Règlement d’exécution (UE) 2025/2547 de la Commission du 10 décembre 2025 portant modalités d’application du règlement (UE) 2023/956 du Parlement européen et du Conseil en ce qui concerne les méthodes de calcul des émissions intrinsèques des marchandises

ANNEXE I

Définitions, unité fonctionnelle et limites du système

1. DÉFINITIONS

Aux fins de la présente annexe et des annexes II à VII de la présente décision, on entend par:

1)

«incertitude»: un paramètre associé au résultat de la détermination d’une grandeur et exprimé en pourcentage, qui caractérise la dispersion des valeurs qui pourraient raisonnablement être attribuées à la grandeur en question, compte tenu des effets de facteurs aussi bien systématiques qu’aléatoires, et qui décrit un intervalle de confiance autour de la valeur moyenne dans lequel sont comprises 95 % des valeurs estimées, compte tenu d’une éventuelle asymétrie de la distribution des valeurs;

2)	«émissions de combustion»: les émissions de gaz à effet de serre survenant lors de la réaction exothermique d’un combustible avec l’oxygène;

3)	«facteur d’émission»: le taux moyen d’émission d’un gaz à effet de serre rapporté aux données d’activité d’un flux, dans l’hypothèse d’une oxydation complète dans le cas de la combustion et d’une conversion complète pour toutes les autres réactions chimiques;

4)

«facteur d’oxydation»: le rapport entre le carbone oxydé en CO2 du fait de la combustion, et le carbone total contenu dans le combustible, exprimé sous forme de fraction, le monoxyde de carbone (CO) émis dans l’atmosphère étant considéré comme la quantité molaire équivalente de dioxyde de carbone (CO2);

5)

«facteur de conversion»: la quantité de carbone émise sous forme de CO2 rapportée à la quantité totale de carbone contenue dans le flux avant que le processus d’émission ne débute, exprimée sous forme de fraction, le CO émis dans l’atmosphère étant considéré comme la quantité molaire équivalente de CO2;

6)

«précision»: le degré de concordance entre le résultat d’une mesure et la valeur réelle de la grandeur à mesurer ou une valeur de référence déterminée de manière empirique au moyen de matériels d’étalonnage et de méthodes normalisées reconnus à l’échelle internationale et traçables, compte tenu à la fois des facteurs aléatoires et systématiques;

7)

«étalonnage»: l’ensemble des opérations qui déterminent, dans des conditions données, les rapports entre les valeurs indiquées par un instrument ou un système de mesure, ou les valeurs représentées par une mesure matérialisée ou un matériel de référence, et les valeurs correspondantes d’une grandeur découlant d’une norme de référence;

8)	«prudent»: un ensemble d’hypothèses défini de manière à éviter toute sous-estimation des émissions déclarées ou toute surestimation de la production de chaleur, d’électricité ou de marchandises;

9)

«biomasse»: la biomasse au sens de l’article 2, point 24), de la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil (1); elle englobe les bioliquides et les biocarburants tels qu’ils sont définis à l’article 2, points 32) et 33), les combustibles ou carburants issus de la biomasse tels qu’ils sont définis à l’article 2, point 27), et le biogaz tel qu’il est défini à l’article 2, point 28), de la directive (UE) 2018/2001;

10)	«déchets»: toute substance ou tout objet dont le détenteur se défait ou dont il a l’intention ou l’obligation de se défaire, à l’exclusion des substances qui ont été délibérément modifiées ou contaminées pour répondre à cette définition;

11)	«résidu»: une substance qui n’est pas le produit fini qu’un procédé de production cherche directement à produire; il ne s’agit pas de l’objectif premier du procédé de production et celui-ci n’a pas été délibérément modifié pour l’obtenir;

12)	«résidus de l’agriculture, de l’aquaculture, de la pêche et de la sylviculture»: les résidus qui sont directement générés par l’agriculture, l’aquaculture, la pêche et la sylviculture, et qui n’incluent pas les résidus issus d’industries connexes ou de la transformation;

13)

«contrôle métrologique légal»: le contrôle, exercé par une autorité publique ou une autorité de régulation, des fonctions de mesurage aux fins de l’application d’un instrument de mesure, pour des raisons d’intérêt, de santé, de sécurité et d’ordre publics, de protection de l’environnement, de perception de taxes et de droits, de protection des consommateurs et de loyauté des transactions commerciales;

14)	«activités de gestion du flux de données»: les activités liées à l’acquisition, au traitement et à la gestion des données qui sont nécessaires pour établir une déclaration d’émissions à partir de données issues de sources primaires;

15)	«pouvoir calorifique inférieur» (PCI): la quantité spécifique d’énergie libérée sous forme de chaleur lors de la combustion complète d’un combustible ou d’une matière en présence d’oxygène dans des conditions normalisées, compte non tenu de la chaleur de vaporisation de l’eau éventuellement formée;

16)

«émissions de procédé»: les émissions de gaz à effet de serre autres que les émissions de combustion résultant de réactions intentionnelles et non intentionnelles entre les substances ou de leur transformation, lorsque l’objectif principal est autre que la production de chaleur, issues notamment des procédés suivants: a) la réduction chimique, électrolytique ou pyrométallurgique de composés métalliques présents dans des minerais, des concentrés et des matières secondaires; b) l’élimination des impuretés présentes dans les métaux et les composés métalliques; c) la décomposition des carbonates, y compris ceux utilisés pour l’épuration des effluents gazeux; d) les synthèses chimiques de produits et d’intermédiaires dans lesquelles la matière carbonée participe à la réaction; e) l’utilisation d’additifs ou de matières premières contenant du carbone; f) la réduction chimique ou électrolytique d’oxydes métalloïdes ou d’oxydes non métalliques, tels que les oxydes de silicium et les phosphates;

