L’Alberta réaffirme le régime TIER, préparant ainsi le terrain pour devenir le chef de file dans le domaine du captage, de l’utilisation et du stockage du carbone

Auteur(s) : Paula Olexiuk, Sander Duncanson, Thomas Neville

Le 30 décembre 2022

Le 14 décembre 2022, le ministre de l’Énergie de l’Alberta a publié un décret apportant un certain nombre de modifications clés au règlement intitulé Technology Innovation and Emissions Reduction Regulation (AR 133/2019) (TIER), qui entreront en vigueur le 1er janvier 2023.

Ces modifications rendent le régime TIER conforme aux normes fédérales minimales, garantissant le maintien du régime provincial d’échange de droits d’émission et de tarification du carbone en Alberta et préparant le terrain pour que l’Alberta soit un chef de file dans le domaine du captage, de l’utilisation et du stockage du carbone (CUSC). Elles sont le résultat d’un examen approfondi et d’un processus de consultation auprès des parties prenantes par le gouvernement à la suite de la publication de son document de discussion relatif à l’examen du TIER [PDF; en anglais seulement] le 17 juin 2022.

Le TIER en bref

Le TIER s’applique aux grands émetteurs de l’Alberta et aux installations participantes, et impose un niveau de référence des émissions aux installations qui produisent 100 000 tonnes ou plus d’émissions de GES (et aux petits émetteurs qui choisissent volontairement d’y participer). Plusieurs petites installations pétrolières et gazières classiques ayant une personne responsable commune peuvent également participer au TIER en demandant à être assujetties en tant qu’installations agrégées.

Les modifications apportées récemment au TIER élargissent la portée du terme « grands émetteurs » pour y inclure les installations qui importeront plus de 10 000 tonnes d’hydrogène en 2023 ou après. Elles abaissent également le seuil minimal d’émissions pour les installations participantes dans un secteur exposé au commerce à forte intensité d’émissions, le faisant passer de 10 000 tonnes de CO2e à 2 000 tonnes de CO2e, ce qui permettra à de nombreux petits émetteurs de participer au TIER et leur donnera la possibilité de compenser leurs émissions tout en augmentant la demande de crédits compensatoires.

Les installations assujetties au TIER doivent atteindre leur niveau de référence des émissions en réduisant l’efficacité de leurs activités d’exploitation d’une année sur l’autre ou, à défaut, doivent faire ce qui suit :

  • soit verser de l’argent dans le Fonds du TIER aux fins de l’achat d’un « crédit du Fonds » (fund credit) pour chaque tonne d’émissions excédentaires qu’elles produisent;
  • soit soumettre des crédits de performance des émissions (emission performance credits) générés par une installation assujettie au TIER qui a réduit ses émissions en deçà de son niveau de référence au cours de l’année de conformité en cours ou précédente;
  • soit soumettre des crédits compensatoires d’émissions générés dans le cadre d’un protocole approuvé de crédits compensatoires d’émissions.

Les installations assujetties au régime TIER de l’Alberta sont exemptées de la tarification du carbone en vertu de la Loi sur la tarification de la pollution causée par les gaz à effet de serre (Canada).

Modifications apportées au TIER

Les modifications apportées au TIER comprennent les suivantes :

