Version préliminaire du guide technique relatif à l’évaluation stratégique des changements climatiques

août 2021

Orientation concernant la quantification des émissions nettes de GES, l’impact sur les puits de carbone, les mesures d’atténuation, le plan pour atteindre des émissions nettes nulles et l’évaluation des GES en amont.

Version préliminaire du guide technique relatif à l’évaluation stratégique des changements climatiques [PDF - 1,8 Mo]

Résumé

La Loi sur l’évaluation d’impact (LEI) est entrée en vigueur en août 2019. Elle établit un nouveau processus pour considérer les effets sur l’environnement et sur les conditions sanitaires, sociales et économiques des projets qui seront soumis à une évaluation d’impact fédérale. Dans le cadre du processus d’évaluation d’impact d’un projet désigné, ses effets sur la capacité du gouvernement du Canada à respecter ses engagements à l’égard des changements climatiques, tels que l’Accord de Paris, les objectifs du Canada pour 2030 et l’objectif du Canada d’atteindre des émissions nettes nulles d’ici 2050 font partie des facteurs à prendre en compte.

L’évaluation stratégique des changements climatiques a été publiée en 2020 pour permettre une prise en compte cohérente, prévisible, efficace et transparente des changements climatiques tout au long du processus d’évaluation d’impact fédérale.

L’Orientation concernant la quantification des émissions nettes de GES, l’impact sur les puits de carbone, les mesures d’atténuation, le plan pour atteindre des émissions nettes nulles et l’évaluation des GES en amont complète l’évaluation stratégique des changements climatiques (ÉSCC)^{Note de bas de page 1} et fournit aux promoteurs une méthode uniforme et cohérente pour évaluer les émissions de gaz à effet de serre (GES) d’un projet désigné et l’impact sur les puits de carbone, et encourage une conception et une mise en œuvre optimales des projets. Les renseignements contenus dans ce guide peuvent également être utilisés pour éclairer l’évaluation des projets sur les terres fédérales et à l’extérieur du Canada en vertu de la LEI, des projets réglementés par la Régie de l’énergie du Canada et des évaluations régionales^{Note de bas de page 2}.

Plus précisement, ce guide technique fournit :

Une description de la manière dont les émissions de GES d’un projet doivent être estimées tout au long du processus d’évaluation d’impact, y compris les émissions en amont et l’impact sur les puits de carbone, le cas échéant;
Une description du processus de détermination des meilleures technologies disponibles et meilleures pratiques environnementales (MTD/MPE) que tous les projets doivent mener dans le cadre du processus d’évaluation d’impact; et
Une description des renseignements à inclure dans le plan pour atteindre des émissions nettes nulles pour les projets ayant une durée de vie au-delà de 2050.

En publiant cette version préliminaire, Environnement et Changement climatique Canada (ECCC) donne l’occasion au public de commenter le guide technique jusqu’au 25 octobre 2021. Environnement et Changement climatique Canada prévoit publier la version finale au début de 2022.

Glossaire

Captage et stockage du CO₂ (CSC): Les émissions de CO₂ produites par le projet et stockées de façon permanente dans un projet de stockage qui répond aux critères énumérés à la section 2.1.4.
Carbone biogénique: carbone de sources biogèniques (végétales ou animales), outre le carbone fossile.
Crédits compensatoires: Crédits émis par un régime ou un programme de crédits compensatoires et qui représentent les réductions ou absorptions des émissions de gaz à effet de serre générées par des activités qui sont additionnelles à ce qui se serait produit en l’absence du projet de crédits compensatoires (c.-à-d. générées par des activités qui vont au-delà des exigences légales et d’un scénario du statu quo). Chaque crédit compensatoire généré par un projet de crédits compensatoires représente une tonne (t) d’équivalent dioxyde de carbone (éq. CO₂) réduite ou absorbée de l’atmosphère.
Durée de vie du projet: période englobant toutes les étapes du projet, y compris les étapes de construction, d’exploitation et de désaffectation.
Effet d’accroissement: L’augmentation de la production en amont (et des émissions qui en découlent) qui ne se produirait que si le projet était construit.
Émissions de GES directes: Émissions de GES produites par des activités qui entrent dans la portée définie du projet.
Émissions de GES évitées au pays: Émissions de GES qui sont réduites ou éliminées au Canada grâce au projet.
Émissions de GES en amont: Émissions à toutes les étapes de la production, du point d’extraction ou d’utilisation des ressources jusqu’au projet à l’étude.
Émissions de GES en aval: Les émissions qui peuvent se produire après le projet, y compris les émissions découlant de l’utilisation finale de produits fabriqués dans le cadre d’un projet.
Émissions de GES provenant de l’énergie acquise: Émissions de GES associées à la production de l’électricité, de la chaleur, de la vapeur ou d’un processus de refroidissement, d’énergie achetée ou acquise auprès d’une tierce partie pour les besoins du projet.
Émissions nettes de GES: Le total des émissions de GES attribuables au projet faisant l’objet d’une évaluation d’impact fédérale, y compris les émissions de GES directes, les émissions de GES provenant de l’énergie acquise, les émissions de GES évitées au pays et les mesures compensatoires (crédits compensatoires, CO₂ capté et stocké et initiatives au niveau corporatif) (voir la section 2 pour plus de détails).
Établissements: Englobe toutes les terres développées, y compris l’infrastructure des transports et les établissements humains de toutes dimensions, sauf s’ils sont déjà inclus dans d’autres catégories, comme défini dans les Lignes directrices 2006 du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre (GIEC, 2006, Volume 4, Chapitre 3).
Gaz à effet de serre (GES): Gaz qui possèdent un potentiel de réchauffement de la planète conformément à l’annexe 3 de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre (LTPG).
Meilleures technologies disponibles et meilleures pratiques environnementales (MTD/MPE): Technologies, techniques ou pratiques, incluant les technologies émergentes, les plus efficaces et qui sont techniquement et économiquement réalisables pour réduire les émissions de GES pendant la durée de vie du projet.
Organismes de réglementation du cycle de vie: organismes qui réglementent un projet de la planification à la désaffectation. Ces organismes comprennent la Régie de l’énergie du Canada (REC), la Commission canadienne de sûreté nucléaire (CCSN) et les offices des hydrocarbures extracôtiers.
Prairies: Pâturage « non amélioré » ou parcours naturel qui sert au pâturage du bétail domestique, selon les Lignes directrices 2006 du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre (GIEC, 2006, Volume 4, Chapitre 3). Cela se présente uniquement dans les zones géographiques où la prairie ne retournerait pas naturellement à l’état de forêt si elle était abandonnée, c.-à-d. la prairie naturelle à herbes courtes du sud de la Saskatchewan et de l’Alberta et les vallées montagneuses intérieures et arides de la Colombie-Britannique. Toutes les terres agricoles qui ne sont pas des prairies sont de facto classées comme Terres cultivées, y compris les pâturages non améliorés où la végétation naturelle serait une forêt (Est du Canada et la majeure partie de la Colombie-Britannique). Les formations végétales qui ne répondent pas à la définition de Terres forestières ou de Terres cultivées sont généralement classées comme Prairies. De vastes zones de toundra dans le Nord canadien sont considérées comme des prairies non aménagées.
Principales sources: Ensemble d’équipements (ou groupe de technologies et de pratiques) ou activités qui contribuent à au moins 1 % du total des émissions de GES directes du projet.
Processus industriels: Processus qui comporte une réaction chimique ou physique, dont le but principal est de fabriquer un produit.
Produits énergétiques: Les produits liés à l’exploitation ou à l’exploitation potentielle de ressources non renouvelables pour produire de l’énergie, ou au stockage ou au transport de produits énergétiques fabriqués à partir de ressources non renouvelables.
Projet désigné: Une ou plusieurs activités concrètes — y compris celles qui leur sont accessoires — qui sont (a) exercées au Canada ou sur un territoire domanial et (b) désignées soit par règlement pris en vertu de l’alinéa 109b) de la LEI, soit par arrêté pris par le ministre en vertu du paragraphe 9(1) de la LEI. Sont exclues les activités concrètes désignées par règlement pris en vertu de l’alinéa 112(1)a.2). Dans ce guide, « projet » fait d’office référence à « projet désigné ».
Projets qui font l’objet d’une évaluation d’impact fédérale: projets relevant de la LEI, ainsi que les projets faisant l’objet d’une évaluation par des organismes de réglementation du cycle de vie.
Puits de carbone: Capacité d’une forêt, d’un océan ou d’un autre milieu naturel d’absorber le dioxyde de carbone de l’atmosphère.
Reboisement: Plantation d’arbres pour établir une forêt sur des terres qui étaient agricoles, urbaines ou utilisées à des fins non forestières.
Terres agricoles: Englobent les Terres cultivées et les Prairies.
Terres cultivées: Terres consacrées aux cultures annuelles, aux jachères d’été et aux cultures pérennes (principalement le fourrage, mais aussi les baies, les raisins, les cultures en pépinière, les légumes, les arbres fruitiers et les vergers ainsi que la biomasse ligneuse sous forme de brise-vent, d’arbustes et d’arbres sur pied qui ne répondent pas à la définition de Terres forestières), comme défini dans les Lignes directrices 2006 du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre (GIEC, 2006, Volume 4, Chapitre 3).
Terres forestières: Les zones boisées d’au moins 1 hectare, dont la fermeture du couvert forestier est d’au moins 25 % et dont les arbres sont d’une hauteur de cinq mètres ou ont le potentiel de l’atteindre.
Terres humides: Zones couvertes ou saturées d’eau pendant toute ou une partie de l’année (p. ex., les tourbières) et qui ne sont pas déjà incluses dans les catégories des Terres forestières, des Terres cultivées, des Prairies ou des établissements, comme défini dans les Lignes directrices 2006 du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre (GIEC, 2006, Volume 4, Chapitre 3). Elles incluent les tourbières drainées pour l’extraction de la tourbe et les réservoirs hydroélectriques.
Tonne-kilomètre brute (TKB): Unité de mesure représentant le poids total du tonnage remorqué (wagons chargés et vides) et la distance parcourue par le train de marchandises (sauf le poids des locomotives tirant les trains).

Acronymes

AEIC: Agence d’évaluation d’impact du Canada
CCM: capacité de charge maximale
CCSN: Commission canadienne de sûreté nucléaire
CH₄: méthane
CO₂: dioxyde de carbone
CSC: captage et stockage du CO₂
DGMV: drainage par gravité au moyen de vapeur
ECCC: Environnement et Changement climatique Canada
Éq. CO₂: équivalent dioxyde de carbone
ÉSCC: Évaluation stratégique des changements climatiques
FE: facteur d’émission
GES: gaz à effet de serre
GIEC: Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat
GJ: gigajoule (10⁹ joules)
GNL: gaz naturel liquéfié
GWh: gigawattheures
IE: intensité des émissions
IPC: impacts sur les puits de carbone
LDAREI: Lignes directrices adaptées relatives à l’étude d’impact
LEI: Loi sur l’évaluation d’impact
LTPG: Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre
M3EC: modèle énergie-émissions-économie du Canada
MOM: matière organique morte
Mpi3: million de pieds cubes
Mt: mégatonne (1 million de tonnes)
MTD/MPE: meilleures technologies disponibles/meilleures pratiques environnementales.
NMT: niveau de maturité technologique
REC: Régie de l’énergie du Canada
RIN: Rapport d’inventaire national : Sources et puits de gaz à effet de serre au Canada
t: tonne (1000 kg)
TKB: tonne-kilomètre brute
TW: terawatt (10¹² watts)

1 Introduction

1.1 Objectif

La présente version préliminaire du guide technique a pour but de fournir aux promoteurs de projets susceptibles de nécessiter une évaluation d’impact fédérale relevant de la Loi sur l’évaluation d’impact (LEI) des conseils techniques sur la quantification des émissions de gaz à effet de serre (GES), l’impact sur les puits de carbone, les mesures d’atténuation et leur plan pour atteindre des émissions nettes nulles d’ici 2050. Ce document complète l’évaluation stratégique des changements climatiques^{Note de bas de page 3} (ÉSCC).

Les renseignements fournis tout au long du processus d’évaluation d’impact par les promoteurs et d’autres intervenants éclaireront la décision relative à l’intérêt public prise par le ministre en vertu de la LÉI, plus précisément de l’alinéa 63(1)(e), à savoir dans quelle mesure les effets du projet désigné portent atteinte ou contribuent à la capacité du gouvernement du Canada à respecter ses obligations environnementales et ses engagements en matière de changements climatiques.

Les renseignements contenus dans ce guide peuvent également être utilisés pour éclairer l’évaluation des projets sur les terres fédérales et à l’extérieur du Canada en vertu de la LEI, des projets réglementés par la Régie de l’énergie du Canada et des évaluations régionales.

1.2 Contexte

Les données concernant les émissions de GES et l’impact sur les puits de carbone associés à un projet sont essentiels pour le gouvernement du Canada afin de comprendre dans quelle mesure un projet porte atteinte ou contribue à la capacité du Canada à respecter ses engagements en matière de changements climatiques et ainsi décider dans quelle mesure les effets négatifs du projet relevant de la compétence fédérale sont dans l’intérêt public.

L’ÉSCC permet une prise en compte cohérente, prévisible, efficace et transparente des changements climatiques tout au long du processus d’évaluation d’impact. Elle décrit les exigences en matière de renseignements sur les changements climatiques tout au long du processus d’évaluation d’impact fédérale et exige des promoteurs de projets ayant une durée de vie allant au-delà de 2050 de fournir un plan crédible pour atteindre des émissions nettes nulles qui décrit la façon dont le projet atteindra des émissions nettes nulles d’ici 2050. Elle explique également la manière dont l’Agence d’évaluation d’impact du Canada (AEIC) ou les organismes de réglementation du cycle de vie, avec le soutien des autorités fédérales expertes, examineront, commenteront et compléteront ces renseignements.

Le Règlement sur les renseignements et la gestion des délais^{Note de bas de page 4} décrit les exigences en matière de renseignements pour la description initiale et détaillée du projet. La section 4.1 de l’ÉSCC précise les renseignements relatifs aux émissions de GES et aux changements climatiques qui doivent être inclus dans la description initiale et détaillée du projet.

Si une étude d’impact est nécessaire, les promoteurs de projet devront affiner l’estimation de leurs émissions annuelles nettes de GES et leur intensité des émissions (IE), le cas échéant, fournie pendant l’étape de planification en incluant des détails et précisions supplémentaires, y compris une évaluation des incertitudes. La portée des renseignements relatifs aux émissions de GES et aux changements climatiques sera adaptée au projet dans les Lignes directrices adaptées relatives à l’étude d’impact (LDAREI) fournies au promoteur à la fin de l’étape de planification. Les LDAREI confirmeront également si le promoteur doit effectuer une évaluation des émissions de GES en amont (voir la section 5). Une évaluation des émissions en aval n’est pas nécessaire.

Pour aider le Canada à respecter ses engagements en matière de lutte contre les changements climatiques, des mesures d’atténuation sont nécessaires pour minimiser les émissions de GES à chacune des étapes du projet. Le processus de détermination des MTD/MPE mené par le promoteur servira à identifier les mesures d’atténuation qui sont techniquement et économiquement réalisables afin de minimiser les émissions de GES pendant la durée de vie du projet.

Les promoteurs d’un projet ayant une durée de vie allant au-delà de 2050 devront fournir un plan crédible pour atteindre des émissions nettes nulles qui décrit la façon dont le projet atteindra des émissions nettes nulles d’ici 2050.

1.3 Utilisation de ce document

Le guide technique complète d’autres documents de politique et d’orientation qui appuient le processus d’évaluation d’impact^{Note de bas de page 5}. Il est présumé que les lecteurs du présent document comprennent bien le processus d’évaluation d’impact^{Note de bas de page 6}.

Le guide technique fait la distinction entre le niveau de renseignements nécessaire dans l’étape de planification et celui de l’étape de l’étude d’impact. En général, il est attendu qu’une analyse de haut niveau soit effectuée par le promoteur au cours de l’étape de planification, car il est reconnu que l’ensemble des renseignements et des données applicables au projet peuvent ne pas être disponibles au moment de la préparation de la description du projet. Cette analyse de l’étape de planification sera ensuite développée en réponse aux exigences particulières au projet formulées dans les LDAREI et selon l’avancement de la conception et des plans du projet avant la soumission de l’étude d’impact. Ce guide technique ne remplace pas les exigences en matière de renseignements propres au projet dans les LDAREI, mais vise plutôt à les compléter.

2 Émissions nettes de GES

2.1 Méthodologie

Les promoteurs de projets faisant l’objet d’une évaluation d’impact fédérale sont tenus de fournir une estimation des émissions de GES du projet. Celles-ci doivent être calculées selon les termes de l’Équation 1^{Note de bas de page 7} ci-dessous pour les émissions nettes de GES. Chaque terme de cette équation est décrit plus en détail dans les sections suivantes.

Équation 1 : Émissions nettes de GES

Émissions nettes de GES =

Émissions directes de GES
+  Émissions de GES provenant de l’énergie acquise
–  Émissions de GES évitées au pays
–  Mesures compensatoires

Les émissions nettes de GES des nouveaux projets et celles des projets d’expansion^{Note de bas de page 8} sont évaluées différemment :

Pour les nouveaux projets : les émissions de GES doivent refléter le débit maximal ou la capacité maximale du projet.
Pour les projets d’expansion : les émissions de GES sont évaluées sur la base du débit ou de la capacité maximale supplémentaire que le projet crée par rapport à la capacité initiale.

Si le projet est censé fonctionner à une capacité sensiblement différente de la capacité initiale, le promoteur peut fournir les émissions nettes de GES pour la capacité d’opération prévue. Le promoteur peut alors utiliser les émissions nettes de GES associées à la capacité d’opération prévue lors de l’élaboration de son plan pour atteindre des émissions nettes nulles d’ici 2050, au besoin.

Les émissions de tous les GES décrits dans l’annexe 3 de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre (LTPG)^{Note de bas de page 9} doivent être quantifiées et les émissions nettes de GES doivent être fournies en équivalent dioxyde de carbon (éq. CO₂) en utilisant les potentiels de réchauffement planétaire fournis dans la LTPG. Les émissions nettes de GES doivent être calculées pour toutes les étapes d’un projet (construction, exploitation et désaffectation) et pour chaque année de la durée de vie du projet.

Les sections suivantes fournissent des détails supplémentaires pour la quantification de chaque terme de l'Équation 1. Des approches de quantification et des facteurs d’émission autres que ceux présentés dans les sections 2.1.1 à 2.1.4 peuvent être utilisés à condition que la méthodologie, les sources de données, les hypothèses et la justification de l’approche soient documentées, et que la méthodologie soit conforme aux principes de la norme ISO 14064.

Les exigences précises pour l’étape de planification et l’étape de l’étude d’impact sont fournies dans les sections 2.4 et 2.5.

2.1.1 Émissions directes de GES

Les émissions directes de GES sont définies dans la section 3.1.1 de l’ÉSCC comme étant celles générées par les activités qui entrent dans la portée définie du projet. Ce qui peut être dans la portée d’un projet dépend de la nature du projet particulier. La définition d’un projet désigné à l’article 2 de la LÉI indique qu’un projet désigné consiste en une ou plusieurs activités concrètes, y compris celles qui leur sont accessoires. Pendant l’étape de planification, le promoteur fournit une description du projet. Si une étude d’impact est nécessaire, la portée des éléments qui doivent être considérés est déterminée par l’AÉIC et exposée dans les lignes directrices adaptées relatives à l’étude d’impact. Si le transport des équipements ou des produits est considéré comme une activité concrète faisant partie du projet tel que décrit, par exemple, alors les émissions générées par ce transport doivent être incluses dans les émissions directes de GES^{Note de bas de page 10}.

La section 5.1.1 de l’ÉSCC stipule que les promoteurs doivent fournir une description des principales sources d’émissions de GES du projet et une estimation des émissions. Aux fins de la quantification, les sources principales doivent être comprises comme des ensembles d’équipement (ou groupe de technologies et de pratiques) ou des activités qui contribuent à 1 % ou plus du total des émissions directes de GES du projet.

Les émissions directes de GES doivent être quantifiées pour les étapes de construction, d’exploitation et de désaffectation et pour chaque année de la durée de vie du projet. Les émissions directes de GES sont par exemple les émissions de GES provenant de la combustion stationnaire ou mobile, du changement d’affectation des terres, des procédés industriels, de l’élimination des déchets solides, ou du torchage, de l’évacuation et des émissions fugitives. Chacune de ces activités est décrite ci-dessous.

2.1.1.1 Émissions de GES provenant de la combustion stationnaire et mobile

Les sources de combustion stationnaire de carburant sont les dispositifs qui brûlent du carburant dans le but de produire de la chaleur ou un travail utile. Cela comprend les chaudières, les unités de production d’électricité, les unités de cogénération, les turbines de combustion, les moteurs, les incinérateurs et les dispositifs de chauffage. La combustion mobile renvoie aux dispositifs qui brûlent du carburant et ne sont pas stationnaires (p. ex. les activités de transport – route, hors route, air, chemin de fer et navigation sur l’eau).

Les émissions de GES provenant de la combustion stationnaire ou mobile peuvent être quantifiées en utilisant l'Équation 2.

Équation 2 : Émissions provenant de la combustion stationnaire et mobile

Émissions de GES dues à la combustion de carburant =

quantité estimée de carburant à consommer × facteur d’émission

Les émissions totales de GES du projet provenant de la combustion de carburant sont la somme de l'Équation 2 pour chaque type de carburant et de GES considéré.

Si les données de consommation de carburant propre au projet et à l’équipement ne sont pas disponibles, le promoteur peut se référer à l’annexe A du présent guide pour les ressources permettant d’estimer la consommation de carburant par équipement.

Les facteurs d’émission associés aux différents carburants sont disponibles dans l’annexe 6 de la partie 2 du Rapport d’inventaire national : Sources et puits de gaz à effet de serre au Canada (RIN). Le Tableau 1 ci-dessous fait référence aux valeurs publiées dans le RIN 2020, mais les promoteurs devraient utiliser les facteurs d’émission du RIN le plus récent.

Tableau 1 : Facteurs d’émission associés à la combustion de différents carburants
Carburant	GES	Référence pour les facteurs d’émission associés à la combustion des carburants communs
Gaz naturel	CO₂	RIN 2020, partie 2, annexe 6, tableau A6.1-1
Gaz naturel	CH₄ et N₂O	RIN 2020, partie 2, annexe 6, tableau A6.1-2
Liquides de gaz naturel	CO₂, CH₄ et N₂O	RIN 2020, partie 2, annexe 6, tableau A6.1-3
Produits pétroliers raffinés	CO₂, CH₄ et N₂O	RIN 2020, partie 2, annexe 6, tableau A6.1-4
Coke de pétrole et gaz de distillation	CO₂	RIN 2020, partie 2, annexe 6, tableau A6.1-5
Coke de pétrole et gaz de distillation	N₂O	RIN 2020, partie 2, annexe 6, tableau A6.1-6
Gaz de distillation (raffineries et autres)	CH₄	RIN 2020, partie 2, annexe 6, tableau A6.1-7
Charbon	CO₂	RIN 2020, partie 2, annexe 6, tableau A6.1-8
Produits du charbon	CO₂	RIN 2020, partie 2, annexe 6, tableau A6.1-9
Produits à base de charbon et de coke	CH₄ et N₂O	RIN 2020, partie 2, annexe 6, tableau A6.1-10
Carburants pour les sources de combustion mobiles	CO₂, CH₄ et N₂O	RIN 2020, partie 2, annexe 6, tableau A6.1-13

Par ailleurs, le promoteur peut choisir d’utiliser les facteurs d’émission associés à un équipement similaire en service dans une autre installation en autant que les conditions soient similaires (type de carburant similaire).

Émissions de GES liées au transport maritime

Les émissions de GES liées au transport maritime comprennent les émissions des navires commerciaux opérant dans les eaux couvertes par la portée du projet. La méthodologie utilisée dans l’Outil d’affichage d’inventaire des émissions marines du Canada^{Note de bas de page 11} peut être utilisée pour quantifier ces émissions. Cette méthodologie sera décrite dans le rapport méthodologique de l’Inventaire national des émissions marines du Canada, qui devrait être publié en 2021 sur le site Web de l’Outil d’affichage d’inventaire des émissions marines^{Note de bas de page 12}. Le rapport tiendra compte des émissions du ou des moteurs principaux, des moteurs auxiliaires et des chaudières d’un navire^{Note de bas de page 13}.

Les émissions de GES liées au transport maritime peuvent être quantifiées en utilisant les émissions basées sur les activités tel que décrit par l'équation 3.

Équation 3 : Émissions liées au transport maritime

Émissions de GES liées au transport maritime =

Σi {(MP * FC_MP * ΔT_MP * FE_MP) + (MA * FC_MA * ΔT_MA * FE_MA) + (CH * ΔT_CH * FE_CH)}

Où :

i est le point de données
MP est la capacité du moteur principal ou la puissance maximale continue (kW).
MA est la capacité totale du moteur auxiliaire (kW)
FC est le facteur de charge du moteur
FE est le facteur d’émission (g/kWh pour les moteurs, kg/t de carburant pour les chaudières)
CH est le taux de consommation de carburant de la chaudière (t/h)
ΔT est le temps passé dans le mode concerné (en route, à quai ou au mouillage) (h)

Le rapport méthodologique de l’Inventaire national des émissions maritimes pour le Canada fournit des facteurs d’émission pour le CO₂, le CH₄, et le N₂O en fonction du type de carburant, du type de moteur et du type de cycle du moteur.

Les promoteurs doivent décrire toutes les hypothèses associées au nombre et au type de navires, à la consommation de carburant, au type de moteur, aux distances de navigation et à la fréquence des voyages par an.

Émissions de GES liées au transport ferroviaire

Les émissions des locomotives ferroviaires dans une zone portuaire ou terminale peuvent être calculées à l’aide de l’Outil d’inventaire des émissions portuaires. L’Outil et le guide de l’utilisateur sont disponibles auprès d’Environnement et Changement climatique Canada en écrivant à l’adresse suivante : ec.oaiem-meit.ec@canada.ca.

Pour les locomotives ferroviaires servant à d’autres applications, les promoteurs peuvent utiliser la méthodologie et les facteurs d’émission décrits dans le dernier Rapport sur la surveillance des émissions des locomotives, produit annuellement par l’Association des chemins de fer du Canada^{Note de bas de page 14}.

La plus récente version du Rapport sur la surveillance des émissions des locomotives a été publiée en 2018. Dans ce rapport, les émissions de GES sont calculées en fonction de la consommation annuelle de carburant et des taux de consommation de carburant (L/1 000 TKB), et sont présentées pour le transport de marchandises de classe 1 (séparément pour les locomotives de voie principale et les locomotives manœuvres-triage/trains de travaux) et pour diverses opérations de transport de passagers (comme les trains interurbains, les trains de banlieue et VIA Rail). Les promoteurs peuvent consulter la section 5 du rapport : « Émissions des locomotives » pour obtenir des renseignements sur les facteurs d’émission et la méthodologie utilisée pour calculer les émissions de GES. Veuillez consulter le Tableau 3, Consommation de carburant des activités ferroviaires canadiennes, 1990, 2006 à 2018 pour une ventilation de la consommation de carburant déclarée, et le Tableau 9, Émissions de GES et intensités des émissions par service ferroviaire au Canada 1990, 2006 à 2018 pour un exemple de la façon dont les émissions de GES sont déclarées par secteur (comme les trains de marchandises sur voie principale ou les locomotives manœuvres-triage).

Émissions de GES provenant de la combustion du carbone biogénique

Conformément à l’approche présentée dans les Lignes directrices 2006 du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (GIEC) pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre^{Note de bas de page 15} (GIEC, 2006), on peut supposer que les émissions biogéniques de CO₂ provenant de la combustion sont équilibrées par l’absorption de carbone avant la récolte. Dans une telle situation, seuls le CH₄ et le N₂O provenant de la combustion de la biomasse doivent être pris en compte dans la quantification des émissions directes de GES dues à la combustion de la biomasse dans les équipements fixes et mobiles.

2.1.1.2 Émissions liées au changement d’affectation des terres

Les émissions et les absorptions de GES résultant de la conversion de l’affectation des terres comme résultat direct de la construction du projet sont incluses dans les émissions directes de GES. Il convient de noter que cela ne comprend pas l’opportunité de séquestration du carbone perdue comme conséquence du changement d’affectation des terres, qui est inclus dans la quantification des « puits de carbone » (voir la section 4).

La méthode de quantification du changement d’affectation des terres est décrite à l’annexe B du présent guide. Il s’agit d’une approche à plusieurs niveaux, offrant trois options de complexité croissante en fonction de la superficie du projet et de la proportion de la superficie du projet sur des terres à forte densité de carbone (voir la figure 4 de l’annexe B). Cette méthode suit les approches des dernières directives du RIN et du GIEC.

2.1.1.3 Émissions de GES liés aux procédés industriels

Les procédés industriels sont définis comme ceux qui impliquent une réaction chimique ou physique, dont le but principal est de produire un produit, par opposition à la chaleur ou au travail utile (GC, 2020-4). Le promoteur peut utiliser les méthodes suivantes pour quantifier les émissions de GES d’un procédé industriel (comme la production de ciment, la production d’ammoniac ou la sidérurgie) :

Guide technique pour la déclaration des émissions de gaz à effet de serre^{Note de bas de page 16}, dans le cadre du Programme de déclaration des gaz à effet de serre (PDGES).
Volume 3 des lignes directrices 2006 du GIEC; ou
Le RIN

Le promoteur doit s’assurer que les émissions liées aux procédés industriels sont définies et calculées séparément des émissions de combustion stationnaire. Consulter les lignes directrices 2006 du GIEC, Volumes 2 et 3 pour de plus amples renseignements.

2.1.1.4 Torchage, évacuation et émissions fugitives de GES

Les émissions de GES de torchage et d’évacuation et les émissions fugitives de GES sont les rejets intentionnels ou involontaires de GES provenant de la production, du traitement, du transport, de l’entreposage et de la livraison de carburants fossiles.Le Tableau 2 classe ces émissions en fonction des catégories du RIN.

Tableau 2 : Sources d’émissions classées en tant que torchage, évacuation et émissions fugitives
Source d’émissions	Catégorie
Torchage	Torchage
Mines à ciel ouvert (sables bitumineux)	Émissions fugitives
Fuites d’équipements fugitives	Émissions fugitives
Chargement et déchargement	Émissions fugitives
Déversements ou ruptures de pipelines	Émissions fugitives
Pertes par le stockage	Émissions fugitives
Évacuation/migration de gaz de la colone de surface	Émissions fugitives
Bassins de résidus (sables bitumineux)	Émissions fugitives
Rejets de CO₂ du gisement	Évacuation
Dégagement gazeux de déshydrateur au glycol	Évacuation
Évacuation déclarée	Évacuation
Évacuation non déclarée – joints de compresseur	Évacuation
Évacuation non déclarée – instruments pneumatiques	Évacuation
Évacuation non déclarée – pompes pneumatiques	Évacuation
Évacuation non déclarée – essence de démarrage	Évacuation
Évacuation non déclarée – coulée de soufre	Évacuation
Évacuation non déclarée – indifférenciée	Évacuation
Évacuation non déclarée – essai en cours de forage	Évacuation

Les facteurs d’émission pour le torchage, l’évacuation et les émissions fugitives de GES des secteurs de l’industrie pétrolière et gazière se trouvent dans le Tableau 3. Ils ont été établies par ECCC à partir des émissions historiques de GES du RIN et de diverses ressources, dont des publications de Statistique Canada.

Tableau 3 : Facteurs d’émission pour le torchage, l’évacuation et les émissions fugitives de GES par secteur pétrolier et gazier
Secteur pétrolier et gazier	Base des facteurs d’émission	Unité des facteurs d’émission	Facteur d’émission
Secteur pétrolier et gazier	Base des facteurs d’émission	Unité des facteurs d’émission	Torchage	Évacuation	Émissions fugitives
Production de gaz naturel	Production de gaz non associé	g éq CO₂ / m³	3,27	37,52	56,83
Traitement de gaz naturel	Production brute de gaz naturel	g éq CO₂ / m³	3,10	19,56	2,24
Production de pétrole brut léger et médium	Production de pétrole brut léger et médium	kg éq CO₂ / m³	57,32	164,74	42,83
Production de pétrole brut lourd + sables bitumineux primaires	Production de pétrole brut lourd + production de sables bitumineux primaires	kg éq CO₂ / m³	20,63	163,55	35,21
Exploitation et extraction des sables bitumineux	Production de bitume miné	kg éq CO₂ / m³	1,88	0,15	21,67
Valorisation	Production de pétrole brut synthétique	kg éq CO₂ / m³	19,82	66,25	1,59
Production de sables bitumineux thermiques (CSC + DGMV)	CSC + Production de drainage par gravité au moyen de vapeur	kg éq CO₂ / m³	2,08	0,96	3,57
Transport et stockage de gaz naturel	Longueur du pipeline de transport	t éq CO₂ / km	0,08	9,77	14,63
Raffinage du pétrole	Pétrole brut introduit dans les raffineries	kg éq CO₂ / GJ	0,05	0,25	0,03
Raffinage du pétrole	Production de produits pétroliers raffinés (PPR)	kg éq CO₂ / GJ	0,04	0,22	0,02

Pour les émissions fugitives associées à l’extraction du charbon, les facteurs d’émission sont fournis dans la partie 2 de l’annexe 6 du RIN. Les promoteurs choisiront le facteur d’émission approprié en fonction de l’emplacement du projet, du type de charbon et du type de mine.

2.1.1.5 Émissions de GES provenant des déchets

Les méthodes d’estimation des émissions de GES pour plusieurs catégories de déchets sont disponibles dans l’annexe 3.6 de la partie 2 du RIN. Les approches décrites dans le RIN sont conformes à la méthodologie présentée dans le volume 5 des lignes directrices 2006 du GIEC. Le Tableau 4 présente les sections applicables du RIN et des lignes directrices 2006 du GIEC pour chaque catégorie de déchets considérée.

Tableau 4 : Sources des méthodologies d’estimation des émissions de GES liées à la gestion des déchets du projet
Catégorie de déchets	Source de méthodologie	GES et activités prises en compte
Élimination des déchets solides (sites d’enfouissement)	RIN 2020, partie 2, section A3.6.1. ou Lignes directrices 2006 GIEC, volume 5, chapitre 3	Estimation des émissions de CH₄ provenant des sites d’enfouissement de déchets solides municipaux et des sites d’enfouissement de déchets ligneux à l’aide de la méthode de décomposition de premier ordre
Traitement biologique des déchets solides	RIN 2020, partie 2, section A3.6.2. ou Lignes directrices 2006 GIEC, volume 5, chapitre 4	Estimation des émissions de CH₄ et de N₂O provenant du compostage et de la digestion anaérobie.
Incinération et brûlage de déchets à ciel ouvert	RIN 2020, partie 2, section A3.6.3. ou Lignes directrices 2006 GIEC, volume 5, chapitre 5	Estimation des émissions de CH₄, de N₂O et de CO₂ pour l’incinération des déchets solides municipaux, des déchets dangereux, des déchets cliniques et des boues d’épuration (hormis le CO₂).
Traitement et rejet des effluents	RIN 2020, partie 2, section A3.6.4. ou Lignes directrices 2006 GIEC, volume 5, chapitre 6	Estimation des émissions de CH₄ et de N₂O pour les effluents traités et non traités

ECCC a mis au point un outil facilitant l’analyse des émissions de GES découlant des méthodes de gestion des matières organiques, le calculateur de gaz à effet de serre pour la gestion des déchets. Cet outil est actuellement disponible sur demande. Vous pouvez en obtenir une copie à ec.ges-dechets-ghg-waste.ec@canada.ca.

2.1.2 Émissions de GES provenant de l’énergie acquise

Les émissions de GES provenant de l’énergie acquise sont celles associées à la production de l’électricité, de la chaleur, de la vapeur ou du refroidissement, achetés ou acquis auprès d’un tiers pour le projet (voir la section 3.1.1 de l’ÉSCC). L’hydrogène utilisé comme carburant est également considéré comme une énergie acquise s’il est produit hors site par un tiers.

Les sections suivantes indiquent la manière de quantifier les émissions de GES provenant des principales sources d’énergie acquise.

2.1.2.1 Électricité

Pour la quantification des émissions annuelles de GES provenant de l’électricité acquise, le promoteur peut utiliser les intensités d’émissions provinciales prévues pour les services publics d’électricité, élaborées par ECCC. Les prévisions des intensités d’émission (IE) établies en 2020 se trouvent à l’annexe C du guide. La mise à jour annuelle des prévisions des IE devrait se trouver dans les tableaux de données ouvertes de la page Web des prévisions canadiennes d’émissions de gaz à effet de serre^{Note de bas de page 17}, mais elle n’était pas disponible au moment de la publication du présent document.

