les quotas, peut être envisagée au cours des périodes de conformité ultérieures.

Quotas d’émission et plafond légal des émissions en 2030

L'approche proposée comporte deux valeurs clés : (1) le niveau plafond d'émissions, qui équivaut au total des quotas d'émission délivrés par le gouvernement pour une année donnée, et (2) la limite supérieure légale, qui correspond aux émissions maximales que le gouvernement peut émettre. Le secteur sera autorisé à émettre cette année-là, composé du nombre total de quotas d’émission délivrés plus la quantité maximale autorisée d’autres unités de conformité admissibles.

Cette approche garantira que le secteur réduise ses émissions de GES et soit sur la voie de la carboneutralité, tout en offrant une certaine flexibilité pour permettre au secteur de répondre aux changements de la demande mondiale. Il s'appuie sur une analyse détaillée des projets de décarbonation et du déploiement potentiel de technologies dans le secteur pétrolier et gazier, y compris l'état de préparation technologique des principales solutions d'atténuation et les délais de leur déploiement. Il prend également en compte les cibles climatiques et les objectifs mondiaux du Canada ainsi que les politiques climatiques déclarées d'autres pays, ainsi que la manière dont celles-ci pourraient avoir un impact sur la demande future potentielle de pétrole et de gaz et sur les niveaux de production canadiens.

Il est proposé que le plafond d’émissions pour 2030 (le nombre de quotas délivrés) soit fixé à un niveau légèrement inférieur à ce que seraient les émissions si les sources couvertes parvenaient à des réductions d’émissions techniquement réalisables d’ici 2030 et que la production était aux niveaux de 2019. Sur la base des estimations actuelles, cela conduirait à émettre une quantité totale de quotas en 2030 comprise entre 106 et 112 Mt de CO.₂e, ce qui serait 35 à 38 % inférieur aux niveaux d’émission de 2019. Les installations qui émettent plus que les quotas alloués bénéficieraient d’une certaine flexibilité pour compenser une quantité limitée d’émissions supplémentaires, jusqu’au niveau du plafond légal.

Il est proposé que la limite supérieure légale en 2030 soit fixée à un niveau qui suppose que les sources couvertes atteignent des réductions d'émissions techniquement réalisables d'ici 2030 pour des niveaux de production alignés sur le scénario de carboneutralité au Canada (CNZ) de la Régie de l'énergie du Canada. Le scénario CNZ s’aligne sur un scénario dans lequel le Canada et toutes les parties à l’Accord de Paris atteignent leurs objectifs climatiques intermédiaires et de zéro net, y compris les États-Unis et l’Europe atteignant leurs engagements de zéro net d’ici 2050, et la Chine et l’Inde atteignant zéro net d’ici 2060 et 2070 respectivement. Sur la base des informations et analyses actuelles, cela devrait représenter un niveau maximum d’émissions provenant des sources couvertes en 2030 compris entre 131 et 137 Mt d’équivalent CO2, soit environ 20 à 23 % de moins que les niveaux d’émission de 2019. La limite supérieure légale diminuerait au fil du temps pour garantir que les sources couvertes par le système de plafonnement et d’échange des émissions atteignent zéro émission nette de GES d’ici 2050.

Cette approche fixerait un plafond d'émissions qui tiendrait le secteur responsable des émissions de GES associées à la croissance de la production depuis 2019, mais offrirait également la flexibilité nécessaire pour émettre jusqu'à un niveau basé sur une production alignée sur l'atteinte par le Canada de zéro émission nette d'ici 2050 et qui prend en compte les réductions d’émissions techniquement réalisables. Sur la base des estimations actuelles de la limite supérieure légale et du plafond d'émissions, au total, la possibilité d'utiliser d'autres unités de conformité serait limitée à environ 25 Mt en 2030. Dans la mesure où de solides crédits de compensation sont utilisés pour tenir compte de ces émissions supplémentaires de GES. , les émissions nettes de cette politique en 2030 pourraient être aussi faibles que 106 à 112 Mt de CO₂e. Les unités de conformité proposées sont décrites plus en détail ci-dessous.