17)	«lot»: une quantité de combustible ou de matière échantillonnée de manière représentative et caractérisée et transférée en un seul chargement ou de manière continue pendant une période donnée;

18)	«matière mixte»: une matière contenant à la fois de la biomasse et du carbone fossile;

19)	«facteur d’émission préliminaire»: le facteur d’émission total présumé d’un combustible ou d’une matière, évalué d’après la teneur en carbone de sa fraction issue de la biomasse et de sa fraction fossile, avant multiplication par la fraction fossile pour donner le facteur d’émission;

20)	«fraction fossile»: la part de carbone fossile dans la quantité totale de carbone contenue dans un combustible ou une matière, exprimée sous la forme d’une fraction;

21)	«fraction issue de la biomasse»: la part de carbone issu de la biomasse dans la quantité totale de carbone contenue dans un combustible ou une matière, exprimée sous la forme d’une fraction;

22)

«mesure continue des émissions»: un ensemble d’opérations ayant pour but de déterminer la valeur d’une grandeur au moyen de mesures périodiques sous la forme de mesures in situ au niveau de la cheminée ou de procédures extractives au moyen d’un instrument de mesure situé à proximité de la cheminée, à l’exclusion des méthodes de mesure fondées sur le prélèvement d’échantillons isolés dans la cheminée;

23)	«CO2 intrinsèque»: le CO2 qui entre dans la composition d’un flux;

24)	«carbone fossile»: le carbone inorganique et le carbone organique non issu de la biomasse;

25)	«point de mesure»: la source d’émission pour laquelle des systèmes de mesure continue des émissions (SMCE) sont utilisés pour mesurer les émissions, ou la section d’un pipeline pour laquelle le débit de CO2 est déterminé au moyen de systèmes de mesure continue;

26)	«émissions fugitives»: les émissions irrégulières ou non intentionnelles à partir de sources qui ne sont pas localisées ou qui sont trop disparates ou trop petites pour faire l’objet d’une surveillance individuelle;

27)	«conditions standard»: une température de 273,15 K et une pression de 101 325 Pa définissant des normomètres cubes (Nm3);

28)	«variables représentatives»: des valeurs annuelles corroborées de manière empirique ou provenant de sources reconnues, qui sont utilisées par un exploitant pour remplacer un ensemble de données afin de garantir l’exhaustivité de la déclaration;

29)

«chaleur mesurable»: un flux thermique net transporté dans des canalisations ou des conduits identifiables au moyen d’un milieu caloporteur tel que, notamment, la vapeur, l’air chaud, l’eau, l’huile, les métaux et les sels liquides, pour lequel un compteur d’énergie thermique est installé ou pourrait l’être;

30)	«compteur d’énergie thermique»: un compteur d’énergie thermique ou tout autre dispositif conçu pour mesurer et enregistrer la quantité d’énergie thermique produite sur la base des volumes et des températures des flux;

31)	«chaleur non mesurable»: toute chaleur autre que la chaleur mesurable;

32)	«gaz résiduaire»: un gaz contenant du carbone incomplètement oxydé à l’état gazeux dans les conditions standard, qui résulte d’un des procédés énumérés au point 16);

33)	«procédé multifonctionnel»: un procédé qui permet de produire plusieurs extrants ou dont les extrants entrent dans plusieurs procédés de production;

34)	«coproduit»: deux produits ou plus résultant du même procédé de production;

35)	«marchandise non couverte par le MACF»: toute marchandise produite dans l’installation qui n’est pas énumérée à l’annexe I du règlement (UE) 2023/956;

36)

«ensemble de données»: un seul type de données se rapportant, selon le cas, à l’installation ou au procédé de production, parmi les données suivantes: a) la quantité de combustible ou de matière consommée ou produite par un procédé de production selon qu’il convient pour la méthode fondée sur le calcul, exprimée en térajoules, en masse en tonnes ou, pour les gaz, en volume en normomètres cubes, suivant le cas, y compris pour les gaz résiduaires; b) un facteur de calcul; c) la quantité nette de chaleur mesurable et les paramètres nécessaires à sa détermination, notamment: — le débit massique du milieu caloporteur, et — l’enthalpie du milieu caloporteur transmis et restitué, telle que spécifiée par composition, température, pression et saturation; d) les quantités de chaleur non mesurable, spécifiées par les quantités de combustibles utilisées pour produire de la chaleur, ainsi que par le PCI de la combinaison de combustibles; e) les quantités d’électricité; f) les quantités de CO2 transféré entre installations; g) les quantités de précurseurs reçus en dehors du processus de production, et leurs paramètres pertinents, tels que le pays d’origine, le mode de production utilisé, les émissions directes et indirectes spécifiques;

37)	«exigences minimales»: les méthodes de surveillance faisant appel au minimum d’efforts admis pour déterminer les données afin d’obtenir des données d’émission acceptables aux fins du règlement (UE) 2023/956;

38)	«améliorations recommandées»: les méthodes de surveillance dont il a été établi qu’elles garantissent des données plus précises ou moins susceptibles d’engendrer des erreurs que la simple application des exigences minimales;

39)	«système de contrôle»: l’évaluation des risques réalisée par l’exploitant et l’ensemble des activités de contrôle, y compris la gestion continue de celles-ci, qu’un exploitant a établies, documentées, mises en œuvre et tenues à jour conformément à l’annexe II, point A.2.

