Règlement sur l’électricité propre

Règlement sur l’électricité propre Attendu que, conformément au paragraphe 332(1)a de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)b, le ministre de l’Environnement a fait publier dans la Partie I de la Gazette du Canada, le 19 août 2023, le projet de règlement intitulé Règlement sur l’électricité propre et que les intéressés ont ainsi eu la possibilité de présenter leurs observations à cet égard ou un avis d’opposition motivé demandant la constitution d’une commission de révision; L.C. 2023, ch. 12, art. 55 L.C. 1999, ch. 33 Attendu que, conformément au paragraphe 93(3) de cette loi, le comité consultatif national s’est vu accorder la possibilité de formuler ses conseils dans le cadre de l’article 6c de la même loi; L.C. 2015, ch. 3, al. 172d) Attendu que la gouverneure en conseil est d’avis que, aux termes du paragraphe 93(4) de cette loi, le projet de règlement ne vise pas un point déjà réglementé sous le régime d’une autre loi fédérale de manière à offrir une protection suffisante pour l’environnement et la santé humaine, À ces causes, sur recommandation du ministre de l’Environnement et du ministre de la Santé et en vertu du paragraphe 93(1)d, des articles 286.1e et 326f et du paragraphe 330(3.2)g de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999)b, Son Excellence la Gouverneure générale en conseil prend le Règlement sur l’électricité propre, ci-après. L.C. 2023, ch. 12, par. 33(1) à (6) L.C. 2009, ch. 14, art. 80 L.C. 2008, ch. 31, art. 5 L.C. 2023, ch. 26, art. 620 Objet Le présent règlement a pour objet la protection de l’environnement et de la santé humaine contre la menace des changements climatiques par l’établissement d’un régime qui interdit les émissions excessives de dioxyde de carbone (CO2) provenant de l’utilisation de combustible fossile dans la production d’électricité. Définitions Les définitions qui suivent s’appliquent au présent règlement. agent autorisé Dans le cas où la personne responsable est une personne physique, celle-ci ou un individu qui est autorisé à agir en son nom; dans le cas où elle est une personne morale, celui de ses dirigeants qui est autorisé à agir en son nom; dans le cas où elle est une autre entité, la personne physique qui est autorisée à agir en son nom. (authorized official) ASTM L’ASTM International. (ASTM) biogaz Mélange gazeux qui est composé principalement de méthane et de CO2, qui est récupéré de la décomposition anaérobique de la biomasse et qui contient d’autres composants le rendant impropre, selon les normes, à l’injection dans le gazoduc de gaz naturel le plus proche. La présente définition comprend les gaz d’enfouissement et les gaz de digestion des boues. (biogas) biomasse Matière d’origine végétale ou animale — y compris les déchets d’origine animale — ou les produits qui en sont dérivés, notamment le bois, les produits du bois, les résidus d’origine agricole, la matière organique d’origine biologique dans les déchets municipaux ou industriels, le biogaz, le gaz naturel renouvelable, les bioalcools, la liqueur de cuisson, ainsi que les autres combustibles qui sont composés uniquement de matières organiques biodégradables non fossilisées d’origine animale ou végétale et qui ne proviennent pas d’une formation géologique. (biomass) capacité de production d’électricité À l’égard d’un groupe, capacité déterminée conformément à l’article 6 et exprimée en MW. (electricity generation capacity) charbon Sont assimilés au charbon le coke de pétrole et le gaz de synthèse provenant du charbon ou du coke de pétrole. (coal) combustible fossile Combustible, autre que la biomasse, dont la combustion émet du CO2 ou qui est produit au moyen d’un processus ayant pour résultat des émissions de CO2. (fossil fuel) conditions normales Conditions qui correspondent à une température de 15 °C et à une pression de 101,325 kPa. (standard conditions) crédit compensatoire canadien : Soit le crédit compensatoire émis en application du paragraphe 29(1) du Règlement sur le régime canadien de crédits compensatoires concernant les gaz à effet de serre; soit l’unité ou le crédit qui est reconnu en application du paragraphe 78(1) du Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement et qui satisfait aux critères établis aux alinéas 78(4)a) à d) de ce règlement. (Canadian offset credit) date de mise en service À l’égard d’un groupe, date du début de fonctionnement de la plus vieille chaudière ou du plus vieux moteur à combustion du groupe. (commissioning date) énergie thermique utile Énergie sous forme de vapeur ou d’eau chaude destinée à être utilisée à une fin — autre que la production d’électricité — qui, sans l’utilisation de cette vapeur ou de cette eau chaude, nécessiterait la consommation d’énergie sous forme de combustible ou d’électricité. (useful thermal energy) équipement S’entend notamment du matériel, de la machinerie, des systèmes et des dispositifs. (French version only) exploitant de réseau électrique À l’égard d’un groupe, personne qui exploite le réseau électrique dans une province et à qui le groupe doit se rapporter pour transmettre de l’électricité au réseau électrique. (electricity system operator) gaz naturel renouvelable Gaz naturel qui, selon les normes, est propre à l’injection dans le gazoduc de gaz naturel le plus proche et qui provient du traitement du biogaz ou du gaz naturel synthétique provenant de la biomasse. (renewable natural gas) groupe Ensemble d’équipements physiquement raccordés fonctionnant ensemble pour produire de l’électricité et comprenant au moins une chaudière ou un moteur à combustion, ainsi que tout autre équipement tel que brûleur de conduit ou autre dispositif de combustion, système de récupération de chaleur, turbine à vapeur, générateur, dispositif de contrôle des émissions et système de captage et de stockage de carbone. (unit) groupe prévu Groupe visé par l’article 3. (planned unit) installation Ensemble des groupes, bâtiments, autres structures et équipements fixes — y compris les équipements qui sont utilisés pour la production d’hydrogène ou d’ammoniac et ceux qui sont utilisés pour la production de combustible à partir de la gazéification du charbon — qui ont en commun au moins un propriétaire ou une personne ayant toute autorité sur chacun d’eux et qui sont situés sur un site unique — ou sur des sites contigus ou adjacents qui fonctionnent comme un site intégré unique — sur lequel une activité industrielle est exercée. (facility) moteur à combustion Moteur, à l’exception du moteur autopropulsé et du moteur conçu pour être propulsé tout en accomplissant sa fonction, qui, selon le cas : fonctionne selon le cycle thermodynamique de Brayton et brûle du combustible fossile en vue de la production d’une quantité nette de force motrice; brûle du combustible fossile et utilise un mouvement alternatif en vue de la conversion d’énergie thermique en travail mécanique. (combustion engine) PDGES Le document intitulé Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada, Programme de déclaration des gaz à effet de serre, version 5.0, publié en décembre 2021 par le ministère de l’Environnement. (GHGRP) période de déduction Période dont le début et la fin sont déterminés conformément au paragraphe 25(2). (deduction period) personne responsable Le propriétaire d’un groupe ou la personne ayant toute autorité à l’égard d’un groupe. (responsible person) Protocole SMECE Le document intitulé Protocoles et spécifications de rendement pour la surveillance continue des émissions gazeuses des centrales thermiques et d’autres sources, publié par le ministère de l’Environnement en 2023. (CEMS Protocol) puissance maximale continue Puissance nette maximale pouvant être maintenue en continu par un groupe, exprimée en MW, et déclarée à l’exploitant de réseau électrique pour le groupe. (maximum continuous rating) réseau électrique Réseau électrique assujetti aux normes de la North American Electric Reliability Corporation. (electricity system) solde de fourniture Quantité d’électricité fournie à un réseau électrique pendant une année civile, déterminée conformément au paragraphe 13(2) et exprimée en GWh. (net supply) système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions ou SMECE Équipement destiné à l’échantillonnage, au conditionnement et à l’analyse d’émissions provenant d’une source donnée, ainsi qu’à l’enregistrement de données concernant ces émissions. (continuous emission monitoring system or CEMS) vérificateur Individu qui, à la fois : est indépendant de la personne responsable faisant l’objet de la vérification; possède des connaissances et de l’expérience en ce qui touche : la certification, l’exploitation et la vérification de l’exactitude relative des systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, les procédures d’assurance de la qualité et de contrôle de la qualité de ces systèmes. (auditor) Captage et stockage de carbone Pour l’application de la définition de groupe au paragraphe (1), les équipements qui sont raccordés uniquement par un système de captage et de stockage de carbone ne sont pas considérés comme étant physiquement raccordés. Toutefois, le système de captage et de stockage de carbone est considéré comme faisant partie de chacun des groupes auquel il est raccordé. Groupe prévu Un groupe est prévu si la date de sa mise en service tombe pendant la période commençant le 1er janvier 2025 et se terminant le 31 décembre 2034 et si le ministre estime que le groupe est, à la date de sa mise en service, substantiellement le même que celui à l’égard duquel les conditions ci-après étaient remplies : au plus tard le 31 décembre 2025 : les renseignements exigés pour le lancement de toute évaluation d’impact ou de toute évaluation environnementale requise en lien avec le groupe en vertu d’une loi fédérale ou provinciale sont transmis à l’autorité compétente, le promoteur responsable du développement du groupe est propriétaire du bien-fonds où se situe le groupe, ou il le loue, les renseignements exigés pour le lancement du processus d’obtention des permis requis pour commencer la construction sur le site où se situe le groupe sont transmis à l’autorité compétente, des contrats d’une valeur d’au moins dix millions de dollars sont conclus pour l’achat de tout équipement visé par la définition de groupe au paragraphe 2(1) aux fins d’utilisation dans le groupe; au plus tard le 31 décembre 2027, la construction commence sur le site où se situe le groupe. Incorporation par renvoi À l’exception du PDGES et du Protocole SMECE, toute mention d’un document incorporé par renvoi dans le présent règlement constitue un renvoi à sa plus récente version. Interprétation des documents incorporés par renvoi L’emploi du mot « should » ou du conditionnel, ainsi que toute recommandation ou suggestion, figurant dans un document incorporé par renvoi dans le présent règlement expriment une obligation. Adaptation du PDGES Pour l’application du présent règlement, toute référence au document intitulé Méthode de référence pour le contrôle à la source : quantification des émissions de dioxyde de carbone des centrales thermiques par un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions figurant dans le PDGES vaut mention du Protocole SMECE. Adaptation du Protocole SMECE Pour l’application du présent règlement : dans le Protocole SMECE, les mentions « autorité de réglementation compétente », « autorité compétente appropriée», « autorité de réglementation pertinente », « autorité de réglementation » et « autorité de réglementation applicable » valent mention du ministre, sauf à la section 5.3.1, où la mention « autorité de réglementation compétente » vaut mention du « paragraphe 46(1) du Règlement sur l’électricité propre »; à la section 7.1 du Protocole SMECE, la mention « la version la plus récente des Exigences relatives à la quantification des gaz à effet de serre du Canada » vaut mention de « l’article 16 du Règlement sur l’électricité propre ». Critères Le présent règlement commence à s’appliquer à l’égard d’un groupe à partir de la date à laquelle celui-ci remplit les critères ci-après et, sous réserve du paragraphe 43(2), il continue de s’appliquer jusqu’à la transmission de l’avis de cessation définitive de production d’électricité par la personne responsable du groupe conformément au paragraphe 43(1) : il a une capacité de production d’électricité d’au moins 25 MW; il produit de l’électricité à partir de combustible fossile; il est raccordé, même indirectement, à un réseau électrique. Somme de la capacité de production d’électricité Sous réserve du paragraphe (3), le groupe dont la capacité de production d’électricité est inférieure à 25 MW est réputé remplir le critère prévu à l’alinéa (1)a) si, à la fois : la date de sa mise en service tombe au plus tôt le 1er janvier 2025; la somme de la capacité de production d’électricité de tous les groupes — autre que les groupes prévus — situés dans la même installation et dont la date de mise en service est au plus tôt le 1er janvier 2025 est d’au moins 25 MW. Non-application — groupe prévu Le présent règlement ne s’applique pas au groupe prévu dont la capacité de production d’électricité est inférieure à 25 MW. Capacité de production d’électricité Sous réserve du paragraphe (6), la capacité de production d’électricité d’un groupe correspond : à la puissance brute maximale du groupe, mesurée aux bornes électriques des générateurs du groupe et déterminée conformément aux paragraphes (2) à (4); si la personne responsable n’a pas déterminé la puissance brute maximale du groupe, à la puissance maximale continue la plus récente du groupe. Essai de rendement Pour déterminer la puissance brute maximale du groupe, la personne responsable réalise, en présence du contrôleur de l’essai de rendement visé au paragraphe (3), un essai de rendement qui remplit les exigences suivantes : il est réalisé au plus tôt le 1er janvier 2025; il consiste en un test continu d’une durée d’au moins deux heures; il ne compromet pas le fonctionnement continu du groupe par le dépassement des normes opérationnelles de température, de pression ou de conductivité électrique recommandées par le fabricant de l’équipement faisant partie du groupe; il n’exige pas la modification du programme d’entretien prévu pour le groupe; son résultat est ajusté aux conditions normales. Contrôleur de l’essai de rendement Le contrôleur de l’essai de rendement est un individu qui satisfait aux exigences suivantes : il est indépendant de la personne responsable; il a démontré qu’il possède des connaissances en matière d’essais de rendement sur des groupes produisant de l’électricité à partir de combustible fossile et qu’il a au moins cinq ans d’expérience dans la réalisation de ce type d’essai. Rapport sur l’essai de rendement Si elle réalise un essai de rendement, la personne responsable transmet au ministre un rapport sur cet essai de rendement préparé par le contrôleur qui contient les renseignements prévus à l’annexe 1. Rapport transmis après l’enregistrement Si la personne responsable transmet au ministre le rapport sur l’essai de rendement à l’égard du groupe après la transmission du rapport d’enregistrement du groupe effectuée conformément au paragraphe 7(1), à l’alinéa 7(2)a) ou au paragraphe 8(2), elle est tenue de le faire au plus tard soixante jours après la réalisation de l’essai et d’y joindre le rapport d’enregistrement modifié prévu au paragraphe 7(4). Changement de capacité de production d’électricité Si la puissance brute maximale d’un groupe ou la puissance maximale continue d’un groupe change au cours d’une année civile pour laquelle le groupe fait l’objet d’une limite d’émission au titre du paragraphe 9(1), la capacité de production d’électricité du groupe pour cette année civile est déterminée selon la formule suivante : représente la ie période de l’année civile, « i » étant une valeur de 1 à n, où n représente le nombre de périodes dans l’année civile pendant lesquelles le groupe a une capacité de production d’électricité différente de celle qu’il avait pendant la période précédente ou subséquente; la capacité de production d’électricité du groupe pendant la ie période de l’année civile; la durée de la ie période de l’année civile, exprimée en jours; le nombre de jours pendant l’année civile au cours desquels la capacité de production d’électricité du groupe est supérieure à zéro. Arrondissement La capacité de production d’électricité déterminée aux paragraphes (2) ou (6) est arrondie au nombre entier le plus proche ou, en cas d’équidistance, au nombre entier supérieur. Rapport d’enregistrement Sous réserve de l’article 8, la personne responsable d’un groupe qui remplit les critères prévus à l’article 5 transmet au ministre, à la plus tardive des dates ci-après, un rapport d’enregistrement contenant les renseignements prévus à l’annexe 2 pour le groupe : le 31 décembre 2025; le soixantième jour suivant la date à laquelle le groupe remplit les critères prévus à l’article 5. Modification d’un groupe Si le groupe pour lequel un rapport d’enregistrement a été transmis, conformément au paragraphe (1), est modifié, notamment par l’ajout ou le retrait d’une pièce d’équipement ou par le changement du raccordement physique d’équipements, et que cette modification entraîne la création d’un ou de plusieurs groupes qui remplissent les critères prévus à l’article 5, la personne responsable transmet au ministre : un rapport d’enregistrement contenant les renseignements prévus à l’annexe 2 pour chaque groupe créé, au plus tard soixante jours après la création du groupe; l’avis de cessation définitive de production