La définition du niveau de quotas et des émissions maximales autorisées des sources couvertes pour la période post-2030 devra trouver un équilibre entre la certitude réglementaire et les défis associés à la projection des conditions futures, y compris les délais de mise en œuvre des projets de décarbonation et la future demande mondiale de combustibles fossiles. L’approche comprendra des examens réguliers de la trajectoire du plafond d’émissions, du marché d’échange de droits d’émission et de l’accès aux flexibilités de conformité. Ces caractéristiques joueront un rôle important pour garantir que le secteur est en mesure de continuer à déployer des réductions d'émissions techniquement réalisables, d'être une source de combustibles fossiles hautement efficace et à faible émission de carbone alors que le monde s'oriente vers des sources d'énergie à faibles émissions de carbone et à zéro émission de carbone, et atteindre zéro émission nette d’ici 2050.

Le plafond d'émissions final pour 2030 et la limite supérieure légale seront fixés sur la base des meilleures informations disponibles au moment de la finalisation de la réglementation, informés par les données et informations reçues des parties intéressées en réponse à ce cadre, ainsi que par les détails de conception réglementaire associés, notamment couverture des émissions indirectes de GES.

Figure 1 : Émissions estimées et projetées du secteur pétrolier et gazier (Mt CO2e) en 2019 et 2030

Traitement des émissions indirectes et des émissions stockées

Le système de plafonnement et d’échange s’appliquera aux émissions directes (Scope 1) de GES. Le traitement proposé pour les émissions de GES de portée 2 liées à la production de pétrole, de gaz et de GNL est abordé plus en détail ci-dessous.

Le secteur pétrolier et gazier utilise de l’énergie thermique, de l’électricité et de l’hydrogène dans ses processus industriels. Si une installation ne produit pas sa propre énergie thermique, électricité ou hydrogène, elle peut l’importer d’une autre installation ou, dans le cas de l’électricité, du réseau. Les installations peuvent également fabriquer ces produits pour les vendre et les exporter depuis l'installation. Le résultat est que les installations mènent différents niveaux de ces activités avec des impacts correspondants sur leurs émissions directes de GES – celles qui importent ces produits ont tendance à avoir des émissions directes plus faibles et celles qui produisent sur place, soit pour leur propre usage, soit avec un excédent pour l’exportation. provenant de l’installation, ont des émissions directes plus élevées. Comptabilisation des transferts de dioxyde de carbone capté (CO₂) entre les installations pour des activités telles que la récupération assistée du pétrole et le stockage permanent est également nécessaire pour garantir que les réductions d'émissions associées à ces activités soient prises en compte.

Le système de plafonnement et d’échange des émissions de pétrole et de gaz prendrait en compte les transferts d’énergie thermique, d’hydrogène, de CO₂, et l’électricité pour garantir que toutes les émissions de GES liées à la production de pétrole et de gaz soient couvertes. Cela viserait à empêcher que les émissions de GES soient transférées vers des installations non réglementées et à éviter de créer des conditions de concurrence inégales et des impacts involontaires sur la compétitivité.

Les installations seraient tenues de déclarer et de quantifier les informations relatives à l'achat/vente, à la production, à l'utilisation et à l'importation/exportation depuis l'installation d'énergie thermique, d'hydrogène, d'électricité et de transferts de CO.₂ pour le stockage. Lorsque des informations spécifiques à l'installation ne sont pas disponibles, un facteur par défaut serait fourni pour estimer les émissions.

Les allocations de quotas seraient conçues pour prendre en compte les besoins du secteur en électricité, en énergie thermique et en hydrogène.

