A. PRINCIPES POUR ATTRIBUER DES DONNÉES À DES PROCÉDÉS DE PRODUCTION
A.1. Attribution si les données sont disponibles
Les méthodes de surveillance des données pour chaque procédé de production sont définies dans le plan de surveillance conformément à l’annexe II. Elles sont régulièrement examinées dans le but d’améliorer la qualité des données, dans la mesure du possible, conformément au point A de la présente annexe.
Lorsque les résultats des mesures sont obtenus au moyen de plusieurs instruments de mesure de qualité variable et que la somme des données au niveau des procédés de production diffère des données déterminées par ailleurs pour l’installation, un «facteur de rapprochement» uniforme est appliqué à des fins de correction uniforme pour atteindre le chiffre total de l’installation, comme suit:
| RecF = DInst/Σ DPP | (Équation 41)
où:
RecF représente le facteur de rapprochement;
DInst représente la valeur des données déterminée pour l’installation dans son ensemble; et
DPP représente les valeurs des données pour les différents procédés de production.
Les données correspondant à chaque procédé de production sont ensuite corrigées comme suit, DPP,corr représentant la valeur corrigée DPP:
| DPP,corr = DPP × RecF | (Équation 42)
Lorsque les données d’un ensemble de données spécifique ne sont pas disponibles pour chaque procédé de production, les intrants, les extrants et les émissions s’y rapportant sont attribués sur la base des règles énoncées au point A.2.
A.2. Attribution en cas d’absence de données ou en cas de procédés multifonctionnels.
En cas d’absence de données visées au point A.1 ou dans le cas de procédés multifonctionnels, l’attribution sera fondée sur une relation physique sous-jacente pertinente, faisant référence au cloisonnement des flux entrants et sortants d’un procédé ou d’une installation multifonctionnel qui est conforme à une relation physique pertinente et quantifiable entre les intrants du procédé et les extrants du coproduit.
À l’exception des règles indiquées aux points A.2.1, A.2.2 et A.2.3 de la présente annexe, les intrants, les extrants et les émissions s’y rapportant sont attribués sur la base de l’unité fonctionnelle des marchandises individuelles produites.
La même règle d’attribution sera utilisée pour attribuer aux marchandises tant les émissions que les émissions captées et stockées.
Dans le cas où un procédé de production nécessite l’application de règles d’attribution différentes, celles-ci doivent être appliquées dans l’ordre suivant:
1) attribution des émissions aux marchandises;
2) attribution des émissions aux gaz résiduaires;
3) attribution de l’unité fonctionnelle ou attribution des proportions molaires, selon le cas.
A.2.1. Produits chimiques et engrais
Si une substance chimique relevant des catégories agrégées de marchandises «produits chimiques» ou «engrais» est produite en tant que coproduit d’un procédé multifonctionnel, l’attribution entre les substances chimiques est fondée sur la proportion molaire.
Les émissions du procédé de production sont attribuées à l’hydrogène sur la base des proportions molaires au moyen de l’équation suivante:
| EmiEmtotalmi,prodMinimi,prodMi | (Équation 43)
où:
Emi représente les émissions directes ou les émissions indirectes attribuées à chaque coproduit i produit au cours de la période de déclaration, exprimées en tonnes de CO2;
Emtotal représente les émissions directes ou les émissions indirectes issues de l’ensemble du procédé de production au cours de la période de déclaration, exprimées en tonnes de CO2;
mi,prod représente la masse de chaque coproduit i produit dans l’installation au cours de la période de déclaration, exprimée en tonnes;
Mi représente la masse molaire de chaque coproduit i.
Si la masse molaire de l’un des coproduits n’est pas connue, les émissions seront attribuées sur la base de la masse des coproduits.
A.2.2. Flux thermiques et cogénération
Chaleur mesurable provenant de procédés autres que la combustion ou l’oxydation partielle de combustibles
Aucune émission de CO2 n’est attribuée à la chaleur mesurable produite à partir de procédés chimiques exothermiques autres que la combustion et l’oxydation partielle de combustibles, tels que la production d’ammoniac ou d’acide nitrique.
