A. PRINCIPES
A.1. Approche générale
1. Aux fins de la détermination des émissions intrinsèques des marchandises énumérées à l’annexe I du règlement (UE) 2023/956, les activités suivantes sont réalisées:
a) les procédés de production liés aux marchandises produites dans l’installation sont recensés en utilisant les catégories agrégées de marchandises telles que définies à la section 2 de l’annexe II, ainsi que les modes de production pertinents énumérés à la section 3 de l’annexe II, en tenant compte des règles applicables à la fixation des limites du système des procédés de production conformément à la section A.4 de la présente annexe;
b) au niveau de l’installation produisant les marchandises, les émissions directes de gaz à effet de serre spécifiées à l’annexe II pour ces marchandises sont surveillées conformément aux méthodes exposées à la section B de la présente annexe;
c) lorsque de la chaleur mesurable est importée vers l’installation, produite ou consommée dans l’installation ou exportée depuis l’installation, les flux thermiques nets et les émissions associées à la production de cette chaleur sont surveillés conformément aux méthodes exposées à la section C de la présente annexe;
d) aux fins de la surveillance des émissions intrinsèques indirectes des marchandises produites, la consommation électrique des procédés de production pertinents est surveillée conformément aux méthodes exposées à la section D.1 de la présente annexe. Lorsque l’électricité est produite dans l’installation ou par une source avec un lien technique direct, les émissions associées à cette production d’électricité sont surveillées afin de déterminer le facteur d’émission pour cette électricité. Lorsque l’installation est alimentée en électricité du réseau, le facteur d’émission pour cette électricité est déterminé conformément à la section D.2.3 de la présente annexe. Toute quantité d’électricité transférée entre procédés de production ou exportée depuis l’installation est également surveillée;
e) les émissions directes dans l’installation, avec la production et la consommation de chaleur, la production et la consommation d’électricité, et les flux de gaz résiduaires pertinents sont attribués aux procédés de production associés aux marchandises produites en appliquant les règles fournies à la section F de la présente annexe. Ces émissions attribuées sont utilisées pour calculer les émissions intrinsèques directes et indirectes des marchandises produites, en application de la section F de la présente annexe;
f) alors que la section 3 de l’annexe II définit les précurseurs pertinents pour les marchandises produites dans les installations, faisant de ces marchandises des «marchandises complexes», les émissions intrinsèques du précurseur pertinent sont déterminées conformément à la section E de la présente annexe, et sont ajoutées aux émissions intrinsèques des marchandises complexes produites, en appliquant les règles fournies à la section G de la présente annexe. Lorsque les précurseurs sont eux-mêmes des marchandises complexes, ce procédé est répété de manière récursive jusqu’à ce que plus aucun précurseur ne soit concerné.
2. Lorsqu’un exploitant ne peut pas déterminer de manière appropriée les données réelles pour un ou plusieurs ensembles de données, en appliquant les méthodes exposées à la section A.3 de la présente annexe, et lorsque aucune autre méthode pour combler les lacunes dans les données n’est disponible, les valeurs par défaut mises à disposition et publiées par la Commission pour la période transitoire peuvent être utilisées dans les conditions spécifiées à l’article 4, paragraphe 3, du présent règlement. Dans ce cas, une explication succincte des raisons pour lesquelles des données réelles n’ont pas été utilisées est ajoutée.
3. La surveillance porte sur une période de déclaration définie de sorte à éviter dans toute la mesure possible les données non représentatives en raison de fluctuations à court terme dans les procédés de production et de données lacunaires. La période de déclaration par défaut est une année civile. Toutefois, l’exploitant peut choisir comme alternative:
a) si l’installation est soumise à une obligation de conformité au titre d’un système éligible de surveillance, de déclaration et de vérification, la période de déclaration de ce système, pour autant qu’elle couvre au minimum trois mois;
b) l’exercice financier de l’exploitant si cette période garantit une qualité des données plus élevée que l’utilisation d’une année civile.
Les émissions intrinsèques des marchandises sont calculées en tant que moyenne de la période de déclaration choisie.
4. En ce qui concerne les émissions survenant en dehors des limites de l’installation qui sont pertinentes pour le calcul des émissions intrinsèques, les données relatives à la période de déclaration disponible la plus récente sont utilisées, telles qu’obtenues auprès du fournisseur de la matière entrante (électricité, chaleur, précurseur, par exemple). Les émissions survenant en dehors des limites de l’installation comprennent:
a) les émissions indirectes lorsque l’électricité provient du réseau;
b) les émissions liées à l’électricité et à la chaleur importées d’autres installations;
c) les émissions intrinsèques directes et indirectes des précurseurs reçus d’autres installations.
5. Les données relatives aux émissions au cours d’une période de déclaration complète sont exprimées en tonnes équivalent CO2 arrondies en tonnes complètes.
Tous les paramètres utilisés pour calculer les émissions sont arrondis pour inclure tous les chiffres significatifs aux fins du calcul et de la déclaration des émissions.
Les émissions intrinsèques directes et indirectes sont exprimées en tonnes équivalent CO2 par tonne de marchandises, arrondies pour inclure tous les chiffres significatifs, avec un maximum de 5 chiffres après la virgule.
A.2. Principes de la surveillance
Pour la surveillance des données réelles se rapportant à l’installation, et pour les ensembles de données nécessaires à l’attribution d’émissions aux marchandises, les principes suivants s’appliquent:
1. Exhaustivité: la méthode de surveillance couvre tous les paramètres nécessaires pour déterminer les émissions intrinsèques des marchandises énumérées à l’annexe I du règlement (UE) 2023/956 conformément aux méthodes et formules contenues dans la présente annexe.
a) Les émissions directes se rapportant à l’installation comprennent les émissions de combustion et les émissions de procédé.
b) Les émissions intrinsèques directes comprennent les émissions attribuées des procédés de production pertinents conformément à la section F de la présente annexe, sur la base des émissions directes dans cette installation, des émissions liées aux flux thermiques pertinents et aux flux de matières entre les limites du système du procédé, y compris les gaz résiduaires, le cas échéant. Les émissions intrinsèques directes comprennent par ailleurs les émissions intrinsèques directes des précurseurs pertinents.
c) Les émissions indirectes se rapportant à l’installation couvrent les émissions liées à la consommation électrique dans l’installation.
d) Les émissions intrinsèques indirectes comprennent les émissions indirectes des marchandises produites dans l’installation, et les émissions intrinsèques indirectes des précurseurs pertinents.
e) Pour chaque paramètre, une méthode appropriée conformément à la section A.3 de la présente annexe est sélectionnée, garantissant l’absence de doubles comptages et de lacunes dans les données.
2. Cohérence et comparabilité: la surveillance et la déclaration sont cohérentes et comparables dans le temps. À cette fin, les méthodes sélectionnées sont inscrites dans un document écrit relatif à la méthode de surveillance de sorte que les méthodes soient utilisées de manière cohérente. Toute modification de la méthode requiert une justification objective. Les motifs pertinents sont, notamment:
a) des modifications apportées à la configuration de l’installation en matière de technologie utilisée, de matières entrantes et de combustibles, ou aux marchandises produites;
b) de nouvelles sources de données ou méthodes de surveillance doivent être introduites à la suite de changements dans les partenaires commerciaux responsables des données utilisées dans la méthode de surveillance;
c) la précision des données peut être améliorée, les flux de données peuvent être simplifiés ou le système de contrôle peut être amélioré.
3. Transparence: les données de surveillance sont recueillies, enregistrées, rassemblées, analysées et étayées, et notamment les hypothèses, les références, les données d’activité, les facteurs d’émission, les facteurs de calcul, les données relatives aux émissions intrinsèques des précurseurs achetés, la chaleur et l’électricité mesurables, les valeurs par défaut des émissions intrinsèques, les informations relatives au prix du carbone dû, et toutes les autres données pertinentes aux fins de la présente annexe, de manière transparente, de façon à permettre la reproduction de la détermination des données relatives aux émissions, y compris par des tiers indépendants, tels que des vérificateurs accrédités. La documentation comprend une liste de toutes les modifications de méthode.
Des listes exhaustives et transparentes de toutes les données pertinentes pour déterminer les émissions intrinsèques des marchandises produites sont tenues dans l’installation, y compris les documents d’accompagnement nécessaires, pour une durée d’au moins quatre ans après la période de déclaration. Ces listes peuvent être divulguées à un déclarant.
4. Exactitude: la méthode de surveillance choisie garantit que la détermination des émissions n’est ni systématiquement ni sciemment inexacte. Les sources d’inexactitudes sont identifiées et réduites dans la mesure du possible. Il convient également de veiller à ce que les calculs et les mesures des émissions atteignent un niveau de précision maximal.
Si des lacunes dans les données ont été constatées ou semblent inévitables, les données de substitution consistent en des estimations prudentes. Les autres cas dans lesquels les données relatives aux émissions se fondent sur des estimations prudentes sont notamment les suivants:
a) le monoxyde de carbone (CO) émis dans l’atmosphère est calculé comme la quantité molaire équivalente de CO2;
b) l’ensemble des émissions issues de la biomasse dans les bilans massiques et pour la quantité transférée de CO2, lorsqu’il n’est pas possible de déterminer la teneur en biomasse dans les matières ou combustibles, les émissions sont considérées comme étant liées au carbone fossile.
5. Intégrité des méthodes: la méthode de surveillance choisie permet d’établir avec une assurance raisonnable l’intégrité des données d’émission à déclarer. Les émissions sont déterminées en utilisant les méthodes de surveillance appropriées présentées dans la présente annexe. Les données relatives aux émissions déclarées doivent être exemptes d’inexactitudes significatives, éviter les biais dans la sélection et la présentation des informations et rendre compte de manière crédible et équilibrée des émissions intrinsèques des marchandises produites dans l’installation.
6. Des mesures facultatives pour améliorer la qualité des données à déclarer peuvent être appliquées, en particulier les activités de gestion du flux de données et les activités de contrôle conformément à la section H de la présente annexe.
7. Rapport coût-efficacité: lors du choix de la méthode de surveillance, les avantages d’une précision plus grande sont mis en balance avec les coûts supplémentaires engendrés. La surveillance et la déclaration des émissions visent le degré de précision le plus élevé possible, sauf si cela n’est pas techniquement réalisable ou entraînerait des coûts excessifs.
8. Amélioration continue: il est régulièrement vérifié si la méthode de surveillance peut être améliorée. En cas de vérification des données relatives aux émissions, la mise en œuvre dans un délai raisonnable de toute recommandation d’améliorations figurant dans les rapports de vérification est envisagée, sauf si ces améliorations entraîneraient des coûts excessifs ou ne seraient techniquement pas réalisables.
A.3. Méthodes représentant la source des meilleures données disponibles
1. Aux fins de la détermination des émissions intrinsèques des marchandises, et pour les ensembles de données sous-jacents, telles que les émissions liées à des flux ou des sources d’émissions distincts, des quantités de chaleur mesurable, le principe fondamental est de toujours sélectionner la source des meilleures données disponibles. À cette fin, les principes directeurs suivants s’appliquent:
a) les méthodes de surveillance décrites dans la présente annexe ont la priorité. Si aucune méthode de surveillance n’est proposée dans la présente annexe pour un ensemble de données spécifique, ou si la méthode de surveillance proposée entraînerait des coûts excessifs ou n’est pas techniquement réalisable, les méthodes de surveillance d’un autre système éligible de surveillance, de déclaration et de vérification peuvent être utilisées aux conditions spécifiées à l’article 4, paragraphe 2, du présent règlement, si elles couvrent les ensembles de données requis. Lorsque de telles méthodes ne sont pas disponibles, ne sont pas techniquement réalisables, ou entraîneraient des coûts excessifs, des méthodes indirectes aux fins de la détermination de l’ensemble de données conformément au point 2 peuvent être utilisées. Lorsque de telles méthodes ne sont pas disponibles, ne sont pas techniquement réalisables, ou entraîneraient des coûts excessifs, les valeurs par défaut mises à disposition et publiées par la Commission pour la période transitoire peuvent être utilisées aux conditions spécifiées à l’article 4, paragraphe 3, du présent règlement;
b) pour les méthodes de détermination directes et indirectes, une méthode est jugée appropriée lorsqu’il est garanti que les mesures, les analyses, les échantillonnages, les étalonnages et les validations nécessaires à la détermination de l’ensemble de données spécifique sont réalisés suivant des méthodes définies dans les normes EN ou ISO pertinentes. En l’absence de telles normes, des normes nationales peuvent être utilisées. En l’absence de norme publiée, l’exploitant s’appuie sur les projets de normes, sur les lignes directrices relatives aux meilleures pratiques publiées par l’industrie ou sur d’autres méthodes scientifiquement validées, permettant de limiter l’erreur d’échantillonnage et de mesure;
c) dans le cadre d’une méthode mentionnée au point a), les instruments de mesure ou analyses de laboratoire sous le contrôle de l’exploitant ont la priorité sur les instruments de mesure ou analyses sous le contrôle d’une autre entité juridique, tels le fournisseur de combustibles ou de matières ou les partenaires commerciaux en ce qui concerne les marchandises produites;
d) les instruments de mesure sélectionnés présentent le niveau d’incertitude le plus faible dans leur utilisation sans entraîner de coûts excessifs. Les instruments sous contrôle métrologique légal ont la priorité, sauf lorsque d’autres instruments dont le niveau d’incertitude dans leur utilisation est nettement inférieur sont disponibles. Les instruments sont uniquement utilisés dans des environnements appropriés conformément à leurs caractéristiques de fonctionnement;
e) lorsque des analyses de laboratoire sont utilisées, ou lorsque des laboratoires réalisent des traitements d’échantillons, des étalonnages, des validations de méthodes ou des activités liées à des mesures continues des émissions, les prescriptions de la section B.5.4.3 de la présente annexe s’appliquent.
2. Méthodes de détermination indirecte S’il n’existe pas de méthode de détermination directe pour un ensemble de données requis, notamment lorsque la chaleur mesurable nette utilisée dans plusieurs procédés de production doit être déterminée, une méthode de détermination indirecte peut être utilisée, par exemple:
a) un calcul effectué sur la base d’un procédé chimique ou physique connu, en utilisant des valeurs appropriées admises dans la littérature pour les caractéristiques physico-chimiques des substances concernées, des facteurs stœchiométriques appropriés et des propriétés thermodynamiques telles que les enthalpies de réaction, selon qu’il convient;
b) un calcul effectué sur la base des données de conception de l’installation, comme les rendements énergétiques des unités techniques ou la consommation énergétique calculée par unité de produit;
c) des corrélations fondées sur des essais empiriques réalisés à partir d’équipements non étalonnés ou de données consignées dans les protocoles de production et visant à déterminer des valeurs d’estimation pour l’ensemble de données requis. À cet effet, il y a lieu de veiller à ce que la corrélation respecte les règles de l’art et ne soit appliquée qu’aux fins de déterminer les valeurs comprises dans la plage de valeurs pour laquelle elle a été établie. La validité de ces corrélations est évaluée au moins une fois par an.
3. Pour déterminer les sources des meilleures données disponibles, la source de données la plus haut placée dans le classement présenté au point 1 et déjà disponible dans l’installation est sélectionnée. Toutefois, lorsqu’il est techniquement réalisable d’appliquer une source de données plus haut placée dans le classement sans entraîner de coûts excessifs, cette meilleure source de données est appliquée dans les meilleurs délais. Lorsque différentes sources de données sont disponibles pour le même ensemble de données au même niveau dans le classement présenté au point 1, la source de données qui garantit le flux de données le plus clair avec les moindres risques inhérents et risques de carence de contrôle en matière d’inexactitudes est choisie.
4. Les sources de données choisies au point 3 sont utilisées aux fins de la détermination et de la déclaration des émissions intrinsèques.
5. Dans la mesure du possible sans entraîner de coûts excessifs, aux fins du système de contrôle conformément à la section H de la présente annexe, des sources de données ou des méthodes supplémentaires pour déterminer des ensembles de données sont recensées pour permettre de corroborer les sources de données dont il est question au point 3. Les sources de données sélectionnées, le cas échéant, sont inscrites dans la documentation relative à la méthode de surveillance.
6. Améliorations recommandées: il y a lieu de vérifier régulièrement, et au moins une fois par an, s’il est possible de faire appel à de nouvelles sources de données afin d’améliorer les méthodes de surveillance. Dans le cas où de nouvelles sources de données sont jugées plus exactes au regard du classement présenté au point 1, elles sont inscrites dans la documentation relative à la méthode de surveillance et appliquées dans les plus brefs délais.
7. Faisabilité technique: lorsqu’il est déclaré que l’application d’une méthode de détermination donnée n’est pas techniquement réalisable, une justification étayant ce fait est inscrite dans la documentation relative à la méthode de surveillance. Cette justification est réévaluée au cours des vérifications régulières visées au point 6. Elle établit si l’installation dispose de ressources techniques répondant aux besoins d’une source de données ou méthode de surveillance proposées et pouvant être mobilisées dans les délais requis aux fins de la présente annexe. Ces ressources techniques englobent les techniques et le matériel ou équipement nécessaires.