d’électricité prévu au paragraphe 43(1) pour le groupe d’origine ou le rapport d’enregistrement modifié prévu au paragraphe (4) pour ce groupe. Numéro d’enregistrement Sur réception du rapport d’enregistrement visé au paragraphe (1), à l’alinéa (2)a) ou au paragraphe 8(2), le ministre assigne un numéro d’enregistrement au groupe et en informe la personne responsable. Rapport d’enregistrement modifié En cas de modification des renseignements déjà transmis au titre du présent article ou du paragraphe 8(2), la personne responsable transmet au ministre, au plus tard soixante jours après la modification, un rapport d’enregistrement modifié contenant les renseignements prévus à l’annexe 2 pour le groupe. Sous-groupes La personne responsable peut enregistrer un groupe sous la forme de plusieurs sous-groupes si les conditions suivantes sont remplies : chaque sous-groupe serait visé par la définition de groupe au paragraphe 2(1) s’il n’était pas physiquement raccordé à un autre sous-groupe; chaque sous-groupe a une puissance maximale continue; chaque sous-groupe produit de l’énergie thermique utile; chaque chaudière et chaque moteur à combustion, ainsi que tout autre équipement faisant partie du groupe, est pris en compte dans un des sous-groupes; chaque chaudière et chaque moteur à combustion faisant partie du groupe a commencé à fonctionner au plus tard le 31 décembre 2024 ou faisait partie d’un groupe prévu à la date de mise en service de celui-ci. Pour enregistrer un groupe sous la forme de plusieurs sous-groupes, la personne responsable : s’agissant d’un groupe à l’égard duquel aucun rapport d’enregistrement n’a encore été transmis en application de l’article 7, transmet au ministre, à la plus tardive des dates ci-après, un rapport d’enregistrement pour chaque sous-groupe qui contient les renseignements prévus à l’annexe 2 : le 31 décembre 2025, le soixantième jour suivant la date à laquelle le groupe remplit les critères prévus à l’article 5; s’agissant d’un groupe à l’égard duquel un rapport d’enregistrement a déjà été transmis en application de l’article 7, transmet au ministre, au plus tard à la date précédant celle où l’un des sous-groupes, s’il est enregistré, fait l’objet d’une limite d’émission au titre du paragraphe 9(1) : un rapport d’enregistrement modifié pour le groupe qui contient les renseignements prévus à l’annexe 2 à l’égard de l’un des sous-groupes, un rapport d’enregistrement pour chacun des autres sous-groupes qui contient les renseignements prévus à l’annexe 2. Conséquences de l’enregistrement Les règles ci-après s’appliquent lorsqu’un groupe est enregistré sous la forme de plusieurs sous-groupes conformément au paragraphe (2) : chaque sous-groupe est réputé être un groupe auquel le présent règlement s’applique; le présent règlement, à l’exception du présent article, cesse de s’appliquer au groupe enregistré sous la forme de plusieurs sous-groupes. Cessation définitive Sauf pour l’application du paragraphe 43(2), le sous-groupe enregistré n’est plus réputé être un groupe à compter de la date de transmission de l’avis de cessation définitive de production d’électricité prévu au paragraphe 43(1) par la personne responsable du sous-groupe. Avis — puissance maximale continue Lorsqu’un groupe est enregistré sous la forme de plusieurs sous-groupes et que la somme de la puissance maximale continue de chaque sous-groupe augmente d’au moins 15 % par rapport à celle qui a été mentionnée dans le rapport d’enregistrement transmis à leur égard en application du paragraphe (2), la personne responsable du groupe en avise le ministre au plus tard soixante jours après la date de cette augmentation. Application de la limite d’émission Si, à la date de l’augmentation visée au paragraphe (5), au moins un des sous-groupes n’a pas atteint sa fin de vie réglementaire déterminée conformément au paragraphe 10(3) ou à l’article 11, le paragraphe 9(1) commence à s’appliquer à l’égard de chacun des sous-groupes à la plus tardive des dates suivantes : le 1er janvier 2035; le 1er janvier de l’année civile suivant celle au cours de laquelle la puissance maximale continue majorée a été déclarée à l’exploitant de réseau électrique. Limite d’émission Il est interdit à la personne responsable d’un groupe d’émettre, à partir de celui-ci au cours d’une année civile, une quantité de CO2 déterminée conformément à l’article 12 qui est supérieure à la limite déterminée selon la formule ci-après et exprimée en tonnes : représente la capacité de production d’électricité du groupe pour l’année civile; l’intensité des émissions applicable à l’année civile, à savoir : a)65 tonnes d’émissions de CO2 par GWh, pour les années civiles 2035 à 2049, 65 tonnes d’émissions de CO2 par GWh, pour les années civiles 2035 à 2049, b)0 tonne d’émissions de CO2 par GWh, à compter de l’année civile 2050. 0 tonne d’émissions de CO2 par GWh, à compter de l’année civile 2050. La limite d’émission déterminée au paragraphe (1) est arrondie au nombre entier le plus proche ou, en cas d’équidistance, au nombre entier supérieur. Non-application — fin de vie réglementaire Sous réserve du paragraphe (2), dans le cas du groupe remplissant l’une des conditions ci-après — autre que le groupe qui brûle du charbon —, les paragraphes 9(1), 12(1) et 13(1) ne s’appliquent pas avant le 1er janvier de l’année civile suivant celle au cours de laquelle survient la fin de vie réglementaire du groupe : la date de mise en service du groupe est postérieure au 31 décembre 2009 et antérieure au 1er janvier 2025; il s’agit d’un groupe prévu; il s’agit du groupe chaudière visé au paragraphe 3(4) du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel dont la fin de vie réglementaire est postérieure au 31 décembre 2034. Augmentation de la puissance maximale continue Dans le cas où la puissance maximale continue du groupe visé au paragraphe (1) a augmenté d’au moins 15 % par rapport à celle qui a été mentionnée dans le rapport d’enregistrement transmis pour le groupe en application du paragraphe 7(1), de l’alinéa 7(2)a) ou du paragraphe 8(2), les paragraphes 9(1), 12(1) et 13(1) commencent à s’appliquer à l’égard du groupe à la plus tardive des dates suivantes : Date de fin de vie réglementaire Pour l’application du paragraphe (1) et sous réserve de l’article 11, la vie réglementaire d’un groupe prend fin, selon le cas : dans le cas du groupe visé à l’alinéa (1)a), le 31 décembre de l’année civile qui tombe vingt-cinq ans après la date de sa mise en service; dans le cas d’un groupe prévu, le 31 décembre 2049; dans le cas du groupe visé à l’alinéa (1)c), le 31 décembre de l’année civile précédant celle à partir de laquelle l’interdiction prévue au paragraphe 4(2) du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel se serait appliquée au groupe conformément à ce paragraphe. Choix Pour l’application du paragraphe 10(1), la personne responsable du groupe peut choisir une date de fin de vie réglementaire du groupe qui est antérieure à celle prévue au paragraphe 10(3) et qui tombe au plus tôt le 31 décembre 2034. Renseignements à transmettre Pour effectuer le choix, la personne responsable transmet au ministre les renseignements ci-après au plus tard à la date de fin de vie réglementaire choisie : le numéro d’enregistrement assigné au groupe par le ministre aux termes du paragraphe 7(3); la date de fin de vie réglementaire choisie. Choix définitif Le choix effectué au titre du présent article ne peut pas être modifié ou révoqué. Émissions de CO2 du groupe Pour chaque année civile, la personne responsable d’un groupe détermine la quantité de CO2 émise par le groupe, exprimée en tonnes, conformément à la formule suivante : représente la quantité d’émissions de CO2 attribuée au groupe pour l’année civile, exprimée en tonnes et déterminée selon la formule suivante : représente la quantité d’émissions de CO2 provenant de la combustion de combustible fossile par le groupe pendant l’année civile, déterminée conformément au paragraphe (3), la quantité d’émissions de CO2 attribuée à la production d’énergie thermique utile par le groupe pendant l’année civile, déterminée conformément à l’article 21, la quantité d’émissions de CO2 attribuée à l’électricité produite par le groupe qui est utilisée, pendant l’année civile, dans les limites de l’installation où se situe le groupe et qui est : a)égale à zéro dans les cas suivants :(i)pour toute année civile au cours de laquelle le groupe ne produit pas d’énergie thermique utile,(ii)pour tout groupe — autre qu’un groupe prévu — dont la date de mise en service est postérieure au 31 décembre 2024,(iii)pour toute année civile postérieure à 2049, égale à zéro dans les cas suivants : (i)pour toute année civile au cours de laquelle le groupe ne produit pas d’énergie thermique utile, pour toute année civile au cours de laquelle le groupe ne produit pas d’énergie thermique utile, (ii)pour tout groupe — autre qu’un groupe prévu — dont la date de mise en service est postérieure au 31 décembre 2024, pour tout groupe — autre qu’un groupe prévu — dont la date de mise en service est postérieure au 31 décembre 2024, (iii)pour toute année civile postérieure à 2049, pour toute année civile postérieure à 2049, b)déterminée conformément à l’article 22, dans tout autre cas, déterminée conformément à l’article 22, dans tout autre cas, la quantité de CO2 du groupe qui est captée pendant l’année civile et stockée dans le cadre d’un projet de stockage, déterminée conformément à l’article 23, la quantité d’émissions de CO2 provenant de la production d’hydrogène, d’ammoniac et de vapeur achetée ou transférée, utilisés par le groupe pour la production d’électricité pendant l’année civile, déterminée conformément à l’article 24, la quantité d’émissions de CO2 attribuée au groupe pour toute période de déduction au cours de l’année civile, déterminée conformément à l’article 27; la quantité de CO2, exprimée en tonnes, qui correspond au nombre de crédits compensatoires canadiens remis pour le groupe pour l’année civile conformément à l’article 28; la quantité de CO2, exprimée en tonnes, qui correspond au nombre d’unités de conformité remises pour le groupe pour l’année civile conformément à l’article 33. La quantité déterminée pour l’élément E au paragraphe (1) est arrondie au nombre entier le plus proche ou, en cas d’équidistance, au nombre entier supérieur. Combustion de combustible fossile (Eg) La quantité visée par l’élément Eg aux paragraphes (1) et 27(1) est déterminée conformément : à l’article 15 si le groupe a brûlé du combustible fossile provenant d’un système de gazéification du charbon au cours de l’année civile; à l’article 16 si le groupe a brûlé à la fois de la biomasse et du combustible fossile provenant d’un système de gazéification du charbon au cours de l’année civile; à l’article 19 si le groupe a brûlé de la biomasse et n’a pas brûlé de combustible fossile provenant d’un système de gazéification du charbon au cours de l’année civile; aux articles 15 ou 19 dans tout autre cas. Valeur par défaut Malgré le paragraphe (1), la personne responsable d’un groupe peut, afin de déterminer pour le groupe la quantité visée à la description de l’élément E à ce paragraphe, choisir de prendre en compte une valeur de zéro pour l’un ou l’autre des éléments Eth, Ein, Ecsc et Esu. Définition de système de gazéification du charbon Pour l’application du paragraphe (3), un système de gazéification du charbon s’entend notamment d’un système de gazéification du charbon qui est en partie souterrain. Solde de fourniture Pour chaque année civile, la personne responsable d’un groupe détermine le solde de fourniture de l’installation où est situé le groupe. Détermination Le solde de fourniture d’une installation est déterminé selon la formule suivante : représente la quantité d’électricité transmise de l’installation vers un réseau électrique pendant l’année civile; la quantité d’électricité transmise à l’installation en provenance d’un réseau électrique pendant l’année civile; la quantité d’électricité allouée à l’installation pour l’année civile conformément au paragraphe (4); la somme des quantités d’électricité produites à l’installation pendant l’année civile par : a)tout groupe n’ayant pas atteint sa fin de vie réglementaire déterminée conformément au paragraphe 10(3) ou à l’article 11, tout groupe n’ayant pas atteint sa fin de vie réglementaire déterminée conformément au paragraphe 10(3) ou à l’article 11, b)tout groupe — autre que le groupe enregistré sous la forme de plusieurs sous-groupes conformément à l’article 8 — auquel le présent règlement ne s’applique pas, tout groupe — autre que le groupe enregistré sous la forme de plusieurs sous-groupes conformément à l’article 8 — auquel le présent règlement ne s’applique pas, c)toute source de production d’électricité à l’installation qui n’est pas un groupe; toute source de production d’électricité à l’installation qui n’est pas un groupe; la somme des quantités d’électricité produites par tous les groupes situés dans l’installation — autres que les groupes visés à l’élément Qna — pendant toute période de déduction au cours de l’année civile. Mesures Les quantités d’électricité visées au paragraphe (2) sont exprimées en GWh et sont mesurées, selon le cas : s’agissant des quantités visées aux éléments Qt, Qr et Qa, à l’aide de compteurs qui mesurent le débit d’électricité; s’agissant des quantités visées aux éléments Qna et Qsu, aux bornes électriques des générateurs du groupe ou, dans le cas d’une source de production d’électricité qui n’est pas un groupe, aux bornes électriques de cette source. Électricité allouée à l’installation (Qa) Une quantité d’électricité ne peut être prise en compte pour la détermination de l’élément Qa au paragraphe (2) pour une année civile que si, pendant cette année civile, l’installation transmet de l’électricité à un réseau électrique et fournit de l’énergie thermique utile à une installation destinataire et si les conditions suivantes sont remplies : l’installation destinataire n’est pas une installation où se situe un groupe auquel le présent règlement s’applique; la quantité prise en compte n’excède pas la quantité d’électricité transmise à l’installation destinataire en provenance du réseau électrique pendant l’année civile; la personne responsable obtient de l’installation destinataire des documents qui, à la fois : indiquent la quantité d’électricité transmise à l’installation destinataire en provenance du réseau électrique pendant l’année civile, établissent que la quantité d’électricité est mesurée à l’aide de compteurs mis en place, entretenus et étalonnés conformément aux paragraphes 36(1) et (2) et permettant la prise de mesures conformément au paragraphe 36(3). Superposition de périodes de déduction Pour la détermination de l’élément Qsu au paragraphe (2), une quantité d’électricité produite par un groupe ne peut être incluse dans plus d’une période de déduction. Solde de fourniture égal ou inférieur à zéro La personne responsable d’un groupe est soustraite à l’application du paragraphe 9(1) et des articles 39 et 41 à l’égard du groupe pour toute année civile pendant laquelle le solde de fourniture de l’installation où se situe le groupe est égal ou inférieur à zéro. Déclaration de solde de fourniture La personne responsable d’un groupe est soustraite à l’application des articles 12 et 15 à 24 à l’égard du groupe si : d’une part, le solde de fourniture de l’installation où se situe le groupe est égal ou inférieur à zéro pour chaque année civile pour laquelle le paragraphe 13(1) s’applique à l’égard du groupe; d’autre part, la personne responsable transmet au ministre une déclaration de solde de fourniture conformément aux paragraphes (3) et (4). Contenu La déclaration comprend les éléments suivants : le numéro d’enregistrement assigné par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) à chaque groupe situé dans l’installation; un énoncé portant que les conditions d’exploitation de l’installation permettent raisonnablement de conclure que le solde de fourniture de celle-ci sera égal ou inférieur à zéro pour chaque année civile pour laquelle le paragraphe 13(1) s’applique à l’égard du groupe; une attestation, datée et signée par la personne responsable, ou son agent autorisé, selon laquelle la déclaration est exacte et complète. Date de transmission La déclaration est transmise dans les douze mois précédant la date à laquelle un groupe situé dans l’installation aurait fait l’objet d’une limite d’émission au titre du paragraphe 9(1) s’il n’était pas visé par une exemption de l’application de ce paragraphe aux termes du paragraphe (1). Fin de l’exemption L’exemption prévue au paragraphe (2) prend fin le 31 décembre de l’année civile précédant celle au cours de laquelle le solde de fourniture de l’installation est supérieur à zéro. Mesure à l’aide d’un SMECE Pour l’application des alinéas 12(3)a) et d), la quantité d’émissions de CO2 provenant de la combustion de combustible fossile par le groupe pendant l’année civile est mesurée à l’aide d’un SMECE et, sous réserve de l’article 17, déterminée conformément aux sections 7.1 à 7.5 du Protocole SMECE. Plusieurs SMECE La quantité d’émissions de CO2 d’un groupe doté de plusieurs SMECE est égale à la somme des quantités d’émissions de CO2 mesurées par chaque SMECE. Combustion de biomasse Pour l’application de l’alinéa 12(3)b), la quantité d’émissions de CO2 provenant de la combustion de combustible fossile par le groupe pendant l’année civile est mesurée à l’aide d’un SMECE et déterminée selon la formule suivante : représente la quantité d’émissions de CO2, exprimée