1.   Aux fins de l’article 3 quater, paragraphe 6, sixième alinéa, de la directive 2003/87/CE, l’exploitant d’aéronef commercial établit, consigne, met en œuvre et tient à jour une procédure écrite afin de surveiller toutes les quantités de carburants d’aviation admissibles utilisées pour des vols subsoniques, et déclare les quantités de carburants d’aviation admissibles revendiquées pour mémoire dans sa déclaration d’émissions annuelle.

2.   Aux fins du paragraphe 1 du présent article, l’exploitant d’aéronef veille à ce que toute quantité de carburant d’aviation admissible revendiquée soit certifiée conformément à l’article 30 de la directive (UE) 2018/2001. L’exploitant d’aéronef peut utiliser les données enregistrées dans la base de données de l’Union établie conformément à l’article 28, paragraphe 2, de la directive (UE) 2018/2001.

3.   Pour les carburants d’aviation mixtes, l’exploitant d’aéronef peut soit supposer l’absence de carburant d’aviation admissible et appliquer une fraction fossile par défaut de 100 %, soit déterminer une fraction admissible conformément aux paragraphes 4 ou 5. L’exploitant d’aéronef peut également déclarer le carburant d’aviation admissible pur dont la fraction admissible est égale à 100 %.

4.   Lorsque les carburants d’aviation admissibles sont physiquement mélangés à des combustibles fossiles et lui sont livrés dans des lots physiquement identifiables, l’exploitant d’aéronef peut fonder l’estimation de la teneur admissible sur un bilan massique des combustibles fossiles et des carburants d’aviation admissibles achetés.

En outre, l’exploitant d’aéronef apporte la preuve, à la satisfaction de l’autorité compétente, que le carburant d’aviation admissible est attribué au vol suivant immédiatement l’embarquement pour ce vol.

Lorsque plusieurs vols suivants sont effectués sans embarquement de carburant entre ces vols, l’exploitant d’aéronef répartit la quantité de carburant d’aviation admissible et l’attribue à ces vols proportionnellement aux émissions de ces derniers calculées à l’aide du facteur d’émission préliminaire.

5.   Lorsque le carburant d’aviation admissible ne peut être physiquement attribué dans un aérodrome à un vol spécifique, l’exploitant d’aéronef attribue les carburants d’aviation admissibles à ses vols pour lesquels des quotas doivent être restitués conformément à l’article 12, paragraphe 3, de la directive 2003/87/CE proportionnellement aux émissions de ces vols au départ de cet aérodrome calculées à l’aide du facteur d’émission préliminaire.

L’exploitant d’aéronef peut déterminer la fraction admissible en utilisant des données d’achat du carburant d’aviation admissible d’une valeur énergétique équivalente, à condition qu’il apporte la preuve, à la satisfaction de l’autorité compétente, que le carburant d’aviation admissible a été livré au système d’alimentation de l’aérodrome de départ au cours de la période de déclaration, ou trois mois avant le début, ou trois mois après la fin, de cette période de déclaration.

6.   Aux fins des paragraphes 4 et 5 du présent article, l’exploitant d’aéronef apporte la preuve, à la satisfaction de l’autorité compétente, que:

a)

la quantité totale de carburant d’aviation admissible revendiquée n’excède pas la consommation totale de carburant de cet exploitant d’aéronef pour les vols pour lesquels des quotas doivent être restitués conformément à l’article 12, paragraphe 3, de la directive 2003/87/CE, en provenance de l’aérodrome auquel le carburant d’aviation admissible est livré;

b)

la quantité de carburant d’aviation admissible pour les vols pour lesquels des quotas doivent être restitués conformément à l’article 12, paragraphe 3, de la directive 2003/87/CE n’excède pas la quantité totale de carburant d’aviation admissible achetée dont la quantité totale de carburant d’aviation admissible vendue à des tiers est déduite;

c)	la fraction admissible du carburant d’aviation admissible attribuée aux vols, agrégée par paire d’aérodromes, ne dépasse pas la limite maximale de mélange pour ce carburant d’aviation admissible certifiée conformément à une norme internationale reconnue, si une telle limitation s’applique;

d)	il n’y a pas de double comptage de la même quantité de carburant d’aviation éligible, en particulier que l’utilisation du carburant d’aviation admissible acheté ne soit revendiquée par personne d’autre, dans aucune déclaration antérieure ni dans aucun autre système.

Aux fins du premier alinéa, points a) à c), tout carburant restant dans les réservoirs après un vol et avant un embarquement est considéré comme étant composé à 100 % de combustible fossile.

Afin de prouver qu’il respecte les exigences visées au premier alinéa, point d), du présent paragraphe, le cas échéant, l’exploitant d’aéronef peut utiliser les données enregistrées dans la base de données de l’Union établie conformément à l’article 28, paragraphe 2, de la directive (UE) 2018/2001.