2. MISE EN CORRESPONDANCE DES CODES NC ET DES CATÉGORIES AGRÉGÉES DE MARCHANDISES

Le tableau 1 figurant dans ce point définit les catégories agrégées de marchandises pour chaque code NC énuméré à l’annexe I du règlement (UE) 2023/956. Ces catégories servent à définir les limites du système des procédés de production correspondant aux marchandises énumérées à l’annexe I dudit règlement.

Tableau 1

Mise en correspondance des codes NC et des catégories agrégées de marchandises

Code NC	Catégorie agrégée de marchandises	Gaz à effet de serre
Ciment
2507 00 80 – Autres argiles kaoliniques	Argile calcinée	Dioxyde de carbone
2523 10 00 – Ciments non pulvérisés dits «clinkers»	Ciments non pulvérisés dits «clinkers»	Dioxyde de carbone
2523 21 00 – Ciments Portland blancs, même colorés artificiellement 2523 29 00 – Autres ciments Portland 2523 90 00 – Autres ciments hydrauliques	Ciment	Dioxyde de carbone
2523 30 00 – Ciments alumineux	Ciments alumineux	Dioxyde de carbone
Électricité
2716 00 00 – Énergie électrique	Électricité	Dioxyde de carbone
Engrais
2808 00 00 – Acide nitrique; acides sulfonitriques	Acide nitrique	Dioxyde de carbone et protoxyde d’azote
3102 10 – Urée, même en solution aqueuse	Urée	Dioxyde de carbone
2814 – Ammoniac anhydre ou en solution aqueuse (ammoniaque)	Ammoniac	Dioxyde de carbone
2834 21 00 – Nitrates de potassium 3102 – Engrais minéraux ou chimiques azotés excepté 3102 10 (Urée) 3105 – Engrais minéraux ou chimiques contenant deux ou trois des éléments fertilisants: azote, phosphore et potassium; autres engrais – Exception: 3105 60 00 – Engrais minéraux ou chimiques contenant les deux éléments fertilisants: phosphore et potassium	Engrais mélangés	Dioxyde de carbone et protoxyde d’azote
Fonte, fer et acier
2601 12 00 – Minerais de fer agglomérés et leurs concentrés, autres que les pyrites de fer grillées	Minerai aggloméré	Dioxyde de carbone
7201 – Fontes brutes et fontes spiegel en gueuses, saumons ou autres formes primaires Certains produits sous 7205 (Grenailles et poudres de fonte brute, de fonte spiegel, de fer ou d’acier) peuvent être inclus ici	Fontes brutes	Dioxyde de carbone
7202 1 – Ferromanganèse	FeMn	Dioxyde de carbone
7202 4 – Ferrochrome	FeCr	Dioxyde de carbone
7202 6 – Ferronickel	FeNi	Dioxyde de carbone
7203 – Produits ferreux obtenus par réduction directe des minerais de fer et autres produits ferreux spongieux	Fer de réduction directe	Dioxyde de carbone
7206 – Fer et aciers non alliés en lingots ou autres formes primaires, à l’exclusion du fer du no 7203 7207 – Demi-produits en fer ou en aciers non alliés 7218 – Aciers inoxydables en lingots ou autres formes primaires; demi-produits en aciers inoxydables 7224 – Autres aciers alliés en lingots ou autres formes primaires; demi-produits en autres aciers alliés	Acier brut	Dioxyde de carbone
7205 – Grenailles et poudres de fonte brute, de fonte spiegel, de fer ou d’acier (si non couverts dans la catégorie «fontes brutes») 7208 – Produits laminés plats, en fer ou en aciers non alliés, d’une largeur de 600 mm ou plus, laminés à chaud, non plaqués ni revêtus: 7209 – Produits laminés plats, en fer ou en aciers non alliés, d’une largeur de 600 mm ou plus, laminés à froid, non plaqués ni revêtus 7210 – Produits laminés plats, en fer ou en aciers non alliés, d’une largeur de 600 mm ou plus, plaqués ou revêtus 7211 – Produits laminés plats, en fer ou en aciers non alliés, d’une largeur inférieure à 600 mm, non plaqués ni revêtus 7212 – Produits laminés plats, en fer ou en aciers non alliés, d’une largeur inférieure à 600 mm, plaqués ou revêtus 7213 – Fil machine en fer ou en aciers non alliés 7214 – Barres en fer ou en aciers non alliés, simplement forgées, laminées ou filées à chaud ainsi que celles ayant subi une torsion après laminage 7215 – Autres barres en fer ou en aciers non alliés 7216 – Profilés en fer ou en aciers non alliés 7217 – Fils en fer ou en aciers non alliés 7219 – Produits laminés plats en aciers inoxydables, d’une largeur de 600 mm ou plus 7220 – Produits laminés plats en aciers inoxydables, d’une largeur inférieure à 600 mm 7221 – Fil machine en aciers inoxydables 7222 – Barres et profilés en aciers inoxydables 7223 – Fils en aciers inoxydables 7225 – Produits laminés plats en autres aciers alliés, d’une largeur de 600 mm ou plus 7226 – Produits laminés plats en autres aciers alliés, d’une largeur inférieure à 600 mm 7227 – Fil machine en autres aciers alliés 7228 – Barres et profilés en autres aciers alliés; barres creuses