Chaleur mesurable produite dans l’installation par une méthode autre que la cogénération
Pour la chaleur mesurable produite par la combustion de combustibles dans l’installation, à l’exception de la chaleur produite par cogénération, le facteur d’émission de la combinaison de combustibles concernée est déterminé et les émissions imputables au procédé de production sont calculées, comme suit:
| EmHeat = EFmix × Qconsumed/η | (Équation 44)
où:
EmHeat représente les émissions du procédé de production liées à la production de chaleur, exprimées en t CO2;
EFmix représente le facteur d’émission de la combinaison de combustibles correspondante, exprimé t CO2/TJ, y compris les émissions résultant de l’épuration des gaz de combustion, le cas échéant;
Qconsumed représente la quantité de chaleur mesurable consommée lors du procédé de production, exprimée en TJ; et
η représente le rendement du procédé de production de chaleur.
EFmix est calculé en appliquant la formule suivante:
| EFmix = (Σ ADi × NCVi × EFi + EmFGC)/(Σ ADi × NCVi) | (Équation 45)
où:
ADi représente les données d’activité annuelles (c.-à-d. les quantités consommées) des combustibles i utilisés pour la production de chaleur mesurable, en tonnes ou en Nm3;
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; et
EmFGC représente les émissions de procédé résultant de l’épuration des gaz de combustion, exprimées en t CO2.
Chaleur mesurable produite dans l’installation par cogénération
Lorsque de la chaleur mesurable et de l’électricité sont produites par cogénération (à savoir par production combinée de chaleur et d’électricité), les émissions concernées imputables à la chaleur mesurable et à l’électricité sont déterminées conformément au présent point. Les règles relatives à l’électricité s’appliquent également à la production d’énergie mécanique, le cas échéant.
Les émissions d’une unité de cogénération sont déterminées comme suit:
| EmCHPiADi × NCVi × EFi + EmFCG | (Équation 46)
où:
EmCHP représente les émissions de l’unité de cogénération au cours de la période de déclaration exprimées en t CO2;
ADi représente les données d’activité annuelles (c.-à-d. les quantités consommées) des combustibles i utilisés pour l’unité de cogénération, en tonnes ou en Nm3;
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; et
EmFGC représente les émissions de procédé résultant de l’épuration des gaz de combustion, exprimées en t CO2.
L’apport énergétique à l’unité de cogénération est calculé à l’aide de l’équation 33. Les rendements moyens respectifs au cours de la période de déclaration de la production de chaleur et de la production d’électricité (ou d’énergie mécanique, le cas échéant) sont calculés comme suit:
| ηheatQnetEIn | (Équation 47)
| ηelEElEIn | (Équation 48)
où:
ηheat représente le rendement moyen de la production de chaleur au cours de la période de déclaration (adimensionnel);
Qnet représente la quantité nette de chaleur produite au cours de la période de déclaration par l’unité de cogénération, exprimée en TJ et telle que déterminée conformément au point C.1.2;
EIn représente l’apport énergétique des combustibles exprimé en TJ;
ηel représente le rendement moyen de la production d’électricité au cours de la période de déclaration (adimensionnel); et
Eel représente la production nette d’électricité de l’unité de cogénération au cours de la période de déclaration, exprimée en TJ.
Lorsque la détermination des rendements ηheat et ηel n’est pas techniquement réalisable ou risque d’entraîner des coûts excessifs, il est fait appel aux valeurs fondées sur la documentation technique (valeurs de conception) de l’installation. En l’absence de telles valeurs, les valeurs standard prudentes ηheat = 0,55 et ηel = 0,25 sont utilisées.