8. Coûts excessifs: lorsqu’il est déclaré que l’application d’une méthode de détermination donnée pour un ensemble de données entraîne des coûts excessifs, une justification étayant ce fait est inscrite dans la documentation relative à la méthode de surveillance. Cette justification est réévaluée au cours des vérifications régulières visées au point 6. Le mode de détermination de la nature excessive des coûts est présenté dans le paragraphe qui suit.
Les coûts pour déterminer un ensemble de données spécifique sont considérés comme étant excessifs lorsque les coûts estimés par l’exploitant sont supérieurs aux bénéfices liés à une méthode de détermination donnée. Dans ce contexte, les bénéfices sont calculés en multipliant le prix de référence de 20 EUR par tonne équivalent CO2 par un facteur d’amélioration, et les coûts tiennent compte d’une période d’amortissement appropriée, fondée sur la durée de vie économique des équipements, s’il y a lieu.
Le facteur d’amélioration correspond à:
a) l’amélioration de l’incertitude estimée dans une mesure, exprimée en pour cent, multipliée par les émissions liées estimées au cours de la période de déclaration. Les émissions liées désignent:
1) les émissions directes résultant du flux ou de la source d’émissions concernés;
2) les émissions attribuées à une quantité de chaleur mesurable;
3) les émissions indirectes liées à la quantité d’électricité concernée;
4) les émissions intrinsèques d’une matière produite ou d’un précurseur consommé;
b) 1 % des émissions liées, lorsque aucune amélioration de l’incertitude des mesures n’est visée.
Les mesures visant à améliorer la méthode de surveillance d’une installation ne sont pas réputées entraîner des coûts excessifs jusqu’à un montant cumulé de 2 000 EUR par an.
A.4. Division des installations en procédés de production
Les installations sont divisées en procédés de production avec des limites de système garantissant que les intrants, extrants et émissions pertinents peuvent être surveillés conformément aux sections B à E de la présente annexe et que les émissions indirectes peuvent être attribuées aux groupes de marchandises définis à la section 2 de l’annexe II, en appliquant les règles de la section F de la présente annexe.
Les installations sont divisées en procédés de production comme suit:
a) un procédé de production unique est défini pour chacune des catégories agrégées de marchandises définies dans la section 2 de l’annexe II qui sont pertinentes dans l’installation;
b) par dérogation au point a), des procédés de production distincts sont définis pour chaque mode de production lorsque différents modes de production conformément à la section 3 de l’annexe II pour la même catégorie agrégée de marchandises sont mis en œuvre dans la même installation, ou lorsque l’exploitant sélectionne volontairement différentes marchandises ou différents groupes de marchandises en vue d’une surveillance distincte. Une définition plus spécifique des procédés de production peut également être utilisée pour autant qu’elle soit conforme à un système éligible de surveillance, de déclaration et de vérification applicable dans l’installation;
c) par dérogation au point a), lorsqu’au moins une partie des précurseurs pertinents des marchandises complexes sont produits dans la même installation que les marchandises complexes, et lorsque les précurseurs respectifs ne sont pas transférés en dehors de l’installation pour être vendus ou utilisés dans d’autres installations, la production des précurseurs et des marchandises complexes peut faire l’objet d’un procédé de production conjoint. Dans ce cas-là, le calcul distinct des émissions intrinsèques des précurseurs est omis;
d) les dérogations sectorielles suivantes au point a) peuvent être appliquées:
1) quand deux ou plusieurs marchandises des catégories agrégées de marchandises minerai aggloméré, fonte brute, FeMn, FeCr, FeNi, fer de réduction directe, acier brut, ou produits en fonte, fer ou acier sont produites dans la même installation, les émissions intrinsèques peuvent être surveillées et déclarées en définissant un procédé de production conjoint pour toutes ces marchandises;
2) quand deux ou plusieurs marchandises des groupes aluminium sous forme brute ou produits en aluminium sont produites dans la même installation, les émissions intrinsèques peuvent être surveillées et déclarées en définissant un procédé de production conjoint pour toutes ces marchandises;
3) pour la production d’engrais mélangés, la surveillance et la déclaration de chaque procédé de production peuvent être simplifiées en déterminant une valeur uniforme d’émissions intrinsèques par tonne d’azote contenue dans les engrais mélangés, indépendamment de la forme chimique de l’azote (ammonium, nitrate ou urée);
e) lorsqu’une partie de l’installation sert à la production de marchandises non énumérées à l’annexe I du règlement (UE) 2023/956, il est recommandé de surveiller cette partie comme un procédé de production supplémentaire dans le but de corroborer l’exhaustivité des données de l’installation relatives aux émissions totales.
B. SURVEILLANCE DES ÉMISSIONS DIRECTES SE RAPPORTANT À L’INSTALLATION
B.1. Exhaustivité des flux et des sources d’émission
Les limites de l’installation et ses procédés de production sont clairement connus de l’exploitant et définis dans la documentation relative à la méthode de surveillance, en tenant compte des exigences sectorielles énoncées à la section 2 de l’annexe II ainsi qu’à la section B.9 de la présente annexe. Les principes suivants s’appliquent:
1) au minimum, toutes les sources pertinentes d’émissions de gaz à effet de serre et tous les flux associés directement ou indirectement avec la production des marchandises énumérées à la section 2 de l’annexe II sont couverts;
2) il est recommandé de couvrir toutes les sources d’émissions et tous les flux de la totalité de l’installation, afin de réaliser des contrôles de vraisemblance et de contrôler l’efficacité de l’installation dans son ensemble sur le plan énergétique et des émissions;
3) toutes les émissions liées aux opérations normales et aux événements exceptionnels sont incluses, tels que le démarrage et l’arrêt de l’installation et les situations d’urgence survenues au cours de la période de déclaration;
4) les émissions provenant des engins mobiles destinés au transport sont exclues.
B.2. Choix de la méthode de surveillance
La méthode applicable est:
1) soit la méthode fondée sur le calcul, qui consiste à déterminer les émissions des différents flux à partir des données d’activité obtenues au moyen de systèmes de mesure et de paramètres complémentaires issus d’analyses de laboratoire, ou de valeurs standard. La méthode fondée sur le calcul peut être mise en œuvre conformément à la norme standard ou à la méthode du bilan massique;
2) soit la méthode fondée sur la mesure, qui consiste à déterminer les émissions provenant d’une source en mesurant en continu la concentration du gaz à effet de serre concerné dans les effluents gazeux, ainsi que le débit des effluents gazeux.
Par dérogation, d’autres méthodes peuvent être utilisées aux conditions spécifiées à l’article 4, paragraphes 2 et 3, et à l’article 5, du présent règlement.
La méthode de surveillance permettant d’obtenir les résultats les plus précis et fiables est choisie, sauf lorsque des exigences sectorielles conformément à la section B.9 prescrivent une méthode particulière. La méthode de surveillance appliquée peut être une combinaison de méthodes de telle sorte que différentes parties des émissions de l’installation sont surveillées par l’une des méthodes applicables.
La documentation relative à la méthode de surveillance indique clairement:
a) pour quel flux la norme standard fondée sur le calcul ou la méthode du bilan massique est utilisée, en décrivant notamment de manière détaillée la détermination de chaque paramètre pertinent fourni à la section B.3.4 de la présente annexe;
b) pour quelle source d’émissions une méthode fondée sur la mesure est utilisée, en décrivant tous les éléments pertinents fournis à la section B.6 de la présente annexe;
c) au moyen d’un schéma approprié et de la description des procédés de l’installation, les éléments qui prouvent l’absence de doubles comptages et de lacunes dans les données en ce qui concerne les émissions de l’installation.
Les émissions de l’installation sont déterminées par
EmInstni1Emcalc,imj1Emmeas,jlk1Emother,k (Équation 4)
où:
EmInstreprésente les émissions (directes) de l’installation exprimées en tonnes équivalent CO2;
Emcalc,ireprésente les émissions provenant du flux i déterminées en utilisant une méthode fondée sur le calcul exprimées en tonnes équivalent CO2;
Emmeas,jreprésente les émissions provenant de la source d’émissions j déterminées en utilisant une méthode fondée sur la mesure exprimées en tonnes équivalent CO2; et
Emother,kreprésente les émissions déterminées par une autre méthode, indice k exprimé en tonnes équivalent CO2.
B.3. Formules et paramètres pour la méthode fondée sur le calcul pour le CO2
B.3.1. Méthode standard
Les émissions sont calculées séparément pour chaque flux de la manière suivante:
B.3.1.1. Émissions de combustion
Les émissions de combustion sont calculées en utilisant la méthode standard de la manière suivante:
EmiADi • E Fi • OFi (Équation 5)
où:
Emireprésente les émissions [t CO2] résultant du combustible i;
EFireprésente le facteur d’émission [t CO2/TJ] du combustible i;
ADireprésente les données d’activité [TJ] du combustible i, calculées comme
ADiFQi • NCVi (Équation 6)
FQireprésente la quantité consommée [t ou m3] du combustible i;
NCVireprésente le pouvoir calorifique inférieur (PCI) [TJ/t ou TJ/m3] du combustible i;
OFireprésente le facteur d’oxydation (adimensionnel) du combustible i, calculé comme
OF1 – CashCtotal (Équation 7)
Cashreprésente le carbone contenu dans la cendre et dans les poussières issues de l’épuration des gaz de combustion, et
Ctotalreprésente le carbone total contenu dans le combustible consommé.
L’hypothèse prudente selon laquelle OF = 1 peut toujours être utilisée afin de réduire les efforts en matière de surveillance.
Pour autant que cela permet d’atteindre un degré de précision plus élevé, la méthode standard pour les émissions de combustion peut être modifiée comme suit:
a) les données d’activité sont exprimées en quantité de combustibles (à savoir en t ou m3);
b) l’EF est exprimé en t CO2/t de combustibles ou en t CO2/m3 de combustibles, selon qu’il convient, et
c) le NCV (PCI) peut être omis du calcul. Toutefois, il est recommandé de déclarer le PCI pour permettre les contrôles de cohérence et la surveillance de l’efficacité énergétique du procédé de production global.
Si le facteur d’émission d’un combustible i doit être calculé à partir des analyses de la teneur en carbone et du PCI, l’équation suivante est utilisée:
EFiCCi • fNCVi (Équation 8)
Si le facteur d’émission d’une matière ou d’un combustible exprimé en t CO2/t doit être calculé à partir d’une teneur en carbone analysée, l’équation suivante est utilisée:
EFiCCi • f (Équation 9)
où:
freprésente le ratio des masses molaires de CO2 et de C: f = 3,664 t CO2/t C.
Étant donné que le facteur d’émission pour la biomasse est égal à zéro pour autant que les critères fournis à la section B.3.3 sont respectés, ce fait peut être pris en considération pour les combustibles mixtes (à savoir les combustibles contenant à la fois des composants fossiles et de la biomasse) de la manière suivante:
EFiEFpre,i • 1 – BFi (Équation 10)
où:
EFpre,ireprésente le facteur d’émission préliminaire du combustible i (à savoir le facteur d’émission en partant de l’hypothèse que la totalité du combustible est fossile) et
BFireprésente la fraction de la biomasse (adimensionnelle) du combustible i.
Pour les combustibles fossiles et lorsque la fraction de la biomasse est inconnue, une valeur estimative prudente de zéro est attribuée à BFi.
B.3.1.2. Émissions de procédé
Les émissions de procédé sont calculées en utilisant la méthode standard de la manière suivante:
EmjADj • EFj • CFj (Équation 11)
Où:
ADjreprésente les données d’activité [t de matière] de la matière j;
EFjreprésente le facteur d’émission [t CO2/t] de la matière j, et
CFjreprésente le facteur de conversion (adimensionnel) de la matière j.
L’hypothèse prudente selon laquelle CFj = 1 peut toujours être utilisée afin de réduire les efforts en matière de surveillance.
Dans le cas de matières entrantes mixtes, qui contiennent à la fois des formes inorganiques et organiques de carbone, l’exploitant peut décider:
1) soit de déterminer un facteur d’émission préliminaire total pour la matière mixte en analysant la teneur totale en carbone (CCj) et en utilisant un facteur de conversion et, le cas échéant, une fraction de la biomasse et le pouvoir calorifique inférieur correspondant à cette teneur totale en carbone;
2) soit de déterminer séparément les teneurs organique et inorganique et les traiter comme deux flux distincts.
Compte tenu des systèmes de mesure disponibles pour les données d’activité et les méthodes pour déterminer le facteur d’émission, pour les émissions résultant de la décomposition des carbonates, la méthode permettant d’obtenir les résultats les plus précis est choisie pour chaque flux parmi les deux méthodes suivantes:
— méthode A (sur la base des matières entrantes): le facteur d’émission, le facteur de conversion et les données d’activité sont fonction de la quantité de matières utilisées pour alimenter le procédé. Les facteurs d’émission standard des carbonates purs fournis au tableau 3 de l’annexe VIII sont utilisés, en tenant compte de la composition de la matière telle que déterminée conformément à la section B.5 de la présente annexe;
— méthode B (sur la base des matières produites): le facteur d’émission, le facteur de conversion et les données d’activité sont fonction de la quantité de matières produites par le procédé. Les facteurs d’émission standard des oxydes métalloïdes après décarbonation indiqués dans le tableau 4 de l’annexe VIII sont utilisés, en tenant compte de la composition de la matière concernée telle que déterminée conformément à la section B.5 de la présente annexe.
Pour les émissions de procédé de CO2 autres que celles provenant des carbonates, la méthode A est appliquée.
B.3.2. Méthode du bilan massique
Les quantités de CO2 pertinentes pour chaque flux sont calculées sur la base de la teneur en carbone de chaque matière, sans distinction entre les combustibles et les matières utilisées dans le procédé. Le carbone quittant l’installation dans des produits au lieu d’être émis est pris en compte par flux sortant, dont les données d’activité sont par conséquent négatives.
Les émissions correspondant à chaque flux sont calculées comme suit:
Emkf • ADk • CCk (Équation 12)
où:
ADkreprésente les données d’activité [t] de la matière k; pour les extrants, les ADk sont négatives;
freprésente le ratio des masses molaires de CO2 et de C: f = 3,664 t CO2/t C; et
CCkreprésente la teneur en carbone de la matière k (adimensionnelle et positive).
Si la teneur en carbone d’un combustible k est calculée à partir d’un facteur d’émission exprimé en t CO2/TJ, l’équation suivante est utilisée:
CCkEFk • NCVkf (Équation 13)
Si la teneur en carbone d’une matière ou d’un combustible k est calculée à partir d’un facteur d’émission exprimé en t CO2/t, l’équation suivante est utilisée:
CCkEFkf (Équation 14)
Pour les combustibles mixtes, à savoir les combustibles contenant à la fois des composants fossiles et de la biomasse ou des matières mixtes, la fraction de la biomasse peut être prise en compte, pour autant que les critères fournis à la section B.3.3 sont respectés comme suit:
CCkCCpre,k • 1 – BFk (Équation 15)
où:
CCpre,kreprésente la teneur en carbone préliminaire du combustible k (à savoir le facteur d’émission en partant de l’hypothèse que la totalité du combustible est fossile) et
BFkreprésente la fraction de la biomasse (adimensionnelle) du combustible k.
Pour les combustibles fossiles et les matières et lorsque la fraction de la biomasse est inconnue, une valeur estimative prudente de zéro est attribuée à BF. Lorsque de la biomasse est utilisée comme matière entrante ou combustible, et que les matières sortantes contiennent du carbone, le bilan massique global traite la fraction de la biomasse avec prudence, à savoir que la fraction de la biomasse dans le total du carbone sortant n’excède pas la fraction totale de la biomasse contenue dans les matières entrantes et les combustibles, sauf lorsque l’exploitant fournit des éléments qui prouvent la présence d’une fraction de la biomasse plus élevée dans les matières sortantes par une méthode de «traçage de l’atome» (stœchiométrique) ou par des analyses du C14.
B.3.3. Critères d’attribution de la valeur zéro aux émissions issues de la biomasse
Lorsque de la biomasse est utilisée comme combustible de combustion, elle doit remplir les critères de cette section. Lorsque la biomasse utilisée pour la combustion n’est pas conforme à ces critères, sa teneur en carbone est considérée comme du carbone fossile.
1. La biomasse satisfait aux critères de durabilité et de réduction des émissions de gaz à effet de serre établis à l’article 29, paragraphes 2 à 7 et paragraphe 10, de la directive (UE) 2018/2001.
2. Par dérogation au point précédent, la biomasse contenue dans les déchets et résidus, autres que les résidus de l’agriculture, de l’aquaculture, de la pêche et de la sylviculture, ou produite à partir de ces déchets et résidus, ne doit remplir que les critères énoncés à l’article 29, paragraphe 10, de la directive (UE) 2018/2001. Ce point s’applique également aux déchets et résidus qui sont d’abord transformés en un produit avant d’être transformés ensuite en combustibles.