pour le forage en aciers alliés ou non alliés 7229 – Fils en autres aciers alliés 7301 – Palplanches en fer ou en acier, même percées ou faites d’éléments assemblés; profilés obtenus par soudage, en fer ou en acier 7302 – Éléments de voies ferrées, en fonte, fer ou acier: rails, contre-rails et crémaillères, aiguilles, pointes de cœur, tringles d’aiguillage et autres éléments de croisement ou changement de voies, traverses, éclisses, coussinets, coins, selles d’assise, plaques de serrage, plaques et barres d’écartement et autres pièces spécialement conçues pour la pose, le jointement ou la fixation des rails 7303 – Tubes, tuyaux et profilés creux, en fonte 7304 – Tubes, tuyaux et profilés creux, sans soudure, en fer ou en acier 7305 – Autres tubes et tuyaux (soudés ou rivés, par exemple), de section circulaire, d’un diamètre extérieur excédant 406,4 mm, en fer ou en acier 7306 – Autres tubes, tuyaux et profilés creux (soudés, rivés, agrafés ou à bords simplement rapprochés, par exemple), en fer ou en acier 7307 – Accessoires de tuyauterie (raccords, coudes, manchons, par exemple), en fonte, fer ou acier 7308 – Constructions et parties de constructions (ponts et éléments de ponts, portes d’écluses, tours, pylônes, piliers, colonnes, charpentes, toitures, portes et fenêtres et leurs cadres, chambranles et seuils, rideaux de fermeture, balustrades, par exemple), en fonte, fer ou acier, à l’exception des constructions préfabriquées du no 9406 ; tôles, barres, profilés, tubes et similaires, en fonte, fer ou acier, préparés en vue de leur utilisation dans la construction 7309 – Réservoirs, foudres, cuves et récipients similaires pour toutes matières (à l’exception des gaz comprimés ou liquéfiés), en fonte, fer ou acier, d’une contenance excédant 300 l, sans dispositifs mécaniques ou thermiques, même avec revêtement intérieur ou calorifuge 7310 – Réservoirs, fûts, tambours, bidons, boîtes et récipients similaires, pour toutes matières (à l’exception des gaz comprimés ou liquéfiés), en fonte, fer ou acier, d’une contenance n’excédant pas 300 l, sans dispositifs mécaniques ou thermiques, même avec revêtement intérieur ou calorifuge 7311 – Récipients pour gaz comprimés ou liquéfiés, en fonte, fer ou acier 7318 – Vis, boulons, écrous, tire-fond, crochets à pas de vis, rivets, goupilles, clavettes, rondelles (y compris les rondelles destinées à faire ressort) et articles similaires, en fonte, fer ou acier 7326 – Autres ouvrages en fer ou en acier	Produits en fonte ou en acier	Dioxyde de carbone
Aluminium
7601 – Aluminium sous forme brute	Aluminium sous forme brute	Dioxyde de carbone et hydrocarbures perfluorés
7603 – Poudres et paillettes d’aluminium 7604 – Barres et profilés en aluminium 7605 – Fils en aluminium 7606 – Tôles et bandes en aluminium, d’une épaisseur excédant 0,2 mm 7607 – Feuilles et bandes minces en aluminium (même imprimées ou fixées sur papier, carton, matières plastiques ou supports similaires) d’une épaisseur n’excédant pas 0,2 mm (support non compris) 7608 – Tubes et tuyaux en aluminium 7609 00 00 – Accessoires de tuyauterie (raccords, coudes, manchons, par exemple), en aluminium 7610 – Constructions et parties de constructions (ponts et éléments de ponts, tours, pylônes, piliers, colonnes, charpentes, toitures, portes et fenêtres et leurs cadres, chambranles et seuils, balustrades, par exemple), en aluminium, à l’exception des constructions préfabriquées du no 9406 ; tôles, barres, profilés, tubes et similaires, en aluminium, préparés en vue de leur utilisation dans la construction 7611 00 00 Réservoirs, foudres, cuves et récipients similaires pour toutes matières (à l’exception des gaz comprimés ou liquéfiés), en aluminium, d’une contenance excédant 300 l, sans dispositifs mécaniques ou thermiques, même avec revêtement intérieur ou calorifuge 7612 – Réservoirs, fûts, tambours, bidons, boîtes et récipients similaires en aluminium (y compris les étuis tubulaires rigides ou souples), pour toutes matières (à l’exception des gaz comprimés ou liquéfiés), d’une contenance n’excédant pas 300 l, sans dispositifs mécaniques ou thermiques, même avec revêtement intérieur ou calorifuge 7613 00 00 – Récipients en aluminium pour gaz comprimés ou liquéfiés 7614 – Torons, câbles, tresses et similaires, en aluminium, non isolés pour l’électricité 7616 – Autres ouvrages en aluminium	Produits en aluminium	Dioxyde de carbone et hydrocarbures perfluorés
Substances chimiques
2804 10 00 – Hydrogène	Hydrogène	Dioxyde de carbone