Les prévisions comprennent des séries chronologiques des IE qui indiquent la réduction des émissions attendue en raison des politiques et des mesures au fil du temps. Ces prévisions ont été élaborées à l’aide du modèle énergie-émissions-économie du Canada (M3EC) d’ECCC, à partir du RIN 2020, et calculées en divisant le total des émissions de GES prévues associées à l’électricité produite par les services publics d’électricité et à la production industrielle nette vendue au réseau par la consommation d’électricité du réseau de chaque province (par exemple : t éq CO₂/GWh par année).

Le promoteur peut, pour la partie du projet au-delà des projections actuelles, s’appuyer sur les politiques provinciales pour établir les tendances près de l’emplacement du projet. L’estimation des IE qui en découle doit être prudente, et la méthodologie, les sources de données, les hypothèses et la justification doivent être bien étayées.

2.1.2.2 L’hydrogène utilisé comme carburant

Pour la quantification des émissions de GES provenant de l’hydrogène acquis utilisé comme carburant dans leur projet, les promoteurs peuvent utiliser les IE présentées dans le Tableau 5.

Tableau 5 : Intensités des émissions des procédés de production d’hydrogène
Processus de production d’hydrogène	Intensité des émissions^{Note de bas de page 18} (t éq. CO₂ / t H₂)
Reformage du méthane à la vapeur (RMV) ou oxydation partielle des hydrocarbures	10,0^{Note de bas de page 19}
Reformage autothermique (RAT)	8,98^{Note de bas de page 20}
RMV avec captage et stockage du CO₂ (CSC)	5,0
RAT avec CSC	0,45

Si l’hydrogène utilisé dans le projet n’est pas acquis mais plutôt produit dans le cadre de la portée définie du projet, le promoteur doit utiliser l’approche de quantification décrite à la section 2.1.1.

L’IE de la production d’hydrogène par RMV avec CSC suppose un taux de captage de 50 %^{Note de bas de page 21} tandis que l’IE pour la production d’hydrogène par RAT avec CSC suppose un taux de captage de 95 %^{Note de bas de page 22}.

Les émissions de GES provenant de l’hydrogène obtenu par électrolyse peuvent être quantifiées en utilisant un taux de consommation d’électricité par défaut^{Note de bas de page 23} de 50,0 kWh/kg de H₂et la projection de l’IE de la production d’électricité du réseau provincial de la province dans laquelle l’hydrogène est produit, disponible à l’annexe C.

2.1.2.3 Vapeur

Pour la quantification des émissions de GES provenant de la vapeur acquise, le promoteur peut utiliser un facteur d’émission de 223 tonnes (t) d’éq. CO₂ /GWh thermique (ou 0,062 t d’éq. CO₂ /GJ thermique). Cela suppose l’utilisation d’une chaudière alimentée au gaz naturel avec un rendement de 80 %.

2.1.2.4 Énergie dérivée des déchets

L’énergie dérivée des déchets, des coproduits ou du biogaz peut être considérée comme ayant un facteur d’émission de 0 s’il est possible de produire l’énergie directement sans passer par des processus de conversion des déchets qui émettraient des GES. Il peut s’agir par exemple de l’utilisation du biogaz d’enfouissement pour la chaleur et la vapeur, de l’utilisation de la vapeur produite par l’incinération ou la combustion des déchets, ou des combustibles dérivés des déchets. Si cette énergie n’est pas acquise, mais produite et utilisée dans la portée du projet, le promoteur peut en tenir compte dans le cadre du terme des émissions de GES évitées au pays de l'Équation 1 (voir la section 2.1.3 ci-dessous).

2.1.3 Émissions de GES évitées au pays

Les émissions de GES évitées au pays sont définies dans la section 3.1.1 de l’ÉSCC comme des émissions de GES qui sont réduites ou éliminées au Canada grâce au projet. L’ÉSCC précise que les émissions de GES évitées au pays peuvent également inclure les émissions de GES éliminées après la mise en œuvre de mesures d’atténuation distinctes du projet et qui ne se reflètent pas dans les émissions directes de GES du projet. Ce type d’élimination ou de réduction des émissions est désormais pris en compte dans les initiatives prises au niveau corporatif (voir la section 2.1.4.3). Les projets n’auront pas tous des émissions de GES évitées au pays. La prise en compte de ces émissions dans les émissions nettes de GES est facultative.

Les émissions de GES évitées au pays pourraient être prises en compte dans les émissions nettes de GES d’un projet afin de refléter le fait qu’un projet permet potentiellement des réductions d’émissions qui pourraient profiter au Canada à l’échelle nationale. Par exemple :

Dans le cas d’un projet d’agrandissement, la réduction des émissions découlant du remplacement de l’équipement existant par de l’équipement plus écoénergétique sur le site du projet.
Dans le cas d’un nouveau projet, la réduction des émissions résultant du remplacement d’une installation à fortes émissions par une installation à faibles émissions.
Dans le cas de toute installation qui produit et vend de l’énergie excédentaire, la quantité d’émissions économisées grâce à la production de cette énergie par rapport à la source précédente, plus émettrice.

Les exigences générales sont décrites ci-dessous :

Les émissions de GES évitées au pays doivent :

s’appliquer uniquement aux émissions nettes de GES du projet (et non aux émissions de GES en amont ou en aval);
représenter des réductions ou des éliminations réelles, supplémentaires, quantifiées, vérifiables, uniques et permanentes qui peuvent être attribuées au projet (les mêmes émissions évitées ne peuvent être revendiquées plus d’une fois);
provenir de sources ou de puits existants au Canada (et non d’un scénario hypothétique).

Les émissions de GES évitées au pays ne peuvent pas :

être des réductions des émissions exigées par la loi et les règlements;
être des réductions ou des éliminations d’émissions qui sont utilisées pour générer des crédits compensatoires (voir la section 2.1.4 ci-dessous);
être des réductions ou des éliminations d’émissions financées ou subventionnées par d’autres programmes et initiatives gouvernementaux;
découlant d’un impact sur les puits de carbone sur les terres touchées par le projet (étant donné qu’ils sont quantifiés séparément des émissions nettes de GES, consulter la section 4);
être des émissions de GES internationales évitées (les promoteurs ont la possibilité de décrire l’impact du projet sur les émissions de GES mondiales; consulter la section 5.1.3 de l’ÉSCC);
être des émissions évitées provenant d’un autre nouveau projet hypothétique qui pourrait être construit si ce projet n’est pas réalisé ou d’une technologie de rechange qui pourrait être utilisée pour le projet;
être des réductions d’émissions qui se produisent après la fin de la durée de vie du projet.

Au fur et à mesure de l’entrée en vigueur de politiques plus strictes, les émissions de GES évitées au pays qui continuent de répondre aux exigences ci-dessus devraient diminuer avec le temps. Par conséquent, en 2050 et par la suite, il n’y aura pas d’émissions de GES évitées au pays.

La méthode de quantification des émissions de GES évitées au pays comprend les quatre étapes décrites ci-dessous.

Étape 1 : Établir la portée de l’évaluation

Les promoteurs doivent établir la portée de l’évaluation des émissions de GES évitées au pays et en faire la description. Celles-ci doivent être associées aux émissions directes de GES ou aux émissions de GES provenant de l’énergie acquise pour le projet (et non aux émissions de GES en amont ou en aval).

Étape 2 : Établir le scénario de référence des émissions (sans le projet)

Les promoteurs doivent établir le scénario de référence des émissions (sans le projet) représentant un rendement ou une capacité égale au scénario d’émissions du projet. Le scénario de référence des émissions doit exister et ne peut être hypothétique.

Par exemple, si un projet de pipeline doit remplacer le transport de produits par voie ferroviaire, le scénario avec transport ferroviaire doit exister. Les promoteurs doivent décrire le scénario existant et fournir des détails sur le mode de transport ferroviaire, la capacité de transport, la distance parcourue et la fréquence, ainsi que les émissions qui pourraient être évitées dans le scénario des émissions du projet à l’étape 3.

Le scénario de référence des émissions doit être élaboré pour une série chronologique allant jusqu’à la fin du projet, ou jusqu’à la fin de 2049, selon la première des deux éventualités. On suppose que, d’ici 2050, les mesures (politiques, règlements, programmes) et les conditions du marché en place rendront les émissions de GES évitées au pays non pertinentes, et qu’elles ne pourront donc plus être considérées comme faisant partie des émissions nettes de GES d’un projet en 2050 et après. La série chronologique doit tenir compte des mesures (politiques, règlements, programmes) annoncées et des conditions du marché. Elle doit également tenir compte du remplacement des technologies ou de l’équipement en fin de vie, le cas échéant. Il est possible que les mesures (politiques, règlements, programmes) et les conditions du marché en place rendent les émissions de GES évitées au pays non pertinentes avant 2049.

La quantification pour le scénario de référence des émissions peut être effectuée en utilisant l’approche pour les émissions directes de GES et les émissions de GES liées à l’énergie acquise décrite dans les sections 2.1.1 et 2.1.2, respectivement. Les promoteurs doivent décrire la méthodologie et fournir les données, les facteurs d’émission et les hypothèses utilisés pour la quantification du scénario de référence des émissions.

Étape 3 : Établir le scénario des émissions du projet (avec le projet)

Les promoteurs doivent établir le scénario des émissions du projet pour une série chronologique jusqu’à la fin du projet, ou jusqu’à la fin de 2049, selon la première des deux éventualités. Comme à l’étape 2, le scénario des émissions du projet doit tenir compte des mesures annoncées et des conditions du marché.

La quantification pour le scénario des émissions du projet peut être effectuée en utilisant l’approche pour les émissions directes de GES et les émissions de GES liées à l’énergie acquise décrite dans les sections 2.1.1 et 2.1.2, respectivement. Les promoteurs doivent décrire la méthodologie et fournir les données, les facteurs d’émission et les hypothèses utilisés pour la quantification du scénario des émissions du projet.

Il convient de noter que les émissions directes de GES et les émissions de GES de l’énergie acquise du scénario des émissions du projet peuvent ne pas être les mêmes que celles obtenues du calcul des émissions nettes de GES du projet lui-même. Cela est dû au fait que certaines émissions de GES évitées au pays peuvent se produire dans le scénario des émissions du projet qui sont en dehors de la portée du projet. Cette situation doit être prise en compte dans l’établissement des scénarios. Par exemple, un nouveau projet ferroviaire hypothétique utilise un scénario de référence des émissions où les marchandises sont actuellement transportées par camions. Dans le scénario des émissions du projet, une partie des marchandises transportées par camion est transportée par voie ferroviaire (avec la documentation appropriée). Les wagons de chemin de fer et les camions doivent être pris en compte dans l’évaluation des émissions de GES évitées au pays, alors que ces marchandises transportées par camions ne font peut-être pas forcément partie de la portée du projet ferroviaire.

Étape 4 : Calculer les émissions de GES évitées au pays

Le total des émissions de GES évitées au pays est la valeur absolue de la différence entre les étapes 3 et 2. Pour pouvoir déclarer des émissions de GES évitées au pays, il faut que les émissions provenant du « scénario des émissions du projet » soient inférieures à celles du « scénario de référence des émissions ».

Les émissions de GES évitées au pays doivent être présentées pour chaque année de la phase d’exploitation du projet jusqu’en 2049, le cas échéant.

Une liste de vérification concernant les émissions de GES évitées au pays est fournie au Tableau 6.

Tableau 6 : Liste de vérification concernant les émissions de GES évitées au pays

Le projet est-il censé générer des émissions de GES évitées au pays?
Le scénario de référence des émissions existe-t-il actuellement (réel ou hypothétique)?
Les scénarios tiennent-ils compte des mesures annoncées (règlements, plans et programmes) et des conditions du marché, et les hypothèses sont-elles raisonnables?
Les émissions de GES évitées au pays sont-elles réelles, supplémentaires, quantifiées, vérifiables, uniques et permanentes?
Les émissions de GES évitées au pays sont-elles quantifiées pour chaque année de la phase d’exploitation du projet (jusqu’en 2049, au maximum)?
Les émissions évitées au pays diminuent-elles au fil du temps avec l’augmentation de la rigueur des mesures et du taux d’électrification? Les émissions évitées sont-elles toujours pertinentes compte tenu des mesures annoncées (règlements, plans et programmes) et des conditions du marché?
Les émissions de GES évitées au pays représentent-elles des réductions au Canada?
La description de la méthodologie, les données, les facteurs d’émission et les hypothèses sont-ils fournis, et conviennent-ils?

2.1.4 Mesures compensatoires

Le terme « Mesures compensatoires » de l’Équation 1 englobe la somme des crédits compensatoires, du CO₂ capté et stocké, et des initiatives prises au niveau corporatif. Ces éléments sont décrits plus en détail aux sections 2.1.4.1 à 2.1.4.3. Les mesures compensatoires peuvent également inclure d’autres mesures d’atténuation telles que des changements d’affectation des terres pour atténuer la perturbation des puits de carbone par la restauration, le boisement, ou une activité de compensation ou de conservation (voir les sections 3.4.3 et 3.5.3).

2.1.4.1 Crédits compensatoires

Les crédits compensatoires sont définis dans la section 3.1.1 de l’ÉSCC comme des réductions ou absorptions des émissions de GES générées par des activités qui s’ajoutent à celles qui auraient eu lieu en l’absence du projet de crédits compensatoires (c’est-à-dire générées par des activités qui vont au-delà des exigences légales et d’une norme de maintien du statu quo). Chaque crédit produit par un projet de crédits compensatoires représente une t d’éq. CO₂ réduits ou retirés de l’atmosphère.

Les crédits compensatoires peuvent s’appliquer aux émissions nettes de GES du projet (et non aux émissions de GES en amont ou en aval).

À l’exception des projets de crédits compensatoires qui satisfont aux exigences des crédits compensatoires internationaux, les crédits compensatoires appliqués aux nouvelles émissions d’un projet dans le cadre de l’ÉSCC doivent provenir d’un projet enregistré dans un programme réglementaire de crédits compensatoires fédéral, provincial ou territorial canadien qui cadre avec les pratiques exemplaires décrites dans le Cadre pancanadien pour les crédits compensatoires du Conseil canadien des ministres de l’environnement.

Au moment de la publication du présent guide technique, le système fédéral de crédits compensatoires pour GES était en cours d’élaboration. Des renseignements concernant le système fédéral sont accessibles sur le site Système fédéral de crédits compensatoires pour les gaz à effet de serre – Canada.ca.

Les crédits compensatoires seront achetés par le promoteur du projet et retirés ou annulés volontairement des registres des systèmes de crédits compensatoires connexes. Pour l’achat de crédits compensatoires, les contrats seraient négociés entre promoteurs de projet et vendeurs intéressés. Les transferts de crédits compensatoires d’une partie à une autre seraient suivis dans le registre du système de projets de crédits compensatoires ou dans le système de suivi des crédits. Des tiers, tels que des bourses du carbone ou des services de courtage, peuvent jouer un rôle dans la facilitation des transactions. Les promoteurs doivent s’assurer de connaître les modalités, les conditions et les exigences du programme de crédits compensatoires auprès duquel ils achètent et utilisent les crédits avant de choisir cette option.

Les crédits compensatoires utilisés pour le calcul des émissions nettes de l’étude d’impact ne doivent pas avoir déjà été retirés ou annulés à d’autres fins, y compris la conformité à une exigence réglementaire, une demande volontaire du promoteur (par exemple à des fins non liées à l’évaluation d’impact), ou par toute autre entité à des fins de conformité ou volontaires. Cela permettra de s’assurer que les crédits compensatoires déterminés représentent des réductions d’émissions progressives et qu’elles compensent des émissions qui ne peuvent être atténuées d’aucune autre manière (p. ex. les émissions provenant de la phase de construction du projet).

Les crédits compensatoires utilisés pour compenser les émissions du projet au cours d’une année donnée doivent avoir été émis au plus tard cinq ans avant leur utilisation pour l’ÉSCC et représenter des réductions ou des absorptions d’émissions d’au moins un des GES déclarés dans le plus récent rapport d’inventaire national (RIN) du Canada.

Crédits compensatoires internationaux

Au moment de la publication de cette version préliminaire du guide technique, il n’est pas possible d’utiliser des crédits compensatoires internationaux ou des résultats d’atténuation transférés à l’échelle internationale (RATI) comme crédits compensatoires.

Lorsque les règles pour le transfert des résultats d’atténuation entre le Canada et les pays partenaires auront été établies, il est prévu que les crédits compensatoires internationaux soient acceptables s’ils sont pleinement conformes aux règles relatives aux RATI établies à l’article 6 de l’Accord de Paris, à toutes les décisions applicables adoptées par la Conférence des Parties et à tout autre critère relatif aux mesures compensatoires internationales qui sera élaboré par ECCC^{Note de bas de page 24}.

2.1.4.2 CO₂ capté et stocké

Le CO₂ capté et stocké est défini à la section 3.1.1 de l’ÉSCC comme les émissions de CO₂ générées par le projet et captées et stockées de façon permanente dans le cadre d’un projet de stockage qui respecte les critères suivants :

le CO₂ est injecté dans un site de stockage géologique soit dans le seul but de le stocker dans un aquifère salin profond, soit dans le but de permettre la récupération assistée d’hydrocarbures dans un gisement de pétrole épuisé;
la quantité de CO₂ stockée pour les besoins du projet est captée, transportée et stockée conformément aux lois fédérales, provinciales, américaines ou d’État.

Les promoteurs peuvent stocker le CO₂ dans le cadre d’un projet ou d’un produit de stockage qui n’est pas conforme aux critères susmentionnés s’ils fournissent des documents attestant que le CO₂ sera séquestré de manière permanente (c.-à-d. pendant au moins 100 ans) et que ceux-ci soient réalisés à la satisfaction des autorités fédérales.

Les promoteurs qui intégrent le captage et le stockage du CO₂ à leur projet doivent fournir une description du système de captage et de stockage, y compris les lieux de captage et de stockage (avec la capacité de stockage prévue) ou les utilisations finales (pour le stockage dans des produits), ainsi que des technologies et de l’infrastructure de transport associées. Les promoteurs doivent également indiquer l’efficacité visée du captage et du stockage de CO₂ pour le projet.

Pour chaque année de la durée de vie du projet pendant laquelle le système de captage et de stockage du CO₂ sera opérationnel, le promoteur doit fournir une estimation de la quantité annuelle de CO₂ captée, et de la quantité annuelle de CO₂ stockée. Ces valeurs doivent être représentées séparément. Les émissions directes de GES associées au captage et au stockage qui se produisent dans la portée définie du projet doivent être incluses dans l’estimation des émissions directes de GES (section 2.1.1).

2.1.4.3 Initiatives prises au niveau corporatif

Les actions et initiatives prises au niveau corporatif comprennent les émissions de GES absorbées à la suite de mesures d’atténuation distinctes du projet et qui ne sont pas prises en compte dans les émissions directes de GES du projet. Bien que ces émissions de GES soient au-delà de la portée du projet, elles doivent être attribuées uniquement au projet (c.-à-d. que les mêmes absorptions d’émissions de GES ne peuvent pas être comptabilisées pour de multiples projets). Les émissions de GES absorbées doivent également représenter des absorptions réelles, supplémentaires, quantifiables, vérifiables, uniques et permanentes au Canada.

Comme pour les émissions de GES nationales évitées, les absorptions de GES prises au niveau corporatif ne peuvent tenir compte :

des réductions des émissions exigées par la loi et les règlements;
des réductions ou éliminations d’émissions financées ou subventionnées par d’autres programmes et initiatives gouvernementaux;
l’impact sur les puits de carbone sur les terres affectées par le projet (étant donné qu’ils sont quantifiés séparément des émissions nettes de GES, veuillez consulter la section 4 à ce sujet);
des réductions d’émissions qui se produisent après la fin de la durée de vie du projet.

Le promoteur doit fournir des renseignements sur les initiatives au niveau corporatif qui compteront pour les mesures compensatoires. Cela comprend une description des mesures et initiatives spécifiques et des technologies pertinentes, le calendrier de mise en œuvre prévu et la série chronologique de la quantité de mesures compensatoire. Toutes les données, tous les facteurs d’émission et toutes les hypothèses utilisés pour déterminer la quantité d’émissions de GES absorbées doivent être fournis.

2.1.5 Intensité des émissions du projet

Le cas échéant, les promoteurs calculeront l’IE du projet, en utilisant l’équation suivante :

Équation 4 : Intensité des émissions du projet

Intensité des émissions du projet = \frac{Émissions de GES nettes}{Unités produites}

Le terme « Unités produites » dans l’Équation 4 doit correspondre à la production à la capacité maximale du projet ou à la capacité maximale supplémentaire que le projet crée, comme décrit à l’Équation 1.

Les unités d’IE du projet seront précisées dans les Lignes directrices adaptées relatives à l’étude d’impact (LDAREI). Des exemples d’unités d’IE possibles par type de projet sont fournis dans le Tableau 7.

Tableau 7 : Exemples d’unités d’intensité des émissions par type de projet
Type de projet	Unité d’intensité des émissions
Production d’électricité à partir de gaz naturel	t éq. CO₂ / GWh générés
Production d’hydroélectricité	t éq. CO₂ / GWh générés
Gaz naturel liquéfié (GNL)	t éq. CO₂ / t GNL produit
Pipeline	t éq. CO₂ / baril transporté
Gazoduc	t éq. CO₂ / million de pieds cubes transportés
Mines de métaux	t éq. CO₂ / t métal produit
Installation industrielle	t éq. CO₂ / t extrants produits

Pour certains types de projets, il se peut qu’il ne soit ni possible ni pertinent d’établir l’IE du projet; dans ce cas, les LDAREI ne l’exigeront pas.

L’IE estimative du projet sera calculée dans l’étude d’impact pour chaque année de la phase d’exploitation du projet. Les projets qui fournissent à la fois les émissions maximales et les émissions nettes de GES associées à la capacité d’exploitation prévue, comme décrit dans la section 2.1, peuvent fournir les deux IE de projet correspondantes.

2.2 Possibilité d’accident ou de défaillance

Dans l’étape de l’étude d’impact, les promoteurs du projet fourniront une description des grandes sources d’émissions de GES qui peuvent être la conséquence d’accidents ou de défaillances possibles.

2.3 Discussion sur le développement des estimations des émissions et l’évaluation des incertitudes

Dans l’étape de l’étude d’impact, les promoteurs du projet décriront l’incertitude associée aux estimations des émissions nettes de GES de leur projet. Cette description devrait être à la fois qualitative et quantitative, dans la mesure du possible.

Il y a deux types d’incertitude à prendre en compte :

l’incertitude liée aux données;
l’incertitude liée aux méthodes et aux modèles.

La discussion de l’incertitude liée aux données identifiera toutes les hypothèses faites dans le choix des données, leur applicabilité au projet, leur représentativité et leur exhaustivité. La discussion expliquera comment les données peuvent être améliorées par une plus grande certitude sur la conception du projet et les variables (type et volume de carburant utilisé par exemple) à mesure que la conception progresse vers la finalisation. Une comparaison des données avec des ensembles de données comparables peut éclairer la discussion sur l’incertitude. La discussion reconnaîtra que le caractère incertain des estimations augmente généralement plus les années sont éloignées dans le futur. La discussion comprendra également une description des circonstances possibles dans lesquelles les accidents ou les défaillances décrits à la section 2.2 peuvent se produire.

La discussion sur l’incertitude des méthodes et des modèles, le cas échéant, énumérera les hypothèses liées à la méthode ou au modèle utilisé et leur justification. Dans la mesure du possible, l’incertitude pourrait être représentée quantitativement en utilisant différentes méthodes et différents modèles, ou en élaborant des scénarios avec des entrées de données variables afin de générer une gamme d’émissions raisonnables. Il pourrait y avoir des scénarios liés à des modifications dans la conception du projet et/ou des considérations externes qui pourraient affecter les émissions de GES d’un projet au fil du temps. Il peut s’agir, par exemple, d’une discussion qualitative sur la façon dont les conditions économiques entourant le projet pourrait influencer les émissions du projet, comme le prix des produits de base et/ou l’utilisation du projet, les incertitudes liées à l’IE des émissions de GES de l’énergie acquise, et la façon dont les émissions pourraient évoluer en fonction du type d’équipement, de combustible ou d’autre source d’énergie utilisée.

Enfin, la discussion sur l’incertitude décrira comment le degré d’incertitude des estimations des émissions a été réduit.

2.4 Étape de planification

Le Règlement sur les renseignements et la gestion des délaisstipule que les promoteurs de projets doivent fournir une estimation de toute émission de GES liée au projet dans la description initiale et la description détaillée du projet. Il s’agit de calculer les émissions annuelles nettes maximales de GES pour chaque phase du projet, en ventilant chaque terme de l’équation 1. Le promoteur doit également fournir la méthodologie, les données, les facteurs d’émission et les hypothèses utilisés.

Lors de l’étape de planification,les promoteurs peuvent ne pas avoir suffisamment d’information afin d’être en mesure de déterminer précisément les émissions nettes de GES pour chaque année de la durée de vie du projet. Les promoteurs du projet doivent fournir les renseignements figurant dans la partie 1 du tableau 8 dans la description initiale et détaillée du projet. Le promoteur devrait également fournir l’information demandée dans la partie 2 du Tableau 8 afin d’aider l’AEIC ou les organismes de réglementation du cycle de vie pertinents à comprendre les émissions potentielles de GES liées au projet.

Tableau 8 : Renseignements à fournir dans la description initiale et détaillée du projet
Partie 1 - Renseignements obligatoires
Émissions nettes de GES	Une estimation des émissions annuelles nettes maximales de GES pour chaque phase du projet, y compris une ventilation de chaque terme de l’équation 1, sur la base de l’information disponible pendant l’étape de planification. Une description de la méthodologie, des données, des facteurs d’émission et des hypothèses utilisés.
Partie 2 : Renseignements complémentaires utiles à l’estimation des émissions nettes de GES
Émissions directes de GES	Une indication des principales sources prévues d’émissions de GES Une estimation des émissions annuelles directes maximales de GES pour chaque phase du projet (construction, exploitation, désaffectation), avec une description de la méthodologie, des facteurs d’émission et des hypothèses utilisés pour la quantification. Une estimation de la superficie prévue des terres touchées dans chaque catégorie d’affectation des terres du GIEC : terres forestières, terres humides, terres cultivées, prairies.
Émissions de GES provenant de l’énergie acquise	Une confirmation de l’acquisition ou non d’énergie par le projet, et si ces données sont applicables et disponibles : Une description de l’énergie acquise qui sera utilisée pour chaque phase du projet. La quantité annuelle prévue d’énergie acquise et les émissions annuelles de GES de l’énergie acquise pour chaque phase du projet. L’identification des années pendant lesquelles le projet devrait utiliser chaque énergie acquise.
Émissions de GES évitées au pays	Une confirmation des émissions de GES qui sont réduites ou éliminées au Canada résultant du projet, et si ces données sont applicables et disponibles : Une description des émissions de GES évitées au pays, y compris une description des scénarios de référence des émissions proposés. Une liste des nouvelles mesures, comme des politiques, des réglementations, programmes et autres facteurs (p.ex. l’état du marché et le taux d’électrification) qui seront prises en compte dans l’élaboration des séries chronologiques du scénario de référence des émissions et du scénario des émissions du projet. Les années pour lesquelles des émissions nationales de GES évitées pourraient être générées.
Mesures compensatoires	Une indication de l’intention ou non du promoteur d’utiliser des mesures compensatoires pour le projet, et si elles sont applicables et disponibles : Pour les crédits compensatoires : indication des programmes de crédits compensatoires fournissant des crédits; la quantité annuelle estimée des crédits compensatoires devant être achetés dans chaque phase du projet; Pour le CO₂ capté et stocké : Une description du système de captage, de transport et de stockage du CO₂, y compris si le projet vise le captage partiel ou complet du CO₂ (efficacité) et si le projet de stockage du CO₂ fait partie de la portée du projet ou en est exclu. Une indication de la quantité annuelle prévue de CO₂ qui serait captée par le système. Projets de stockage Description du projet de stockage de CO₂, y compris l’emplacement et la capacité de stockage totale prévue. Stockage dans les produits Description de l’utilisation finale du CO₂ (c.-à-d. des produits fabriqués). Une indication de la quantité annuelle prévue de CO₂ stockée (dans un projet ou un produit). Pour les initiatives prises au niveau corporatif : Une description des initiatives ou actions prises par l’entreprise, du lieu et de la zone couverte le cas échéant. L’identification des années pendant la durée de vie du projet pour lequelles des crédits compensatoires seront utilisés.

2.5 Étape de l’étude d’impact

Dans l’étude d’impact, les promoteurs du projet quantifieront les émissions nettes de GES du projet pour chaque année de la durée de vie du projet, et l’IE du projet, pour chaque année de la phase opérationnelle. La quantification doit témoigner de la conception finale, y compris les mesures d’atténuation désignées dans la section 3 (MTD et MPE, autres mesures d’atténuation et crédits compensatoires).

Dans l’étude d’impact, chaque terme de l’Équation 1 doit être fourni, ainsi que les méthodologies, la description des modèles utilisés, les données, l’IE et toute hypothèse utilisée. L’étude d’impact doit contenir un degré de détail et de précision qui rend compte des nouveaux renseignements recueillis et des décisions prises après la description du projet fournie lors de l’étape de planification. Au minimum, le promoteur doit fournir les renseignements demandés au Tableau 9.

Tableau 9 : Liste de vérification des renseignements minimaux qui seront requis du promoteur dans l’étude d’impact
Sujet	Renseignements minimaux requis
Émissions directes de GES	Une description des principales sources d’émissions de GES, dont des détails sur les types d’équipements et les activités. Une estimation des émissions annuelles directes de GES pour chaque source principale pour la durée de vie du projet. Une estimation des émissions annuelles directes de GES pour chaque année de la durée de vie du projet. Une description de la méthodologie, des données, des facteurs d’émission et des hypothèses utilisées pour quantifier les émissions directes de GES.
Émissions de GES provenant de l’énergie acquise	Une confirmation de l’acquisition ou non d’énergie par le projet, et le cas échéant : Une description des types d’énergie acquise, y compris les sources d’énergie et les renseignements justificatifs. La quantité d’énergie acquise pour chaque année de la durée de vie du projet. Une estimation des émissions annuelles de GES provenant de l’énergie acquise pour chaque année de la durée de vie du projet pour chaque type d’énergie acquise. Une description de la méthodologie, des données, des facteurs d’émission et des hypothèses utilisées pour la quantification des émissions de GES provenant de l’énergie acquise.
Émissions de GES évitées au pays	Une confirmation des émissions de GES qui sont réduites ou éliminées au Canada résultant du projet, et le cas échéant : Une description des émissions de GES évitées au pays, y compris une description du scénario de référence des émissions. Une liste des nouvelles mesures, comme des politiques, des réglementations, des programmes et autres facteurs (p. ex. les conditions du marché et le taux d’électrification) qui sont prises en compte dans les séries chronologiques du scénario de référence des émissions et du scénario du projet des émissions. Une estimation des émissions de GES évitées au pays chaque année de la durée opérationnelle du projet. Une description de la méthodologie, des données, des IE et des hypothèses utilisés pour quantifier le scénario de référence des émissions et du scénario des émissions du projet, dont une démonstration du caractère raisonnable et prudent.
Mesures compensatoires	Une confirmation de l’intention ou non du promoteur d’utiliser des mesures compensatoires pour le projet, et le cas échéant : Pour les crédits compensatoires : Si le promoteur a l’intention ou non d’acheter des crédits compensatoires, et le cas échéant : Le nombre de crédits compensatoires qu’il compte utiliser chaque année de la durée de vie du projet. Les programmes de crédits compensatoires des GES d’où proviendra chaque crédit compensatoire. Une confirmation que les crédits compensatoires proviennent d’un projet inscrit à un système réglementaire de crédits compensatoires fédéral, provincial ou territorial. Pour le CO₂ capté et stocké : Une confirmation de si le projet captera ou stockera du CO₂, et le cas échéant : Une description des systèmes de captage et de stockage du CO₂ et des lieux (c.-à-d. le site de captage, le site du projet de stockage ou le site de fabrication de produits). La quantité annuelle prévue de CO₂ captée chaque année ou durant la phase opérationnelle du projet. Projets de stockage : Les caractéristiques géologiques du site de stockage, y compris la capacité totale. La quantité annuelle de CO₂ dont le stockage est prévu chaque année de la phase opérationnelle du projet. Stockage dans les produits Une description de l’utilisation finale du CO₂ (c.-à-d. du produit) et du cycle de vie associé. La quantité annuelle de CO₂ devant être stockée dans les produits (c.-à-d. la quantité par unité de produit et le nombre total d’unités de produit fabriquéss) chaque année de la phase opérationnelle du projet. Les technologies utilisées pour le captage, le transport, l’injection et la surveillance, y compris tout facteur propre au projet et si la technologie a fait ses preuves ailleurs (emplacement et taux de captage). Décrire le protocole utilisé ou respecté pour la quantification. Une explication assortie de documents justificatifs de la manière dont le projet garantira que le CO₂ est stocké de manière permanente, et une discussion sur la faisabilité et le risque du transport du CO₂ capté vers le lieu de stockage. Décrire tout contrat en vigueur ou en cours de négociation entre le promoteur, le projet de stockage et, le cas échéant, les gouvernements. Pour les initiatives prises au niveau corporatif : Une estimation des émissions de GES éliminées grâce aux initiatives de l’entreprise chaque année de la durée de vie du projet. Une description des initiatives corporatives qui seront affectées au projet et les documents justificatifs, le cas échéant. Le calendrier de mise en œuvre proposé. Une confirmation de la manière dont le promoteur garantira que les initiatives ne seront pas comptées en double par d’autres projets faisant l’objet d’une évaluation d’impact. Une description de la méthodologie, des données, de l’IE et des hypothèses utilisées pour la quantification des crédits compensatoires, le cas échéant.
Émissions nettes de GES	Émissions nettes de GES par année pour chaque phase du projet, selon le débit ou la capacité maximale du projet (nouveau projet) ou le débit ou la capacité supplémentaire (expansion). Option : si le projet est censé fonctionner à une capacité sensiblement différente de la capacité maximale initiale, le promoteur peut aussi fournir les émissions nettes de GES pour la capacité de fonctionnement escomptée. Le promoteur peut alors utiliser les émissions nettes de GES associées à la capacité opérationnelle prévue si un plan pour atteindre des émissions nettes nulles d’ici 2050 est exigé.
Intensité des émissions du projet	Une estimation de l’IE du projet par année pour la phase opérationnelle, selon le calcul des émissions nettes de GES susmentionnées. Une description et la quantité d’unités produites à l’aide de l’Équation 2 chaque année de la phase opérationnelle.
Possibilité d’accident ou de défaillance	Une description de sources importantes d’émissions de GES qui peuvent être la conséquence d’accidents ou de défaillances.
Incertitude	Une discussion sur l’élaboration des estimations d’émissions et l’évaluation des incertitudes (section 2.3).

3 Mesures d’atténuation et plan pour atteindre des émissions nettes nulles

Les promoteurs de projets soumis à une évaluation d’impact fédérale devront fournir des renseignements au sujet des mesures d’atténuation. Ces dernières sont des mesures qui éliminent, réduisent, contrôlent ou limitent les effets négatifs d’un projet. Dans le contexte des GES, les mesures d’atténuation sont les technologies, les techniques et les pratiques qui sont élaborées au cours de la conception et mises en œuvre pendant les phases de construction, d’exploitation et de désaffectation, et qui contribuent à réduire les émissions nettes de GES du projet, tel que décrit dans les sections 4.1.3 et 5.1.4 de l’ÉSCC.

L’élaboration et la mise en œuvre des mesures d’atténuation doivent suivre les principes discutés dans la section 3.1 afin de minimiser les émissions de GES du projet. Le processus de détermination des MTD/MPE décrit dans la section 3.2 est un outil basé sur ces principes et est utilisé pour identifier les mesures d’atténuation efficaces qui sont techniquement et économiquement réalisables. La section 3.3 fournit une description des renseignements requis pour l’étape de planification. Enfin, une description des renseignements requis lors de l’étape de l’étude d’impact pour les projets ayant une durée de vie se terminant avant 2050 et les projets ayant une durée de vie allant au-delà de 2050, est fournie aux sections 3.4 et 3.5, respectivement.