en tonnes, du groupe au cours de l’année civile, provenant de la combustion de combustible fossile et de biomasse, déterminée conformément aux articles 15 ou 17, selon le cas; le volume d’émissions de CO2 provenant de la combustion de combustible fossile par le groupe au cours de l’année civile, exprimé en m3 dans les conditions normales et déterminé selon la formule suivante : représente le ie type de combustible fossile brûlé par le groupe au cours de l’année civile, « i » étant une valeur de 1 à n, où n représente le nombre de ces types de combustible fossile brûlé, la quantité de combustible fossile de type « i » brûlé par le groupe au cours de l’année civile, déterminée, selon le cas : a)s’agissant de combustible gazeux, de la même façon que l’élément Vc à l’alinéa 20(1)a), cette quantité étant exprimée en m3 dans les conditions normales, s’agissant de combustible gazeux, de la même façon que l’élément Vc à l’alinéa 20(1)a), cette quantité étant exprimée en m3 dans les conditions normales, b)s’agissant de combustible liquide, de la même façon que l’élément Vc à l’alinéa 20(1)b), cette quantité étant exprimée en kL, s’agissant de combustible liquide, de la même façon que l’élément Vc à l’alinéa 20(1)b), cette quantité étant exprimée en kL, c)s’agissant de combustible solide, de la même façon que l’élément Mc à l’alinéa 20(1)c), cette quantité étant exprimée en tonnes, s’agissant de combustible solide, de la même façon que l’élément Mc à l’alinéa 20(1)c), cette quantité étant exprimée en tonnes, le facteur F de carbone propre à chaque combustible fossile de type « i » — à savoir le facteur F prévu à l’annexe A du Protocole SMECE ou, si le combustible n’est pas mentionné à cette annexe, le facteur F déterminé conformément à cette annexe —, modifié pour être exprimé en m3 de CO2/GJ dans les conditions normales, le pouvoir calorifique supérieur pour chaque type de combustible fossile de type « i » mesuré conformément au paragraphe (2) ou le pouvoir calorifique supérieur par défaut mentionné à la colonne 2 de l’annexe 3 correspondant au type de combustible visé à la colonne 1; le volume d’émissions de CO2 provenant de la combustion de combustible fossile et de biomasse par le groupe au cours de l’année civile, exprimé en m3 dans les conditions normales et déterminé selon la formule suivante : représente la te heure, « t » étant une valeur de 1 à n, où n représente le nombre total d’heures pendant lesquelles le groupe a produit de l’électricité au cours de l’année civile, la concentration moyenne de CO2 par rapport à la totalité des gaz de cheminée provenant de la combustion de combustible par le groupe pour chaque heure « t » — ou, le cas échéant, le calcul effectué conformément à la section 7.4 du Protocole SMECE à partir d’une mesure de la concentration d’oxygène (O2) dans ces gaz de cheminée —, exprimée en pourcentage de CO2 sur une base humide, le débit volumétrique moyen pendant l’heure en cause, mesuré sur une base humide par un appareil de mesure du débit volumétrique placé sur la cheminée et exprimé en m3 dans les conditions normales; la quantité d’émissions de CO2 provenant du sorbant utilisé pour limiter les émissions de dioxyde de soufre du groupe au cours de l’année civile, exprimée en tonnes et déterminée selon la formule suivante : représente la quantité de sorbant — notamment le carbonate de calcium (CaCO3) — exprimée en tonnes, le rapport stœchiométrique — selon la fraction molaire — de CO2 attribué à une mole de sorbant, lequel est égal à 1 si le sorbant est du Ca‍CO3, la masse moléculaire du sorbant, laquelle est égale à 100 si le sorbant est du CaCO3. Pouvoir calorifique supérieur (HHVi) Le pouvoir calorifique supérieur d’un combustible fossile se mesure : dans le cas d’un combustible gazeux : soit conformément à celle des normes ci-après qui s’applique, selon le combustible : la norme ASTM D1826 intitulée Standard Test Method for Calorific (Heating) Value of Gases in Natural Gas Range by Continuous Recording Calorimeter, la norme ASTM D3588 intitulée Standard Practice for Calculating Heat Value, Compressibility Factor, and Relative Density of Gaseous Fuels, la norme ASTM D4891 intitulée Standard Test Method for Heating Value of Gases in Natural Gas and Flare Gases Range by Stoichiometric Combustion, la norme 2172 de la Gas Processors Association intitulée Calculation of Gross Heating Value, Relative Density, Compressibility and Theoretical Hydrocarbon Liquid Content for Natural Gas Mixtures for Custody Transfer, la norme 2261 de la Gas Processors Association intitulée Analysis for Natural Gas and Similar Gaseous Mixtures by Gas Chromatography, soit à l’aide d’un instrument de mesure directe mais, s’il ne mesure que le pouvoir calorifique inférieur, celui-ci est converti en pouvoir calorifique supérieur; dans le cas d’un combustible liquide : s’agissant d’huiles ou de dérivés liquides de déchets, conformément à celle des normes ci-après qui s’applique : la norme ASTM D240 intitulée Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter, la norme ASTM D4809 intitulée Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter (Precision Method), s’agissant de tout autre combustible liquide, conformément à la norme ASTM applicable pour la mesure du pouvoir calorifique supérieur du type de combustible en cause ou, en l’absence d’une telle norme, conformément à toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale; dans le cas des combustibles solides : s’agissant du charbon, conformément à la norme ASTM D5865, intitulée Standard Test Method for Gross Calorific Value of Coal and Coke, s’agissant d’autres combustibles solides, conformément à la norme ASTM applicable pour la mesure du pouvoir calorifique supérieur du type de combustible en cause ou, en l’absence d’une telle norme, conformément à toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale. Groupes partageant un SMECE Si le groupe est situé dans une installation où sont situés un ou plusieurs autres groupes et qu’un SMECE est utilisé pour mesurer les émissions de ce groupe et d’au moins un autre groupe à une cheminée commune plutôt qu’au conduit d’évacuation de chacun de ces groupes aboutissant à la cheminée commune, la quantité d’émissions de CO2 attribuée au groupe en cause est déterminée en fonction de la proportion de son apport de chaleur par rapport à celui de l’ensemble des groupes qui utilisent la cheminée commune, selon la formule suivante : représente le je type de combustible brûlé au cours de l’année civile par le groupe, « j » étant une valeur de 1 à y, où y représente le nombre de types de combustible brûlé; la quantité de combustible de type « j » brûlé par le groupe « g » au cours de l’année civile en cause, déterminée, selon le cas : a)s’agissant d’un combustible gazeux, de la même façon que l’élément Vc à l’alinéa 20(1)a), cette quantité étant exprimée en m3 dans les conditions normales, s’agissant d’un combustible gazeux, de la même façon que l’élément Vc à l’alinéa 20(1)a), cette quantité étant exprimée en m3 dans les conditions normales, b)s’agissant d’un combustible liquide, de la même façon que l’élément Vc à l’alinéa 20(1)b), cette quantité étant exprimée en kL, s’agissant d’un combustible liquide, de la même façon que l’élément Vc à l’alinéa 20(1)b), cette quantité étant exprimée en kL, c)s’agissant d’un combustible solide, de la même façon que l’élément Mc à l’alinéa 20(1)c), cette quantité étant exprimée en tonnes; s’agissant d’un combustible solide, de la même façon que l’élément Mc à l’alinéa 20(1)c), cette quantité étant exprimée en tonnes; le pouvoir calorifique supérieur pour chaque type de combustible de type « j » brûlé par le groupe « g », mesuré conformément au paragraphe 16(2) ou le pouvoir calorifique supérieur par défaut mentionné à la colonne 2 de l’annexe 3 correspondant au type de combustible visé à la colonne 1; le ie groupe, « i » étant une valeur de 1 à x, où x représente le nombre de groupes qui utilisent la cheminée commune; la quantité de combustible du type « j » brûlé par chaque groupe « i » au cours de l’année civile, déterminée pour un combustible gazeux, liquide et solide, respectivement, de la manière prévue pour l’élément Qg,j; le pouvoir calorifique supérieur pour chaque type de combustible de type « j » brûlé par chaque groupe « i », mesuré conformément au paragraphe 16(2) ou le pouvoir calorifique supérieur par défaut mentionné à la colonne 2 de l’annexe 3 correspondant au type de combustible visé à la colonne 1; la quantité, exprimée en tonnes, d’émissions de CO2 provenant de la combustion de tous les combustibles par tous les groupes qui utilisent la cheminée commune au cours de l’année civile, mesurée à l’aide d’un SMECE installé à la cheminée commune et déterminées conformément aux sections 7.1 à 7.5 du Protocole SMECE. Obligation — Protocole SMECE La personne responsable qui utilise un SMECE pour mesurer les émissions de CO2 pour l’application de l’un des articles 15 à 17 veille à ce que les exigences prévues aux sections 3, 4 et 6 du Protocole SMECE soient respectées. Homologation du SMECE Le SMECE est homologué conformément à la section 5 du Protocole SMECE avant son utilisation pour l’application du présent règlement. Rapport sur le SMECE Pour chaque année civile au cours de laquelle un SMECE est utilisé pour mesurer les émissions de CO2 d’un groupe, la personne responsable : obtient un rapport sur le SMECE signé par un vérificateur et contenant les renseignements prévus à l’annexe 4 à l’égard du SMECE; transmet au ministre le rapport sur le SMECE avec le rapport sur les émissions visé au paragraphe 39(1), si celui-ci est exigé à l’égard du groupe pour l’année civile. Quantification Pour l’application des alinéas 12(3)c) et d), la quantité d’émissions de CO2 provenant de la combustion de combustible fossile par un groupe, au cours d’une année civile, est déterminée selon la formule suivante : représente le ie type de combustible fossile brûlé par le groupe au cours de l’année civile, « i » étant une valeur de 1 à n, où n représente le nombre de types de combustible fossile brûlé; la quantité d’émissions de CO2, exprimée en tonnes, provenant de la combustion de combustible fossile de type « i » par le groupe au cours de l’année civile, déterminée conformément à l’article 20 selon le type de combustible fossile; la quantité d’émissions de CO2, exprimée en tonnes, provenant du sorbant utilisé pour limiter les émissions de dioxyde de soufre du groupe au cours de l’année civile, déterminée selon la formule suivante : représente la quantité de sorbant — notamment le CaCO3 —, exprimée en tonnes, Contenu en carbone mesuré La quantité prise en compte pour l’élément Ei à l’article 19 pour chaque type de combustible fossile brûlé par le groupe au cours d’une année civile est déterminée selon celle des formules ci-après qui s’applique : représente le volume du combustible fossile brûlé au cours de l’année civile, exprimé en m3 dans les conditions normales et déterminé à l’aide de débitmètres, la moyenne pondérée du contenu en carbone du combustible fossile, exprimée en kg de carbone par kg de combustible fossile et déterminée conformément au paragraphe (4), la masse moléculaire moyenne du combustible fossile, exprimée en kg par kg-mole de combustible fossile et déterminée à partir des échantillons de combustible prélevés conformément à l’article 34, le facteur de conversion du volume molaire, soit 23,645 m3 dans les conditions normales, par kg-mole de combustible fossile dans les conditions normales; représente le volume du combustible fossile brûlé au cours de l’année civile, exprimé en kL et déterminé à l’aide de débitmètres, la moyenne pondérée du contenu en carbone du combustible fossile, exprimée en tonnes de carbone par kL de combustible fossile et déterminée conformément au paragraphe (4) à la même température que celle qui est choisie pour déterminer l’élément Vc; dans le cas d’un combustible solide : représente la masse du combustible fossile brûlé au cours de l’année civile, exprimée en tonnes et déterminée, selon le cas, sur une base sèche ou humide, à l’aide d’un instrument de mesure, la moyenne pondérée du contenu en carbone du combustible fossile, exprimée en kg de carbone par kg de combustible fossile et déterminée conformément au paragraphe (4) sur la même base sèche ou humide que celle qui a été choisie pour déterminer l’élément Mc.

Gaz naturel renouvelable Lorsqu’un groupe brûle du gaz naturel fourni au moyen d’un réseau de gazoducs dans lequel du gaz naturel renouvelable est injecté, le volume de gaz naturel à prendre en compte pour l’élément Vc à l’alinéa (1)a) est déterminé selon la formule suivante : représente le volume total de gaz naturel et de gaz naturel renouvelable fourni au groupe et brûlé au cours de l’année civile, exprimé en m3 dans les conditions normales et déterminé à l’aide de débitmètres; le volume de gaz naturel renouvelable pouvant être pris en compte pour le groupe au cours de l’année civile, exprimé en m3 dans les conditions normales et déterminé conformément au paragraphe (3). VGNR — conditions Un volume de gaz naturel renouvelable ne peut être pris en compte pour une année civile pour la détermination de l’élément VGNR au paragraphe (2) que si les conditions suivantes sont remplies : un contrat prévoit que le volume est fourni au groupe pour l’année civile; le volume est maintenu séparé physiquement de toute autre substance et est clairement identifiable comme du gaz naturel renouvelable, depuis sa production jusqu’à son injection dans un réseau de gazoducs auquel le groupe est raccordé; la personne responsable du groupe peut identifier chaque producteur du gaz naturel renouvelable fourni au groupe en application du contrat visé à l’alinéa a) et le volume fourni par chaque producteur; le volume fourni par chaque producteur n’est pas supérieur au volume de gaz naturel renouvelable produit par le producteur qui est injecté au cours de cette année civile dans un réseau de gazoducs auquel le groupe est raccordé; le volume n’est pas utilisé pour créer des crédits dans un ressort étranger ou pour satisfaire aux exigences relatives aux émissions de gaz à effet de serre dans un tel ressort; le volume n’est pas utilisé par un utilisateur final autre que la personne responsable dans le but de créer des crédits au Canada ou de satisfaire aux exigences relatives aux émissions de gaz à effet de serre prévues dans une loi fédérale ou provinciale; la personne responsable du groupe transmet au ministre, dans le rapport sur les émissions transmis au titre de l’article 39 pour l’année civile, les renseignements relatifs au volume qui sont prévus à l’article 8 de l’annexe 5. Moyenne pondérée (CCM) La moyenne pondérée CCM visée aux alinéas (1)a) à c) est déterminée selon la formule suivante : représente la ie période d’échantillonnage visée au paragraphe 34(2) pour le type de combustible en cause, « i » étant une valeur de 1 à n, où n représente le nombre de périodes d’échantillonnage; le contenu en carbone de chaque échantillon ou échantillon composite, selon le cas, de combustible fossile pour la ie période d’échantillonnage, exprimé pour un combustible gazeux, liquide et solide, respectivement, dans la même unité de mesure que celle prévue à la description de l’élément CCM aux alinéas (1)a), b) ou c), selon le cas, qui est fourni à la personne responsable par le fournisseur du combustible fossile ou, à défaut, qui est déterminé de la façon suivante : a)dans le cas d’un combustible gazeux :(i)soit conformément à celle des normes ci-après qui s’applique :(A)la norme ASTM D1945 intitulée Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography,(B)la norme ASTM UOP539 intitulée Refinery Gas Analysis by Gas Chromatography,(C)la norme ASTM D7833 intitulée Standard Test Method for Determination of Hydrocarbons and Non-Hydrocarbon Gases in Gaseous Mixtures by Gas Chromatography,(D)le document API Technical Report 2572, intitulé Carbon Content, Sampling, and Calculation, publié par l’American Petroleum Institute,(ii)soit à l’aide d’un instrument de mesure directe, (i)soit conformément à celle des normes ci-après qui s’applique :(A)la norme ASTM D1945 intitulée Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography,(B)la norme ASTM UOP539 intitulée Refinery Gas Analysis by Gas Chromatography,(C)la norme ASTM D7833 intitulée Standard Test Method for Determination of Hydrocarbons and Non-Hydrocarbon Gases in Gaseous Mixtures by Gas Chromatography,(D)le document API Technical Report 2572, intitulé Carbon Content, Sampling, and Calculation, publié par l’American Petroleum Institute, soit conformément à celle des normes ci-après qui s’applique : (A)la norme ASTM D1945 intitulée Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography, la norme ASTM D1945 intitulée Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography, (B)la norme ASTM UOP539 intitulée Refinery Gas Analysis by Gas Chromatography, la norme ASTM UOP539 intitulée Refinery Gas Analysis by Gas Chromatography, (C)la norme ASTM D7833 intitulée Standard Test Method for Determination of Hydrocarbons and Non-Hydrocarbon Gases in Gaseous Mixtures by Gas Chromatography, la norme ASTM D7833 intitulée Standard Test Method for Determination of Hydrocarbons and Non-Hydrocarbon Gases in Gaseous Mixtures by Gas Chromatography, (D)le document API Technical Report 2572, intitulé Carbon Content, Sampling, and Calculation, publié par l’American Petroleum Institute, le document API Technical Report 2572, intitulé Carbon Content, Sampling, and Calculation, publié par l’American Petroleum Institute, (ii)soit à l’aide d’un