Les facteurs d’attribution de la chaleur et de l’électricité issues de la cogénération sont calculés comme suit:
| FCHP,heatηheatηref,heatηheatηref,heat+ηelηref,el | (Équation 49)
| FCHP,elηelηref,elηheatηref,heat+ηelηref,el | (Équation 50)
où:
FCHP,Heat représente le facteur d’attribution de la chaleur (adimensionnel);
FCHP,El représente le facteur d’attribution de l’électricité (ou de l’énergie mécanique, le cas échéant) (adimensionnel);
ηref, heat représente le rendement de référence de la production de chaleur dans une chaudière autonome (adimensionnel); et
ηref,el représente le rendement de référence de la production d’électricité hors cogénération (adimensionnel).
Les rendements de référence par combustible appropriés figurent au point G de l’annexe II.
Le facteur d’émission spécifique de la chaleur mesurable produite par cogénération qui doit être utilisé pour attribuer les émissions liées à la production de chaleur aux procédés de production est calculé comme suit:
| EFCHP,Heat = EmCHP × FCHP,Heat/Qnet | (Équation 51)
où:
EFCHP, heat représente le facteur d’émission de la production de chaleur mesurable dans l’unité de cogénération, exprimé en t CO2/TJ; et
Qnet représente la chaleur nette produite par l’unité de cogénération exprimée en TJ.
Les émissions de chaleur produites par cogénération imputables au procédé de production sont calculées comme suit:
EmHeat = EFCHP, heat × Qconsumed
où:
Qconsumed représente la quantité de chaleur mesurable consommée lors du procédé de production, exprimée en TJ.
Le facteur d’émission spécifique de l’électricité produite par cogénération qui doit être utilisé pour attribuer les émissions indirectes aux procédés de production est calculé comme suit:
| EFCHP,El = EmCHP × FCHP,El/EEl,prod | (Équation 52)
où:
EEl,prod représente l’électricité produite par l’unité de cogénération.
Lorsqu’un gaz résiduaire fait partie de la combinaison de combustibles utilisée, et lorsque le facteur d’émission du gaz résiduaire est supérieur au facteur d’émission standard du gaz naturel fourni au tableau 1 du point G de l’annexe II, ce facteur d’émission standard est utilisé pour calculer EFmix au lieu du facteur d’émission du gaz résiduaire.
Chaleur mesurable produite en dehors de l’installation
Lorsqu’un procédé de production consomme de la chaleur mesurable produite en dehors de l’installation, les émissions liées à la chaleur doivent être incluses indépendamment du fait que la chaleur résulte ou non du procédé de production d’une marchandise énumérée à l’annexe I du règlement (UE) 2023/956. Dans ce cas, les émissions liées à la chaleur sont déterminées à l’aide de l’une des méthodes suivantes.
1) Lorsque l’installation qui produit la chaleur procède à la surveillance des émissions conformément au présent règlement et vérifie les sources d’émission et les quantités de chaleur mesurable exportées conformément au règlement délégué (UE) 2025/2551, le facteur d’émission de la chaleur mesurable est déterminé au moyen des équations pertinentes des points précédents, sur la base des données d’émission fournies par l’exploitant de l’installation qui produit la chaleur mesurable.
2) Lorsque la méthode visée au point 1 n’est pas disponible, une valeur standard est utilisée, sur la base du facteur d’émission standard du combustible le plus couramment utilisé dans le secteur industriel du pays, en partant de l’hypothèse d’un rendement de la chaudière de 90 %.
Règles complémentaires pour l’attribution des émissions résultant de chaleur mesurable
Lorsque des pertes de chaleur mesurable sont déterminées séparément des quantités utilisées dans les procédés de production, les émissions liées à ces pertes de chaleur sont ajoutées proportionnellement aux émissions de tous les procédés de production utilisant de la chaleur mesurable produite dans l’installation, afin de garantir que 100 % de la quantité nette de chaleur mesurable produite dans l’installation, ou importée ou exportée par l’installation, ainsi que des quantités transférées entre procédés de production, sont attribués à des procédés de production, sans omission ni double comptage.