3.1 Principes

L’élaboration et la mise en œuvre des mesures d’atténuation qui réduiront les émissions de GES du projet doivent respecter les principes énoncés ci-dessous :

Mettre l’accent sur la réduction des émissions nettes le plus tôt possible au cours de la durée de vie du projet;
Basé sur le concept d’efficacité énergétique, le processus de détermination des MTD/MPE réduit à la source la consommation d’énergie et de ressources priorisant ainsi la réduction des émissions directes de GES et des émissions de GES liées à l’énergie acquise;
La réduction des émissions de GES par l’entremise de mesures d’atténuation et la détermination des MTD/MPE est un processus continu qui doit être réalisé de manière itérative tout au long de la durée de vie du projet afin d’inclure toutes les technologies et pratiques émergentes qui peuvent devenir techniquement ou économiquement réalisables pendant sa durée de vie.

3.2 Processus de détermination des MTD/MPE

Pour tout projet qui passe à l’étape de l’évaluation d’impact, le promoteur devra mener un processus de détermination des MTD/MPE. Le processus de détermination des MTD/MPE est un outil qui aide les promoteurs à identifier les mesures d’atténuation des GES et à minimiser les émissions de GES en se basant sur les principes décrits précédemment.

Le processus de détermination des MTD/MPE est présenté à la Figure 1. Il nécessite une analyse structurée en six étapes pour identifier et sélectionner les technologies, techniques et pratiques les plus efficaces qui sont techniquement et économiquement réalisables afin de minimiser les émissions de GES associées au projet.

La portée de l’analyse des MTD/MPE considère l’ensemble des sources principales d’émissions du projet ainsi que les émissions des phases de construction, d’exploitation et de désaffectation, dans le cadre de la portée définie du projet. Cela donne la possibilité aux promoteurs de projet de créer des scénarios pour l’ensemble du projet, qui comprendraient des technologies et des pratiques permettant de minimiser les émissions de GES provenant des principales sources d’émissions du projet. La Figure 2 ci-dessous illustre la manière dont les scénarios à l’échelle du projet sont élaborés à chaque étape du processus de détermination des MTD/MPE.

Afin d’aider les promoteurs à fournir les renseignements requis pour chacune de ces étapes, des détails supplémentaires sont fournis dans les sections suivantes. Pour certaines de ces étapes (2, 4A et 4B), des questions d’orientation sont proposées pour aider les promoteurs durant le processus de détermination des MTD/MPE. Ces questions d’orientation encouragent la transparence et la clarté et permettent aux promoteurs d’évaluer chaque technologie et pratique sans parti pris.

**Figure 1 :** Étapes du processus de détermination des MTD/MPE

Description longue

Les étapes ont l’ordre suivant:

Étape 1 : Liste des technologies et pratiques
Étape 2 : Évaluation de la faisabilité technique qui comprend des questions d’orientation spécifiques
Étape 3 : Évaluation du potentiel de réduction des GES
Étape 4A : Évaluation de la faisabilité économique qui comprend des questions d’orientation spécifiques
Étape 4B : Considération supplémentaires qui comprend des questions d’orientation spécifiques
Étape 5 : Sélection des meilleures technologies disponibles / meilleures pratiques environnementales (MTD/MPE)
Étape 6 : Examen par le gouvernement du Canada

**Figure 2 :** Illustration de la progression et des indicateurs potentiels pour chaque étape du processus de détermination des MTD/MPE.

Description longue

L’organigramme donne un exemple de l’application des cinq étapes que les promoteurs doivent suivre dans le processus de détermination des MTD/MPE. Les étapes un et deux énumèrent les technologies et les pratiques et évaluent leur faisabilité technique. Dans cet exemple, il y a 3 sources d’émissions, la source d'émission A, la source d'émission B et la source d'émission C, qui ont chacune trois technologies à prendre en considération, numérotées de 1 à 9. Le niveau de maturité technologique (NMT) est l’indicateur pour évaluer la faisabilité technique de chaque technologie énumérée. La technologie 2 pour la source d'émission A et la technologie 6 pour la source d'émission B ne sont pas considérées comme techniquement réalisables et sont éliminées de toute considération ultérieure. Les technologies qui restent passent à l'étape 3, qui évalue le potentiel de réduction des émissions des GES de chaque technologie. L’indicateur pour évaluer les technologies à l'étape 3 est la réduction en tonnes d'éq CO₂ par année pour chaque technologie. Aucune technologie n'étant éliminée à cette étape, toutes les technologies passent à l'étape 4, qui évalue la faisabilité économique et des considérations supplémentaires. L’indicateur pour la faisabilité économique est le coût exprimé par tonne d'éq CO₂ réduit pour chaque technologie. Dans ce cas, la technologie 9 pour la source d'émission C est considérée comme non économiquement réalisable et est éliminée de toute considération ultérieure. Les technologies qui restent passent à l'étape 5, où elles sont combinées pour former des scénarios au niveau du projet. Pour cet exemple, les technologies ont été combinées arbitrairement pour former trois scénarios, mais il faut considérer les technologies à utiliser pour chaque source d'émission de GES. Le scénario 1 utilise les technologies 1, 4 et 8. Le scénario 2 utilise les technologies 3, 4 et 7. Le scénario 3 utilise les technologies 3, 5, 7 et 8. L’indicateur pour évaluer chaque scénario est la quantité de GES au niveau du projet mesurée en tonnes d'éq CO₂ par année, où les émissions annuelles de GES les plus faibles sont priorisées.

Étape 1 : Liste des technologies et pratiques

Les promoteurs du projet initient le processus de détermination des MTD/MPE en identifiant toutes les technologies et pratiques disponibles et émergentes en fonction des principales sources d’émissions identifiées pour chaque phase du projet. Les principales sources d’émissions, telles que décrites à la section 2.1.1, peuvent inclure des groupes de technologies ou de pratiques qui contribuent à 1% ou plus des émissions directes totales de GES du projet. Ces groupes de technologies et de pratiques (ci-après dénommés « groupes ») ont les mêmes objectifs de fonctionnement, mais peuvent avoir des conceptions, des spécifications et des caractéristiques différentes. Il s’agit par exemple de différents processus et technologies tels que la production de vapeur, le traitement du minerai ou le transport, avec les équipements auxiliaires associés.

La liste peut être complétée et améliorée en tenant compte des technologies et pratiques émergentes de projets similaires à haute efficacité énergétique au Canada et à l’échelle internationale. À ce stade, toutes les options disponibles et émergentes doivent être prises en compte, y compris les technologies et les pratiques utilisées ou en développement à l’extérieur du Canada et au-delà du secteur du projet. Les promoteurs doivent également identifier toute absence ou vide technologique, lorsqu’aucune technologie n’est disponible commercialement, en soulignant comment les technologies émergentes pourraient combler cette lacune.

Les exemples suivants sont des exemples de technologies et de pratiques que les promoteurs peuvent explorer en élaborant leur liste de MTD/MPE spécifiques :

Les technologies à faible taux d’émission telles que l’utilisation du captage et du stockage du carbone;
Les technologies de carburants à faible teneur en carbone ou renouvelables;
Les technologies d’électrification;
Les mesures d’efficacité énergétique (telles que l’intégration de l’énergie par la récupération de la chaleur résiduelle, l’optimisation des processus, l’intelligence artificielle);
Les pratiques contre la marche au ralenti pour les équipements mobiles;
Les systèmes de détection et de réparation des fuites;
Les systèmes de surveillance continue;
L’optimisation du parc automobile;
Les mesures prises dans la conception pour assurer la flexibilité et le potentiel pour des mises à niveau futures;
La limitation de la vitesse des équipements mobiles.

Étape 2 : Évaluation de la faisabilité technique

Pour chacune des sources principales d’émissions de GES, la faisabilité technique de toutes les technologies et pratiques (ou groupes) identifiées à l’étape 1 et qui lui sont associée sera évaluée. Une technologie ou une pratique techniquement réalisable peut être mise en œuvre avec succès dans les circonstances spécifiques du projet et est généralement acceptée, documentée et mise à l’essai. L’élaboration de critères techniques est une méthode utile pour déterminer la faisabilité technique, et certains ont été repris dans les questions d’orientation présentées ci-dessous.

Pour les technologies émergentes, les promoteurs peuvent utiliser des indicateurs, tel que le niveau de maturité technologique (NMT), pour évaluer le moment où ces technologies peuvent devenir techniquement réalisables. La Figure 2 présentée ci-dessus illustre comment le promoteur doit identifier les principales sources d’émissions et leur faisabilité technique respective au cours des étapes 1 et 2 du processus de détermination des MTD/MPE.

Dans les cas où le promoteur conclut qu’une technologie ou une pratique n’est pas techniquement réalisable pendant la durée de vie du projet, il doit fournir une justification détaillée, y compris les données, calculs, hypothèses et autres analyses appuyant l’exclusion d’une technologie ou d’une pratique en raison de considérations techniques. Les promoteurs sont invités à discuter du moment et des circonstances dans lesquels les technologies et pratiques éliminées pourraient devenir techniquement réalisables. La prise en compte de facteurs supplémentaires, tels que les considérations économiques, environnementales et sociales, sera abordée plus tard dans les étapes 4A et 4B du processus.

Le Tableau 10 fournit une liste non-exhaustive de questions d’orientation pour aider le promoteur à évaluer si chaque technologie ou pratique est techniquement réalisable.

Tableau 10 : Questions d’orientation – Faisabilité technique

Comment la technologie/pratique se compare-t-elle aux technologies et pratiques traditionnelles en termes de mesures de rendement et d’efficacité (p. ex. la qualité ou la pureté du produit, ou une autre mesure correspondant aux besoins du projet)?
La technologie/pratique peut-elle raisonnablement être intégrée à l’infrastructure existante de l’usine et à la disponibilité de l’espacement?
La technologie/pratique peut-elle raisonnablement être intégrée au mode de fonctionnement proposé?
Existe-t-il des conditions ou des limitations régionales spécifiques (telles que des considérations climatiques) qui ont une incidence sur la faisabilité de cette technologie/pratique?
La disponibilité des sources d’énergie est-elle suffisante (en terme d’infrastructure et d’offre) pour soutenir l’utilisation de la technologie/pratique?
La technologie/pratique est-elle disponible dans le commerce? Si ce n’est pas le cas, quand devrait-elle être disponible dans le commerce?
La technologie/pratique a-t-elle été démontrée à l’échelle industrielle dans ce secteur? Le promoteur peut faire référence au NMT, le cas échéant, pour l’utiliser dans la justification.
Quelles sont les restrictions/limitations techniques de cette technologie/pratique, le cas échéant?
Quels sont les risques techniques associés à cette technologie/pratique, le cas échéant?
Les technologies/pratiques sont-elles alignées sur les pratiques de résilience climatique?

Étape 3 : Évaluation du potentiel de réduction des GES

L’étape 3 examine l’incidence de chaque technologie et pratique (ou groupes), en terme de GES, sur chaque source principale d’émissions. Les promoteurs doivent effectuer cet exercice pour toutes les technologies et pratiques, y compris les technologies émergentes, qui n’ont pas été éliminées.

Lorsqu’ils évaluent le potentiel de réduction des émissions de GES associé à la technologie, les promoteurs doivent tenir compte des GES supplémentaires liés à l’utilisation ou à l’intégration de la technologie, le cas échéant. Par exemple, le potentiel de réduction des émissions (en t d’éq. CO₂/année) d’une technologie de CSC tiendra compte à la fois du taux direct de captage et de l’énergie consommée par la technologie. La Figure 2 présentée ci-dessus illustre le passage de l’étape 2 à l’étape 3 du processus de détermination des MTD/MPE.

Certaines technologies et pratiques sont mutuellement exclusives, où la mise en œuvre de l’une d’entre elles empêche la mise en œuvre d’une autre (p. ex. si l’électrification des processus est explorée, les technologies de capture et de stockage du CO₂ sont éliminées, car il n’y a pas de combustion stationnaire sur le site). Dans d’autres cas, certaines technologies et pratiques sont complémentaires, où la mise en œuvre de l’une d’entre elles a une incidence positive ou en nécessite une autre (p. ex. la récupération de la chaleur perdue utilisée en combinaison avec la cogénération). Pour permettre une certaine souplesse dans l’évaluation, les promoteurs peuvent évaluer chaque mesure d’atténuation individuellement ou en combinaison avec d’autres mesures d’atténuation.

Certaines mesures d’atténuation peuvent avoir un fort potentiel de réduction de GES, mais générer des émissions de GES importantes en amont ou encore consommer une quantité considérable de ressources. Le déplacement des émissions de GES entre les sources d’émissions, y compris les émissions en amont, à la suite de la mise en œuvre de technologies et de pratiques doit être pris en compte et discuté par le promoteur. L’objectif étant de minimiser toutes les émissions de GES.

Il est possible que la combinaison de mesures d’atténuation, comme l’utilisation du CSC avec une chaudière à biomasse, résulte en des émissions nettes de GES nulles ou négatives pour le projet.

Étape 4A : Évaluation de la faisabilité économique

À l’étape 4A, le promoteur du projet évaluera la faisabilité économique de chaque technologie et pratique (ou groupes) de l’étape 3.

Les promoteurs doivent fournir une justification détaillée des technologies et pratiques qui ne sont pas jugées économiquement réalisables, y compris les données, calculs, hypothèses et autres analyses à l’appui de leur exclusion^{Note de bas de page 25}.

Parmi les exemples de critères économiques que le promoteur pourrait utiliser pour évaluer la faisabilité économique d’une technologie ou d’une pratique, on trouve les coûts estimés (capital et fonctionnement, y compris le coût de l’énergie), les recettes, les bénéfices et les prévisions de production. Le coût du carbone peut également être pris en compte, s’il est disponible.

Les coûts totaux prévus du projet seront pris en compte pour les technologies et pratiques concurrentes. L’une des méthodes utilisées pour exprimer ces coûts prévisionnels est le coût total annuel moyen (pour lequel les coûts d’investissement et d’exploitation sont annualisés) exprimé en $/ t éq CO₂ évité ou réduit pendant la durée de vie de la technologie ou du projet. Au cours de cette étape, le promoteur peut justifier la faisabilité économique de la technologie sélectionnée en justifiant les critères utilisés pour l’évaluation. Il convient d’indiquer les risques économiques associés au projet et la manière dont ils affecteront l’impact économique global du projet.

Les promoteurs doivent discuter de tout compromis pertinent qui pourrait exister entre des technologies concurrentes et de la manière dont les investissements sont réalisés dans des secteurs qui présentent des réductions nettes d’émissions de GES hâtives et importantes.

Les promoteurs doivent discuter du moment et des circonstances dans lesquels les technologies et pratiques éliminées à cette étape pourraient devenir économiquement réalisables.

Le Tableau 11 fournit une liste non-exhaustive de questions d’orientation pour aider le promoteur à évaluer si la technologie ou la pratique est économiquement réalisable ou non. Les promoteurs peuvent également se référer aux questions pertinentes des sections précédentes, s’il y a lieu.

Tableau 11 : Questions d’orientation – Faisabilité économique

Comment les résultats économiques du projet, y compris des éléments tels que les recettes prévues, le retour sur investissement (ROI), le bénéfice net ou d’autres critères jugés pertinents, devraient-ils évoluer d’une technologie/pratique à l’autre pendant la durée de vie du projet?
Quels sont les coûts totaux annuels en $/t d’éq. CO₂ abaissé ou réduit associés aux différentes technologies envisagées?

Étape 4B : Considérations supplémentaires

À l’étape 4B, le promoteur du projet évaluera toute considération supplémentaire sur les technologies ou pratiques (ou groupes) qui n’ont pas été exclues pour des raisons de faisabilité technique ou économique. Il peut s’agir de considérations d’ordre social, sanitaire ou environnemental, telles que l’augmentation des émissions de polluants atmosphériques ou les impacts négatifs significatifs sur la démographie, l’emploi, la qualité de vie, les impacts sur les droits des Autochtones, etc.

Les promoteurs du projet doivent fournir une justification détaillée, y compris les données, calculs, hypothèses et autres analyses appuyant l’exclusion d’une technologie ou d’une pratique en raison d’aspects sociaux, sanitaires ou de tout autre aspect environnemental.

Le Tableau 12 fournit une liste non-exhaustive de questions d’orientation pour aider le promoteur à évaluer les considérations supplémentaires.

Tableau 12 : Questions d’orientation – Considérations supplémentaires

Y a-t-il des aspects environnementaux qui pourraient avoir une incidence sur la faisabilité de cette technologie/pratique, notamment des effets négatifs importants sur l’environnement ou la santé? Il pourrait s’agir des impacts sur des considérations de conception telles que la consommation d’énergie et de carburant.
Y a-t-il des aspects liés aux Autochtones, y compris un impact sur les droits autochtones, qui pourraient avoir une incidence sur la faisabilité de cette technologie/pratique?
Y a-t-il des aspects sociaux, tels que la proximité de zones récréatives ou résidentielles, qui pourraient avoir un impact sur la faisabilité de cette technologie/pratique?
Les technologies/pratiques ont-elles un impact sur les puits de carbone?

Étape 5 : Sélection des MTD/MPE

À l’étape 5, les promoteurs du projet doivent combiner les technologies et les pratiques (ou groupes) qui n’ont pas été exclues lors des étapes précédentes, et élaborer des scénarios qui considèrent l’ensemble des sources principales d’émissions du projet tout en tenant compte des interactions potentielles entre les mesures d’atténuation. Les promoteurs devraient accorder la priorité aux réductions d’émissions hâtives et minimiser les émissions de GES provenant des plus grandes sources d’émissions, car cela entraîne souvent la plus grande réduction absolue d’émissions nettes de GES sur la durée de vie du projet.

Les promoteurs doivent élaborer et comparer divers scénarios en tenant compte du moment où il sera possible de mettre en œuvre les mesures d’atténuation, y compris les technologies émergentes qui peuvent devenir techniquement et économiquement réalisables pendant la durée de vie du projet. Cela permettrait d’éviter tout mauvais investissement. La Figure 2 présentée précédemment illustre la progression et les indicateurs pour chaque étape du processus de détermination des MTD/MPE.

L’évaluation de différents scénarios entraîne bien souvent la nécessité de faire des compromis et de prendre des décisions difficiles. Par exemple, les promoteurs peuvent être appelés à choisir entre des technologies qui entraînent soit des réductions d’émissions hâtives soit des réductions d’émissions maximales sur la durée de vie du projet. Les promoteurs doivent discuter de toute implication jugée pertinente de compromis pouvant survenir entre les réductions d’émissions de GES, les considérations économiques et d’autres considérations, telles que les émissions en amont et la consommation de ressources.

À la fin de cette étape, les promoteurs doivent choisir le meilleur scénario en fonction des principes discutés à la section 3.1 et de toute considération spécifique pertinente pour le projet. Le promoteur doit fournir au minimum les renseignements suivants :

Une discussion sur l’interaction entre les technologies et les pratiques dans le scénario choisi. Cela comprend une discussion sur le potentiel de réduction des émissions au niveau du projet pour les MTD/MPE sélectionnées, et les raisons pour lesquelles ces mesures ont été choisies plutôt que d’autres;
Les émissions directes de GES du projet et les émissions de GES liées à l’énergie acquise exprimées en t d’éq. CO₂/année aux étapes clés de la durée de vie du projet avec l’IE associée, le cas échéant;
Les actions ou mesures de soutien qui pourraient contribuer à la mise en œuvre de ces MTD/MPE et des technologies émergentes, le cas échéant;
Une liste des technologies et des pratiques qui ont été éliminées aux étapes 2, 4A et 4B. Bien qu’elles soient considérées comme techniquement ou économiquement irréalisables au moment où le processus de détermination des MTD/MPE est effectué, il est possible qu’elles le deviennent pendant la durée de vie du projet. Cette liste permettra de les réexaminer en vue de leur mise en œuvre tout au long de la durée de vie du projet, par exemple pendant les périodes de maintenance et de modernisation des installations.

Comparaison avec des projets similaires à haute performance énergétique

Avec les MTD/MPE choisies, les promoteurs doivent comparer l’IE des GES du projet avec l’IE de types de projets similaires à haut rendement énergétique au Canada et à l’internation, si l’information est accessible au public.

Pour certains types de projets, il peut être impossible ou ne pas être pertinent de comparer l’IE. Dans ce cas, le promoteur est tenu d’expliquer pourquoi la comparaison n’est pas possible ou pertinente. Les promoteurs doivent ensuite comparer leurs projets avec des projets similaires à haut rendement énergétique en se basant sur les émissions directes de GES et les émissions de GES liées à l’énergie acquise, ou une autre mesure appropriée.

La comparaison doit inclure les renseignements suivants pour chaque projet comparé, s’ils sont disponibles :

Aperçu du projet comprenant les éléments suivants :
- Promoteur;
- Emplacement du projet;
- Description du projet.
Les émissions de GES du projet, basées sur les émissions directes de GES et les émissions de GES liées à l’énergie acquise, en t d’éq. CO₂/année, ainsi que l’IE qui lui est associée (le cas échéant);
Une description sommaire des renseignements suivants:
- Les raisons pour lesquelles le projet a été considéré comme très performant, économe en énergie et adapté pour fin de comparaison avec le projet du promoteur;
- La comparaison des émissions de GES et de l’IE qui lui est associée (le cas échéant) avec celles du projet du promoteur; et
- Les raisons qui expliquent pourquoi les émissions de GES et l’IE qui lui est associée (le cas échéant) peuvent être différentes, en soulignant les conditions spécifiques au projet qui doivent être prises en compte, et réviser la détermination des MTD/MPE, au besoin.

Étape 6 : Examen

L’étape 6 du processus de détermination des MTD/MPE fait référence au processus d’examen qui sera réalisé par l’AEIC ou les régulateurs du cycle de vie, avec le soutien des autorités fédérales expertes, pendant l’étape de l’évaluation d’impact. Tous les renseignements liés au processus de détermination des MTD/MPE (étapes 1 à 5), y compris les conclusions tirées des questions d’orientation, seront examinés, commentés et complétés, le cas échéant, par les autorités fédérales. L’AEIC ou les régulateurs du cycle de vie peuvent demander des explications ou des justifications supplémentaires.

L’examen et l’analyse de l’étude d’impact par l’AEIC ou les organismes de réglementation du cycle de vie, avec l’appui d’autorités fédérales expertes, seront mis à la disposition du public et des décideurs.

3.3 Étape de planification

3.3.1 Solutions de rechange potentielles à la réalisation du projet

Les promoteurs sont tenus de fournir des renseignements concernant les solutions de rechange potentielles à la réalisation du projet, tel que décrit dans le Règlement sur les renseignements et la gestion des délais. Le Règlement exige que les promoteurs énumèrent (pour la description initiale du projet) et décrivent (pour la description détaillée du projet) les solutions de rechange potentielles à la réalisation du projet qui sont techniquement et économiquement réalisables, notamment par l’utilisation des meilleures technologies disponibles.

Lors de l’évaluation des solutions de rechange potentielles à la réalisation du projet, les promoteurs devraient discuter des répercussions potentielles de ces solutions sur les émissions de GES et de la manière dont les émissions de GES ont été considérées comme critère de sélection lors du choix de la solution. Il pourrait s’agir de fournir une discussion qualitative sur les émissions de GES pour chaque solution de rechange, ou de décrire les mesures d’atténuation disponibles spécifiques à chaque solution de rechange. Le Tableau 13 ci-dessous fournit une liste non-exhaustive de questions d’orientation pour aider le promoteur lors de l’évaluation de ces autres moyens.

Tableau 13 : Questions d’orientation – Autres moyens

Que font d’autres projets similaires très performants et à faibles émissions?
Quelles mesures d’atténuation sont restreintes par cette solution de rechange?
Cette solution de rechange fait-elle l’objet d’un développement ou de recherches?
Dans quelle mesure serait-il possible d’ajouter des mesures d’atténuation tout au long de la durée de vie du projet?
Quels sont les risques associés à la solution de rechange?
Y a-t-il d’autres facteurs à prendre en considération pour cette solution de rechange?
Comment l’efficacité de cette solution de rechange serait-elle contrôlée et mesurée?

3.3.2 Mesures d’atténuation et plan crédible pour atteindre des émissions nettes nulles

Les promoteurs de projet sont encouragés à intégrer les principes de la section 3.1 dès le début de la phase de conception du projet et fournir des renseignements sur les mesures d’atténuation lors de l’étude de planification. Étant donné que les promoteurs devront mener un processus de détermination des MTD/MPE au cours de l’étape de l’étude d’impact, le fait d’envisager des mesures d’atténuation potentielles dès le début de la phase de conception et de planification offre aux promoteurs une plus grande possibilité d’identifier et de planifier les réductions de GES. Les promoteurs devraient fournir des renseignements sur les mesures potentielles d’atténuation des GES, y compris une description des mesures, le niveau de réduction des émissions, et comment les mesures se comparent à d’autres options.

Pour les projets ayant une durée de vie allant au-delà de 2050, les promoteurs devraient fournir des renseignements à l’étape de planification concernant leur plan crédible pour atteindre des émissions nettes nulles, ce qui peut inclure un plan au niveau corporatif ou spécifique au projet pour atteindre des émissions nettes nulles d’ici 2050. Les renseignements concernant le plan crédible pour atteindre des émissions nettes nulles durant l’étape de l’étude d’impact se trouvent à la section 3.5.

3.4 Étape de l’étude d’impact pour les projets ayant une durée de vie se terminant avant 2050

Pour les projets ayant une durée de vie se terminant avant 2050, durant l’étape de l’étude d’impact, les promoteurs doivent décrire les mesures d’atténuation qu’ils prendront pour minimiser les émissions de GES pendant toutes les phases du projet. Conformément aux principes énoncés dans la section 3.1, l’accent doit être mis sur la réduction des émissions nettes du projet le plus tôt possible au cours de la durée de vie du projet.

Les sous-sections suivantes présentent tous les renseignements que doivent fournir les promoteurs de projets ayant une durée de vie se terminant avant 2050. Les exigences en matière de renseignements seront également prises en compte dans la publication des LDAREI pour chaque projet pour lequel il a été déterminé qu’une évaluation d’impact était nécessaire. Le niveau de détail de l’analyse et des renseignements requis du promoteur sera proportionnel aux émissions du projet.

3.4.1 Conclusions du processus de détermination des MTD/MPE

Les promoteurs doivent mener un processus de détermination des MTD/MPE tel que décrit dans la section 3.2 et fournir leurs conclusions. Cela doit inclure l’ensemble des renseignements et des justifications préparés par le promoteur qui appuient les conclusions du processus de détermination des MTD/MPE.

Les conclusions du processus de détermination des MTD/MPD doivent contenir au minimum les éléments suivants :

La liste de toutes les mesures potentielles d’atténuation des GES qui ont été prises en compte dans le processus de détermination des MTD/MPE;
La liste des mesures potentielles d’atténuation des GES sélectionnées à la fin du processus de détermination des MTD/MPE et qui seront mises en œuvre durant les phases du projet (MTD/MPE et technologies émergentes), y compris les renseignements suivants :
- Le pourcentage de réduction potentiel des émissions de GES associé à chaque mesure;
- Le niveau de maturité de la technologie (le moment où la technologie pourrait être mise en œuvre);
- Les obstacles à la mise en œuvre des mesures d’atténuation choisies.
Une justification de l’élimination de chaque technologie ou pratique qui n’a pas été retenue pour être mise en œuvre;
Selon la disponibilité publique des renseignements, une comparaison de l’IE projetée du projet avec des types de projets similaires à haut rendement énergétique au Canada et à l’échelle internationale;
Le calendrier de mise en œuvre des mesures d’atténuation, en tenant compte du remplacement des équipements. Le calendrier doit inclure :
- Les sources de données, les hypothèses et les informations pertinentes pour l’étayer;
- Une discussion sur les facteurs associés au calendrier tels que les inter-dépendances, les contraintes et les risques.
Tel que décrit à la Section 2.5, une description quantitative des émissions annuelles nettes de GES estimées pour le projet pendant toute sa durée de vie et les IE associées, le cas échéant. Cela doit être conforme au calendrier de mise en œuvre des différentes mesures d’atténuation dans le temps, mais aussi avec la capacité maximale de conception du projet, ou la capacité d’exploitation prévue (si le projet fonctionne à une capacité sensiblement différente de la capacité maximale de conception);
Un ensemble de cibles d’IE (ou d’émissions si l’IE n’est pas pertinente) à des intervalles de temps définis pour la durée de vie du projet.

3.4.2 Mesures d’atténuation supplémentaires

Les promoteurs doivent envisager de mettre en œuvre des mesures d’atténuation supplémentaires (c.-à-d. des mesures compensatoires) pour réduire davantage les émissions de GES, notamment le captage et stockage du CO₂, des initiatives au niveau corporatif et des crédits compensatoires, le cas échéant. Parmi les exemples d’initiatives possibles au niveau corporatif au Canada, citons la technologie de captage d’air direct et le boisement, à condition que ces actions ne soient ni requises par la loi ni attribuée à un autre projet. De plus amples renseignements sur la quantification des mesures compensatoires sont disponibles à la section 2.1.4.

3.4.3 Puits de carbone

Si le projet a un impact sur les puits de carbone, le promoteur est tenu d’envisager la mise en œuvre de mesures d’atténuation pour restaurer les puits de carbone perturbés. Voici des exemples de mesures :

Restauration sur le site du projet (rétablissement complet);
Assainissement et remise en état au site du projet (réduction des impacts par des actions préventives/modification de l’écosystème);
Activité de compensation ou de conservation des puits de carbone en dehors du site du projet.

Dans le cas où il est prévu de remettre un site, ou une partie d’un site, dans son état naturel après l’achèvement du projet, la perte de puits de carbone devrait tenir compte de la zone de restauration et du temps nécessaire pour rétablir la capacité de puits naturels.

Les changements d’affectation des terres résultant de la restauration, du boisement, ou d’une activité de compensation ou de conservation sur d’autres terres possédées, gérées ou contrôlées par le promoteur peuvent être calculés comme des mesures compensatoires.

De plus amples informations sur la manière de quantifier l’impact sur les puits de carbone sont présentées dans la section 4 du document.

3.4.4 Lois, politiques et règlements relatifs aux GES

Le promoteur doit inclure une liste des lois, politiques ou règlements fédéraux, provinciaux ou territoriaux sur les GES qui s’appliqueront au projet, en expliquant toute incidence sur le projet.

3.5 Étape de l’étude d’impact pour les projets ayant une durée de vie allant au-delà de 2050

Au cours de l’étape de l’étude d’impact, pour les projets ayant une durée de vie allant au-delà de 2050, les promoteurs doivent soumettre leur plan crédible de réduction nette des émissions qui décrit comment le projet atteindra des émissions nettes nulles d’ici 2050 et par la suite pour le reste de sa durée de vie.

Le processus de détermination des MTD/MPE de la section 3.2 jouera un rôle central dans l’élaboration du plan crédible de mesures d’atténuation permettant d’atteindre des émissions nettes nulles d’ici 2050. Il est possible que certains projets nécessitent des mesures d’atténuation supplémentaires pour atteindre des émissions nettes nulles.

Les sous-sections suivantes présentent tous les renseignements que doivent fournir les promoteurs de projets ayant une durée de vie allant au-delà de 2050. Les exigences en matière de renseignements seront prises en compte dans les LDAREI pour chaque projet pour lequel il a été déterminé qu’une évaluation d’impact était nécessaire. Le niveau de détail de l’analyse et des renseignements requis sera proportionnel aux émissions du projet.

3.5.1 Principes du plan pour atteindre des émissions nettes nulles

Le plan pour atteindre des émissions nettes nulles doit démontrer comment les émissions nettes de GES définies à la Section 2.1 seront égales à 0 kt d’éq. CO₂ d’ici 2050 et par la suite pour le reste de la durée de vie du projet. Le plan sera évalué en fonction des principes suivants :

Le plan doit être fondé sur le processus de détermination des MTD/MPE qui vise à minimiser les émissions de GES directes et celles liées à l’énergie acquise et démontrer comment les émissions résiduelles de GES sont compensées.
Le plan doit inclure un calendrier des mesures prises pour atteindre des émissions nettes nulles d’ici 2050. Il doit inclure, dans la mesure du possible, les mesures d’atténuation qui seront mises en œuvre pendant la durée de vie du projet. Alternativement, il peut décrire le processus que les promoteurs suivront afin de prendre des décisions sur les investissements nécessaires. Cela pourrait inclure par exemple, des partenariats ou des investissements avec les fournisseurs des technologies envisagées pour une mise en œuvre future.
Le plan pour atteindre des émissions nettes nulles doit estimer les émissions nettes de GES prévues pendant la durée de vie du projet. Il doit chercher à minimiser les émissions du projet le plus tôt possible au cours de la durée de vie du projet. Le plan doit également inclure les réductions d’émissions proposées à des intervalles spécifiés jusqu’en 2050 et doit être aligné avec le calendrier des mesures d’atténuation qui seront mises en œuvre.
Le plan doit s’aligner avec les engagements corporatifs, le cas échéant, et les stratégies commerciales à long terme du promoteur.
Toute la méthodologie, la justification et les hypothèses doivent être fournies pour étayer les mesures prises pour atteindre les émissions nettes nulles.
Le plan doit être clairement présenté et facilement compréhensible.

Le plan du promoteur pour atteindre des émissions nettes nulles du projet peut faire référence à son plan corporatif pour atteindre des émissions nettes nulles, le cas échéant. Les promoteurs doivent décrire comment le plan corporatif contribuera à réduire les émissions nettes de GES du projet, le cas échéant. En particulier, si des mesures entreprises par la compagnie dans une installation distincte du projet sont inclues dans le plan des émissions nettes nulles du projet, le promoteur doit expliquer comment ces mesures et les réductions qui leurs sont associées seront attribuées exclusivement au projet en tant que mesures compensatoires (voir la section 2.1.4.3).

Le plan pour atteindre des émissions nettes nulles ne s’applique pas aux émissions de GES en amont, et ce, même si une évaluation des émissions de GES en amont était requise et a été réalisée.

3.5.2 Renseignements requis dans un plan crédible pour atteindre des émissions nettes nulles

Les renseignements présentés dans un plan crédible pour atteindre des émissions nettes nulles doivent utiliser et s’appuyer sur le processus de détermination des MTD/MPE et d’analyse décrits à la section 3.2. Le plan doit inclure au minimum les éléments suivants :

Les conclusions liées au processus de détermination des MTD/MPE, décrites dans la section 3.4.1, avec une perspective d’atteindre des émissions nettes nulles. Cela doit comprendre :
- Une liste de toutes les mesures potentielles d’atténuation des GES qui ont été prises en compte dans le processus de détermination des MTD/MPE;
- Une liste des mesures potentielles d’atténuation des GES sélectionnées à la fin du processus et qui seront mises en œuvre dans toutes les phases du projet (MTD/MPE et technologies émergentes), y compris ce qui suit :
  - Le pourcentage de réduction potentiel des émissions de GES associé à chaque mesure;
  - Le niveau de maturité de la technologie (le moment où la technologie pourrait être mise en œuvre);
  - Les obstacles à la mise en œuvre des mesures d’atténuation choisies.
- Une justification de l’élimination de chaque technologie ou pratique qui n’a pas été retenue pour être mise en œuvre;
- Selon la disponibilité publique des renseignements, une comparaison de l’IE projetée du projet avec des types de projets similaires à haut rendement énergétique au Canada et à l’échelle internationale.
Une description de toutes les mesures d’atténuation supplémentaires (c.-à-d. les mesures compensatoires) qui seront mises en oeuvre pour que le projet atteigne des émissions nettes nulles d’ici 2050, le cas échéant. Comme il est décrit dans la section 2.1.4, les mesures d’atténuation supplémentaires peuvent être :
- La mise en œuvre des technologies de CSC;
- Une description des engagements corporatifs en matière de GES ou du plan corporatif pour atteindre des émissions nettes nulles, et de la manière dont ceci s’aligne avec le plan crédible du projet pour atteindre des émissions nettes nulles, le cas échéant; et
- L’acquisition de crédits compensatoires.
Le calendrier de mise en œuvre des mesures d’atténuation doit s’aligner avec le processus de détermination des MTD/MPE, en considérant le niveau de maturité technologique des mesures d’atténuation qui seront mises en œuvre (en tenant compte du remplacement des équipements). Le calendrier de mise en œuvre n’a pas besoin de décrire chaque technologie ou pratique que le projet mettra en œuvre au fil du temps pour atteindre des émissions nettes nulles. Le plan peut décrire le processus que le promoteur suivra pour prendre les décisions et faire les investissements nécessaires pour atteindre des émissions nettes nulles d’ici 2050. Le calendrier de mise en œuvre doit inclure :
- Les sources de données, les hypothèses et les informations pertinentes pour l’étayer;
- Une discussion sur les facteurs associés au calendrier tels que les inter-dépendances, les contraintes et les risques.
Tel que décrit à la section 2.5, une description quantitative des émissions annuelles nettes de GES estimées pour le projet pendant toute sa durée de vie et les IE associées, le cas échéant. Cela doit être conforme au calendrier de mise en œuvre des différentes mesures d’atténuation dans le temps, mais aussi avec la capacité maximale de conception du projet, ou la capacité d’exploitation prévue (si le projet fonctionne à une capacité sensiblement différente de la capacité maximale de conception);
Un ensemble de cibles d’IE (ou d’émissions si l’IE n’est pas pertinente) à des intervalles de temps définis jusqu’à ce que le projet atteigne des émissions nettes nulles;

Les renseignements supplémentaires qui peuvent soutenir le plan permettant d’atteindre des émissions nettes nulles sont les suivants :

Des discussions supplémentaires sur chaque mesure d’atténuation, y compris des facteurs tels que les coûts associés, les défis techniques, les risques, les exigences en matière d’infrastructure et toute autre considération pertinente.
Toute action de soutien nécessaire pour pouvoir atteindre des émissions nettes nulles. Il pourrait s’agir, par exemple, d’identifier la nécessité de construire une interconnexion de réseaux pour permettre l’accès à une électricité propre.