7.   Lorsque le facteur d’émission d’un carburant d’aviation admissible est égal à zéro, le facteur d’émission de chaque carburant d’aviation mixte qui figure dans la déclaration est obtenu en multipliant le facteur d’émission préliminaire par la fraction fossile du carburant.».

1.   L’article 11, l’article 12, paragraphe 2, les articles 13 et 14, l’article 15, paragraphes 1 et 2, et l’article 16 s’appliquent. À cette fin:

a)	toute référence à l’exploitant ou à l’exploitant d’aéronef doit être lue comme une référence à l’entité réglementée;

b)	toute référence à l’activité aérienne doit être lue comme une référence à l’activité de l’entité réglementée.

2.   Au moins quatre mois avant d’entreprendre l’activité visée à l’annexe III de la directive 2003/87/CE, les entités réglementées présentent à l’autorité compétente un plan de surveillance pour approbation, à moins que l’autorité compétente n’ait fixé un autre délai pour cette présentation.

Le plan de surveillance décrit de façon détaillée, exhaustive et transparente la méthode de surveillance appliquée par une entité réglementée spécifique, et contient au moins les éléments indiqués à l’annexe I.

En plus du plan de surveillance, l’entité réglementée présente les résultats d’une évaluation des risques établissant que les activités de contrôle proposées et les procédures associées sont proportionnées aux risques inhérents et aux risques de carence de contrôle mis en évidence.

3.   Conformément à l’article 15, les modifications importantes du plan de surveillance d’une entité réglementée comprennent:

a)	les changements de catégorie de l’entité réglementée, lorsque ces changements nécessitent une modification de la méthode de surveillance ou entraînent un changement du seuil d’importance relative en application de l’article 23 du règlement d’exécution (UE) 2018/2067;

b)	sans préjudice des dispositions de l’article 75 quindecies, les changements concernant le statut de l’entité réglementée en tant qu’“entité réglementée à faible niveau d’émission”;

c)	un changement relatif au niveau appliqué;

d)	l’introduction de nouveaux flux de combustibles;

e)	un changement dans la catégorisation des flux de combustibles, c’est-à-dire entre flux de combustibles majeurs ou de minimis, lorsque ce changement nécessite la modification de la méthode de surveillance;

f)	une modification de la valeur par défaut d’un facteur de calcul, si cette valeur doit être consignée dans le plan de surveillance;

g)	une modification de la valeur par défaut du facteur de champ d’application;

h)	la mise en place de nouvelles méthodes ou la modification de méthodes existantes liées à l’échantillonnage, l’analyse ou l’étalonnage, lorsque cela a une incidence directe sur la précision des données d’émission.

1.   Lorsqu’une entité réglementée déclare que l’application d’une méthode de surveillance donnée entraînerait des coûts excessifs, l’autorité compétente évalue si les coûts ont un caractère excessif en tenant compte de la justification de l’entité réglementée.

L’autorité compétente considère les coûts comme étant excessifs lorsque les coûts estimés sont supérieurs aux bénéfices. Dans ce contexte, les bénéfices sont calculés en multipliant le prix de référence de 60 EUR par quota par un facteur d’amélioration. Les coûts tiennent compte d’une période d’amortissement appropriée, fondée sur la durée de vie économique des équipements.

2.   Nonobstant les dispositions du paragraphe 1, l’entité réglementée tient compte des coûts liés à l’application d’une méthode de surveillance spécifique supportés par les consommateurs des flux de combustibles mis à la consommation, y compris par les consommateurs finaux. Aux fins du présent alinéa, l’entité réglementée peut appliquer des estimations prudentes des coûts.

Pour la surveillance et la déclaration des émissions historiques pour l’année 2024 conformément à l’article 30 septies, paragraphe 4, de la directive 2003/87/CE, les États membres peuvent dispenser les entités réglementées de l’obligation de justifier qu’une méthode de surveillance spécifique entraînerait des coûts excessifs.

3.   Lorsqu’elle analyse le caractère excessif des coûts pour ce qui est du choix des niveaux pour les quantités de combustibles mis à la consommation de l’entité réglementée, l’autorité compétente utilise comme facteur d’amélioration visé au paragraphe 1 la différence entre l’incertitude constatée et le seuil d’incertitude associé au niveau qui serait appliqué du fait de l’amélioration, multipliée par les émissions annuelles moyennes provoquées par le flux de combustible en question au cours des trois dernières années.

Si ces données sur les émissions annuelles moyennes provoquées par le flux de combustible au cours des trois dernières années ne sont pas disponibles, l’entité réglementée utilise une estimation prudente des émissions annuelles moyennes, qui ne tient pas compte du CO2 issu de la biomasse. Pour les instruments de mesure faisant l’objet d’un contrôle métrologique légal au niveau national, l’incertitude constatée peut être remplacée par l’erreur maximale en service tolérée par la législation nationale applicable.

