Annexe II -Règlement d’exécution (UE) 2025/2547

Version d'origine : acte du 10/12/2025 tel que publié au JO de l'Union ; aucune consolidation en français. Si l'acte a été modifié depuis, ce texte n'en tient pas compte : vérifier sur EUR-Lex.

A. PRINCIPES ET EXIGENCES GÉNÉRALES

A.1. Approche générale

1. Aux fins de la détermination des émissions intrinsèques des marchandises, les activités suivantes sont réalisées:

a) les procédés de production relatifs aux unités fonctionnelles produites dans l’installation sont identifiés en tenant compte des règles applicables à la fixation des limites du système des procédés de production conformément au point 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 au point 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 sont surveillés conformément aux méthodes exposées au point C de la présente annexe;

d) si l’installation produit des marchandises énumérées à l’annexe I du règlement (UE) 2023/956, mais non énumérées à l’annexe II dudit règlement, aux fins de la surveillance des émissions intrinsèques indirectes de ces marchandises, la consommation électrique des procédés de production pertinents est surveillée conformément aux méthodes exposées au point D.1 de la présente annexe. Lorsqu’un lien technique direct ou un accord d’achat d’électricité est en place avec le producteur d’électricité conformément à l’annexe IV, point 6, dudit règlement, les émissions associées à cette production d’électricité sont surveillées afin de déterminer le facteur d’émission pour cette électricité. 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 l’annexe III. Ces émissions attribuées sont utilisées pour calculer les émissions intrinsèques directes et, le cas échéant, indirectes des marchandises produites, en application du point B de l’annexe III;

f) pour les marchandises dont les procédés de production comprennent des précurseurs, faisant de ces marchandises des «marchandises complexes», les émissions intrinsèques du précurseur sont déterminées conformément au point E de la présente annexe, et sont ajoutées aux émissions intrinsèques des marchandises complexes produites, en appliquant les règles fournies au point B de l’annexe III. 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. Un exploitant peut soit déterminer les valeurs réelles des émissions intrinsèques, soit utiliser les valeurs par défaut mises à disposition conformément à l’annexe IV du règlement (UE) 2023/956, soit combiner les valeurs réelles et les valeurs par défaut.

3. Les émissions intrinsèques des marchandises sont calculées en tant que moyenne de la période de déclaration choisie.

4. Pour les précurseurs produits en dehors de l’installation et originaires de pays et territoires tiers qui ne sont pas exemptés en vertu de l’annexe III, point 1, du règlement (UE) 2023/956, les données réelles obtenues de l’exploitant de l’installation produisant le précurseur ne sont utilisées que si les conditions suivantes sont remplies:

a) les données doivent être extraites d’un rapport de vérification délivré par un vérificateur disposant d’une accréditation conformément à l’article 18 du règlement délégué (UE) 2025/2551 valable au moment de la délivrance du rapport de vérification et pour le champ d’application sectoriel requis pour la catégorie agrégée de marchandises du précurseur considéré; et

b) le rapport de vérification doit couvrir la période de déclaration au cours de laquelle le précurseur a été produit.

5. Lorsque l’exploitant ne dispose pas d’un rapport de vérification satisfaisant aux conditions a) et b), les valeurs par défaut pertinentes, mises à disposition conformément à l’annexe IV du règlement (UE) 2023/956, pour le précurseur sont utilisées.

6. Les données relatives aux émissions au cours d’une période de déclaration complète sont exprimées en tonnes équivalent CO2 arrondies en tonnes complètes.

7. 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.

8. 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. À cette fin, les principes directeurs suivants s’appliquent:

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 l’article 4 et à l’annexe III, 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;

c) les émissions indirectes, le cas échéant, se rapportant à l’installation couvrent les émissions liées à la consommation électrique dans l’installation;

d) les émissions intrinsèques indirectes, le cas échéant, comprennent les émissions indirectes des marchandises produites dans l’installation, et les émissions intrinsèques indirectes des précurseurs;

e) pour chaque paramètre, une méthode appropriée conformément au point 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 plan 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, 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 et toutes les autres données pertinentes aux fins de la présente annexe, sont recueillies, enregistrées, rassemblées, analysées et étayées de manière transparente, de façon à permettre à un vérificateur accrédité conformément à l’article 18 du règlement (UE) 2023/956 de vérifier avec une assurance raisonnable que les données sont exemptes d’inexactitudes importantes. La documentation comprend une liste de toutes les modifications apportées au fonctionnement de l’installation, à la méthode de surveillance et au système de contrôle appliqués, comme indiqué dans le plan de surveillance.

4. 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 six ans après la période de déclaration.

5. 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) toutes les émissions provenant de la biomasse devraient être traitées comme des émissions fossiles, sauf s’il est fourni des éléments de preuve indiquant que les critères d’attribution de la valeur zéro conformément au point B.3.3 de la présente annexe sont remplis.

6. 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.

7. Qualité des données: un système de contrôle visant à garantir la qualité des données à déclarer est appliqué.

8. 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.

9. Amélioration continue: les exploitants vérifient régulièrement si le plan de surveillance et sa méthode de surveillance peuvent être améliorés. Si le vérificateur formule des recommandations d’amélioration dans le rapport de vérification, l’exploitant envisage de les mettre en œuvre dans un délai raisonnable, sauf si ces améliorations entraînent des coûts excessifs ou ne sont 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 et l’électricité, le principe fondamental est de toujours sélectionner la source des meilleures données disponibles. À cette fin, les principes directeurs suivants s’appliquent:

a) 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 entraîne des coûts excessifs ou n’est pas techniquement réalisable, les valeurs par défaut mises à disposition conformément à l’annexe IV du règlement (UE) 2023/956 sont utilisées;

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 meilleures pratiques de l’industrie ou sur d’autres méthodes scientifiquement validées, permettant de limiter l’erreur d’échantillonnage et de mesure;

c) 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 adaptés à leurs caractéristiques de fonctionnement;

d) 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 du point B.5.4.3.

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.

Aux fins du point c), 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 définies dans le plan de surveillance 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 au point A.5, 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 le plan 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 le plan 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 le plan 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 le plan 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.

a) 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 80 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.

b) Le facteur d’amélioration correspond à:

— 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,

— 1 % des émissions liées, lorsqu’aucune amélioration de l’incertitude des mesures n’est visée,

— les émissions liées désignent:

— les émissions directes résultant du flux ou de la source d’émissions concernés,

— les émissions attribuées à une quantité de chaleur mesurable,

— les émissions indirectes liées à la quantité d’électricité concernée,

— les émissions intrinsèques d’une matière produite ou d’un précurseur consommé.

c) 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 4 000 EUR par an.