A.2.3. Gaz résiduaires
Si des gaz résiduaires provenant d’un autre procédé de production sont consommés dans le procédé de production de la marchandise, les émissions sont attribuées sur la base de l’équation 53.
| WGcorr,impVWG × NCVWG × EFNG | (Équation 53)
où:
VWG représente le volume des gaz résiduaires importés;
NCVWG représente le pouvoir calorifique inférieur (PCI) des gaz résiduaires importés; et
EFNG représente le facteur d’émission standard du gaz naturel indiqué au point G de l’annexe II.
Si les gaz résiduaires du procédé de production de la marchandise sont consommés dans un procédé de production différent, les émissions sont attribuées conformément à l’équation 54, si l’exploitant de l’installation peut fournir des éléments de preuves suffisants aux fins de la vérification.
| WGcorr,expVWG,exp × NCVWG × EFNG × Corrη | (Équation 54)
où:
VWG,exported représente le volume de gaz résiduaires exportés depuis le procédé de production;
NCVWG représente le pouvoir calorifique inférieur (PCI) des gaz résiduaires;
EFNG représente le facteur d’émission standard du gaz naturel indiqué au point G de l’annexe II; et
Corrη représente le facteur qui rend compte de la différence de rendement entre l’utilisation de gaz résiduaire et l’utilisation de gaz naturel, qui est le combustible de référence. La valeur standard est Corrη = 0,667.
A.3. Méthodes de calcul
Aux fins de l’attribution des émissions de l’installation à des marchandises, les émissions, intrants et extrants sont attribués à des procédés de production définis conformément au point A.4 en utilisant l’équation 55 pour les émissions directes et l’équation 56 pour les émissions indirectes, en utilisant des chiffres totaux sur toute la période de déclaration pour les paramètres donnés dans l’équation. Les émissions directes et indirectes attribuées sont ensuite converties en émissions intrinsèques directes et indirectes spécifiques des marchandises résultant du procédé de production en utilisant les équations 57 et 58.
| AttrEmDirDirEm*+ EmH,imp – EmH,exp + WGcorr,imp – WGcorr,exp – Emel,prod | (Équation 55)
Lorsque AttrEmDir donne une valeur négative, le résultat est réputé être égal à zéro.
| AttrEmindirEmel,cons | (Équation 56)
| SEEg,DirAttrEmg,DirALg | (Équation 57)
| SEEg,IndirAttrEmg,IndirALg | (Équation 58)
où:
AttrEmDirsont les émissions directes attribuées du procédé de production sur toute la période de déclaration, exprimées en t équivalent CO2;
AttrEmindirsont les émissions indirectes attribuées du procédé de production sur toute la période de déclaration, exprimées en t équivalent CO2;
DirEm*
sont les émissions directement imputables au procédé de production, déterminées pour la période de déclaration en utilisant les règles fournies au point B de l’annexe II et au point A de la présente annexe, ainsi que les règles énoncées ci-après.
Chaleur mesurable: Lorsque des combustibles sont consommés pour la production de chaleur mesurable qui est consommée en dehors du procédé de production considéré, ou qui est utilisée dans plus d’un procédé de production (ce qui comprend les situations avec des importations depuis et des exportations vers d’autres installations), les émissions des combustibles ne sont pas prises en compte dans les émissions directement imputables au procédé de production, mais ajoutées en tant que paramètre EmH,import afin d’éviter une double comptabilisation.
Gaz résiduaires:
Les émissions résultant de gaz résiduaires produits et entièrement consommés au sein du même procédé de production sont incluses dans DirEm*.
Les émissions résultant de la combustion de gaz résiduaires exportés depuis le procédé de production sont pleinement incluses dans DirEm*, indépendamment du lieu où elles sont rejetées. Toutefois, pour les exportations de gaz résiduaires, le terme WGcorr,export est calculé.