3. UNITÉS FONCTIONNELLES ET LIMITES DU SYSTÈME

3.1. Règles transsectorielles

Les émissions intrinsèques spécifiques sont calculées comme étant les émissions du procédé de production et, pour les marchandises complexes, les émissions intrinsèques des précurseurs servant à produire l’unité fonctionnelle de la marchandise au cours de la période de déclaration.

Les limites du système sont définies par catégorie agrégée de marchandises et couvrent les émissions directes, les émissions indirectes résultant de la consommation d’électricité, le cas échéant au titre du règlement (UE) 2023/956, émises par tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production, ainsi que les émissions intrinsèques des précurseurs, que ces précurseurs soient produits dans l’installation ou obtenus auprès d’une autre installation. Outre ces règles générales, les détails spécifiques de chaque catégorie agrégée de marchandises sont exposés aux points 3.2 à 3.19. Toute marchandise MACF produite au moyen d’un mode de production non énuméré aux points 3.2 à 3.19 est soumise aux règles transsectorielles décrites au présent point et aux règles sectorielles si le mode de production est une combinaison des modes de production énumérés aux points 3.2 à 3.19.

L’achat et l’entretien des infrastructures et des équipements sont exclus des limites du système.

Lorsque le procédé de production de marchandises complexes énumérées à l’annexe II du règlement (UE) 2023/956 comprend un ou plusieurs précurseurs énumérés dans ladite annexe, les émissions indirectes de ces précurseurs seront prises en compte dans le calcul des émissions intrinsèques des marchandises complexes. Lorsque le procédé de production de marchandises complexes non énumérées dans ladite annexe comprend un ou plusieurs précurseurs énumérés dans ladite annexe, les émissions indirectes de ces précurseurs ne seront pas prises en compte dans le calcul des émissions intrinsèques des marchandises complexes.

3.2. Argile calcinée

3.2.1. Dispositions particulières

Néant.

3.2.2. Limites du système

Pour l’argile calcinée, la surveillance des émissions directes englobe:

—	tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production, tels que la préparation des matières premières, le mélange, le séchage et la calcination, et l’épuration des gaz de combustion,

—	les émissions de CO2 résultant de la combustion de combustibles ainsi que celles liées aux matières premières, le cas échéant.

3.3. Ciments non pulvérisés dits «clinkers»

3.3.1. Dispositions particulières

Aucune distinction n’est faite entre le clinker de ciment gris et de ciment blanc.

3.3.2. Limites du système

Pour les ciments non pulvérisés dits «clinkers», la surveillance des émissions directes tient compte:

—

de la calcination du calcaire et d’autres carbonates contenus dans les matières premières, les combustibles fossiles classiques alimentant les fours, les combustibles fossiles et matières premières de substitution alimentant les fours, les combustibles issus de la biomasse alimentant les fours (par exemple, les combustibles dérivés de déchets), les combustibles non destinés à alimenter les fours, le carbone non issu de carbonates contenu dans les matières premières, ou d’autres matières premières (comme les cendres volantes) entrant dans la composition de la farine crue dans le four et les matières premières utilisées pour l’épuration des effluents gazeux,

—	des dispositions supplémentaires du point B.9.2 de l’annexe II.

3.4. Ciment

3.4.1. Dispositions particulières

Néant.

3.4.2. Limites du système

Pour le ciment, la surveillance des émissions directes tient compte:

—	de tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production, lorsqu’il y a lieu pour le séchage des matières.

3.5. Ciments alumineux

3.5.1. Dispositions particulières

Néant.

3.5.2. Limites du système

Pour les ciments alumineux, la surveillance des émissions directes tient compte:

—	de tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production dans lesquels du combustible est brûlé,

—	des émissions de procédé résultant des carbonates contenus dans les matières premières, le cas échéant, et de l’épuration des gaz de combustion.

3.6. Hydrogène

3.6.1. Dispositions particulières

Seule la production d’hydrogène pur ou de mélanges d’hydrogène avec de l’azote utilisables dans la production de l’ammoniac est prise en considération. Il n’est pas tenu compte de la consommation de gaz de synthèse ou d’hydrogène en tant que précurseur dans des raffineries ou des installations de produits chimiques organiques, lorsque l’hydrogène est utilisé exclusivement dans ces centrales et n’est pas utilisé pour la production des marchandises énumérées à l’annexe I du règlement (UE) 2023/956.

3.6.2. Limites du système

3.6.2.1. Reformage à la vapeur et oxydation partielle

Pour ces modes de production, la surveillance des émissions directes tient compte:

—	de tous les procédés directement ou indirectement liés à la production d’hydrogène et à la séparation de l’hydrogène et du monoxyde de carbone, ainsi que de l’épuration des gaz de combustion,

—	de tous les combustibles utilisés dans le procédé de production de l’hydrogène, qu’ils soient utilisés ou non à des fins énergétiques, ainsi que les combustibles utilisés dans d’autres procédés de combustion, y compris pour la production d’eau chaude ou de vapeur.

3.6.2.2. Vapocraquage

Pour ce mode de production, la surveillance des émissions directes tient compte:

—	de tous les procédés directement liés à la production d’hydrogène,

—	de tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production, ainsi que de l’épuration des gaz de combustion.

3.7. Ammoniaque

3.7.1. Dispositions particulières

Néant.

3.7.2. Limites du système

3.7.2.1. Procédé de Haber-Bosch avec reformage à la vapeur de gaz naturel ou de biogaz

Pour ce mode de production, la surveillance des émissions directes englobe:

—	tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production, ainsi que l’épuration des gaz de combustion,

—	tous les combustibles devant être surveillés, indépendamment de leur utilisation comme matière entrante énergétique ou non énergétique,

—	lorsque du biogaz est utilisé, les dispositions du point B.3.3 de l’annexe II.

3.7.2.2. Procédé de Haber-Bosch avec gazéification de charbon ou d’autres combustibles

Ce mode de production s’applique lorsque de l’hydrogène est produit par gazéification de charbon, de combustibles lourds de raffinerie ou d’autres matières premières fossiles. Les matières entrantes peuvent inclure de la biomasse, pour laquelle les dispositions du point B.3.3 de l’annexe II sont prises en considération.

Pour ce mode de production, la surveillance des émissions directes englobe:

—	tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production, ainsi que l’épuration des gaz de combustion,

—	tout apport de combustible qui est surveillé comme un flux de combustible, indépendamment de son utilisation comme matière entrante énergétique ou non énergétique.

3.8. Acide nitrique

3.8.1. Dispositions particulières

Néant.