A.4. Dispositions particulières relatives à la division des installations en procédés de production

Pour les marchandises relevant des catégories agrégées de marchandises «acier brut», «produits en fonte», «fer ou acier», «aluminium sous forme brute» et «produits en aluminium», lorsque différentes unités fonctionnelles qui ne diffèrent que par leur taille ou leur forme sont produites à l’aide des mêmes précurseurs pour ce qui est de leurs types, leurs quantités et leurs proportions, un seul procédé de production multifonctionnel est défini pour ce groupe de marchandises et les règles d’attribution énoncées à l’annexe III, point A.2, s’appliquent.

Pour les marchandises relevant des catégories agrégées de marchandises «engrais», lorsque différentes unités fonctionnelles sont produites à l’aide des mêmes précurseurs pour ce qui est de leurs types, leurs quantités et leurs proportions ou sont composées de la même substance, et diffèrent seulement par leurs concentrations, un seul procédé de production multifonctionnel est défini pour ce groupe de marchandises et les règles d’attribution énoncées à l’annexe III, point A.2, s’appliquent.

A.5. Plan de surveillance

Modèle contenant les éléments minimaux devant figurer dans le plan de surveillance:

1) la date et le numéro de version du plan de surveillance;

2) une description de l’installation et des procédés de production mis en œuvre par l’installation;

3) une liste de toutes les marchandises produites pertinentes par code NC et par unité fonctionnelle et, le cas échéant, les compositions spécifiques pour ce qui est de la teneur en clinker et de la teneur en azote, y compris les précurseurs non couverts par un procédé de production distinct conformément à l’article 4;

4) une liste de tous les procédés de production et modes de production MACF mis en œuvre dans l’installation et une liste des marchandises livrées par procédé de production;

5) le cas échéant, une liste des marchandises non couvertes par le MACF produites par procédé de production et la quantité produite;

6) une liste des référentiels MACF pertinents à utiliser pour déterminer l’ajustement de l’allocation de quotas à titre gratuit pour toutes les marchandises produites pertinentes;

7) les méthodes de surveillance des données pour chaque procédé de production, y compris:

a) une description détaillée de la méthode fondée sur le calcul lorsqu’elle est appliquée, y compris une liste des données d’entrée et des formules de calcul;

b) une description des systèmes de mesure utilisés et l’emplacement exact des instruments de mesure à utiliser pour chacun des flux à surveiller;

8) les méthodes permettant de déterminer les facteurs de calcul et le plan d’échantillonnage pour chaque flux, le cas échéant;

9) une liste des flux et des sources d’émission et leur description pour chaque procédé de production;

10) une liste des flux pour lesquels 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 au point B.3.4;

11) une liste des sources d’émissions pour lesquelles une méthode fondée sur la mesure est utilisée, en décrivant tous les éléments pertinents fournis au point B.6;

12) une description de la méthode de surveillance dans la mesure où les perfluorocarbones résultant de la production d’aluminium primaire font l’objet d’une surveillance;

13) un schéma approprié et une description des procédés de l’installation, y compris les limites du système des installations et les différents procédés de production, qui prouvent l’absence de doubles comptages et de lacunes dans les données en ce qui concerne les émissions de l’installation;

14) les précurseurs utilisés dans chaque procédé de production et, s’ils sont produits dans une autre installation, le nom et le pays d’origine de leurs fournisseurs;

15) si des carburants dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro sont utilisés et la manière dont l’exploitant démontre que le facteur d’émission égal à zéro des carburants est applicable;

16) si de la chaleur mesurable est importée d’autres installations ou exportée vers d’autres installations, et une identification de ces installations, une description détaillée des méthodes permettant de déterminer les émissions attribuées aux flux thermiques pour chaque procédé de production;

17) pour les émissions indirectes, si l’électricité est produite à l’intérieur de l’installation; dans l’affirmative, si l’électricité est:

a) produite par cogénération;

b) générée par production séparée;

c) produite à partir de sources fossiles ou renouvelables;

d) exportée hors des limites du système d’un procédé de production;

18) lorsque les émissions indirectes sont déterminées sur la base des émissions réelles, les informations nécessaires pour fournir les parties pertinentes des éléments de preuve prévus au point D.4.3;

19) lorsque les émissions intrinsèques de l’électricité importée sur le territoire douanier de l’Union sont déterminées sur la base des émissions réelles, les informations nécessaires pour fournir les éléments de preuve prévus au point D.2.4, y compris, lorsque ces informations ne sont pas directement à la disposition de l’exploitant, la manière dont l’exploitant prévoit de les recevoir;

20) si des gaz résiduaires sont produits et utilisés dans l’installation, importés d’autres installations ou exportés vers d’autres installations, et une identification de ces installations;

21) si le captage, le stockage et/ou l’utilisation du CO2 conformément au point B.8.2 s’appliquent, l’identité et les coordonnées d’une personne responsable des installations réceptrices ou des infrastructures de transport ou des entités vers lesquelles il est transféré, et la méthode de surveillance conformément au point B.8.3;

22) un système de contrôle visant à garantir la qualité des données, qui comprend, le cas échéant:

a) l’assurance de la qualité de l’équipement de mesure concerné garantissant 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 proportionnées à la pertinence de l’équipement de mesure;

b) l’évaluation des risques lorsque des sources de risques d’erreurs dans le flux de données depuis les données primaires jusqu’aux données finales sont recensées;

c) 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;

d) 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;

e) les analyses internes et la validation des données;

f) les corrections et mesures correctives;

g) le contrôle des activités externalisées;

h) l’archivage et la documentation, y compris la gestion des différentes versions des documents.

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 le plan de surveillance, en tenant compte des exigences sectorielles énoncées au point 3 de l’annexe I ainsi qu’au point B.9. Les principes suivants s’appliquent:

a) 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 au point 2 de l’annexe I sont couverts;

b) 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;

c) les émissions provenant des engins mobiles destinés au transport sont exclues.

B.2. Choix de la méthode de surveillance

La méthode applicable est l’une des méthodes suivantes:

a) 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;

b) 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.

La méthode de surveillance permettant d’obtenir les résultats les plus précis et fiables est choisie, sauf lorsque des exigences sectorielles conformément au point 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.