Les émissions résultant de la combustion de gaz résiduaires importés depuis d’autres procédés de production ne sont pas prises en compte dans DirEm*. À la place, le terme WGcorr,import est calculé;
EmH,imp
sont les émissions équivalentes à la quantité de chaleur mesurable importée dans le procédé de production, déterminées pour la période de déclaration en utilisant les règles énoncées au point A.2 de la présente annexe, ainsi que les règles énoncées ci-après.
Les émissions liées à la chaleur mesurable importée dans le procédé de production comprennent les importations depuis d’autres installations, d’autres procédés de production au sein de la même installation, ainsi que la chaleur reçue d’une unité technique (une centrale électrique dans l’installation, un réseau de vapeur plus complexe avec plusieurs unités de production de chaleur, par exemple) qui fournit de la chaleur à plus d’un procédé de production.
Les émissions résultant de chaleur mesurable sont calculées à l’aide de la formule suivante:
| EmH,impQimp × EFheat | (Équation 52)
où:
EFheat représente le facteur d’émission de la production de chaleur mesurable déterminé conformément au point A.2 de la présente annexe, exprimé en t CO2/TJ; et
Qimp représente la chaleur nette importée et consommée dans le procédé de production, exprimée en TJ;
EmH,exp
sont les émissions équivalentes à la quantité de chaleur mesurable exportée depuis le procédé de production, déterminées pour la période de déclaration en utilisant les règles fournies au point A.2 de la présente annexe. Pour la chaleur exportée, sont utilisés soit les émissions de la combinaison de combustibles réellement connue conformément au point A.2 de la présente annexe, soit (lorsque la combinaison de combustibles est inconnue) le facteur d’émission standard du combustible le plus couramment utilisé dans le pays et le secteur industriel, en partant de l’hypothèse d’un rendement de la chaudière de 90 %.
La chaleur valorisée à partir de procédés électriques et de la production d’acide nitrique n’est pas comptabilisée;
WGcorr,impreprésente les émissions directes attribuées d’un procédé de production consommant des gaz résiduaires importés d’autres procédés de production, corrigées pour la période de déclaration;
WGcorr,expreprésente les émissions équivalentes à la quantité de gaz résiduaires exportés depuis le procédé de production, déterminées pour la période de déclaration;
Emel,prodreprésente les émissions équivalentes à la quantité d’électricité produite dans les limites du procédé de production, déterminées pour la période de déclaration en utilisant les règles fournies au point D de l’annexe II;
Emel,consreprésente les émissions équivalentes à la quantité d’électricité consommée dans les limites du procédé de production, déterminées pour la période de déclaration en utilisant les règles fournies au point D de l’annexe II;
SEEg,Dirreprésente les émissions intrinsèques directes spécifiques des marchandises g exprimées en t équivalent CO2 par unité fonctionnelle, valables pour la période de déclaration;
SEEg,Indirreprésente les émissions intrinsèques indirectes spécifiques des marchandises g exprimées en t équivalent CO2 par unité fonctionnelle, valables pour la période de déclaration;
ALgreprésente le niveau d’activité des marchandises g, à savoir la quantité de marchandises g produite au cours de la période de déclaration dans cette installation, déterminée conformément au point F de l’annexe II, exprimée en unités fonctionnelles.
B. CALCUL DES ÉMISSIONS INTRINSÈQUES SPÉCIFIQUES DES MARCHANDISES COMPLEXES
Conformément à l’annexe IV du règlement (UE) 2023/956, les émissions intrinsèques spécifiques SEEg des marchandises complexes g sont calculées comme suit:
| SEEgAttrEmg + EEInpMatALg | (Équation 59)
| EEInpMatni1Mi × SEEi | (Équation 60)
où:
SEEg représente les émissions intrinsèques directes ou indirectes spécifiques de marchandises (complexes) g exprimées en t équivalent CO2 par unité fonctionnelle;
AttrEmg représente les émissions directes ou indirectes attribuées du procédé de production produisant les marchandises g déterminées conformément au point A.3 de la présente annexe pour la période de déclaration, exprimées en t équivalent CO2;
ALg représente le niveau d’activité du procédé de production produisant les marchandises g pour la période de déclaration déterminé conformément au point F de l’annexe II, exprimé en unités fonctionnelles;
EEInpMat représente les émissions intrinsèques directes ou les émissions indirectes de l’ensemble des précurseurs consommés au cours de la période de déclaration, exprimées en tonnes équivalent CO2;
Mi représente la masse du précurseur i utilisé dans le procédé de production produisant les marchandises g au cours de la période de déclaration, exprimées en unités fonctionnelles de précurseur i; et
SEEi représente les émissions intrinsèques directes ou indirectes spécifiques du précurseur i exprimées en t équivalent CO2 par unité fonctionnelle de précurseur i.