instrument de mesure directe, soit à l’aide d’un instrument de mesure directe, b)dans le cas d’un combustible liquide, conformément à celle des normes ou méthodes ci-après qui s’applique :(i)le document API Technical Report 2572, intitulé Carbon Content, Sampling, and Calculation, publié par l’American Petroleum Institute,(ii)la norme ASTM D5291 intitulée Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricants,(iii)la norme ASTM applicable au combustible fossile en cause ou, en l’absence d’une telle norme, toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale, dans le cas d’un combustible liquide, conformément à celle des normes ou méthodes ci-après qui s’applique : (i)le document API Technical Report 2572, intitulé Carbon Content, Sampling, and Calculation, publié par l’American Petroleum Institute, (ii)la norme ASTM D5291 intitulée Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricants, la norme ASTM D5291 intitulée Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricants, (iii)la norme ASTM applicable au combustible fossile en cause ou, en l’absence d’une telle norme, toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale, la norme ASTM applicable au combustible fossile en cause ou, en l’absence d’une telle norme, toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale, c)dans le cas d’un combustible solide, sur la même base sèche ou humide que celle qui a été choisie pour déterminer l’élément CCM et, selon le cas :(i)s’agissant de combustible solide dérivé de déchets, conformément à la norme ASTM E777 intitulée Standard Test Method for Carbon and Hydrogen in the Analysis Sample of Refuse-Derived Fuel,(ii)s’agissant de tout autre combustible solide, conformément à la norme ASTM applicable pour mesurer le contenu en carbone du type de combustible en cause ou, en l’absence d’une telle norme, conformément à toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale; dans le cas d’un combustible solide, sur la même base sèche ou humide que celle qui a été choisie pour déterminer l’élément CCM et, selon le cas : (i)s’agissant de combustible solide dérivé de déchets, conformément à la norme ASTM E777 intitulée Standard Test Method for Carbon and Hydrogen in the Analysis Sample of Refuse-Derived Fuel, s’agissant de combustible solide dérivé de déchets, conformément à la norme ASTM E777 intitulée Standard Test Method for Carbon and Hydrogen in the Analysis Sample of Refuse-Derived Fuel, (ii)s’agissant de tout autre combustible solide, conformément à la norme ASTM applicable pour mesurer le contenu en carbone du type de combustible en cause ou, en l’absence d’une telle norme, conformément à toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale; s’agissant de tout autre combustible solide, conformément à la norme ASTM applicable pour mesurer le contenu en carbone du type de combustible en cause ou, en l’absence d’une telle norme, conformément à toute méthode applicable qui est reconnue à l’échelle internationale; le volume ou la masse, selon le cas, du combustible fossile brûlé au cours de la ie période d’échantillonnage, qui est, selon le cas : a)déterminé au moyen de débitmètres et exprimé en m3 dans les conditions normales, pour un combustible gazeux, déterminé au moyen de débitmètres et exprimé en m3 dans les conditions normales, pour un combustible gazeux, b)déterminé au moyen de débitmètres et exprimé en kL, pour un combustible liquide, déterminé au moyen de débitmètres et exprimé en kL, pour un combustible liquide, c)déterminé à l’aide d’un instrument de mesure et exprimé en tonnes, pour un combustible solide, sur la même base sèche ou humide que celle qui a été choisie pour déterminer l’élément CCM. déterminé à l’aide d’un instrument de mesure et exprimé en tonnes, pour un combustible solide, sur la même base sèche ou humide que celle qui a été choisie pour déterminer l’élément CCM. Émissions attribuées (Eth) La quantité d’émissions de CO2 qui est attribuée à la production d’énergie thermique utile par un groupe pendant une année civile est déterminée selon la formule suivante : représente la quantité d’énergie thermique utile nette, exprimée en GJ, déterminée selon la formule suivante : représente la te période, « t » étant une valeur de 1 à x, où x représente le nombre total de périodes au cours desquelles le groupe a produit de l’énergie thermique utile pendant l’année civile, le ie flux calorifique sortant du groupe, « i » étant une valeur de 1 à n, où n représente le nombre total de flux calorifiques sortants, l’enthalpie spécifique moyenne au cours de la période « t » du ie flux calorifique sortant du groupe, exprimée en GJ/tonne et déterminée sur la base des mesures — au moyen d’un instrument de mesure en continu — de la température et de la pression de ce ie flux calorifique, le débit massique au cours de la période « t » du ie flux calorifique sortant du groupe, exprimé en tonnes et déterminé au moyen d’un instrument de mesure en continu, le je flux calorifique, autre que le flux de condensat de retour, entrant dans le groupe, « j » étant une valeur de 1 à m, où m représente le nombre total de flux calorifiques entrants, l’enthalpie spécifique moyenne au cours de la période « t » du je flux calorifique, autre que le flux de condensat de retour, entrant dans le groupe, exprimée en GJ/tonne et déterminée sur la base des mesures — au moyen d’un instrument de mesure en continu — de la température et de la pression de ce je flux calorifique, le débit massique au cours de la période « t » du je flux calorifique, autre que le flux de condensat de retour, entrant dans le groupe, exprimé en tonnes et déterminé au moyen d’un instrument de mesure en continu; l’intensité des émissions d’une chaudière de référence, fixée à 0,0556 tonne d’émissions de CO2 par GJ. Émissions attribuées (Ein) La quantité d’émissions de CO2 attribuée à l’électricité produite par tout groupe et utilisée dans les limites de l’installation où se situe le groupe pendant l’année civile est déterminée selon la formule suivante : représente la quantité d’électricité produite par le groupe et utilisée pendant l’année civile dans les limites de l’installation où se situe le groupe, exprimée en GWh et déterminée selon la formule suivante : représente la somme de la quantité brute totale d’électricité produite par chaque groupe situé dans l’installation et faisant l’objet d’une limite d’émission au titre du paragraphe 9(1) pendant l’année civile, exprimée en GWh et mesurée pour chaque groupe aux bornes électriques des générateurs du groupe, le solde de fourniture de l’installation pour l’année civile, la quantité brute totale d’électricité produite par le groupe pendant l’année civile, exprimée en GWh et mesurée aux bornes électriques des générateurs du groupe; l’intensité des émissions d’un groupe de référence qui produit de l’énergie thermique utile, fixée à 250 tonnes d’émissions de CO2 par GWh. CO2 capté et stocké (Ecsc) La quantité de CO2 du groupe qui est captée pendant une année civile et stockée dans le cadre d’un projet de stockage est déterminée selon la formule suivante : représente la valeur déterminée pour l’élément Eg au paragraphe 12(1) ou, le cas échéant, au paragraphe 27(1); la quantité de CO2 correspondant à la portion de l’élément Ein qui est captée et subséquemment stockée, au cours de l’année civile, dans le cadre d’un projet de stockage respectant les conditions prévues au paragraphe (2), exprimée en tonnes et déterminée à l’aide d’un instrument de mesure directe du débit et de la concentration en CO2; la quantité de CO2, exprimée en tonnes, entrant dans le système de captage et de stockage de carbone, au cours de l’année civile, déterminée conformément aux sections 7.1 à 7.5 du Protocole SMECE à l’aide d’un SMECE qui est situé en amont du système de captage et de stockage de carbone et qui mesure le CO2 entrant dans ce système. Conditions Pour déterminer la valeur de l’élément Ecsc aux paragraphes 12(1) et 27(1), seule peut être prise en compte la quantité de CO2 stockée de façon permanente dans le cadre d’un projet de stockage qui respecte les conditions suivantes : 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; le CO2 stocké dans le cadre du projet est capté, transporté et stocké conformément aux lois fédérales ou provinciales ou aux lois des États-Unis ou de l’un de ses États. Émissions — hydrogène, ammoniac ou vapeur (Eext) La quantité d’émissions de CO2 provenant de la production d’hydrogène, d’ammoniac ou de vapeur utilisés par le groupe pour la production d’électricité pendant une année civile est déterminée selon la formule suivante : représente le ke flux d’hydrogène, d’ammoniac ou de vapeur, « k » étant une valeur de 1 à n, où n représente le nombre de flux d’hydrogène, d’ammoniac ou de vapeur utilisés par le groupe au cours de l’année civile; la quantité annuelle totale des émissions de CO2, exprimée en tonnes, provenant de la production annuelle totale du ke flux d’hydrogène, d’ammoniac ou de vapeur utilisés par le groupe au cours de l’année civile; la production annuelle totale du ke flux d’hydrogène, d’ammoniac ou de vapeur au cours de l’année civile, déterminée à l’aide d’un dispositif de mesure en continu et exprimée : a)en m3 dans les conditions normales, dans le cas de l’hydrogène et de l’ammoniac, en m3 dans les conditions normales, dans le cas de l’hydrogène et de l’ammoniac, b)en GJ, dans le cas de la vapeur; en GJ, dans le cas de la vapeur; la quantité d’hydrogène ou d’ammoniac, exprimée en m3 dans les conditions normales, ou la quantité de vapeur achetée ou transférée, exprimée en GJ, dans le ke flux utilisé par le groupe pour la production d’électricité au cours de l’année civile, déterminée à l’aide d’un dispositif de mesure en continu. Quantification des éléments Ek et Pk Sous réserve du paragraphe (4), la personne responsable obtient la valeur des éléments Ek et Pk du fournisseur d’hydrogène, d’ammoniac ou de vapeur, le cas échéant, utilisés par le groupe, déterminée conformément aux sections du PDGES suivantes : la section 10 pour la production d’hydrogène; la section 8 pour la production d’ammoniac; la section 7 pour la production de vapeur. Pour l’application de l’alinéa (2)a), la description de l’élément RCO2 de l’équation 10-2 du PDGES vaut mention de « CO2 capté et stocké dans le cadre d’un projet de stockage qui remplit les conditions prévues au paragraphe 23(2) du Règlement sur l’électricité propre ». Valeurs par défaut Lorsque l’hydrogène ou l’ammoniac utilisé par le groupe n’est pas produit dans l’installation où se situe le groupe ou lorsque la vapeur utilisée par le groupe est achetée pour cette installation ou lui est transférée, le ratio Ek ÷ Pk au paragraphe (1) est remplacé par les valeurs ci-après si la personne responsable ne parvient pas à obtenir du fournisseur les renseignements requis pour déterminer ce ratio conformément au paragraphe (2) : 9,8312 × 10-4 tonnes CO2/m3 pour l’hydrogène; 1,4635 × 10-3 tonnes CO2/m3 pour l’ammoniac; 0,08 tonne CO2/GJ pour la vapeur. Déduction La personne responsable d’un groupe peut, pour l’application du paragraphe 12(1), déduire la quantité d’émissions de CO2 attribuée au groupe au cours d’une période de déduction et elle peut, pour l’application du paragraphe 13(2), déduire la quantité d’électricité produite par le groupe au cours de cette période de déduction, si les conditions suivantes sont remplies : l’exploitant de réseau électrique détermine qu’il se produit un événement à caractère irrésistible — qu’il soit naturel ou qu’il résulte d’une action humaine — ou le ministre détermine qu’un risque pour la sécurité et la santé humaines existe; dans le cas d’un événement à caractère irrésistible, celui-ci échappe au contrôle de l’exploitant de réseau électrique et de la personne responsable; l’exploitant de réseau électrique détermine que l’événement ou le risque visé à l’alinéa a) entraîne une perturbation ou un risque important de perturbation de l’approvisionnement en électricité dans la province où se situe le groupe ou dans les provinces ou États contigus; l’exploitant de réseau électrique donne au groupe une directive de production d’électricité en raison de l’événement ou du risque visé à l’alinéa a) afin d’atténuer ou de contribuer sensiblement à atténuer la perturbation ou le risque important de perturbation de l’approvisionnement en électricité dans la province où se situe le groupe ou dans les provinces ou États contigus; la production d’électricité du groupe va atténuer ou contribuer sensiblement à atténuer la perturbation ou le risque important de perturbation de l’approvisionnement en électricité dans la province où se situe le groupe ou dans les provinces ou États contigus; dans les sept jours suivant la date à laquelle la directive de production d’électricité visée à l’alinéa d) est reçue, la personne responsable en avise le ministre. Période de déduction La période pour laquelle la quantité d’émissions de CO2 et la quantité d’électricité produite peuvent être déduites commence pendant l’heure au cours de laquelle le groupe fonctionne en réponse à la directive de production d’électricité visée à l’alinéa (1)d) et se termine, selon le cas : si aucune demande de prolongation de la période de déduction n’est présentée au ministre conformément au paragraphe 26(1), à la première des échéances suivantes à survenir : le trentième jour suivant la date à laquelle la directive de production d’électricité a été donnée, l’heure qui suit de vingt-quatre heures celle à laquelle l’exploitant de réseau électrique avise la personne responsable que la directive de production d’électricité ne s’applique plus; si une demande de prolongation de la période de déduction est présentée au ministre conformément au paragraphe 26(1) : dans le cas où la prolongation n’a pas été accordée, à la première des échéances suivantes à survenir : l’heure qui suit de vingt-quatre heures celle à laquelle l’exploitant de réseau électrique avise la personne responsable que la directive de production d’électricité ne s’applique plus, le quarante-cinquième jour suivant la date à laquelle la directive de production d’électricité a été donnée, dans tout autre cas, à la première des échéances suivantes à survenir : l’heure qui suit de vingt-quatre heures celle à laquelle le ministre avise la personne responsable que la période de déduction a pris fin. Avis au ministre Dans les sept jours suivant la date à laquelle l’exploitant de réseau électrique a avisé la personne responsable que la directive de production d’électricité visée à l’alinéa (1)d) ne s’applique plus, cette dernière avise le ministre de cette fin d’application. Demande de prolongation de la période de déduction Si les conditions prévues au paragraphe 25(1) continuent d’être remplies plus de trente jours après la date à laquelle le groupe a reçu la directive de production d’électricité prévue à l’alinéa 25(1)d), la personne responsable peut, dans les trente jours qui suivent la date de la réception de la directive, présenter au ministre une demande de prolongation de la période de déduction. Contenu de la demande La demande comporte les éléments suivants : le cas échéant, le numéro d’enregistrement assigné au groupe par le ministre aux termes du paragraphe 7(3); la date et l’heure du début de la période de déduction; la description de l’événement à caractère irrésistible ou du risque pour la sécurité et la santé humaines à l’origine de la directive de production d’électricité, notamment : la date et l’heure du début et, le cas échéant, de la fin de l’événement ou du risque, la province ou l’État où l’événement s’est produit ou le risque est apparu, la province ou l’État où la perturbation de l’approvisionnement en électricité a eu lieu, ou le risque important de perturbation est apparu, les renseignements établissant que le groupe a reçu la directive de production d’électricité pour atténuer ou contribuer de manière significative à atténuer la perturbation ou le risque important de perturbation de l’approvisionnement en électricité; si la directive de production d’électricité est donnée en raison de la détermination par l’exploitant de réseau électrique qu’un événement à caractère irrésistible se produit, les renseignements établissant que les conditions ci-après sont remplies, et tout document à l’appui : l’exploitant de réseau électrique a déterminé que l’événement s’est produit, l’événement échappait au contrôle de l’exploitant de réseau électrique et de la personne responsable du groupe, l’événement a entraîné une perturbation ou un risque important de perturbation de l’approvisionnement en électricité que la directive vise à atténuer ou contribue sensiblement à atténuer, la perturbation ou le risque important de perturbation de l’approvisionnement en électricité découlant de l’événement continuera plus de trente jours après la date à laquelle la période de déduction a commencé. Décision du ministre Le ministre accorde la prolongation dans les dix jours suivant la date de réception de la demande s’il estime que les conditions prévues au paragraphe 25(1) continueront d’être remplies. Événement à caractère irrésistible Le ministre accorde la prolongation en raison d’un événement à caractère irrésistible s’il estime que les conditions suivantes sont remplies : l’événement s’est produit; l’événement échappe au contrôle de l’exploitant de réseau électrique et de la personne responsable du groupe; la perturbation ou le risque important de perturbation de l’approvisionnement en électricité découlant de l’événement persisteront; la production d’électricité par le groupe va atténuer ou contribuer