Les émissions de l’installation sont déterminées par

| EmInstni1Emcalc,i +mj1Emmeas,j | (Équation 4)

où:

EmInst représente les émissions (directes) de l’installation exprimées en tonnes équivalent CO2;

Emcalc,i représente les émissions provenant du flux i déterminées en utilisant une méthode fondée sur le calcul exprimées en tonnes équivalent CO2;

Emmeas,j représente les émissions provenant de la source d’émissions j déterminées en utilisant une méthode fondée sur la mesure exprimées 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 × EFi × OFi | (Équation 5)

où:

Emi représente les émissions [t CO2] résultant du combustible i;

EFi représente le facteur d’émission [t CO2/TJ] du combustible i;

| ADi représente les données d’activité [TJ] du combustible i, calculées comme ADiFQi × NCVi | (Équation 6);

FQi représente la quantité consommée [t ou m3] du combustible i;

NCVi représente le pouvoir calorifique inférieur (PCI) [TJ/t ou TJ/m3] du combustible i;

OFi représente le facteur d’oxydation (adimensionnel) du combustible i, calculé comme:

| OF1 – CashCtotal | (Équation 7)

Cash représente le carbone contenu dans la cendre et dans les poussières issues de l’épuration des gaz de combustion, et

Ctotal représente 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 PCI peut être omis du calcul.

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)

où:

CCi désigne la teneur en carbone du combustible i.

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:

f représente 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 au point 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,i représente 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

Bfii représente 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:

ADj représente les données d’activité [t de matière] de la matière j;

EFj représente le facteur d’émission [t CO2/t] de la matière j; et

CFj représente 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:

— 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,

— 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 indiqués dans le tableau 3 du point G sont utilisés, en tenant compte de la composition de la matière telle que déterminée conformément au point B.5,

— 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 du point G sont utilisés, en tenant compte de la composition de la matière concernée telle que déterminée conformément au point B.5.

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:

ADk représente les données d’activité [t] de la matière k; pour les extrants, les ADk sont négatives;

f représente le ratio des masses molaires de CO2 et de C: f = 3,664 t CO2/t C; et

CCk représente 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, la fraction issue de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro peut être prise en compte, à condition que les critères énoncés au point B.3.3 soient remplis comme suit:

| CCkCCpre,k × 1 – BFk | (Équation 15)

où:

CCpre,k représente 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

Bfkk représente la fraction de la biomasse égale à zéro (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 masse totale du carbone correspondant aux fractions dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro du carbone contenu dans toutes les matières sortantes concernées n’est pas inférieur à la masse totale des fractions dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro du carbone contenu dans les matières entrantes et les combustibles, sauf lorsque l’exploitant fournit des éléments qui prouvent la présence d’une fraction de la biomasse moins 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

1. Lorsque de la biomasse est utilisée comme combustible de combustion, elle doit remplir les critères de ce point. Lorsque la biomasse utilisée pour la combustion n’est pas conforme à ces critères, sa teneur en carbone est considérée comme du carbone fossile.

2. 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.

3. Par dérogation au point 2, 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.

4. 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.

5. 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.

6. 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. Les critères peuvent être considérés comme respectés si l’exploitant apporte la preuve de l’achat d’une quantité de biocarburant, de bioliquide ou de biogaz liée à l’annulation de la quantité concernée dans la base de données de l’Union créée conformément à l’article 31 bis ou une preuve de durabilité délivrée par un système volontaire reconnu.

B.3.4. Paramètres pertinents

Conformément aux formules fournies aux points B.3.1 à B.3.2, les paramètres suivants sont déterminés pour chaque flux:

a) 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 du point B.3.3;

b) 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;

c) 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 du point 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 le plan de surveillance:

a) par mesurage en continu au niveau du procédé qui consomme ou produit la matière;

b) 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:

— 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,

— 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:

a) en se fondant sur les données des années précédentes, corrélées avec les niveaux d’activité appropriés pour la période de déclaration;

b) 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:

— lorsque l’exploitant ne dispose pas de son propre système de mesure pour la détermination de l’ensemble de données spécifique,

— 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,

— 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:

— les quantités figurant sur les factures émises par un partenaire commercial, sous réserve de la passation d’une transaction commerciale entre deux partenaires indépendants,

— 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:

a) l’utilisation de valeurs standard;

b) 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;

c) 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:

— les facteurs standard fournis au point G,

— les facteurs standard contenus dans les dernières lignes directrices du GIEC pour les inventaires de gaz à effet de serre,

— 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:

— 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,

— 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 a),

— 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 %,

— les valeurs stœchiométriques pour la teneur en carbone et les valeurs liées admises dans la littérature pour le PCI d’une substance pure,

— 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 le plan 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 le plan 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 au point B.5.4, comme suit:

— mesure de la densité de certaines huiles ou de certains gaz, notamment ceux couramment utilisés dans l’industrie du raffinage ou la sidérurgie,

— 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 ce point.

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 nationales pertinentes. 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

Il est recommandé d’utiliser les fréquences d’analyse minimales indiquées au tableau 1 de ce point pour les différents combustibles. Une autre fréquence d’analyse peut être utilisée dans les cas suivants:

— lorsque le tableau 1 ne contient pas de fréquence minimale applicable,

— lorsque la fréquence minimale indiquée dans le tableau 1 entraînerait des coûts excessifs,

— 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 mentionnée au point c) du premier alinéa.

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. Il est recommandé de définir la méthode d’échantillonnage dans le plan 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

Il est recommandé que les laboratoires auxquels il est fait appel pour réaliser les analyses en vue de la détermination des facteurs de calcul soient accrédités conformément à la norme ISO/IEC 17025 pour les méthodes d’analyse en question. Il peut être fait appel à des laboratoires non accrédités en vue de la détermination des facteurs de calcul 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:

— il est économiquement indépendant de l’exploitant,

— il applique les normes applicables pour les analyses demandées,

— il emploie du personnel compétent pour exécuter les tâches spécifiques qui lui ont été confiées,

— il gère de manière appropriée l’échantillonnage et la préparation des échantillons, et contrôle leur intégrité,

— 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,

— 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:

— les valeurs standard de type I,

— les valeurs standard de type II,

— l’établissement de corrélations pour déterminer les variables représentatives,

— 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,

— les analysées réalisées dans des laboratoires non accrédités, ou dans des laboratoires accrédités selon des méthodes d’échantillonnage simplifiées,

— 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 au point 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 Emtotal représente le total des émissions annuelles de GES en tonnes;

GHG conchourly,i représente 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,i représente 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

HoursOp = représente 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 au point B.6.2.6.

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:

conci représente 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 au point B.3.3 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:

— 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],

— 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).

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 au point G:

| CO2e [t] = N2Oannual[t] × GWPN2O | (Équation 18)

où:

N2Oannual représente les émissions annuelles totales de N2O, calculées conformément au point B.6.2.1.

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:

C représente 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

σc représente 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 une durée minimale de 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:

— ISO 20181:2023 Émissions de sources fixes — assurance qualité des systèmes automatiques de mesure,

— ISO 14164:1999 Émissions de sources fixes — Détermination du débit-volume des courants gazeux dans des conduites — Méthode automatisée,

— 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 au point B.5.4.3.