3. L’électricité, le chauffage et le refroidissement produits à partir de déchets municipaux solides ne sont pas soumis aux critères énoncés à l’article 29, paragraphe 10, de la directive (UE) 2018/2001.
4. Les critères établis à l’article 29, paragraphes 2 à 7 et paragraphe 10, de la directive (UE) 2018/2001 s’appliquent, quelle que soit l’origine géographique de la biomasse.
5. Le respect des critères fixés à l’article 29, paragraphes 2 à 7 et paragraphe 10, de la directive (UE) 2018/2001 est évalué conformément aux dispositions de l’article 30 et de l’article 31, paragraphe 1, de ladite directive.
B.3.4. Paramètres pertinents
Conformément aux formules fournies aux sections B.3.1 à B.3.3 de la présente annexe, les paramètres suivants sont déterminés pour chaque flux:
1. Méthode standard, combustion:
— exigence minimale: quantité de combustibles (t ou m3), facteur d’émission (t CO2/t ou t CO2/m3);
— amélioration recommandée: quantité de combustibles (t ou m3), PCI (TJ/t ou TJ/m3), facteur d’émission (t CO2/TJ), facteur d’oxydation, fraction de la biomasse, éléments prouvant le respect de la section B.3.3.
2. Méthode standard, émissions de procédé:
— exigence minimale: données d’activité (t ou m3), facteur d’émission (t CO2/t ou t CO2/m3);
— amélioration recommandée: données d’activité (t ou m3), facteur d’émission (t CO2/t ou t Co2/m3), facteur de conversion.
3. Bilan massique:
— exigence minimale: quantité de matières (t), teneur en carbone (t C/t de matières);
— amélioration recommandée: quantité de matières (t), teneur en carbone (t C/t de matières), PCI (TJ/t), fraction de la biomasse, éléments prouvant le respect de la section B.3.3.
B.4. Exigences relatives aux données d’activité
B.4.1. Mesurage continu ou par lot
Lorsque des quantités de combustibles ou de matières, y compris des marchandises ou produits intermédiaires, doivent être déterminées pour une période de déclaration, l’une des méthodes suivantes peut être choisie et inscrite dans la documentation relative à la méthode de surveillance:
1) par mesurage en continu au niveau du procédé qui consomme ou produit la matière;
2) par cumul des mesures des quantités livrées ou produites séparément (par lot), compte tenu des variations des stocks. À cette fin, les règles suivantes s’appliquent:
a) la quantité de combustible ou de matière consommée au cours de la période de déclaration est calculée en déduisant de la quantité de combustible ou de matière importée au cours de la période de déclaration la quantité de combustible ou de matière exportée, et en y ajoutant la quantité de combustible ou de matière en stock au début de la période de déclaration, moins la quantité de combustible ou de matière en stock à la fin de la période de déclaration;
b) les niveaux de production de marchandises ou de produits intermédiaires sont calculés en déduisant de la quantité exportée au cours de la période de déclaration la quantité importée et la quantité de produit ou de matière en stock au début de la période de déclaration, en y ajoutant la quantité de produit ou de matière en stock à la fin de la période de déclaration; afin d’éviter tout double comptage, les produits d’un procédé de production réintroduits dans le même procédé de production sont déduits des niveaux de production.
S’il n’est pas techniquement réalisable de déterminer les quantités en stock par une mesure directe, ces quantités peuvent être estimées de l’une des deux manières suivantes:
1. en se fondant sur les données des années précédentes, corrélées avec les niveaux d’activité appropriés pour la période de déclaration;
2. en se fondant sur les procédures consignées par écrit et sur les données correspondantes figurant dans les états financiers vérifiés couvrant la période de déclaration.
Lorsqu’il n’est pas techniquement réalisable de déterminer les quantités de produits, de matières ou de combustibles pour la totalité de la période de déclaration, ou si cela risque d’entraîner des coûts excessifs, le jour le plus approprié suivant peut être choisi pour séparer une période de déclaration de la période de déclaration suivante. La période de déclaration en question est ainsi reconstituée. Les écarts éventuels concernant chaque produit, matière ou combustible sont clairement consignés pour constituer la base d’une valeur représentative de la période de déclaration et pour être pris en compte de manière cohérente pour l’année suivante.
B.4.2. Contrôle de l’exploitant sur les systèmes de mesure
La méthode privilégiée pour déterminer les quantités de produits, de matières ou de combustibles est l’utilisation par l’exploitant de l’installation de systèmes de mesure placés sous son propre contrôle. Les systèmes de mesure non placés sous le contrôle de l’exploitant, ou particulier s’ils sont placés sous le contrôle du fournisseur de la matière ou du combustible, peuvent être utilisés dans les cas suivants:
1. lorsque l’exploitant ne dispose pas de son propre système de mesure pour la détermination de l’ensemble de données spécifique;
2. lorsque la détermination de l’ensemble de données par un exploitant au moyen de son propre système de mesure n’est pas techniquement réalisable ou risque d’entraîner des coûts excessifs;
3. lorsque l’exploitant est en possession d’éléments qui prouvent que le système de mesure non placé sous son contrôle donne des résultats plus fiables et comporte moins de risques d’inexactitudes.
Dans le cas où des systèmes de mesure non placés sous le contrôle de l’exploitant sont utilisés, les sources de données applicables sont les suivantes:
1) les quantités figurant sur les factures émises par un partenaire commercial, sous réserve de la passation d’une transaction commerciale entre deux partenaires indépendants;
2) les valeurs directement fournies par les instruments de mesure.
B.4.3. Exigences relatives aux systèmes de mesure
Une compréhension profonde de l’incertitude associée à la mesure des quantités de combustibles et de matières, y compris de l’influence de l’environnement d’exploitation et, le cas échéant, de l’incertitude associée à la détermination des stocks, est indispensable. Les instruments de mesure choisis garantissent le niveau d’incertitude le plus faible sans entraîner de coûts excessifs et sont adaptés à l’environnement dans lequel ils sont utilisés, conformément aux normes et prescriptions techniques applicables. En cas de disponibilité, les instruments soumis à un contrôle métrologique légal ont la priorité. Dans ce cas, l’erreur maximale tolérée en service admise par la législation nationale relative au contrôle métrologique légal pour la tâche de mesurage en question peut être utilisée comme valeur d’incertitude.
Lorsqu’un instrument de mesure doit être remplacé en raison d’un dysfonctionnement ou parce que l’étalonnage démontre que les exigences ne sont plus respectées, il est remplacé par des instruments qui garantissent un niveau d’incertitude identique ou meilleur par rapport à l’instrument existant.
B.4.4. Amélioration recommandée
Il est recommandé de parvenir à une incertitude de mesure proportionnée aux émissions totales du flux ou de la source d’émissions, avec le niveau d’incertitude le plus faible par la plupart des émissions. À des fins d’orientation, pour les émissions supérieures à 500 000 t CO2 par an, l’incertitude au cours de la totalité de la période de déclaration tenant compte des variations de stock, le cas échéant, est de 1,5 % ou mieux. Pour les émissions inférieures à 10 000 t CO2 par an, une incertitude inférieure à 7,5 % est acceptable.
B.5. Exigences relatives aux facteurs de calcul pour le CO2
B.5.1. Méthodes de détermination des facteurs de calcul
Pour la détermination des facteurs de calcul requis pour la méthode fondée sur le calcul, une des méthodes suivantes peut être choisie:
1) l’utilisation de valeurs standard;
2) l’utilisation de variables représentatives fondées sur une corrélation empirique entre le facteur de calcul pertinent et d’autres propriétés mieux accessibles à la mesure;
3) l’utilisation de valeurs fondées sur des analyses de laboratoire.
Les facteurs de calcul sont déterminés en se référant à l’état du combustible ou de la matière qui est utilisé pour les données d’activité correspondantes, c’est-à-dire l’état dans lequel se trouve le combustible ou la matière lors de l’achat ou de l’utilisation dans le procédé responsable des émissions, avant séchage ou autre traitement en vue des analyses de laboratoire. Au cas où cela entraînerait des coûts excessifs, ou si une plus grande précision est possible, les données d’activité et les facteurs de calcul peuvent être systématiquement déclarés en se référant à l’état du combustible ou de la matière au moment où les analyses de laboratoire sont effectuées.
B.5.2. Valeurs standard applicables
Les valeurs standard de type I s’appliquent uniquement si aucune valeur standard de type II n’est disponible pour le même paramètre et la même matière ou le même combustible.
Les valeurs standard de type I sont les suivantes:
a) les facteurs standard fournis à l’annexe VIII;
b) les facteurs standard contenus dans les dernières lignes directrices du GIEC pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre;
c) les valeurs fondées sur des analyses de laboratoire réalisées dans le passé, ne remontant pas à plus de cinq ans et considérées comme représentatives pour le combustible ou la matière.
Les valeurs standard de type II sont les suivantes:
a) les facteurs standard utilisés par le pays dans lequel l’installation est située dans le dernier inventaire national qu’il soumet au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques;
b) les valeurs publiées notamment par les institutions de recherche, les autorités publiques, les organismes de normalisation et les instituts nationaux de statistiques aux fins d’une déclaration plus spécifique des émissions que dans le cadre du point précédent;
c) les valeurs spécifiées et garanties par le fournisseur d’un combustible ou d’une matière, s’il peut être prouvé que la teneur en carbone présente un intervalle de confiance à 95 % qui n’excède pas 1 %;
d) les valeurs stœchiométriques pour la teneur en carbone et les valeurs liées admises dans la littérature pour le pouvoir calorifique inférieur (PCI) d’une substance pure;
e) les valeurs fondées sur des analyses de laboratoire réalisées dans le passé, ne remontant pas à plus de deux ans, et considérées comme représentatives pour le combustible ou la matière.
Dans le but d’assurer la cohérence au fil du temps, toute valeur standard utilisée est inscrite dans la documentation relative à la méthode de surveillance, et n’est modifiée que si des éléments prouvent que la nouvelle valeur est plus appropriée et plus représentative du combustible ou de la matière utilisé(e) que la valeur précédente. En cas de changement des valeurs standard d’une année sur l’autre, la source autorisée applicable pour la valeur en question est inscrite dans la documentation relative à la méthode de surveillance à la place de la valeur en question.
B.5.3. Établissement de corrélations pour déterminer les variables représentatives
Une variable représentative pour la teneur en carbone ou le facteur d’émission peut être déterminée à partir des paramètres suivants, en combinaison avec une corrélation empirique déterminée au moins une fois par an conformément aux exigences relatives aux analyses de laboratoire indiquées à la section B.5.4 de la présente annexe, comme suit:
a) mesure de la densité de certaines huiles ou de certains gaz, notamment ceux couramment utilisés dans l’industrie du raffinage ou la sidérurgie;
b) pouvoir calorifique inférieur de certains types de charbons.
La corrélation doit respecter les bonnes pratiques industrielles et ne peut être appliquée qu’aux valeurs de la variable représentative comprises dans la plage de valeurs pour laquelle elle a été établie.
B.5.4. Exigences relatives aux analyses de laboratoire
Lorsque des analyses de laboratoires sont requises pour déterminer certaines propriétés (humidité, pureté, concentration, teneur en carbone, fraction de la biomasse, pouvoir calorifique inférieur, densité, entre autres) de produits, de matières, de combustibles ou de gaz résiduaires, ou pour établir des corrélations entre des paramètres aux fins de la détermination indirecte des données requises, les analyses sont effectuées conformément aux exigences de la présente section.
Les résultats des analyses ne sont utilisés que pour la période de livraison ou pour le lot de combustible ou de matière pour lesquels les échantillons ont été prélevés et dont ils sont censés être représentatifs. Pour la détermination d’un paramètre donné, les résultats de toutes les analyses effectuées sont utilisés en ce qui concerne ce paramètre.
B.5.4.1. Utilisation des normes
Les analyses, l’échantillonnage, les étalonnages et les validations nécessaires à la détermination des facteurs de calcul sont réalisés au moyen de méthodes fondées sur les normes ISO correspondantes. En l’absence de telles normes, les méthodes sont fondées sur les normes EN ou sur les normes ou exigences nationales pertinentes inscrites dans un système éligible de surveillance, de déclaration et de vérification. En l’absence de norme publiée, l’exploitant peut s’appuyer sur les projets de normes, sur les lignes directrices, sur les meilleures pratiques publiées par l’industrie ou sur d’autres méthodes scientifiquement validées, permettant de limiter l’erreur d’échantillonnage et de mesure.
B.5.4.2. Recommandations relatives au plan d’échantillonnage et à la fréquence minimale des analyses
Les fréquences d’analyse minimales indiquées au tableau 1 de la présente annexe pour les différents combustibles et matières sont utilisées. Une autre fréquence d’analyse peut être utilisée dans les cas suivants:
a) lorsque le tableau ne contient pas de fréquence minimale applicable;
b) lorsqu’un système éligible de surveillance, de déclaration et de vérification prévoit une autre fréquence minimale des analyses pour le même type de matière ou de combustible;
c) lorsque la fréquence minimale indiquée dans le Table 1 de la présente annexe entraînerait des coûts excessifs;
d) lorsqu’il peut être démontré que, d’après les données historiques, y compris les valeurs d’analyse obtenues pour les combustibles ou matières concernés au cours de la période de déclaration précédant immédiatement la période de déclaration en cours, la variation des valeurs d’analyse obtenues pour les différents combustibles ou matières n’excède pas un tiers de l’incertitude lors de la détermination des données d’activité des combustibles ou matières correspondants.
Lorsqu’une installation ne fonctionne qu’une partie de l’année ou lorsque des combustibles ou matières sont livrés en lots qui sont consommés sur plus d’une période de déclaration, un programme d’analyse plus approprié peut être choisi, à condition que cela se traduise par une incertitude comparable à celle visée au dernier point de l’alinéa précédent.
Tableau 1
Fréquences minimales des analyses
| Combustible/matière | Fréquence minimale des analyses
| Gaz naturel | Au moins hebdomadaire
| Autres gaz, notamment gaz de synthèse et gaz de procédé (mélange de gaz de raffinerie, gaz de cokerie, gaz de haut-fourneau, gaz de convertisseur, gaz de gisement de pétrole et de gaz) | Au moins journalière, selon des procédures appropriées aux différents moments de la journée
| Fioul (léger, moyen, lourd, bitume) | Toutes les 20 000 tonnes de combustible, et au moins six fois par an
| Charbon, houille à coke, coke, coke de pétrole, tourbe | Toutes les 20 000 tonnes de combustible/matière, et au moins six fois par an
| Autres combustibles | Toutes les 10 000 tonnes de combustible, et au moins quatre fois par an
| Déchets solides non traités (déchets fossiles purs ou mélange de déchets issus de la biomasse et de déchets fossiles) | Toutes les 5 000 tonnes de déchets, et au moins quatre fois par an
| Déchets liquides, déchets solides prétraités | Toutes les 10 000 tonnes de déchets, et au moins quatre fois par an
| Minéraux carbonés (y compris calcaire et dolomite) | Toutes les 50 000 tonnes de matières, et au moins quatre fois par an
| Argiles et schistes | Quantités de matières correspondant à des émissions de 50 000 tonnes de CO2, et au moins quatre fois par an
| Autres matières (produit primaire, intermédiaire et final) | Suivant le type de matière et la variation, quantités de matières correspondant à des émissions de 50 000 tonnes de CO2, et au moins quatre fois par an.
Les échantillons sont représentatifs pour le lot complet ou la période complète de livraisons pour lesquels ils sont prélevés. Dans le but d’assurer la représentativité, l’hétérogénéité de la matière doit être prise en compte, ainsi que tous les autres aspects pertinents tels que, entre autres, les équipements d’échantillonnage disponibles, la séparation potentielle des phases ou la distribution locale des tailles des particules, la stabilité des échantillons. La méthode d’échantillonnage est inscrite dans la documentation relative à la méthode de surveillance.
Il est recommandé d’utiliser un plan d’échantillonnage dédié pour chaque matière ou combustible concerné; ce plan doit suivre les normes applicables, préciser les modalités de préparation des échantillons, et en particulier les responsabilités, ainsi que les lieux, les fréquences de prélèvement, les quantités à prélever et les méthodes de stockage et de transport des échantillons.