Dans ce calcul, seuls les précurseurs non couverts par le même procédé de production des marchandises g sont pris en compte. Lorsque le même précurseur est obtenu à partir de différents procédés de production, le précurseur de chaque installation est traité séparément.
Si un précurseur i provient de l’Union ou de l’un des pays ou territoires exemptés en vertu de l’annexe III, point 1, du règlement (UE) 2023/956, les émissions intrinsèques directes ou indirectes spécifiques de ce précurseur sont comptabilisées à zéro.
Lorsqu’un précurseur i est lui-même issu de précurseurs, ces derniers sont d’abord pris en compte à l’aide de la même méthode de calcul afin de calculer les émissions intrinsèques du précurseur i avant leur utilisation pour calculer les émissions intrinsèques des marchandises g. Cette méthode est appliquée de manière récursive à tous les précurseurs qui sont des marchandises complexes.
Le paramètre Mi représente la masse totale de précurseur requise pour produire la quantité ALg. Il inclut également les quantités du précurseur qui ne finissent pas dans les marchandises complexes mais qui peuvent être renversées, coupées, brûlées ou encore chimiquement modifiées dans le procédé de production et qui quittent le processus en tant que sous-produits, ferraille, résidus, déchets ou émissions.
Afin de fournir des données pouvant être utilisées indépendamment des niveaux d’activité, la consommation de masse spécifique mi pour chaque précurseur i est déterminée et incluse dans la communication conformément à l’annexe IV:
| miMiALg | (Équation 61)
Les émissions intrinsèques spécifiques des marchandises complexes g peuvent ainsi être exprimées comme suit:
| SEEgaeg +ni1mi × SEEi | (Équation 62)
où:
aeg représente les émissions directes ou indirectes attribuées du procédé de production des marchandises g, exprimées en t équivalent CO2 par tonne de g, équivalentes aux émissions intrinsèques spécifiques moins les émissions intrinsèques des précurseurs:
| aegAttrEmgALg | (Équation 63)
mi représente la consommation de masse spécifique du précurseur i utilisée dans le procédé de production produisant une unité fonctionnelle de marchandises g, exprimée en unité fonctionnelle de précurseur i par unité fonctionnelle de marchandises g (c.-à-d. adimensionnelle); et
SEEi représente les émissions intrinsèques directes ou indirectes spécifiques du précurseur i exprimées en t équivalent CO2 par unité fonctionnelle de précurseur i.
Pour les marchandises dont les unités fonctionnelles correspondent à la teneur en clinker exprimée en tonnes et qui sont commercialisées dans différentes fourchettes de composition, l’exploitant calcule les émissions intrinsèques spécifiques des marchandises en fonction du clinker contenu dans les marchandises exprimé sous la forme d’une moyenne pour chaque fourchette de composition, en appliquant l’équation 64.
| SEEg(Cki) = SEEg × CKi | (Équation 64)
où:
SEEg(Cki) représente les émissions intrinsèques spécifiques du produit ayant une teneur en clinker Cki;
SEEg représente les émissions intrinsèques spécifiques calculées dans l’équation 59 ou 62;
CKi représente la teneur moyenne en clinker des marchandises dans la limite de la fourchette de composition, exprimée en tonnes de clinker par tonnes de marchandises.