3.5.3 Puits de carbone

Restauration sur le site du projet (rétablissement complet);
Assainissement et remise en état au site du projet (réduction des impacts par des actions préventives/modification de l’écosystème);
Activité de compensation ou de conservation des puits de carbone en dehors du site du projet.

Les changements d’affectation des terres résultant de la restauration, du boisement ou d’une activité de compensation ou de conservation sur d’autres terres possédées, gérées ou contrôlées par le promoteur peuvent être calculés comme des mesures compensatoires.

De plus amples renseignements sur la manière de quantifier l’impact sur les puits de carbone sont présentés dans la section 4 du document.

3.5.4 Lois, politiques et règlements relatifs aux GES

3.6 Résumé des renseignements nécessaires durant l’étape de l’étude d’impact

Le Tableau 14 contient un résumé des renseignements requis durant l’étape de l’étude d’impact pour les projets ayant une durée de vie se terminant avant 2050 ou allant au-delà de 2050.

Tableau 14 : Résumé des sections pertinentes associées aux renseignements requis dans l’étude d’impact
Renseignements requis	Projets ayant une durée de vie se terminant avant 2050	Projets ayant une durée de vie allant au-delà de 2050
Processus de détermination des MTD/MPE	3.2	3.2
Conclusions sur les MTD/MPE	3.4.1	Incluses dans 3.5.2
Mesures d’atténuation supplémentaires	3.4.2	Incluses dans 3.5.2
Plan pour atteindre des émissions nettes nulles	Sans objet	3.5.2
Puits de carbone	3.4.3	3.5.3
Lois, politiques et règlements relatifs aux GES	3.4.4	3.5.4

4 Puits de carbone

Les promoteurs sont tenus de fournir une évaluation quantitative de l’impact sur les puits de carbone résultant du changement d’affectation des terres, en plus de l’évaluation qualitative déjà décrite dans l’ÉSCC. Un impact sur un puits de carbone implique l’interruption du processus naturel des terres qui consiste en une absorption nette du carbone de l’atmosphère.

4.1 Méthodologie

Afin de déterminer l’impact d’un projet sur les puits de carbone, les promoteurs sont tenus de calculer la capacité en matière de puits de carbone naturel d’un site s’il n’est pas perturbé pendant un intervalle de temps prédéterminé, et de calculer la perte de la capacité des terres à stocker du carbone, mesurée sous forme d’émissions ou d’absorptions de carbone (c.-à-d. carbone échangé ou flux de carbone) à la suite du projet. Pour le calcul, les promoteurs devraient utiliser l’équation 5 :

Équation 5 : Impact estimé sur les puits de carbone

IPC = \sum_{i,j} ({(FluxNat - FluxPostP)}_{i,j} \cdot T_{i,j} \cdot S_{i,j})

Où :

IPC est l’impact estimé sur les puits de carbone (t C)
FluxNat est le taux d’accumulation annuel naturel du carbone sur les terres touchées (t C ha^-1 a^-1)
FluxPostP est le taux de flux après perturbation (c.-à-d. après conversion) touché par le projet (t C ha^-1 a^-1)
T est l’intervalle de temps (a)
S est la superficie du projet (ha)
i est la classe d’affectation du terrain
j est l’activité de perturbation pour chaque phase du projet (construction, exploitation, désaffectation, y compris, par exemple, la restauration ou la remise en état du site)

Une méthodologie détaillée pour obtenir les valeurs nécessaires au calcul de l’équation 5 et un exemple d’application sont fournis à l’annexe D de ce guide.

4.2 Étape de planification

Le Règlement sur les renseignements et la gestion des délais oblige les promoteurs de projet à fournir des renseignements sur les terres qui seront touchées par le projet dans la description initiale et la description détaillée du projet.

Les promoteurs de projet devraient fournir les renseignements ci-dessous pour aider l’AEIC, ou les organismes de réglementation du cycle de vie compétents, avec l’appui des autorités fédérales expertes, à comprendre les répercussions potentielles sur les puits de carbone :

Une description des activités qui entraîneraient des répercussions sur les puits de carbone. Un puits de carbone représente une terre qui absorbe le CO₂ et le stockage de ce carbone dans la biomasse vivante ou dans le carbone organique du sol. Les activités qui entraînent la suppression d’un puits sont celles qui éliminent la biomasse en croissance active (déforestation) ou qui perturbent le processus d’intégration du carbone dans le carbone organique du sol, comme l’accumulation de tourbe (perturbation des terres humides).
Les superficies qui devraient être directement touchées par le projet au cours de sa durée de vie, classées par catégorie d’affectation des terres du GIEC (GIEC, 2006) : Terres forestières, Terres cultivées, Prairies, Terres humides.

4.3 Étape de l’étude d’impact

Dans l’étude d’impact, les promoteurs sont tenus de fournir une évaluation qualitative et quantitative de l’impact du projet proposé sur les puits de carbone. Les promoteurs devraient consulter la section 5.1.2 de l’ÉSCC pour obtenir des renseignements sur l’information qualitative à inclure dans l’étude d’impact.

Pour estimer les impacts positifs ou négatifs du projet sur les puits de carbone, les promoteurs du projet devraient consulter la méthodologie relative aux puits de carbone présentée à l’annexe D. Pour certains projets, les simples valeurs par défaut fournies dans ce document peuvent être adéquates. Cependant, lorsque les projets entraînent des pertes importantes de potentiel de puits de carbone, les promoteurs doivent utiliser une approche basée sur des valeurs propres au site ou à la région, conformément à la Figure 3. La superficie du projet fait référence à la superficie convertie en Établissement (voir le glossaire pour la définition des Établissements).

**Figure 3 :** Arbre de décision utilisé pour déterminer si les valeurs par défaut fournies sont adéquates pour la méthodologie utilisée pour quantifier l’impact sur les puits de carbone, ou si les promoteurs du projet doivent adopter une approche plus détaillée en déterminant des valeurs propres au site ou à la région. La « superficie du projet » fait référence à la superficie convertie en terre classifiée comme Établissement. Les superficies à haute capacité en matière de puits de carbone comprennent les terres humides classées comme tourbières, les forêts jeunes ou d’âge moyen, ou les milieux humides forestiers.

Description longue

Cette figure est un arbre de décision pour déterminer si les valeurs par défaut fournies sont adéquates pour la méthodologie utilisée pour quantifier l’impact sur les puits de carbone, ou si les promoteurs du projet doivent adopter une approche plus détaillée en déterminant des valeurs propres au site ou à la région. Les questions de l’arbre de décision sont les suivantes :

La superficie du projet est-elle inférieure ou égale à 30 hectares? (La superficie du projet fait référence à la superficie convertie en Établissement).

Si oui, les valeurs par défauts sont adéquates.
Si non, la superficie du projet est-elle supérieure ou égale à 100 hectares?
- Si oui, les valeurs propres au site ou à la région sont requises.
- Si non, la proportion de la superficie du projet sur des puits de carbone à haute capacité est-elle supérieure à 50%? (Les superficies à haute capacité en matière de puits de carbone comprennent les terres humides classées comme tourbières, les forêts jeunes ou d’âge moyen, et les milieux humides forestiers)
  - Si oui, les valeurs propres au site ou à la région sont requises.
  - Si non, les valeurs par défauts fournies sont adéquates.

Documentation

Les promoteurs sont tenus de justifier et de documenter la méthodologie utilisée pour déterminer l’impact du projet sur les puits de carbone, ainsi que les renseignements pertinents relatifs à la façon dont les valeurs ont été obtenues, notamment :

Si les mesures sur le terrain sont incluses dans les calculs, un rapport détaillé sur les méthodes d’échantillonnage est requis. Ce rapport doit être comparable, en termes de détails, à la section sur la méthodologie d’une étude publiée dans une revue évaluée par des pairs, et fournir des renseignements sur le nombre d’échantillons prélevés par site, l’équipement et les méthodes utilisés pour prélever et analyser les échantillons, ainsi que des renseignements pertinents sur la façon dont les données ont été compilées. Les statistiques de l’échantillon (telles que l’écart-type) doivent également être indiquées.
Si les valeurs sont tirées de la littérature scientifique, il incombe aux promoteurs de démontrer que les valeurs choisies sont appropriées pour la région et le site du projet.
Si une approche propre au site ou un modèle propre au pays utilisant des données du site est appliqué, les promoteurs sont alors tenus de fournir une description du modèle, des données, des facteurs d’émission et de toutes les hypothèses qui ont été requis ou appliqués afin de déterminer les valeurs utilisées dans la modélisation. Les promoteurs doivent justifier leur choix de modèle en citant des exemples d’études dans lesquelles le modèle a été utilisé de manière comparative.

4.4 Incertitude

Il est reconnu qu’il existe une incertitude dans l’estimation de la capacité en matière de puits de carbone naturel des terres.

Les promoteurs de projet devraient fournir une discussion qualitative sur les incertitudes et les sources d’incertitudes associées à la quantification de l’impact sur les puits de carbone, et ce qui a été fait pour réduire ou atténuer les incertitudes. Les incertitudes peuvent découler de plusieurs sources. La discussion sur les incertitudes doit inclure les éléments suivants, sans s’y limiter :

Sources de données : décrire les sources de données utilisées et leur impact sur les incertitudes.
Hypothèses : les incertitudes associées aux hypothèses en raison du manque de données sur l’accumulation de carbone propre au site ou à la région.
Scénarios/modèles : les incertitudes associées aux modèles utilisés pour calculer les taux d’accumulation de carbone naturels ou après perturbation. L’erreur statistique liée à l’échantillonnage aléatoire devrait être incluse si possible.

5 Évaluation des GES en amont

5.1 Méthodologie

Les émissions de GES en amont sont définies dans la section 3.2 de l’ÉSCC comme les émissions nationales et internationales associées à toutes les étapes de la production, depuis l’extraction des ressources jusqu’aux activités (sans les inclure) ayant lieu dans la portée définie du projet en cours d’examen.

L’obligation de réaliser une évaluation des émissions de GES en amont sera confirmée dans les LDAREI sur la base de calculs préliminaires effectués par les autorités fédérales expertes. Les projets susceptibles de dépasser les seuils d’émissions de GES en amont indiqués dans le Tableau 15 devront réaliser une évaluation des émissions de GES en amont lors de l’étape de l’étude d’impact.

Tableau 15: Seuils d’émissions de GES en amont pour réaliser une évaluation des GES en amont
Année de publication des lignes directrices adaptées relatives à l’étude d’impact	Seuil de GES en amont (kt d’éq. CO₂/an)
2020-2029	500
2030-2039	300
2040-2049	200
2050 et plus tard	100

Au cours des cinq dernières années, des évaluations des émissions de GES en amont ont été exigées pour certains projets énergétiques qui présentaient un potentiel élevé d’émissions de GES en amont. Les projets énergétiques sont les projets liés à l’exploitation ou à l’exploitation potentielle de ressources non renouvelables pour produire de l’énergie, ou au stockage ou au transport de produits énergétiques fabriqués à partir de ressources non renouvelables. À mesure que les seuils diminueront au fil du temps, il sera de plus en plus probable que des évaluations de GES en amont seront requises pour d’autres types de projets.

La transparence des données est un élément clé de l’évaluation des émissions de GES en amont. Les sources de données, les IE, la méthodologie et les hypothèses utilisées pour estimer les émissions de GES en amont doivent être fournies.

Il est possible que certains projets dépendent d’autres projets en cours, qui font ou ont fait l’objet d’une évaluation d’impact distincte (et éventuellement d’évaluations distinctes des GES en amont). Il peut s’agir, par exemple, d’un projet de jetée marine pour le GNL ou d’un projet de gazoduc qui ne serait pas mis en œuvre sans la réalisation d’un projet d’installation de GNL et vice versa.

Si une évaluation des émissions de GES en amont existe déjà pour ces autres projets interdépendants, elle pourrait être abordée dans l’étude d’impact. Dans ce cas, le promoteur doit justifier comment l’évaluation existante des émissions de GES en amont s’applique au projet en cours d’examen, ou comment elle peut être adaptée pour servir de base à la nouvelle évaluation. Par exemple, les deux projets devraient être de capacité égale, entre autres facteurs, pour justifier l’application directe de l’évaluation en amont existante.

Les sections suivantes présentent une approche propre à la préparation de l’évaluation des émissions de GES en amont. Cette évaluation devrait constituer une section distincte et autonome de l’étude d’impact et être distincte des estimations des émissions nettes de GES du projet. Elle est divisée en deux parties :

Partie A : Estimation quantitative des émissions de GES en amont
Partie B : Discussion qualitative sur l’effet d’accroissement des émissions de GES en amont

5.1.1 Partie A : Estimation quantitative des émissions de GES en amont

La partie A de l’évaluation en amont est une estimation quantitative de la gamme des émissions de GES libérées par les activités en amont de la phase d’exploitation^{Note de bas de page 26} du projet. Elle comprend les émissions de GES générées par les activités de production, de traitement et de transport (par pipeline, véhicule, train et navire) de produits énergétiques tels que le pétrole^{Note de bas de page 27}, le gaz naturel^{Note de bas de page 28}, le charbon et le méthanol.

Les émissions de GES en amont doivent également inclure les émissions fugitives, de ventilation et de torchage associées aux activités ci-dessus, ainsi que les émissions de GES associées aux diluants utilisés.

Les émissions de GES en amont doivent être basées sur la capacité annuelle maximale du projet à tout moment pendant la phase d’exploitation. Dans le cas de projets d’expansion, les estimations des émissions de GES en amont doivent être basées sur la capacité supplémentaire annuelle maximale du projet.

Les émissions de GES des activités en amont ci-dessous sont des exclusions et il n’est pas nécessaire de les quantifier dans la partie A de l’évaluation des émissions de GES en amont, soit parce qu’elles ne s’inscrivent pas dans la portée de l’évaluation des émissions en amont, qu’il y a des limites de méthodologie ou de données, ou qu’il y a une grande incertitude :

Production d’électricité, d’hydrogène ou de vapeur achetés (tierce partie) et utilisés pour le projet, car ils sont pris en compte dans les émissions nettes de GES (en tant qu’émissions de GES liées à l’énergie acquise).
Production d’hydrogène ou de vapeur utilisée pour les activités en amont du projet, si les données ne sont pas disponibles.
Changements d’affectation des terres.
Forage d’exploration.
Fabrication d’équipement et de matériel.
Construction d’infrastructures sur place.

La méthodologie et les IE proposées pour quantifier les émissions de GES en amont sont présentées dans l’annexe F. Les promoteurs peuvent utiliser leur propre méthodologie et leurs propres IE si elles sont plus appropriées ou plus précises pour le projet, mais ils doivent fournir une justification, ainsi que la méthodologie, les données, les IE et les hypothèses utilisées pour quantifier les émissions de GES en amont.

5.1.2 Partie B – Discussion qualitative sur l’effet d’accroissement des émissions en amont

La partie B de l’évaluation des émissions de GES en amont évalue les conditions dans lesquelles les émissions en amont au Canada estimées dans la partie A pourraient se produire, que le projet aille de l’avant ou non. L’effet d’accroissement est la production en amont (et les émissions qui en résultent) qui aurait lieu si le projet voyait le jour. L’effet d’accroissement peut être illustré en comparant les différences entre les scénarios où le projet ne se réalise pas (le « scénario sans projet ») et au moins un scénario où le projet est mis en œuvre (le « scénario avec projet »), en considérant les autres paramètres identiques.

Si un projet représente soit une nouvelle source de demande, soit une autre source de demande pour la production en amont, il est susceptible d’entraîner une production en amont et des émissions de GES supplémentaires.

La discussion dans la partie B de l’évaluation des GES en amont doit :

Inclure une analyse de scénario des options du projet, y compris une comparaison entre un scénario dans lequel le projet n’est pas réalisé et au moins un scénario dans lequel le projet est mis en œuvre, en considérant les autres paramètres identiques. Voir ci-dessous les exigences relatives à l’élaboration de scénarios contre-factuels légitimes.
Utiliser des renseignements techniques et économiques qui peuvent être vérifiés et qui proviennent de tierces parties reconnues pour discuter des diverses hypothèses de marché et d’infrastructure qui pourraient entraîner des émissions supplémentaires. Les hypothèses formulées dans l’analyse de scénario doivent s’appuyer sur des références crédibles.
Discuter de l’impact potentiel des émissions de GES en amont associées au projet sur les émissions globales de GES du Canada.
Évaluer la relation entre la production et les émissions au Canada, y compris la manière dont les politiques proposées et existantes en matière de GES pourraient influer sur l’intensité des émissions en amont au fil du temps.
Discuter de l’impact potentiel de la production supplémentaire en amont sur les émissions mondiales :
- Mettre en évidence dans quelle mesure la production en amont au Canada entraîne une combinaison i) de déplacement de la production et des émissions à l’extérieur du Canada et ii) d’augmentation de la quantité totale de production et d’émissions mondiales.
- Lorsqu’il est prévu que la production en amont au Canada déplace la production mondiale existante, une comparaison de l’intensité des émissions du projet en amont à celle des concurrents mondiaux est nécessaire. Les promoteurs doivent justifier les concurrents mondiaux choisis à l’aide de données sur le marché et de références crédibles.
- Discuter des émissions totales du cycle de vie des émissions du projet en amont qui devraient s’ajouter à l’approvisionnement mondial total.

Il faut se demander si les solutions de rechange représentent des scénarios contre-factuels légitimes. Pour qu’un scénario soit considéré comme un scénario contre-factuel légitime par rapport au scénario de projet, il doit :

Être économiquement viable.
Se fonder uniquement sur des renseignements et des circonstances pertinentes liées au projet proposé.
Ne pas supposer qu’un projet comparable à celui à l’étude, qui nécessiterait sa propre évaluation des GES en amont, est mis en œuvre. Par exemple, le promoteur d’un projet de pipeline ne peut pas simplement supposer qu’un autre pipeline non approuvé serait mis en œuvre si le projet ne l’est pas.

Les promoteurs devraient définir clairement les hypothèses formulées et fournir des sources ou des preuves vérifiables, par exemple les coûts et les prix prévus, les marchés ciblés et d’autres facteurs pertinents.

5.2 Traitement de l’incertitude

Il existe une incertitude inhérente lors de l’estimation des évaluations des GES en amont, comme l’indique la section 3.3 de l’ÉSCC.

Les promoteurs de projet doivent fournir une discussion qualitative sur les incertitudes et les sources d’incertitudes associées à leurs estimations des émissions de GES en amont, et ce qui a été fait pour réduire ou atténuer les incertitudes. Les incertitudes peuvent découler de plusieurs sources. La discussion au sujet dses incertitudes doit inclure, entre autres, les éléments ci-dessous, sans s’y limiter :

Sources de données : décrire les sources de données utilisées et leur impact sur les incertitudes.
Hypothèses : les incertitudes associées aux hypothèses en raison du manque de données, du manque de renseignements sur les intrants en amont, les produits de débit, les mélanges de produits, etc.
Scénarios/modèles : les incertitudes associées aux modèles utilisés dans l’élaboration des différents scénarios pour estimer les émissions de GES en amont, y compris les erreurs d’échantillonnage statistiquement aléatoire si possible.

5.3 Étape de planification

Pour s’assurer que les autorités fédérales disposent de suffisamment de renseignements pour déterminer si une évaluation des émissions de GES en amont est requise, le promoteur peut fournir les renseignements ci-dessous dans la description initiale du projet et la description détaillée du projet :

Une indication de la quantité de produits énergétiques et de diluants qui seront produits, traités ou transportés dans le cadre du projet.
Les sources potentielles de ces produits énergétiques et diluants, y compris si ces sources sont nationales ou internationales.
Une indication du changement prévu dans les émissions de GES en amont pendant la durée de vie du projet.

Comme indiqué à la section 3.2.2 de l’ÉSCC, les LDAREI confirmeront s’il est nécessaire d’effectuer une évaluation des émissions de GES en amont dans le cadre de l’étude d’impact, selon les calculs préliminaires effectués par l’AEIC avec le soutien des autorités fédérales expertes.

5.4 Étape de l’étude d’impact

Les promoteurs devraient fournir les renseignements décrits dans les sections 5.1 et 5.2.

Le tableau 16 présente une liste de vérification que les promoteurs peuvent utiliser pour confirmer que les renseignements nécessaires ont été fournis dans leur évaluation.

Tableau 16 : Liste de vérification pour l’évaluation des émissions de GES en amont
Partie A – Estimation quantitative
Projet	S’agit-il d’un nouveau projet ou d’un projet d’expansion?
Débit/capacité	Quelle est la capacité maximale du projet?
Produits	Quels sont les produits énergétiques? Utilise-t-on des diluants? Quelle est la proportion de diluant recyclé?
Scénarios	Quels sont les scénarios dans la partie A? Sont-ils appropriés?
Quantification	Quelles sont les IE utilisées? Quelles sont les hypothèses? Sont-elles appropriées?
Séries chronologiques	Les émissions en amont sont-elles fournies pour chaque année de la phase d’exploitation du projet?
IE	L’intensité des émissions en amont est-elle comparable à celle d’autres projets semblables?
Incertitude	L’évaluation des émissions de GES en amont comprend-elle une discussion qualitative sur les incertitudes et les sources d’incertitudes associées à ces émissions de GES en amont, et ce qui a été fait pour réduire ou atténuer les incertitudes?
Partie B – Discussion qualitative
Scénarios	La partie B comprend-elle des scénarios qui abordent la possibilité que les émissions en amont d’un projet se produisent en l’absence du projet proposé? Peut-on comparer un scénario dans lequel le projet se réalise à un scénario dans lequel il ne se réalise pas, toutes choses égales par ailleurs? Les hypothèses du scénario « sans projet » sont-elles justifiables ou supposent-elles que d’autres projets comparables, non approuvés, seraient réalisés?
Données techniques et économiques pour justifier les hypothèses	La discussion inclut-elle des données techniques et économiques solides ou vérifiables pour justifier les hypothèses des scénarios?
Émissions intérieures	La discussion inclut-elle les impacts des émissions de GES à l’échelle nationale? La discussion inclut-elle la manière dont les politiques proposées et existantes en matière de GES pourraient influer sur l’intensité des émissions en amont au fil du temps?
Émissions mondiales	La discussion inclut-elle les impacts des émissions de GES mondiales, y compris la quantité de production en amont qui déplacerait d’autres sources de production et la quantité qui s’ajouterait à l’approvisionnement mondial total?

6 Prochaines étapes

Les parties prenantes et les peuples autochtones sont encouragés à soumettre leurs commentaires sur cette ébauche de guide technique jusqu’au 25 octobre par courriel à l’adresse suivante :

Environnement et Changement climatique Canada
Évaluation stratégique des changements climatiques – Version préliminaire du guide technique
351, boul. Saint-Joseph, 12e étage
Gatineau (Québec) K1A 0H3
Courriel : ec.escc-sacc.ec@canada.ca

Après la publication de la version provisoire du guide technique et l’examen des commentaires reçus, le guide technique final devrait être publié au début de 2022.

7 Références

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8 Annexes

Annexe A : Consommation de carburant par équipement

Lorsque la quantité de carburant consommée n’est pas disponible, le promoteur peut consulter le Tableau afin de connaître les ressources pouvant être utilisées pour estimer la quantité de carburant pour différents types de sources d’émission.

Tableau 17 : Ressources liées à la consommation de carburant
Type de source	Méthode	Description	Source
Dispositifs de combustion stationnaires/ portatifs	Basé sur la puissance de sortie maximale nominale	La consommation de carburant peut être calculée en fonction de la puissance de sortie maximale, en utilisant la méthode décrite dans le document d’orientation de Terre-Neuve-et-Labrador pour la déclaration des émissions de GES pour les grandes industries, équation 6-15a.	A Guidance Document for Reporting Greenhouse Gas Emissions for Large Industry in Newfoundland and Labrador), équation 6-15a, section 6.5.2
Véhicules	Documentation sur la consommation de carburant	La consommation de carburant peut être déterminée par la distance parcourue par le véhicule, comme le décrit le chapitre 3 du volume 2 du GIEC.	Chapitre 3 du volume 2 du GIEC, section 3.2.1.1
Navires		Les facteurs de consommation moyenne de carburant pour le transport maritime figurent dans le tableau 3.5.6 du chapitre 3 du volume 2 du GIEC.	Chapitre 3 du volume 2 du GIEC, section 3.5.1.3, tableau 3.5.6
Mode ferroviaire		L’Association des chemins de fer du Canada (ACFC) a publié les tendances annuelles. Le document le plus récent (pour 2019) contient des renseignements sur la consommation de carburant basés sur les tonnes-kilomètres payantes. Les facteurs de consommation moyenne de carburant pour certains trains figurent dans l’encadré 3.4.1 du chapitre 3 du volume 2 du GIEC, section 3.4.1.2.	Association des chemins de fer du Canada – Tendances 2019 – Page 13 Chapitre 3 du volume 2 du GIEC, section 3.4.1.2, encadré 3.4.1
Aéronef		La consommation moyenne de carburant par heure de vol pour les avions militaires se trouve dans les tableaux 3.6.7 et 3.6.8 du chapitre 3 du volume 2 du GIEC. La consommation de carburant des aéronefs commerciaux au décollage et à l’atterrissage est indiquée dans le tableau 3.6.9.	Chapitre 3 du volume 2 du GIEC, section 3.6.1.4, tableaux 3.5.7, 3.6.8, et section 3.6.3, tableau 3.6.9
Véhicules	Modèles	Les modèles d’émissions tels que MOVES, MOBILE de l’EPA des États-Unis ou le modèle COPERT de l’EEE peuvent être utilisés pour estimer la consommation de carburant des véhicules.	Modèle MOVES de l’EPA des États-Unis Modèle MOBILE de l’EPA des États-Unis Modèle COPERT

Annexe B : Quantification des émissions directes de GES liées à un changement d’affectation des terres

Les promoteurs doivent effectuer un suivi de la conversion de terres à la catégorie d’affectation des terres Établissements à partir des catégories d’affectation des terres suivantes définies dans les Lignes directrices du GIEC de 2006 pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre (GIEC, 2006)^{Note de bas de page 29} : Terres forestières, Terres cultivées, Praires, Terres humides et Autres terres (voir le volume 4, chapitre 3, section 3.2 pour des définitions détaillées). De plus, les promoteurs sont responsables de la détermination des projets qui impliquent l’inondation à long terme d’une superficie (p. ex. la construction d’un réservoir hydroélectrique), ce qui relève d’un changement d’affectation des terres, passant d’une catégorie Terres à la catégorie Terres humides. Pour chaque conversion d’une catégorie Terres à Établissements et de Terres à Terres humides, les promoteurs doivent quantifier l’impact et les émissions subséquentes découlant de la construction du projet sur les réservoirs de carbone suivants : biomasse vivante (aérienne et souterraine), matière organique morte (bois mort et litière) et sols (matière organique du sol) définis dans le tableau 1.1 des Lignes directrices du GIEC (GIEC, 2006; volume 4, chapitre 1, section 1.3) et produits ligneux récoltés (GIEC, 2006; volume 4, chapitre 12, section 12.1). Le changement dans les stocks de carbone provenant de la construction d’un projet est d’abord calculé comme une émission dans l’atmosphère sous forme de gaz CO₂ (Tableau 18). Les promoteurs doivent ensuite quantifier et additionner toute émission supplémentaire de CO₂ provenant de terres inondées pour la construction d’un réservoir, ainsi que tout gaz autre que le CO₂ provenant de terres inondées (réservoir et non réservoir), du drainage de sols organiques ou du brûlage de sols organiques, de biomasse ou de matière organique morte (MOM; Tableau 19).

Les promoteurs devraient privilégier la méthodologie utilisée dans le dernier Rapport d’inventaire national (RIN) : Sources et puits de gaz à effet de serre au Canada, parce que celui-ci est la mise en œuvre propre au Canada des directives du GIEC pour le calcul des émissions et des absorptions résultant de la conversion de l’affectation des terres. Lorsque les méthodes fournies dans le RIN ne s’appliquent pas précisément aux conversions de l’affectation des terres applicables à l’évaluation d’impact, les promoteurs doivent suivre Les lignes directrices génériques du GIEC.

Déterminer le niveau approprié pour le projet

Les Lignes directrices du GIEC suivent une approche par niveaux, dans laquelle le niveau 1 est une approche générique utilisant des paramètres très généraux et non spécifiques pour estimer les émissions et les absorptions de GES, le niveau 2 est une approche intermédiaire et le niveau 3 est le plus exigeant en termes de complexité et de données requises. Les niveaux supérieurs du GIEC intègrent des données et des renseignements davantage liés aux circonstances propres à un pays ou à une région et, ce faisant, réduisent l’incertitude des estimations (voir encadré 1.1, section 1.3.3., chapitre 1; GIEC, 2006). Ici, l’utilisation d’une approche par niveaux est également suggérée, mais l’échelle est adaptée au contexte du projet ou du site, où l’approche de niveau 1 utilise le cadre du GIEC et les paramètres par défaut; l’approche de niveau 2 utilise le cadre du GIEC et les données propres au site ou à la région, et l’approche de niveau 3 utilise un modèle de niveau 3 propre au pays tel que le définit le GIEC (GIEC, 2006) :

L’approche de niveau 1 est une approche générique et utilise un cadre clairement défini pour les calculs ainsi que des paramètres internationaux par défaut fournis dans les Lignes directrices du GIEC (GIEC, 2006), ou des paramètres nationaux tirés du RIN, mais qui ne sont pas spécifiquement applicables à l’endroit précis.
L’approche de niveau 2 utilise le même cadre méthodologique pour les calculs que le niveau 1 ci-dessus, mais remplace les valeurs par défaut de niveau 1 du GIEC ou dérive les facteurs par défaut en utilisant des fonctions normalisées avec des données propres au site ou à la région.
L’approche de niveau 3 est une approche propre au site et implique un suivi des stocks de carbone pertinents, ainsi que des transferts entre eux et vers l’atmosphère, au fil du temps. Cela peut se faire par l’intermédiaire d’un échantillonage exhaustif sur le terrain, effectués à intervalles réguliers, ou par l’intermédiaire d’un modèle de niveau 3 propre au pays, en utilisant les données du site comme données d’entrée du modèle.

L’exigence d’utiliser une approche de niveau 1 par rapport à une approche de niveau supérieur (niveau 2 ou 3) est basée sur la superficie du projet qui est convertie en Établissement (appelée superficie du projet; voir glossaire pour la définition des Établissements) dans la Figure 4(voir également la Figure 5) et la proportion de cette superficie qui est considérée comme un écosystème dense en carbone. Les écosystèmes denses en carbone sont définis comme étant des forêts matures (défini ici comme ayant un âge d'au moins 50 % de l'âge de la forêt lorsqu'elle atteint sa capacité de charge maximale (voir l'annexe E pour une liste des types de forêts et de leurs âges correspondants à la capacité de charge maximale (A_CCM)), des terres humides ou des milieux humides forestiers.

Figure 4 : Arbre de décision pour déterminer si les valeurs par défaut de niveau 1 sont adéquates pour la quantification des émissions directes de GES dues au changement d’affectationdes terres, ou si une approche de niveau 2 ou 3 est nécessaire. Les terres denses en carbone sont définies comme des forêts matures (défini ici comme ayant un âge d'au moins 50 % de l'âge de la forêt lorsqu'elle atteint sa capacité de charge maximale (voir l'annexe E pour une liste des types de forêts et de leurs âges correspondants à la capacité de charge maximale (A_CCM)), des terres humides ou des milieux humides forestiers.

Description longue

Cette figure est un arbre de décision pour déterminer si les valeurs par défaut de niveau 1 (du GIEC ou du RIN) sont adéquates pour la quantification des émissions directes de GES dues au changement d’affectation des terres, ou si une approche de niveau 2 ou 3 est nécessaire. Les questions de l’arbre de décision sont les suivantes :

La superficie du projet est-elle inférieure ou égale à 30 hectares? (La superficie du projet fait référence à la superficie convertie en Établissement).

Si oui, les valeurs par défaut de niveau 1 sont adéquates.
Si non, la superficie du projet est-elle supérieure ou égale à 100 hectares?
- Si oui, une approche de niveau 2 ou 3 est requise.
- Si non, la proportion de la superficie du projet sur des terres denses en carbone est-elle supérieure à 50%? (Les terres denses en carbone sont définies comme des forêts matures, des terres humides ou des milieux humides forestiers)
  - Si oui, une approche de niveau 2 ou 3 est requise.
  - Si non, les valeurs par défaut de niveau 1 sont adéquates

Approche de niveau 1

Si une approche de niveau 1 est jugée adéquate d’après la Figure 4, le promoteur peut calculer la fluctuation des stocks de carbone provenant de la construction du projet comme une émission dans l’atmosphère sous forme de gaz CO₂ à l’aide des équations et valeurs par défaut de niveau 1 figurant dans le Tableau 18.

Tableau 18 : Directives sur l’utilisation du cadre de niveau 1 du GIEC pour le calcul des fluctuations des stocks de carbone entraînant des émissions ou des absorptions directes de GES dues à la conversion de l’affectation des terres.
Stock	Section et équation pertinentes du GIEC*	Valeurs par défaut de niveau 1 et remarques supplémentaires
Biomasse vivante	Section 2.3.1, équation 2.15 (GIEC, 2006)	Pour ΔC_G utiliser les équations 2.9 et 2.10 de la section 2.3.1.1 (GIEC, 2006), mais un changement nul dans la plupart des cas peut être présumé. Pour ΔC_P utiliser les équations 2.11 à 2.13 de la section 2.3.1.1 (GIEC, 2006), si la biomasse est prélevé du site (p. ex. récoltée pour des produits ligneux), sinon, un changement nul peut être présumé.
Biomasse vivante	Section 2.3.1, équation 2.16 (GIEC, 2006)	Définir B_{APRÈS_i} = 0 Pour les valeurs par défaut de , consulter le tableau 8.4 (GIEC, 2006) pour les Terres forestières. Consulter le tableau 20 dans ce document pour connaître les valeurs par défaut de la biomasse vivante pour les Terres cultivées.
Matière organique morte (MOM)	Section 2.3.2.2, équation 2.23 (GIEC, 2006)	T_a–n = 1 C_n = 0 Valeurs initiales par défaut de la litière pour les Terres forestières fournies dans le tableau 2.2 (GIEC, 2006). Le bois mort pour les Terres forestières n’est pas inclus pour le niveau 1. On suppose que la valeur de la MOM est égale à 0 pour toutes les catégories d’affectation des terres non forestières.
Carbone organique du sol (COS)	Section 2.3.3.1, équation 2.24 (GIEC, 2006)	Les valeurs par défaut fournies sont basées sur une profondeur de 30 cm. ΔC_Inorganiques = 0
	Section 2.3.3.1, équation 2.25 (GIEC, 2006)	Valeur par défaut D = 20 ans. Utiliser le tableau 2.3 (GIEC, 2006) pour les valeurs par défaut . Voir la section 8.3.3.2 pour les hypothèses de coefficients de variation des stocks pour la conversion en catégorieÉtablissements (p. ex. pour la plupart des conversions de la catégorie Terres à la catégorie Établissements, un facteur de 0,20 peut être appliqué, c.-à-d. que 20 % du carbone organique du sol minéral est perdu sur une période de 20 ans et l’on suppose qu’il est émis dans l’atmosphère). Pour plus de détails sur la façon de passer à l’approche du niveau 2, voir la section 2.3.3.1 (GIEC, 2006).
	Section 2.3.3.1, équation 2.26 (GIEC, 2006)	Facteurs d’émission (FE) par défaut pour les fluctuations des stocks : Terres forestières, voir le tableau 4.6 (section 4.5; GIEC, 2006) Terres cultivées, voir le tableau 5.6 (section 5.2.3.2; GIEC, 2006) Coéfficients de variation des stocks concernant les Prairies, voir le tableau 6.3 (section 6.2.3.2) (GIEC, 2006) Pour les sols organiques (Terres humides ou Terres forestières sur des sols organiques), le niveau 1 par défaut consiste à supposer que le carbone de toute terre excavée est instantanément oxydé et émis dans l’atmosphère. Pour une approche de niveau 2, les promoteurs peuvent choisir de faire référence à la documentation pour déterminer la décomposition de la tourbe après oxydation (p. ex. Schurr et coll. 2015). Directives supplémentaires à la section 8.2.3.1 (GIEC, 2006). Pour plus de détails sur la façon de passer à l’approche de niveau 2, voir la section 2.3.3.1 (GIEC, 2006). Dans le cas du drainage des sols organiques, la valeur P_organiques est remplacée par la valeur CO₂-C_{organiques drainés} et résolue à l’aide de l’équation 2.2 (GIEC 2014) : Pour déterminer la valeur CO₂-C_sur-site, utiliser l’équation 2.23 avec les FE par défaut de niveau 1 fournis dans le tableau 2.1 (GIEC 2014) Pour déterminer la valeur CO₂-C_COD, (carbone organique dissous) utiliser les équations 2.24 et 2.25 avec les FE par défaut de niveau 1 fournis dans le tableau 2.2 (GIEC 2014). La valeur P_feu-CO₂-C est appliquée si la tourbe est brûlée après le drainage. Utiliser l’équation générique 2.8 (GIEC 2014) pour résoudre la valeur P_Feu pour le CO₂, et utiliser le FE de CO₂-C par défaut du niveau 1 dans le tableau 2.7 (GIEC 2014) combiné aux valeurs de consommation de combustible par défaut de niveau 1 dans le tableau 2.6 (GIEC 2014). Il faut noter que les émissions de gaz autres que le CO₂ provenant de la combustion de tourbe sont également calculées séparément et ajoutées au total (voir le tableau 19).