Aux fins du présent paragraphe, l’article 38, paragraphe 5, s’applique, pour autant que l’entité réglementée dispose des informations pertinentes sur les critères de durabilité et de réduction des émissions de gaz à effet de serre des biocarburants, des bioliquides et des combustibles issus de la biomasse utilisés pour la combustion.

4.   Lorsqu’elle analyse le caractère excessif des coûts pour ce qui est du choix des niveaux visant à déterminer le facteur de champ d’application de l’entité réglementée et pour ce qui est des mesures améliorant la qualité des données des émissions déclarées mais n’ayant pas d’incidence directe sur la précision des données relatives aux quantités de combustibles mis à la consommation, l’autorité compétente applique un facteur d’amélioration qui correspond à 1 % des émissions annuelles moyennes des différents flux de combustibles au cours des trois dernières périodes de déclaration. Les mesures qui améliorent la qualité des émissions déclarées mais n’ont pas d’incidence directe sur la précision des données relatives aux quantités de combustibles mis à la consommation peuvent comprendre:

a)	le recours à des analyses, plutôt qu’à l’application de valeurs par défaut, pour déterminer les facteurs de calcul;

b)	une augmentation du nombre d’analyses par flux de combustible;

c)

lorsque la tâche de mesurage spécifique ne relève pas du contrôle métrologique légal national, le remplacement des instruments de mesure par des instruments répondant aux exigences du contrôle métrologique légal de l’État membre applicables dans des applications similaires, ou par des instruments de mesure conformes à la réglementation nationale adoptée en vertu de la directive 2014/31/UE du Parlement européen et du Conseil (*4) ou de la directive 2014/32/UE;

d)	un raccourcissement des intervalles d’étalonnage et de maintenance des instruments de mesure;

e)	des améliorations des activités de gestion du flux de données et des activités de contrôle qui réduisent sensiblement le risque inhérent ou le risque de carence de contrôle;

f)	le recours, par les entités réglementées, à une détermination plus précise du facteur de champ d’application.

5.   Les mesures visant à améliorer la méthode de surveillance d’une entité réglementée dont le coût global n’excède pas 4 000 EUR par période de déclaration ne sont pas considérées comme étant d’un coût excessif. Dans le cas des entités réglementées à faible niveau d’émission, ce seuil est de 1 000 EUR par période de déclaration.

1.   Aux fins de la surveillance des émissions et de la détermination des exigences minimales requises pour les différents niveaux pour les facteurs de calcul afférents, chaque entité réglementée détermine sa catégorie conformément au paragraphe 2 et, le cas échéant, la catégorie de chaque flux de combustible conformément au paragraphe 3.

2.   L’entité réglementée se classe dans une des catégories suivantes:

a)	catégorie A, si, de 2027 à 2030, les émissions annuelles moyennes vérifiées au cours des deux années précédant la période de déclaration sont inférieures ou égales à 50 000 tonnes de CO2(e), compte non tenu du CO2 issu de la biomasse;

b)	catégorie B, si, de 2027 à 2030, les émissions annuelles moyennes vérifiées au cours des deux années précédant la période de déclaration sont supérieures à 50 000 tonnes de CO2(e), compte non tenu du CO2 issu de la biomasse.

À partir de 2031, les entités des catégories A et B visées au premier alinéa, points a) et b), seront déterminées sur la base des émissions annuelles moyennes vérifiées de la période d’échanges précédant immédiatement la période d’échanges en cours.

Par dérogation à l’article 14, paragraphe 2, l’autorité compétente peut autoriser l’entité réglementée à ne pas modifier le plan de surveillance lorsque, sur la base des émissions vérifiées, le seuil visé au premier alinéa pour la classification d’une entité réglementée a été dépassé, mais que l’entité réglementée prouve de manière concluante que ce seuil n’a pas déjà été dépassé au cours des cinq dernières périodes de déclaration et qu’il ne sera plus dépassé à compter de la période de déclaration suivante.

3.   L’entité réglementée classe chaque flux de combustible dans une des catégories suivantes:

a)	flux de combustibles de minimis, lorsque les flux de combustibles sélectionnés par l’entité réglementée représentent ensemble moins de 1 000 tonnes de CO2 fossile par an;

b)	flux majeurs de combustibles, lorsque les flux de combustibles n’entrent pas dans la catégorie visée au point a).

Par dérogation à l’article 14, paragraphe 2, l’autorité compétente peut autoriser l’entité réglementée à ne pas modifier le plan de surveillance lorsque, sur la base des émissions vérifiées, le seuil visé au premier alinéa pour la classification d’un flux de combustible en tant que flux de combustible de minimis a été dépassé, mais que l’entité réglementée prouve de manière concluante que ce seuil n’a pas déjà été dépassé au cours des cinq dernières périodes de déclaration et qu’il ne sera plus dépassé à compter de la période de déclaration suivante.