Flexibilité de conformité

Un certain nombre de solutions clés de décarbonation pour le secteur, notamment le captage et le stockage du carbone, nécessitent beaucoup de temps pour être déployées. L'échange de droits d'émission, les périodes de conformité pluriannuelles et les banques de crédit sont des caractéristiques communes des systèmes de plafonnement et d'échange, car ils offrent aux installations une certaine flexibilité quant au calendrier des réductions d'émissions de GES dans lesquelles elles peuvent avoir investi. D'autres flexibilités de conformité, telles que l'autorisation d'installations la remise d'autres types d'unités de conformité (par exemple, les crédits compensatoires) peut offrir une flexibilité supplémentaire.

Il est proposé qu'en plus des échanges de droits d'émission, des périodes de conformité pluriannuelles et des banques de crédits, les installations aient la possibilité de remettre des crédits compensatoires nationaux ou de contribuer à un programme de financement de décarbonisation pour couvrir une partie limitée de leurs émissions de GES. On envisage également de permettre aux installations de remettre des unités de conformité qui représentent les résultats d'atténuation dont l'utilisation a été autorisée par le Canada en tant que résultats d'atténuation transférés à l'échelle internationale (ITMO) pour couvrir une partie de leurs émissions de GES.

Échange de droits d’émission entre installations couvertes

Les quotas d'émission seraient échangeables entre les installations couvertes, mais seraient spécifiques au système de plafonnement et d'échange des émissions de pétrole et de gaz. De même, les crédits excédentaires, les crédits de performance ou autres permis ou allocations issus d'autres réglementations ou systèmes de tarification du carbone, y compris les systèmes de tarification fédéraux et provinciaux basés sur la production ou les systèmes de plafonnement et d'échange, ne seraient pas éligibles pour une utilisation dans le cadre du plafond d'émissions de pétrole et de gaz. -et système commercial.

Périodes de conformité pluriannuelles

Il est proposé que les périodes de conformité soient d'une durée de trois ans. Cela donnerait aux installations plus de temps pour réduire leurs émissions de GES avant de remettre des quotas ou des unités de conformité pour couvrir toutes leurs émissions de GES, par rapport à une période de conformité annuelle.

Services bancaires

Les installations pourraient conserver des quotas pour un maximum de deux périodes de conformité (six ans). Cela serait autorisé pour tous les quotas, qu'ils soient alloués gratuitement à une installation ou achetés auprès d'une autre installation couverte. Il est envisagé d'inclure une limite au nombre total de quotas pouvant être mis en réserve.

Fonds de décarbonisation

Le gouvernement étudie la possibilité d’inclure un programme de financement de la décarbonation comme option de conformité. Si elles étaient incluses, les installations couvertes auraient la possibilité de contribuer au fonds en échange d'unités du fonds de décarbonation, qui seraient reconnues comme une unité de conformité éligible. L'utilisation des unités du fonds de décarbonation pour se conformer à la réglementation serait limitée à 10 % des émissions de GES d'une installation. Les contributions au fonds de décarbonisation serviraient à soutenir la décarbonisation du secteur pétrolier et gazier et contribueraient à réduire les émissions des installations bénéficiant du soutien du fonds.

Il est proposé que le taux de contribution à attribuer à une unité du fonds de décarbonation soit fixé dans la réglementation au prix estimé des quotas nécessaires au secteur pour réduire les émissions de GES conformément à la limite supérieure légale. Par exemple, la modélisation suggère que lorsque les incitations à la réduction des émissions provenant d'autres politiques sont prises en compte (par exemple, la tarification du carbone), le prix des quotas d'ici 2030 dans un système de plafonnement et d'échange des émissions pour atteindre une limite supérieure légale de 131 Mt à 137 Mt pourrait être environ 50 $ par tonne de CO₂e.

Crédits compensatoires nationaux

Les crédits de compensation ou « compensations » issus de programmes de compensation robustes représentent des réductions ou des améliorations réelles, supplémentaires, quantifiées, vérifiées, permanentes et uniques des émissions de GES ou de leur élimination. L’utilisation de crédits compensatoires robustes dans le cadre d’un système de plafonnement et d’échange des émissions peut fournir aux installations couvertes un moyen de respecter un plafond d’émissions plus agressif tout en réalisant des réductions supplémentaires des émissions sur une base nette.