* Les sections, tableaux ou équations ne figurent pas dans le présent document, mais renvoient plutôt le lecteur aux documents du GIEC de 2006 et de 2014 (ce dernier uniquement pour le drainage des sols organiques et le drainage et le remouillage des terres humides) :

GIEC, 2006. Lignes directrices 2006 du GIEC pour les inventaires nationaux de GES, chapitre 2
GIEC, 2014^{Note de bas de page 30}. Supplément 2013 aux Lignes directrices 2006 du GIEC pour les inventaires nationaux de GES, chapitre 2 (en anglais seulement)

À noter que les émissions de CO₂ de ces équations permettent de déterminer les fluctuations des stocks de carbone (en unités de carbone) et doivent être multipliées par 44/12 afin de déterminer les unités de gaz CO₂ émis (voir la section 2.2.3; GIEC, 2006). Les émissions de gaz autres que le CO₂ doivent être multipliées par le potentiel de réchauffement de la planète^{Note de bas de page 31} pour être converties en unités d’éq. CO₂. Voir les directives supplémentaires et un exemple de calcul ci-dessous.

Les promoteurs peuvent ensuite calculer les émissions de GES après perturbation dues au changement d’affectation des terres à l’aide des équations présentées dans le Tableau 19.

Tableau 19 : Émissions de GES après perturbation incluses dans les émissions directes de GES dues au changement d’affectation des terres
Type de perturbation	GES à comptabiliser	Section et équation pertinentes du Rapport d’inventaire national (RIN) des GES* ou du GIEC**	Considérations
Terres inondées – réservoir	CO₂	Équations A3.5-20 et A3.5-21 (RIN, 2020; partie 2; a3.5.6.2)	Dans ce cas, les méthodes utilisées dans le tableau 19 pour déterminer le devenir des stocks de carbone ne sont pas utilisées, sauf si les stocks de carbone sont exportés du site avant l’inondation. Les émissions de CO₂ provenant des stocks de carbone laissés en place et inondés sont calculées selon cette méthode.
Terres inondées – réservoir	CH₄	Équation 7.15 et 7.10 (GIEC, 2019)	Dans ce cas, les promoteurs calculent les émissions de CH₄ pour la durée de vie du réservoir, jusqu’à 100 ans. Utiliser l’équation 7.15 pour calculer les émissions de CH₄ pour les 20 premières années, et l’équation 7.10 pour calculer les émissions pour les années antérieures à 20 ans (GIEC, 2019).
Terres inondées – qui ne sont pas des réservoirs. Exemple : fossés, canaux ou étangs.	CH₄	Équation 7.12 (GIEC 2019)	Les promoteurs peuvent utiliser les facteurs d’émission par défaut de niveau 1 fournis dans le tableau 7.15 (GIEC 2019), ou ils peuvent établir des FE de niveau 2.
Sols organiques intérieurs drainés	CH₄	Équation 2.6 (GIEC 2014)	Les promoteurs peuvent utiliser les FE par défaut de niveau 1 fournis dans les tableaux 2.3 et 2.4 (GIEC 2014), ou ils peuvent choisir d’établir des FE de niveau 2 (non requis).
Sols organiques intérieurs drainés	N₂O	Équation 2.7 (GIEC 2014)	Les promoteurs peuvent utiliser les FE par défaut de niveau 1 fournis dans le tableau 2.5 (GIEC 2014), ou ils peuvent établir des FE de niveau 2 (non requis).
Brûlage de tourbe après drainage (émissions de gax autres que le CO₂ provenant de feux sur des sols organiques intérieurs drainés)	CH₄	Équation 2.8 (GIEC 2014)	Les promoteurs peuvent multiplier la quantité de carbone de tourbe qu’il est prévu de brûler par le FE du CH₄, soit 0.01285 pour les feux à flamme vive, ou 0,149 pour les feux couvants (Bona et coll. 2020)^{Note de bas de page 32} (remarque : le CO n’est pas considéré comme une émission directe de GES provenant du changement d’affectation des terres et il n’est pas nécessaire de le prendre en compte dans ce cas).
Brûlage de la biomasse ou de la matière organique morte (MOM)	CH₄	Section A3.5.2.1 (RIN 2020; partie 2)	S’il est prévu de brûler de la biomasse ou de la MOM, la quantité de combustible consommée doit être estimée par les promoteurs, puis un coefficient d’émission de 1 % pour le CH₄ peut être appliqué.
	CO₂	Section A3.5.2.1 (RIN 2020; partie 2)	S’il est prévu de brûler de la biomasse ou de la MOM, la quantité de combustible consommée doit être estimée par les promoteurs, puis un coefficient d’émission de 90 % pour le CO₂ peut être appliqué. (Remarque : le CO n’est pas considéré comme une émission directe de GES provenant du changement d’affectation des terres et il n’est pas nécessaire de le prendre en compte dans ce cas).
	N₂O	S.O.	Si de la biomasse est brûlée, les promoteurs doivent également calculer la quantité de N₂O émise en multipliant la quantité de gaz CO₂ (t CO₂) émise par un facteur de 0.00017 (Kurz et al. 2009)^{Note de bas de page 33}.

*Les sections, tableaux ou équations ne figurent pas dans le présent document, mais renvoient plutôt le lecteur soit au RIN 2020, soit au GIEC 2014 ou 2019.

(RIN 2020) Rapport d’inventaire national 1990-2018 : Sources et puits de GES au Canada, partie 2

(GIEC 2019)^{Note de bas de page 34} Révision 2019 de l’édition 2006 des Lignes directrices du GIEC pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre, volume 4, chapitre 7

(GIEC 2014) Supplément 2013 aux Lignes directrices 2006 du GIEC pour les inventaires nationaux de GES, chapitre 2

Approche de niveau 2

Si les promoteurs de projet sont tenus de suivre une approche de niveau 2 ou 3, et qu’ils choisissent une approche de niveau 2, ils doivent consulter le tableau 18 et le tableau 19 et les renseignements ci-dessous pour déterminer quelles valeurs par défaut de niveau 1 doivent être remplacées et lesquelles sont facultatives.

L’utilisation du cadre méthodologique du GIEC pour les calculs (équations résumées dans le Tableau 18 et le Tableau 19 est une approche acceptable si les valeurs par défaut de niveau 1 sont remplacées par des données propres au site ou à la région de niveau 2 dans la mesure du possible. Cette substitution peut se faire grâce à un échantillonnage sur le terrain ou à des valeurs appropriées citées dans la littérature scientifique.

Si les stocks de carbone sont estimés par échantillonnage sur le terrain, un rapport détaillé sur les méthodes d’échantillonnage doit être inclus dans l’étude d’impact. Ce rapport doit être comparable, en termes de détails, à la section sur la méthodologie d’une étude publiée dans une revue évaluée par des pairs, et fournir un protocole d’échantillonnage scientifiquement solide, y compris l’équipement et les méthodes utilisés pour prélever et analyser les échantillons, les statistiques sur les échantillons (telles que l’écart-type) et d’autres renseignements pertinents sur la façon dont les données ont été compilées. Les directives d’échantillonnage au sol de l’Inventaire forestier national du Canada sont un exemple de protocole d’échantillonnage^{Note de bas de page 35}.

Les valeurs appropriées de niveau 2 provenant d’études évaluées par des pairs sur les stocks de carbone, les coefficients de variation des stocks ou les facteurs d’émission peuvent également être utilisés par les promoteurs pour les calculs. Toutefois, les valeurs dans la documentation ne doivent être prises en compte que si elles sont échantillonnées ou modélisées pour la même région climatique et dans un écosystème comparable. Les promoteurs sont tenus de démontrer que les études choisies sont comparables selon la classification canadienne standard des écozones (Groupe de travail sur la stratification écologique, 1995^{Note de bas de page 36}) et que les caractéristiques du peuplement sont semblables à celles du peuplement du projet proposé. Par exemple, les peuplements forestiers devraient avoir les mêmes espèces d’arbres dominantes, les terres humides devraient appartenir à la même catégorie de terres humides tel que le définit le système de classification des terres humides (Groupe de travail national sur les terres humides, 1997^{Note de bas de page 37}), et les terres cultivées devraient se trouver sur une texture de sol semblable ou un grand groupe de sols semblable (Comité d’experts sur la prospection pédologique, 1998^{Note de bas de page 38}).

Approche de niveau 3

Dans de nombreux cas, il peut être plus approprié d’utiliser une approche de niveau 3, et dans certains cas, il peut s’agir de l’approche qui prend le moins de temps pour les promoteurs. Par exemple, il existe une variété de modèles de niveau 3 qui peuvent être utilisés pour calculer les émissions de GES découlant de la conversion de l’affectation des terres (des revues des modèles de dynamique du carbone forestier sont disponibles; Kim et al. 2015^{Note de bas de page 39}). Le modèle du bilan du carbone du secteur forestier canadien (MBC-SFC3; Kurz et al. 2009^{Note de bas de page 40}; Kull et al. 2019; Canada 2020^{Note de bas de page 41}) à l’échelle opérationnelle, par exemple, est utilisé dans le RIN pour les calculs liés à la catégorie des Terres forestières et sa version spatialement explicite, le modèle générique du bilan du carbone, a été appliquée pour évaluer les effets cumulatifs des perturbations sur le carbone forestier dans la région des sables bitumineux de l’Alberta (Shaw et coll. 2021^{Note de bas de page 42}). Les promoteurs devraient choisir un modèle établi ou validé pour être utilisé au Canada et sont tenus de fournir une description du modèle, des données, des facteurs d’émission et de toute hypothèse ou toute calibration des paramètres nécessaire, ou appliqué afin de déterminer les paramètres utilisés dans la modélisation. Le choix du modèle doit être justifié par une démonstration de la capacité du modèle à reproduire les données mesurées sur des sites semblables au site en question, ou par une référence à des publications scientifiques qui démontrent la capacité du modèle à simuler des sites semblables.

Conversions de terres quand le cadre du GIEC n’est pas applicable

Le tableau 18 et le tableau 19 fournissent les équations et les sections pertinentes des Lignes directrices du GIEC pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre (GIEC, 2006) ou les valeurs par défaut tirées du Rapport d’inventaire national des émissions de gaz à effet de serre du Canada (RIN 2020) nécessaires pour calculer les émissions provenant de la conversion des terres pendant le développement d’un projet et pendant la durée de vie du projet. Ces équations et lignes directrices du GIEC fournissent un cadre générique qui peut être appliqué à de multiples changements dans l’affectation et l’aménagementdes terres. Cependant, certaines des méthodes du GIEC ne s’appliqueront pas spécifiquement dans le cas de toutes les conversions de terres applicables à l’évaluation d’impact, et certaines parties des lignes directrices ne sont pas pertinentes dans le cas du développement de projets. Par conséquent, la présente annexe sert à guider les promoteurs à travers les étapes (Figure 5) et les calculs (tableau 21 à tableau 29) pertinents, tout en soulignant les facteurs qui doivent être pris en considération dans le calcul des émissions directes de GES dues au changement d’affectation des terres.

Afin de quantifier la perte de stocks de carbone vers l’atmosphère, les promoteurs doivent déterminer les superficies d’écosystèmes qui sont perturbées par le projet (étape 1), les superficies d’infrastructure/d’affectation des terres après perturbation dans chaque écosystème (étape 2), le devenir du carbone dans chaque réservoir sur le site, compte tenu du type de perturbation (étape 3) et les émissions associées à la perturbation de ces stocks de carbone pendant la durée de vie du projet (étape 4) (Figure 5).

Figure 5. Diagramme décrivant les étapes nécessaires à la quantification des émissions directes de GES dues au changement d’affectation des terres (section 2.1.1.2). La flèche bleu clair décrit la première étape de l’étape de planification (section 2.4); les flèches bleu foncé sont les étapes nécessaires pour l’étape de l’étude d’impact (section 2.5).

Description longue

Cette figure est un diagramme décrivant les étapes nécessaires à la quantification des émissions directes de GES dues au changement d’affectation des terres.

L’étape 1 a lieu à l’étape de planification du projet et requiert de quantifier les superficies d’écosystèmes qui sont perturbés par la mise en œuvre du projet. L’écosystème doit être classifié selon les catégories d’affectation des terres du GIEC : Les Terres forestières, les Terres cultivées, les Prairies et les Terres humides.
L’étape 2 a lieu à l’étape d’étude d’impact du projet et requiert de quantifier les superficies après perturbation. Les nouvelles infrastructures/affectations des terres après perturbation doivent être identifiées :
- Superficie où la végétation a été prélevée ou convertie.
- Superficie d’infrastructure/d’affectation des terres après perturbation (Zone bâtie (excavation, ajout de remblais), zone drainée ou zone inondée)).
L’étape 3 a lieu à l’étape d’étude d’impact du projet et requiert de déterminer le devenir du carbone dans chaque réservoir pour chaque infrastructure/affectation des terres après perturbation sur le site. Le carbone dans chaque réservoir par infrastructure/affectation des terres après perturbation, inclut :
- La biomasse vivante (brûlée, exportée, laissée sur le site pour se décomposer, enfouie et submergée).
- La matière organique morte (MOM; brûlée, laissée sur le site pour se décomposer, submergée et enfouie).
- Le carbone organique au sol (COS; excavé (mélangé, étalé, ou empilé), drainé et laissé sur place et fluctuations des apports de carbone).
L’étape 4 a lieu à l’étape d’étude d’impact du projet et requiert d’appliquer la méthodologie pour calculer les émissions sur la durée de vie du projet. La figure fournie le cadre méthodologique étape par étape et des exigences spécifiques pour l’approche par niveau :
- Le cadre méthodologique se conforme aux étapes suivantes (résumées dans les tableaux 18 et 19) :
  - Étape 4.1 : Calculer les émissions de CO₂ et les émissions de gaz autres que le CO₂ résultant des changements de la biomasse vivante
  - Étape 4.2 : Calculer les émissions dues aux changements de la MOM
  - Étape 4.3 : Calculer les émissions dues aux changements du COS
  - Étape 4.4 : Calculer les émissions de CO₂ après perturbation dans le cas de terrains inondés pour la construction de réservoirs
  - Étape 4.5 : Calculer les émissions de gaz autres que le CO_2, le cas échéant
  - Étape 4.6 : Additionner les émissions calculées aux étapes 4.1 à 4.4 pour obtenir une estimation des émissions totales de GES
- Pour l’approche de niveau 1 utiliser les valeurs par défaut du GIEC ou du RIN fournies en vue de réaliser les étapes 4.1 à 4.5
- Pour l’approche de niveau 2 remplacer les valeurs par défaut du GIEC ou du RIN en vue de réaliser les étapes 4.1 à 4.5 avec les données mesurées pour les réservoirs de carbone (biomasse vivante, COS, MOM) ou les valeurs citées dans la littérature appropriée au site (courbes de décomposition ou facteurs d’émission)
- Pour l’approche de niveau 3 utiliser l’approche de modélisation

Étape 1 : Quantifier les superficies d’écosystèmes qui sont perturbées par la mise en œuvre du projet.

Les projets peuvent couvrir plusieurs écosystèmes et, par conséquent, les superficies qui sont perturbées (c.-à-d. converties) par la mise en œuvre du projet doivent être quantifiées pour chaque affectation individuelle des terres. Les promoteurs doivent quantifier la superficie des terres dans chaque catégorie d’affectation des terres définie dans les lignes directrices du GIEC (GIEC, 2006; chapitre 3, section 3.2) : Terres forestières, Terres cultivées, Prairies et Terres humides. Cette information doit être fournie lors de l’étape de planification (section 2.4).

Les promoteurs peuvent souhaiter recueillir à cette étape des renseignements supplémentaires sur les superficies qui ne sont pas nécessaires à l’étape de planification, mais qui le seront aux étapes ultérieures. Ces renseignements seront utilisés pour diviser les catégories de terres du GIEC en classifications plus spécifiques au site et aideront à déterminer les valeurs appropriées dans les équations plus tard dans le processus. La superficie de chaque catégorie de terres devra être fournie par hectare. Les classifications suivantes sont utiles :

Pour les Terres forestières :

Les peuplements forestiers doivent être identifiés. Un peuplement forestier est défini comme une zone boisée qui est homogène en ce qui concerne les éléments suivants :
- Principales espèces d’arbres
- Classe d’âge
- Classe de productivité du site (ou courbes de rendement marchand appropriées)

Pour les Terres cultivées :

Type de végétation sur le terrain, comprenant principalement la biomasse vivante (voir Table 20).
Texture du sol (fine, grossière, moyenne)

Pour les Terres humides :

Classe de milieu humide (p. ex. tourbière oligotrophe ouverte ou bog et tourbière minérotrophe ou fen)

Étape 2 : Quantifier les superficies après perturbation

Dans chaque catégorie de terres identifiée, les promoteurs doivent déterminer quelle superficie est directement touchée par les activités du projet.

Quand des terres sont perturbées pour la construction d’infrastructures ou pour d’autres activités, les promoteurs doivent tenir compte des superficies où :

la végétation sera enlevée;
des travaux d’excavation auront lieu;
un remplissage sera nécessaire;
un drainage sera nécessaire;
l’inondation sera nécessaire.

Étape 3 : Pour chaque infrastructure/affectation des terres après perturbation, déterminer le devenir du carbone dans chaque réservoir.

Pour chaque infrastructure/affectation des terres après perturbation, les promoteurs doivent déterminer le devenir des réservoirs de carbone. Les réservoirs de carbone qui doivent être considérés séparément sont la biomasse vivante, la matière organique morte (MOM) et le carbone organique du sol (COS).

Pour les prélèvements de biomasse vivante, quelle proportion sera brûlée, prélevée sous forme de produits ligneux récoltés, laissée sur place pour se décomposer, enterrée ou submergée?
Pour les exportations de MOM, quelle proportion sera brûlée, laissée sur place pour se décomposer, submergée ou enterrée?
Pour le COS, quelle proportion est excavée (mélangée, épandue ou stockée?), drainée et laissée sur place, inondée ou fertilisée (dans le cas d’un assainissement, par exemple)?

Étape 4 : Appliquer la méthodologie pour calculer les émissions sur la durée de vie du projet

Les promoteurs calculent les émissions et les absorptions associées au changement d’affectation des terres requis dans le document d’étude d’impact. Ils doivent décider s’ils utilisent une approche de niveau 1, de niveau 2 ou niveau 3 pour ces calculs. L’approche est :

de niveau 1 quand les valeurs par défaut du GIEC ou les valeurs par défaut dérivées du RIN ou des orientations du GIEC sont utilisées dans les équations;
de niveau 2 quand les valeurs par défaut du GIEC sont remplacées par des données spécifiques au site, soit en mesurant les stocks de carbone, soit en utilisant des valeurs appropriées citées dans la littérature pour les courbes de décomposition ou les FE;
de niveau 3 quand elle utilise une approche de modélisation non décrite dans cette annexe. Il s’agit de l’approche la plus efficace si un modèle de niveau 3 approprié peut être appliqué (voir la section 2.1.1.2 pour plus de détails sur les exigences).

Reportez-vous au texte (section 2.1.1.2; Figure 4) pour déterminer si une approche de niveau 1 sera considérée comme suffisante, ou si une approche de niveau supérieur sera nécessaire. Dans le cas d’une approche de niveau 2, certaines valeurs par défaut de niveau 1 (le cas échéant) peuvent être utilisées, mais les équations doivent également inclure des données spécifiques au site ou à la région (autres que les valeurs par défaut). Tout au long de cette section (étapes 4.1 à 4.5 ci-dessous), les valeurs par défaut qui doivent être remplacées dans une approche de niveau 2 seront indiquées, ainsi que celles qui peuvent être remplacées de manière facultative mais qui ne sont pas obligatoires. Quelle que soit la méthodologie utilisée, les promoteurs doivent consulter les valeurs par défaut citées dans ces rapports méthodologiques afin de comprendre la gamme des valeurs du carbone à laquelle s’attendre dans différents écosystèmes et de s’assurer que les valeurs utilisées dans les calculs se situent dans les fourchettes prévues.

Étape 4.1 : Calculer les émissions provenant d’un changement dans la biomasse vivante en utilisant l’équation générique 2.15 (GIEC, 2006)

Pour résoudre l’équation 2.15 (GIEC, 2006), additionnez les changements dans la biomasse, y compris la croissance de la biomasse, les pertes de biomasse, ainsi que la différence entre la quantité de biomasse vivante sur le site avant et après la perturbation. Même si la modélisation de niveau 3 peut inclure les stocks de biomasse non vivante, dans une approche de niveau 1 ou 2, les promoteurs ne sont tenus de prendre en considération que les fluctuation des stocks de carbone de la biomasse vivante.

Pour la croissance de la biomasse (équations 2.9 à 2.10; GIEC, 2006), les promoteurs peuvent supposer qu’elle est égale à zéro dans le cas des conversions de terres en Établissements.
Pour les pertes de biomasse dues au prélèvement du bois ou du bois de chauffage, les promoteurs doivent appliquer les équations appropriées 2.11 à 2.13 (GIEC, 2006).
- Si du bois est prélevé pour des produits ligneux récoltés (P_{extraction-de-bois}), les promoteurs peuvent utiliser une hypothèse de niveau 1 selon laquelle les produits ligneux constituent une exportation complète de carbone dans l’atmosphère (100 % est oxydé et émis l’année de l’extraction), ou ils peuvent également utiliser le modèle des produits ligneux récoltés du RIN (RIN 2020; partie 2, A3.5.3) (niveau 2; facultatif).
- Les pertes dues aux perturbations (P_{perturbations}) (équation 2.14; GIEC, 2006) représentent le carbone exporté par une perturbation sur des terres qui ne sont pas converties (Terres forestières dont la vocation n’a pas changé) sans rapport avec une conversion en Établissements. Lles promoteurs peuvent donc supposer que cette valeur est nulle.
- L’équation 2.15 repose sur l’hypothèse de niveau 1 selon laquelle toute biomasse prélevée sera immédiatement oxydée (si elle n’est pas prélevée pour des produits ligneux) et incluse en tant qu’émissions directes de GES, peu importe si la biomasse est laisée sur place, empilée ou répandue dans les zones adjacentes. Si le promoteur le souhaite, il peut plutôt choisir de calculer la courbe de décomposition résiduelle (c.-à-d. au fil du temps) pour la biomasse qui est prélevée et manipulée (p.ex. empilée), à condition que la courbe de décompostition choisie soit justifiée et citée.
Dans le cadre d’un projet de construction, la composante principale du calcul du changement dans la biomasse (équation 2.15; GIEC, 2006) est le changement initial dans la biomasse résultant de la conversion des terres (ΔC_CONVERSION; équation 2.16; GIEC, 2006). Pour cette équation (2.16; GIEC, 2006), les promoteurs auront besoin d’une estimation de la biomasse vivante avant et après la perturbation.
- L’hypothèse par défaut de niveau 1 est que la biomasse vivante sera égale à zéro après la perturbation (B_APRÈS = 0). Toutefois, si la biomasse vivante est maintenue ou replantée sur le site du projet, les promoteurs doivent quantifier la proportion de biomasse vivante restante (estimation spécifique au site de B_APRÈS facultative pour les niveaux 1 et 2).
- Les valeurs par défaut de niveau 1 de référence pour la biomasse vivante avant la construction (B_AVANT) sont fournies dans le tableau 8.4 (GIEC, 2006) pour les Terres forestières. Voir le Tableau 20 du présent document pour les valeurs par défaut de la biomasse vivante pour les Terres cultivées. Les promoteurs doivent préciser ces valeurs au moyen d’échantillonssur le terrain, d’inventaires ou de valeurs appropriées citées dans la littérature, lorsque cela est possible, ou si l’approche de niveau 2 est requise (estimation spécifique au site de B_AVANT requise pour le niveau 2).

Tableau 20 : Valeurs par défaut fournies pour la biomasse vivante sur les Terres cultivées
Province	Écozone	Biomasse ligneuse aérienne (t C ha^-1)
Province	Arbre	Arbustes	Verger	Vigne
Terre-Neuve-et-Labrador	Bouclier boréal est	39,31	0,12	28,98	23,51
Nouvelle-Écosse	Maritime de l’Atlantique	37,95	4,60	28,98	23,51
Île-du-Prince-Édouard	Maritime de l’Atlantique	37,19	12,65	28,98	23,51
Nouveau-Brunswick	Maritime de l’Atlantique	37,19	12,65	28,98	23,51
Québec	Maritime de l’Atlantique	37,19	12,65	28,98	23,51
Québec	Plaines à forêts mixtes	33,58	0,53	28,98	23,51
Québec	Bouclier boréal est	39,31	0,12	28,98	23,51
Ontario	Plaines à forêts mixtes	30,02	0,35	28,98	23,51
Ontario	Bouclier boréal est	39,31	0,12	28,98	23,51
Manitoba	Plaines boréales	31,67	1,45	28,98	23,51
Manitoba	Prairies subhumides	41,81	10,70	28,98	23,51
Saskatchewan	Plaines boréales	31,67	1,45	28,98	23,51
Saskatchewan	Prairies subhumides	41,81	10,70	28,98	23,51
Saskatchewan	Prairies semi-arides	41,79	13,73	28,98	23,51
Alberta	Plaines boréales	31,67	1,45	28,98	23,51
Alberta	Prairies subhumides	41,81	10,70	28,98	23,51
Alberta	Cordillère montagnarde	28,06	3,93	28,98	23,51
Alberta	Prairies semi-arides	41,79	13,73	28,98	23,51
Colombie-Britannique	Maritime du Pacifique	28,04	9,86	28,98	23,51
Colombie-Britannique	Cordillère montagnarde	25,45	3,12	28,98	23,51

Toutes les valeurs sont tirées de Huffman et coll. 2015

La perte totale de biomasse vivante sur les Terres cultivées est calculée comme la biomasse par type de biomasse (arbre, arbuste, etc.) multipliée par la fraction de biomasse ligneuse sur les Terres cultivées dans la superficie du projet.

Étape 4.2 : Calculer les émissions dues aux changements de MOM en utilisant l’équation générique 2.23 (GIEC, 2006)

Pour résoudre l’équation 2.23 (GIEC, 2006), le carbone contenu dans la MOM avant la perturbation par unité de surface est soustrait de la MOM restante dans la catégorie d’affectation des terres après la perturbation par unité de surface (dans ce cas, les Établissements), puis multiplié par la surface des terres converties et divisé par la période de conversion d’affectation des terres.

L’hypothèse par défaut de niveau 1 est que tout le carbone de la MOM est perdu en raison de la conversion; par conséquent, les promoteurs peuvent établir à zéro le carbone de la MOM de la catégorie d’affectation des terres après conversion (appelé « nouvelle » dans les lignes directrices du GIEC) (C_n). Si une proportion de la litière de MOM ou des débris ligneux reste intacte sur le site, la valeur par défaut de zéro peut être remplacée par une estimation plus appropriée (estimation propre au site de C_n facultative pour les niveaux 1 et 2).
Pour le carbone de la MOM dans la catégorie d’affectation des terres avant la perturbation (appelé « ancienne » dans les lignes directrices du GIEC) (C_a), les promoteurs doivent déterminer les estimations appropriées à partir d’inventaires ou d’échantillonages sur le terrain (une estimation propre au site du C_aest requise pour le niveau 2). Des valeurs par défaut de niveau 1 sont fournies dans le tableau 2.2 (GIEC, 2006) pour le carbone dans les réservoirs de litière pour la catégorie des Terres forestières, mais pas pour le bois mort, et devront donc encore être déterminées pour une approche de niveau 1 concernant les Terres forestières.
Aux fins des calculs de l’Évaluation stratégique des changements climatiques (ÉSCC), lorsqu’il s’agit d’une affectation des terres non forestières, l’hypothèse par défaut des niveaux 1 et 2 selon laquelle le changement dans la MOM est nul peut être faite étant donné que le taux moyen de transfert vers la MOM est égal au taux moyen de transfert hors de la MOM. Notez que dans ce cas, les milieux humides forestiers doivent être traités comme des Terres forestières (incluses dans la catégorie des Terres forestières) et les changements dans les stocks de MOM doivent être pris en considération dans les calculs.

Étape 4.3 : Calculer les émissions dues à un changement dans le COS en utilisant l’équation générique 2.24 (GIEC, 2006)

Pour résoudre l’équation 2.24, il faut additionner le changement dans le COS dans les sols minéraux, avec la fluctuation du carbone inorganique dans les sols, et soustraire la perte de COS des sols organiques. On suppose généralement que les changements dans le COS ne sont pas instantanés, comme dans les changements dans les stocks de biomasse et de MOM, mais ils sont plutôt calculés comme des émissions provenant des stocks du sol pour une certaine période (pour le RIN, une période de 20 ans est généralement considérée). Par exemple, si un site est excavé et que le profil du sol est perturbé (p. ex. par le mélange, l’épandage ou le empilage), une courbe de décomposition du COS peut être appliquée pour une durée de 20 ans afin de déterminer la quantité de carbone émise par la décomposition accélérée du sol pendant cette période.

Les hypothèses par défaut de niveau 1 considèrent que le changement dans le carbone inorganique est égal à zéro (ΔC_Inorganique = 0). Les promoteurs peuvent effectuer une analyse plus approfondie ici s’ils le souhaitent (estimation propre au site de ΔC_Inorganique facultative pour les niveaux 1 et 2; applicable uniquement dans des circonstances très spécifiques).
Les valeurs par défaut pour le COS dans les lignes directrices du GIEC, lorsqu’elles sont fournies, sont données jusqu’à une profondeur de 30 cm du sol qui peut être inadéquate pour certains sites et certaines perturbations. Les promoteurs doivent, dans ces cas, déterminer leurs propres estimations du stock de COS par des échantillonages sur le terrain.

Étape 4.3.1 : Calculer le changement du COS dans les sols minéraux en résolvant l’équation 2.25 (GIEC, 2006)

L’équation 2.25 (GIEC, 2006) résout le changement dans les sols minéraux pour une série chronologique qui décrit le changement annuel dans le COS du temps 0 au temps T pour une durée qui est fixée à 20 ans par défaut (T = D = 20).

Pour déterminer les valeurs initiales du COS pour le temps 0 (T = 0; avant la perturbation), le tableau 2.3 (GIEC, 2006) peut être utilisé pour les calculs de base par défaut de niveau 1, mais les promoteurs doivent déterminer les valeurs initiales du COS pour leurs sites, s’il y a lieu, ou si l’approche de niveau 2 est requise (estimation propre au site du COS requise pour le niveau 2).
Pour déterminer le COS au temps T, après 20 ans, une simple courbe de décomposition linéaire peut être considérée en appliquant un coefficient de variation des stocks (F_Aft) qui diffère selon la catégorie d’affectation des terres (Figure 5), mais en général, pour de nombreux cas, on peut supposer une perte de 20 % du carbone des sols (et émis dans l’atmosphère) sur une période de 20 ans. Lors que des éléments de preuve sont disponibles, les promoteurs peuvent modifier la fraction totale de la perte de carbone. En outre, les promoteurs doivent appliquer des courbes de décomposition non linéaires plus appropriées tirées de la littérature scientifique quand les coefficients de variation des stocks par défaut fournis dans les lignes directrices du GIEC sont inadéquats, ou lorsque l’approche de niveau 2 est requise (courbes de décomposition propres au site requises pour le niveau 2). Les courbes de décomposition non linéaire sont disponibles dans les sections Terres cultivées et Prairies du RIN.
F_Gestion et F_Entrées ne sont applicables qu’en cas de réhabilitation ou d’assainissement des terres, quand des pratiques d’aménagement des terres ou des intrants de matières organiques (provenant de la fertilisation) sont utilisés (le F_Gestion et le F_Entrées propres au site sont facultatifs pour le niveau 2).

Étape 4.3.2 : Calculer la perte de COS des sols organiques (Terres forestières sur des sols organiques (c.-à-d. les milieux humides forestiers) et Terres humides) en utilisant l’équation 2.26 (GIEC, 2006)

L’équation 2.26 (GIEC, 2006) résout la perte de COS provenant des sols organiques. La méthode utilisée pour résoudre la P_organique dépendra de l’activité du projet.

Si des pertes de sols organiques sont prévues lors de l’excavation, il incombe aux promoteurs d’élaborer les facteurs appropriés à partir de la collecte de données sur le terrain, de la modélisation ou des valeurs citées dans la documentation. Les valeurs par défaut de niveau 1 supposent une oxydation instantanée de toutes les tourbes lors de l’excavation.
- Déterminer la quantité de carbone de tourbe sur le site par le biais d’un échantillonnage sur le terrain (voir Vleeschouwer et coll. 2010, Chambers et al. 2010^{Note de bas de page 43}).
- Pour une approche de niveau 1, les promoteurs peuvent supposer que 100 % de la tourbe sera perdue en raison de la perturbation ou de l’activité d’excavation, mais ils peuvent choisir de déterminer la proportion de la tourbe qui sera perturbée ou excavée et justifier cette décision. Pour une approche de niveau 1, on suppose une oxydation instantanée de toute la tourbe (émission complète dans l’atmosphère au cours de l’année de construction). Pour une approche de niveau 2, les promoteurs peuvent choisir d’appliquer une courbe de décomposition appropriée (p. ex. Schurr et coll. 2015^{Note de bas de page 44}) pour une durée de 20 ans (correspond au délai par défaut le plus souvent utilisé dans les lignes directrices du GIEC pour la décomposition résiduelle du carbone du sol) (courbe de décomposition propre au site facultative pour le niveau 2).
Si un drainage est prévu sur des sols organiques, la valeur P_organique doit être remplacée par CO₂-C_{organiquedrainé} et calculée à l’aide de l’équation 2.2 du chapitre 2 du Supplément pour les terres humides 2013 des Lignes directrices 2006 du GIEC (GIEC, 2014) :
- Pour déterminer la valeur CO₂-C_{sur site}, utiliser l’équation 2.23 avec les facteurs d’émission par défaut de niveau 1 fournis dans le tableau 2.1 (GIEC, 2014). Les promoteurs peuvent choisir d’élaborer des facteurs d’émission de niveau 2 (les facteurs d’émission de niveau 2 propres au site sont facultatifs).
- La valeur P_feu-CO₂-C est appliquée si la tourbe est brûlée après le drainage. Les promoteurs peuvent multiplier la quantité de carbone de tourbe qu’ils prévoient brûler par le facteur d’émission de CH₄ de 0,01285 pour les feux à flamme vive, ou de 0,149 pour les feux couvants (Bona et coll. 2020). Les promoteurs peuvent choisir d’élaborer des facteurs d’émission de niveau 2 (les facteurs d’émission de niveau 2 propres au site sont facultatifs). Il faut noter que les émissions de gaz autres que le CO₂ provenant de la combustion de tourbe sont également calculées séparément et ajoutées au total (voir l’étape 4.5 et Tableau 19).
- Pour déterminer la valeur CO₂-C_MOM, utiliser les équations 2.24 et 2.25 avec les facteurs d’émission par défaut de niveau 1 fournis dans le tableau 2.2 (GIEC 2014). Les promoteurs peuvent choisir d’élaborer des facteurs d’émission de niveau 2 (les facteurs d’émission de niveau 2 propres au site sont facultatifs).