4.   Si les émissions annuelles moyennes vérifiées utilisées pour déterminer la catégorie de l’entité réglementée visée au paragraphe 2 ne sont pas disponibles ou ne sont plus représentatives aux fins du paragraphe 2, l’entité réglementée utilise pour déterminer la catégorie de l’entité réglementée une estimation prudente des émissions annuelles moyennes, qui ne tient pas compte du CO2 issu de la biomasse.

5.   Aux fins du présent article, l’article 38, paragraphe 5, s’applique.

1.   Lorsque, pour des raisons techniques, l’application du plan de surveillance approuvé par l’autorité compétente se révèle temporairement impossible, l’entité réglementée concernée applique le niveau le plus élevé possible, ou, à l’exception du facteur de champ d’application, une approche prudente non fondée sur les niveaux si l’application d’un niveau n’est pas réalisable, jusqu’à ce que les conditions permettant l’application du niveau approuvé dans le plan de surveillance soient rétablies.

L’entité réglementée prend toutes les mesures nécessaires pour permettre la reprise rapide de l’application du plan de surveillance tel qu’approuvé par l’autorité compétente.

2.   L’entité réglementée concernée notifie à l’autorité compétente dans les meilleurs délais la modification temporaire de la méthode de surveillance visée au paragraphe 1, en précisant:

a)	les raisons des divergences par rapport au plan de surveillance approuvé par l’autorité compétente;

b)	les détails de la méthode de surveillance provisoire appliquée par l’entité réglementée pour déterminer les émissions dans l’attente du rétablissement des conditions permettant l’application du plan de surveillance approuvé par l’autorité compétente;

c)	les mesures prises par l’entité réglementée pour rétablir les conditions permettant l’application du plan de surveillance approuvé par l’autorité compétente;

d)	la date à laquelle il est prévu que le plan de surveillance approuvé par l’autorité compétente pourra à nouveau être appliqué.

1.   Lorsqu’elle définit les niveaux applicables pour les flux majeurs de combustibles, pour déterminer les quantités de combustibles mis à la consommation et chaque facteur de calcul, l’entité réglementée indique les niveaux suivants:

a)	au minimum, les niveaux indiqués à l’annexe V dans le cas d’une entité de catégorie A, ou lorsqu’un facteur de calcul est requis pour un flux de combustible qui correspond à un combustible marchand ordinaire;

b)	le niveau le plus élevé défini à l’annexe II bis dans les cas autres que ceux visés au point a).

Pour les quantités de combustibles mis à la consommation et les facteurs de calcul des flux majeurs de combustibles, l’entité réglementée peut toutefois descendre jusqu’à deux niveaux en dessous des niveaux prescrits au premier alinéa, le niveau 1 étant un minimum, si elle démontre de manière concluante à l’autorité compétente que le niveau prescrit au premier alinéa ou, le cas échéant, le deuxième niveau le plus élevé, n’est pas techniquement réalisable ou entraînerait des coûts excessifs.

2.   Dans le cas des flux de combustibles de minimis, l’entité réglementée peut déterminer les quantités de combustibles mis à la consommation et chaque facteur de calcul en utilisant des estimations prudentes au lieu de recourir aux niveaux, à moins qu’il soit possible d’appliquer un niveau donné sans effort supplémentaire.

Pour les flux de combustibles visés au premier alinéa, l’entité réglementée peut déterminer les quantités de combustibles mis à la consommation sur la base de factures ou de données d’achat, à moins qu’il soit possible d’appliquer un niveau donné sans effort supplémentaire.

3.   Si l’autorité compétente a autorisé l’utilisation de facteurs d’émission exprimés en t CO2/t ou en t CO2/Nm3 pour les combustibles, il est possible de surveiller le facteur de conversion d’unité en utilisant des estimations prudentes au lieu de recourir aux niveaux, à moins qu’il ne soit possible d’appliquer un niveau donné sans effort supplémentaire.

1.   Lorsqu’elle définit les niveaux applicables pour les flux de combustibles, pour déterminer le facteur de champ d’application, l’entité réglementée applique le niveau le plus élevé défini à l’annexe II bis.

L’entité réglementée peut toutefois appliquer un niveau immédiatement inférieur aux niveaux prescrits au premier alinéa si elle démontre de manière concluante à l’autorité compétente que le niveau prescrit au premier alinéa n’est pas techniquement réalisable ou entraînerait des coûts excessifs, ou que les méthodes énumérées à l’article 75 terdecies, paragraphe 2, points a) à d), ne sont pas disponibles.

Si le deuxième alinéa n’est pas applicable, l’entité réglementée peut appliquer un niveau deux niveaux inférieurs aux niveaux prescrits au premier alinéa, le niveau 1 étant un minimum, si elle démontre de manière concluante à l’autorité compétente que le niveau prescrit au premier alinéa n’est pas techniquement réalisable ou entraînerait des coûts excessifs, ou que, sur la base d’une évaluation simplifiée de l’incertitude, les méthodes définies dans les niveaux inférieurs permettent de déterminer plus précisément si le combustible est utilisé pour la combustion dans les secteurs visés à l’annexe III de la directive 2003/87/CE.