3.8.2. Limites du système

Pour l’acide nitrique, la surveillance des émissions directes tient compte:

—	de tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production, ainsi que de l’épuration des gaz de combustion,

—	de toutes les sources émettant du N2O dans le cadre des procédés de production, y compris les émissions avec ou sans dispositif d’atténuation. Les émissions de N2O résultant de la combustion de combustibles sont exclues de la surveillance.

3.9. Urée

3.9.1. Dispositions particulières

Néant.

3.9.2. Limites du système

Pour l’urée, la surveillance des émissions directes tient compte:

—	de tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production, ainsi que de l’épuration des gaz de combustion,

—	du fait que lorsque du CO2 est reçu d’une autre installation comme matière entrante, le CO2 reçu est considéré comme une émission, s’il n’est pas déjà compté comme émission de l’installation où le CO2 a été produit.

3.10. Engrais mélangés

3.10.1. Dispositions particulières

Ce point s’applique à la production de tous les types d’engrais contenant de l’azote, y compris le nitrate d’ammonium, l’ammonitrate granulé, le sulfate d’ammonium, les phosphates d’ammonium, le mélange d’urée et de nitrate d’ammonium, ainsi que les engrais à base d’azote-phosphore (NP), d’azote-potassium (NK) et d’azote-phosphore-potassium (NPK). Tous les types d’opérations sont inclus tels que le mélange, la neutralisation, la granulation, la solidification, qu’il s’agisse d’un simple mélange physique ou de réactions chimiques.

Les quantités des différents composés azotés contenus dans le produit final sont consignées conformément au règlement (UE) 2019/1009 du Parlement européen et du Conseil (2):

—	la teneur en N sous forme d’ammoniac (NH4 +),

—	la teneur en N sous forme de nitrate (NO3 –),

—	la teneur en N sous forme d’urée,

—	la teneur en N sous d’autres formes (organiques).

3.10.2. Limites du système

Pour les engrais mélangés, la surveillance des émissions directes englobe:

—	tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production, tels que le séchage et le chauffage des matières premières, et l’épuration des gaz de combustion.

3.11. Minerai aggloméré

3.11.1. Dispositions particulières

Cette catégorie agrégée de marchandises inclut tous les types de production de boulettes de minerai de fer (pour la vente de boulettes ainsi que pour utilisation directe dans la même installation) et de production de sinters. Dans la mesure couverte par le code NC 2601 12 00 , les minerais de fer utilisés comme précurseurs pour le ferrochrome (FeCr), le ferromanganèse (FeMn) ou le ferronickel (FeNi) peuvent également être pris en considération.

3.11.2. Limites du système

Pour le minerai aggloméré, la surveillance des émissions directes englobe:

—	tous les procédés émettant du CO2 associé à des matières telles que le calcaire et autres carbonates ou minerais carbonatés,

—

tous les procédés émettant du CO2 issu de tous les combustibles y compris le coke, les effluents gazeux tels que le gaz de cokerie, le gaz de haut-fourneau ou le gaz de convertisseur; les combustibles directement ou indirectement liés au procédé de production, et les matières utilisées pour l’épuration des gaz de combustion.

3.12. FeMn (ferromanganèse), FeCr (ferrochrome) et FeNi (ferronickel)

3.12.1. Dispositions particulières

Ce procédé couvre uniquement la production des alliages recensés sous les codes NC 7202 1, 7202 4 et 7202 6. Les autres matières ferreuses à teneur importante en alliage telles que les fontes spiegel ne sont pas couvertes. La fonte brute de nickel est incluse si la teneur en nickel est supérieure à 10 %.

Lorsque des gaz résiduaires ou autres effluents gazeux sont émis sans dispositif d’atténuation, le CO contenu dans les gaz résiduaires sont considérés comme étant l’équivalent molaire des émissions de CO2.

3.12.2. Limites du système

Pour le FeMn, le FeCr et le FeNi, la surveillance des émissions directes englobe:

—	tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production émettant des émissions de CO2 résultant de la consommation de combustibles, indépendamment de leur utilisation énergétique ou non énergétique,

—	tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production émettant des émissions de CO2 issues de matières entrantes telles que du calcaire ou résultant de l’épuration des gaz de combustion,

—	de tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production émettant des émissions de CO2 résultant de la consommation d’électrodes ou de pâtes à électrode,

—	le carbone qui reste dans le produit ou en scories ou en déchets est pris en compte en utilisant une méthode du bilan massique conformément au point B.3.2 de l’annexe II.

3.13. Fonte brute

3.13.1. Dispositions particulières

Cette catégorie agrégée de marchandises inclut les fontes brutes non alliées provenant de hauts-fourneaux ainsi que les fontes brutes alliées (fontes spiegel, par exemple), indépendamment de la forme physique (lingots, granulés, par exemple). La fonte brute de nickel est incluse si la teneur en nickel est inférieure à 10 %. Dans les usines sidérurgiques intégrées, la fonte brute liquide («métal chaud») directement chargée dans le convertisseur d’oxygène est le produit qui sépare le procédé de production de la fonte brute du procédé de production de l’acier brut. Lorsque l’installation ne vend pas ou ne transfère pas de fontes brutes vers d’autres installations, un procédé de production conjoint comprenant de l’acier brut peut être mis en place sous réserve des règles de l’article 4.