Les installations couvertes auraient la possibilité de remettre des crédits compensatoires de Le système canadien de crédits compensatoires de GES et crédits compensatoires provinciaux reconnu pour son utilisation sous le régime fédéral Règlement sur le système de tarification basé sur le résultat à hauteur du pourcentage d’émissions de GES compris entre le plafond (total des quotas émis dans une année donnée) et le plafond légal, net des contributions au fonds de décarbonation. Selon les estimations actuelles, cela représente un maximum d'environ 20 % des émissions de GES d'une installation. Le pourcentage diminuerait pour toute contribution versée au fonds de décarbonation. Par exemple, une installation qui versait des contributions au fonds de décarbonation jusqu'à la limite maximale de 10 % de ses émissions de GES ne pourrait remettre des crédits de compensation que jusqu'à 10 % supplémentaires.

Le gouvernement du Canada étudie les options permettant qu'un crédit compensatoire soit remis pour être pris en compte dans le cadre de l'obligation d'une installation en vertu de la réglementation sur le plafonnement et l'échange des émissions, ainsi que pour être utilisé par la même installation à des fins de conformité au système de tarification du carbone applicable à l'installation, à condition que il compense la même tonne d’émissions de GES.

De plus, le gouvernement du Canada explore le concept d'un programme de financement de compensations. Le concept est similaire à un fonds de décarbonation dans la mesure où les installations couvertes auraient la possibilité d'apporter une contribution à un taux fixe au fonds en échange d'unités de conformité. S’il est mis en œuvre, les recettes collectées par le fonds seraient utilisées par le gouvernement pour acheter des compensations nationales et éventuellement des ITMO. Le taux de cotisation pourrait être fixé de manière similaire à l’approche proposée pour le fonds de décarbonation.

Un fonds de compensation contribuerait à fournir une plus grande certitude en matière de coûts à l’industrie pétrolière et gazière et contribuerait à atténuer les risques d’impacts négatifs sur la production si les prix des compensations sont supérieurs au prix du marché des quotas. Si elle est poursuivie, cette mesure pourrait être mise en œuvre à la place ou en complément des dispositions permettant l’achat direct de compensations nationales.

ITMO

Pour offrir une flexibilité supplémentaire, il est envisagé d’autoriser le recours aux ITMO comme option de conformité. L'utilisation des ITMO serait limitée à une partie du pourcentage des émissions de GES pouvant être couvertes par des crédits compensatoires (c'est-à-dire une partie des 20 % des émissions de GES d'une installation pouvant être couvertes par des crédits compensatoires), afin de garantir que l'investissement dans les projets nationaux de compensation reste une priorité. Des options visant à inclure les ITMO dans un éventuel fonds de compensation sont également à l’étude.

Rapports, quantification et vérification

Toutes les installations couvertes seraient tenues de soumettre des rapports annuels, y compris la déclaration des émissions et de la production de GES de l'installation, ainsi que des émissions indirectes de GES. Les installations seraient tenues d'utiliser les méthodes de quantification précisées dans le règlement. Dans la mesure du possible, ces méthodes de quantification s'aligneront sur les exigences existantes telles que celles du Programme de déclaration des gaz à effet de serre et des réglementations provinciales. Des permis peuvent être disponibles pour permettre aux installations d'utiliser une méthode de quantification alternative dans certaines circonstances.

Les rapports devraient être vérifiés par un tiers qui répond aux exigences énoncées dans le règlement. Il est proposé que ces rapports annuels vérifiés soient soumis chaque 31 juillet et incluent les informations de l'année civile précédente.

Le règlement préciserait également les exigences liées aux corrections des rapports, aux erreurs matérielles, à la tenue des dossiers, aux demandes de confidentialité et à d'autres fonctions administratives.