B.5.4.3. Recommandations pour les laboratoires
Les laboratoires auxquels il est fait appel pour réaliser les analyses en vue de la détermination des facteurs de calcul sont accrédités conformément à la norme ISO/IEC 17025 pour les méthodes d’analyse en question. Il ne peut être fait appel à des laboratoires non accrédités en vue de la détermination des facteurs de calcul que lorsqu’il peut être démontré qu’il n’est pas techniquement possible de faire appel aux laboratoires accrédités, ou que cela entraînerait des coûts excessifs, et que les laboratoires non accrédités sont suffisamment compétents. Un laboratoire est considéré comme suffisamment compétent dès lors que les conditions suivantes sont réunies:
1) il est indépendant de l’exploitant sur le plan économique, ou au minimum protégé de toute influence des cadres dirigeants de l’installation sur le plan organisationnel;
2) il applique les normes applicables pour les analyses demandées;
3) il emploie du personnel compétent pour les tâches spécifiques à accomplir;
4) il gère de manière appropriée l’échantillonnage et la préparation des échantillons, et contrôle leur intégrité;
5) il s’assure régulièrement de la qualité des étalonnages, de l’échantillonnage et des méthodes d’analyse, grâce à des méthodes appropriées, y compris la participation régulière à des programmes d’essais d’aptitude dans le cadre desquels les méthodes d’analyse sont appliquées à des matériaux de référence certifiés, ou des comparaisons avec un laboratoire accrédité;
6) il gère l’équipement de manière appropriée, y compris à travers l’application et la mise en œuvre de procédures d’étalonnage, de correction, de maintenance et de réparation de l’équipement, et tenue de dossiers s’y rapportant.
B.5.5. Méthodes recommandées pour la détermination des facteurs de calcul
Il est recommandé d’appliquer des valeurs standard uniquement pour les flux correspondant à des quantités d’émissions mineures et d’analyses de laboratoire pour les flux majeurs. La liste suivante présente les méthodes applicables par ordre croissant de qualité des données:
1) les valeurs standard de type I;
2) les valeurs standard de type II;
3) l’établissement de corrélations pour déterminer les variables représentatives;
4) les analyses réalisées en dehors du contrôle de l’exploitant, par exemple par le fournisseur du combustible ou de la matière, mentionnées dans les bordereaux d’achat, sans information complémentaire quant aux méthodes appliquées;
5) les analysées réalisées dans des laboratoires non accrédités, ou dans des laboratoires accrédités selon des méthodes d’échantillonnage simplifiées;
6) les analysées réalisées dans des laboratoires accrédités, sur la base des meilleures pratiques en ce qui concerne l’échantillonnage.
B.6. Exigences relatives à la méthode fondée sur la mesure pour le CO2 et le N2O
B.6.1. Dispositions générales
Une méthode fondée sur la mesure requiert l’utilisation d’un système de mesure continue des émissions (SMCE) installé à un point de mesure approprié.
Pour la surveillance des émissions de N2O, l’utilisation de la méthode fondée sur la mesure est obligatoire. Pour le CO2, elle est uniquement utilisée lorsque des éléments prouvent qu’elle permet d’obtenir des données plus précises que la méthode fondée sur le calcul. Les exigences relatives à l’incertitude des systèmes de mesure conformément à la section B.4.3 de la présente annexe s’appliquent.
Le CO émis dans l’atmosphère est considéré comme la quantité molaire équivalente de CO2.
Lorsque plusieurs sources d’émission coexistent dans une installation et que les émissions ne peuvent pas être mesurées globalement, l’exploitant mesure séparément les émissions provenant de ces sources et additionne les résultats pour obtenir les émissions totales du gaz en question au cours de la période de déclaration.
B.6.2. Méthode et calcul
B.6.2.1. Émissions d’une période de déclaration (émissions annuelles)
Le total des émissions d’une source d’émissions au cours de la période de déclaration est déterminé en additionnant toutes les valeurs horaires mesurées de la concentration de gaz à effet de serre sur la période de déclaration et en les multipliant par les valeurs horaires du débit d’effluents gazeux (les valeurs horaires étant des moyennes de tous les résultats de mesure obtenus pour l’heure d’exploitation considérée), en appliquant la formule:
GHGEMtotaltHoursOpi1GHGconchourly,i • Vhourly,i • 10– 6tg (Équation 16)
où:
GHG Emtotalreprésente le total des émissions annuelles de GES en tonnes;
GHG conchourly,ireprésente la concentration horaire des émissions de GES en g/Nm3 dans les effluents gazeux, mesurée lorsque l’installation est en service pendant l’heure ou la période de référence plus courte i;
Vhourly,ireprésente le volume de fumées en Nm3 pendant l’heure ou la période de référence plus courte i, déterminé en intégrant le débit au cours de la période de référence, et
HoursOpreprésente le nombre total d’heures (ou de périodes de référence plus courtes) pour le(s)quel(s) la méthode fondée sur la mesure est appliquée, y compris les heures pour lesquelles des données ont été substituées conformément à la section B.6.2.6 de la présente annexe.
L’indice i fait référence à l’heure (ou aux périodes de référence) d’exploitation considérée(s).
Les moyennes horaires pour chaque paramètre sont calculées avant toute transformation ultérieure, en utilisant tous les relevés disponibles pour l’heure considérée. Lorsque des données pour des périodes de référence plus courtes peuvent être produites sans générer de coût supplémentaire, ces périodes sont utilisées pour déterminer les émissions annuelles.
B.6.2.2. Détermination de la concentration de GES
La concentration de GES considérée dans les effluents gazeux est déterminée par mesure continue en un point représentatif, de l’une des façons suivantes:
— mesure directe de la concentration de GES;
— mesure indirecte: dans le cas d’une concentration élevée dans les fumées, la concentration de GES peut être calculée au moyen d’une mesure indirecte de la concentration, compte tenu des concentrations mesurées de tous les autres constituants i du flux de gaz, à l’aide de la formule suivante:
GHGconc%100% –iConci% (Équation 17)
où:
concireprésente la concentration du constituant i du gaz.
B.6.2.3. Émissions de CO2 provenant de la biomasse
Le cas échéant, toute quantité de CO2 issu de la biomasse conforme aux critères énoncés à la section B.3.3 de la présente annexe peut être déduite des émissions totales mesurées de CO2, pour autant que l’une des méthodes suivantes est utilisée pour la quantité d’émissions de CO2 provenant de la biomasse:
1) une méthode fondée sur le calcul, notamment une méthode d’analyse et d’échantillonnage fondée sur la norme ISO 13833 [Émissions de sources fixes — Détermination du rapport du dioxyde de carbone de la biomasse (biogénique) et des dérivés fossiles — Échantillonnage et détermination au radiocarbone];
2) une autre méthode fondée sur une norme pertinente, comme la norme ISO 18466 (Émission des sources fixes — Détermination de la fraction biogénique de CO2 dans les gaz de cheminées en utilisant la méthode des bilans);
3) une autre méthode autorisée par un système éligible de surveillance, de déclaration et de vérification.
B.6.2.4. Détermination des émissions d’équivalents CO2 issues de N2O
Dans le cas des mesures de N2O, les émissions annuelles totales de N2O de toutes les sources, mesurées en tonnes avec une précision de trois décimales, sont converties en équivalents CO2 annuels, exprimés en tonnes arrondies, à l’aide de la formule suivante et des valeurs du PRP figurant à l’annexe VIII:
CO2e [t] = N2Oannual[t] × GWPN2O (Équation 18)
où:
N2Oannualreprésente les émissions annuelles totales de N2O, calculées conformément à la section B.6.2.1 de la présente annexe.
B.6.2.5. Détermination du débit des effluents gazeux
Le débit des effluents gazeux peut être déterminé pour l’une des méthodes suivantes:
— par calcul, au moyen d’un bilan massique approprié, tenant compte de tous les paramètres importants à l’entrée, notamment, pour les émissions de CO2, au moins des charges de matières entrantes, du débit d’air entrant et du rendement du procédé, ainsi que des paramètres à la sortie, y compris au moins de la quantité de produit fabriquée et des concentrations d’oxygène (O2), de dioxyde de soufre (SO2) et d’oxydes d’azote (NOx);
— par mesure continue du débit en un point représentatif.
B.6.2.6. Traitement des lacunes dans les mesures
Si l’équipement de mesure continue d’un paramètre est en dérangement, mal réglé ou hors service pendant une partie de l’heure ou de la période de référence, la moyenne horaire correspondante est calculée au prorata des relevés restants pour l’heure ou la période de référence plus courte considérée, à condition qu’au moins 80 % du nombre maximal de relevés pouvant être obtenus pour un paramètre soient disponibles.
Lorsque moins de 80 % du nombre maximal de relevés peuvent être obtenus pour un paramètre, les méthodes suivantes sont utilisées:
— dans le cas d’un paramètre mesuré directement en tant que concentration, on utilise une valeur de substitution en additionnant la concentration moyenne et deux fois l’écart type associé à cette moyenne, selon l’équation suivante:
Csubst*C 2 σc (Équation 19)
où:
Creprésente la moyenne arithmétique de la concentration du paramètre considéré sur toute la période de déclaration ou, en cas de circonstances particulières lors de la perte des données, sur une période appropriée tenant compte de ces circonstances, et
σcreprésente la meilleure estimation de l’écart type de la concentration du paramètre considéré sur toute la période de déclaration, ou, en cas de circonstances particulières lors de la perte des données, sur une période appropriée tenant compte de ces circonstances.
Lorsque la période de déclaration ne convient pas pour la détermination de ces valeurs de substitution en raison de modifications techniques importantes apportées à l’installation, un autre délai suffisamment représentatif est choisi, correspondant si possible à au moins six mois, pour déterminer la moyenne et l’écart type;
— dans le cas d’un paramètre autre que la concentration, des valeurs de substitution sont déterminées à l’aide d’un modèle approprié de bilan massique ou d’un bilan énergétique du procédé. Ce modèle est validé en utilisant les autres paramètres mesurés de la méthode fondée sur la mesure et les données obtenues dans des conditions de fonctionnement normales, pour une période de même durée que celle pour laquelle les données sont manquantes.
B.6.3. Exigences en matière de qualité
Toutes les mesures sont réalisées à l’aide de méthodes fondées sur les normes:
1) ISO 20181:2023 Émissions de sources fixes — Assurance qualité des systèmes automatiques de mesure
2) ISO 14164:1999 Émissions de sources fixes — Détermination du débit-volume des courants gazeux dans des conduites — Méthode automatisée
3) ISO 14385-1:2014 Émissions de sources fixes — Gaz à effet de serre — Partie 1: Étalonnage des systèmes de mesurage automatiques
4) ISO 14385-2:2014 Émissions de sources fixes — Gaz à effet de serre — Partie 2: Contrôle qualité continu des systèmes de mesurage automatiques
5) d’autres normes ISO pertinentes, notamment la norme ISO 16911-2 (Émissions de sources fixes — Détermination manuelle et automatique de la vitesse et du débit-volume d’écoulement dans les conduits).
En l’absence de norme publiée, l’exploitant s’appuie sur les projets de normes, sur les lignes directrices relatives aux meilleures pratiques publiées par l’industrie ou sur d’autres méthodes scientifiquement validées, permettant de limiter l’erreur d’échantillonnage et de mesure.
Tous les aspects pertinents du système de mesure continue sont pris en considération, en particulier l’emplacement de l’équipement, l’étalonnage, le mesurage, l’assurance qualité et le contrôle de la qualité.
Les laboratoires réalisant les mesures et procédant à l’étalonnage et au contrôle des équipements des systèmes de mesure continue des émissions sont accrédités conformément à la norme ISO/IEC 17025 pour les méthodes d’analyse ou les activités d’étalonnage concernées. Si le laboratoire ne dispose pas de cette accréditation, l’exploitant veille à ce qu’il dispose de compétences suffisantes conformément à la section B.5.4.3 de la présente annexe.
B.6.4. Calculs de corroboration
Les émissions de CO2 déterminées par une méthode fondée sur la mesure sont corroborées en calculant les émissions annuelles de chaque gaz à effet de serre considéré, pour les mêmes sources d’émission et les mêmes flux. À cette fin, les exigences énoncées aux sections B.4 à B.6 de la présente annexe peuvent être simplifiées selon qu’il convient.
B.6.5. Exigences minimales relatives aux mesures continues des émissions
Une incertitude de 7,5 % des émissions de GES d’une source d’émission sur l’ensemble de la période de déclaration est au minimum atteinte. Pour les sources d’émission mineures, ou dans des circonstances exceptionnelles, une incertitude de 10 % peut être autorisée. Il est recommandé d’atteindre une incertitude de 2,5 % au moins pour les sources d’émissions émettant plus de 100 000 tonnes d’équivalent CO2 fossile par période de déclaration.
B.7. Exigences relatives à la détermination des émissions d’hydrocarbures perfluorés
La surveillance couvre les émissions d’hydrocarbures perfluorés (PFC) résultant des effets d’anode, y compris les émissions fugitives d’hydrocarbures perfluorés. Les émissions non liées aux effets d’anode sont déterminées sur la base de méthodes d’estimation conformes aux meilleures pratiques de l’industrie, et notamment aux lignes directrices de l’Institut international de l’aluminium.
Les émissions de PFC sont calculées à partir des émissions mesurables dans une conduite ou une cheminée («émissions de sources ponctuelles») et des émissions fugitives, compte tenu de l’efficacité de collecte de la conduite:
PFC emissions (total) = PFC emissions (duct)/collection efficiency(Équation 20)
L’efficacité de collecte est mesurée lorsque les facteurs d’émission spécifiques de l’installation sont définis.
Les émissions de CF4 et de C2F6 rejetées par l’intermédiaire d’une conduite ou d’une cheminée sont calculées selon l’une des méthodes suivantes:
1) la méthode A en cas d’enregistrement de la durée des effets d’anode en minutes par cuve-jour;
2) la méthode B en cas d’enregistrement de la surtension d’effet d’anode.
B.7.1. Méthode de calcul A — Méthode des pentes
Les équations suivantes sont utilisées pour déterminer les émissions de PFC:
CF4 emissions [t] = AEM × (SEFCF4/1 000) × PrAl (Équation 21)
C2F6 emissions [t] = CF4 emissions × FC2F6 (Équation 22)
où:
AEMreprésente la durée des effets d’anode en minutes/cuve-jour;
SEFCF4représente le facteur d’émission de pente exprimé en [(kg CF4/t Al produite)/(durée des effets d’anode en minutes/cuve-jour)]. Si différents types de cuves sont utilisés, il est possible d’appliquer des facteurs d’émission de pente différents.
PrAlreprésente la production d’aluminium primaire [t] au cours de la période de déclaration, et
FC2F6représente la fraction massique de C2F6 [t C2F6/t CF4].
La durée des effets d’anode en minutes par cuve-jour exprime la fréquence des effets d’anode (nombre d’effets d’anode/cuve-jour) multipliée par la durée moyenne des effets d’anode (durée de l’effet d’anode en minutes/événement):
AEM = frequency × average duration(Équation 23)
Facteur d’émission: Le facteur d’émission pour le CF4 (facteur d’émission de pente SEFCF4) exprime la quantité [kg] de CF4 émise par tonne d’aluminium produite par minute d’effet d’anode par cuve-jour. Le facteur d’émission du C2F6 (fraction massique FC2F6) exprime la quantité [kg] de C2F6 émise en proportion de la quantité [kg] de CF4 émise.
Exigence minimale: Les facteurs d’émission utilisés sont les facteurs d’émission spécifiques par technologie indiqués au Table 2 de la présente annexe.
Amélioration recommandée: Les facteurs d’émission spécifiques par installation établis pour le CF4 et le C2F6 sont établis au moyen de mesures in situ continues ou intermittentes. Pour déterminer ces facteurs d’émission, les meilleures pratiques de l’industrie sont appliquées, et notamment les lignes directrices les plus récentes de l’Institut international de l’aluminium. Le facteur d’émission prend également en compte les émissions liées aux effets autres que les effets d’anode. Chaque facteur est déterminé avec une incertitude maximale de ± 15 %. Les facteurs d’émission sont déterminés au moins tous les trois ans, et plus fréquemment si des modifications importantes apportées à l’installation l’exigent. On entend par «modification importante» une modification de la répartition des effets d’anode sur le plan de la durée, ou une modification de l’algorithme de commande influant sur la gamme des types d’effets d’anode ou sur la nature de la procédure de suppression de l’effet d’anode.
Tableau 2
Facteurs d’émission spécifiques par technologie associés aux données d’activité pour la méthode des pentes
| Technologie |
Facteur d’émission pour CF4 (SEFCF4)
[(kg CF4/t Al)/(EA-min/cuve-jour)]
|
Facteur d’émission pour C2F6 (FC2F6)
[t C2F6/t CF4]
| Alimentation ponctuelle précuisson historique (PFPB L) | 0,122 | 0,097
| Alimentation ponctuelle précuisson moderne (PFPB M) | 0,104 | 0,057
| Alimentation ponctuelle précuisson moderne sans stratégies d’intervention relatives aux effets d’anode entièrement automatisés pour les émissions de PFC (PFPB MW) | – | –
| Anode précuite du centre de la cuve (CWPB) | 0,143 | 0,121
| Anode précuite latérale (SWPB) | 0,233 | 0,280
| Søderberg — goujon vertical (VSS) | 0,058 | 0,086
| Søderberg — goujon horizontal (HSS) | 0,165 | 0,077
B.7.2. Méthode de calcul B — Méthode de la surtension
Pour la méthode de la surtension, les équations suivantes sont utilisées:
CF4 emissions [t] = OVC × (AEO/CE) × PrAl × 0,001(Équation 24)
C2F6 emissions [t] = CF4 emissions × FC2F6 (Équation 25)
où:
OVCreprésente le coefficient de surtension («facteur d’émission») exprimé en kg de CF4 par tonne d’aluminium produite par mV de surtension;
AEOreprésente la surtension d’effet d’anode par cuve [mV], définie comme l’intégrale de (temps × tension au-dessus de la tension-cible) divisée par le temps (durée) de collecte des données;
CEreprésente le rendement de courant moyen du procédé de production d’aluminium [%];
PrAlreprésente la production annuelle d’aluminium primaire [t]; et
FC2F6représente la fraction massique de C2F6 [t C2F6/t CF4].