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 points B.4 à B.6 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:

— la méthode A en cas d’enregistrement de la durée des effets d’anode en minutes par cuve-jour,

— 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:

AEM représente la durée des effets d’anode en minutes/cuve-jour;

SEFCF4 représente 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;

PrAl représente la production d’aluminium primaire [t] au cours de la période de déclaration; et

FC2F6 représente 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 dans le tableau 2 du présent point.

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:

OVC représente le coefficient de surtension («facteur d’émission») exprimé en kg de CF4 par tonne d’aluminium produite par mV de surtension;

AEO représente 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;

CE représente le rendement de courant moyen du procédé de production d’aluminium [%];

PrAl représente la production annuelle d’aluminium primaire [t]; et

FC2F6 représente 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 au point G de la présente annexe.

| PFC emissions [t CO2e] = CF4 emissions [t] × GWPCF4 + C2F6 emissions [t] × GWPC2F6 | (Équation 26)

B.8. Exigences relatives aux transferts de CO2

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 transféré en dehors de l’installation est émis (purgé ou brulé, par exemple), il est comptabilisé dans les émissions de l’installation d’origine.

B.8.2. Droit de déduire le CO2 stocké ou utilisé

1) 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, pour autant qu’il respecte les dispositions du point 2):

a) lorsque le CO2 est utilisé dans l’installation ou transféré hors de l’installation vers l’une des entités suivantes:

— une installation de captage de CO2 qui surveille les émissions aux fins du présent règlement,

— 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,

— un site de stockage géologique à long terme qui surveille les émissions aux fins du présent règlement, qui prévoit des conditions équivalentes à celles établies dans le droit de l’Union;

b) 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, 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 au règlement délégué (UE) 2024/2620 de la Commission.

2) Le CO2 transféré vers une autre installation aux fins visées au point 1) 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. En outre, les exploitants de l’installation respectent les règles de surveillance énoncées au point B.8.3.

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 le plan de surveillance. La quantité de CO2 considérée comme non émise est déclarée dans la déclaration d’émissions 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 le plan de surveillance. La quantité de CO2 reçue est déclarée dans la déclaration d’émissions 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 le plan de surveillance.

Si du CO2 est utilisé aux fins visées au point 1) du point B.8.2, les méthodes de surveillance indiquées aux points 21 à 23 de l’annexe IV du règlement d’exécution (UE) 2018/2066 de la Commission s’appliquent.

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 au point B.9.2.3.

— 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 – Clis + Clid – CliSV | (Équation 27)

où:

Cliprod représente la quantité de clinker produite exprimée en tonnes;

Cemdeliv représente la quantité de ciment livrée exprimée en tonnes;

CemSV représente les variations des stocks de ciment exprimées en tonnes;

CCR représente le rapport clinker/ciment (tonnes de clinker par tonnes de ciment);

Clis représente la quantité de clinker fournie exprimée en tonnes;

Clid représente la quantité de clinker expédiée exprimée en tonnes; et

CliSV représente 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 du point 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 du point B.5.4 et en utilisant la formule suivante:

| EFCKDEFCli1 + EFCli× d1 –EFCli1 + EFCli× d | (Équation 28)

où:

EFCKD représente le facteur d’émission des poussières de four à ciment partiellement calcinées [t CO2/t CKD];

EFCli représente le facteur d’émission du clinker, spécifique de l’installation [t CO2/t clinker]; et

d représente 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 au point B.6.2.5 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:

Vair représente le débit total d’air entrant en Nm3/h dans des conditions standard;

O2,air représente la fraction volumique d’O2 dans l’air sec (= 0,2095); et

O2,flue gas représente la fraction volumique d’O2 dans les effluents gazeux.

Vair est 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 au point B.9.3.2, les concentrations d’oxygène dans les effluents gazeux sont mesurées, en appliquant les exigences énoncées au point B.6.2.2. 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 l’article 4, 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:

| m.V.v | (Équation 30)

où:

m. représente le débit massique en kg/s;

V. représente le débit volumique en m3/s; et

v représente 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:

| Q.hflow – hreturn × m. | (Équation 31)

où:

Q. représente le débit thermique en kJ/s;

hflow représente l’enthalpie du flux transmis en kJ/kg;

hreturn représente l’enthalpie du flux de retour en kJ/kg; et

m. représente 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:

— 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,

— 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:

— 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;

— 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 et à la transmission de chaleur:

| QηH × EIn | (Équation 32)

| EIniADi × NCVi | (Équation 33)

où:

Q représente la quantité de chaleur exprimée en TJ;

hreturn représente le rendement mesuré de la production et de la transmission de chaleur;

EIn représente l’apport énergétique provenant des combustibles;

ADi représente les données d’activité annuelles (c.-à-d. les quantités consommées) des combustibles i; et

NCVi représente les pouvoirs calorifiques inférieurs (PCI) des combustibles i.

La valeur de ηH 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:

LF représente le facteur de charge;

EIn représente l’apport énergétique déterminé, sur la période de déclaration, au moyen de l’équation 33; et

EMax représente 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.

D. ÉLECTRICITÉ

D.1. Calcul des émissions liées à l’électricité

Les émissions liées à la production ou à la consommation d’électricité sont calculées au moyen de l’équation suivante:

| EmelEel × EFel | (Équation 35)

où:

Emel représente les émissions liées à l’électricité produite ou consommée, exprimées en t CO2;

Eel représente l’électricité produite ou consommée exprimée en MWh; et

EFel représente le facteur d’émission de l’électricité appliqué, exprimé en t CO2/MWh.

D.2. Règles pour déterminer le facteur d’émission de l’électricité importée sur le territoire douanier de l’Union

Pour déterminer les émissions intrinsèques spécifiques de l’électricité importée sur le territoire douanier de l’Union, seules les émissions directes sont applicables conformément au point 2 de l’annexe IV du règlement (UE) 2023/956.

Le facteur d’émission pour calculer les émissions intrinsèques spécifiques de l’électricité est établi comme suit:

— 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, est utilisée,

— 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 est utilisé,

— lorsqu’un pays, ou un groupe de pays tiers, 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 sont remplies, l’autre valeur par défaut déterminée sur la base des données disponibles et fiables fournies sera utilisée,

— un déclarant MACF autorisé peut appliquer les émissions intrinsèques réelles au lieu des valeurs par défaut pour le calcul des émissions intrinsèques de l’électricité importée, s’il est possible de démontrer au moyen des éléments de preuve mentionnés au point D.2.4 de la présente annexe, que les critères cumulatifs a) à d) présentés au point 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 du point D.4.1 ou D.4.2 de la présente annexe.