Entrée en vigueur et délais de conformité

Les réglementations devraient entrer en vigueur après l'enregistrement de la réglementation finale en 2025. Les installations seraient tenues de s'enregistrer avant la fin de 2025, ou avant de rejeter des GES à la suite de l'exercice d'une activité couverte après le 1er janvier 2026. Rapport annuel d’informations vérifiées à l’aide des méthodes de quantification spécifiées seraient requises pour les années civiles dès 2026. Une réflexion sera menée sur la manière d’introduire progressivement le système entre 2026 et 2030. Une fois mises en œuvre progressivement, les périodes de conformité dureraient trois années civiles.

Les périodes de conformité pluriannuelles comporteraient à la fois une exigence de conformité annuelle et une « vérification » finale à la fin de chaque période de conformité. Par exemple, pour les première et deuxième années d’une période de conformité donnée, les installations couvertes seraient tenues de remettre des unités de conformité équivalant à 30 % de leurs émissions de GES vérifiées, moins les GES stockés en permanence, au cours de l’année civile précédente. À la fin de chaque période de conformité, les installations couvertes seraient tenues de remettre un droit d’émission ou une unité de conformité admissible pour chaque tonne de GES émise pendant toute la période de conformité, moins les droits d’émission et les unités de conformité remis au cours des années intermédiaires.

Lors de la sélection de la mesure d’application de la loi appropriée, les agents d’ECCC examineront chaque cas de non-conformité conformément aux Politique de conformité et d'application de la Loi canadienne sur la protection de l'environnement (1999).

Questions de discussion

• Comment les allocations doivent-elles être allouées ? Que faut-il prendre en compte ? Comment envisager les changements de production et les nouveaux projets ?
• Quel processus faut-il mettre en place pour revoir la trajectoire du plafond d’émissions pour la période post-2030 ?
• Si, quand et dans quelle mesure certaines flexibilités en matière de conformité doivent être progressivement réduites ou supprimées.
• Comment l’approche proposée en matière d’émissions indirectes de GES devrait-elle être mise en œuvre ?
• Quels protocoles de mesure ou méthodes de quantification estiment le plus précisément les émissions de méthane au niveau des installations ?
• Quelles approches administratives peuvent être utilisées pour définir et réglementer les installations dont les émissions de GES sont inférieures à 10 kt de CO₂e par an ?
• Comment répartir les recettes du programme de financement de la décarbonation ? Comment les contributions devraient-elles être utilisées pour soutenir la décarbonation du secteur pétrolier et gazier ?
• Quels sont les avantages et les inconvénients d’un fonds fédéral de compensation ? Comment un fonds fédéral de compensation devrait-il fonctionner ?
• Quel rôle les ITMO devraient-ils jouer dans la flexibilité de la conformité ?

Prochaines étapes

Le gouvernement du Canada reste déterminé à s'engager de manière continue sur les opportunités et les obstacles à la décarbonisation du secteur et à la conception du plafond d'émissions et sollicite des avis sur les informations présentées dans ce cadre. Des soumissions écrites formelles en réponse à ce document sont sollicitées. Pour garantir que vos commentaires pourront être pris en compte lors de l'élaboration du plafond d'émissions, veuillez soumettre vos commentaires écrits par courrier électronique avant le 5 février 2024 (60 jours après la publication) à [email protected]

En 2024, le gouvernement du Canada prévoit publier les règlements proposés dans la partie I du Gazette Du Canada pour une période de commentaires publics de 60 jours. Des commentaires écrits officiels seront également demandés sur la proposition à ce moment-là. La publication de la réglementation finale est prévue pour 2025, les premières obligations de déclaration commençant dès 2026 et les exigences complètes du système étant progressivement mises en œuvre entre 2026 et 2030.

Annexe I – Estimation du niveau du plafond d’émissions pour 2030 et de la limite supérieure légale

Le plafond d’émission estimé pour 2030 (total des quotas émis) et la limite supérieure légale (émissions maximales autorisées provenant des sources couvertes) reflètent une analyse ascendante du niveau d’émissions qui pourrait être atteint si toutes les réductions d’émissions techniquement réalisables étaient déployées pour une prévision de production spécifique. .