3.13.2. Limites du système

3.13.2.1. Filière hauts-fourneaux

Pour ce mode de production, la surveillance des émissions directes englobe:

—

tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production émettant du CO2 issu de combustibles et d’agents réducteurs tels que le coke, la poussière de coke, le charbon, le fioul, les déchets de matières plastiques, le gaz naturel, les déchets ligneux, le charbon de bois, ainsi que de gaz résiduaires tels que le gaz de cokerie, le gaz de haut-fourneau ou le gaz de convertisseur,

—	lorsque de la biomasse est utilisée, les dispositions du point B.3.3 de l’annexe II sont prises en considération,

—	tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production émettant du CO2 associé à des matières telles que le calcaire, la magnésite et autres carbonates, les minerais carbonatés; les matières utilisées pour l’épuration des gaz de combustion,

—	le carbone qui reste dans le produit ou en scories ou en déchets est pris en compte en utilisant une méthode du bilan massique conformément au point B.3.2 de l’annexe II.

3.13.2.2. Fusion réductrice

Pour ce mode de production, la surveillance des émissions directes englobe:

—

tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production émettant du CO2 issu de combustibles et d’agents réducteurs tels que le coke, la poussière de coke, le charbon, le fioul, les déchets de matières plastiques, le gaz naturel, les déchets ligneux, le charbon de bois, les gaz résiduaires issus du procédé ou le gaz de convertisseur,

—	lorsque de la biomasse est utilisée, les dispositions du point B.3.3 de l’annexe II sont prises en considération,

—	tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production émettant du CO2 associé à des matières telles que le calcaire, la magnésite et autres carbonates, les minerais carbonatés; les matières utilisées pour l’épuration des gaz de combustion,

—	le carbone qui reste dans le produit ou en scories ou en déchets est pris en compte en utilisant une méthode du bilan massique conformément au point B.3.2 de l’annexe II.

3.14. Fer de réduction directe

3.14.1. Dispositions particulières

Un seul mode de production est défini, bien que différentes technologies puissent utiliser différentes qualités de minerais, qui peuvent nécessiter la pelletisation ou le frittage, et différents agents réducteurs (gaz naturel, différents combustibles fossiles ou biomasse, hydrogène). Par conséquent, le minerai aggloméré ou l’hydrogène peuvent être pertinents en tant que précurseurs. En tant que produits, la tournure de fer, le fer aggloméré à chaud ou d’autres formes de fer de réduction directe peuvent être pertinents, y compris le fer de réduction directe alimentant directement des fours électriques à arc ou d’autres procédés en aval.

Lorsque l’installation ne vend pas ou ne transfère pas de fer de réduction directe à d’autres installations, un procédé de production conjoint comprenant de l’acier peut être mis en place sous réserve des règles de l’article 4.

3.14.2. Limites du système

Pour ce mode de production, la surveillance des émissions directes englobe:

—	tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production émettant du CO2 issu de combustibles et d’agents réducteurs tels que le charbon, le gaz naturel, le fioul, les gaz résiduaires issus du procédé ou le gaz de convertisseur, etc.,

—	lorsque du biogaz ou d’autres formes de biomasse sont utilisés, les dispositions du point B.3.3 de l’annexe II sont prises en considération,

—	tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production émettant du CO2 associé à des matières telles que le calcaire, la magnésite et autres carbonates, les minerais carbonatés, les matières utilisées pour l’épuration des gaz de combustion,

—	le carbone qui reste dans le produit ou en scories ou en déchets est pris en compte en utilisant une méthode du bilan massique conformément au point B.3.2 de l’annexe III.

3.15. Acier brut

3.15.1. Dispositions particulières

Les limites du système couvrent l’ensemble des activités et unités nécessaires pour obtenir de l’acier brut:

—

si le procédé commence avec du métal chaud (fonte brute liquide), les limites du système comprennent le convertisseur d’oxygène, le dégazage par le vide, la métallurgie secondaire, la décarburation à l’argon et à l’oxygène/la décarburation à l’oxygène par le vide, la coulée continue ou la coulée en lingotières, le cas échéant le laminage à chaud ou le forgeage à chaud, ainsi que l’ensemble des activités auxiliaires nécessaires telles que les transferts, le réchauffage et l’épuration des gaz de combustion,

—

si le procédé utilise un four électrique à arc, les limites du système comprennent l’ensemble des activités et unités pertinentes telles que le four électrique à arc en tant que tel, la métallurgie secondaire, le dégazage par le vide, la décarburation à l’argon et à l’oxygène/la décarburation à l’oxygène par le vide, la coulée continue ou la coulée en lingotières, le cas échéant le laminage à chaud ou le forgeage à chaud, ainsi que l’ensemble des activités auxiliaires nécessaires telles que les transferts, le chauffage des matières premières et de l’équipement, le réchauffage et l’épuration des gaz de combustion,

—

seuls le laminage à chaud primaire et le dégrossissage par forgeage pour obtenir des produits semi-finis relevant des codes NC 7207 , 7218 et 7224 sont inclus dans cette catégorie agrégée de marchandises. Tous les autres procédés de laminage et de forgeage sont inclus dans la catégorie agrégée de marchandises «produits en fonte, fer ou acier».

3.15.2. Limites du système

3.15.2.1. Aciérie à l’oxygène

Pour ce mode de production, la surveillance des émissions directes englobe:

—	tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production émettant du CO2 issu de combustibles tels que le charbon, le gaz naturel, le fioul, les gaz résiduaires tels que le gaz de haut-fourneau, le gaz de cokerie ou le gaz de convertisseur,

—	tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production émettant du CO2 associé à des matières telles que le calcaire, la magnésite et autres carbonates, les minerais carbonatés; les matières utilisées pour l’épuration des gaz de combustion,

—	le carbone qui entre dans le procédé sous forme de ferraille, d’alliages, de graphite ou autre, et le carbone qui reste dans le produit ou en scories ou en déchets sont pris en compte en utilisant une méthode du bilan massique conformément au point B.3.2 de l’annexe III.