D.2.1. Facteur d’émission de CO2 basé sur des valeurs par défaut spécifiques

Conformément au point 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 disponibles.

D.2.2. Facteur d’émission de CO2 de l’UE

Conformément au point 4.2.2 de l’annexe IV du règlement (UE) 2023/956, le facteur d’émission de CO2 pour l’Union s’applique.

D.2.3. Facteur d’émission de CO2 fondé sur d’autres données fiables

Aux fins du point D.2 c), d’autres valeurs par défaut peuvent être utilisées pour l’électricité importée d’un pays tiers donné au cours d’une année donnée, lorsqu’un pays tiers ou un groupe de pays tiers fournit à la Commission, au plus tard le 30 juin de l’année concernée, les ensembles de données provenant d’autres sources officielles fiables, y compris des statistiques nationales, démontrant que le facteur d’émission de CO2 calculé sur la base des équations 36 et 37 est inférieur au facteur d’émission de CO2 établi conformément à l’annexe IV du règlement (UE) 2023/956. Lorsque la Commission estime que les autres sources officielles fournies sont fiables, elle modifie, si possible au plus tard le 30 juin de l’année suivante, les valeurs par défaut pertinentes. Les valeurs par défaut modifiées s’appliquent à l’électricité importée au cours de l’année où les ensembles de données provenant d’autres sources officielles ont été fournis.

Lorsqu’un pays tiers ou un groupe de pays tiers fournit les ensembles de données provenant d’autres sources officielles après le 30 juin d’une année donnée, et lorsque la Commission les juge fiables, celle-ci modifie, si possible au plus tard le 30 juin de la deuxième année suivant l’année au cours de laquelle les ensembles de données provenant d’autres sources officielles ont été fournis, les valeurs par défaut pertinentes. Les valeurs par défaut modifiées s’appliquent à l’électricité importée durant l’année suivant l’année au cours de laquelle les ensembles de données provenant d’autres sources officielles ont été fournis. Lorsque la Commission parvient à modifier les valeurs par défaut pertinentes durant l’année suivant l’année au cours de laquelle les ensembles de données provenant d’autres sources officielles ont été fournis et avant la date limite de présentation des déclarations MACF conformément à l’article 6 du règlement (UE) 2023/956, les valeurs par défaut modifiées s’appliquent à l’électricité importée durant l’année au cours de laquelle les ensembles de données provenant d’autres sources officielles ont été fournis.

L’autre facteur d’émission de CO2 est calculé sur la base de la moyenne des facteurs d’émission de CO2 annuels pour les cinq dernières années pour lesquelles des données fiables sont disponibles.

À cette fin, les facteurs d’émission de CO2 annuels sont calculés sur la base de l’équation suivante:

| Emel,yniEFi × Eel,i,yEel,y | (Équation 36)

où:

Emel,y représente 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, le groupe de pays tiers ou la région au sein d’un pays tiers, en mesure d’exporter de l’électricité vers l’Union;

Eel,y représente 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,y représente la production brute annuelle d’électricité pour chaque technologie utilisatrice de combustibles fossiles «i».

Le facteur d’émission de CO2 est calculé comme une 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 37)

où:

Emel représente le facteur d’émission de CO2 résultant de la moyenne mobile des facteurs d’émission de CO2 annuels des cinq années précédentes, en commençant par l’année en cours, moins deux ans, jusqu’à l’année en cours, moins six ans;

Emel,y représente le facteur d’émission de CO2 pour chaque année «i»;

i représente l’indice variable pour les années à prendre en considération; et

y représente l’année en cours.

Si des données plus récentes et fiables sont disponibles, la moyenne mobile peut commencer à partir de l’année en cours, moins un an, jusqu’à l’année en cours, moins cinq ans.

D.2.4. Éléments de preuve aux fins de l’utilisation des émissions intrinsèques réelles pour l’électricité importée dans l’Union

Conformément au point 5 de l’annexe IV du règlement (UE) 2023/956, un déclarant MACF autorisé peut appliquer les émissions intrinsèques réelles au lieu des valeurs par défaut pour le calcul des émissions intrinsèques d’une quantité donnée d’électricité importée si les critères cumulatifs a) à d) présentés dans ledit point sont respectés.

Les éléments de preuve suivants sont fournis pour démontrer que les critères requis pour justifier l’utilisation des émissions réelles sont remplis conformément à l’annexe IV, point 5, du règlement (UE) 2023/956.

— Pour le critère a) prévu à l’annexe IV, point 5, du règlement (UE) 2023/956:

a) des éléments de preuve contractuels démontrant l’existence d’un accord d’achat d’électricité (AAE) conclu directement entre le déclarant MACF autorisé et un producteur d’électricité situé dans un pays tiers pour la livraison physique d’électricité. L’AAE est applicable au moment de l’importation d’électricité pour laquelle des émissions réelles sont déclarées et couvre au moins la quantité d’électricité pour laquelle les émissions réelles sont déclarées. Lorsque l’AAE a été conclu par un intermédiaire, les éléments de preuve contractuels démontrent qu’un seul contrat a été conclu entre les trois parties contractantes.

— Pour le critère b) prévu à l’annexe IV, point 5, du règlement (UE) 2023/956, l’un des éléments suivants:

a) un schéma unifilaire démontrant l’existence d’une connexion directe entre l’installation produisant de l’électricité et le réseau de transport de l’Union;

b) un document écrit, émanant soit du gestionnaire de réseau de transport, soit d’une autre entité ayant accès aux informations pertinentes, attestant qu’au moment de l’exportation, déterminé sur une base horaire, aucun point du réseau ne présentait de congestion physique entre l’installation et le réseau de transport de l’Union.

— Pour le critère c) prévu à l’annexe IV, point 5, du règlement (UE) 2023/956:

a) des données indiquant que l’installation produisant de l’électricité n’émet pas plus de 550 grammes de CO2 d’origine fossile par kilowattheure d’électricité.

— Pour le critère d) prévu à l’annexe IV, point 5, du règlement (UE) 2023/956:

a) un document écrit, émanant soit de la personne qui a procédé à la nomination de la capacité concernée à l’interconnexion, soit du gestionnaire de réseau de transport concerné, démontrant qu’une quantité donnée d’électricité a fait l’objet d’une nomination dans le pays d’origine, le pays de destination et, le cas échéant, chaque pays de transit, et démontrant la période à laquelle se rapporte la nomination de capacité; et

b) des données provenant d’un système intelligent de mesure démontrant que la production d’une quantité correspondante d’électricité par l’installation a eu lieu au cours de la même période de mesure que la nomination de capacité. Cette période ne peut dépasser une heure.