Lorsque, pour un flux de combustible, l’entité réglementée utilise plus d’une des méthodes énumérées à l’article 75 terdecies, paragraphes 2, 3 et 4, elle n’est tenue de démontrer que les conditions prévues au présent paragraphe sont remplies qu’en ce qui concerne la part de la quantité de combustible mis à la consommation pour laquelle la méthode fondée sur le niveau inférieur est demandée.

2.   Pour les flux de combustibles de minimis, l’entité réglementée n’est pas tenue de démontrer que les conditions énoncées au paragraphe 1 sont remplies, à moins qu’il soit possible d’appliquer un niveau donné sans effort supplémentaire.

1.   L’entité réglementée détermine les quantités de combustibles mis à la consommation d’un flux de combustible de l’une des trois façons suivantes:

a)

lorsque les entités réglementées et les flux de combustibles couverts correspondent à des entités soumises à des obligations de déclaration en vertu de la législation nationale transposant les directives 2003/96/CE et (UE) 2020/262 et à des produits énergétiques soumis à cette législation, par les méthodes de mesure utilisées aux fins de ces actes, lorsque ces méthodes sont fondées sur le contrôle métrologique national;

b)	par cumul des mesures des quantités au point où les flux de combustibles sont mis à la consommation;

c)	par mesurage en continu au point où les flux de combustibles sont mis à la consommation.

Toutefois, les autorités compétentes peuvent exiger des entités réglementées qu’elles n’utilisent, le cas échéant, que la méthode visée au premier alinéa, point a).

2.   Lorsqu’il n’est pas techniquement réalisable de déterminer les quantités de combustibles mis à la consommation pour une période couvrant exactement une année civile, ou si cela entraînerait des coûts excessifs, et sous réserve de l’approbation de l’autorité compétente, l’entité réglementée peut choisir le jour le plus approprié pour séparer une année de surveillance de l’année de surveillance suivante et reconstituer ainsi l’année civile en question. Les écarts éventuels concernant un ou plusieurs flux de combustibles sont indiqués dans le plan de surveillance et clairement consignés; ils constituent la base d’une valeur représentative de l’année civile et sont pris en compte de manière cohérente pour l’année suivante. La Commission peut fournir les lignes directrices pertinentes.

Lors de la détermination des quantités de combustibles mis à la consommation conformément au paragraphe 1, points b) et c), du présent article, les articles 28 et 29 s’appliquent, à l’exception de l’article 28, paragraphe 2, deuxième alinéa, deuxième phrase, et troisième alinéa. À cette fin, toute référence à l’exploitant ou à l’installation doit être lue comme une référence à l’entité réglementée.

L’entité réglementée peut simplifier l’évaluation de l’incertitude en considérant que l’erreur maximale tolérée pour l’instrument de mesure en service correspond à l’incertitude sur l’ensemble de la période de déclaration, conformément aux niveaux définis à l’annexe II bis.

3.   Par dérogation à l’article 75 nonies, lorsque la méthode visée au paragraphe 1, point a), du présent article est utilisée, l’entité réglementée peut déterminer les quantités de combustibles mis à la consommation sans recourir aux niveaux. Les autorités compétentes présentent un rapport à la Commission, au plus tard le 30 juin 2026, sur l’application pratique et les niveaux d’incertitude de la méthode visée audit point.

1.   L’article 30, l’article 31, paragraphes 1, 2 et 3, et les articles 32, 33, 34 et 35 s’appliquent. À cette fin:

a)	toute référence à l’exploitant doit être lue comme une référence à l’entité réglementée;

b)	toute référence aux données d’activité doit être lue comme une référence aux quantités de combustibles mis à la consommation;

c)	toute référence aux combustibles ou aux matières doit être lue comme une référence aux combustibles au sens de l’article 3, point a septies), de la directive 2003/87/CE;

d)	toute référence à l’annexe II doit être lue comme une référence à l’annexe II bis.

2.   L’autorité compétente peut exiger de l’entité réglementée qu’elle détermine le facteur de conversion d’unité et le facteur d’émission des combustibles au sens de l’article 3, point a septies), de la directive 2003/87/CE en utilisant les mêmes niveaux que ceux requis pour les combustibles marchands ordinaires, à condition qu’au niveau national ou régional, les paramètres suivants présentent un intervalle de confiance à 95 %:

a)	inférieur à 2 % pour le pouvoir calorifique inférieur;

b)	inférieur à 2 % pour le facteur d’émission, lorsque les quantités de combustible mis à la consommation sont exprimées en valeur énergétique.