Étape 4.4 : Calculer les émissions de CO₂ après la perturbation, associées aux terres inondées (création de réservoirs hydroélectriques)

Quand un projet comprend des terres qui seront inondées, pour la création d’un réservoir hydroélectrique, les émissions après perturbation doivent être incluses dans l’estimation des émissions directes de GES dues au changement d’affectation des terres, comme dans la méthodologie utilisée dans le RIN (tableau 19). Dans ce cas, la dernière méthodologie du RIN est privilégiée par rapport aux méthodes du GIEC. Selon le RIN (RIN, 2020; partie 2, A3.5.6.2), le CO₂ qui est émis par un réservoir nouvellement inondé doit être déclaré pendant les 10 premières années suivant l’inondation (Blain et al., 2014). D’après cette méthode, le devenir des stocks de carbone décrits aux étapes 4.1 à 4.3 ci-dessus n’est calculé que si les stocks de carbone sont exportés du site du réservoir avant l’inondation, et on suppose que toutes les émissions provenant des stocks de carbone qui sont laissés in situ lors de l’inondation sont capturées dans les émissions provenant de la surface du réservoir. Les promoteurs doivent utiliser les équations A3.5-20 et A3.5-21 (RIN, 2020, partie 2) pour calculer leurs émissions annuelles pendant les 10 années suivant l’inondation, puis additionner les 10 années pour obtenir une estimation des émissions totales de CO₂.

Étape 4.5 : Calculer les émissions de GES autres que le CO₂ s’il y a lieu (Tableau 19)

Il existe cinq cas dans lesquels les émissions de GES autres que le CO₂ doivent être prises en considération et incluses dans l’estimation des émissions et des absorptions directes de GES résultant du changement d’affectation des terres. Des conseils sont fournis ici pour chacun de ces cinq scénarios :

1) Émissions de GES autres que le CO₂ provenant des terres converties en terres inondées dans le cas des réservoirs hydroélectriques.

Les promoteurs sont tenus de déclarer les émissions de CH₄ pour la durée de vie du réservoir (jusqu’à un maximum de 100 ans). Pour obtenir les émissions de CH₄ au cours des 20 premières années de vie du réservoir, les promoteurs doivent d’abord utiliser l’équation 7.15 du raffinement 2019 des lignes directrices 2006 du GIEC (GIEC, 2019) pour calculer le taux d’émission annuel de CH₄ pour les 20 premières années de vie du réservoir et le multiplier par 20 ans. Les promoteurs doivent alors utiliser l’équation 7.10 (GIEC, 2019) pour calculer le taux d’émission annuel de CH₄ pour un réservoir de plus de 20 ans, et multiplier ce chiffre par 80 ans (ou moins, s’il est prévu que la durée de vie du projet sera inférieure à 100 ans) pour obtenir les émissions de CH₄ dans la deuxième phase de vie du réservoir. Les promoteurs peuvent utiliser les facteurs d’émission par défaut de niveau 1 fournis par les lignes directrices du GIEC, ou ils peuvent développer des facteurs d’émission propres au site^{Note de bas de page 45} (facteurs d’émission propres au site facultatifs pour les niveaux 1 et 2). Les promoteurs doivent ensuite additionner les deux estimations (>20 ans et ≤ 20 ans) pour obtenir un total d’émissions de CH₄ pour la durée de vie du réservoir (jusqu’à 100 ans).

2) Émissions de GES autres que le CO₂ provenant des terres converties en terres inondées qui ne sont pas des réservoirs, comme les étangs d’eau douce, les étangs salés, les canaux et les fossés.

Les promoteurs sont tenus de déclarer les émissions de CH₄ provenant des zones de terres inondées qui sont exclues de la construction du réservoir. Voir l’équation 7.12 (GIEC, 2019). Les promoteurs peuvent utiliser les facteurs d’émission par défaut du niveau 1 qui sont fournis dans le tableau 7.15 (GIEC, 2019), ou développer leurs propres facteurs d’émission propres au site de niveau 2 (facteurs d’émission propres au site facultatifs pour le niveau 2).

3) Sols organiques intérieurs drainés

Les promoteurs sont tenus de déclarer les émissions de CH₄ provenant des zones de sols organiques qui sont drainées. Voir l’équation 2.6 (GIEC, 2014). Les promoteurs peuvent utiliser les facteurs d’émission par défaut du niveau 1 qui sont fournis dans les tableaux 2.3 et 2.4 (GIEC, 2014), ou ils peuvent choisir de développer des facteurs d’émission de niveau 2 (les facteurs d’émission propres au site sont facultatifs pour le niveau 2).

Les promoteurs doivent également déclarer les émissions de N₂O provenant des zones de sols organiques qui sont drainées. Voir l’équation 2.7 (GIEC 2014). Les promoteurs peuvent utiliser les facteurs d’émission par défaut de niveau 1 qui sont fournis dans le tableau 2.5 (GIEC, 2014), ou ils peuvent choisir de développer des facteurs d’émission de niveau 2 (les facteurs d’émission propres au site sont facultatifs pour le niveau 2).

4) Brûlage de tourbe après drainage (émissions de gaz autres que le CO₂ provenant de feux sur des sols organiques intérieurs drainés)

Les promoteurs sont tenus de déclarer les émissions de CH₄ provenant de la tourbe après le drainage des sols organiques. Voir l’équation 2.8 (GIEC, 2014). Les promoteurs peuvent utiliser les facteurs d’émission par défaut du niveau 1 qui sont fournis dans le tableau 2.7 (GIEC, 2014), ainsi que les valeurs par défaut de consommation de combustible organique fournies dans le tableau 2.6 (GIEC, 2014), ou ils peuvent choisir de développer des facteurs d’émission et des valeurs de consommation de combustible de niveau 2 (les facteurs d’émission propres au site sont facultatifs pour le niveau 2).

Bien que du CO soit également émis lors de la combustion de la tourbe, celui-ci est considéré comme un GES indirect et n’est pas inclus dans le calcul des émissions et des absorptions directes de GES résultant du changement d’affectation des terres.

5) Brûlage de la biomasse (ou de MOM)

S’il est prévu de brûler une partie des stocks de carbone identifiés à l’étape 3, il faut calculer la quantité d’émissions directes de GES dues au feu (qui comprend le CO₂, le N₂O et le CH₄) et l’inclure dans les émissions directes de GES dues au changement d’affectation des terres. Voir la section A3.5.2.1 du RIN (RIN, 2020) qui comprend les ratios d’émissions pour la combustion de biomasse et de MOM. Tout d’abord, les promoteurs doivent déterminer la quantité de carbone dans la biomasse ou la MOM qu’il est prévu de brûler (les valeurs par défaut ne sont pas fournies), puis la quantité d’émissions de CH₄ et de CO₂ peut être déterminée grâce à des ratios d’émissions de 1 % et 90 %, respectivement (RIN, 2020). Il convient de mentionner que, bien que du CO soit également émis par le feu, il est considéré comme un gaz indirect et n’est pas inclus dans le calcul des émissions et absorptions directes de GES attribuables au changement d’affectation des terres.

Les promoteurs doivent également inclure une estimation du N₂O émis par la combustion de la biomasse (ou de la MOM). Pour déterminer la quantité de N₂O émise, il faut multiplier la quantité de CO₂ émise (en unités de CO₂) par la combustion par un facteur de 0,00017 (Kurz et al. 2009).

Étape 4.6 : Convertir toutes les fluctuations des stocks de carbone de chaque catégorie en unités d’émissions de CO₂ dans l’atmosphère et les additionner pour obtenir la quantité totale de CO₂ émise dans l’atmosphère par le changement d’affectation des terres.

Toutes les équations analysées ci-dessus estiment une fluctuation des stocks de carbone en unités de carbone. Les promoteurs doivent ensuite convertir ce chiffre en unités d’éq. CO₂ émis dans l’atmosphère à partir de chaque stock calculé aux étapes 4.1 à 4.5 ci-dessus, puis faire la somme pour obtenir la quantité totale d’éq. CO₂ émise dans l’atmosphère.

Toutes les émissions de CO₂ provenant des variations du stock de carbone en unités de carbone sont multipliées par 44/12 pour obtenir des unités de CO₂ émises dans l’atmosphère (voir la section 2.2.3; GIEC, 2006).
Toute émission de GES autre que le CO₂ est multipliée par le potentiel de réchauffement de la planète^{Note de bas de page 46} pour être convertie en unités d’éq. CO₂. Ces valeurs doivent être déclarées séparément, mais aussi ajoutées au total des unités de CO₂, pour un total des émissions en unités d’éq. CO₂.
Les méthodes du GIEC examinées aux étapes 4.1 à 4.3 sont calculées dans l’optique d’une modification du stock, de sorte qu’une valeur positive indique un ajout au stock (et une absorption à partir de l’atmosphère), et qu’une valeur négative indique une exportation du stock (et une émission dans l’atmosphère). Toutefois, l’ÉSCC et le présent document d’orientation technique adoptent la « perspective de l’atmosphère », selon laquelle les valeurs doivent être positives lorsqu’on parle d’émissions (c.-à-d. ajoutées) dans l’atmosphère, et négatives quand elles sont retirées de l’atmosphère. Par conséquent, toutes les estimations des émissions directes de carbone dans l’atmosphère dues au changement d’affectation des terres rapportées dans cette section doivent être calculées comme positives.

Exemples de calculs

Cette section fournit aux promoteurs un exemple étape par étape de la façon dont appliquer la méthodologie décrite ci-dessus.

Dans ce scénario, un promoteur propose un projet qui comprend un tronçon d’autoroute de 40 km dans l’écozone des Plaines boréales.

Étape 1 : Quantifier les superficies d’écosystèmes qui sont perturbées par la mise en œuvre du projet.

Dans ce scénario, le projet nécessitera 80 ha de terrain au total. Pour l’étape de planification, le promoteur effectue un relevé sur le terrain afin de déterminer la superficie des terres désignées pour chaque catégorie d’affectation des terres décrite dans les lignes directrices du GIEC :

Superficie des Terres humides = 20 ha
Superficie des Terres forestières = 20 ha
Superficie des Terres cultivées = 40 ha
Superficie des Prairies = 0 ha

En outre, des renseignements supplémentaires ont été obtenus pour faciliter les calculs nécessaires aux étapes suivantes.

La superficie des Terres humides est divisée en 10 ha de tourbières oligotrophes ouvertes et 10 ha de tourbières minérotrophes riches.
La superficie des Terres forestières est divisée en 10 ha de forêt d’épinettes noires jeunes (âgées de 20 ans) et 10 ha de forêt de pins gris matures (âgés de 170 ans).
La superficie des Terres cultivées contient des cultures annuelles et des haies comprenant une biomasse d’arbres et d’arbustes.

Étape 2 : Dans chaque catégorie de terres, quantifier les superficies après perturbation

Dans ce scénario, pour simplifier, nous supposerons que la totalité des 80 ha de terres sera excavée et pavée, et que la végétation sera donc supprimée pour toutes les catégories de terres.

Dans les terres humides, il est prévu de construire un ponceau pour éviter les impacts sur l’hydrologie des terres humides.

Étape 3 : Pour chaque infrastructure/affectation des terres après perturbation, déterminer le devenir du carbone dans chaque réservoir.

Dans ce scénario, toute la biomasse vivante et la MOM seront retirées du site et empilées. Aucun produit du bois récolté ne sera prélevé du site. Une partie du stock de COS sera excavée et le reste se retrouvera sous un pavé.

Étape 4 : Appliquer la méthodologie pour calculer les émissions sur la durée de vie du projet

Dans cette étape, les émissions sont calculées pour chaque sous-étape (4.1 à 4.6) séparément pour chaque catégorie d’affectation des terres. Avant de procéder aux calculs, les promoteurs doivent déterminer si une approche de niveau 1 est adéquate ou si une approche de niveau 2 ou 3 est requise. D’après l’arbre de décision (Figure 4), étant donné que la superficie du projet est de 80 ha et que la proportion du projet qui aura un impact sur les terres à forte densité de carbone (qui, dans ce scénario, comprend les 20 ha de terres humides et les 10 ha de forêt mature de pins gris) est de 0,375 ((20+10)/80 = 0,375), le promoteur peut adopter une approche de niveau 1 (Figure 4).

Étape 4.1 : Calculer les émissions liées au changement dans la biomasse vivante en utilisant l’équation générique 2.15

${Δ C}_{B} = {Δ C}_{G} + {Δ C}_{CONVERSION} - {Δ C}_{P}$

Tableau 21 : Calculer la fluctuation dans la biomasse vivante dû au changement d’affection des terres (équation 2.15; GIEC, 2006) pour la superficie des Terres forestières
Variable	Valeur (t C)	Hypothèses et calculs
${Δ C}_{G}$	0	Une croissance nulle peut être présumée.
${Δ C}_{CONVERSION}$	517 t C	${Δ C}_{CONVERSION} = \sum_{i} {(B_{{APRÈS}_{i}} + B_{{AVANT}_{i}}) \cdot Δ S_{{VER_AUTRES}_{i}}} \cdot FC$ ; où i = pin gris et épinette noire $B_{{APRÈS}_{pin gris}} = B_{{APRÈS}_{épinette}} = 0$ ; suppose que toute la biomasse vivante sera prélevée lors de la construction de la route. $B_{{AVANT}_{pin gris}} = B_{{AVANT}_{épinette}} = 55 t MS {ha}^{-1}$ ; plage de valeurs par défaut indiquée dans le tableau 4.8 (GIEC, 2006) pour les forêts naturelles dans une forêt boréale de conifères. Pour des raisons de simplicité, on prend ici un nombre médian de 55 dans une fourchette de 10 à 90 t MS ha^-1. ${Δ A}_{{VERS_AUTRES}_{Sapin}} = 10 ha$ ; ${Δ A}_{{VERS_AUTRES}_{Pin gris}} = 10 ha$ $FC = 0,47$ ${Δ C}_{CONVERSION} = {((0 + 55) \cdot 10) + ((0 + 55) \cdot 10)} \cdot 0,47 = 517 t C$
$- {Δ C}_{L}$	0 t C	Aucune biomasse vivante n’est prélevée du site dans ce scénario.
${Δ C}_{B}$	517 t C	$= {Δ C}_{G} + {Δ C}_{CONVERSION} - {Δ C}_{P}$ $= 0 + 517 - 0 = 517 t C$

Tableau 22 : Calculer la fluctuation dans la biomasse vivante lié au changement dans l’utilisation des terres (équation 2.15; GIEC, 2006) pour la superficie des terres cultivées
Variable	Valeur (t C)	Hypothèses et calculs
${Δ C}_{G}$	0	Une croissance nulle peut être présumée.
${Δ C}_{CONVERSION}$	78 t C	${Δ C}_{CONVERSION} = \sum_{i} {(B_{{APRÈS}_{i}} + B_{{AVANT}_{i}}) * F_{BH} \cdot Δ A_{{VERS_AUTRES}_{i}}} \cdot FC$ ; où i = terres cultivées $B_{{APRÈS}_{terres cultivées}} = 0$ ; suppose que toute la biomasse vivante sera prélevée lors de la construction de la route. $B_{{AVANT}_{pin gris}} = 39,12 t C {ha}^{-1}$ ; à partir des valeurs par défaut fournies dans le tableau 20 pour la biomasse des arbres et des arbustes des Plaines boréales de l’Alberta. ${Δ A}_{{VERS_AUTRES}_{terres cultivées}} = 40 ha$ $FC = 1$ (on utilise 1 dans ce cas, car les valeurs par défaut sont fournies en unités de C) $F_{BH} =$ Proportion des Terres cultivées sur lesquelles se trouve de la biomasse vivante, égale à 5 % dans le cas présent. ${Δ C}_{CONVERSION} = {((0 + 39,12) \cdot 0,05)} \cdot 40 = 78 t C$
$- {Δ C}_{L}$	0	Aucun bois ou bois de chauffage ne sera prélevé de la superficie de Terres cultivées.
${Δ C}_{B}$	78 t C	$= {Δ C}_{G} + {Δ C}_{CONVERSION} - {Δ C}_{p}$ $= 0 + 78 - 0 = 78 t C$

Tableau 23 : Calculer la fluctuation dans la biomasse vivante dû au changement d’affectation des terres (équation 2.15; GIEC, 2006) pour la superficie des Terres humides
Variable	Valeur (t C)	Hypothèses et calculs
${Δ C}_{G}$	0	Une croissance nulle peut être présumée
${Δ C}_{CONVERSION}$	17,1 t C	${Δ C}_{CONVERSION} = \sum_{i} {(B_{{APRÈS}_{i}} + B_{{AVANT}_{i}}) \cdot Δ A_{{VERS_AUTRES}_{i}}} \cdot FC$ ; où i = tourbière oligotrophe, tourbière minérotrophe $B_{{APRÈS}_{bogue}} = 0; B_{{APRÈS}_{tourbière}} = 0;$ suppose que toute la biomasse vivante sera prélevée lors de la construction de la route. $B_{{AVANT}_{bogue}} = 2,3 MS {ha}^{-1}; B_{{AVANT}_{tourbière}} = 1,34 t MS {ha}^{-1}$ Remarque : aucune valeur par défaut du niveau 1 du GIEC n’est fournie pour la biomasse initiale dans les Terres humides; une recherche documentaire a donc été effectuée pour des sites comparables. Ces valeurs proviennent d’une tourbière oligotrophe ouverte et d’une tourbière minérotrophe arbustive riche dans les Plaines boréales (Szumigalski et al. 1995). ${Δ A}_{{VERS_AUTRES}_{Sapin}} = 10 ha;$ ${Δ A}_{{VERS_AUTRES}_{marais}} = 10 ha$ $FC = 0,47$ ${Δ C}_{CONVERSION} = {((0 + 55) \cdot 10) + ((0 + 55) \cdot 10)} \cdot 0,47 = 517 t C$
$- {Δ C}_{L}$	0 t C	Aucune biomasse vivante ne sera prélevée de la terre humide.
${Δ C}_{B}$	17,1 t C	$= {Δ C}_{G} + {Δ C}_{CONVERSION} - {Δ C}_{p}$ $= 0 + 17,1 - 0 = 17,1 t C$

Étape 4.2 : Calculer les émissions dues aux changements de MOM en utilisant l’équation générique 2.23 (GIEC, 2006)

$Δ MOM = \frac{(C_{n} - C_{a}) \cdot S_{a- n}}{T_{a- n}}$

Tableau 24 : Calcul de la fluctuation dans la matière organique morte dû au changement d’affectation des terres (équation 2.23; GIEC, 2006) pour les Terres forestières
Variable	Valeur	Hypothèses et calculs
$C_{n}$	0	Une valeur de zéro peut être présumée; toute la MOM est perdue
$C_{a}$	PG : 0,57 t C ha^-1 EN : 0,51 t C ha^-1	Le tableau 2.2 ne fournit que le stock de litière pour les forêts d’arbres à feuilles persistantes et de conifères, mais le bois mort n’est pas inclus; une recherche documentaire a donc été effectuée : D’après Preston et coll. 2006 : Les valeurs suivantes pour les feuilles mortes + la litière ligneuse ont été trouvées dans la même écorégion et pour la même espèce principale : Le pin gris (PG) est cité comme ayant 112,6 g MS m^-2 = 0,57 t C ha^-1 L’épinette noire (EN) est citée comme ayant 102,8 g MS m^-2 = 0,51 t C ha^-1
$S_{a - n}$	PG : 10 ha EN : 10 ha	Superficie des terres de ce scénario pour le pin gris et l’épinette noire
$T_{a - n}$	1 a	Une durée de 1 an pour les pertes de carbone peut être présumée
$Δ MOM$	10,8 t C	$= \frac{(C_{n} - C_{a}) \cdot A_{a - n}}{T_{a - n}}$ PG : = ((0-0,57) ∙ 10)/1 = -5,7 t C EN : = ((0-0,51) ∙ 10)/1 = - 5,1 t C Total = -10,8 t C Remarque : Les chiffres sont négatifs ici parce qu’il s’agit de pertes dans le stock de carbone de la MOM, mais ici, nous convertissons en un nombre positif par convention afin d’adopter la perspective de l’atmosphère (c.-à-d. l’ajout à l’atmosphère).

Tableau 25 : Calcul de la fluctuation dans la matière organique morte dû au changement d’affectation des terres (équation 2.23; GIEC, 2006) pour les Terres cultivées
Variable	Valeur	Hypothèses et calculs
$C_{n}$	0	Une valeur de zéro peut être présumée; toute la MOM est perdue
$C_{a}$	0	Une valeur de zéro peut être présumée pour les catégories de terres non forestières
$S_{a - n}$	40	Superficie totale des Terres cultivées
$T_{a - n}$	1 a	Une durée de 1 an pour les pertes de carbone peut être présumée
$Δ MOM$	0 t C	$= \frac{(C_{n} - C_{a}) \cdot S_{a - n}}{T_{a - n}}$ = ((0 – 0) ⋅ 40) / 1 = 0 t C

Tableau 26 : Calcul de la fluctuation dans la matière organique morte dû au changement d’affectation des terres (équation 2.23; GIEC, 2006) pour les Terres humides
Variable	Valeur	Hypothèses et calculs
$C_{n}$	0	Une valeur de zéro peut être présumée; toute la MOM est perdue
$C_{a}$	0	Une valeur de zéro peut être présumée pour les catégories de terres non forestières. Dans ce scénario, nous supposons qu’il s’agit d’une tourbière oligotrophe ouverte ou d’une tourbière minérotrophe, il y aura donc peu ou pas de litière d’arbre sur le site et c’est donc une hypothèse valable pour ce cas. Si les terres humides sont boisées, il faut alors s’efforcer de déterminer une valeur raisonnable du réservoir de MOM ici et les traiter comme dans la catégorie des Terres forestières.
$S_{a - n}$	1000 ha	Superficie des terres de ce scénario dans la catégorie d’affectation des terres des Terres humides
$T_{a - n}$	1 a	Une durée de 1 an peut être pour les pertes de carbone peut être présumée
$Δ MOM$	0 t C	$= \frac{(C_{n} - C_{a}) \cdot S_{a - n}}{T_{a - n}}$ = ((0 – 0) ⋅ 1000) / 1 = 0 t C

Étape 4.3 : Calculer les émissions directes de GES provenant des conversions d’affectations des terres consiste à calculer les émissions provenant d’un changement dans le COS en résolvant l’équation générique 2.24 (GIEC, 2006)

$Δ C_{sols} = Δ C_{Minéraux} - L_{Organiques} + Δ C_{Inorganiques}$

Tableau 27 : Calcul de la fluctuation dans le carbone organique du sol attribuable au changement d’affectation des terres (équation 2.24; GIEC, 2006) pour les Terres forestières
Variable	Valeur (t C)	Hypothèses et calculs
${Δ C}_{Minéraux}$	234 t C	La forêt de pins gris se trouve sur un sol minéral, que nous supposons être un sol sablonneux. ${Δ C}_{Minéraux} = \frac{({COS}_{0} - {COS}_{(0 - T)})}{D}$ $COS = \sum ({COS}_{REF} \cdot F_{Aft} \cdot F_{Entrées} \cdot F_{Gestion} \cdot A)$ ${COS}_{REF} = 117 t C {ha}^{-1}$ (en utilisant le tableau 2.3; sol sablonneux dans la région boréale) $F_{Aft} = 0,8$ (facteur d’affectation, valeur par défaut donnée pour le pavage, Section 8.3.3.2; GIEC, 2006) $F_{Entrées} = F_{Gestion} = 1$ (non applicable ici) $A = 10 ha$ Calculer le COS à la fin de la conversion (c.-à-d. appliquer le coefficient de variation des stocks) : ${COS}_{0} = (117 \cdot 0.8 \cdot 1 \cdot 10) = 936 t C$ Solve for SOC before conversion (i.e. no change, only initial reference soil value needed) ${COS}_{(0 - T)} = (117 \cdot 10) = 1170 t C$ $D = 20$ ans (on suppose une durée de 20 ans par défaut) ${Δ C}_{Minéraux} = \frac{({COS}_{0} - {COS}_{(0 - T)})}{D}$ ${Δ C}_{Minéraux} = \frac{(936 - 1170)}{20} = -11,7 {t C a}^{-1}$ Important : cette équation permet de calculer la quantité de carbone perdue par année (taux annuel de perte). Dans ce cas, nous devons calculer la quantité totale de carbone perdue au cours de la période de 20 ans et la multiplier par la durée (20 ans) : Perte totale de C = 11,7 t C a^-1 ∙ 20 = -234 t C
$- P_{organiques}$	13 060 t C	La forêt d’épinettes noires est située sur des sols organiques. Dans ce scénario, un ponceau sera construit pour éviter les impacts sur l’hydrologie des terres humides, mais une partie du sol organique sous forme de tourbe sera enlevée pendant la construction. Il n’existe pas de valeurs par défaut du GIEC pour les stocks initiaux de COS; une base de données publiée a donc été utilisée (Zoltai et al. 2000) : Site boisé sur sol organique (tourbière oligotrophe boisée) : 1 306 t C ha^-1 Multiplier par la superficie : 1306 t C ha^-1 ∙ 10 ha = 13 060 t C Nous utilisons la valeur par défaut de niveau 1 du GIEC, à savoir une perte de 100 % due au pavage, et nous supposons une oxydation instantanée.
${Δ C}_{Inorganiques}$	0	Une valeur de zéro peut être présumée
$- {Δ C}_{sols}$	13 294 t C	$= {Δ C}_{Minéraux} - P_{organiques} + {Δ C}_{Inorganiques}$ $= -234 - 13 060 + 0 = -13 294 t C$

Tableau 28 : Calcul de la fluctuation dans le carbone organique du sol dû au changement d’affectation des terres (équation 2.24; GIEC, 2006) pour les Terres cultivées
Variable	Valeur (t C)	Hypothèses et calculs
${Δ C}_{Minéraux}$	400 t C	${Δ C}_{Minéraux} = \frac{({COS}_{0} - {COS}_{(0 - T)})}{D}$ $COS = \sum ({COS}_{REF} \cdot F_{Aft} \cdot F_{Entrées} \cdot F_{Gestion} \cdot A)$ ${COS}_{REF} = 50 t C {ha}^{-1}$ (valeur par défaut de niveau 1 tirée du tableau 2.3, chapitre 2, volume 4 des lignes directrices 2006 du GIEC, valeur pour les sols ATA) $F_{Aft} = 0,2$ (facteur d’affectation, valeur par défaut donnée pour l’excavation, Section 8.3.3.2, GIEC, 2006, perte de 20 % des stocks du sol) $F_{Entrées} = F_{Gestion} = 1$ (not applicable here) $A = 40 ha$ Calculer le COS à la fin de la conversion (c.-à-d. appliquer le facteur de variation des stocks) : ${COS}_{0} = (50 \cdot 0,8 \cdot 1 \cdot 40) = 1 600 t C$ Calculer le COS avant la conversion (c.-à-d. aucun changement, seule la valeur initiale de référence du sol est nécessaire). ${COS}_{(0 - T)} = (50 \cdot 40) = 2 000 t C$ $D = 20$ ans (on suppose une durée de 20 ans par défaut) ${Δ C}_{Minéraux} = \frac{({COS}_{0} - {COS}_{(0 - T)})}{D}$ ${Δ C}_{Minéraux} = \frac{(1600 - 2000)}{20} = -20 {t C a}^{-1}$ Important^{Note de bas de page 47} : cette équation permet de calculer la quantité de carbone perdue par année (taux annuel de perte). Dans ce cas, nous devons calculer la quantité totale de carbone perdue au cours de la période de 20 ans et donc la multiplier par la durée (20 ans) : Total C perdu = 20 t C a^-1 ∙ 20 = -400 t C
$- P_{organiques}$	0	Une valeur de zéro peut être présumée
${Δ C}_{Inorganiques}$	0	Une valeur de zéro peut être présumée
$- {Δ C}_{sols}$	400 t C	$= {Δ C}_{Minéraux} - P_{organiques} + {Δ C}_{Inorganiques}$ $= 400 - 0 + 0 = 400 t C$

Tableau 29 : Calcul de la fluctuation dans le carbone organique du sol attribuable au changement d’affectation des terres (équation 2.24; GIEC, 2006) pour les Terres humides
Variable	Valeur (t C)	Hypothèses et calculs
${Δ C}_{Minéraux}$	0	Les tourbières oligotrophes et les tourbières minérotrophes de ce scénario se trouvent sur des sols organiques (c.-à-d. que ce ne sont pas des terres humides minérales).
$- P_{organiques}$	23 610 t C	Dans ce scénario, un ponceau sera construit pour éviter les impacts sur l’hydrologie des terres humides, mais une partie du sol organique sous forme de tourbe sera enlevée pendant la construction. Les valeurs par défaut du niveau 1 du GIEC n’étant pas disponibles pour les stocks initiaux de COS, une base de données publiée a été utilisée (Zoltai et al. 2000) : Valeur moyenne pour les tourbières oligotrophes ouvertes des Plaines boréales = 1199 t C ha^-1 Valeur moyenne pour les tourbières minérotrophes riches des Plaines boréales = 1162 t C ha^-1 Multiplier par la superficie : Tourbières oligotrophes ouvertes dans les Plaines boréales = 1199 t C ha^-1∙ 10 ha = 11 990 t C Tourbières minérotrophes riches des Plaines boréales = 1162 t C ha^{-1 }∙ 10 ha = 11 620 t C Nous utilisons la valeur par défaut de niveau 1 du GIEC, à savoir une perte de 100 % due à l’excavation, et nous supposons une oxydation instantanée. Total P_organiques* = 11 990 + 11 620 = 23 610 t C
${Δ C}_{Inorganiques}$	0	Une valeur de zéro peut être présumée
$- {Δ C}_{sols}$	23 610 t C	$= {Δ C}_{Minéraux} - L_{organiques} + {Δ C}_{Inorganiques}$ $= 0 - 23 610 + 0 = -23 610 t C$ Remarque : Les chiffres sont négatifs ici parce qu’il s’agit de pertes dans le stock de carbone de la MOM, mais ici, nous convertissons en un nombre positif par convention afin d’adopter la perspective de l’atmosphère (c.-à-d. l’ajout à l’atmosphère).

Étape 4.4. Calculer les émissions après la perturbation, associées aux terres inondées (création de réservoirs hydroélectriques)

Aucun calcul n’est nécessaire dans ce scénario, car les terres ne seront pas inondées et les résidus de biomasse ne seront pas brûlés.

Étape 4.5. Calculer les émissions de GES autres que le CO₂

Aucun calcul n’est nécessaire dans ce scénario, car les terres ne seront pas inondées et les résidus de biomasse ne seront pas brûlés.

Étape 4.6. Convertir toutes les fluctuations des stocks de carbone de chaque catégorie en unités d’émissions de CO₂ dans l’atmosphère et les additionner pour obtenir la quantité totale de CO₂ émise dans l’atmosphère par le changement d’affectation des terres.

Additionner toutes les fluctuations des stocks de carbone, pour toutes les catégories d’affectation des terres, calculées aux étapes 4.1 à 4.5 :

Terres forestières : ΔC_TF = ΔC_Biomasse + ΔC_MOM + ΔC_COS
= 517 + 10,8 + 13 294 = 13 822 t C

Terres cultivées : ΔC_TC = ΔC_Biomasse + ΔC_MOM + ΔC_COS
= 78,2 + 0 + 20 = 478 t C

Terres humides : ΔC_TH = ΔC_Biomasse + ΔC_MOM + ΔC_COS
= 17,1 + 0 + 23 610 = 23 627 t C

Émissions totales : ΔC = ΔC_TF + ΔC_TH + ΔC_TC
= 13 822 + 23 627 + 478 = 37 927 t C

Convertir en unités de CO₂ :

37 927 t C × 44/12 = 139 065 t CO₂

Remarque : Étant donné que, dans ce scénario, on estime qu’il n’y a pas d’émissions de GES autres que le CO₂, il n’est pas nécessaire de les convertir en éq. CO_2.

Conclusion de l’exemple :

Dans ce scénario, on estime que les émissions directes de GES attribuables au changement d’affectation des terres entraîneront l’émission dans l’atmosphère d’environ 139 065 t de CO_2.

Annexe C : Prévisions de l’intensité des émissions des réseaux électriques provinciaux

Tableau 30 : Intensité des émissions du réseau électrique par province
Superficie	Unités	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Alberta	t éq CO₂ /GWh	295,3	235,4	211,5	191,4	193,1	175,7	178,2	181,8	184,8	187,0	185,5
Colombie-Britannique	t éq CO₂ /GWh	1,5	1,4	1,4	1,4	1,3	1,3	1,2	1,2	1,2	1,1	1,1
Manitoba	t éq CO₂ /GWh	0,9	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7	0,7
Nouveau-Brunswick	t éq CO₂ /GWh	360,7	293,8	290,8	291,9	293,5	281,3	282,9	311,6	312,6	313,5	215,6
Terre-Neuve-et-Labrador	t éq CO₂ /GWh	168,2	157,0	103,5	98,5	96,0	100,0	94,6	89,9	76,5	70,4	67,1
Territoires du Nord-Ouest	t éq CO₂ /GWh	242,6	245,6	237,1	215,1	166,1	48,8	55,7	63,1	61,9	56,4	52,8
Nouvelle-Écosse	t éq CO₂ /GWh	732,0	604,8	469,7	459,2	453,6	410,0	440,3	441,3	441,4	442,1	178,0
Nunavut	t éq CO₂ /GWh	898,8	903,5	876,7	843,3	766,4	632,1	625,7	617,2	631,1	625,8	617,2
Ontario	t éq CO₂ /GWh	16,3	24,2	31,9	52,5	39,9	56,9	39,8	39,1	28,8	23,0	16,4
Île-du-Prince-Édouard	t éq CO₂ /GWh	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5	4,6	4,6	4,6	4,6
Québec	t éq CO₂ /GWh	1,9	1,8	1,8	1,8	1,9	1,9	2,1	2,2	2,5	2,7	2,9
Saskatchewan	t éq CO₂ /GWh	404,3	387,4	315,6	323,1	257,3	263,7	266,1	253,5	212,7	200,4	192,3
Yukon	t éq CO₂ /GWh	56,9	66,4	58,8	62,2	70,8	76,0	40,0	42,8	48,9	55,0	61,3

Remarque :

Les intensités d’émission ne comprennent pas les émissions de CO₂ provenant de la combustion de la biomasse et du gaz naturel renouvelable.
Pour plus d’informations sur la façon dont ces intensités d’émission ont été calculées, voir la section 2.1.2.1.

Annexe D : Conseils supplémentaires sur la méthodologie utilisée pour quantifier l’impact sur les puits de carbone

Pour obtenir les valeurs nécessaires au calcul de l’IPC pour l’équation 5, les 4 étapes suivantes sont nécessaires :

Étape 1 : Déterminer la superficie des terres du projet ayant une capacité de puits de carbone pour chaque catégorie d’affectation des terres et activité entraînant des perturbations pour chaque phase du projet.
Étape 2 : Déterminer la capacité de puits de carbone naturel pour l’intervalle de temps approprié.
Étape 3 : Déterminer l’impact du projet sur la capacité de puits de carbone du site pour l’intervalle de temps approprié.
Étape 4 : Calculer la somme des puits de carbone perdus pendant le projet.

Étape 1 : Déterminer la superficie des terres du projet ayant une capacité de puits de carbone pour chaque catégorie d’affectation des terres et activité entraînant des perturbations pour chaque phase du projet.

Les promoteurs devraient se référer aux Lignes directrices du GIEC pour les inventaires nationaux de GES (GIEC, 2003^{Note de bas de page 48}; GIEC, 2006^{Note de bas de page 49}; GIEC, 2014^{Note de bas de page 50}; GIEC, 2019^{Note de bas de page 51}) pour les définitions des catégories d’affectation des terres : Terres forestières, Terres cultivées, Prairies, Terres humides et Autres terres (voir chapitre 3, section 3.2, GIEC, 2006). Afin de quantifier l’impact d’un projet sur les puits de carbone dans le cadre de l’ÉSCC, seules les terres classées par les lignes directrices du GIEC (GIEC, 2006) comme étant des Terres forestières ou des Terres humides sont considérées comme des puits de carbone. Par conséquent, les promoteurs doivent fournir une estimation de la superficie des terres touchées par le projet dans la catégorie des Terres forestières et des Terres humides.