Pour les marchandises dont les unités fonctionnelles correspondent à la teneur en azote exprimée en kilogrammes et qui sont commercialisées dans différentes fourchettes de composition, l’exploitant calcule les émissions intrinsèques spécifiques des marchandises en fonction de l’azote contenu dans les marchandises exprimé sous la forme d’une moyenne pour chaque fourchette de composition, en appliquant l’équation 65.
| SEEgNiSEEg × Ni | (Équation 65)
où:
SEEgNi représente les émissions intrinsèques spécifiques du produit ayant une teneur en azote Ni;
SEEg représente les émissions intrinsèques spécifiques calculées dans l’équation 59 ou 62;
Ni représente la teneur moyenne en azote des marchandises dans la limite de la fourchette de composition, exprimée en tonnes d’azote par tonnes de marchandises.
Pour les marchandises dont les unités fonctionnelles correspondent à la teneur en azote exprimée en unités supplémentaires de kg d’azote et qui sont commercialisées dans différentes fourchettes de composition, l’exploitant calcule les émissions intrinsèques spécifiques des marchandises en fonction de l’azote contenu dans les marchandises exprimé sous la forme d’une moyenne pour chaque fourchette de composition, en appliquant l’équation 66.
| SEEgNiSEEg × Ni | (Équation 66)
où:
SEEgNi représente les émissions intrinsèques spécifiques du produit ayant une teneur en azote Ni;
SEEg représente les émissions intrinsèques spécifiques calculées dans l’équation 59 ou 62;
Ni représente la teneur moyenne en azote des marchandises dans la limite de la fourchette de composition, exprimée en kilogrammes d’azote par tonnes de marchandises.
Les fourchettes de composition pour la teneur en azote et en nitrogène ne dépassent pas 10 %.
Pour les marchandises dont les unités fonctionnelles correspondent à la teneur en clinker exprimée en tonnes, à la teneur en azote exprimée en kilogrammes ou à la teneur en azote exprimée en unités supplémentaires de kg d’azote et qui sont commercialisées dans des compositions sur mesure à la demande du client, l’exploitant de l’installation délivre une déclaration de teneur en clinker ou en azote pour chaque lot, accompagnée du calcul des émissions intrinsèques spécifiques conformément aux équations correspondantes 64, 65 ou 66, dans lesquelles les valeurs Cki et Ni correspondent à la teneur en clinker ou en azote propre au lot.
C. VALEURS HARMONISÉES DE RENDEMENT DE RÉFÉRENCE POUR LA PRODUCTION SÉPARÉE D’ÉLECTRICITÉ ET DE CHALEUR
Dans les tableaux ci-dessous, les valeurs harmonisées de rendement de référence pour la production séparée d’électricité et de chaleur sont fondées sur le pouvoir calorifique inférieur et les conditions normalisées ISO (température ambiante de 15 °C, pression de 1,013 bar, humidité relative de 60 %).