Avant l’application de cette dérogation, l’autorité compétente soumet à l’approbation de la Commission un résumé de la méthode et des sources de données utilisées pour déterminer si l’une de ces conditions a été remplie au cours des trois dernières années et pour garantir que les valeurs utilisées sont cohérentes avec les valeurs moyennes utilisées par les exploitants au niveau national ou régional correspondant. L’autorité compétente peut recueillir ou demander ces éléments de preuve. Au minimum tous les trois ans, elle réexamine les valeurs utilisées et notifie à la Commission toute modification importante, compte tenu de la moyenne des valeurs utilisées par les exploitants au niveau national ou régional correspondant.

La Commission peut réexaminer régulièrement la pertinence de la présente disposition et des conditions énoncées au présent paragraphe à la lumière de l’évolution du marché des combustibles et des processus de normalisation européens.

1.   Lorsque les quantités de combustibles mis à la consommation d’un flux de combustible sont utilisées uniquement pour la combustion dans les secteurs visés à l’annexe III de la directive 2003/87/CE, le facteur de champ d’application est fixé à 1.

Lorsque les quantités de combustibles mis à la consommation d’un flux de combustible sont utilisées uniquement pour la combustion dans les secteurs visés aux chapitres II et III de la directive 2003/87/CE, à l’exception des installations exclues en vertu de l’article 27 bis de ladite directive, le facteur de champ d’application est fixé à zéro, à condition que l’entité réglementée démontre que la double comptabilisation visée à l’article 30 septies, paragraphe 5, de la directive 2003/87/CE a été évitée.

L’entité réglementée détermine un facteur de champ d’application pour chaque flux de combustible, soit en appliquant les méthodes visées au paragraphe 2, soit en appliquant une valeur par défaut conformément au paragraphe 3, en fonction du niveau applicable.

2.   L’entité réglementée détermine le facteur de champ d’application sur la base d’une ou de plusieurs des méthodes suivantes, conformément aux exigences du niveau applicable énoncées à l’annexe II bis du présent règlement:

a)	méthodes fondées sur la distinction physique des flux de combustibles, y compris méthodes fondées sur la distinction entre régions géographiques ou sur l’utilisation d’instruments de mesure distincts;

b)	méthodes fondées sur les propriétés chimiques des combustibles, qui permettent aux entités réglementées de démontrer que le combustible concerné peut uniquement être utilisé à des fins de combustion dans des secteurs spécifiques, pour des raisons juridiques, techniques ou économiques;

c)	recours à un système de marquage fiscal conformément à la directive 95/60/CE du Conseil (*5);

d)	recours à la déclaration d’émissions annuelle vérifiée visée à l’article 68, paragraphe 1;

e)	chaîne de factures et d’accords contractuels traçables (“chaîne de contrôle”), représentant l’ensemble de la chaîne d’approvisionnement, depuis l’entité réglementée jusqu’aux consommateurs, y compris les consommateurs finaux;

f)	utilisation de couleurs (colorants) ou de systèmes de marquage nationaux pour les combustibles, sur la base de la législation nationale;

g)

méthodes indirectes permettant de différencier précisément les utilisations finales des combustibles au moment de leur mise à la consommation, comme des profils de consommation spécifiques à chaque secteur, des fourchettes de capacité typiques des niveaux de consommation de combustible des consommateurs et des niveaux de pression tels que ceux des combustibles gazeux, pour autant que l’utilisation de cette méthode soit approuvée par l’autorité compétente. La Commission peut fournir des lignes directrices sur les méthodes indirectes applicables.

3.   Lorsque, en fonction des niveaux requis, l’application des méthodes énumérées au paragraphe 2 n’est pas techniquement réalisable ou entraînerait des coûts excessifs, l’entité réglementée peut utiliser une valeur par défaut de 1.

4.   Par dérogation au paragraphe 3, l’entité réglementée peut appliquer une valeur par défaut inférieure à 1, à condition:

a)	qu’aux fins de la déclaration des émissions au cours des années de déclaration 2024 à 2026, l’entité réglementée prouve de manière concluante que l’utilisation de valeurs par défaut inférieures à 1 permet une détermination plus précise des émissions, ou

b)

qu’aux fins de la déclaration des émissions au cours des années de déclaration à partir du 1er janvier 2027, l’entité réglementée prouve de manière concluante que l’utilisation de valeurs par défaut inférieures à 1 permet une détermination plus précise des émissions et qu’au moins l’une des conditions suivantes est remplie: i) le flux de combustible est un flux de combustible de minimis; ii) la valeur par défaut pour le flux de combustible n’est pas inférieure à 0,95 pour les utilisations de combustible dans les secteurs visés à l’annexe III de la directive 2003/87/CE, ni supérieure à 0,05 pour les utilisations de combustible dans les secteurs non visés à ladite annexe.

5.   Lorsque, pour un flux de combustible, l’entité réglementée utilise plus d’une des méthodes énumérées aux paragraphes 2, 3 et 4, elle détermine le facteur de champ d’application comme étant la moyenne pondérée des différents facteurs de portée résultant de l’utilisation de chaque méthode. Pour chaque méthode utilisée, l’entité réglementée communique des informations sur le type de méthode, le facteur de champ d’application afférent, la quantité de combustibles mis à la consommation et le code du format de rapport commun des systèmes nationaux d’inventaire des gaz à effet de serre approuvé par les organes compétents de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques (code FRC), au niveau de détail disponible.