sensiblement à atténuer la perturbation ou le risque important de perturbation de l’approvisionnement en électricité dans la province où se situe le groupe ou dans les provinces ou États contigus. Émissions pendant une période de déduction (Esu) La quantité visée dans la description de l’élément Esu au paragraphe 12(1) est déterminée selon la formule suivante : représente la ie période de déduction, « i » étant une valeur de 1 à n, où n représente le nombre de périodes de déduction au cours de l’année civile; la quantité d’émissions de CO2, exprimée en tonnes, provenant de la combustion de combustible fossile par le groupe pendant la ie période de déduction au cours de l’année civile, déterminée conformément au paragraphe 12(3); la quantité d’émissions de CO2, exprimée en tonnes, attribuée à la production d’énergie thermique utile par le groupe pendant la ie période de déduction au cours de l’année civile, déterminée conformément à l’article 21; la quantité d’émissions de CO2, exprimée en tonnes, attribuée à l’électricité produite par le groupe pendant la ie période de déduction au cours de l’année civile et utilisée dans les limites de l’installation où se situe le groupe et qui est : a)égale à zéro dans les cas suivants :(i)pour toute période de déduction au cours de laquelle le groupe ne produit pas d’énergie thermique utile,(ii)pour tout groupe — autre qu’un groupe prévu — dont la date de mise en service est postérieure au 31 décembre 2024,(iii)pour toute période de déduction postérieure à 2049, (i)pour toute période de déduction au cours de laquelle le groupe ne produit pas d’énergie thermique utile, pour toute période de déduction au cours de laquelle le groupe ne produit pas d’énergie thermique utile, (iii)pour toute période de déduction postérieure à 2049, pour toute période de déduction postérieure à 2049, b)déterminée conformément à l’article 22, dans tout autre cas; déterminée conformément à l’article 22, dans tout autre cas; la quantité de CO2 du groupe, exprimée en tonnes, captée pendant la ie période de déduction au cours de l’année civile et stockée dans le cadre d’un projet de stockage, déterminée conformément à l’article 23; la quantité d’émissions de CO2, exprimée en tonnes, provenant de la production d’hydrogène, d’ammoniac et de vapeur achetée ou transférée, utilisés par le groupe pour la production d’électricité pendant la ie période de déduction au cours de l’année civile, déterminée conformément à l’article 24. Adaptation Pour l’application du paragraphe (1), toute mention de l’année civile dans un calcul requis en application des articles 15 ou 16 ou de l’un des articles 19 à 24 vaut mention de la période de déduction applicable. Plusieurs années civiles Pour l’application du paragraphe (1), si la période de déduction applicable se termine dans une année civile différente de celle dans laquelle elle a commencé, seule est prise en compte la partie de cette période qui tombe pendant l’année civile pour laquelle la détermination de la quantité d’émissions de CO2 est effectuée. Pour l’application du paragraphe (1), une quantité d’émissions de CO2 visée à ce paragraphe ne peut être incluse dans plus d’une période de déduction. Remise au 15 décembre La quantité de CO2 prise en compte pour l’élément Ccomp au paragraphe 12(1) correspond au nombre de crédits compensatoires canadiens que la personne responsable remet au ministre pour le groupe au plus tard le 15 décembre de l’année civile qui suit celle pour laquelle la remise est effectuée. Nombre maximal Le nombre maximal de crédits compensatoires canadiens pouvant être remis, pour un groupe et pour une année civile, correspond à la quantité de CO2, exprimée en tonnes, déterminée selon la formule suivante : a)35 tonnes d’émissions de CO2 par GWh, pour les années civiles 2035 à 2049, 35 tonnes d’émissions de CO2 par GWh, pour les années civiles 2035 à 2049, b)42 tonnes d’émissions de CO2 par GWh, à compter de l’année civile 2050. 42 tonnes d’émissions de CO2 par GWh, à compter de l’année civile 2050. La quantité déterminée au paragraphe (2) est arrondie au nombre entier le plus proche ou, en cas d’équidistance, au nombre entier supérieur. Condition Tout crédit compensatoire canadien remis pour une année civile doit avoir été émis pour une réduction ou un retrait de gaz à effet de serre ayant eu lieu dans les huit années civiles qui précèdent celle de la remise. Reconnaissance réciproque La personne responsable peut remettre un même crédit compensatoire canadien pour l’application du paragraphe 12(1) et pour celle d’un système reconnu aux termes du paragraphe (6) si, au titre de ce système, le crédit est remis, à la fois : pour la même année civile que celle pour laquelle la remise au titre du présent article est effectuée; en lien avec le même groupe que celui pour lequel la remise au titre du présent article est effectuée; pour satisfaire à une obligation de remise qui n’est pas en lien avec une situation extraordinaire, telle que le remplacement d’un crédit annulé ou l’indemnisation du non-respect d’une exigence. Système reconnu Est un système reconnu : tout système de tarification des gaz à effet de serre qui est mis en place au titre de la section 1 de la partie 2 de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre; tout système provincial de tarification du carbone qui fait l’objet d’une entente entre une province et le ministre pour la reconnaissance réciproque de crédits compensatoires canadiens et dont le nom figure sur la liste publiée sur le site Web du ministère de l’Environnement pour l’application du présent article. Date de la remise Tout crédit compensatoire canadien est considéré comme remis à la date à laquelle un rapport de rapprochement contenant les renseignements prévus aux articles 1 et 2 de l’annexe 6 à son égard est transmis au ministre conformément à l’article 41. Crédits compensatoires canadiens annulés Si, dans les cinq années qui suivent la date à laquelle la personne responsable remet au ministre au moins un crédit compensatoire canadien visé à l’alinéa b) de la définition de crédit compensatoire canadien au paragraphe 2(1), la province qui a émis les crédits annule ceux-ci sans prévoir de mécanismes de remplacement, le ministre avise la personne responsable du nombre de crédits compensatoires canadiens qui sont annulés et du nombre de crédits compensatoires canadiens qu’elle doit lui remettre. Conditions de reconnaissance réciproque non remplies S’il décide que la remise d’au moins un crédit compensatoire canadien visé au paragraphe 28(5) ne remplit pas les conditions prévues à ce paragraphe, le ministre avise la personne responsable du nombre de crédits compensatoires canadiens remis ne remplissant pas ces conditions et du nombre de crédits compensatoires canadiens qu’elle doit lui remettre. Demande du ministre La personne responsable transmet au ministre, dans le délai que celui-ci précise, tout renseignement qu’il demande pour décider si un crédit compensatoire canadien remplit ou non les conditions prévues au paragraphe 28(5). Obligation de remise La personne responsable remet le nombre de crédits compensatoires canadiens prévu par l’avis visé aux paragraphes (1) ou (2) en transmettant au ministre un rapport de rapprochement contenant les renseignements prévus aux articles 1 et 4 de l’annexe 6 à l’égard des crédits, au plus tard le 15 décembre de l’année civile qui suit celle au cours de laquelle l’avis a été donné. Crédits compensatoires canadiens pouvant être remis Les crédits compensatoires canadiens remis au titre du paragraphe (4) doivent avoir été émis pour une réduction ou un retrait de gaz à effet de serre ayant eu lieu dans les huit années civiles qui précèdent la fin du délai prévu à ce paragraphe. Nombre d’unités de conformité délivrées Si, pour une année civile de 2035 à 2049, le ministre estime que la quantité d’émissions de CO2 attribuée à un groupe, déterminée conformément à la formule prévue à la description de l’élément E au paragraphe 12(1), est inférieure à la limite d’émission déterminée pour le groupe conformément au paragraphe 9(1), il délivre à la personne responsable du groupe, pour cette année civile et pour le groupe, un nombre d’unités de conformité égal à la différence entre cette limite et cette quantité, chaque unité de conformité étant équivalente à une tonne de CO2. Exceptions Malgré le paragraphe (1), aucune unité de conformité n’est délivrée pour le groupe pour une année civile si celui-ci : soit ne fait pas l’objet d’une limite d’émission au titre du paragraphe 9(1) avant le 1er juillet de cette année civile; soit est visé par une exemption de l’application du paragraphe 9(1) aux termes du paragraphe 14(1) pour l’année civile. La personne responsable d’un groupe transmet au ministre, sur demande de celui-ci et dans le délai qu’il précise, tout renseignement nécessaire pour déterminer : si la quantité d’émissions de CO2 prise en compte pour l’élément E au paragraphe 12(1) et figurant dans le rapport sur les émissions transmis au titre de l’article 39 pour le groupe pour une année civile a été déterminée conformément à ce paragraphe; si la limite d’émission figurant dans le rapport sur les émissions transmis au titre de l’article 39 pour le groupe pour une année civile est déterminée conformément au paragraphe 9(1). Avis Si, après avoir obtenu les renseignements demandés aux termes du paragraphe (3), le ministre n’est pas convaincu que la quantité d’émissions de CO2 attribuée à un groupe, déterminée conformément à la formule prévue à la description de l’élément E au paragraphe 12(1), est inférieure à la limite d’émission déterminée pour le groupe conformément au paragraphe 9(1), il avise la personne responsable qu’aucune unité de conformité ne sera délivrée pour le groupe pour l’année civile. Unités de conformité transférables Sous réserve de l’article 32, les unités de conformité délivrées pour un groupe pour une année civile au titre du paragraphe 30(1) sont transférables si le groupe ne brûle pas de charbon pendant l’année civile et s’il s’agit : soit d’un groupe dont la date de mise en service est antérieure au 1er janvier 2025 et qui ne produit pas d’énergie thermique utile pendant l’année civile; soit d’un groupe — autre qu’un groupe prévu — dont la date de mise en service est postérieure au 31 décembre 2024 et antérieure au 1er janvier 2030; soit d’un groupe prévu qui ne produit pas d’énergie thermique utile pendant l’année civile. Unités de conformité non transférables Sous réserve de l’article 32, les unités de conformité délivrées au titre du paragraphe 30(1) pour une année civile pour un groupe qui n’est pas visé au paragraphe (1) ne sont pas transférables. Transfert entre personnes responsables Les unités de conformité transférables ne peuvent être transférées qu’entre personnes responsables de groupes auxquels le présent règlement s’applique. Désignation d’un groupe de substitution La personne responsable d’un groupe visé à l’un des alinéas 31(1)a) à c) ou d’un groupe désigné comme groupe de substitution aux termes du présent article peut désigner un autre groupe comme groupe de substitution si la personne responsable de cet autre groupe y consent et si les conditions suivantes sont remplies : la capacité de production d’électricité du groupe désigné comme groupe de substitution ne dépasse pas celle du groupe qui est substitué; les deux groupes se rapportent au même exploitant de réseau électrique. Renseignements exigés Pour désigner un groupe de substitution, la personne responsable qui effectue la désignation et la personne responsable du groupe qui sera désigné comme groupe de substitution transmettent chacune au ministre, avant le 1er janvier de l’année civile au cours de laquelle la substitution prend effet, les renseignements ci-après accompagnés d’une attestation datée et signée par la personne responsable ou son agent autorisé portant qu’elle accepte la substitution : le numéro d’enregistrement assigné à chaque groupe par le ministre aux termes du paragraphe 7(3); la capacité de production d’électricité de chacun des groupes; l’exploitant de réseau électrique pour chacun des groupes. Conséquences de la substitution À compter de l’année civile au cours de laquelle la désignation d’un groupe de substitution prend effet : toute unité de conformité délivrée pour le groupe de substitution pour l’année civile et toute année civile subséquente au cours de laquelle il est un groupe de substitution est transférable, sauf si le groupe remplit l’une des conditions suivantes : il brûle du charbon pendant l’année civile, la date de sa mise en service est antérieure au 1er janvier 2025 et il produit de l’énergie thermique utile pendant l’année civile, il est un groupe prévu qui produit de l’énergie thermique utile pendant l’année civile; aucune unité de conformité délivrée pour le groupe qui n’est pas le groupe de substitution pour l’année civile et toute année civile subséquente au cours de laquelle celui-ci n’est pas désigné comme groupe de substitution n’est transférable. Cesser d’être un groupe de substitution Un groupe cesse d’être un groupe de substitution le 1er janvier de l’année civile qui suit celle au cours de laquelle la personne responsable du groupe désigne un autre groupe de substitution conformément au présent article. La quantité de CO2 prise en compte pour l’élément Uc au paragraphe 12(1) correspond au nombre d’unités de conformité que la personne responsable remet au ministre pour le groupe au plus tard le 15 décembre de l’année civile qui suit celle pour laquelle la remise est effectuée. La personne responsable ne peut remettre au ministre pour l’application du paragraphe 12(1) que les unités de conformité qui satisfont aux conditions suivantes : leur remise est effectuée pour une année civile antérieure à 2050; elles ont été délivrées pour une année civile qui précède d’au plus cinq années civiles celle au cours de laquelle elles sont remises; dans le cas des unités de conformité non transférables, elles sont remises pour le groupe pour lequel elles ont été délivrées; dans le cas des unités de conformité transférables, elles sont remises : soit pour un groupe qui, à la fois : remplit, pendant l’année civile pour laquelle les unités sont remises, les conditions de délivrance d’unités de conformité transférables prévues aux paragraphes 31(1) et 32(3), se rapporte au même exploitant de réseau électrique que le groupe pour lequel les unités ont été délivrées, soit pour le groupe pour lequel les unités ont été délivrées. Toute unité de conformité est considérée comme remise à la date à laquelle un rapport de rapprochement contenant les renseignements prévus aux articles 1 à 3 de l’annexe 6 à l’égard de l’unité est transmis au ministre conformément à l’article 41. Retrait Toute unité de conformité ne peut être remise qu’une fois au titre du présent règlement et, une fois remise au ministre, elle est retirée et ne doit pas être à nouveau utilisée. Échantillonnage La valeur des éléments des formules prévues aux paragraphes 20(1) et (4) est déterminée à partir d’échantillons de combustible prélevés conformément au présent article. Fréquence Chaque prélèvement est effectué à un moment et à un point du système de manutention du combustible de l’installation qui permettent d’obtenir à la fréquence minimale applicable les échantillons représentatifs ci-après du combustible brûlé : s’agissant de gaz naturel, pendant chaque période d’échantillonnage correspondant à chaque année civile au cours de laquelle le groupe produit de l’électricité ou de l’énergie thermique utile, deux échantillons prélevés au cours de cette année, au moins quatre mois après l’échantillon précédant et de la manière prévue à l’une des normes suivantes : la norme ASTM D4057 intitulée Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products, la norme ASTM D4177 intitulée Standard Practice for Automatic Sampling of Petroleum and Petroleum Products, la norme ASTM F307 intitulée Standard Practice for Sampling Pressurized Gas for Gas Analysis; s’agissant de gaz de raffinerie, pendant chaque période d’échantillonnage correspondant à chaque journée au cours de laquelle le groupe produit de l’électricité ou de l’énergie thermique utile, un échantillon de gaz de raffinerie par journée, prélevé au moins six heures après l’échantillon précédant et de la manière prévue à l’une des normes visées à l’alinéa a); s’agissant d’un type de combustible liquide ou gazeux autre que du gaz de raffinerie ou du gaz naturel, pendant chaque période d’échantillonnage correspondant à chaque mois au cours duquel le groupe produit de l’électricité ou de l’énergie thermique utile, un échantillon de combustible par mois, prélevé à au moins deux semaines d’intervalle et de la manière prévue à l’une des normes visées à l’alinéa a); s’agissant d’un combustible solide, un échantillon composite par mois constitué à partir de sous-échantillons de même masse du combustible ayant servi à la combustion prélevés selon les modalités suivantes : un prélèvement est effectué chaque semaine qui commence au cours du mois et pendant laquelle le groupe produit de l’électricité ou de l’énergie thermique utile, les sous-échantillons sont prélevés après tout traitement du combustible, mais avant que celui-ci ne soit mélangé à d’autres combustibles, les sous-échantillons sont prélevés à au moins soixante-douze heures d’intervalle. Échantillonnage additionnel Si la personne responsable prélève un nombre d’échantillons ou d’échantillons composites, selon le cas, supérieur au nombre prévu au paragraphe (2) et si le contenu en carbone de l’un quelconque de ces échantillons