3.15.2.2. Four électrique à arc

Pour ce mode de production, la surveillance des émissions directes tient compte:

—	de tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production émettant du CO2 issu de combustibles tels que le charbon, le gaz naturel, le fioul, ainsi que des gaz résiduaires tels que le gaz de haut-fourneau, le gaz de cokerie ou le gaz de convertisseur,

—	de tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production émettant du CO2 résultant de la consommation d’électrodes et de pâtes à électrode,

—	tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production émettant du CO2 associé à des matières telles que le calcaire, la magnésite et autres carbonates, les minerais carbonatés; les matières utilisées pour l’épuration des gaz de combustion,

—	le carbone qui entre dans le procédé, par exemple, sous la forme de ferraille, d’alliages et de graphite, et le carbone qui reste dans le produit ou en scories ou en déchets sont pris en compte en utilisant une méthode du bilan massique conformément au point B.3.2 de l’annexe III.

3.16. Produits en fonte, fer ou acier

3.16.1. Dispositions particulières

Néant.

3.16.2. Limites du système

Pour les produits en fonte, fer ou acier, la surveillance des émissions directes tient compte:

—

de tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production émettant des émissions de CO2 résultant de la combustion de combustibles et les émissions de procédé résultant du traitement des fumées, y compris le réchauffage, la refusion, la coulée, le laminage à chaud, le laminage à froid, le forgeage, le recuit, le revêtement, la galvanisation, le tréfilage, le décapage et à l’exclusion des procédés suivants: la métallisation, la découpe, le soudage et la finition des produits en fonte, fer ou acier.

3.17. Aluminium sous forme brute

3.17.1. Dispositions particulières

Cette catégorie agrégée de marchandises inclut l’aluminium non allié et allié, sous forme physique typique pour les métaux sous forme brute, par exemple en lingots, en brames, en billettes ou en grenailles. Dans les usines d’aluminium intégrées, l’aluminium liquide directement chargé dans la production de produits en aluminium est également inclus.

3.17.2. Limites du système

3.17.2.1. Fusion (électrolytique) primaire

Pour ce mode de production, la surveillance des émissions directes tient compte:

—	de tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production émettant des émissions de CO2 résultant de la consommation d’électrodes ou de pâtes à électrode,

—	de tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production émettant des émissions de CO2 résultant des combustibles utilisés (pour le séchage et le préchauffage des matières premières, le chauffage des cellules d’électrolyse, le chauffage requis pour la coulée, par exemple),

—	de tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production émettant des émissions de CO2 issues du traitement des fumées, de soude et de calcaire le cas échéant,

—	les émissions d’hydrocarbures perfluorés résultant d’effets d’anode surveillées conformément au point B.7 de l’annexe II.

3.17.2.2. Seconde fusion (recyclage)

La seconde fusion (recyclage) de l’aluminium utilise des débris d’aluminium comme principales matières entrantes. Toutefois, lorsque de l’aluminium sous forme brute provenant d’autres sources est ajouté, cet aluminium est traité comme un précurseur.

Pour ce mode de production, la surveillance des émissions directes tient compte:

—

de tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production émettant des émissions de CO2 résultant des combustibles utilisés pour le séchage et le préchauffage des matières premières, utilisés dans des fours de fusion, dans le prétraitement de la ferraille comme le décapage et le déshuilage, et la combustion des résidus liés, et des combustibles requis pour couler les lingots, les billettes ou les brames,

—	de tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production émettant des émissions de CO2 résultant des combustibles utilisés dans les activités associées telles que le traitement des écumes et la valorisation du laitier,

—	de tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production émettant des émissions de CO2 issues du traitement des fumées, de soude et de calcaire le cas échéant.

3.18. Produits en aluminium

3.18.1. Dispositions particulières

Néant

3.18.2. Limites du système

Pour les produits en aluminium, la surveillance des émissions directes tient compte:

—

de tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production émettant des émissions de CO2 résultant de la combustion de combustibles et les émissions de procédé résultant du traitement des fumées, à l’exclusion des procédés suivants: le découpage, le soudage et la finition de produits en aluminium.

3.19. Électricité

3.19.1. Dispositions particulières

Le facteur d’émission de l’électricité est déterminé conformément au point D.2 de l’annexe III.

3.19.2. Limites du système

Pour l’électricité, la surveillance des émissions directes tient compte:

—	de tous les procédés directement ou indirectement liés aux procédés de production émettant des émissions de combustion et des émissions de procédés résultant du traitement des fumées.

---

(1) Directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables (JO L 328 du 21.12.2018, p. 82, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2018/2001/oj).

(2) Règlement (UE) 2019/1009 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 établissant les règles relatives à la mise à disposition sur le marché des fertilisants UE, modifiant les règlements (CE) no 1069/2009 et (CE) no 1107/2009 et abrogeant le règlement (CE) no 2003/2003 (JO L 170 du 25.6.2019, p. 1, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2019/1009/oj).

ANNEXE II

Règles permettant de déterminer l’ensemble de données relatives aux procédés de production se rapportant à l’installation

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

(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:

(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

(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:

(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:

(Équation 8)

où:

CC i 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:

(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:

(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:

(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:

(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:

(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:

(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:

(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 (1),

—	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:

(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: (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:

(Équation 19)

où:

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

σ c 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 × FC2 F6	(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

FC2 F6 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 FC2 F6 ) 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 (FC2 F6 ) [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)	– (2)	– (2)
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 × FC2 F6	(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

FC2 F6 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] × GWPC2 F6

(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 (3).

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 (4) 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: (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:

(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:

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