— Pour les critères e) prévus à l’annexe IV, point 5, du règlement (UE) 2023/956:

a) des rapports intermédiaires mensuels comportant les éléments de preuve prévus au présent point, démontrant la manière dont les critères a) à d) énoncés à l’annexe IV, point 5, du règlement (UE) 2023/956 sont satisfaits.

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 utilisée pour la production de marchandises autres que de l’électricité

Les facteurs d’émission pour l’électricité sont déterminés sur la base:

— du facteur d’émission moyen du réseau électrique du pays d’origine, mis à disposition conformément à l’annexe IV du règlement (UE) 2023/956, ou

— lorsque des éléments de preuve suffisants sont fournis sur la base d’informations officielles et publiques en vue de démontrer que le facteur d’émission moyen du réseau d’un pays tiers ou d’un groupe de pays tiers dans lequel l’électricité a été produite est inférieur aux valeurs établies conformément au point a), d’une autre valeur par défaut qui est établie conformément au point D.4.4.

— Des facteurs d’émission réels pour l’électricité peuvent être utilisés conformément aux points D.4.1 à D.4.3.

D.4.1. Facteur d’émission de l’électricité produite par des méthodes autres que la cogénération

Lorsque les critères d’utilisation des émissions réelles pour l’électricité ou des émissions indirectes, énoncés à l’annexe IV du règlement (UE) 2023/956, sont remplis, pour l’électricité produite à partir de la combustion de combustibles, 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)/ElprodIs | (Équation 38)

où:

ADi représente 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;

NCVi représente les pouvoirs calorifiques inférieurs (PCI) des combustibles i exprimés en TJ/t ou en TJ/Nm3;

EFi représente les facteurs d’émission des combustibles i exprimés en t CO2/TJ;

EmFGC représente les émissions de procédé résultant de l’épuration des gaz de combustion, exprimées en t CO2; et

Elprod représente 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 du point G, 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 par cogénération

Lorsque les critères d’utilisation des émissions réelles pour les émissions indirectes, énoncés à l’annexe IV du règlement (UE) 2023/956, sont remplis, le facteur d’émission de la production d’électricité par cogénération est déterminé conformément au point A.2.2 de l’annexe III.

D.4.3. Éléments de preuve de l’utilisation des émissions intrinsèques indirectes réelles

Conformément au point 6 de l’annexe IV du règlement (UE) 2023/956, un déclarant MACF autorisé peut appliquer les émissions intrinsèques réelles au lieu des valeurs par défaut pour le calcul des émissions intrinsèques indirectes si les critères requis sont remplis. Lorsque ces critères sont remplis, le facteur d’émission est déterminé conformément aux points D.4.1 ou D.4.2 de la présente annexe.

Les éléments de preuve suivants sont fournis pour démontrer que les critères requis pour justifier l’utilisation des émissions intrinsèques réelles pour les émissions indirectes conformément au point 6 de l’annexe IV du règlement (UE) 2023/956 sont remplis.

— Pour démontrer l’existence d’un lien technique direct:

a) un schéma unifilaire démontrant l’existence d’un lien technique direct entre l’installation dans laquelle la marchandise importée est produite et la source de production d’électricité;

b) les données provenant d’un système intelligent de mesure démontrant que la quantité d’électricité pour laquelle les émissions réelles sont déclarées a été générée par l’installation produisant de l’électricité connectée par le lien technique direct, et démontrant la durée de la production d’électricité, en faisant référence à des périodes de mesure ne dépassant pas une heure;

c) les données provenant d’un système intelligent de mesure démontrant que la quantité d’électricité pour laquelle les émissions réelles sont déclarées a été livrée, au cours de la même période de mesure ne dépassant pas une heure, à une installation connectée par le lien technique direct et produisant une marchandise énumérée à l’annexe I du règlement (UE) 2023/956;

d) lorsque le lien technique direct connecte plusieurs installations produisant de l’électricité à une ou plusieurs installations produisant une marchandise énumérée à l’annexe I du règlement (UE) 2023/956, un contrat entre les exploitants des deux installations exigeant la livraison d’au moins la quantité d’électricité pour laquelle les émissions réelles sont déclarées d’une installation à l’autre. lorsque l’installation de production d’électricité et l’installation produisant une marchandise énumérée à l’annexe I du règlement (UE) 2023/956 appartiennent à la même entité juridique, un accord d’achat de la production intra-entreprises prévoyant la livraison d’au moins la quantité correspondante d’électricité.

— Pour démontrer l’existence d’un accord d’achat d’électricité:

a) des éléments de preuve contractuels démontrant l’existence d’un AAE conclu directement entre une installation produisant des marchandises énumérées à l’annexe I du règlement (UE) 2023/956 et un producteur d’électricité situé dans un pays tiers pour la livraison physique d’électricité. Lorsque l’AAE a été conclu par un intermédiaire, les éléments de preuve contractuels démontrent qu’un seul contrat a été conclu entre les trois parties contractantes;

b) les données provenant d’un système intelligent de mesure attestant qu’une quantité donnée d’électricité a été produite par l’installation produisant de l’électricité et démontrant la période de production;

c) les données provenant d’un système intelligent de mesure attestant qu’une quantité équivalente d’électricité a été fournie, au cours de la même période de mesure, qui ne dépasse pas une heure, dans l’installation produisant les marchandises énumérées à l’annexe I du règlement (UE) 2023/956;

d) un document écrit, émanant de gestionnaires de réseau de transport, d’autorités publiques ou d’autres sources d’information publiques pertinentes et fiables, démontrant la présence d’un raccordement physique au réseau entre l’installation produisant de l’électricité et l’installation produisant des marchandises énumérées à l’annexe I du règlement (UE) 2023/956.

D.4.4. Facteur d’émission fondé sur d’autres données fiables

Aux fins du point D.4 2), d’autres valeurs par défaut peuvent être utilisées pour l’électricité utilisée dans la production de marchandises importée au cours d’une année donnée, lorsqu’un pays tiers ou un groupe de pays tiers démontre à la Commission, au plus tard le 30 juin de l’année concernée, sur la base des ensembles de données provenant d’autres sources officielles fiables, y compris des statistiques nationales, que l’intensité moyenne des émissions sur cinq ans du réseau électrique du pays tiers ainsi calculé sur la base des équations 45 et 56 est inférieure à celle établie conformément à l’annexe IV du règlement (UE) 2023/956. Lorsque la Commission estime que les autres sources officielles fournies sont fiables, elle modifie, si possible au plus tard le 30 juin de l’année suivante, la valeur par défaut de l’électricité pour ce pays tiers ou groupe de pays tiers. La valeur par défaut modifiée s’applique à l’électricité utilisée dans la production de marchandises importée durant l’année au cours de laquelle les ensembles de données provenant d’autres sources officielles ont été fournis.