ou échantillons composites a été déterminé conformément à la description de l’élément CCi au paragraphe 20(4), selon le combustible en cause, les résultats de cette détermination sont utilisés pour déterminer la valeur de l’élément CCM au titre du paragraphe 20(4). Contenu en carbone obtenu du fournisseur Au lieu de prélever des échantillons en application du présent article, la personne responsable peut utiliser le contenu en carbone du combustible qu’elle obtient de son fournisseur si ce dernier, à la fois : a déterminé ce contenu de la manière prévue à la description de l’élément CCi au paragraphe 20(4); a suivi la période d’échantillonnage et la fréquence minimale d’échantillonnage applicables prévues au paragraphe (2). Données manquantes Si, pour une raison indépendante de la volonté de la personne responsable, il manque, pour une période quelconque d’une année civile, des données pour déterminer la valeur d’un élément d’une des formules prévues au présent règlement, une donnée de remplacement pour cette période est utilisée à cette fin. Donnée de remplacement — SMECE Si un SMECE est utilisé pour déterminer la valeur d’un élément d’une des formules prévues aux articles 16 ou 17 ou à l’une des sections 7.1 à 7.5 du Protocole SMECE et qu’il manque une donnée pour une période quelconque, une donnée de remplacement est obtenue conformément à la section 3.4.1 du Protocole SMECE. Donnée de remplacement — autre que SMECE Si des données, autres que celles visées au paragraphe (2), requises pour déterminer la valeur d’un élément de toute formule prévue au présent règlement sont manquantes pour une période quelconque, la donnée de remplacement correspond à la moyenne des données disponibles pour cet élément pour la période équivalente précédant la période en cause et, si les données sont disponibles, pour la période équivalente qui la suit. Toutefois, si aucune donnée n’est disponible pour cet élément pour la période équivalente précédant la période en cause, la donnée de remplacement correspond à la valeur déterminée pour l’élément pour la période équivalente qui suit cette période. Nombre maximal d’heures Une donnée de remplacement peut être utilisée pour plus d’une période au cours d’une année civile, mais elle ne doit pas être utilisée pour plus de six cent soixante-douze heures au cours d’une année civile. Instruments de mesure — mise en place, entretien et étalonnage La personne responsable met en place, entretient et étalonne les instruments de mesure — autres qu’un SMECE — utilisés pour l’application du présent règlement selon les instructions du fabricant ou selon une norme applicable qui est généralement reconnue par l’industrie à l’échelle nationale ou internationale. Fréquence de l’étalonnage Elle procède à l’étalonnage de chaque instrument de mesure selon l’une des fréquences suivantes : au moins une fois par année civile et à au moins cinq mois d’intervalle; la fréquence minimale recommandée par le fabricant. Exactitude des mesures Elle utilise des instruments de mesure qui permettent la prise des mesures selon une exactitude : de ± 3 % pour les instruments utilisés pour mesurer une quantité d’électricité; de ± 5 % pour les autres instruments de mesure. Documents incorporés par renvoi Toutefois, toute disposition d’un document incorporé par renvoi dans le présent règlement qui prévoit un pourcentage d’exactitude inférieur à celui mentionné au paragraphe (3) l’emporte sur ce paragraphe. Correction d’erreurs et d’omissions La personne responsable avise le ministre dès que possible de toute erreur ou omission concernant les renseignements transmis conformément au présent règlement et lui transmet les renseignements corrigés au plus tard cent vingt jours après la date à laquelle elle a connaissance de l’erreur ou de l’omission. Rapport sur les émissions corrigé La personne responsable transmet au ministre un rapport sur les émissions corrigé à l’égard d’un groupe au plus tard cent vingt jours après, selon le cas : la date à laquelle elle transmet l’avis prévu à l’article 37 indiquant qu’elle a pris connaissance d’une erreur ou d’une omission ayant pour résultat la délivrance d’un nombre erroné d’unités de conformité pour le groupe; la date à laquelle le ministre avise la personne responsable qu’une erreur ou une omission a eu pour résultat la délivrance d’un nombre erroné d’unités de conformité pour le groupe. Contenu du rapport Le rapport sur les émissions corrigé contient les renseignements visés à l’annexe 5 pour la même année civile que celle à laquelle l’erreur ou l’omission se rapporte, ainsi que, à la fois : les renseignements qui doivent être corrigés et la description des corrections apportées; la description des circonstances qui ont donné lieu à l’erreur ou à l’omission et la raison pour laquelle celles-ci n’ont pas été détectées plus tôt; la description des mesures prévues ou déjà mises en œuvre pour éviter que le même type d’erreur ou d’omission ne se reproduise. Si l’erreur ou l’omission a pour résultat la délivrance pour un groupe d’un nombre d’unités de conformité supérieur au nombre d’unités de conformité qui auraient été délivrées si des quantités exactes avaient été utilisées dans le calcul de ce nombre au moment de la délivrance, la personne responsable remet au ministre, au plus tard le 15 décembre qui suit l’expiration du délai prévu au paragraphe (1), un nombre d’unités de conformité ou de crédits compensatoires canadiens égal à la différence entre le nombre d’unités de conformité, et le cas échéant, de crédits compensatoires canadiens, qui ont été délivrés et celui qui auraient dû l’être. Ordre de priorité Pour l’application du paragraphe (3), sont remises pour un groupe, dans l’ordre de priorité suivant : les unités de conformité délivrées pour le groupe pour la même année civile que celle à laquelle l’erreur ou l’omission se rapporte; si la personne responsable du groupe détient un nombre insuffisant d’unités de conformité visées à l’alinéa a) pour remplir son obligation de remise, toute autre unité de conformité détenue à l’égard de ce groupe à la date de transmission de l’avis visé aux alinéas (1)a) ou b); si la personne responsable du groupe détient un nombre insuffisant d’unités de conformité visées aux alinéas a) et b) pour remplir son obligation de remise, toute combinaison d’unités de conformité transférables et de crédits compensatoires canadiens. La personne responsable ne peut remettre pour le groupe, pour l’application du présent article, que les unités de conformité ou les crédits compensatoires canadiens qui satisfont aux conditions suivantes : s’agissant d’unités de conformité :

elles ont été délivrées pour une année civile qui précède d’au plus cinq années civiles celle au cours de laquelle elles sont remises, elles ont été délivrées pour un groupe qui se rapporte au même exploitant de réseau électrique que le groupe pour lequel elles sont remises; s’agissant de crédits compensatoires canadiens : ils ont été émis pour une réduction ou un retrait de gaz à effet de serre ayant eu lieu dans les huit années civiles qui précèdent celle au cours de laquelle ils sont remis, le nombre remis ne doit pas être supérieur à la différence entre : d’une part, la somme du nombre maximal de crédits compensatoires canadiens pouvant être remis pour le groupe au titre de l’article 28 pour chaque année civile à compter de celle à laquelle l’erreur ou l’omission se rapporte jusqu’à celle de la remise, d’autre part, la somme du nombre de crédits compensatoires canadiens déjà remis pour le groupe pour chacune de ces années civiles. Remise partielle Malgré le paragraphe (3), si la personne responsable ne détient pas un nombre suffisant d’unités de conformité ou de crédits compensatoires canadiens qui remplissent les conditions prévues aux paragraphes (4) et (5) et s’il lui est impossible d’en obtenir un tel nombre pour remplir dans le délai prévu au paragraphe (3) son obligation de remise, elle remet dans ce délai le nombre de ceux-ci qu’elle a pu obtenir et elle remet au ministre l’année civile suivante — ou, si, pendant cette année civile, elle n’en détient pas un nombre suffisant et ne peut pas en obtenir un tel nombre, toute année civile ultérieure — le nombre manquant d’unités de conformité ou de crédits compensatoires canadiens, conformément au paragraphe (7). Remise l’année suivante Lorsque la remise est effectuée après l’expiration du délai prévu au paragraphe (3), sont remises pour un groupe : les unités de conformité délivrées pour le groupe; si la personne responsable détient un nombre insuffisant d’unités de conformité visées à l’alinéa a) pour remplir son obligation de remise, toute combinaison d’unités de conformité transférables ou de crédits compensatoires canadiens qu’elle peut obtenir pendant l’année civile et qui satisfont aux conditions prévues au paragraphe (5). Les unités de conformité et les crédits compensatoires canadiens remis au titre du présent article sont considérés comme remis à la date à laquelle un rapport de rapprochement contenant les renseignements visés aux articles 1, 3 et 5 de l’annexe 6 relatifs à ces unités ou à ces crédits est transmis au ministre conformément à l’article 41. Rapport sur les émissions Pour chaque année civile à compter de celle au cours de laquelle un groupe fait l’objet d’une limite d’émission au titre du paragraphe 9(1), la personne responsable transmet au ministre un rapport sur les émissions pour le groupe contenant les renseignements prévus à l’annexe 5. 1er juin Le rapport sur les émissions est transmis au plus tard le 1er juin de l’année civile qui suit celle faisant l’objet du rapport. Rapport sur les émissions abrégé La personne responsable transmet au ministre, pour chaque année civile pour laquelle le groupe est visé par une exemption de l’application de l’article 39 aux termes du paragraphe 14(1), un rapport sur les émissions abrégé pour le groupe contenant les renseignements prévus aux articles 1, 2, 4 et 9 de l’annexe 5. Le rapport sur les émissions abrégé est transmis au plus tard le 1er juin de l’année civile qui suit celle faisant l’objet du rapport. Rapport de rapprochement Pour chaque année civile à compter de celle au cours de laquelle un groupe fait l’objet d’une limite d’émission au titre du paragraphe 9(1), la personne responsable transmet au ministre un rapport de rapprochement pour le groupe contenant les renseignements prévus à l’annexe 6. 15 décembre Le rapport de rapprochement est transmis au plus tard le 15 décembre de l’année civile qui suit celle faisant l’objet du rapport. Rapport de rapprochement abrégé Si, pendant une partie quelconque d’une année civile, des unités de conformité sont détenues pour un groupe et que le rapport de rapprochement prévu au paragraphe 41(1) n’est pas exigé à l’égard de ce groupe pour cette année civile, la personne responsable transmet au ministre un rapport de rapprochement abrégé pour le groupe pour cette année civile qui contient les renseignements prévus aux articles 1 et 3 de l’annexe 6. Le rapport de rapprochement abrégé est transmis au plus tard le 15 décembre de l’année civile qui suit celle faisant l’objet du rapport. Si un groupe cesse définitivement de produire de l’électricité, la personne responsable de celui-ci transmet au ministre un avis de cessation définitive de production d’électricité contenant les renseignements prévus à l’annexe 7 au plus tard soixante jours après la date à laquelle le groupe cesse définitivement sa production. Exigences maintenues Après la transmission de l’avis, la personne responsable : transmet tout rapport exigé par l’un des articles 39 à 42 à l’égard du groupe pour l’année civile au cours de laquelle le groupe cesse définitivement de produire de l’électricité; continue de remplir les exigences des articles 29, 37, 38 et 44 à 48 à l’égard du groupe. Transmission et signature électroniques Les renseignements qui doivent être transmis en application du présent règlement — y compris les avis donnés en application du paragraphe 8(5), de l’alinéa 25(1)f), du paragraphe 25(3), de l’article 37 et du paragraphe 46(3) — et les demandes faites aux termes de celui-ci sont transmis par voie électronique, en la forme précisée par le ministre, et portent la signature électronique de la personne responsable ou de son agent autorisé. Support papier Si le ministre n’a pas précisé de forme électronique ou s’il est impossible pour la personne responsable de transmettre les renseignements par voie électronique conformément au paragraphe (1) en raison de circonstances indépendantes de sa volonté, ceux-ci peuvent être transmis sur support papier, signé par la personne responsable ou par son agent autorisé et, le cas échéant, ils sont transmis en la forme précisée par le ministre ou autrement, si aucune forme n’est précisée. La personne responsable consigne dans un dossier les renseignements et documents ci-après à l’égard du groupe : tout avis, toute attestation, déclaration ou demande ou tout rapport ou renseignement transmis au ministre en application du présent règlement; si la personne responsable est tenue d’effectuer des déterminations ou des calculs en application du présent règlement : les déterminations ou les calculs requis, les mesures sur lesquelles ces déterminations ou ces calculs sont fondés, la mention de la norme ou de la méthode utilisée pour déterminer la valeur de tout élément d’une formule exigée pour effectuer les calculs, ainsi que les renseignements, y compris la méthodologie, utilisés pour déterminer cette valeur, tout document à l’appui des renseignements visés aux sous-alinéas (i) à (iii); si une quantité est prise en compte pour l’élément Qa au paragraphe 13(2), les documents prévus à l’alinéa 13(4)c) et les renseignements démontrant que l’énergie thermique utile a été fournie à une installation destinataire; la mention des normes ou des méthodes utilisées pour déterminer la valeur de l’élément CCi au paragraphe 20(4) pour un échantillon de combustible gazeux et une mention précisant si un instrument de mesure directe a été utilisé ou non à cette fin; les instructions du fabricant relatives à tout instrument de mesure utilisé pour déterminer toute valeur ou quantité en application du présent règlement; les renseignements établissant que les exigences prévues à l’article 36 sont remplies; pour chaque année civile au cours de laquelle la personne responsable utilise un SMECE : les renseignements établissant que les exigences du Protocole SMECE relatives à la conception, la certification, le fonctionnement et l’évaluation des performances du SMECE sont remplies, les documents confirmant l’homologation du SMECE aux termes du paragraphe 18(2), la copie de chaque plan d’assurance de la qualité élaboré pour le SMECE et les renseignements établissant que les exigences de l’article 6 du Protocole SMECE relatives au plan sont remplies; le résultat d’analyse de chaque échantillon prélevé pour l’application des paragraphes 20(1) ou (4), ainsi que la date de leur prélèvement et la mention des normes qui ont été utilisées pour prendre des échantillons représentatifs du combustible; si la valeur des éléments Ek et Pk est obtenue du fournisseur d’hydrogène, d’ammoniac ou de vapeur au titre du paragraphe 24(2), les renseignements ainsi obtenus; si le contenu en carbone du combustible est obtenu du fournisseur du combustible au titre du paragraphe 34(4), les renseignements ainsi obtenus; les renseignements établissant la façon dont a été déterminée la capacité de production d’électricité mentionnée dans tout rapport d’enregistrement ou rapport d’enregistrement modifié transmis au titre de l’article 7 ou du paragraphe 8(2) et dans chaque rapport sur les émissions transmis au titre de l’article 39; le cas échéant, les données de remplacement utilisées en application de l’article 35 et les renseignements établissant la raison pour laquelle de telles données étaient nécessaires. Délai La consignation est effectuée au plus tard trente jours après la date à laquelle les renseignements et documents devant être consignés deviennent accessibles. Conservation des renseignements La personne responsable conserve les renseignements qui doivent être consignés en application du présent règlement à l’égard du groupe, ainsi que tout document à l’appui, pendant l’une ou l’autre des périodes suivantes : dans le cas du rapport d’enregistrement transmis au titre du paragraphe 7(1), de l’alinéa 7(2)a) ou du paragraphe 8(2) et de tout document à l’appui de celui-ci, la période qui commence à la date à laquelle le rapport est transmis au ministre et qui se termine à la date qui tombe sept ans après la date de transmission de l’avis prévu au paragraphe 43(1) pour le groupe; dans tout autre cas, sept ans après la date de la consignation ou, si elle est postérieure, la date de la transmission des renseignements au ministre. Lieu de conservation Les renseignements et les documents à l’appui sont conservés à l’établissement principal de la personne responsable au Canada ou en tout autre lieu au Canada où ils peuvent être examinés. Dans ce dernier cas, le ministre est informé de l’adresse municipale du lieu. Changement de lieu Si le lieu de conservation des renseignements et des documents à l’appui change, la personne responsable donne avis au ministre de l’adresse municipale du nouveau lieu dans les trente jours suivant la date du changement. Sur demande du ministre, toute personne responsable lui transmet, au plus tard trente jours après la demande, la copie de tout dossier qui doit être conservé. Français ou anglais Les documents exigés par le présent règlement sont rédigés en français ou en anglais ou sont accompagnés d’une traduction française ou anglaise et d’une déclaration sous serment du traducteur qui en atteste la fidélité. [Modifications] 1er janvier 2025 Sous réserve des paragraphes (2) et (3), le présent règlement entre en vigueur le 1er janvier 2025 ou, si elle est postérieure, à la date de son enregistrement. 