Les catégories d’affectation des terres du GIEC Terres humides et Terres forestières doivent être subdivisées en catégories significatives (i et j dans l’Équation 5) afin de fournir une estimation plus précise des stocks de carbone et des taux de séquestration du carbone. Par exemple, la superficie des Terres humides doit être divisée en catégories de Terres humides pertinentes, comme les tourbières oligotrophes ou les tourbières minérotrophes, telles qu'elles sont définies dans le système de classification des Terres humides (Groupe de travail national sur les terres humides, 1997), et la superficie des Terres forestières peut être divisée selon les principales espèces d’arbres, classes d’âge et classes de productivité. Le type de couverture après la perturbation peut également être utilisé pour définir le type d’impact qui se produit sur le paysage et, par conséquent, pour diviser les superficies à impact élevé, les superficies qui seront laissées intactes pendant la phase de construction ou d’exploitation d’un projet ou les superficies qui seront restaurées ou assainies pendant la phase de désaffectation d’un projet. La couverture après la perturbation déterminera l’intensité de l’impact sur les puits de carbone dans l’empreinte du projet.

Étape 2 : Déterminer la capacité de puits de carbone naturel et l’intervalle de temps approprié pour chaque catégorie de terres et chaque phase du projet.

La méthodologie nécessaire pour déterminer la capacité en matière de puits de carbone naturel des terres pour l’intervalle de temps approprié sera différente selon l’écosystème, qu’il s’agisse de la catégorie d’affectation des Terres forestières ou des Terres humides.

Étape 2.1 Terres forestières

La méthode générique de calcul de la capacité en matière de puits de carbone naturel des Terres forestières consiste à déterminer un taux d’accumulation annuel du carbone approprié et l’intervalle de temps correspondant pendant lequel la forêt accumulerait du carbone. Le taux annuel d’accumulation de carbone peut être déterminé en résolvant la pente négative de la ligne entre l’âge actuel (Âge_actuel) et la biomasse (BM_actuelle) d’un peuplement forestier, et l’âge et la biomasse auxquels la capacité de charge maximale (CCM) d’un peuplement forestier est atteinte (Âge_CCM et BM_CCM, respectivement), de sorte que :

Équation 6 : Taux d’accumulation annuel naturel du carbone d’une forêt

{FluxNat}_{forêt} = - \frac{{BM}_{CCM} - {BM}_{actuelle}}{{Âge}_{CCM} - {Âge}_{actuel}}

Où :

FluxNat_forêt est le taux d’accumulation annuel naturel du carbone d’une forêt (t C ha^-1 a^-1)

BM_CCM est la biomasse des arbres vivants à la CCM (t C ha^-1)

BM_actuelle est la biomasse des arbres vivants à l’âge actuel du peuplement (t C ha^-1)

Âge_CCM est l’âge auquel la CCM est atteinte (a)

Âge_actuel est l’âge actuel de la forêt (a)

La CCM est définie comme le point auquel la biomasse aérienne du peuplement forestier atteint un plateau de croissance (ou dans certains cas, un déclin) au fur et à mesure que le peuplement vieillit. Lorsque les arbres sont matures, le taux d’absorption de carbone par les arbres en croissance diminue, et l’absorption de carbone associée à la croissance des arbres tend à être équilibrée par le carbone libéré par la décomposition de la matière organique morte. Pour certaines forêts matures, la CCM peut déjà avoir été dépassée, et le promoteur peut dans ce cas calculer un taux positif de FluxNat (source de carbone au lieu d’être un puits). Dans ce cas, le taux de FluxNat peut être exclu du calcul de l’incidence sur les puits de carbone. Il convient toutefois de justifier l’omission de la superficie de ces terres. Il faut souligner que, même si le promoteur ne signale pas nécessairement la perte d’un puits de carbone dans ces cas, l’élimination des peuplements matures entraînera d’importantes émissions directes de GES que les promoteurs doivent inclure (voir la section 2.1.1.2).

Les valeurs par défaut de la biomasse des arbres et des âges correspondants des peuplements à la CCM, classées par province ou territoire, par écozone, par espèce d’arbre principale et par catégorie de peuplement, sont fournies à l’annexe E.

Lorsque les valeurs par défaut sont inadéquates et que des données supplémentaires sont requises (voir la section 4.3; Figure 5), les promoteurs ont trois options :

Utiliser les courbes de biomasse propres au peuplement (BM_CCM) déterminées par l’inventaire sur le terrain.
Utiliser les taux de flux annuels de carbone mesurés directement par les tours de covariance des turbulences pour les flux. En raison de la grande variabilité des mesures obtenues d’une année à l’autre, si les promoteurs choisissent cette approche, il faudra surveiller le peuplement pendant au moins trois ans (ou trois saisons de croissance) et idéalement pour une période plus longue. Il est également possible d’utiliser les données publiées sur le flux de covariance des turbulences de CO₂ d’un peuplement forestier comparable, recueillies par du personnel qualifié, pendant au moins trois années ou saisons de croissance, à partir de sources comme FLUXNET Canada Research Network^{Note de bas de page 52}. Les promoteurs sont tenus de démontrer que les données choisies se trouvent dans des peuplements forestiers comparables selon la classification canadienne standard des écozones (Groupe de travail sur la stratification écologique, 1995), et qu’elles présentent des caractéristiques de peuplement semblables telles que les essences principales, la classe de productivité, le type de sol et la position dans le paysage. De plus, pour maintenir la cohérence avec la méthode par défaut, si la forêt est plus âgée que l’âge auquel la CCM est atteinte, le promoteur peut supposer un taux nul d’accumulation annuelle de carbone. En outre, lors du choix d’une estimation appropriée des flux, les promoteurs doivent tenir compte du fait que les flux varieront en fonction de la classe d’âge. Il faut donc déterminer une estimation de flux représentative et adaptée à l’âge du peuplement forestier considéré. Étant donné qu’il s’agit de l’option la plus complexe et qu’elle nécessite un suivi important avant le projet, cette méthode ne devrait être envisagée que dans des circonstances très précises, lorsque le promoteur dispose de mesures antérieures sur le peuplement ou de données comparables telles que définies ci-dessus.
Utiliser un modèle approprié de niveau 3 qui suit les flux de carbone vers l’atmosphère (c.-à-d. l’échange net entre les écosystèmes) sur les Terres forestières. Les promoteurs devraient choisir un modèle créé ou validé pour être utilisé au Canada et sont tenus de fournir une description du modèle, des données, des facteurs d’émission et de toute hypothèse requise ou appliquée afin de dériver les valeurs utilisées dans la modélisation (voir une revue des modèles dans Kim et coll., 2015). Par exemple, le MBC-SFC3 (Kurz et coll., 2009; Kull et coll., 2019; Canada, 2020) est utilisé pour établir des estimations du RIN pour les Terres forestières. Le modèle générique de bilan de carbone (Shaw et coll., 2021) a été appliqué dans une zone d’étude pilote de la région des sables bitumineux de l’Alberta où il y a eu grand nombre de perturbations. L’application des modèles devrait être effectuée par du personnel qualifié qui maîtrise les procédures requises pour produire et valider les résultats du modèle.

Une fois que le taux annuel approprié d’accumulation de carbone est établi, les promoteurs doivent déterminer l’intervalle de temps correspondant. Pour les Terres forestières, l’intervalle de temps par défaut est d’abord déterminé en calculant la différence entre l’âge à la CCM (Âge_CCM) et l’âge actuel de la forêt (Âge_actuel), c’est-à-dire le temps nécessaire pour atteindre la CCM :

Si cette différence est supérieure à l’intervalle de temps de 100 ans, les promoteurs peuvent utiliser un intervalle de temps par défaut de 100 ans pour les calculs (T = 100).
Si cette différence est inférieure ou égale à une période de 100 ans, les promoteurs doivent utiliser le temps qu’il faudra pour atteindre la CCM (T = Âge_CCM - Âge_actuel).

Étape 2.2 Terres humides

Comme pour les Terres forestières, la capacité de puits de carbone des Terres humides est calculée comme le taux d’accumulation annuel de carbone approprié pour le site (FluxNat_{terres humides}) et l’intervalle de temps par défaut correspondant (T_{terres humides}). Dans le cas des Terres humides, l’intervalle de temps par défaut sera dans tous les cas fixé à 100 ans (T = 100).

Pour déterminer un taux d’accumulation annuel de carbone approprié, les promoteurs peuvent choisir entre deux approches :

Méthode du flux annuel de carbone total
Méthode de la somme des flux annuels de CO₂ et de CH₄

L’établissement d’estimations précises pour les tendances à long terme à l’aide de mesures des flux nécessite plusieurs années de données. Si le promoteur effectue plusieurs années de mesure sur le site en question, ou sur un site semblable d’un point de vue écologique, la méthode du flux de carbone total annuel est préférable.

Approche 1 – Flux annuel de carbone total

Si les promoteurs choisissent d’adopter l’approche du flux annuel de carbone total, il leur faut alors indiquer le taux annuel approprié de carbone total séquestré dans les réservoirs de sol organique (c.-à-d. la tourbe). Le taux annuel de séquestration du carbone d’une zone humide est déterminé par la datation au radiocarbone (C¹⁴ ou Pb²¹⁰) des couches de tourbe afin de déterminer le taux d’accumulation du carbone à long terme.

Les valeurs par défaut des taux d’accumulation de carbone à long terme dans la tourbe sont fournies dans le Tableau 31.

Tableau 31 : Valeurs par défaut fournies pour le taux d’accumulation naturel de carbone (*FluxNat*) pour l’approche du carbone total
Écozone	Taux annuel moyen d’accumulation de carbone à long terme (t C ha^-1)
Écozone	Tourbière oligotrophe (bog)	Tourbière minérotrophe (fen) riche	Tourbière minérotrophe (fen) pauvre
Maritime de l’Atlantique	0,21 (0,06)	*0,33 (0,05)	*0,21 (0,06)
Plaines boréales	0,11 (0,03)	0,33 (0,05)	0,31 (0,06)
Bouclier boréal	0,24 (0,03)	*0,33 (0,05)	*0,31 (0,06)
Plaines hudsoniennes	0,15 (0,02)	*0,33 (0,05)	*0,31 (0,06)
Plaines à forêts mixtes	0,12 (n.d.)	*0,33 (0,05)	*0,12 (na)
Plaines de la taïga	0,22 (0,02)	*0,33 (0,05)	*0,13 (0,01)
Bouclier de la taïga	0,13 (0,01)	*0,33 (0,05)	0,13 (0,01)

D’après une compilation de données non publiées de Michelle Garneau (2021). Les taux à long terme ont été calculés de 500 à 2 000 ans avant le présent. L’erreur type est indiquée entre parenthèses. L’astérisque (*) indique un manque de données pour lequel une approximation a été choisie en fonction du type de tourbière ou de la région la plus semblable. n.d. : non disponible.

Pour une approche de calcul propre au site ou à la région, lorsque nécessaire (voir Figure 5), les promoteurs ont deux options :

Réaliser une étude de terrain comprenant la collecte de carottes de tourbe (voir Vleeschouwer et coll., 2010^{Note de bas de page 53}) et effectuer des analyses de datation au radiocarbone (voir Piotrowska et al., 2011^{Note de bas de page 54}; LeRoux et al., 2010^{Note de bas de page 55}) pour déterminer le taux d’accumulation annuel à long terme dans la tourbe. Si les promoteurs choisissent cette méthode, ils doivent omettre les couches de tourbe les plus récentes (400 à 500 premières années), à moins qu’un modèle de décomposition approprié ne soit utilisé pour tenir compte de la décomposition future des couches de tourbe récentes (voir Young et coll., 2019^{Note de bas de page 56}).
Employer un modèle approprié de niveau 3 qui estime les flux de carbone vers l’atmosphère dans les terres humides en fonction des paramètres mesurés pour le site perturbé, utilisés comme données d’entrée du modèle. Les promoteurs devraient choisir un modèle créé ou validé pour être utilisé dans les conditions canadiennes. Le choix du modèle doit être justifié par une démonstration de la capacité du modèle à reproduire les données mesurées sur des sites semblables au site en question, ou par une référence à des publications scientifiques qui démontrent la capacité du modèle à simuler des sites semblables.

En l’absence d’un modèle validé, les mesures sont préférables. Cependant, si un modèle est disponible et a été validé pour des conditions écologiques similaires à celles du site, l’utilisation de l’approche de modélisation peut être l’option préférée du promoteur s’il juge que la charge analytique est réduite par l’application du modèle. Le promoteur est néanmoins tenu d’utiliser les données propres au site recueillies sur place (telles que les stocks de carbone dans le sol) pour les utiliser dans la modélisation telle que définie par les données d’entrée requises.

Approche 2 – Somme des flux annuels de CO₂ et de CH₄

Si les promoteurs choisissent d’utiliser cette approche, des taux annuels distincts de flux de carbone pour CO₂ et le CH₄ gazeux sont requis et additionnés pour obtenir un taux d’accumulation total de carbone. Les taux de flux annuels de CO₂ ou de CH₄ peuvent être déterminés grâce à des données de terrain recueillies à l’aide de tours de covariance des turbulences pour les flux ou de chambres de flux.

Pour les calculs préliminaires, des valeurs nationales par défaut sont fournies dans le Tableau 32.

Tableau 32 : Valeurs nationales par défaut fournies pour le taux d’accumulation naturel de carbone (*FluxNat*) pour la somme des flux annuels de CO₂ et de CH₄
Catégorie des terres humides	CO₂ (t C ha^-1 a^-1)	CH₄ (t C ha^-1 a^-1)
Tourbière oligotrophe (bog)	-0,7	0,059
Tourbière minérotrophe (fen)	0*	0,063

*En raison de l’incertitude associée aux taux annuels d’accumulation de carbone dans les tourbières minérotrophes, on suppose ici que leur bilan carbone net est neutre.

Source des données : les valeurs de ce tableau sont calculées à partir de données brutes non publiées du Service canadien des forêts (SCF, RNCan), qui ont été compilées en vue d’être publiées dans Webster et coll. (2018).

Pour avoir une approche plus détaillée, à la demande de l’ACEI (voir la section 4.3; Figure 5), les promoteurs ont deux options :

Mesurer directement le taux de flux annuel de carbone en prenant des mesures avec une tour de covariance des turbulences ou une chambre de flux. En raison de la grande variabilité des mesures de flux d’une année à l’autre, si les promoteurs choisissent cette approche, un minimum de trois années (ou trois saisons de croissance) de données est nécessaire. Il est également possible d’utiliser des données de flux publiées pour un site de zone humide comparable, provenant de sources telles que FLUXNET Canada. Les promoteurs sont tenus de démontrer que les données publiées choisies se rapportent à un site de terres humides comparable selon la classification canadienne standard des écozones (Groupe de travail sur la stratification écologique, 1995) et la catégorie de terres humides telle que définie dans le système de classification des terres humides (Groupe de travail national sur les terres humides, 1997^{Note de bas de page 57}). La comparabilité du site doit être fondée sur une caractérisation du type de terre humide et sur des facteurs écologiques tels que la végétation, la productivité du site, les caractéristiques et la profondeur du sol ainsi que la profondeur de la nappe phréatique.
Employer un modèle approprié de niveau 3 qui estime les flux de carbone vers l’atmosphère dans les milieux humides en fonction des paramètres mesurés pour le site. Les promoteurs doivent choisir un modèle créé ou validé pour être utilisé dans les conditions canadiennes (voir une revue des modèles dans Yu et al., 2001^{Note de bas de page 58} et Farmer et coll., 2011^{Note de bas de page 59}). Le choix du modèle doit être justifié par une démonstration de la capacité du modèle à reproduire les données mesurées sur des sites semblables au site en question, ou par une référence à des publications scientifiques qui démontrent la capacité du modèle à simuler des sites semblables.

Une fois que le flux annuel naturel de CO₂ et de CH₄ de la terre humide est déterminé, les promoteurs doivent convertir ces taux d’émission individuels en unités de carbone, puis les additionner pour obtenir un taux d’accumulation total de carbone. Pour convertir le flux CO₂ gazeux (t CO₂ gazeux ha^-1 a^-1) en unités de carbone (t CO₂-C ha^-1 a^-1), il faut multiplier par le rapport molaire 12/44. Pour convertir le flux de CH₄ gazeux (t CH₄ ha^-1 a^-1) en unités de carbone (t CH₄-C ha^-1 a^-1), il faut multiplier par le rapport molaire 12/16. Une fois que les flux de CO₂ et de CH₄ sont convertis en unités de C, ils peuvent être additionnés pour obtenir un taux d’accumulation total de carbone. Il est important de souligner que le CO₂-C sera séquestré, tandis que le CH₄-C sera émis. Le changement net de carbone est donc le CO₂-C séquestré moins le CH₄-C émis. En outre, ce calcul adopte la « perspective des stocks » (c.-à-d. la quantité de carbone accumulée dans les réservoirs de carbone), plutôt que la « perspective de l’atmosphère » (c.-à-d. l’incidence sur le réchauffement de l’atmosphère). Par conséquent, le potentiel de réchauffement de la planète du CH₄ n’a pas besoin d’être pris en considération dans la quantification de l’incidence sur les puits de carbone.

Étape 3 : Déterminer l’impact du projet sur la capacité de puits de carbone du site

La méthodologie requise pour déterminer la capacité de puits de carbone des terres après perturbation pour l’intervalle de temps approprié sera différente selon les activités planifiées d’un projet.

L’hypothèse par défaut est que le projet interrompra entièrement la capacité des terres à agir comme un puits de carbone pour les superficies directement perturbées par les travaux de construction du projet (p. ex. infrastructure, excavation, construction d’autoroutes). Par conséquent, dans ce cas, le taux de flux après perturbation (FluxPostP) peut être considéré comme nul, puisque la capacité de puits de carbone des terres est complètement anéantie (FluxPostP = 0).
Les promoteurs peuvent choisir d’effectuer une analyse plus détaillée en calculant une perte partielle d’un puits de carbone lorsqu’ils le jugent approprié. Dans ce cas, les promoteurs doivent justifier que le puits de carbone n’est pas complètement perdu, et fournir un rapport complet, étape par étape, sur leurs calculs du FluxPostP, y compris leurs hypothèses et toute étude évaulée par des pairs qui a été utilisée.
Si on prévoit la restauration du site (voir les sections 3.4.3 et 3.5.3) et que le promoteur du projet prévoit que l’écosystème naturel reviendra à son état d’origine, le promoteur peut alors supposer que la capacité naturelle de puits de carbone du sol (FluxNat, déterminé à l’étape 2) est rétablie (FluxPostP = FluxNat). Dans ce scénario, il est important de noter qu’il faudra du temps aux sites restaurés (Terres humides ou Terres forestières) pour rétablir leur capacité de puits de carbone. Ce n’est qu’alors que les promoteurs peuvent supposer que le flux après perturbation est revenu au taux de flux de carbone naturel initial (Nugent et coll., 2019^{Note de bas de page 60}).
Si des mesures d’atténuation telles que des activités de remise en état, d’assainissement ou de boisement sont prévues (voir les sections 3.4.3 et 3.5.3), lorsque l’écosystème naturel a retrouvé une certaine capacité de puits de carbone, mais qu’il n’est pas entièrement revenu à son état d’origine, il incombe aux promoteurs de déterminer les taux de flux appropriés après perturbation (FluxPostP), en se fondant sur les taux de flux mesurés ou sur les taux de flux cités dans les ouvrages de référence pour des sites comparables soumis à des traitements semblables, ou en utilisant une approche de modélisation validée de niveau 3.

La section 4.1 décrit les étapes nécessaires pour quantifier l’impact d’un projet sur les puits de carbone. La présente annexe fournit des indications supplémentaires en présentant un exemple de ce calcul.

Exemple de calculs

Dans cet exemple, le projet concerne la construction d’un tronçon d’autoroute de 40 km dans les Plaines boréales.

Étape 1 : Déterminer la superficie des terres du projet ayant une capacité de puits de carbone pour chaque catégorie d’utilisation des terres et activité entraînant des perturbations pour chaque phase du projet

Superficie des Terres forestières = 20 ha
Superficie des Terres cultivées = 40 ha
Superficie des Prairies = 0 ha
Superficie des Terres humides = 20 ha

De plus, des catégories supplémentaires de terres et des activités de perturbation sont également déterminées à cette étape, afin de faciliter les calculs aux étapes suivantes (Tableau 33).

Tableau 33 : Catégories de terres et activités de perturbation pour le scénario
Catégories d’affectation des terres du GIEC	Activités de perturbation pour chaque phase du projet (j)*	Catégories supplémentaires de terres (i)	Superficie (ha)
Terres humides	Autoroute (pavage)	Tourbière oligotrophe	10
Terres humides	Autoroute (pavage)	Tourbière minérotrophe	10
Terres forestières	Autoroute (pavage)	Espèce principale : épinette noire; classe d’âge = 20 ans; biomasse des arbres = 10 t C ha^-1	10
Terres forestières	Autoroute (pavage)	Espèce principale : pin gris; classe d’âge = 150 ans; biomasse des arbres = 50 t C ha^-1	10

*Dans ce scénario, le projet ne comprend qu’une seule phase, soit celle du pavage. Une fois l’autoroute construite, le pavage sera permanent et il n’y a donc pas d’autres phases à prendre en considération pour ce projet.

Avant de passer à l’étape suivante, le promoteur doit consulter la Figure 5 dans la section 4.3 afin de déterminer si l’utilisation de valeurs par défaut sera adéquate pour les calculs, ou si des valeurs propres au site ou à la région seront nécessaires. Dans ce scénario, la superficie du projet est de 80 ha, et la proportion de terres à forte capacité de puits de carbone (qui, dans ce scénario, comprend les tourbières oligotrophes, ainsi que les terres forestières où se trouvent de jeunes épinettes noires) est de 0,25 [(10 ha + 10 ha)/80 ha] = 0,25), ce qui signifie que les valeurs par défaut fournies seront adéquates^{Note de bas de page 61} dans ce cas (Figure 5).

Étape 2 : Déterminer la capacité du puits de carbone naturel pour l’intervalle de temps approprié.

À cette étape, les promoteurs doivent calculer le taux d’accumulation naturel de carbone (FluxNat) ainsi que l’intervalle de temps et la superficie correspondants pour chaque combinaison de catégorie de terres (i) et de type de perturbation ou de phase de projet (j) indiquée ci-dessus.

i = tourbière oligotrophe, j = pavage

Pour ce scénario, nous avons choisi d’appliquer la méthode de la somme des flux annuels de CO₂ et de CH₄ et de consulter le Tableau 13 pour déterminer l’estimation nationale par défaut du taux d’accumulation annuel de carbone pour les tourbières oligotrophes. Il faut souligner que le tableau 32 fournit des valeurs par défaut pour le taux d’accumulation naturel de carbone si l’on choisit l’approche de « carbone total ».

FluxNat_{tourb. oligo., pavage, CO2} = -0,7 t CO₂-C ha^-1 a^-1

FluxNat_{tourb. oligo, pavage CH4} = 0,059 t CH₄-C ha^-1 a^-1

Total FluxNat_{tourb. oligo., pavage} = -0,7 + 0,059 = -0,641 t C ha^-1 a^-1

FluxNat_{tourb. oligo., pavage} = -0,641 t C ha^-1 a^-1

T_{tourb. oligo., pavage} = 100 a

S_{tourb. oligo., pavage} = 10 ha

i = tourbière minérotrophe, j = pavage

FluxNat_{tourb. minérotrophe, pavage, CO2} = 0 t CO₂-C ha^-1 a^-1

FluxNat_{tourb. minérotrophe, pavage, CH4} = 0,063 t CH₄-C ha^-1 a^-1

Total FluxNat_{tourb. minérotrophe, pavage} = 0 + 0,063 = 0,063 t C ha^-1 a^-1

Dans ce scénario, nous avons calculé que les tourbières minérotrophes sont une source de carbone, et puisque les promoteurs ne sont responsables que de la quantification des répercussions sur les puits de carbone, nous omettrons la superficie des terres couvertes de tourbières minérotrophesdans le calcul de l’incidence sur les puits de carbone pour ce scénario.

i = épinette noire, j = pavage

En utilisant la méthode par défaut pour les Terres forestières, nous appliquons l’Équation 6.

Consulter l’annexe E pour obtenir les valeurs par défaut pour l’épinette noire dans les Plaines boréales (Âge_CCM = 100 et BM_CCM = 85 t C ha^-1), et le Tableau 33 pour obtenir les données recueillies par le promoteur pour ce scénario (Âge_actuel = 20 et BM_actuelle = 10 t C ha^-1).

FluxNat_{épinette noire, pavage} = -(85 – 10)/(100 – 20) = -0,94 t C ha^-1 a^-1

Âge_CCM - Âge_actuel = 100 - 20 = 80 est inférieur à 100^{Note de bas de page 62}, donc T_{épinette noire, pavage} = 80

S_{épinette noire} = 10 ha

i = pin gris, j = pavage

En utilisant la méthode par défaut pour les terres forestières, nous appliquons l’Équation 6.

Consulter l’annexe E pour obtenir les valeurs par défaut pour Âge_CCM = 170 et BM_CCM = 55 t C ha^-1, et le Tableau 33 pour obtenir les données recueillies par le promoteur pour ce scénario (Âge_actuel = 150 et BM_actuelle = 57 t C ha^-1).

FluxNat_{pin gris, pavage} = -(55 – 50)/(170 – 150) = -0,25 t C ha^-1 a^-1

Âge_CCM - Âge_actuel = 170 – 150 = 20 est inférieur à 100, donc T_{pin gris, pavage} = 20

S_{pin gris, pavage} = 10 ha

Étape 3 : Déterminer l’impact du projet sur la capacité de puits de carbone du site pour l’intervalle de temps approprié

Dans ce scénario, il n’y a qu’un seul type de perturbation : le pavage d’une autoroute. Pour ce type de perturbation, nous utiliserons l’hypothèse par défaut selon laquelle toute la capacité de puits de carbone des terres est complètement interrompue et nous supposerons que le taux après perturbation sera réduit à zéro :

FluxPostP_{tourb. oligo., pavage} = 0

FluxPostP_{épinette noire, pavage} = 0

FluxPostP_{pin gris, pavage} = 0

Étape 4 : Calculer l’impact sur les puits de carbone (IPC) du projet

Appliquer l’Équation 5 (section 4.1). Il faut souligner que dans ce scénario, il n’y a qu’un seul type de perturbation et une seule phase de projet (j). Par conséquent, seule la catégorie de terres (i) est considérée :

Calculer l’IPC pour i = tourbière oligotrophe et j = pavage :

IPC_{tourb. oligo., pavage} = (FluxNat - FluxPostP)_{tourb. oligo., pavage} ∙ T_{tourb. oligo., pavage} ∙ A_{tourb. oligo., pavage}

IPC_{tourb. oligo., pavage} = (-0,641 - 0) ∙ 100 ∙ 10 = -641 t C

Calculer l’IPC sur les puits de carbone pour i = épinette noire et j = pavage :

IPC_{épinette noire, pavage} = (FluxNat - FluxPostP)_{épinette noire, pavage} ∙ T_{épinette noire, pavage} ∙ A_{épinette noire, pavage}

IPC_{épinette noire, pavage} = (-0,94 - 0)_{épinette noire, pavage} ∙ 80 ∙ 10 = -750 t C

Calculer l’IPC pour i = pin gris et j = pavage :

IPC_{pin gris, pavage} = (FluxNat - FluxPostP)_{pin gris, pavage} ∙ T_{pin gris, pavage} ∙ A_{pin gris, pavage}

IPC_{pin gris, pavage} = (-0,25 - 0)_{pin gris, pavage} ∙ 20 ∙ 10 = -50 t C

Calculer l’IPC total :

IPC = -641 - 750 - 50

IPC = -1 441 t C

L’impact estimé sur les puits de carbone dans ce scénario est une perte de potentiel de séquestration de 1 441 t du carbone provenant de l’atmosphère.

Annexe E : Valeurs par défaut de la biomasse et de l’âge des arbres à la capacité de charge maximale

Tableau 34 : Valeurs par défaut de l’âge et de la biomasse vivante à la capacité de charge maximale (CCM) utilisées dans l’équation 6 pour calculer l’impact du projet sur les puits de carbone des Terres forestières
Province ou territoire	Écozone	Espèce	Indice de site (m)	Âge à la CCM (A_CCM)	Biomasse vivante à la CCM (BM_CCM) (t C ha^-1)
T.-N.	BBE	Sapin baumier	nd	58	85
LB	BTE	Bouleau	5,0 à 9,9	104	61
LB	BTE	Bouleau	nd	98	61
LB	BTE	Bouleau	10,0 à 14,9	49	89
LB	BTE	Bouleau	15,0 à 19,9	64	82
LB	BBE	Bouleau	5,0 à 9,9	104	62
LB	BBE	Bouleau	nd	100	66
LB	BBE	Bouleau	10,0 à 14,9	49	89
LB	BBE	Bouleau	15,0 à 19,9	63	94
N.-É.	MA	Érable rouge	17,06	88	85
N.-É.	MA	Épinette rouge	15,38	89	67
N.-É.	MA	Épinette rouge	13,6	63	35
N.-É.	MA	Épinette rouge	11,85	68	26
N.-B.	MA	Érable	15,0 à 19,9	48	73
N.-B.	MA	Espèces feuillues	5,0 à 9,9	57	68
N.-B.	MA	Espèces feuillues	10,0 à 14,9	66	68
N.-B.	MA	Espèces feuillues	20,0 à 24,9	63	81
N.-B.	MA	Espèces feuillues	nd	55	71
QC	MA	Érable à sucre	nd	197	149
QC	PFM	Érable rouge	nd	196	95
QC	BBE	Érable à sucre	nd	192	105
QC	BBE	Bouleau	nd	149	65
ON	BBO	Peuplier	25,0 à 29,9	194	94
ON	BBO	Épinette	5,0 à 9,9	73	72
ON	BBO	Sapin baumier	20,0 à 24,9	238	121
ON	BBO	Épinette	10,0 à 14,9	123	98
ON	BBO	Pin	15,0 à 19,9	132	89
ON	PFM	Espèces résineuses	20,0 à 24,9	236	139
ON	PFM	Peuplier	25,0 à 29,9	116	81
ON	BBE	Érable	10,0 à 14,9	123	87
ON	BBE	Épinette	5,0 à 9,9	72	73
ON	BBE	Érable	15,0 à 19,9	133	103
MB	BBO	Peuplier	15,0 à 19,9	94	55
MB	BBO	Peuplier	nd	167	59
MB	BBO	Peuplier	5,0 à 9,9	56	33
MB	BBO	Pin	10,0 à 14,9	59	38
MB	PB	Peuplier	15,0 à 19,9	187	65
MB	PB	Pin	10,0 à 14,9	185	37
MB	PB	Espèces feuillues	10,0 à 14,9	46	32
MB	PSH	Peuplier	5,0 à 9,9	63	39
MB	PSH	Peuplier	10,0 à 14,9	38	35
MB	PSH	Peuplier	15,0 à 19,9	168	63
SK	BBO	Espèces feuillues	nd	162	50
SK	BBO	Peuplier	15,0 à 19,9	178	63
SK	BBO	Épinette	5,0 à 9,9	204	62
SK	BBO	Pin	10,0 à 14,9	216	65
SK	PB	Peuplier	15,0 à 19,9	96	65
SK	PB	Pin	10,0 à 14,9	170	55
SK	PB	Épinette	5,0 à 9,9	116	52
SK	PB	Érable rouge	17,06	199	49
SK	PSH	Espèces feuillues	nd	59	27
SK	PSH	Peuplier	15,0 à 19,9	67	49
SK	PSH	Pin	10,0 à 14,9	231	45
AB	PT	Épinette noire	nd	108	69
AB	BTO	Épinette noire	nd	154	83
AB	BBO	Épinette noire	nd	111	57
AB	PB	Épinette noire	nd	100	85
AB	PSH	Épinette noire	nd	119	111
AB	CM	Peuplier/tremble	nd	150	111
AB	PSA	Épinette noire	nd	114	121
C.-B.	PT	Pin tordu latifolié	5,0 à 14,9	151	108
C.-B.	PT	Pin tordu latifolié	15,0 à 24,9	130	127
C.-B.	PT	Pin tordu latifolié	25,0 à 34,9	128	175
C.-B.	PT	Épinette noire	5,0 à 14,9	186	92
C.-B.	PT	Épinette noire	15,0 à 24,9	160	16
C.-B.	PT	Épinette noire	15,0 à 34,9	140	268
C.-B.	PB	Pin tordu latifolié	5,0 à 14,9	160	94
C.-B.	PB	Pin tordu latifolié	15,0 à 24,9	141	130
C.-B.	PB	Pin tordu latifolié	25,0 à 34,9	128	182
C.-B.	PB	Épinette noire	5,0 à 14,9	185	101
C.-B.	PB	Épinette noire	15,0 à 24,9	158	107
C.-B.	PB	Épinette noire	25,0 à 34,9	139	261
C.-B.	CB	Pin tordu latifolié	5,0 à 14,9	160	103
C.-B.	CB	Pin tordu latifolié	15,0 à 24,9	142	145
C.-B.	CB	Pin tordu latifolié	25,0 à 34,9	126	195
C.-B.	CB	Épinette noire	5,0 à 14,9	186	113
C.-B.	CB	Épinette noire	15,0 à 24,9	158	195
C.-B.	CB	Pin	10,0 à 14,9	137	283
C.-B.	MP	Pin tordu latifolié	15,0 à 24,9	205	149
C.-B.	MP	Pin tordu latifolié	15,0 à 24,9	200	290
C.-B.	MP	Pin tordu latifolié	15,0 à 24,9	195	421
C.-B.	MP	Pin tordu latifolié	15,0 à 34,9	160	460
C.-B.	CM	Pin tordu latifolié	5,0 à 14,9	188	92
C.-B.	CM	Pin tordu latifolié	15,0 à 24,9	171	139
C.-B.	CM	Pin tordu latifolié	25,0 à 34,9	151	191
C.-B.	CM	Pin tordu latifolié	15 à 24,9	167	143
C.-B.	CM	Pin tordu latifolié	25,0 à 34,9	154	203
C.-B.	CM	Pin tordu latifolié	0 à 5	190	35
TY	PT	Peuplier faux-tremble	15,0 à 19,9	208	171
TY	CT	Pin tordu latifolié	5,0 à 14,9	215	109
TY	CT	Peuplier faux-tremble	5,0 à 9,9	189	81
TY	CB	Peuplier faux-tremble	20,0 à 24,9	128	107
TY	CB	Peuplier faux-tremble	15,0 à 19,9	191	159
TY	CB	Peuplier faux-tremble	nd	214	88
TY	CB	Pin tordu latifolié	10,0 à 14,9	215	109
TY	MP	Peuplier faux-tremble	nd	215	88
T.N.-O.	PT	Espèces feuillues	nd	184	39
T.N.-O.	BTO	Épinette noire	15,0 à 34,9	222	58
T.N.-O.	PB	Peuplier faux-tremble	15,0 à 19,9	115	61
T.N.-O.	CT	Peuplier	5,0 à 9,9	114	58
T.N.-O.	CB	Espèces feuillues	nd	206	93

Province ou territoire: Province ou territoire du Canada. T.-N. : Terre-Neuve; LB : Labrador; N.-É. : Nouvelle-Écosse; N.-B. : Nouveau-Brunswick; QC : Québec; ON : Ontario; MB : Manitoba, SK : Saskatchewan; AB : Alberta; C.-B. : Colombie-Britannique; TY : Territoire du Yukon; T.N.-O. : Territoires du Nord-Ouest.
Écozone: Écozones terrestres du Canada. BBE : Bouclier boréal est; BTE : Bouclier de la taïga est; MA : Maritimes de l’Atlantique; PFM : Plaines à forêts mixtes; BBO : Bouclier boréal ouest; PB : Plaines boréales; PSH : Prairies subhumides; PT : Plaines de la taïga; BTO : Bouclier de la taïga ouest; CM : Cordillère montagnarde; PSA : Prairies semi-arides; CB : Cordillère boréale; MP : Maritimes du Pacifique; TC : Taïga de la cordillère.
Espèce: Nom commun du genre, de l’espèce ou du type (feuillus/résineux) d’arbre principal (dominant), si précisé.
Indice de site: Hauteur du peuplement (m) à l’indice d’âge de 50 ans (ou 100 ans pour le territoire du Yukon). nd : non disponible. Indice de site déterminé à partir de l’Inventaire forestier du Canada de 2001 pour la plupart des données (disponible à Canada's Forest Inventory 2001 (PDF; 7.52 Mo) (en anglais seulement)) ou, pour la Nouvelle-Écosse et la Colombie-Britannique, à partir des données provinciales.
Âge à la CCM (A_CCM): Âge auquel la capacité de charge maximale du peuplement forestier est atteinte, défini comme le point auquel la biomasse aérienne du peuplement forestier atteint un plateau de croissance à mesure que le peuplement mûrit.
Biomasse vivante à la CCM (BM_CCM) (t C ha^-1): Biomasse des arbres vivants à la capacité de charge maximale, définie comme le point auquel la biomasse aérienne du peuplement forestier atteint un plateau de croissance à mesure que le peuplement mûrit.