Lorsqu’un pays tiers ou un groupe de pays tiers fournit des ensembles de données provenant d’autres sources officielles après le 30 juin d’une année donnée, et lorsque la Commission les juge fiables, celle-ci modifie, si possible au plus tard le 30 juin de la deuxième année suivant l’année au cours de laquelle les ensembles de données provenant d’autres sources officielles ont été fournis, la valeur par défaut de l’électricité pour ce pays tiers ou groupe de pays tiers. La valeur par défaut modifiée s’applique à l’électricité utilisée dans la production de marchandises importée durant l’année suivant l’année au cours de laquelle les ensembles de données provenant d’autres sources officielles ont été fournis. Lorsque la Commission parvient à modifier les valeurs par défaut pertinentes durant l’année suivant l’année au cours de laquelle les ensembles de données provenant d’autres sources officielles ont été fournis et avant la date limite de présentation des déclarations MACF conformément à l’article 6 du règlement (UE) 2023/956, les valeurs par défaut modifiées s’appliquent à l’électricité utilisée dans la production de marchandises importée durant l’année au cours de laquelle les ensembles de données provenant d’autres sources officielles ont été fournis.

Le facteur d’émission est calculé sur la base de la moyenne simple du facteur d’émission pour les cinq dernières années précédant la déclaration des données pour lesquelles des données fiables sont disponibles.

Aux fins du calcul des autres valeurs par défaut, la Commission calcule les facteurs d’émission annuels et sa production brute d’électricité respective dans le pays tiers ou le groupe de pays tiers sur la base de l’équation suivante:

| Emel,yniEFi × Eel,i,yEel,y | (Équation 39)

où:

Emel,y représente le facteur d’émission annuel pour toutes les sources d’électricité au cours de l’année donnée dans le pays tiers;

Eel,y représente la production brute totale d’électricité pour l’ensemble des sources d’électricité au cours de cette année; EFi représente le facteur d’émission pour chaque source d’électricité «i»; et

Eel,i,y représente la production brute annuelle d’électricité pour chaque source d’électricité «i».

La Commission calcule le facteur d’émission comme étant une moyenne mobile des années concernées en commençant par l’année en cours moins deux, sur la base de l’équation suivante:

| Emely – 2y – 6Emel,i5 | (Équation 40)

où:

Emel représente le facteur d’émission résultant de la moyenne mobile des facteurs d’émission de la période de cinq ans commençant par l’année en cours moins deux;

Emel,y représente le facteur d’émission pour chaque année «i»;

i représente l’indice variable pour les années à prendre en considération; et

y représente l’année en cours.

Si des données plus récentes et fiables sont disponibles, la moyenne mobile peut commencer à partir de l’année en cours, moins un an, jusqu’à l’année en cours, moins cinq ans.

E. SURVEILLANCE DES PRÉCURSEURS

La quantité de chaque précurseur consommée dans chaque procédé de production est déterminée afin de calculer les émissions intrinsèques totales des marchandises complexes produites conformément à l’annexe III, point B.

Si les précurseurs entrent dans le même procédé de production conformément à l’article 4, paragraphe 9, 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 procédé de production dont provient le précurseur. Les méthodes utilisées pour déterminer les données requises sont inscrites dans le plan 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 l’article 4, 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 de précurseur utilisée dans chaque procédé de production de l’installation.

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 complète et sa transcription anglaise, et

— les coordonnées géographiques de l’installation;

c) si le précurseur provient de pays et territoires tiers qui ne sont pas exemptés en vertu de l’annexe III, point 1, du règlement (UE) 2023/956;

d) les modes de production utilisés tels que définis à l’annexe I;

e) les valeurs des paramètres spécifiques applicables requis pour déterminer les émissions intrinsèques, telles qu’énumérées au point 2 de l’annexe IV;

f) 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;

g) la date de début et de fin de la période de déclaration utilisée par l’installation auprès de laquelle le précurseur a été obtenu;

h) Si le précurseur provient de pays et territoires tiers exemptés en vertu de l’annexe III, point 1, du règlement (UE) 2023/956, les émissions intrinsèques spécifiques sont considérées comme égales à zéro;

i) la quantité de précurseur utilisée dans chaque procédé de production de l’installation.

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 conformément à l’annexe IV du règlement (UE) 2023/956 sont utilisées.

4) Lorsqu’un type de précurseur est produit dans le cadre de différents procédés de production, les émissions intrinsèques spécifiques de ce précurseur seront calculées comme étant une moyenne pondérée de ces différents procédés de production.

F. SURVEILLANCE DES 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 mesurée en unités fonctionnelles et en tonnes de marchandises. 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 du procédé 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 au point B.4 s’appliquent.

G. FACTEURS STANDARD UTILISÉS DANS LA SURVEILLANCE DES ÉMISSIONS DIRECTES SE RAPPORTANT À L’INSTALLATION

Facteurs standard d’émission des combustibles en fonction du pouvoir calorifique inférieur (PCI)

Tableau 1

Facteurs d’émission des combustibles en fonction du PCI et pouvoirs calorifiques inférieurs par masse de combustible

| Description du type de combustible | Facteur d’émission (t CO2/TJ) | Pouvoir calorifique inférieur (TJ/Gg) | Source