Le terme AEO/CE (surtension d’effet d’anode/rendement de courant) exprime la surtension d’effet d’anode moyenne [mV de surtension], intégrée dans le temps, rapportée au rendement de courant moyen [%].
Exigence minimale: Les facteurs d’émission spécifiques par technologie indiqués au tableau 3 de la présente annexe sont utilisés.
Amélioration recommandée: Les facteurs d’émission spécifiques de l’installation sont utilisés pour CF4 [(kg CF4/t Al)/(mV)] et C2F6 [t C2F6/t CF4] et sont établis au moyen de mesures in situ continues ou intermittentes. Pour déterminer ces facteurs d’émission, les meilleures pratiques de l’industrie sont appliquées, et notamment les lignes directrices les plus récentes de l’Institut international de l’aluminium. Ces facteurs sont déterminés avec une incertitude maximale de ± 15 %. Les facteurs d’émission sont déterminés au moins tous les trois ans, et plus fréquemment si des modifications importantes apportées à l’installation l’exigent. On entend par «modification importante» une modification de la répartition des effets d’anode sur le plan de la durée, ou une modification de l’algorithme de commande influant sur la gamme des types d’effets d’anode ou sur la nature de la procédure de suppression de l’effet d’anode.
Tableau 3
Facteurs d’émission spécifiques par technologie pour les données d’activité de surtension
| Technologie |
Facteur d’émission pour le CF4
[(kg CF4/t Al)/mV]
|
Facteur d’émission pour C2F6
[t C2F6/t CF4]
| Anode précuite du centre de la cuve (CWPB) | 1,16 | 0,121
| Anode précuite latérale (SWPB) | 3,65 | 0,252
B.7.3. Détermination des émissions de CO2
Les émissions de CO2 sont calculées à partir des émissions de CF4 et de C2F6 comme suit, en appliquant les potentiels de réchauffement planétaire (PRP) indiqués à l’annexe VIII.
PFC emissions [t CO2e] = CF4 emissions [t] × GWPCF4 + C2F6 emissions [t] × GWPC2F6 (Équation 26)
B.8. Exigences relatives aux transferts de CO2 entre les installations
B.8.1. CO2 contenu dans les gaz («CO2 intrinsèque»)
Le CO2 intrinsèque qui est transféré dans une installation, y compris celui contenu dans le gaz naturel ou dans les effluents gazeux (comme le gaz de haut-fourneau ou le gaz de cokerie) ou dans les matières entrantes (comme le gaz de synthèse), est comptabilisé dans le facteur d’émission défini pour ce flux.
Lorsque le CO2 intrinsèque est transféré en tant que constituant d’un flux dans une autre installation, il n’est pas comptabilisé dans les émissions de l’installation d’origine. Toutefois, lorsque le CO2 intrinsèque est émis (purgé ou brulé, par exemple) ou transféré vers des entités qui ne surveillent pas elles-mêmes les émissions aux fins du présent règlement ou d’un système éligible de surveillance, de déclaration et de vérification, il est comptabilisé dans les émissions de l’installation d’origine.
B.8.2. Droit de déduire le CO2 stocké ou utilisé
Dans les cas suivants, le CO2 provenant de carbone fossile et provenant de la combustion ou de procédés entraînant des émissions de procédé, ou qui est importé d’autres installations, y compris sous la forme de CO2 intrinsèque, peut être comptabilisé comme non émis:
1) Lorsque le CO2 est utilisé dans l’installation ou transféré hors de l’installation vers l’une des entités suivantes:
a) une installation de captage de CO2 qui surveille les émissions aux fins du présent règlement ou d’un système éligible de surveillance, de déclaration et de vérification;
b) une installation ou un réseau de transport permettant le stockage géologique à long terme de CO2 qui surveille les émissions aux fins du présent règlement ou d’un système éligible de surveillance, de déclaration et de vérification;
c) un site de stockage géologique à long terme qui surveille les émissions aux fins du présent règlement ou d’un système éligible de surveillance, de déclaration et de vérification;
2) Lorsque le CO2 est utilisé dans l’installation ou transférée hors de l’installation vers une entité qui surveille les émissions aux fins du présent règlement ou d’un système éligible de surveillance, de déclaration et de vérification, dans le but de produire des produits dans lesquels le carbone issu de CO2 est chimiquement lié de manière permanente, de telle sorte qu’il n’entre pas dans l’atmosphère dans des conditions normales d’utilisation, y compris toute activité normale ayant lieu après la fin de vie du produit, conformément à l’acte délégué adopté en application de l’article 12, paragraphe 3 ter, de la directive 2003/87/CE.
Le CO2 transféré vers une autre installation aux fins énoncées aux points 1 et 2 peut uniquement être comptabilisé comme non émis dans la mesure où des éléments probants sont fournis tout au long de la chaîne de contrôle au site de stockage ou à l’installation utilisant le CO2, y compris des exploitants de transports, en ce qui concerne la fraction de CO2 réellement stockée ou utilisée pour la production de produits chimiquement stables par rapport à la quantité totale de CO2 transférée en dehors de l’installation d’origine.
Si du CO2 est utilisé dans la même installation aux fins des points 1 et 2, les méthodes de surveillance fournies aux sections 21 à 23 de l’annexe IV du règlement d’exécution (UE) 2018/2066 s’appliquent.
B.8.3. Règles de surveillance pour les transferts de CO2
L’identité et les coordonnées d’une personne responsable des installations ou entités réceptrices sont clairement inscrites dans la documentation relative à la méthode de surveillance. La quantité de CO2 considérée comme non émise est déclarée dans la communication conformément à l’annexe IV.
L’identité et les coordonnées d’une personne responsable des installations ou entités desquelles du CO2 a été reçu sont clairement inscrites dans la documentation relative à la méthode de surveillance. La quantité de CO2 reçue est déclarée dans la communication conformément à l’annexe IV.
Pour déterminer la quantité de CO2 transférée d’une installation à l’autre, une méthode fondée sur la mesure est utilisée. Pour la quantité de CO2 chimiquement liée de manière permanente dans des produits, une méthode fondée sur le calcul est utilisée, en utilisant de préférence un bilan massique. Les réactions chimiques appliquées ainsi que l’ensemble des facteurs stœchiométriques sont inscrits dans la documentation relative à la méthode de surveillance.
B.9. Exigences sectorielles
B.9.1. Règles complémentaires pour les unités de combustion
Les émissions de combustion couvrent toutes les émissions de CO2 résultant de la combustion de combustibles carbonés, y compris les déchets, indépendamment de toute autre classification de ces émissions ou combustibles. Lorsqu’il n’est pas clair qu’une matière serve de combustible ou de matière entrante, par exemple pour réduire des minerais métalliques, les émissions de cette matière sont surveillées de la même manière que les émissions de combustion. Toutes les unités de combustion fixes sont prises en considération, y compris les chaudières, brûleurs, turbines, appareils de chauffage, hauts-fourneaux, incinérateurs, calcinateurs, fours, étuves, sécheurs, moteurs, piles à combustible, unités de combustion en boucle chimique, torchères et unités de postcombustion thermique ou catalytique.
La surveillance comprend en outre les émissions de procédé de CO2 résultant de l’épuration des effluents gazeux, en particulier le CO2 associé à du calcaire ou à d’autres carbonates pour la désulfuration et les épurations similaires, et à de l’urée utilisée dans des unités de réduction des NOx.
B.9.1.1. Désulfuration et autres épurations des effluents gazeux acides
Les émissions de CO2 résultant de l’utilisation de carbonates pour l’épuration des effluents gazeux acides sont calculées sur la base de la quantité de carbonates consommée (méthode A). Dans le cas de la désulfuration, les calculs peuvent également être basés sur la quantité de gypse produite (méthode B). Dans ce dernier cas, le facteur d’émission est le rapport stœchiométrique entre le gypse sec (CaSO4×2H2O) et le CO2 émis: 0,2558 t CO2/t gypse.
B.9.1.2. Réduction des NOx
Lorsque de l’urée est utilisée comme agent réducteur dans une unité de réduction des NOx, les émissions de CO2 résultant de son utilisation sont calculées à l’aide de la méthode A, en appliquant un facteur d’émission basé sur le rapport stœchiométrique de 0,7328 t CO2/t urée.
B.9.1.3. Surveillance des torchères
Pour calculer les émissions provenant des torchères, le brûlage de routine ainsi que le brûlage lié à l’exploitation (interruptions, démarrages, arrêts, cas d’urgence) sont couverts. Le CO2 intrinsèque dans les gaz de torchère doit être inclus.
Lorsqu’une surveillance plus précise n’est pas techniquement réalisable ou entraînerait des coûts excessifs, un facteur d’émission de référence de 0,00393 t CO2/Nm3 est utilisé, correspondant à la combustion d’éthane pur, qui est utilisé comme variable représentative des gaz de torchère, en tant qu’estimation prudente.
Il est recommandé de déterminer des facteurs d’émission spécifiques des installations à partir d’une estimation du poids moléculaire du flux brûlé à la torchère, à l’aide d’une modélisation du procédé reposant sur des modèles industriels standard. L’examen des proportions relatives et des poids moléculaires de chacun des flux concourants permet d’établir une moyenne annuelle pondérée pour le poids moléculaire du gaz brûlé.
Pour les données d’activité, une incertitude de mesure plus élevée que pour les autres combustibles brûlés est acceptable.
B.9.2. Règles complémentaires pour les émissions associées à la production de clinker
B.9.2.1. Règles complémentaires pour la méthode A (sur la base des matières entrantes)
Lorsque la méthode A (sur la base de la charge du four) est utilisée pour déterminer les émissions de procédé, les règles particulières énoncées ci-après s’appliquent.
— Lorsque des poussières de fours à ciment (CKD) ou des poussières de bypass sortent du système du four, les quantités concernées de matières premières ne sont pas considérées comme des matières entrantes. Les émissions associées aux CKD sont calculées séparément conformément à la section B.9.2.3 de la présente annexe.
— Soit la farine crue comme un tout, soit des matières entrantes distinctes peuvent être caractérisées, en évitant la double comptabilisation ou les omissions liées aux matières réintroduites dans le procédé ou empruntant le bypass. Si les données d’activité sont déterminées sur la base de la quantité de clinker produite, la quantité nette de farine crue peut être déterminée au moyen d’un rapport empirique farine crue/clinker propre. Ce rapport doit être actualisé au moins une fois par an sur la base des lignes directrices relatives aux meilleures pratiques de l’industrie.
B.9.2.2. Règles complémentaires pour la méthode B (sur la base des matières produites)
Lorsque la méthode B (sur la base de la quantité de clinker produite) est utilisée pour déterminer les émissions de procédé, les règles particulières suivantes s’appliquent:
les données d’activité sont exprimées sous la forme de la quantité de clinker produite [t] au cours de la période de déclaration de l’une des deux façons suivantes:
— par pesage direct du clinker;
— sur la base des livraisons de ciment, par un bilan des matières tenant compte du clinker expédié, du clinker livré et de la variation des stocks de clinker, à l’aide de la formule suivante:
CliprodCemdeliv – CemSV • CCR – ClisClid – CliSV (Équation 27)
où:
Cliprodreprésente la quantité de clinker produite exprimée en tonnes;
Cemdelivreprésente la quantité de ciment livrée exprimée en tonnes;
CemSVreprésente les variations des stocks de ciment exprimées en tonnes;
CCRreprésente le rapport clinker/ciment (tonnes de clinker par tonnes de ciment);
Clisreprésente la quantité de clinker fournie exprimée en tonnes;
Clidreprésente la quantité de clinker expédiée exprimée en tonnes; et
CliSVreprésente les variations des stocks de clinker exprimées en tonnes.
Le rapport clinker/ciment est soit déterminé séparément pour chacun des produits en ciment sur la base d’analyses de laboratoire conformément aux dispositions de la section B.5.4, soit calculé en tant que rapport à partir de la différence entre les livraisons et la variation des stocks de ciment et l’ensemble des matières utilisées comme additifs dans le ciment, y compris les poussières «bypassées» et les poussières des fours à ciment.
À titre d’exigence minimale pour déterminer le facteur d’émission, une valeur standard de 0,525 t CO2/t clinker est appliquée.
B.9.2.3. Émissions liées aux poussières éliminées
Les émissions de procédé de CO2 dues aux poussières de bypass ou aux poussières des fours à ciment (CDK) quittant le système de fours sont ajoutées aux émissions, corrigées d’un facteur de calcination partielle des poussières de fours à ciment.
Exigence minimale: Un facteur d’émission de 0,525 t CO2/t poussière est appliqué.
Amélioration recommandée: Le facteur d’émission (EF) est déterminé au moins une fois par an conformément aux dispositions de la section B.5.4 de la présente annexe et en utilisant la formule suivante:
EFCKDEFCli1EFCli • d1 –EFCli1EFCli • d (Équation 28)
où:
EFCKDreprésente le facteur d’émission des poussières de four à ciment partiellement calcinées [t CO2/t CKD];
EFClireprésente le facteur d’émission du clinker, spécifique de l’installation [t CO2/t clinker], et
dreprésente le degré de calcination des CKD (rejet de CO2 = % du CO2 total du carbonate contenu dans le mélange brut).
B.9.3. Règles complémentaires pour les émissions associées à la production d’acide nitrique
B.9.3.1. Règles générales pour la mesure du N2O
Les émissions de N2O sont déterminées en utilisant une méthode fondée sur la mesure. Les concentrations de N2O dans les effluents gazeux de chaque source d’émission sont mesurées en un point représentatif, en aval du dispositif de réduction des émissions de NOx/N2O, le cas échéant. Des techniques permettant de mesurer les concentrations de N2O de toutes les sources, avec ou sans dispositif de réduction des émissions, sont appliquées. Toutes les mesures doivent être rapportées à une mesure du gaz à l’état sec, le cas échéant, et être déclarées de manière cohérente.
B.9.3.2. Détermination du débit des effluents gazeux
Pour mesurer le débit des effluents gazeux, la méthode du bilan massique établie à la section B.6.2.5 de la présente annexe est utilisée, à moins qu’elle ne soit techniquement pas réalisable. En pareil cas, une autre méthode peut être utilisée, y compris une autre méthode du bilan massique, en s’appuyant sur des paramètres significatifs tels que la charge d’ammoniac, ou la détermination du débit par mesure en continu des émissions.
Le débit des effluents gazeux est calculé à l’aide de la formule suivante:
Vflue gas flow [Nm3/h] = Vair × (1 — O2,air)/(1 — O2,flue gas) (Équation 29)
où:
Vairreprésente le débit total d’air entrant en Nm3/h dans des conditions standard;
O2,airreprésente la fraction volumique de O2 dans l’air sec (= 0,2095), et
O2,flue gasreprésente la fraction volumique de O2 dans les effluents gazeux.
Vairest calculé en additionnant tous les débits d’air entrant dans l’usine de production d’acide nitrique, en particulier le débit d’air primaire et secondaire, et le débit d’air entrant au niveau de l’étanchéité, le cas échéant.
Toutes les mesures doivent être rapportées à une mesure du gaz à l’état sec et être déclarées de manière cohérente.
B.9.3.3. Concentrations d’oxygène (O2)
Si nécessaire pour calculer le débit des effluents gazeux conformément à la section B.9.3.2 de la présente annexe, les concentrations d’oxygène dans les effluents gazeux sont mesurées, en appliquant les exigences établies à la section B.6.2.2 de la présente annexe. Toutes les mesures sont rapportées à une mesure du gaz à l’état sec et sont déclarées de manière cohérente.
C. Flux thermiques
C.1. Règles de détermination de la chaleur mesurable nette
C.1.1. Principes
Toutes les quantités de chaleur mesurable indiquées se rapportent à la quantité nette de chaleur mesurable, déterminée comme le contenu calorifique (enthalpie) du flux thermique transmis au procédé consommateur de chaleur ou à l’utilisateur externe, diminué du contenu calorifique du flux de retour.
Les procédés consommateurs de chaleur qui sont nécessaires au fonctionnement du système de production et de distribution de chaleur, tels que le dégazage, la préparation d’eau d’appoint et les purges régulières de vapeur, sont pris en compte dans le rendement du système thermique et sont comptabilisés dans les émissions intrinsèques des marchandises.