1er janvier 2035 Les articles 9 et 12, le paragraphe 13(1), les articles 15 à 24, 27 à 30, 33 à 36, 38 à 42 et 49 à 51 et les annexes 3 à 6 entrent en vigueur le 1er janvier 2035. 1er janvier 2050 L’article 52 entre en vigueur le 1er janvier 2050. Le numéro d’enregistrement assigné au groupe par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement, le cas échéant. À l’égard du groupe auquel un numéro d’enregistrement n’a pas été assigné, les renseignements suivants : son nom et, le cas échéant, son adresse municipale; ses coordonnées géographiques (latitude et longitude) présentées en degrés décimaux à cinq décimales près. Les nom, adresse municipale, numéro de téléphone, adresse de courrier électronique et, le cas échéant, numéro de télécopieur du contrôleur de l’essai de rendement. Les renseignements établissant que le contrôleur de l’essai de rendement satisfait aux exigences prévues au paragraphe 6(3) du présent règlement. Les procédures suivies par le contrôleur de l’essai de rendement pour évaluer : si la puissance brute maximale a été mesurée aux bornes électriques des générateurs du groupe; si l’essai de rendement a été effectué conformément au paragraphe 6(2) du présent règlement. Un énoncé du contrôleur de l’essai de rendement portant que : la puissance brute maximale a été mesurée aux bornes électriques des générateurs du groupe; l’essai de rendement a été effectué conformément au paragraphe 6(2) du présent règlement. La puissance brute maximale du groupe déterminée par l’essai de rendement, exprimée en MW. La puissance maximale continue la plus récente du groupe. La date de l’essai de rendement. À l’égard de la personne responsable qui transmet le rapport, les renseignements suivants : ses nom et adresse municipale; une mention précisant si elle est ou non le propriétaire et si elle est ou non la personne ayant toute autorité sur le groupe; le cas échéant, le numéro d’entreprise fédéral que lui a assigné l’Agence du revenu du Canada; le cas échéant, le pourcentage de titres de participation qu’elle détient dans le groupe; les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone, adresse de courrier électronique et, le cas échéant, numéro de télécopieur de son agent autorisé; les nom, titre, adresses municipale et postale, numéro de téléphone, adresse de courrier électronique et, le cas échéant, numéro de télécopieur d’une personne-ressource, s’il ne s’agit pas de l’agent autorisé. À l’égard de l’installation où se situe le groupe, les renseignements suivants : ses coordonnées géographiques (latitude et longitude) présentées en degrés décimaux à cinq décimales près; le nom de chaque propriétaire de l’installation ou personne ayant toute autorité sur celle-ci et, le cas échéant, le numéro d’entreprise fédéral que lui a assigné l’Agence du revenu du Canada; à l’égard d’une installation qui transmet de l’électricité à un réseau électrique et qui fournit de l’énergie thermique utile à une installation destinataire : le nom et, le cas échéant, l’adresse municipale de l’installation destinataire, les coordonnées géographiques (latitude et longitude) de l’installation destinataire, présentées en degrés décimaux à cinq décimales près, le nom de chaque propriétaire de l’installation destinataire ou de chaque personne ayant toute autorité sur celle-ci et, le cas échéant, le numéro d’entreprise fédéral que lui a assigné l’Agence du revenu du Canada. À l’égard du groupe, les renseignements et documents suivants : pour chaque personne responsable, autre que celle qui est visée à l’article 1, le cas échéant : son nom et, le cas échéant, son adresse municipale, une mention précisant si elle est ou non le propriétaire ou si elle est ou non la personne ayant toute autorité sur le groupe, le cas échéant, le pourcentage de titres de participation qu’elle détient dans le groupe, le cas échéant, tout numéro d’identification qui lui a été assigné — ou qui a été assigné à l’installation où il se situe — par le ministre pour les besoins de l’inventaire national des rejets polluants établi en application de l’article 48 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999); le cas échéant, tout identifiant qui lui a été assigné — ou qui a été assigné à l’installation où il se situe — par le ministre dans le cadre du Programme de déclaration des gaz à effet de serre; l’exploitant de réseau électrique; sa capacité de production d’électricité; si sa capacité de production d’électricité a été établie conformément à l’alinéa 6(1)a) du présent règlement, sa puissance brute maximale ainsi que le rapport sur l’essai de rendement préparé par le contrôleur de l’essai de rendement et contenant les renseignements prévus à l’annexe 1; sa puissance maximale continue la plus récente et la date à laquelle elle a été déclarée à l’exploitant de réseau électrique; l’année au cours de laquelle le paragraphe 9(1) et l’article 12 du présent règlement commencent à s’appliquer à son égard; si la personne responsable a effectué le choix visé à l’article 11 du présent règlement à son égard, la date à laquelle les renseignements visés au paragraphe 11(2) du présent règlement ont été transmis et la date de fin de vie réglementaire choisie; la date de sa mise en service; le nom de chaque chaudière et de chaque moteur à combustion en faisant partie et la date à laquelle chacun a commencé à fonctionner; une mention précisant s’il a brûlé ou non du charbon au cours de l’année civile précédente; une mention précisant si sa puissance maximale continue a augmenté ou non d’au moins 15 % par rapport à celle qui a été mentionnée dans le rapport d’enregistrement transmis à son égard en application du paragraphe 7(1), de l’alinéa 7(2)a) ou du paragraphe 8(2) du présent règlement; une mention précisant s’il s’agit ou non d’un groupe chaudière visé au paragraphe 3(4) du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel dont la fin de vie réglementaire est postérieure au 31 décembre 2034 et, le cas échéant, l’année au cours de laquelle survient sa fin de vie réglementaire; une mention précisant s’il produit ou non de l’énergie thermique utile; le cas échéant, le numéro d’enregistrement que lui a assigné le ministre en vertu du paragraphe 4(2) du Règlement sur la réduction des émissions de dioxyde de carbone — secteur de l’électricité thermique au charbon; le cas échéant, le numéro d’enregistrement que lui a assigné le ministre en application du paragraphe 21(4) du Règlement limitant les émissions de dioxyde de carbone provenant de la production d’électricité thermique au gaz naturel; s’il est considéré comme un sous-groupe aux termes de l’article 8 du présent règlement : le numéro d’enregistrement assigné par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement à tout autre sous-groupe enregistré comme l’un des sous-groupes visés au paragraphe 8(1) du présent règlement, une mention précisant si toutes les conditions prévues au paragraphe 8(1) du présent règlement sont remplies ou non, la somme de la puissance maximale continue du sous-groupe et de chaque autre sous-groupe enregistré comme l’un des sous-groupes visés au paragraphe 8(1) du présent règlement, une mention précisant si la somme de la puissance maximale continue de chaque sous-groupe a augmenté ou non d’au moins 15 % par rapport à celle qui a été mentionnée dans le rapport d’enregistrement transmis à leur égard en application du paragraphe 8(2) du présent règlement; un diagramme de processus de l’installation où il se situe qui représente clairement l’ensemble des équipements dont il est constitué ainsi que : l’équipement principal, notamment les chaudières, moteurs à combustion, brûleurs de conduit et autres dispositifs de combustion, systèmes de récupération de chaleur, turbines à vapeur, générateurs, dispositifs de contrôle des émissions, systèmes de captage et de stockage de carbone et systèmes de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, la manière dont les équipements visés au sous-alinéa (i) sont physiquement raccordés et fonctionnent ensemble, le périmètre utilisé pour définir chaque groupe, s’il y a lieu, le périmètre utilisé pour définir le groupe enregistré sous la forme de plusieurs sous-groupes conformément au paragraphe 8(1) du présent règlement, les flux électriques qui franchissent le périmètre d’un groupe et ceux qui franchissent celui de l’installation, l’emplacement de tout instrument de mesure d’électricité, s’il y a lieu, les flux calorifiques qui franchissent le périmètre d’un groupe et ceux qui franchissent celui de l’installation, si un système de captage et de stockage de carbone est partagé par plusieurs groupes ou autres sources, les renseignements identifiant ces groupes et ces autres sources, s’il y a lieu, tout équipement principal physiquement raccordé à une autre installation et le nom de celle-ci; s’il est doté d’équipement principal qui est physiquement raccordé à une autre installation, le nom de celle-ci et celui de son propriétaire ou de la personne qui a toute autorité sur celle-ci; une mention précisant s’il est réputé ou non, aux termes du paragraphe 5(2) du présent règlement, remplir le critère prévu à l’alinéa 5(1)a) du présent règlement et, le cas échéant, le nom et numéro d’enregistrement assigné par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement aux groupes dont la somme de la capacité de production d’électricité est d’au moins 25 MW; s’il est doté d’un moteur à combustion, d’une chaudière ou d’une turbine à vapeur qui étaient compris dans un groupe déjà enregistré aux termes du présent règlement : le numéro d’enregistrement assigné par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement au groupe déjà enregistré, dans le cas d’un moteur à combustion ou d’une turbine à vapeur, la capacité de production d’électricité en lien avec ceux-ci, la date à laquelle le moteur à combustion, la chaudière ou la turbine à vapeur du groupe faisant l’objet du rapport a commencé à fonctionner; s’agissant d’un groupe prévu, les renseignements établissant qu’il s’agit d’un tel groupe ainsi que l’explication de la manière dont il remplit chaque condition prévue à l’article 3 du présent règlement et les documents à l’appui, notamment : dans le cas où la date de mise en service du groupe est postérieure au 31 décembre 2025, la description de ses plans en date du 31 décembre 2025, dans le cas où ni une évaluation d’impact ni une évaluation environnementale n’était requise, une déclaration à cet effet ainsi que l’explication des raisons pour lesquelles tel était le cas, dans le cas où une évaluation d’impact ou une évaluation environnementale était requise, l’explication de ce qui fait que les renseignements transmis à l’autorité compétente au plus tard le 31 décembre 2025 comportaient tous les renseignements exigés pour le lancement de cette évaluation, ainsi que la date à laquelle ils ont été transmis, les renseignements relatifs à la propriété ou à la maîtrise, au plus tard le 31 décembre 2025, du bien-fonds où se situe le groupe, les renseignements relatifs aux permis requis pour commencer la construction du groupe, l’explication de ce qui fait que les renseignements transmis au plus tard le 31 décembre 2025 en lien avec les permis requis pour commencer la construction sur le site où se situe le groupe comportaient tous les renseignements exigés pour les obtenir, ainsi que la date à laquelle les renseignements ont été transmis, la valeur des contrats visés au sous-alinéa 3a)(iv) du présent règlement et la date à laquelle ils ont été conclus, les détails relatifs à la valeur de l’équipement visé par les contrats et l’explication de la manière dont l’équipement est utilisé dans le groupe, les renseignements relatifs à la construction du groupe, notamment la date à laquelle elle a commencé sur le site où se situe ce dernier, l’explication de ce qui fait que le groupe est, à la date de sa mise en service, substantiellement le même que celui à l’égard duquel les conditions prévues à l’article 3 du présent règlement étaient remplies, notamment quant à la capacité de production d’électricité qui était prévue pour celui-ci à la date à laquelle les conditions prévues à cet article étaient remplies; si le groupe a été modifié et que cette modification a entraîné la création d’un ou de plusieurs groupes pour lesquels un rapport d’enregistrement est requis en application de l’alinéa 7(2)a) du présent règlement, le numéro d’enregistrement assigné à chacun de ces groupes par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement. Si le rapport est transmis conformément au paragraphe 7(4) du présent règlement, les renseignements suivants : la mention des dispositions de la présente annexe auxquelles se rapportent les renseignements qui ont été mis à jour; la description des renseignements qui ont été mis à jour; la date de prise d’effet de la modification. Le pouvoir calorifique supérieur par défaut pour le propane s’applique uniquement au gaz propane pur. Pour l’application du présent règlement, les produits commerciaux vendus comme étant du propane sont considérés comme étant du GPL. Le numéro d’enregistrement assigné au groupe par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement. Les nom, adresse municipale et numéro de téléphone de la personne responsable. Les nom, titres de compétence, adresse municipale, numéro de téléphone, adresse de courrier électronique et, le cas échéant, numéro de télécopieur du vérificateur. Les procédures utilisées par le vérificateur pour évaluer : si l’utilisation du SMECE par la personne responsable était conforme ou non au plan d’assurance de la qualité visé à la section 6.1 du Protocole SMECE; si la personne responsable a suivi le Protocole SMECE et si le SMECE répondait ou non aux spécifications qui sont prévues au Protocole SMECE, notamment aux sections 3 et 4. Un énoncé du vérificateur portant qu’à son avis : l’utilisation du SMECE par la personne responsable était conforme ou non au plan d’assurance de la qualité visé à la section 6.1 du Protocole SMECE; la personne responsable a suivi le Protocole SMECE et le SMECE répondait ou non aux spécifications qui sont prévues au Protocole SMECE, notamment aux sections 3 et 4; la personne responsable s’est conformée au paragraphe 18(2) du présent règlement. Un énoncé du vérificateur portant qu’à son avis la personne responsable a veillé ou non à ce que le plan d’assurance de la qualité soit mis à jour conformément aux sections 6.1 et 6.5.2 du Protocole SMECE. À l’égard du groupe, les renseignements suivants : une mention précisant si le groupe est visé ou non par une exemption de l’application du paragraphe 9(1) du présent règlement aux termes du paragraphe 14(1) du présent règlement pour l’année civile faisant l’objet du rapport; une mention précisant si une déclaration de solde de fourniture a été transmise ou non, conformément aux paragraphes 14(2) à (4) du présent règlement, à l’égard de l’installation où se situe le groupe; une mention précisant si le groupe a produit ou non de l’électricité pendant une période de déduction au cours de l’année civile faisant l’objet du rapport; une mention précisant si le groupe a été désigné ou non comme groupe de substitution aux termes de l’article 32 du présent règlement pour l’année civile faisant l’objet du rapport et, le cas échéant, les renseignements suivants : à l’égard du groupe substitué : le numéro d’enregistrement qui lui a été assigné par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement, sa capacité de production d’électricité, l’exploitant de réseau électrique pour le groupe, une attestation, datée et signée par la personne responsable du groupe ou son agent autorisé portant que celle-ci accepte la substitution, l’explication de la manière dont les conditions prévues au paragraphe 32(1) du présent règlement ont été remplies, les renseignements visés au paragraphe 32(2) du présent règlement, la date à laquelle le groupe est devenu un groupe de substitution et, le cas échéant, la date à laquelle il a cessé de l’être. La limite d’émission du groupe déterminée conformément à l’article 9 du présent règlement pour l’année civile faisant l’objet du rapport. Le solde de fourniture, pour l’année civile faisant l’objet du rapport, de l’installation où se situe le groupe et la valeur déterminée pour les éléments Qt, Qr, Qa, Qna et Qsu au paragraphe 13(2) du présent règlement, exprimée en GWh, utilisée pour calculer ce solde de fourniture. À l’égard de la quantité d’émissions de CO2 attribuée au groupe pour l’année civile faisant l’objet du rapport, les renseignements suivants : la valeur déterminée pour l’élément E conformément au paragraphe 12(1) du présent règlement, exprimée en tonnes; à l’égard de la quantité d’émissions de CO2 provenant de la combustion de combustible fossile par le groupe (Eg) : si elle est déterminée conformément à l’article 15 du présent règlement, cette quantité, exprimée en tonnes ainsi que, si l’article 17 du présent règlement s’applique à l’égard du groupe, la valeur déterminée pour les éléments Qg,j, HHVg,j, Qi,j, HHVi,j et E à cet article, exprimée dans l’unité de mesure applicable utilisée pour déterminer la quantité d’émissions de CO2 attribuée au groupe, si elle est déterminée conformément à l’article 16 du présent règlement, cette quantité, exprimée