| Pétrole brut | 73,3 | 42,3 | LD GIEC 2006

| Orimulsion | 77,0 | 27,5 | LD GIEC 2006

| Liquides de gaz naturel | 64,2 | 44,2 | LD GIEC 2006

| Essence automobile | 69,3 | 44,3 | LD GIEC 2006

| Kérosène (autre que jet A1 ou jet A) | 71,9 | 43,8 | LD GIEC 2006

| Huile de schiste | 73,3 | 38,1 | LD GIEC 2006

| Gazole/Carburant diesel | 74,1 | 43,0 | LD GIEC 2006

| Fioul résiduel | 77,4 | 40,4 | LD GIEC 2006

| Gaz de pétrole liquéfié | 63,1 | 47,3 | LD GIEC 2006

| Éthane | 61,6 | 46,4 | LD GIEC 2006

| Naphta | 73,3 | 44,5 | LD GIEC 2006

| Bitume | 80,7 | 40,2 | LD GIEC 2006

| Lubrifiants | 73,3 | 40,2 | LD GIEC 2006

| Coke de pétrole | 97,5 | 32,5 | LD GIEC 2006

| Charges de raffinage du pétrole | 73,3 | 43,0 | LD GIEC 2006

| Gaz de raffinerie | 57,6 | 49,5 | LD GIEC 2006

| Paraffines | 73,3 | 40,2 | LD GIEC 2006

| White spirit et essences spéciales | 73,3 | 40,2 | LD GIEC 2006

| Autres produits pétroliers | 73,3 | 40,2 | LD GIEC 2006

| Anthracite | 98,3 | 26,7 | LD GIEC 2006

| Houille à coke | 94,6 | 28,2 | LD GIEC 2006

| Autres charbons bitumineux | 94,6 | 25,8 | LD GIEC 2006

| Charbon sous-bitumineux | 96,1 | 18,9 | LD GIEC 2006

| Lignite | 101,0 | 11,9 | LD GIEC 2006

| Schistes et sables bitumineux | 107,0 | 8,9 | LD GIEC 2006

| Aggloméré de charbon | 97,5 | 20,7 | LD GIEC 2006

| Coke de four et coke de lignite | 107,0 | 28,2 | LD GIEC 2006

| Coke de gaz | 107,0 | 28,2 | LD GIEC 2006

| Goudron de houille | 80,7 | 28,0 | LD GIEC 2006

| Gaz d’usine à gaz | 44,4 | 38,7 | LD GIEC 2006

| Gaz de cokerie | 44,4 | 38,7 | LD GIEC 2006

| Gaz de haut-fourneau | 260 | 2,47 | LD GIEC 2006

| Gaz de convertisseur à l’oxygène | 182 | 7,06 | LD GIEC 2006

| Gaz naturel | 56,1 | 48,0 | LD GIEC 2006

| Déchets industriels | 143 | s.o. | LD GIEC 2006

| Huiles usagées | 73,3 | 40,2 | LD GIEC 2006

| Tourbe | 106,0 | 9,76 | LD GIEC 2006

| Pneus usagés | 85,0 | s.o. | Conseil mondial des entreprises pour le développement durable — Initiative ciment pour le développement durable (WBCSD CSI)

| Monoxyde de carbone | 155,2 | 10,1 | J. Falbe et M. Regitz, Römpp Chemie Lexikon, Stuttgart, 1995

| Méthane | 54,9 | 50,0 | J. Falbe et M. Regitz, Römpp Chemie Lexikon, Stuttgart, 1995

Tableau 2

Facteurs d’émission des combustibles en fonction du PCI et pouvoirs calorifiques inférieurs par masse de matière issue de la biomasse

| Matière issue de la biomasse | EF préliminaire [t CO2/TJ] | PCI [GJ/t] | Source

| Bois/déchets de bois [secs à l’air] | 112 | 15,6 | LD GIEC 2006

| Lessives sulfites (liqueur noire) | 95,3 | 11,8 | LD GIEC 2006

| Autre biomasse primaire solide | 100 | 11,6 | LD GIEC 2006

| Charbon de bois | 112 | 29,5 | LD GIEC 2006

| Bioessence | 70,8 | 27,0 | LD GIEC 2006

| Biogazoles | 70,8 | 37,0 | LD GIEC 2006

| Autres biocarburants liquides | 79,6 | 27,4 | LD GIEC 2006

| Gaz de décharge | 54,6 | 50,4 | LD GIEC 2006

| Gaz de boues d’épuration | 54,6 | 50,4 | LD GIEC 2006

| Autres biogaz | 54,6 | 50,4 | LD GIEC 2006

| Déchets municipaux (fraction issue de la biomasse) | 100 | 11,6 | LD GIEC 2006

Facteurs d’émission liés aux émissions de procédé

Tableau 3

Facteurs d’émission stœchiométriques pour les émissions de procédé liées à la décomposition des carbonates (méthode A)

| Carbonate | Facteur d’émission [t CO2/t de carbonate]

| CaCO3 | 0,440

| MgCO3 | 0,522

| Na2CO3 | 0,415

| BaCO3 | 0,223

| Li2CO3 | 0,596

| K2CO3 | 0,318

| SrCO3 | 0,298

| NaHCO3 | 0,524

| FeCO3 | 0,380

| Général |

Facteur d’émission = [M(CO2)]/{Y × [M(x)] + Z × [M(CO32-)]}

X = métal

M(x) = poids moléculaire de X en [g/mol]

M(CO2) = poids moléculaire de CO2 en [g/mol]

M(CO32-) = poids moléculaire de CO32- en [g/mol]

Y = nombre stœchiométrique de X

Z = nombre stœchiométrique de CO32-

Tableau 4

Facteurs d’émission stœchiométriques pour les émissions de procédé liées à la décomposition des carbonates à partir d’oxydes alcalino-terreux (méthode B)

| Oxyde | Facteur d’émission [t CO2/t d’oxyde]

| CaO | 0,785

| MgO | 1,092

| BaO | 0,287

Général:

XYOZ

Facteur d’émission = [M(CO2)]/{Y × [M(x)] + Z × [M(O)]}

X = métal alcalino-terreux ou alcalin

M(x) = poids moléculaire de X en [g/mol]

M(CO2) = poids moléculaire de CO2 [g/mol]

M(O) = poids moléculaire de O [g/mol]

Y = nombre stœchiométrique de X

= 1 (pour les métaux alcalino-terreux)

= 2 (pour les métaux alcalins)

Z = nombre stœchiométrique de O = 1

Tableau 5

Facteurs d’émission stœchiométriques pour les émissions de procédé associées à d’autres matières (production de fer ou d’acier, transformation des métaux ferreux)

| Matière entrante ou sortante |

Teneur en carbone

(t C/t)

Facteur d’émission

(t CO2/t)

| Fer de réduction directe | 0,0191 | 0,07

| Électrodes de carbone pour four à arc électrique | 0,8188 | 3,00

| Carbone de charge pour four à arc électrique | 0,8297 | 3,04

| Fer aggloméré à chaud | 0,0191 | 0,07

| Gaz de convertisseur à l’oxygène | 0,3493 | 1,28

| Coke de pétrole | 0,8706 | 3,19

| Fontes brutes | 0,0409 | 0,15

| Fer / ferraille | 0,0409 | 0,15

| Acier / ferraille d’acier | 0,0109 | 0,04

Potentiels de réchauffement planétaire des gaz à effet de serre autres que le CO2

Tableau 6

Potentiels de réchauffement planétaire

| Gaz | Potentiel de réchauffement planétaire

| N2O | 265 t équivalent CO2/t N2O

| CF4 | 6 630 t équivalent CO2/t CF4

| C2F6 | 11 100 t équivalent CO2/t C2F6

Article annexe II

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