Lorsque le même milieu caloporteur est utilisé de manière consécutive dans plusieurs procédés et que sa chaleur est consommée à partir de différents niveaux de température, la quantité de chaleur consommée par chaque procédé consommateur de chaleur est déterminée séparément, sauf si les procédés en question font partie des procédés de production globaux des mêmes marchandises. Le réchauffage du milieu caloporteur entre des procédés consommateurs de chaleur consécutifs est traité comme une production de chaleur supplémentaire.
Lorsque la chaleur est utilisée pour produire du froid dans le cadre d’un procédé de refroidissement par absorption, ce procédé de refroidissement est considéré comme le procédé consommateur de chaleur.
C.1.2. Méthode de détermination des quantités nettes de chaleur mesurable
Sont prises en compte aux fins de la sélection des sources de données pour la quantification des flux d’énergie, conformément à la section A.4 de la présente annexe, les méthodes suivantes de détermination des quantités nettes de chaleur mesurable:
C.1.2.1. Méthode 1 — Recours à des mesures
Selon cette méthode, tous les paramètres pertinents sont mesurés, en particulier la température, la pression et l’état du milieu caloporteur transmis et restitué. Si le milieu caloporteur est de la vapeur d’eau, on entend par «état» son degré de saturation ou de surchauffe. Le débit (volumique) du milieu caloporteur est mesuré. Sur la base des valeurs mesurées, l’enthalpie et le volume massique du milieu caloporteur sont déterminés à l’aide des tables des constantes de la vapeur d’eau pertinentes ou de logiciels d’ingénierie adaptés.
Le débit massique du milieu caloporteur est calculé comme suit:
mVv (Équation 30)
où:
mreprésente le débit massique en kg/s;
Vreprésente le débit volumique en m3/s; et
vreprésente le volume spécifique en m3/kg.
Le débit massique étant réputé identique pour le milieu transmis et le milieu restitué, le débit thermique est déterminé en calculant la différence d’enthalpie entre le débit transmis et le débit restitué, comme suit:
Qhflow – hreturn • m (Équation 31)
où:
Qreprésente le débit thermique en kJ/s;
hflowreprésente l’enthalpie du flux transmis en kJ/kg;
hreturnreprésente l’enthalpie du flux de retour en kJ/kg, et
mreprésente le débit massique en kg/s.
Lorsque de la vapeur d’eau ou de l’eau chaude font office de milieu caloporteur, si le condensat n’est pas restitué ou s’il n’est pas possible d’estimer l’enthalpie du condensat restitué, hreturn est déterminé en se basant sur une température de 90 C.
Si l’on sait que les débits massiques ne sont pas identiques, la méthode suivante est appliquée:
a) lorsque des éléments prouvent que le condensat demeure dans le produit (par exemple, dans les procédés d’«injection de vapeur vive»), l’enthalpie de ce condensat n’est pas déduite;
b) si l’on sait qu’il y a déperdition du milieu caloporteur (par exemple en raison de fuites ou d’une mise à l’égout), une estimation du flux massique correspondant est déduite du flux massique du milieu caloporteur transmis.
Pour déterminer le flux thermique annuel net à partir des données susmentionnées, l’une des méthodes suivantes est utilisée, en fonction de l’équipement de mesure et du traitement de données disponibles:
a) détermination des valeurs annuelles moyennes des paramètres qui déterminent l’enthalpie annuelle moyenne du milieu caloporteur transmis et restitué, et multiplication par le flux massique annuel total, au moyen de l’équation 31;
b) détermination des valeurs horaires du flux thermique et addition de ces valeurs sur la durée annuelle totale de fonctionnement du système thermique. Suivant le système de traitement des données utilisé, les valeurs horaires peuvent être remplacées au besoin par des valeurs couvrant d’autres intervalles de temps.
C.1.2.2. Méthode 2 — Calcul d’une valeur représentative sur la base du rendement mesuré
Les quantités nettes de chaleur mesurable sont déterminées à partir de l’apport de combustible et du rendement mesuré se rapportant à la production de chaleur:
QηH • EIn (Équation 32)
EIniADi • NCVi (Équation 33)
où:
Qreprésente la quantité de chaleur exprimée en TJ;
ηΗreprésente le rendement mesuré de la production de chaleur;
EInreprésente l’apport énergétique provenant des combustibles;
ADireprésente les données d’activité annuelles (c.-à-d. les quantités consommées) des combustibles i, et
NCVireprésente les pouvoirs calorifiques inférieurs (PCI) des combustibles i.
La valeur de ηΗ est soit mesurée sur une période raisonnablement longue, tenant suffisamment compte des différents niveaux de charge de l’installation, soit tirée de la documentation fournie par le fabricant. À cet égard, la courbe de charge partielle est prise en compte en appliquant un facteur de charge annuel, comme suit:
LFEInEMax (Équation 34)
où:
LFreprésente le facteur de charge;
EInreprésente l’apport énergétique déterminé, sur la période de déclaration, au moyen de l’équation 33, et
EMaxreprésente l’apport de combustible maximal, si l’unité de production de chaleur a fonctionné à 100 % de sa charge nominale pendant toute la durée de l’année civile.
Le rendement est mesuré dans le cas d’une restitution à 100 % du condensat. Une température de 90 °C est posée en hypothèse pour le condensat restitué.
C.1.2.3. Méthode 3 — Calcul d’une valeur représentative sur la base du rendement de référence
Cette méthode est identique à la méthode 3 mais un rendement de référence de 70 % (ηRef,H = 0,7) est utilisé dans l’équation 32.
C.1.3. Règles particulières
Lorsqu’une installation consomme de la chaleur mesurable produite à partir de procédés chimiques exothermiques autres que la combustion, comme dans la production d’ammoniac ou d’acide nitrique, cette quantité de chaleur consommée est déterminée séparément des autres chaleurs mesurables et aucune émission de CO2 n’est attribuée à cette chaleur consommée.
Lorsque de la chaleur mesurable est récupérée à partir de chaleur non mesurable générée à partir de combustibles et utilisée dans les procédés de production après cette utilisation, par exemple à partir de gaz d’échappement, afin d’éviter le double comptage, la quantité nette concernée de chaleur mesurable divisée par un rendement de référence de 90 % est déduite de l’apport de combustible.
C.2. Détermination du facteur d’émission de la combinaison de combustibles à l’origine de la chaleur mesurable
Lorsqu’un procédé de production consomme de la chaleur mesurable produite au sein de l’installation, les émissions liées à la chaleur sont déterminées en utilisant l’une des méthodes suivantes.
C.2.1. Facteur d’émission de la chaleur mesurable produite dans l’installation par une méthode autre que la cogénération
Pour la chaleur mesurable produite par la combustion de combustibles dans l’installation, à l’exception de la chaleur produite par cogénération, le facteur d’émission de la combinaison de combustibles concernée est déterminé et les émissions imputables au procédé de production sont calculées, comme suit:
EmHeat = EFmix · Qconsumed/η (Équation 35)
où:
EmHeatreprésente les émissions du procédé de production liées à la production de chaleur, exprimées en t CO2;
EFmixreprésente le facteur d’émission de la combinaison de combustibles correspondante, exprimé t CO2/TJ, y compris les émissions résultant de l’épuration des gaz de combustion, le cas échéant;
Qconsumedreprésente la quantité de chaleur mesurable consommée lors du procédé de production, exprimée en TJ; et
ηreprésente le rendement du procédé de production de chaleur.
EFmixest calculé en appliquant la formule suivante:
EFmix = (Σ ADi · NCVi · EFi + EmFGC)/(Σ ADi · NCVi) (Équation 36)
où:
ADireprésente les données d’activité annuelles (c.-à-d. les quantités consommées) des combustibles i utilisés pour la production de chaleur mesurable, en tonnes ou en Nm3;
NCVireprésente les pouvoirs calorifiques inférieurs (PCI) des combustibles i exprimés en TJ/t ou en TJ/Nm3;
EFireprésente les facteurs d’émission des combustibles i exprimés en t CO2/TJ; et
EmFGCreprésente les émissions de procédé résultant de l’épuration des gaz de combustion, exprimées en t CO2.
Lorsqu’un gaz résiduaire fait partie de la combinaison de combustibles utilisée, et lorsque le facteur d’émission du gaz résiduaire est supérieur au facteur d’émission standard du gaz naturel fourni au tableau 1 de l’annexe VIII, ce facteur d’émission standard est utilisé pour calculer EFmix au lieu du facteur d’émission du gaz résiduaire.
C.2.2. Facteur d’émission de la chaleur mesurable produite dans l’installation par cogénération
Lorsque de la chaleur mesurable et de l’électricité sont produites par cogénération (à savoir par production combinée de chaleur et d’électricité), les émissions concernées imputables à la chaleur mesurable et à l’électricité sont déterminées conformément à la présente section. Les règles relatives à l’électricité s’appliquent également à la production d’énergie mécanique, le cas échéant.
Les émissions d’une unité de cogénération sont déterminées comme suit:
EmCHPiADi • NCVi • EFiEmFCG(Équation 37)
où:
EmCHPreprésente les émissions de l’unité de cogénération au cours de la période de déclaration exprimées en t CO2;
ADireprésente les données d’activité annuelles (c.-à-d. les quantités consommées) des combustibles i utilisés pour l’unité de cogénération, en tonnes ou en Nm3;
NCVireprésente les pouvoirs calorifiques inférieurs (PCI) des combustibles i exprimés en TJ/t ou en TJ/Nm3;
EFireprésente les facteurs d’émission des combustibles i exprimés en t CO2/TJ; et
EmFGCreprésente les émissions de procédé résultant de l’épuration des gaz de combustion, exprimées en t CO2.
L’apport énergétique à l’unité de cogénération est calculé à l’aide de l’équation 33. Les rendements moyens respectifs au cours de la période de déclaration de la production de chaleur et de la production d’électricité (ou d’énergie mécanique, le cas échéant) sont calculés comme suit:
ηheatQnetEIn (Équation 38)
ηelEElEIn (Équation 39)
où:
ηheatreprésente le rendement moyen de la production de chaleur au cours de la période de déclaration (adimensionnel);
Qnetreprésente la quantité nette de chaleur produite au cours de la période de déclaration par l’unité de cogénération, exprimée en TJ et telle que déterminée conformément à la section C.1.2;
EInreprésente l’apport énergétique déterminé au moyen de l’équation 33 exprimé en TJ;
ηelreprésente le rendement moyen de la production d’électricité au cours de la période de déclaration (adimensionnel); et
Eelreprésente la production nette d’électricité de l’unité de cogénération au cours de la période de déclaration, exprimée en TJ.
Lorsque la détermination des rendements ηheat et ηel n’est pas techniquement réalisable ou risque d’entraîner des coûts excessifs, il est fait appel aux valeurs fondées sur la documentation technique (valeurs de conception) de l’installation. En l’absence de telles valeurs, les valeurs standard prudentes ηheat = 0,55 et ηel = 0,25 sont utilisées.
Les facteurs d’attribution de la chaleur et de l’électricité issues de la cogénération sont calculés comme suit:
FCHP,heatηheatηref,heatηheatηref,heat ηelηref,el (Équation 40)
FCHP,elηelηref,elηheatηref,heat ηelηref,el (Équation 41)
où:
FCHP,Heatreprésente le facteur d’attribution de la chaleur (adimensionnel);
FCHP,Elreprésente le facteur d’attribution de l’électricité (ou de l’énergie mécanique, le cas échéant) (adimensionnel);
ηref,heatreprésente le rendement de référence de la production de chaleur dans une chaudière autonome (adimensionnel); et
ηref,elreprésente le rendement de référence de la production d’électricité hors cogénération (adimensionnel).
Les rendements de référence par combustible appropriés figurent à l’annexe IX.
Le facteur d’émission spécifique de la chaleur mesurable produite par cogénération qui doit être utilisé pour attribuer les émissions liées à la production de chaleur aux procédés de production est calculé comme suit:
EFCHP,Heat = EmCHP · FCHP,Heat/Qnet (Équation 42)
où:
EFCHP,heatreprésente le facteur d’émission de la production de chaleur mesurable dans l’unité de cogénération, exprimé en t CO2/TJ; et
Qnetreprésente la chaleur nette produite par l’unité de cogénération exprimée en TJ.
Le facteur d’émission spécifique de l’électricité produite par cogénération qui doit être utilisé pour attribuer les émissions indirectes aux procédés de production est calculé comme suit:
EFCHP,El = EmCHP · FCHP,El/EEl,cons (Équation 43)
où:
EEl,prodreprésente l’électricité produite par l’unité de cogénération.
Lorsqu’un gaz résiduaire fait partie de la combinaison de combustibles utilisée, et lorsque le facteur d’émission du gaz résiduaire est supérieur au facteur d’émission standard du gaz naturel fourni au tableau 1 de l’annexe VIII, ce facteur d’émission standard est utilisé pour calculer EFmix au lieu du facteur d’émission du gaz résiduaire.
C.2.3. Facteur d’émission de la chaleur mesurable produite en dehors de l’installation
Lorsqu’un procédé de production consomme de la chaleur mesurable produite en dehors de l’installation, les émissions liées à la chaleur sont déterminées en utilisant l’une des méthodes suivantes.
1. Lorsque l’installation qui produit la chaleur mesurable est soumise à un système éligible de surveillance, de déclaration et de vérification, ou lorsque l’exploitant de l’installation qui consomme la chaleur mesurable veille au moyen des dispositions pertinentes du contrat de fourniture de chaleur à ce que l’installation qui produit la chaleur procède à la surveillance des émissions conformément à la présente annexe, le facteur d’émission de la chaleur mesurable est déterminé à l’aide des équations pertinentes de la section C.2.1 ou C.2.2, sur la base des données d’émission fournies par l’exploitant de l’installation qui produit la chaleur mesurable.
2. Lorsque la méthode visée au point 1 n’est pas disponible, une valeur standard est utilisée, sur la base du facteur d’émission standard du combustible le plus couramment utilisé dans le secteur industriel du pays, en partant de l’hypothèse d’un rendement de la chaudière de 90 %.
D. ÉLECTRICITÉ
D.1. Calcul des émissions liées à l’électricité
Les émissions liées à la production ou consommation d’électricité aux fins du calcul des émissions intrinsèques conformément à la section F.1 sont calculées au moyen de l’équation suivante:
EmelEel•EFel (Équation 44)
où:
Emelreprésente les émissions liées à l’électricité produite ou consommée, exprimées en t CO2;
Eelreprésente l’électricité produite ou consommée exprimée en MWh ou en TJ; et
EFelreprésente le facteur d’émission de l’électricité appliqué, exprimé en t CO2/MWh ou en t CO2/TJ.
D.2. Règles de détermination du facteur d’émission de l’électricité en tant que marchandises importées
Pour déterminer les émissions intrinsèques réelles spécifiques de l’électricité en tant que marchandises importées, seules les émissions directes sont applicables conformément à la section 2 de l’annexe IV du règlement (UE) 2023/956.
Le facteur d’émission pour calculer les émissions intrinsèques réelles spécifiques de l’électricité est établi comme suit:
a) la valeur par défaut spécifique pour un pays tiers, un groupe de pays tiers ou une région au sein d’un pays tiers, en tant que facteur d’émission de CO2 pertinent comme établi au point D.2.1 de la présente annexe, est utilisée;
b) lorsque aucune valeur par défaut spécifique n’est disponible au titre du point a), le facteur d’émission de CO2 dans l’UE comme établi au point D.2.2 de la présente annexe est utilisé;
c) lorsqu’un déclarant fournit suffisamment d’éléments fondés sur des informations officielles et publiques pour démontrer que le facteur d’émission de CO2 dans le pays tiers, le groupe de pays tiers ou la région au sein d’un pays tiers d’où l’électricité est importée est inférieur aux valeurs visées aux points a) et b), et lorsque les conditions énoncées au point D.2.3 de la présente annexe sont remplies, les valeurs présentées comme inférieures sont déterminées sur la base des données disponibles et fiables fournies;
d) un déclarant peut appliquer les émissions intrinsèques réelles au lieu des valeurs par défaut pour le calcul des émissions intrinsèques de l’électricité importée, si les critères cumulatifs a) à d) présentés à la section 5 de l’annexe IV du règlement (UE) 2023/956 sont respectés, et le calcul se fonde sur des données déterminées conformément à la présente annexe par le producteur de l’électricité, calculées à l’aide de la section D.2.3 de la présente annexe.
D.2.1. Facteur d’émission de CO2 basé sur des valeurs par défaut spécifiques
Conformément à la section 4.2.1 de l’annexe IV du règlement (UE) 2023/956, les facteurs d’émission de CO2 dans le pays tiers, le groupe de pays tiers ou la région au sein d’un pays tiers, sont utilisés sur la base des meilleures données dont dispose la Commission. Aux fins du présent règlement, ces facteurs d’émission de CO2 sont basés sur les données de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) et sont fournis par la Commission dans le registre MACF transitoire.