en tonnes ainsi que : la valeur déterminée pour les éléments Efb, Vcf, Qi, Fc,i, HHVi, VT et Es au paragraphe 16(1) du présent règlement, exprimée dans l’unité de mesure applicable, si l’article 17 du présent règlement s’applique à l’égard du groupe, la valeur déterminée pour les éléments Qg,j, HHVg,j, Qi,j, HHVi,j et E à cet article, exprimée dans l’unité de mesure applicable utilisée pour déterminée la quantité d’émissions de CO2 attribuée au groupe, si elle est déterminée conformément à l’article 19 du présent règlement, cette quantité, exprimée en tonnes ainsi que : la valeur déterminée pour les éléments Ei et Es à cet article, exprimée en tonnes, la valeur déterminée pour les éléments Vc, CCM, MMM, MVfc, Mc, CCi et Qi, aux paragraphes 20(1) et (4) du présent règlement, exprimée dans l’unité de mesure applicable, la valeur déterminée pour les éléments Vtotal et VGNR au paragraphe 20(2) du présent règlement, exprimée en m3 dans les conditions normales, à l’égard des données utilisées pour déterminer la valeur de l’élément CCM au paragraphe 20(4) du présent règlement, la mention de la norme ou de la méthode — notamment l’utilisation d’un instrument de mesure directe — utilisée pour mesurer la teneur en carbone des échantillons de combustible ou des échantillons composites, selon le cas, ou, si la teneur en carbone d’un combustible a été fournie par le fournisseur du combustible, la mention des méthodes utilisées pour mesurer cette teneur; le cas échéant, à l’égard de la quantité d’émissions de CO2 attribuée à la production d’énergie thermique utile par le groupe (Eth) : cette quantité, déterminée conformément à l’article 21 du présent règlement et exprimée en tonnes, la valeur déterminée pour les éléments Hpnette, hsorti, Msorti, hintrj et Mintrj à l’article 21 du présent règlement, exprimée dans l’unité de mesure applicable; le cas échéant, à l’égard de la quantité d’émissions de CO2 attribuée à l’électricité produite par le groupe et utilisée dans les limites de l’installation (Ein) : cette quantité, déterminée conformément à l’article 22 du présent règlement et exprimée en tonnes, la valeur déterminée pour les éléments Pin, Pinst et PG à l’article 22 du présent règlement, exprimée en GWh; le cas échéant, à l’égard de la quantité de CO2 du groupe qui est captée et stockée dans le cadre d’un projet de stockage (Ecsc) : cette quantité, déterminée conformément au paragraphe 23(1) du présent règlement et exprimée en tonnes, la valeur déterminée pour les éléments Ecap et Ein au paragraphe 23(1) du présent règlement, exprimée en tonnes, les renseignements établissant que le CO2 a été capté, transporté et stocké de façon permanente conformément au paragraphe 23(2) du présent règlement; le cas échéant, à l’égard de la quantité d’émissions de CO2 provenant de la production d’hydrogène, d’ammoniac ou de vapeur utilisés par le groupe pour la production d’électricité (Eext) : cette quantité, déterminée conformément à l’article 24 du présent règlement et exprimée en tonnes, la valeur déterminée pour les éléments Ek, Pk et Qk à l’article 24 du présent règlement, exprimée en tonnes, en m3 ou en GJ, selon l’unité de mesure applicable; le cas échéant, à l’égard de la quantité d’émissions de CO2 attribuées au groupe pour chaque période de déduction (Esu) : cette quantité, déterminée conformément à l’article 27 du présent règlement et exprimée en tonnes, la valeur déterminée pour les éléments Eg, Eth, Ein, Ecsc et Eext au paragraphe 27(1) du présent règlement, exprimée en tonnes. Si de la biomasse a été brûlée par le groupe au cours de l’année civile faisant l’objet du rapport, les renseignements suivants : une explication de ce qui fait que la matière brûlée est de la biomasse, au sens du paragraphe 2(1) du présent règlement; la quantité de biomasse brûlée au cours de cette année, exprimée en m3, en kL ou en tonnes, selon l’unité de mesure applicable. Si, au cours de l’année civile faisant l’objet du rapport, un SMECE a été utilisé pour mesurer les émissions de CO2 du groupe, une copie du rapport sur le SMECE visé au paragraphe 18(3) du présent règlement. Si, pour déterminer la valeur de l’élément Vc à l’alinéa 20(1)a) du présent règlement, un volume a été pris en compte pour l’élément VGNR au paragraphe 20(2) du présent règlement, les renseignements ci-après à l’égard de chaque producteur du gaz naturel renouvelable fourni au groupe au cours de l’année civile faisant l’objet du rapport : le nom de chaque personne de qui le gaz naturel contenant le gaz naturel renouvelable produit par le producteur a été acheté; ses nom, adresse municipale, numéro de téléphone et adresse de courrier électronique; le nom, les coordonnées géographiques (latitude et longitude) présentées en degrés décimaux à cinq décimales et l’adresse municipale de l’installation où le gaz naturel renouvelable a été produit; les renseignements établissant que le gaz naturel renouvelable était maintenu séparé physiquement de toute autre substance et était clairement identifiable comme du gaz naturel renouvelable depuis sa production jusqu’à son injection dans un réseau de gazoducs nord-américain; une carte représentant : l’endroit où le producteur a injecté le gaz naturel renouvelable dans un réseau de gazoducs nord-américain ou, si le producteur ne l’injecte pas directement, la description de l’endroit où le gaz naturel renouvelable n’est plus maintenu physiquement séparé et n’est plus clairement identifiable comme provenant du producteur et l’endroit où il est injecté dans un réseau de gazoducs nord-américain, l’emplacement du groupe, le réseau de gazoducs dans lequel le gaz naturel renouvelable a été injecté et à partir duquel il a été fourni au groupe; le volume de gaz naturel renouvelable produit par le producteur et injecté dans un réseau de gazoducs nord-américain au cours de l’année civile; les renseignements établissant que les conditions visées aux alinéas 20(3)e) et f) du présent règlement sont remplies. Pour chaque période de déduction au cours de l’année civile faisant l’objet du rapport, les renseignements suivants : la description de l’événement à caractère irrésistible ou du risque pour la sécurité et la santé humaines visés à l’alinéa 25(1)a) du présent règlement, notamment : une mention précisant si l’exploitant de réseau électrique a déterminé ou non qu’un événement à caractère irrésistible s’est produit ou si le ministre a déterminé ou non qu’il existait un risque pour la sécurité et la santé humaines, les date et heure du début et, le cas échéant, de la fin de l’événement ou du risque, la manière dont l’événement ou le risque a entraîné une perturbation ou un risque important de perturbation de l’approvisionnement en électricité dans la province où se situe le groupe ou dans les provinces ou États contigus, s’agissant d’un événement à caractère irrésistible : une mention précisant s’il s’agit ou non d’un événement naturel et, le cas échéant, les détails de l’événement, une mention précisant s’il résulte ou non d’une action humaine et, le cas échéant, l’identité de la personne dont les actions ont donné lieu à l’événement et l’explication de la manière dont l’événement échappait au contrôle de l’exploitant de réseau électrique et de la personne responsable du groupe, une mention précisant si l’événement a entraîné une perturbation ou s’il a entraîné un risque important de perturbation de l’approvisionnement en électricité et l’explication de la perturbation ou du risque, la province ou l’État où la perturbation de l’approvisionnement en électricité a eu lieu, ou le risque important de perturbation est apparu; les date et heure du début et de la fin de la période de déduction et, si celle-ci n’a pas pris fin, une indication que tel est le cas; les renseignements établissant que l’exploitant de réseau électrique a donné une directive au groupe de produire de l’électricité en raison d’un événement ou d’un risque visé à l’alinéa 25(1)a) du présent règlement; la date à laquelle le ministre a été avisé qu’une directive visée à l’alinéa 25(1)d) du présent règlement a été donnée; dans le cas où une demande de prolongation de la période de déduction a été présentée au ministre en vertu de l’article 26 du présent règlement : la date à laquelle la demande a été présentée au ministre, la mention du fait que la prolongation a été accordée ou non, si la prolongation a été accordée et que la période de déduction a pris fin, une mention précisant la raison pour laquelle cette dernière a pris fin. Pour l’année civile faisant l’objet du rapport, les renseignements suivants : la différence entre la limite d’émission déterminée conformément au paragraphe 9(1) du présent règlement à l’égard du groupe et la valeur déterminée pour l’élément E conformément au paragraphe 12(1) du présent règlement; une mention précisant si le groupe faisait ou non l’objet d’une limite d’émission au titre du paragraphe 9(1) du présent règlement au plus tôt le 1er juillet de cette année civile; une mention précisant si le groupe satisfait ou non aux conditions prévues aux paragraphes 31(1) et 32(3) du présent règlement à l’égard de la délivrance d’unités de conformité transférables et, le cas échéant, une explication de ce qui fait que ces conditions sont remplies. Si une donnée de remplacement visée à l’article 35 du présent règlement a été utilisée au cours de l’année civile faisant l’objet du rapport, le nombre total d’heures pendant lesquelles elle l’a été et les renseignements ci-après à l’égard de la donnée de remplacement utilisée pour chaque période donnée au cours de cette année civile : la raison pour laquelle une donnée requise pour déterminer la valeur d’un élément d’une formule visée au présent règlement était manquante pour une période quelconque d’une année civile et l’explication de ce qui fait que cette raison était indépendante de la volonté de la personne responsable; l’élément de la formule à l’égard duquel la donnée était manquante et les dates et heures de début et de fin de la période pendant laquelle la donnée de remplacement a été utilisée; la valeur déterminée pour l’élément visé à l’alinéa b) et les détails de cette détermination, notamment : la donnée de remplacement utilisée pour cette détermination, la méthode utilisée pour obtenir cette donnée de remplacement, dans le cas d’une détermination visée au paragraphe 35(3) du présent règlement, l’explication des motifs pour lesquels une période équivalente donnée a été utilisée comme base pour déterminer la valeur de l’élément. Pour l’année civile visée par le rapport, les renseignements suivants : la valeur déterminée pour les éléments E, Ccomp et Uc conformément au paragraphe 12(1) du présent règlement, exprimée en tonnes; pour chaque ensemble d’unités de conformité qui ont les mêmes caractéristiques et qui sont remises pour l’application du paragraphe 12(1) du présent règlement : le nombre total de tonnes de CO2 qu’elles représentent, l’année civile pour laquelle elles ont été délivrées, la mention du fait qu’il s’agit d’unités non transférables ou d’unités transférables, s’il s’agit d’un groupe autre que celui faisant l’objet du rapport, le numéro d’enregistrement assigné par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement au groupe pour lequel les unités de conformité ont été délivrées, la mention du fait que les unités satisfont aux conditions prévues au paragraphe 33(2) du présent règlement pour leur remise; le nombre maximal de crédits compensatoires canadiens qui peuvent être remis, déterminé conformément à l’article 28 du présent règlement; pour chaque ensemble de crédits compensatoires canadiens émis en application du paragraphe 29(1) du Règlement sur le régime canadien de crédits compensatoires concernant les gaz à effet de serre qui ont les mêmes caractéristiques et numéros de série séquentiels, et qui sont remis pour l’application du paragraphe 12(1) du présent règlement : le nombre total de tonnes de CO2 qu’ils représentent, le premier et le dernier numéro de série des crédits, l’année au cours de laquelle a eu lieu la réduction ou le retrait de gaz à effet de serre pour lequel ils ont été émis, la date à laquelle ils ont été émis, une mention précisant s’ils sont ou non remis conformément au paragraphe 28(5) du présent règlement et, le cas échéant, la mention du fait que les conditions prévues à ce paragraphe sont remplies; pour chaque ensemble de crédits compensatoires canadiens reconnus en application du paragraphe 78(1) du Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement qui ont les mêmes caractéristiques et numéros de série séquentiels, et qui sont remis pour l’application du paragraphe 12(1) du présent règlement : la province ou le responsable d’un programme visé au paragraphe 78(1) de ce règlement qui les a émis, la date à laquelle ils sont retirés ou la date à laquelle ils ont été désignés par la province ou le responsable du programme pour des fins de remise au titre du présent règlement, la date de début du projet à l’égard duquel ils ont été émis, le protocole de crédits compensatoires applicable au projet dans le cadre duquel ils ont été émis ainsi que le numéro de la version du protocole et la date de sa publication, le nom de l’organisme de vérification qui les a vérifiés, une mention précisant s’ils sont ou non remis conformément au paragraphe 28(5) du présent règlement et, le cas échéant, la mention du fait que les conditions prévues à ce paragraphe sont remplies. À l’égard des unités de conformité, les renseignements suivants : pour les unités qui ont été délivrées pour le groupe : le nombre d’unités de conformité non transférables délivrées pour chaque année civile, le nombre d’unités de conformité non transférables remises au titre du présent règlement et l’année civile pour laquelle elles l’ont été, le nombre d’unités de conformité non transférables qui n’ont pas été remises, le nombre d’unités de conformité transférables délivrées pour chaque année civile, le nombre d’unités de conformité transférables remises pour le groupe au titre du présent règlement et l’année civile pour laquelle elles l’ont été, le nombre d’unités de conformité transférables qui n’ont pas été remises pour le groupe et qui n’ont pas été transférées à un autre groupe; pour chaque ensemble d’unités de conformité transférables qui ont les mêmes caractéristiques et qui ont été transférées au groupe : le numéro d’enregistrement assigné par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement au groupe à partir duquel elles ont été transférées, un document daté et signé par la personne responsable du groupe à partir duquel elles ont été transférées, ou son agent autorisé, et par la personne responsable du groupe auquel elles ont été transférées, ou son agent autorisé, confirmant l’accord des deux personnes responsables sur le transfert, le numéro d’enregistrement assigné par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement au groupe pour lequel les unités de conformité ont été délivrées et le nom de l’exploitant de réseau électrique pour ce groupe, l’année civile de leur remise ou la mention du fait qu’elles n’ont pas été remises; pour chaque ensemble d’unités de conformité transférables qui ont les mêmes caractéristiques et qui ont été transférées à partir du groupe : le numéro d’enregistrement assigné par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement au groupe auquel elles ont été transférées, le numéro d’enregistrement assigné par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) du présent règlement au groupe pour lequel les unités de conformité ont été délivrées et le nom de l’exploitant de réseau électrique pour ce groupe. À l’égard des crédits compensatoires canadiens qui sont remis pour l’application du paragraphe 29(4) du présent règlement, les renseignements suivants : pour chaque ensemble de crédits compensatoires canadiens émis en application du paragraphe 29(1) du Règlement sur le régime canadien de crédits compensatoires concernant les gaz à effet de serre qui ont les mêmes caractéristiques et numéros de série séquentiels : la date à laquelle ils ont été émis; pour chaque ensemble de crédits compensatoires canadiens qui sont reconnus en application du paragraphe 78(1) du Règlement sur le système de tarification fondé sur le rendement qui ont les mêmes caractéristiques et numéros de série séquentiels : le nom de l’organisme de vérification qui les a vérifiés. À l’égard des unités de conformité ou des crédits compensatoires canadiens qui sont remis pour l’application de l’article 38 du présent règlement, les renseignements suivants : pour chaque ensemble d’unités de conformité qui ont les mêmes caractéristiques : une mention précisant s’il s’agit ou non d’unités non transférables ou d’unités transférables, s’il s’agit d’un groupe autre que celui faisant l’objet du rapport, le numéro d’enregistrement assigné par le ministre aux termes du paragraphe 7(3) au groupe pour lequel les unités de conformité ont été délivrées, une explication de la manière dont les unités de conformité satisfont aux conditions prévues à l’alinéa 38(5)a) du présent règlement pour leur remise; une explication de la manière dont les crédits satisfont aux conditions prévues à l’alinéa 38(5)b) du présent règlement pour leur remise; une explication de la manière dont les crédits satisfont aux conditions prévues à l’alinéa 38(5)b) du présent règlement pour leur remise. La déclaration datée et signée par la personne responsable ou son agent autorisé portant que le groupe a cessé définitivement de produire de l’électricité. La date à laquelle le groupe a cessé définitivement de produire de l’électricité.