Annexe F : Méthodologie pour l’évaluation des GES en amont (partie A)

Étape 1 : Déterminer les activités et produits en amont

En utilisant les définitions et les champs d’application des émissions de GES en amont définis dans la section 5.1, il faut déterminer les activités en amont associées au projet ainsi que les produits énergétiques et les diluants qui pourraient générer des émissions de GES en amont.

Étape 2 : Déterminer les scénarios possibles (réalistes et conservateurs)

Un projet peut évoluer au cours de sa phase d’exploitation. Les produits énergétiques peuvent provenir de différentes régions, et les quantités et les mélanges peuvent fluctuer dans le temps. Les promoteurs doivent se préparer à cette éventualité et déclarer les émissions de GES en amont en utilisant des scénarios réalistes et conservateurs. Les scénarios représenteront la gamme des émissions en amont qui pourraient être produites. Voici quelques exemples de scénarios :

changements dans la composition des intrants reçus (par exemple recevoir plus de bitume que de pétrole classique);
changements dans la région d’où proviennent les produits énergétiques.

Les sources de données et les hypothèses utilisées pour les scénarios doivent être décrites et fournies.

Étape 3 : Déterminer la chronologie de l’intensité des émissions de GES en amont pour chaque activité

Le promoteur doit déterminer l’intensité annuelle des émissions de GES pour chaque activité en amont, pour chaque scénario indiqué aux étapes 1 et 2, à partir de l’année prévue du début des activités jusqu’en 2050 ou jusqu’à la fin de la phase d’exploitation du projet, selon la première éventualité. Si les intensités d’émissions ne sont pas disponibles au-delà de certaines années de la série chronologique, on peut supposer qu’elles restent constantes. Le promoteur peut aussi établir des hypothèses précises.

Les séries chronologiques des intensités d’émissions pour chaque activité permettent d’établir des prévisions d’émissions qui reflètent la variation des intensités d’émissions d’un produit dans le temps. Les intensités d’émissions peuvent être obtenues en divisant les émissions annuelles de GES résultant des activités en amont d’un produit donné par la production annuelle de ce produit.

Les intensités des émissions nationales et internationales sont présentées ci-dessous. Lorsque le guide technique ne comprend pas d’intensités d’émissions propres à une activité, on encourage les promoteurs à utiliser des intensités provenant de données accessibles au public, en fournissant les données, les hypothèses, les champs d’application (ce qui est inclus et exclu) et une explication sur la façon dont les données sont applicables dans le contexte d’une évaluation des émissions de GES en amont. Les données devraient être pertinentes pour les sources d’intrants (si les bassins et les sources sont connus), tout en tenant compte des caractéristiques uniques de la ressource, comme l’inclusion des émissions provenant de l’équipement de production, de transformation et de transport pour fournir les produits énergétiques nécessaires au projet.

Les intensités d’émissions doivent être vérifiables, récentes et pertinentes pour la région, tout en reflétant les sources des produits qui devraient être utilisés ou transportés dans le cadre du projet, avec des scénarios réalistes représentant diverses sources d’approvisionnement en produits énergétiques.

GES nationaux en amont

Pour quantifier les émissions annuelles de GES en amont pour les projets pétroliers et gaziers, le promoteur peut utiliser les intensités d’émissions prévues pour le secteur pétrolier et gazier canadien, établies par ECCC (voir le Tableau 35 ci-dessous). Bien que les prévisions aient été établies en 2020, la mise à jour annuelle des prévisions d’intensités d’émissions devrait être disponible dans les tableaux de données ouvertes de la page « Projections canadiennes d’émissions de gaz à effet de serre »^{Note de bas de page 63}, et les données les plus récentes devraient être utilisées.

Les prévisions comprennent des séries chronologiques des intensités d’émission qui indiquent la réduction des émissions attendue au fil du temps découlant des politiques et des mesures en place. Ces prévisions ont été faites à l’aide du modèle énergie-émissions-économie du Canada (M3EC) d’ECCC, créé à partir du RIN de 2020, et ont été calculées comme étant un rapport entre les émissions totales de GES prévues et les niveaux de production prévus pour chaque sous-secteur pétrolier et gazier. Les émissions totales de GES incluses dans ce calcul proviennent de sources telles que la combustion, les émissions fugitives, la séquestration et la cogénération. De plus, les prévisions de production de pétrole et de gaz d’ECCC correspondant aux prévisions du scénario de référence énoncé dans le rapport Avenir énergétique du Canada en 2020 de la Régie de l’énergie du Canada.

ECCC a également établi des intensités d’émissions liées au transport du pétrole brut et du gaz naturel. Ces intensités d’émissions ont été calculées en utilisant les émissions totales prévues de GES associées au transport, divisées par la quantité nationale de produits transportés selon le tableau 25-10-0058-01 (gaz naturel, anciennement CANSIM 129-0006) et le tableau 25-10-0056-01 (pétrole, anciennement CANSIM 133-0006) de Statistique Canada. Pour établir les prévisions de la quantité nationale de produits transportés, les tendances en matière de production ont été utilisées. Ces intensités d’émissions sont indiquées dans le Tableau 36.

Tableau 35 : Intensités associées au pétrole et au gaz naturel (comprend les émissions indirectes liées à l’électricité achetée et vendue au réseau)
Activité en amont	Unités	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Sables bitumineux – Procédé de stimulation cyclique par la vapeur	kg éq CO₂/éq baril	113,2	113,9	113,1	112,8	112,1	111,7	110,9	110,3	109,7	109,0	108,4
Pétrole des régions pionnières	kg éq CO₂/éq baril	31,8	31,5	30,6	31,4	31,9	30,5	30,7	27,4	29,3	26,5	31,8
Pétrole lourd	kg éq CO₂/éq baril	68,3	65,5	62,0	60,0	58,2	53,3	53,0	52,7	52,0	51,7	51,5
Pétrole léger	kg éq CO₂/éq baril	72,9	69,7	67,9	62,0	61,0	58,6	58,3	57,5	57,0	56,7	56,2
Extraction des sables bitumineux	kg éq CO₂/éq baril	32,0	31,9	30,8	30,7	30,6	30,8	30,7	30,5	30,4	30,2	30,1
Sables bitumineux – Usines de valorisation	kg éq CO₂/éq baril	55,2	54,9	54,5	54,3	54,1	53,8	53,6	53,4	53,2	53,0	52,8
Sables bitumineux – Production primaire	kg éq CO₂/éq baril	28,0	27,6	27,3	27,1	27,0	26,7	26,5	26,4	26,3	26,2	26,1
Sables bitumineux – DGMV	kg éq CO₂/éq baril	64,8	65,0	64,5	64,3	63,9	63,6	62,2	61,0	60,0	59,2	58,3
Produits du pétrole	kg éq CO₂/éq baril	28,6	28,6	28,3	28,2	28,1	28,0	27,8	27,7	27,5	27,4	27,4
Production et transformation de gaz naturel	kg éq CO₂/éq baril	39,0	38,6	36,8	33,8	33,3	32,4	31,7	30,7	30,7	30,5	30,3
Production de GNL	kg éq CO₂/éq baril	-	-	-	-	10,6	10,5	10,5	10,4	10,4	10,3	10,3
Exploitation du charbon	kg éq CO₂/TJ	2 513	2 459	2 445	2 284	2 309	2 291	2 283	2 291	2 281	2 276	2 269

Remarques :
- : aucune donnée

Tableau 36 : Intensité des émissions liées au transport
Produit	Unités	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Transport du pétrole brut par pipeline	kg éq CO₂/baril	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02
Transport du gaz naturel	kt CO₂ eq/milliard de pieds cubes	1,63	1,57	1,56	1,52	1,49	1,46	1,44	1,42	1,41	1,40	1,38

Pour les projets de pétrole brut plus lourd dans le cadre desquels on ajoute des diluants pour faciliter le transport dans le pipeline, il y aura des émissions en amont associées au volume total de diluant transporté. Le type et la quantité de pétrole brut lourd transporté auront une incidence sur la quantité de diluant nécessaire. La proportion de diluant nécessaire pour le mélange varie selon les différentes catégories de pétrole brut lourd. Le Tableau 37 indique la proportion volumique de diluant nécessaire pour les différentes catégories de pétrole brut. Les intensités d’émissions pour l’extraction du pétrole léger indiquées dans le Tableau peuvent être utilisées comme une approximation des intensités d’émissions pour les diluants. Les promoteurs doivent également considérer si un diluant recyclé sera utilisé dans le projet et la proportion prévue de diluant recyclé utilisé pendant la durée de vie du projet. L’intensité d’émissions du diluant recyclé peut être considérée comme nulle. Les prévisions quant à l’approvisionnement et l’élimination des diluants sont disponibles dans la série de rapports sur l’avenir énergétique du Canada de la Régie de l’énergie du Canada. Les promoteurs sont encouragés à consulter le plus récent rapport sur l’avenir énergétique du Canada et les données correspondantes disponibles sur le site Pentanes – Canada.ca (cer-rec.gc.ca)^{Note de bas de page 64} pour les aider à déterminer la proportion de diluant recyclé que le projet peut utiliser. Il convient de noter que les importations nettes figurant dans les données comprennent également le diluant recyclé. Si des données sur la proportion des importations nettes recyclées ne sont pas disponibles pour le projet, le promoteur peut supposer une proportion de 50 %.

Tableau 37 : Proportions volumiques de diluant dans le pétrole brut lourd
Catégorie : pétrole brut	Proportion de diluant^{Note de bas de page 65}
Pétrole lourd classique	8 %
Stimulation cyclique à la vapeur – Pétrole lourd	30 %
Drainage par gravité au moyen de vapeur – Pétrole lourd	30 %
Bitume extrait	20 %

GES en amont de source internationale

Les émissions de GES en amont qui sont produites à l’échelle internationale, à l’extérieur du Canada, doivent être incluses dans l’évaluation, mais déclarées séparément des émissions nationales. Les intensités d’émissions fournies dans cette section pour les activités internationales en amont sont établies en utilisant l’approche du cycle de vie. Étant donné qu’aucune série chronologique n’est fournie pour les intensités d’émissions des activités internationales en amont, le promoteur peut soit supposer que les émissions fournies sont les mêmes jusqu’en 2050, soit faire des hypothèses lorsqu’il établit la série chronologique des émissions en amont, mais fournir une justification pour la série chronologique proposée.

Les sections qui suivent présentent les intensités d’émissions en amont pour les bruts importés de différents pays et les intensités d’émissions pour le gaz naturel importé de divers bassins aux États-Unis. Sachant que les intensités d’émission des activités internationales en amont peuvent ne pas avoir la même portée que les activités nationales en amont, les valeurs sont fournies à titre de référence.

Pétrole brut

Le Tableau 38 fournit les intensités des émissions en amont de pétroles bruts importés de différents pays. Ces intensités d’émissions représentent les émissions produites entre un puits et une raffinerie située à Houston, au Texas. Elles peuvent être utilisées pour représenter les émissions produites entre un puits et une raffinerie située au Canada.

Les intensités d’émissions fournies sont calculées au moyen de l’étude Oil-Climate Index (OCI)^{Note de bas de page 66} (OCI, 2018). Carnegie Endowment for International Peace a mis au point l’OCI pour classer les pétroles bruts en fonction de leurs émissions de GES tout au long de leur cycle de vie. L’OCI^{Note de bas de page 67} utilise l’Oil Production GHG Emissions Estimator (OPGEE) pour calculer les émissions de GES du pétrole brut, de l’extraction au transport jusqu’à la raffinerie. L’OPGEE comprend des estimations d’émissions pour la valorisation des sables bitumineux, qu’on devrait plutôt qualifier de raffinage partiel du pétrole brut plutôt que comme étant une partie de l’extraction du pétrole. Une liste des activités incluses pour chaque étape est fournie dans le Tableau 39.

Tableau 38 : Intensité des émissions en amont des pétroles bruts importés
Pays	Intensité des émissions en amont (g éq CO₂/MJ) en fonction du PCS^{Note de bas de page 68}
Algérie	21,05
Azerbaïdjan	6,91
Colombie	7,84
Danemark	7,69
Kazakhstan	6,94
Nigéria	18,16
Norvège	9,76
Arabie saoudite	6,37
Royaume-Uni	10,91
États-Unis	16,39

Tableau 39 : Activités incluses dans les opérations internationales en amont pour estimer les émissions de GES associées au pétrole brut
Étape	Activités
Préproduction	Construction du puits Prélèvement et rejet d’eau pendant l’exploitation du puits Complétion du puits
Production et extraction	Production et extraction de pétrole brut : évacuation, émissions fugitives ainsi que torchage et combustion/utilisation des terres
Transformation	Transformation de surface : évacuation, émissions fugitives ainsi que torchage et combustion/utilisation des terres
Transport	Transport de pétrole brut
Autres	Entretien : évacuation, émissions fugitives ainsi que torchage et combustion/utilisation des terres Autres petites sources (divers) Crédit/débit d’émissions hors site

Gaz naturel

Les États-Unis sont le partenaire commercial principal du Canada pour le gaz naturel (Régie de l’énergie du Canada, 2018).

Les intensités d’émissions en amont pour le gaz naturel importé de divers bassins aux États-Unis sont présentées dans le Tableau. Les valeurs proviennent du rapport Life Cycle Analysis of Natural Gas Extraction and Power Generation: National Energy Technology Laboratory (NETL) (Skone et coll., 2016). Il s’agit des intensités d’émissions des GES provenant de la préproduction (forage et complétion), de la production, de la transformation et du transport^{Note de bas de page 69} du gaz naturel. Une liste des activités incluses pour chaque étape est fournie dans le Tableau 41.

Tableau 40 : Intensité des émissions en amont (g éq CO₂/MJ) pour le gaz naturel importé de divers bassins aux États-Unis
Bassin de gaz naturel aux États-Unis	Intensité des émissions^{Note de bas de page 70} (g éq CO₂/MJ) en fonction du PCS
Marcellus	12,7 (Préproduction : 3,5; Production : 2,5; Transformation : 2,9 Transport : 3,8)
Barnett	10,5 – 13,5
Eagleford	11,1
Fayetteville	15,6
Bakken	26,6
Haynesville	11,8

Tableau 41 : Activités incluses dans les opérations internationales en amont pour estimer les émissions de GES associées au gaz naturel
Étape	Activités
Préproduction	Construction du puits Prélèvement et rejet d’eau pendant l’exploitation du puits Complétion du puits
Production et extraction	Déchargement de liquide (avec et sans piston) Reconditionnements Émissions fugitives (raccords, brides, vannes, conduites ouvertes) Dispositif pneumatique
Transformation	Dispositif pneumatique pour la transformation Élimination des gaz acides Déshydratation Séparation des liquides Compresseurs dans les installations de transformation
Transport	Construction et exploitation des gazoducs Émissions fugitives émanant des gazoducs Toute autre source d’évacuation et d’émissions fugitives associée à l’extraction et à la transformation

Étape 4 : Calculer la gamme d’émissions annuelles de GES en amont pour chaque produit

Les émissions annuelles de GES en amont doivent être quantifiées pour chaque produit et scénario indiqués aux étapes 1 et 2. L’approche décrite dans le présent guide consiste à appliquer les intensités d’émissions au débit ou à la capacité maximale du produit (pour les nouveaux projets), ou au débit ou à la capacité supplémentaire maximale (pour les projets de remplacement ou d’expansion).

Pour déterminer les émissions annuelles de GES en amont du produit associées à chaque scénario, il faut agréger les émissions de GES calculées pour chaque activité liée au produit, comme décrit dans l’équation 7 ci-dessous.

Équation 7 : Émissions annuelles de GES en amont pour un produit

Émissions annuelles de GES en amont du produit = \sum_{j}^{n} [{I E}_{j} \times {PROD}_{j}]

Où

j est l’activité distincte associée au produit

n est le nombre total d’activités pour le produit

IE_j est l’intensité des émissions pour l’activité en question, soit établie par le promoteur, soit fournie dans le présent guide (voir l’étape 3)

PROD_j est la production annuelle en amont associée à l’activité j

Étape 5 : Calculer la gamme d’émissions annuelles de GES en amont pour le projet

Pour déterminer les émissions annuelles de GES en amont du projet associées à chaque scénario, il faut agréger les émissions de GES calculées pour chaque produit énergétique ou diluant à partir de l’Équation 7 ci-dessus.

Les valeurs résultant de chaque scénario seront comparées à l’étape 6.

Étape 6 : Présenter, comparer et valider les résultats

Voici les données qui doivent être incluses dans la partie A de l’évaluation des GES en amont :

une description des activités en amont associées au projet;
une description des scénarios, de leurs hypothèses et de leurs justifications;
l’intensité annuelle des émissions nationales et internationales en amont par unité de chaque produit et activité, jusqu’à la fin de la phase d’exploitation du projet ou jusqu’en 2050, selon la première éventualité. Par exemple, une installation de GNL déclarerait l’intensité de ses émissions en t éq CO₂ par t de GNL, et un pipeline déclarerait l’intensité de ses émissions en kg éq CO₂ par baril;
les émissions de GES nationales et internationales en amont jusqu’en 2050 ou jusqu’à la fin de la phase d’exploitation du projet, selon la première éventualité, pour chaque scénario (les émissions nationales et internationales doivent être déclarées séparément);
la gamme d’émissions annuelles en amont (en fonction des différents scénarios) jusqu’en 2050 ou jusqu’à la fin de la phase d’exploitation du projet, selon la première éventualité.

La partie A de l’évaluation des GES en amont doit également inclure des renseignements sur les sources de données, les méthodologies, les justifications du scénario, les hypothèses et les limitations, ainsi qu’une explication de la raison pour laquelle les émissions de GES en amont peuvent fluctuer d’une année à l’autre, si nécessaire. Dans la mesure du possible, les intensités d’émissions et les estimations de GES établies doivent être validées par rapport aux estimations faites à l’aide d’autres prévisions d’émissions et de production disponibles (comme le modèle GHGenius, le BC Shale Scenario Tool ou d’autres examens de projets comparables).

Notes de bas de page 1

Évaluation stratégique des changements climatiques – Canada.ca

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Notes de bas de page 2

Pour de plus amples renseignements, veuillez consulter la section 1.2 Application de l’ÉSCC.

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Notes de bas de page 3

Évaluation stratégique des changements climatiques – Canada.ca

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Notes de bas de page 4

Règlement sur les renseignements et la gestion des délais

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Notes de bas de page 5

Pour les projets réglementés par la REC, les promoteurs devraient également se référer aux conseils fournis dans le Guide de dépôt de la REC pour les exigences particulières.

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Notes de bas de page 6

Pour plus de renseignements sur le processus d’évaluation d’impact, veuillez consulter le site Web de l’AEIC.

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Notes de bas de page 7

Cette équation reprend les mêmes concepts que l’Équation 1 de l’ÉSCC, mais elle a été simplifiée pour plus de clarté et de facilité d’utilisation. Le terme « mesures compensatoires » comprend les crédits compensatoires, le CO₂ capté et stocké et les initiatives prises au niveau corporatif. Ces concepts étaient précédemment inclus dans différents termes de l’équation présentée dans l’ÉSCC.

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Notes de bas de page 8

Les projets d’expansion sont définis par le Règlement sur les activités concrètes, disponible à l’adresse suivante : Règlement sur les activités concrètes.

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Notes de bas de page 9

Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre

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Notes de bas de page 10

Comme définit dans les articles qui concernent un territoire domanial, la définition d’un projet à l’article 81 de la LÉI définit une projet comme étant une activité concrète réalisée sur un territoire domanial lié à un ouvrage. La portée de l’évaluation des GES pour ces projets sera déterminée par l’autorité fédérale.

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Notes de bas de page 11

L’Outil d’affichage d’inventaire des émissions marines est une application Web en ligne qui filtre et affiche les émissions marines des navires commerciaux opérant dans les eaux canadiennes.

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Notes de bas de page 12

Outil d’affichage d’inventaire des émissions marines

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Notes de bas de page 13

Pour les pétroliers et les barges-citernes transportant du pétrole, les émissions fugitives de composés organiques volatils sont également prises en compte.

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Notes de bas de page 14

Les Rapports sur la surveillance des émissions des locomotives sont disponibles sur le site de l’ACFC.

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Notes de bas de page 15

Publications - GIEC-TFI

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Notes de bas de page 16

Déclaration des gaz à effet de serre par les installations, Guide technique pour la déclaration des émissions de gaz à effet de serre de 2018 (PDF; 870,3 ko)

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Notes de bas de page 17

Tableau de données ouvertes. Consulter le dossier : Current-Projections-Actuelles/Energy-Energie/Grid-O&G-Intensities-Intensites-Reseau-Delectricite-P&G/

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Notes de bas de page 18

Les intensités d’émissions présentées comprennent les taux de captage applicables.

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Notes de bas de page 19

Valeur fondée sur l’analyse documentaire réalisée par ECCC.

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Notes de bas de page 20

Clean Hydrogen. Part 1: Hydrogen from Natural Gas Through Cost Effective CO₂ Capture – Features – The Chemical Engineer (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 21

Le taux de captage du carbone déclaré de 50 % comprend le captage des émissions de procédé uniquement, d’après un rapport présenté au Alberta Industrial Heartland Hydrogen Task Force Advisory Committee. Le captage des gaz de combustion étant possible, l’intensité des émissions de l’ensemble de la production d’hydrogène peut être réduite. Toutefois, cette possibilité n’a pas été prise en compte dans le tableau en raison des difficultés économiques liées au captage des gaz de combustion. D’autres valeurs d’IE seront prises en compte par les promoteurs qui arrivent à démontrer qu’ils peuvent atteindre des taux de CSC plus élevés dans le cadre de leur projet.

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Notes de bas de page 22

Taux de captage du CO₂ basé sur de multiples rapports, dont l’étude de faisabilité de CE Delft sur l’hydrogène bleu, 2018 [Feasibility study into blue hydrogen - CE Delft] (en anglais seulement).

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Notes de bas de page 23

Valeur d’IE selon les paramètres du modèle d’analyse de cycle de vie des carburants d’ECCC et du National Renewable Energy Laboratory, 2013 [Hydrogen Pathways : Updated Cost, Well-to-Wheels Energy Use, and Emissions for the Current Technology Status of Ten Hydrogen Production, Delivery, and Distribution Scenarios (Technical Report) | OSTI.GOV] (en anglais seulement).

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Notes de bas de page 24

La communauté internationale n’a pas pu s’entendre pour finaliser les règles de l’article 6 lors de la Conférence de Madrid sur les changements climatiques (COP25/CMA2) en décembre 2019. Le gouvernement du Canada continuera de travailler en étroite collaboration avec les autres Parties afin de finaliser des règles internationales solides pour l’article 6 lors de la Conférence de Glasgow sur les changements climatiques (COP26/CMA1) en novembre 2021.

L’article 6 indique clairement que l’utilisation des RATI doit être autorisée par les Parties participantes, ce qui inclut le Canada et le pays hôte visé. Le gouvernement du Canada envisage toujours la possibilité d’utiliser les RATI comme complément aux efforts nationaux de réduction des émissions des GES pour atteindre ses objectifs climatiques nationaux, mais n’a à ce jour pris aucune décision sur la façon de se faire. D’autres analyses et discussions avec des intervenants internationaux et nationaux seront nécessaires pour éclairer toute décision future sur l’utilisation des RATI par le Canada, y compris l’élaboration de critères pour les crédits compensatoires internationaux.

Jusqu’à ce qu’une décision soit prise, seuls les crédits compensatoires nationaux peuvent être comptabilisés dans le calcul des émissions nettes de GES, étant donné qu’aucun RATI ne répond actuellement à toutes les exigences énoncées dans l’ÉSCC. Cependant, en décrivant le processus qu’ils suivront pour prendre les décisions et faire les investissements nécessaires à l’atteinte d’émissions nettes nulles d’ici 2050, les promoteurs de projet peuvent inclure des plans ou des engagements d’achat de crédits compensatoires internationaux une fois que les règles et les critères pertinents relatifs aux RATI seront en place, et ceux-ci seront considérés comme des actions visant à atteindre l’objectif d’émissions nettes nulles dans le plan crédible d’émissions nettes nulles que fournira le promoteur.

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Notes de bas de page 25

ECCC reconnaît que certaines informations devant être fournies au cours du processus d’examen fédéral peuvent être confidentielles. ECCC en tiendra compte et les informations seront traitées et gérées en conséquence.

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Notes de bas de page 26

La quantification des émissions en amont pour les phases de construction et de mise hors service n’est pas requise.

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Notes de bas de page 27

Le pétrole comprend le pétrole lourd, le pétrole léger, le pétrole Frontier, les sables bitumineux, les sables bitumineux in situ (stimulation cyclique par la vapeur [procédé CSS], drainage par gravité au moyen de vapeur [DGMV] et sables bitumineux primaires), le pétrole brut synthétique et les produits pétroliers raffinés.

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Notes de bas de page 28

Le gaz naturel comprend le gaz naturel non conventionnel et conventionnel.

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Notes de bas de page 29

Lignes directrices 2006 du GIEC pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre, Volume 4 : Agriculture, foresterie et autres affectations des terres

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Notes de bas de page 30

2013 Supplement to the 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories: Wetlands (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 31

Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre

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Notes de bas de page 32

2013 Supplement to the 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories: Wetlands (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 33

CBM-CFS3: A model of carbon-dynamics in forestry and land-use change implementing IPCC standards (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 34

2019 Refinement to the 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 35

Canada’s National Forest Inventory Ground Sampling Guidelines (PDF; 3,56 Mo) (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 36

Cadre écologique national pour le Canada (PDF; 12,06 Mo)

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Notes de bas de page 37

Canadian Wetland Classification System (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 38

The Canadian System of Soil Classification (PDF; 15.20 Mo) (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 39

Reviews of forest carbon dynamics models that use empirical yield curves: CBM-CFS3, CO2FIX, CASMOFOR, EFISCEN (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 40

CBM-CFS3: A model of carbon-dynamics in forestry and land-use change implementing IPCC standards (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 41

National Inventory Report 1990-2018: Greenhouse Gas Sources and Sinks in Canada (ZIP; 12,7 Mo) (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 42

Cumulative effects of natural and anthropogenic disturbances on the forest carbon balance in the oil sands region of Alberta, Canada; a pilot study (1985–2012) (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 43

Methods for determining peat humification and for quantifying peat bulk density, organic matter and carbon content for palaeostudies of climate and peatland carbon dynamics (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 44

Climate change and the permafrost carbon feedback (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 45

Le développement de facteurs d’émission propres au site ou de niveau 2 nécessite des mesures soit sur le site, soit sur des sites semblables d’un point de vue écologique en utilisant des méthodologies acceptées et publiées, et doit être basé sur plusieurs années de mesure.

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Notes de bas de page 46

Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre

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Notes de bas de page 47

Dans cet exemple, l’hypothèse est que la durée du projet est supérieure à 20 ans et donc que la perte totale de COS sur 20 ans est incluse dans la somme, ce qui fait que la conversion des émissions annuelles semble redondante. Toutefois, si les émissions se produisent sur une période plus courte, les émissions totales doivent être calculées pour la période plus courte en utilisant l’émission annuelle multipliée par la période sur laquelle les émissions se produisent.

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Notes de bas de page 48

Good Practice Guidance for Land Use, Land-Use Change and Forestry (PDF; 4,74 Mo) (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 49

Lignes directrices 2006 du GIEC pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre, Volume 4 : Agriculture, foresterie et autres affectations des terres

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Notes de bas de page 50

2013 Supplement to the 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories: Wetlands (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 51

2019 Refinement to the 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 52

FLUXNET Canada Research Network - Canadian Carbon Program Data Collection, 1993-2014 (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 53

Mires and Peat (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 54

Constructing deposition chronologies for peat deposits using radiocarbon dating (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 55

Constructing recent peat accumulation chronologies using atmospheric fall-out radionuclides (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 56

Misinterpreting carbon accumulation rates in records from near-surface peat (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 57

Canadian Wetland Classification System (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 58

Modelling long-term peatland dynamics. I. Concepts, review, and proposed design (PDF; 133.96 ko) (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 59

Assessing existing peatland models for their applicability for modelling greenhouse gas emissions from tropical peat soils (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 60

Prompt active restoration of peatlands substantially reduces climate impact (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 61

Dans le cas où les valeurs par défaut ne sont pas utilisées, le promoteur doit soit mesurer ce que représentent les valeurs par défaut en utilisant les méthodologies décrites dans la section 4.1, soit estimer la perte de puits au moyen d’une approche de niveau 3 en utilisant un modèle validé (p. ex. Kim et al., 2015).

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Notes de bas de page 62

Si Âge_CCM - Âge_actuel est supérieur à 100, T est fixé à 100.

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Notes de bas de page 63

Tableau de données ouvertes Consulter le dossier : Current-Projections-Actuelles/Energy-Energie/Grid-O&G-Intensities-Intensites-Reseau-Delectricite-P&G/

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Notes de bas de page 64

Assurez-vous que l’annexe Pentanes soit sélectionnée.

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Notes de bas de page 65

Trans Mountain Pipeline ULC – Projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain – Examen des estimations des émissions de gaz à effet de serre en amont associées au projet (PDF; 1,28 Mo)

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Notes de bas de page 66

Assessing Global Oils (en anglais seulement)

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Notes de bas de page 67

Des intensités d’émissions actualisées peuvent être disponibles dans le document OCI Review Report (Advisian, 2020). Au moment de la publication du présent guide, l’examen du rapport n’était pas terminé. Le rapport est disponible sur demande. Envoyez un courriel à l’adresse ec.escc-sacc.ec@canada.ca pour obtenir de plus amples renseignements.

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Notes de bas de page 68

Les valeurs de l’OCI sont fournies en fonction du pouvoir calorifique inférieur (PCI). Ces valeurs ont donc été converties en pouvoir calorifique supérieur (PCS) à l’aide d’un facteur de conversion de 1,064 PCS/PCI de l’OPGEE. Comme l’OCI fournit des valeurs d’intensité de carbone pour des bruts ou des mélanges de bruts précis, et non des valeurs d’intensité de carbone par pays, une moyenne a été faite dans les cas où un pays produit plusieurs bruts. Dans le cas des États-Unis, où un grand nombre de bruts sont produits, la Base de données sur le commerce international de marchandises du Canada a été utilisée pour déterminer quels bruts étaient susceptibles d’être importés au Canada en 2016.

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Notes de bas de page 69

La combustion totale du gaz naturel et les émissions fugitives dépendent de la distance du gazoduc, qui a été estimée à une moyenne de 971 km. Cette distance est basée sur les caractéristiques de l’ensemble du réseau de transport et du taux de livraison du gaz naturel aux États-Unis (Skone et coll., 2016).

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Notes de bas de page 70

Basé sur le document Upstream, Natural Gas Emission Intensity Review of Existing Literature (2018) préparé par Greenpath Energy Ltd.

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Détails de la page

Date de modification :: 2021-10-12

Version préliminaire du guide technique relatif à l’évaluation stratégique des changements climatiques

Résumé

Glossaire

Acronymes

1 Introduction

1.1 Objectif

1.2 Contexte

1.3 Utilisation de ce document

2 Émissions nettes de GES

2.1 Méthodologie

2.1.1 Émissions directes de GES

2.1.1.1 Émissions de GES provenant de la combustion stationnaire et mobile

2.1.1.2 Émissions liées au changement d’affectation des terres

2.1.1.3 Émissions de GES liés aux procédés industriels

2.1.1.4 Torchage, évacuation et émissions fugitives de GES

2.1.1.5 Émissions de GES provenant des déchets

2.1.2 Émissions de GES provenant de l’énergie acquise

2.1.2.1 Électricité

2.1.2.2 L’hydrogène utilisé comme carburant

2.1.2.3 Vapeur

2.1.2.4 Énergie dérivée des déchets

2.1.3 Émissions de GES évitées au pays

Étape 1 : Établir la portée de l’évaluation

Étape 2 : Établir le scénario de référence des émissions (sans le projet)

Étape 3 : Établir le scénario des émissions du projet (avec le projet)

Étape 4 : Calculer les émissions de GES évitées au pays

2.1.4 Mesures compensatoires

2.1.4.1 Crédits compensatoires

2.1.4.2 CO2 capté et stocké

2.1.4.3 Initiatives prises au niveau corporatif

2.1.5 Intensité des émissions du projet

2.2 Possibilité d’accident ou de défaillance

2.3 Discussion sur le développement des estimations des émissions et l’évaluation des incertitudes

2.4 Étape de planification

2.5 Étape de l’étude d’impact

3 Mesures d’atténuation et plan pour atteindre des émissions nettes nulles

3.1 Principes

3.2 Processus de détermination des MTD/MPE

Étape 1 : Liste des technologies et pratiques

Étape 2 : Évaluation de la faisabilité technique

Étape 3 : Évaluation du potentiel de réduction des GES

Étape 4A : Évaluation de la faisabilité économique

Étape 4B : Considérations supplémentaires

Étape 5 : Sélection des MTD/MPE

Comparaison avec des projets similaires à haute performance énergétique

Étape 6 : Examen

3.3 Étape de planification

3.3.1 Solutions de rechange potentielles à la réalisation du projet

3.3.2 Mesures d’atténuation et plan crédible pour atteindre des émissions nettes nulles

3.4 Étape de l’étude d’impact pour les projets ayant une durée de vie se terminant avant 2050

3.4.1 Conclusions du processus de détermination des MTD/MPE

3.4.2 Mesures d’atténuation supplémentaires

3.4.3 Puits de carbone

3.4.4 Lois, politiques et règlements relatifs aux GES

3.5 Étape de l’étude d’impact pour les projets ayant une durée de vie allant au-delà de 2050

3.5.1 Principes du plan pour atteindre des émissions nettes nulles

3.5.2 Renseignements requis dans un plan crédible pour atteindre des émissions nettes nulles

3.5.3 Puits de carbone

3.5.4 Lois, politiques et règlements relatifs aux GES

3.6 Résumé des renseignements nécessaires durant l’étape de l’étude d’impact

4 Puits de carbone

4.1 Méthodologie

4.2 Étape de planification

4.3 Étape de l’étude d’impact

4.4 Incertitude

5 Évaluation des GES en amont

5.1 Méthodologie

5.1.1 Partie A : Estimation quantitative des émissions de GES en amont

5.1.2 Partie B – Discussion qualitative sur l’effet d’accroissement des émissions en amont

5.2 Traitement de l’incertitude

5.3 Étape de planification

5.4 Étape de l’étude d’impact

6 Prochaines étapes

7 Références

8 Annexes

Annexe A : Consommation de carburant par équipement

Annexe B : Quantification des émissions directes de GES liées à un changement d’affectation des terres

Étape 1 : Quantifier les superficies d’écosystèmes qui sont perturbées par la mise en œuvre du projet.

Étape 2 : Quantifier les superficies après perturbation

Étape 3 : Pour chaque infrastructure/affectation des terres après perturbation, déterminer le devenir du carbone dans chaque réservoir.

2.1.4.2 CO₂ capté et stocké

Étape 4.4 : Calculer les émissions de CO₂ après la perturbation, associées aux terres inondées (création de réservoirs hydroélectriques)

Étape 4.5 : Calculer les émissions de GES autres que le CO₂ s’il y a lieu (Tableau 19)

1) Émissions de GES autres que le CO₂ provenant des terres converties en terres inondées dans le cas des réservoirs hydroélectriques.

2) Émissions de GES autres que le CO₂ provenant des terres converties en terres inondées qui ne sont pas des réservoirs, comme les étangs d’eau douce, les étangs salés, les canaux et les fossés.

4) Brûlage de tourbe après drainage (émissions de gaz autres que le CO₂ provenant de feux sur des sols organiques intérieurs drainés)

Étape 4.6 : Convertir toutes les fluctuations des stocks de carbone de chaque catégorie en unités d’émissions de CO₂ dans l’atmosphère et les additionner pour obtenir la quantité totale de CO₂ émise dans l’atmosphère par le changement d’affectation des terres.

Étape 4.5. Calculer les émissions de GES autres que le CO₂

Étape 4.6. Convertir toutes les fluctuations des stocks de carbone de chaque catégorie en unités d’émissions de CO₂ dans l’atmosphère et les additionner pour obtenir la quantité totale de CO₂ émise dans l’atmosphère par le changement d’affectation des terres.