6.   Par dérogation au paragraphe 1 du présent article et à l’article 75 decies, un État membre peut exiger des entités réglementées qu’elles utilisent une méthode spécifique visée au paragraphe 2 du présent article ou une valeur par défaut pour un certain type de combustible ou dans une région donnée de son territoire. L’utilisation de valeurs par défaut au niveau national est soumise à l’approbation de la Commission.

Lorsqu’elle approuve la valeur par défaut conformément au premier alinéa, la Commission tient compte du niveau approprié d’harmonisation des méthodes entre les États membres, de l’équilibre entre précision, efficacité administrative et conséquences sur le plan de la répercussion des coûts pour les consommateurs, ainsi que de l’éventuel risque de contournement des obligations prévues au chapitre IV bis de la directive 2003/87/CE.

La valeur par défaut pour le flux national de combustible utilisée au titre du présent paragraphe n’est pas inférieure à 0,95 pour les utilisations de combustible dans les secteurs visés à l’annexe III de la directive 2003/87/CE, et elle n’est pas supérieure à 0,05 pour les utilisations de combustible dans les secteurs non visés à ladite annexe.

7.   L’entité réglementée précise les méthodes appliquées ou les valeurs par défaut dans le plan de surveillance.

1.   L’article 38 et l’article 39, à l’exception des paragraphes 2 et 2 bis, s’appliquent. À cette fin:

a)	toute référence à l’exploitant doit être lue comme une référence à l’entité réglementée;

b)	toute référence aux données d’activité doit être lue comme une référence aux quantités de combustibles mis à la consommation;

c)	toute référence aux flux doit être lue comme une référence aux flux de combustibles;

d)	toute référence à l’annexe II doit être lue comme une référence à l’annexe II bis;

e)	toute référence à l’article 39, paragraphe 2, doit être lue comme une référence au paragraphe 3 du présent article.

2.   Lorsque l’article 38, paragraphe 5, est applicable, les dérogations au seuil de l’article 29, paragraphe 1, quatrième alinéa, de la directive (UE) 2018/2001 sont prises en considération, à condition que l’entité réglementée puisse apporter les éléments de preuve pertinents, à la satisfaction de l’autorité compétente. La Commission peut fournir des lignes directrices sur la manière d’appliquer plus précisément ces dérogations au seuil.

3.   Lorsque, en fonction du niveau appliqué, l’entité réglementée doit effectuer des analyses pour déterminer la fraction issue de la biomasse, il détermine cette fraction issue de la biomasse conformément à une norme pertinente et aux méthodes d’analyse qu’elle prescrit, cette norme et ces méthodes d’analyse devant être approuvées par l’autorité compétente.

Lorsque, en fonction du niveau appliqué, l’entité réglementée doit effectuer des analyses pour déterminer la fraction issue de la biomasse, mais que l’application du premier alinéa n’est pas techniquement réalisable ou entraînerait des coûts excessifs, l’exploitant soumet à l’approbation de l’autorité compétente une méthode alternative pour déterminer la fraction issue de la biomasse.

1.   L’autorité compétente peut considérer qu’une entité réglementée est une entité réglementée à faible niveau d’émission lorsqu’au moins une des conditions suivantes est remplie:

a)	de 2027 à 2030, les émissions annuelles moyennes vérifiées au cours des deux années précédant la période de déclaration étaient inférieures à 1 000 tonnes de CO2 par an, compte non tenu du CO2 issu de la biomasse;

b)

à partir de 2031, les émissions annuelles moyennes de l’entité réglementée qui ont été consignées dans les déclarations d’émissions vérifiées au cours de la période d’échanges précédant immédiatement la période d’échanges en cours étaient inférieures à 1 000 tonnes de CO2 par an, compte non tenu du CO2 issu de la biomasse;

c)

les émissions annuelles moyennes visées au point a) ne sont pas disponibles ou ne sont plus représentatives aux fins du point a), mais les émissions annuelles de l’entité réglementée pour les cinq prochaines années seront, sur la base d’une méthode d’estimation prudente, inférieures à 1 000 tonnes de CO2(e) par an, compte non tenu du CO2 issu de la biomasse.

Aux fins du présent paragraphe, l’article 38, paragraphe 5, s’applique.

2.   L’entité réglementée à faible niveau d’émission n’est pas tenue de présenter les justificatifs mentionnés à l’article 12, paragraphe 1, troisième alinéa.

3.   Par dérogation aux dispositions de l’article 75 undecies, l’entité réglementée à faible niveau d’émission peut déterminer la quantité de combustible mise à la consommation en utilisant les données d’achat consignées et les estimations des variations des stocks.