Tableau 1
Facteurs de rendement de référence pour la production d’électricité
| Catégorie | Type de carburant | Année de construction
| Avant 2012 | 2012-2015 | À partir de 2016
| Matières sèches | S1 | Houille, y compris l’anthracite, le charbon bitumeux, le charbon sous-bitumineux, le coke, semi-coke et coke de pétrole | 44,2 | 44,2 | 44,2
| S2 | Lignite, briquettes de lignite, schiste bitumineux | 41,8 | 41,8 | 41,8
| S3 | Tourbe, briquettes de tourbe | 39,0 | 39,0 | 39,0
| S4 | Biomasse sèche, dont bois et autre biomasse solide y compris les granulés et briquettes de bois, les copeaux séchés, déchets de bois propres et secs, coques de noix et noyaux d’olives et autres | 33,0 | 33,0 | 37,0
| S5 | Autre biomasse solide y compris tous les bois non repris sous S4 et la liqueur noire et brune | 25,0 | 25,0 | 30,0
| S6 | Déchets municipaux et industriels (non renouvelables) et déchets renouvelables/biodégradables | 25,0 | 25,0 | 25,0
| Matières liquides | L7 | Fioul lourd, gazole/diesel, autres produits pétroliers | 44,2 | 44,2 | 44,2
| L8 | Bioliquides, y compris le biométhanol, bioéthanol, biobutanol, biodiesel et autres | 44,2 | 44,2 | 44,2
| L9 | Déchets liquides, y compris les déchets biodégradables et non renouvelables (y compris suif, graisse et drêches) | 25,0 | 25,0 | 29,0
| Matières gazeuses | G10 | Gaz naturel, GPL, GNL et biométhane | 52,5 | 52,5 | 53,0
| G11 | Gaz de raffinerie, hydrogène et gaz de synthèse | 44,2 | 44,2 | 44,2
| G12 | Biogaz issu de la digestion anaérobie, des décharges et du traitement des eaux usées | 42,0 | 42,0 | 42,0
| G13 | Gaz de cokerie, gaz de haut-fourneau, gaz de mine, et autres gaz récupérés (à l’exclusion des gaz de raffinerie) | 35,0 | 35,0 | 35,0
| Autres | O14 | Chaleur perdue (y compris gaz d’échappement issus de procédés haute température, produit d’une réaction chimique exothermique) | | | 30,0
Tableau 2
Facteurs de rendement de référence pour la production de chaleur
| Catégorie | Type de carburant | Année de construction
| Avant 2016 | À partir de 2016
| Eau chaude | Vapeur | Utilisation directe de gaz d’échappement | Eau chaude | Vapeur | Utilisation directe de gaz d’échappement
| Matières sèches | S1 | Houille, y compris l’anthracite, le charbon bitumeux, le charbon sous-bitumineux, le coke, semi-coke et coke de pétrole | 88 | 83 | 80 | 88 | 83 | 80
| S2 | Lignite, briquettes de lignite, schiste bitumineux | 86 | 81 | 78 | 86 | 81 | 78
| S3 | Tourbe, briquettes de tourbe | 86 | 81 | 78 | 86 | 81 | 78
| S4 | Biomasse sèche, dont bois et autre biomasse solide y compris les granulés et briquettes de bois, les copeaux séchés, déchets de bois propres et secs, coques de noix et noyaux d’olives et autres | 86 | 81 | 78 | 86 | 81 | 78
| S5 | Autre biomasse solide y compris tous les bois non repris sous S4 et la liqueur noire et brune | 80 | 75 | 72 | 80 | 75 | 72
| S6 | Déchets municipaux et industriels (non renouvelables) et déchets renouvelables/biodégradables | 80 | 75 | 72 | 80 | 75 | 72
| Liquides | L7 | Fioul lourd, gazole/diesel, autres produits pétroliers | 89 | 84 | 81 | 85 | 80 | 77
| L8 | Bioliquides, y compris le biométhanol, bioéthanol, biobutanol, biodiesel et autres | 89 | 84 | 81 | 85 | 80 | 77
| L9 | Déchets liquides, y compris les déchets biodégradables et non renouvelables (y compris suif, graisse et drêches) | 80 | 75 | 72 | 75 | 70 | 67
| Matières gazeuses | G10 | Gaz naturel, GPL, GNL et biométhane | 90 | 85 | 82 | 92 | 87 | 84
| G11 | Gaz de raffinerie, hydrogène et gaz de synthèse | 89 | 84 | 81 | 90 | 85 | 82
| G12 | Biogaz issu de la digestion anaérobie, des décharges et du traitement des eaux usées | 70 | 65 | 62 | 80 | 75 | 72
| G13 | Gaz de cokerie, gaz de haut-fourneau, gaz de mine, et autres gaz récupérés (à l’exclusion des gaz de raffinerie) | 80 | 75 | 72 | 80 | 75 | 72
| Autres | O14 | Chaleur perdue (y compris gaz d’échappement issus de procédés haute température, produit d’une réaction chimique exothermique) | — | — | — | 92 | 87 | —