D.2.2. Facteur d’émission de CO2 de l’UE
Conformément à la section 4.2.2 de l’annexe IV du règlement (UE) 2023/956, le facteur d’émission de CO2 pour l’Union s’applique. Aux fins du présent règlement, le facteur d’émission de CO2 pour l’Union est basé sur les données de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) et est fourni par la Commission dans le registre MACF transitoire.
D.2.3. Facteur d’émission de CO2 basé sur des données fiables démontrées par le déclarant
Aux fins du point c) de la section D.2 de la présente annexe, le déclarant fournit les ensembles de données provenant de sources officielles alternatives, y compris des statistiques nationales pour la période de cinq ans se terminant deux ans avant la déclaration.
Dans le but de refléter l’incidence des politiques de décarbonation, telle que l’augmentation de la production d’énergie renouvelable, ainsi que des conditions climatiques, telles que des années particulièrement froides, sur l’approvisionnement annuel en électricité dans les pays concernés, le déclarant calcule le facteur d’émission de CO2 sur la base de la moyenne pondérée du facteur d’émission de CO2 pour la période de cinq ans se terminant deux ans avant la déclaration.
À cette fin, le déclarant calcule les facteurs d’émission de CO2 annuels par technologie utilisatrice de combustibles fossiles et sa production brute d’électricité respective dans le pays tiers en mesure d’exporter de l’électricité vers l’Union, sur la base de l’équation suivante:
Emel,yniEFi Eel,i,yEel,y (Équation 45)
où:
Emel,yreprésente le facteur d’émission de CO2 annuel pour l’ensemble des technologies utilisatrices de combustibles fossiles au cours de l’année concernée dans le pays tiers en mesure d’exporter de l’électricité vers l’Union;
Eel,yreprésente la production brute totale d’électricité pour l’ensemble des technologies utilisatrices de combustibles fossiles au cours de cette année; EFi représente le facteur d’émission de CO2 pour chaque technologie utilisatrice de combustibles fossiles «i»; et
Eel,i,yreprésente la production brute annuelle d’électricité pour chaque technologie utilisatrice de combustibles fossiles «i».
Le déclarant calcule le facteur d’émission de CO2 en tant que moyenne mobile de ces années en commençant par l’année en cours moins deux, sur la base de l’équation suivante:
Emely – 2y – 6Emel,i5 (Équation 46)
où:
Emelreprésente le facteur d’émission de CO2 résultant de la moyenne mobile des facteurs d’émission de CO2 des cinq années précédentes, en commençant par l’année en cours, moins deux ans, jusqu’à l’année en cours, moins six ans;
Emel,yreprésente le facteur d’émission de CO2 pour chaque année «i»;
ireprésente l’indice variable pour les années à prendre en considération; et
yreprésente l’année en cours.
D.2.4. Facteur d’émission de CO2 basé sur les émissions réelles de CO2 de l’installation
Conformément à la section 5 de l’annexe IV du règlement (UE) 2023/956, un déclarant peut appliquer les émissions intrinsèques réelles au lieu des valeurs par défaut pour le calcul des émissions intrinsèques de l’électricité importée si les critères cumulatifs a) à d) présentés dans cette section sont respectés.
D.3. Règles pour déterminer les quantités d’électricité utilisées pour la production de marchandises autres que de l’électricité
Aux fins de la détermination des émissions intrinsèques, la mesure des quantités d’électricité s’applique à la puissance réelle, pas à la puissance apparente (puissance complexe). Seule la puissance active est mesurée, et la puissance réactive n’est pas prise en compte.
Pour la production d’électricité, le niveau d’activité désigne l’électricité nette quittant les limites du système de la centrale ou de l’unité de cogénération, après déduction de l’électricité consommée en interne.
D.4. Règles pour déterminer les émissions intrinsèques indirectes de l’électricité en tant que matière entrante production de marchandises autres que de l’électricité
Au cours de la période transitoire, les facteurs d’émission pour l’électricité sont déterminés sur la base:
a) soit du facteur d’émission moyen du réseau électrique du pays d’origine, sur la base des données de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) fournies par la Commission dans le registre MACF transitoire;
b) soit de tout autre facteur d’émission du réseau électrique du pays d’origine basé sur des données publiquement accessibles représentant soit le facteur d’émission moyen, soit le facteur d’émission de CO2 tel que visé à la section 4,3 de l’annexe IV du règlement (UE) 2023/956.
Par dérogation aux points a) et b), les facteurs d’émission réelle pour l’électricité peuvent être utilisés pour les cas spécifiés aux sections D.4.1 à D.4.3.
D.4.1. Facteur d’émission de l’électricité produite dans l’installation par une méthode autre que la cogénération
Pour l’électricité produite par la combustion de combustibles dans l’installation, à l’exception de l’électricité produite par cogénération, le facteur d’émission de l’électricité EFEl est déterminé sur la base de la combinaison de combustibles concernée, et les émissions imputables à la production d’électricité sont calculées en appliquant la formule suivante:
EFEl = (Σ ADi · NCVi · EFi + EmFGC)/Elprod (Équation 47)
où:
ADireprésente les données d’activité annuelles (c.-à-d. les quantités consommées) des combustibles i utilisés pour la production d’électricité, exprimées en tonnes ou en Nm3;
NCVireprésente les pouvoirs calorifiques inférieurs (PCI) des combustibles i exprimés en TJ/t ou en TJ/Nm3;
EFireprésente les facteurs d’émission des combustibles i exprimés en t CO2/TJ;
EmFGCreprésente les émissions de procédé résultant de l’épuration des gaz de combustion, exprimées en t CO2; et
Elprodreprésente la quantité nette d’électricité produite, exprimée en MWh. Elle peut inclure des quantités d’électricité produites à partir de sources autres que la combustion de combustibles.
Lorsqu’un gaz résiduaire fait partie de la combinaison de combustibles utilisée, et lorsque le facteur d’émission du gaz résiduaire est supérieur au facteur d’émission standard du gaz naturel fourni au tableau 1 de l’annexe VIII, ce facteur d’émission standard est utilisé pour calculer EFEl au lieu du facteur d’émission du gaz résiduaire.
D.4.2. Facteur d’émission de l’électricité produite dans l’installation par cogénération
Le facteur d’émission de la production d’électricité par cogénération est déterminé conformément à la section C.2.2 de la présente annexe.
D.4.3. Facteur d’émission de l’électricité produite en dehors de l’installation
1. Lorsque de l’électricité est reçue d’une source avec un lien technique direct, et lorsque toutes les données pertinentes sont disponibles, le facteur d’émission de cette électricité est déterminé en appliquant les sections D.4.1 ou D.4.2, selon qu’il convient.
2. Lorsque l’électricité est reçue d’un producteur d’électricité dans le cadre d’un accord d’achat d’électricité, le facteur d’émission de l’électricité déterminé conformément à la section D.4.1 ou D.4.2 peut être utilisé, selon qu’il convient, lorsque le producteur d’électricité l’a communiqué à l’exploitant et mis à disposition conformément à l’annexe IV.
E. SURVEILLANCE DES PRÉCURSEURS
Lorsque la description des modes de production pour les procédés de production définis pour l’installation fait état de précurseurs pertinents, la quantité de chaque précurseur consommée dans les procédés de production de l’installation est déterminée afin de calculer les émissions intrinsèques totales des marchandises complexes produites conformément à la section G de la présente annexe.
Par dérogation au paragraphe précédent, lorsque la production et l’utilisation d’un précurseur entrent dans le même procédé de production, seule la quantité de précurseur additionnel utilisée et obtenue auprès d’autres installations ou à partir d’autres procédés de production est déterminée.
La quantité utilisée et les propriétés d’émission sont déterminées séparément pour chaque installation dont provient le précurseur. Les méthodes utilisées pour déterminer les données requises sont inscrites dans la documentation relative à la méthode de surveillance de l’installation, en appliquant les dispositions suivantes:
1. Lorsque le précurseur est produit dans l’installation mais selon un procédé de production différent attribué en appliquant les règles de la section A.4 de la présente annexe, les ensembles de données à déterminer comprennent:
a) les émissions intrinsèques directes et indirectes spécifiques du précurseur en tant que moyenne au cours de la période de déclaration, exprimées en tonnes équivalent CO2 par tonne de précurseur;
b) la quantité du précurseur consommée dans chaque procédé de production de l’installation dans lequel il entre.
2. Lorsque le précurseur est obtenu auprès d’une autre installation, les ensembles de données à déterminer comprennent:
a) le pays d’origine des marchandises importées;
b) l’installation où il a été produit, identifiée par les données suivantes:
— l’identifiant unique de l’installation, si disponible,
— le code applicable des Nations unies pour les lieux utilisés pour le commerce et les transports (Locode/ONU) du lieu,
— une adresse exacte et sa transcription anglaise, et
— les coordonnées géographiques de l’installation;
c) le mode de production utilisé tel que défini à la section 3 de l’annexe II;
d) les valeurs des paramètres spécifiques applicables requis pour déterminer les émissions intrinsèques, telles qu’énumérées à la section 2 de l’annexe IV;
e) les émissions intrinsèques directes et indirectes spécifiques du précurseur en tant que moyenne au cours de la période de déclaration la plus récente disponible, exprimées en tonnes équivalent CO2 par tonne de précurseur;
f) la date de début et de fin de la période de déclaration utilisée par l’installation auprès de laquelle le précurseur a été obtenu;
g) les informations relatives au prix du carbone dû pour le précurseur, le cas échéant.
L’installation qui produit le précurseur fournit les informations pertinentes, de préférence au moyen du modèle électronique mentionné à l’article 3, paragraphe 5, et à l’annexe IV.
3. Pour chaque quantité de précurseur pour laquelle des données incomplètes ou peu probantes visées au point 2 ont été reçues, les valeurs par défaut applicables mises à disposition et publiées par la Commission pour la période transitoire peuvent être utilisées aux conditions spécifiées à l’article 4, paragraphe 3, du présent règlement.
F. RÈGLES POUR L’ATTRIBUTION D’ÉMISSIONS D’UNE INSTALLATION À DES MARCHANDISES
F.1. Méthodes de calcul
Aux fins de l’attribution des émissions de l’installation à des marchandises, les émissions, intrants et extrants sont attribués à des procédés de production définis conformément à la section A.4 de la présente annexe en utilisant l’équation 48 pour les émissions directes et l’équation 49 pour les émissions indirectes, en utilisant des chiffres totaux sur toute la période de déclaration pour les paramètres donnés dans l’équation. Les émissions directes et indirectes attribuées sont ensuite converties en émissions intrinsèques directes et indirectes spécifiques des marchandises résultant du procédé de production en utilisant les équations 50 et 51.
AttrEmDirDirEm*EmH,imp – EmH,expWGcorr,imp – WGcorr,exp – Emel,prod (Équation 48)
Lorsque AttrEmDir donne une valeur négative, le résultat est réputé être égal à zéro.
AttrEmindirEmel,cons (Équation 49)
SEEg,DirAttrEmg,DirALg (Équation 50)
SEEg,IndirAttrEmg,IndirALg (Équation 51)
où:
AttrEmDirsont les émissions directes attribuées du procédé de production sur toute la période de déclaration, exprimées en t équivalent CO2;
AttrEmindirsont les émissions indirectes attribuées du procédé de production sur toute la période de déclaration, exprimées en t équivalent CO2;
DirEm*sont les émissions directement imputables au procédé de production, déterminées pour la période de déclaration en utilisant les règles fournies à la section B de la présente annexe, ainsi que les règles énoncées ci-après.
Chaleur mesurable: Lorsque des combustibles sont consommés pour la production de chaleur mesurable qui est consommée en dehors du procédé de production considéré, ou qui est utilisée dans plus d’un procédé de production (ce qui comprend les situations avec des importations depuis et des exportations vers d’autres installations), les émissions des combustibles ne sont pas prises en compte dans les émissions directement imputables au procédé de production, mais ajoutées en tant que paramètre EmH,import afin d’éviter une double comptabilisation.
Gaz résiduaires:
Les émissions résultant de gaz résiduaires produits et entièrement consommés au sein du même procédé de production sont incluses dans DirEm*.
Les émissions résultant de la combustion de gaz résiduaires exportés depuis le procédé de production sont pleinement incluses dans DirEm*, indépendamment du lieu où elles sont rejetées. Toutefois, pour les exportations de gaz résiduaires, le terme WGcorr,export est calculé.
Les émissions résultant de la combustion de gaz résiduaires importés depuis d’autres procédés de production ne sont pas prises en compte dans DirEm*. À la place, le terme WGcorr,import est calculé;
EmH,impsont les émissions équivalentes à la quantité de chaleur mesurable importée dans le procédé de production, déterminées pour la période de déclaration en utilisant les règles énoncées à la section C de la présente annexe, ainsi que les règles énoncées ci-après.
Les émissions liées à la chaleur mesurable importée dans le procédé de production comprennent les importations depuis d’autres installations, d’autres procédés de production au sein de la même installation, ainsi que la chaleur reçue d’une unité technique (une centrale électrique dans l’installation, un réseau de vapeur plus complexe avec plusieurs unités de production de chaleur, par exemple) qui fournit de la chaleur à plus d’un procédé de production.
Les émissions résultant de chaleur mesurable sont calculées à l’aide de la formule suivante:
EmH,impQimp • EFheat (Équation 52)
où:
EFheatreprésente le facteur d’émission de la production de chaleur mesurable déterminé conformément à la section C.2 de la présente annexe, exprimé en t CO2/TJ, et
Qimpreprésente la chaleur nette importée et consommée dans le procédé de production, exprimée en TJ;
EmH,expsont les émissions équivalentes à la quantité de chaleur mesurable exportée depuis le procédé de production, déterminées pour la période de déclaration en utilisant les règles fournies à la section C de la présente annexe. Pour la chaleur exportée, sont utilisés soit les émissions de la combinaison de combustibles réellement connue conformément à la section C.2, soit (lorsque la combinaison de combustibles est inconnue) le facteur d’émission standard du combustible le plus couramment utilisé dans le pays et le secteur industriel, en partant de l’hypothèse d’un rendement de la chaudière de 90 %.
La chaleur valorisée à partir de procédés électriques et de la production d’acide nitrique n’est pas comptabilisée;
WGcorr,impsont les émissions directes attribuées d’un procédé de production consommant des gaz résiduaires importés d’autres procédés de production, corrigées pour la période de déclaration en utilisant la formule suivante:
WGcorr,impVWG · NCVWG · EFNG (Équation 53)
où:
VWGreprésente le volume des gaz résiduaires importés,
NCVWGreprésente le pouvoir calorifique inférieur (PCI) des gaz résiduaires importés, et
EFNGreprésente le facteur d’émission standard du gaz naturel indiqué à l’annexe VIII;
WGcorr,expsont les émissions équivalentes à la quantité de gaz résiduaires exportés depuis le procédé de production, déterminées pour la période de déclaration en utilisant les règles fournies à la section B de la présente annexe, ainsi que la formule suivante:
WGcorr,expVWG,exp · NCVWG·EFNG · Corrη(Équation 54)
où:
VWG,expreprésente le volume de gaz résiduaires exportés depuis le procédé de production;
NCVWGreprésente le pouvoir calorifique inférieur (PCI) des gaz résiduaires;
EFNGreprésente le facteur d’émission standard du gaz naturel tel que fourni à l’annexe VIII, et
Corrηreprésente le facteur qui rend compte de la différence de rendement entre l’utilisation de gaz résiduaire et l’utilisation de gaz naturel, qui est le combustible de référence. La valeur standard est Corrη = 0,667;
Emel,prodsont les émissions équivalentes à la quantité d’électricité produite dans les limites du procédé de production, déterminées pour la période de déclaration en utilisant les règles fournies à la section D de la présente annexe;
Emel,conssont les émissions équivalentes à la quantité d’électricité consommée dans les limites du procédé de production, déterminées pour la période de déclaration en utilisant les règles fournies à la section D de la présente annexe;
SEEg,Dirreprésente les émissions intrinsèques directes spécifiques des marchandises g exprimées en t équivalent CO2 par tonne, valables pour la période de déclaration;
SEEg,Indirreprésente les émissions intrinsèques indirectes spécifiques des marchandises g, exprimées en t équivalent CO2 par tonne, valables pour la période de déclaration;
ALgreprésente le niveau d’activité des marchandises g, à savoir la quantité de marchandises g produite au cours de la période de déclaration dans cette installation, déterminée conformément à la section F.2 de la présente annexe, exprimée en tonnes.