  • Prix des crédits du Fonds du TIER : Le prix des crédits du Fonds du TIER pour les années 2023 à 2030 augmentera en fonction du prix du régime fédéral, passant de 65 $ à 170 $ par tranches de 15 $ par année, ce qui sera établi prochainement par arrêté ministériel.
  • Crédits de CUSC : Des crédits pour émissions séquestrées (sequestration credits) et des tonnes d’émissions captées reconnues (capture recognition tonnes) ont été créés.
    • Les crédits pour émissions séquestrées pourront être reconnus aux termes de la norme sur les combustibles propres. Un crédit compensatoire d’émissions peut être converti en un crédit pour émissions séquestrées s’il satisfait à certains critères, notamment s’il se rapporte à des émissions produites en 2022 ou après, et le dioxyde de carbone qui a été géologiquement séquestré aux fins du crédit compensatoire d’émissions doit avoir été capté par un grand émetteur ou une installation participante. Les crédits pour émissions séquestrées ne peuvent être utilisés aux fins de conformité que pendant une période de cinq ans après l’année où ils ont été générés.
    • Les tonnes d’émissions captées reconnues permettront aux grands émetteurs et aux installations participantes de réduire les émissions séquestrées du total de leurs émissions réglementées aux sites de captage du carbone.
    • Un crédit pour émissions séquestrées peut être converti en une tonne d’émissions captées reconnues, à condition i) que le dioxyde de carbone qui a été géologiquement séquestré aux fins du crédit compensatoire d’émissions associé ait été capté à l’installation qui demande la conversion du crédit pour émissions séquestrées et ii) que la séquestration ait eu lieu en 2023 ou après.
  • Resserrement des niveaux de référence : Un taux de resserrement annuel de 2 % s’appliquera aux niveaux de référence propres aux installations et aux niveaux de référence à haut rendement. Pour l’exploitation des sables bitumineux, qu’il s’agisse de leur extraction in situ ou de leur valorisation, le taux de resserrement annuel sera de 4 % en 2029 et en 2030. Le Ministre publiera également d’autres niveaux de référence à haut rendement au début de 2023.
  • Réduction de la période d’utilisation des crédits compensatoires d’émissions : La période d’utilisation des crédits compensatoires d’émissions, qui est actuellement de neuf ans, prendra fin en 2022 pour les crédits compensatoires d’émissions dont l’année de récolte est 2017 ou une année ultérieure, et sera réduite à cinq ans pour ceux dont l’année de récolte est 2023 ou une année ultérieure.
  • Réduction de la période d’utilisation des crédits de performance des émissions : La période d’utilisation des crédits de performance des émissions, qui est actuellement de huit ans, prendra fin en 2022 pour les crédits de performance des émissions dont l’année de récolte est 2017 ou une année ultérieure, et sera réduite à cinq ans pour ceux dont l’année de récolte est 2023 ou une année ultérieure.
  • Limite d’utilisation des crédits : Le pourcentage maximal de crédits compensatoires d’émissions, de crédits de performance des émissions ou de crédits pour émissions séquestrées qu’une installation donnée peut utiliser au cours d’une année pour respecter sa quantité totale d’émissions réglementées continuera d’être de 60 % en 2023, mais passera ensuite à 70 % en 2024, à 80 % en 2025 et à 90 % en 2026 et pour toute année ultérieure.
  • Torchage : Les émissions produites par torchage sont désormais incluses dans le total des émissions réglementées pour les installations pétrolières et gazières agrégées.

Facteur de déphasage du réseau électrique

Bien que le gouvernement de l’Alberta ait indiqué qu’il examinerait le facteur de déphasage du réseau électrique (FDRÉ) [PDF; en anglais seulement] dans le cadre de son examen du TIER, il n’a pas annoncé d’autres modifications au facteur de déphasage du réseau électrique. Le 3 mars 2022, le gouvernement a annoncé qu’un nouveau FDRÉ de 0,52 tonne de CO2e/MWh s’appliquerait à tous les projets compensatoires liés aux énergies renouvelables dont la date de début des activités compensatoires se situe entre le 1er janvier et le 31 décembre 2023, y compris les centrales électriques à l’énergie solaire ou éolienne. Il s’agit d’une baisse modeste par rapport au FDRÉ actuel (0,53 tonne de CO2e/MWh). Les projets compensatoires existants et potentiels devraient examiner avec soin les autres modifications susceptibles d’être apportées au FDRÉ pour 2024 et les années suivantes en raison de leur incidence sur la rentabilité des projets et des incitatifs financiers offerts aux nouvelles centrales à l’énergie solaire ou éolienne en Alberta.

Projet de loi 22 , ou la loi de 2022 modifiant les lois sur l'électricité (modernisation du réseau électrique de l’Alberta)

De plus, le gouvernement n’a donné aucune indication quant au moment où il adopterait le projet de loi 22, intitulé Electricity Statutes (Modernizing Alberta’s Electricity Grid) Amendment Act, 2022. Le projet de loi 22 propose d’apporter des modifications aux lois de l’Alberta intitulées Alberta Utilities Commission Act, Electric Utilities Act et Hydro and Electric Energy Act, afin de faciliter une plus grande participation des ressources de stockage d’énergie au marché de l’électricité de l’Alberta, de permettre l’auto-approvisionnement et l’exportation illimités et de faciliter la modernisation des réseaux de distribution grâce à une intégration accrue des nouvelles technologies, au raccordement de la production à la distribution et à la planification à long terme par les propriétaires d’installations de distribution. Veuillez consulter notre bulletin d’actualités Osler de juin 2022 pour une présentation détaillée des modifications proposées.

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