Le plafond d'émissions pour 2030 est conçu pour tenir le secteur responsable de l'augmentation des émissions de GES associée à l'augmentation de la production au-delà de 2019, la dernière année pré-pandémique avant l'engagement du gouvernement à plafonner et à réduire les émissions de GES du secteur pétrolier et gazier. Les niveaux de production de 2019 ont été utilisés pour élaborer le plafond d’émissions estimé pour 2030.

La limite supérieure légale pour 2030 est conçue pour s'aligner sur l'engagement du Canada à atteindre zéro émission nette d'ici 2050. Les prévisions de production utilisées pour élaborer la limite supérieure légale pour 2030 sont fondées sur le Objectif net zéro pour le Canada de la Régie de l'énergie du Canada (CER) Prévoir, qui est basé sur un scénario dans lequel le Canada et toutes les autres parties à l’Accord de Paris atteignent leurs objectifs climatiques intermédiaires et zéro net. Cela signifie que pratiquement tous les pays à revenu élevé atteindront zéro émission nette d’ici 2050 et que d’autres grands émetteurs comme la Chine et l’Inde atteindront zéro émission nette d’ici 2060 et 2070 respectivement, comme ils l’ont déjà promis.

Les niveaux de production basés sur les estimations d'ECCC concernant la production de pétrole, de gaz naturel et de GNL pour 2019, ainsi que les estimations d'ECCC du scénario de carboneutralité au Canada de la REC sont présentés dans le tableau ci-dessous.

	Niveaux de production 2019	Niveaux de production pour 2030 basés sur les prévisions de zéro émission nette pour le Canada de la Régie
Production de gaz naturel (pétajoules par an)	7,470	7,845
Production de GNL (milliards de pieds cubes par jour)	0	3.91

Les réductions d'émissions techniquement réalisables ont été estimées sur la base d'une évaluation des technologies de réduction qui peuvent être déployées dans le secteur d'ici 2030, en tenant compte de l'état des technologies disponibles, de la disponibilité des équipements et de la main-d'œuvre, ainsi que des délais d'obtention des permis et des approbations. Les estimations ont été fondées sur des informations provenant de l'industrie et d'autres parties intéressées.

Pour construire les estimations ascendantes du plafond d’émissions et de la limite supérieure légale pour 2030, un niveau d’émissions de référence prudent pour 2030 a été estimé en supposant que les intensités d’émissions de 2019 restent constantes pour le niveau de production donné. Les réductions d’émissions techniquement réalisables ont ensuite été soustraites du niveau d’émissions de GES résultant.

	Scénario des niveaux de production 2019	Scénario de production nette zéro de la REC Canada
Émissions totales de GES estimées pour 2030 (avec réduction)	114	134
Le plafond d’émissions pour 2030 et le plafond légal	(Le plafond d’émissions pour 2030 : dans la plage de 106 à 112  *)	(plafond légal 2030 : dans la plage de 131 à 137 **)

* Le niveau d'allocation a été fixé à un niveau légèrement inférieur aux émissions de GES estimées avec réduction pour le scénario des niveaux de production de 2019.

**Comprend les allocations et l'utilisation des unités de flexibilité de conformité.

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Les principales technologies de réduction des émissions censées être déployées dans les estimations des réductions d’émissions techniquement réalisables à l’horizon 2030 comprennent :

• sables bitumineux: Captage et stockage du carbone (CSC) et solvants, avec certaines réductions des émissions grâce à d'autres opportunités de réduction telles qu'une efficacité accrue (20 Mt)
• huile conventionnelle : Torchage réduit (1-2 Mt)
• production et traitement du gaz naturel : CSC et électrification (6 Mt)
• GNL : Électrification dans les projets ultérieurs
• méthane (tous les sous-secteurs) : Les réductions d’émissions devraient atteindre l’objectif de 75 % pour la réglementation renforcée sur le méthane (33 Mt)