F.2. Méthode de surveillance pour les niveaux d’activité
Le niveau d’activité d’un procédé de production est calculé comme la masse totale de toutes les marchandises quittant le procédé de production au cours de la période de déclaration pour les marchandises énumérées à l’annexe I du règlement (UE) 2023/956 par la catégorie agrégée de marchandises conformément à la section 2 de l’annexe II à laquelle le procédé de production se rapporte. Lorsque les procédés de production sont définis de telle sorte que la production des précurseurs est également prise en compte, la double comptabilisation est évitée en comptant uniquement les produits finaux quittant les limites du système du procédé de production. Les dispositions particulières établies pour le procédé de production ou le mode de production à la section 3 de l’annexe II sont prises en considération. Lorsque plusieurs modes de production sont utilisés dans la même installation pour produire des marchandises relevant du même code NC, et lorsque des procédés de production distincts sont attribués à ces modes de production, les émissions intrinsèques des marchandises font l’objet d’un calcul distinct par mode de production.
Seules les marchandises pouvant être vendues ou directement utilisées comme précurseur dans un autre procédé de production sont prises en considération. Les produits, sous-produits, déchets et débris «off-specs» (hors spécifications) produits dans un procédé de production, qu’ils soient renvoyés vers des procédés de production, fournis à d’autres installations ou éliminés, ne sont pas pris en considération dans la détermination du niveau d’activité. Il leur est par conséquent attribué des émissions intrinsèques nulles lorsqu’ils entrent dans un autre procédé de production.
Pour déterminer les niveaux d’activité, les exigences de mesure établies à la section B.4 de la présente annexe s’appliquent.
F.3. Méthodes de surveillance requises pour attribuer des émissions à des procédés de production
F.3.1. Principes pour attribuer des données à des procédés de production
1. Les méthodes choisies pour attribuer des ensembles de données à des procédés de production sont inscrites dans la documentation relative à la méthode de surveillance. Elles sont régulièrement examinées dans le but d’améliorer la qualité des données, dans la mesure du possible, conformément à la section A de la présente annexe.
2. Lorsque les données d’un ensemble de données spécifique ne sont pas disponibles pour chaque procédé de production, une méthode appropriée pour déterminer les données requises pour chaque procédé de production est choisie. À cette fin, l’un des principes suivants est appliqué, en fonction de celui qui produit les résultats les plus précis:
a) lorsque différentes marchandises sont fabriquées successivement dans la même chaîne de production, les intrants, les extrants et les émissions s’y rapportant sont attribués de manière séquentielle, en fonction du temps d’utilisation annuel pour chaque procédé de production;
b) les intrants, les extrants et les émissions s’y rapportant sont attribués sur la base de la masse ou du volume de chaque marchandise fabriquée, sur la base d’estimations reposant sur le rapport des enthalpies libres de réaction des réactions chimiques concernées, ou sur la base d’une autre clé de répartition appropriée, validée par une méthode scientifique fiable.
3. Lorsque les résultats des mesures sont obtenus au moyen de plusieurs instruments de mesure de qualité variable, l’une des méthodes suivantes peut être appliquée pour répartir entre les procédés de production les données relatives aux quantités de matières, de combustibles, de chaleur mesurable ou d’électricité à l’échelle de l’installation:
a) détermination de la répartition suivant une méthode de détermination telle que le comptage divisionnaire, l’estimation ou la corrélation, appliquée de la même manière pour chaque procédé de production. Lorsque la somme des données au niveau des procédés de production diffère des données déterminées par ailleurs pour l’installation, un «facteur de rapprochement» uniforme est appliqué à des fins de correction uniforme pour atteindre le chiffre total de l’installation, comme suit:
RecF = DInst/Σ DPP (Équation 55)
où:
RecFreprésente le facteur de rapprochement;
DInstreprésente la valeur des données déterminée pour l’installation dans son ensemble; et
DPPreprésente les valeurs des données pour les différents procédés de production.
Les données correspondant à chaque procédé de production sont ensuite corrigées comme suit, DPP,corr représentant la valeur corrigée DPP:
DPP,corr = DPP × RecF (Équation 56)
b) dans le cas où les données d’un seul procédé de production sont manquantes ou de moindre qualité que celles des autres procédés de production, les données connues des procédés de production peuvent être soustraites du total des données de l’installation. Cette méthode est préconisée uniquement pour les procédés de production qui contribuent en moindre mesure à l’allocation de l’installation.
F.3.2. Procédures de suivi des codes NC des marchandises et précurseurs
Aux fins de l’attribution correcte des données aux procédés de production, l’installation tient à jour une liste de toutes les marchandises et tous les précurseurs fabriqués dans l’installation ainsi que des précurseurs obtenus en dehors de l’installation, et de leurs codes NC applicables. Sur la base de cette liste:
1) les produits et leurs chiffres de production annuels sont attribués à des procédés de production conformément aux catégories de marchandises agrégées fournies à la section 2 de l’annexe II;
2) ces informations sont prises en considération pour attribuer séparément les intrants, les extrants et les émissions aux procédés de production.
À cet effet, une procédure est établie, consignée, mise en œuvre et tenue pour vérifier régulièrement si les marchandises et les précurseurs produits dans l’installation correspondent aux codes NC appliqués lors de l’élaboration de la documentation relative à la méthode de surveillance. Cette procédure prévoit en outre des dispositions visant à déterminer si l’installation fabrique de nouvelles marchandises et à garantir que le code NC applicable pour le nouveau produit est déterminé et ajouté à la liste des marchandises pour attribuer les intrants, les extrants et les émissions correspondants au procédé de production approprié.
F.4. Règles complémentaires pour l’attribution des émissions directes
1. Les émissions provenant de flux ou de sources d’émission utilisés par un seul procédé de production sont intégralement attribuées à ce procédé de production. En cas d’application d’un bilan massique, les flux sortants sont déduits conformément à la section B.3.2 de la présente annexe. Afin d’éviter tout double comptage, les flux qui sont convertis en gaz résiduaires, à l’exception des gaz résiduaires produits et entièrement consommés au sein du même procédé de production, sont attribués à l’aide des équations 53 et 54. La surveillance nécessaire du PCI et du volume des gaz résiduaires respectifs est réalisée en appliquant les règles énoncées aux sections B.4 et B.5 de la présente annexe.
2. Les méthodes d’attribution suivantes des émissions directes s’appliquent uniquement dans les cas où les flux ou les sources d’émission sont utilisés par plus d’un procédé de production:
a) les émissions provenant de flux ou de sources d’émission utilisés pour la production de chaleur mesurable sont attribuées aux procédés de production conformément à la section F.5 de la présente annexe;
b) lorsque les gaz résiduaires ne sont pas utilisés dans le procédé de production par lequel ils sont produits, les émissions dues aux gaz résiduaires sont attribuées conformément aux règles et équations fournies à la section F.1 de la présente annexe;
c) lorsque les quantités de flux imputables aux procédés de production sont déterminées par mesurage avant leur utilisation dans le procédé de production, la méthode appropriée est appliquée conformément à la section F.3.1 de la présente annexe;
d) lorsque les émissions provenant de flux ou de sources d’émissions ne peuvent être attribuées suivant d’autres méthodes, elles sont attribuées au moyen des paramètres corrélés, qui ont déjà été attribués aux procédés de production conformément à la section F.3.1 de la présente annexe. À cette fin, les quantités de flux et leurs émissions respectives sont attribuées au prorata du ratio dans lequel ces paramètres sont attribués aux procédés de production. Figurent parmi les paramètres appropriés dans ce contexte la masse de marchandises fabriquées, la masse ou le volume de combustible ou de matière consommés, la quantité de chaleur non mesurable produite, les heures d’exploitation ou les rendements connus des équipements.
F.5. Règles complémentaires pour l’attribution des émissions résultant de chaleur mesurable
Les principes de calcul généraux fournis à la section F.1 de la présente annexe s’appliquent. Les flux thermiques pertinents sont déterminés conformément à la section C.1 de la présente annexe, et le facteur d’émission de la chaleur mesurable en appliquant la section C.2 de la présente annexe.
Lorsque des pertes de chaleur mesurable sont déterminées séparément des quantités utilisées dans les procédés de production, les émissions liées à ces pertes de chaleur sont ajoutées proportionnellement aux émissions de tous les procédés de production utilisant de la chaleur mesurable produite dans l’installation, afin de garantir que 100 % de la quantité nette de chaleur mesurable produite dans l’installation, ou importée ou exportée par l’installation, ainsi que des quantités transférées entre procédés de production, sont attribués à des procédés de production, sans omission ni double comptage.
G. CALCUL DES ÉMISSIONS INTRINSÈQUES SPÉCIFIQUES DES MARCHANDISES COMPLEXES
Conformément à l’annexe IV du règlement (UE) 2023/956, les émissions intrinsèques spécifiques SEEg des marchandises complexes g sont calculées comme suit:
SEEgAttrEmg EEInpMatALg (Équation 57)
EEInpMatni1Mi · SEEi (Équation 58)
où:
SEEgreprésente les émissions intrinsèques directes ou indirectes spécifiques de marchandises (complexes) g exprimées en t équivalent CO2 par tonne de marchandises g;
AttrEmgreprésente les émissions directes ou indirectes attribuées du procédé de production produisant les marchandises g déterminées conformément à la section F.1 de la présente annexe pour la période de déclaration, exprimées en t équivalent CO2;
ALgreprésente le niveau d’activité du procédé de production produisant les marchandises g déterminé conformément à la section F.2 de la présente annexe pour la période de déclaration, exprimé en tonnes;
EEInpMatreprésente les émissions intrinsèques directes et indirectes de tous les précurseurs consommés au cours de la période de déclaration et réputés pertinents pour le procédé de production des marchandises g à la section 3 de l’annexe II, exprimées en t équivalent CO2;
Miest la masse du précurseur i utilisé dans le procédé de production produisant les marchandises g au cours de la période de déclaration, exprimées en tonnes de précurseur i; et
SEEireprésente les émissions intrinsèques directes ou indirectes spécifiques du précurseur i exprimées en t équivalent CO2 par tonne de précurseur i.
Dans ce calcul, seuls les précurseurs non couverts par le même procédé de production des marchandises g sont pris en compte. Lorsque le même précurseur est obtenu auprès de différentes installations, le précurseur de chaque installation est traité séparément.
Lorsqu’un précurseur i est lui-même issu de précurseurs, ces derniers sont d’abord pris en compte à l’aide de la même méthode de calcul afin de calculer les émissions intrinsèques du précurseur i avant leur utilisation pour calculer les émissions intrinsèques des marchandises g. Cette méthode est appliquée de manière récursive à tous les précurseurs qui sont des marchandises complexes.
Le paramètre Mi représente la masse totale de précurseur requise pour produire la quantité ALg. Il inclut également les quantités du précurseur qui ne finissent pas dans les marchandises complexes mais qui peuvent être renversées, coupées, brûlées ou encore chimiquement modifiées dans le procédé de production et qui quittent le processus en tant que sous-produits, ferraille, résidus, déchets ou émissions.
Afin de fournir des données pouvant être utilisées indépendamment des niveaux d’activité, la consommation de masse spécifique mi pour chaque précurseur i est déterminée et incluse dans la communication conformément à l’annexe IV:
miMiALg (Équation 59)
Les émissions intrinsèques spécifiques des marchandises complexes g peuvent ainsi être exprimées comme suit:
SEEgaegni1mi • SEEi (Équation 60)
où:
aegreprésente les émissions directes ou indirectes attribuées du procédé de production des marchandises g, exprimées en t équivalent CO2 par tonne de g, équivalentes aux émissions intrinsèques spécifiques moins les émissions intrinsèques des précurseurs:
aegAttrEmgALg (Équation 61)
miest la consommation de masse spécifique du précurseur i utilisée dans le procédé de production produisant une tonne de marchandises g, exprimée en tonnes de précurseur i par tonne de marchandises g (c.-à-d. adimensionnelle), et
SEEireprésente les émissions intrinsèques directes ou indirectes spécifiques du précurseur i exprimées en t équivalent CO2 par tonne de précurseur i.
H. MESURES FACULTATIVES POUR AMÉLIORER LA QUALITÉ DES DONNÉES
1. Les sources des risques d’erreur sont recensées dans le flux de données, depuis les données primaires jusqu’aux données finales dans la communication conformément à l’annexe IV. Un système de contrôle performant est établi, consigné, mis en œuvre et tenu pour faire en sorte que les communications résultant des activités de gestion du flux de données ne contiennent pas d’inexactitudes et soient conformes à la documentation relative à la méthode de surveillance et à la présente annexe.
Sur demande, l’évaluation des risques réalisée au titre du premier alinéa est mise à la disposition de la Commission et de l’autorité compétente. Lorsque l’exploitant choisit d’utiliser la vérification conformément aux améliorations recommandées, il met aussi à disposition l’évaluation des risques en vue de sa vérification.
2. Aux fins de l’évaluation des risques, des procédures écrites sont établies, consignées, mises en œuvre et tenues pour les activités de gestion du flux de données ainsi que les activités de contrôle, et des références à ces procédures sont inscrites dans la documentation relative à la méthode de surveillance.
3. Les activités de contrôle visées au paragraphe 2 incluent, selon le cas:
a) l’assurance de la qualité de l’équipement de mesure concerné;
b) l’assurance de la qualité des systèmes informatiques garantissant que les systèmes concernés sont conçus, décrits, testés, mis en œuvre, contrôlés et entretenus de manière à garantir un traitement fiable, précis et en temps utile des données en fonction des risques recensés dans l’évaluation des risques;
c) la séparation des fonctions parmi les activités de gestion du flux de données et les activités de contrôle, ainsi que la gestion des compétences nécessaires;
d) les analyses internes et la validation des données;
e) les corrections et mesures correctives;
f) le contrôle des activités externalisées;
g) l’archivage et la documentation, y compris la gestion des différentes versions des documents.
4. Aux fins du paragraphe 3, point a), il y a lieu de veiller à ce que tout l’équipement de mesure nécessaire soit étalonné, réglé et vérifié à intervalles réguliers, y compris avant l’utilisation, et contrôlé par rapport à des normes de mesure correspondant aux normes internationales, lorsqu’elles existent, et qu’il soit adapté aux risques mis en évidence.
Lorsque des composants des systèmes de mesure ne peuvent pas être étalonnés, ces composants sont recensés dans la documentation relative à la méthode de surveillance et des activités de contrôle de remplacement sont établies.
Si l’équipement n’est pas jugé conforme aux exigences requises, les mesures correctives qui s’imposent sont adoptées dans les meilleurs délais.
5. Aux fins du paragraphe 3, point d), les données issues des activités de gestion du flux visées au paragraphe 2 sont régulièrement réexaminées et validées. Le réexamen et la validation de ces données comprennent au minimum:
a) la vérification de l’exhaustivité des données;
b) une comparaison des données déterminées au cours de la période de déclaration précédente et, en particulier, des contrôles de cohérence basés sur des séries chronologiques de l’efficacité des procédés de production pertinents sur le plan des émissions de gaz à effet de serre;
c) une comparaison des données et valeurs résultant de différents systèmes de collecte des données d’exploitation, en particulier en ce qui concerne les protocoles de production, les ventes et les stocks des marchandises concernées;
d) des comparaisons et des contrôles d’exhaustivité des données au niveau de l’installation et du procédé de production des marchandises concernées.
6. Aux fins du paragraphe 3, point e), il y a lieu de veiller à ce que, lorsque des activités de gestion du flux de données ou des activités de contrôle se révèlent inefficaces ou ne respectent pas les règles fixées dans les documents décrivant les procédures applicables à ces activités, des mesures correctives soient prises et les données concernées corrigées dans les meilleurs délais.
7. Aux fins du paragraphe 3, point f), lorsqu’une ou plusieurs activités de gestion du flux de données ou de contrôle visées au paragraphe 1 sont externalisées, toutes les mesures suivantes sont mises en œuvre:
a) contrôle de la qualité des activités de gestion du flux de données et activités de contrôle externalisées conformément à la présente annexe;
b) définition des exigences appropriées applicables aux résultats des activités externalisées ainsi qu’aux méthodes utilisées dans le cadre de ces activités;
c) contrôle de la qualité des résultats et méthodes visés au point b) du présent paragraphe;
d) garantie du fait que les activités externalisées sont menées de manière à prévenir les risques inhérents et les risques de carence de contrôle mis en évidence lors de l’évaluation des risques.
8. L’efficacité du système de contrôle est surveillée, notamment en procédant à des analyses internes et en tenant compte des constatations du vérificateur, en cas de vérification.
S’il s’avère que le système de contrôle est inefficace ou inadapté aux risques mis en évidence, le système de contrôle est amélioré et la documentation relative à la méthode de surveillance est mise à jour en conséquence, y compris les procédures écrites sur lesquelles celle-ci repose pour ce qui concerne les activités de gestion du flux de données, l’évaluation des risques et les activités de contrôle, selon qu’il convient.
9. Amélioration recommandée: l’exploitant peut faire vérifier, sur une base volontaire, les données relatives aux émissions et les données relatives aux émissions intrinsèques spécifiques des marchandises de l’installation, telles que rassemblées conformément à l’annexe IV, par un vérificateur indépendant accrédité ISO 14065, ou conformément aux règles du système éligible de surveillance, de déclaration et de vérification pertinent pour l’installation.