4.   Par dérogation à l’article 75 nonies, l’entité réglementée à faible niveau d’émission peut appliquer au minimum le niveau 1 pour déterminer les quantités de combustibles mis à la consommation et les facteurs de calcul pour chaque flux de combustible, à moins qu’un niveau de précision plus élevé ne puisse être obtenu sans effort supplémentaire de sa part.

5.   Aux fins de la détermination des facteurs de calcul sur la base d’analyses conformément à l’article 32, l’entité réglementée à faible niveau d’émission peut recourir à tout laboratoire techniquement compétent et capable de produire des résultats valables sur le plan technique à l’aide des méthodes d’analyse appropriées, et elle atteste l’existence des mesures d’assurance de la qualité visées à l’article 34, paragraphe 3.

6.   Lorsqu’une entité réglementée à faible niveau d’émission faisant l’objet d’une surveillance simplifiée dépasse le seuil visé au paragraphe 2 au cours d’une année civile, elle en informe l’autorité compétente dans les meilleurs délais.

Dans les meilleurs délais, l’entité réglementée soumet à l’approbation de l’autorité compétente une modification importante, au sens de l’article 15, paragraphe 3, point b), du plan de surveillance.

Toutefois, l’autorité compétente autorise l’entité réglementée à poursuivre la surveillance simplifiée si celle-ci lui prouve de manière concluante que le seuil visé au paragraphe 2 n’a pas déjà été dépassé au cours des cinq dernières périodes de déclaration et qu’il ne sera plus dépassé à compter de la période de déclaration suivante.

1.   À partir de 2026, l’entité réglementée remet à l’autorité compétente, au plus tard le 30 avril de chaque année, une déclaration d’émissions qui couvre les émissions annuelles au cours de la période de déclaration et qui fait l’objet d’une vérification conformément au règlement d’exécution (UE) 2018/2067.

En 2025, l’entité réglementée remet à l’autorité compétente, au plus tard le 30 avril, une déclaration d’émissions couvrant les émissions annuelles de 2024. Les autorités compétentes veillent à ce que les informations fournies dans cette déclaration soient conformes aux exigences du présent règlement.

Les autorités compétentes peuvent toutefois exiger des entités réglementées qu’elles présentent les déclarations d’émissions annuelles visées au présent paragraphe avant le 30 avril, à condition que la déclaration soit remise au plus tôt un mois après la date limite fixée à l’article 68, paragraphe 1.

2.   Les déclarations d’émissions annuelles visées au paragraphe 1 contiennent au minimum les informations énumérées à l’annexe X.

1.   Chaque entité réglementée évalue régulièrement s’il est possible d’améliorer la méthode de surveillance employée.

Les entités réglementées soumettent à l’approbation de l’autorité compétente un rapport contenant les informations visées au paragraphe 2 ou 3, selon le cas, dans les délais suivants:

a)	tous les cinq ans, le 31 juillet au plus tard, s’il s’agit d’une entité de catégorie A;

b)	tous les trois ans, le 31 juillet au plus tard, s’il s’agit d’une entité de catégorie B;

c)	le 31 juillet 2026 au plus tard, s’il s’agit de toute entité réglementée qui utilise le facteur de champ d’application par défaut visé à l’article 75 terdecies, paragraphes 3 et 4.

Cependant, l’autorité compétente peut fixer une autre date de remise du rapport, qui ne doit toutefois pas être postérieure au 30 septembre de la même année, et peut approuver, avec le plan de surveillance ou le rapport relatif aux améliorations apportées, une prolongation du délai applicable en vertu du deuxième alinéa, si l’entité réglementée démontre de manière concluante à l’autorité compétente, lors de la présentation d’un plan de surveillance conformément à l’article 75 ter ou de la notification des mises à jour conformément à cet article, ou lors de la présentation d’un rapport relatif aux améliorations apportées conformément au présent article, que les motifs expliquant le caractère excessif des coûts ou justifiant que des améliorations ne sont pas techniquement réalisables resteront valables plus longtemps. Cette prolongation prend en compte le nombre d’années pour lesquelles l’entité réglementée fournit des preuves. Le temps qui s’écoule entre les rapports successifs relatifs aux améliorations apportées ne dépasse pas quatre ans pour une entité réglementée de catégorie B ou cinq ans pour une entité réglementée de catégorie A.

2.   Lorsque l’entité réglementée n’applique pas aux flux majeurs de combustibles au minimum les niveaux requis conformément à l’article 75 nonies, paragraphe 1, premier alinéa, et à l’article 75 decies, paragraphe 1, elle fournit une justification indiquant la raison pour laquelle l’application des niveaux requis n’est pas techniquement réalisable ou entraînerait des coûts excessifs.

Cependant, s’il est prouvé que les mesures nécessaires pour appliquer ces niveaux sont devenues techniquement réalisables et n’entraînent plus de coûts excessifs, l’entité réglementée notifie à l’autorité compétente des modifications appropriées du plan de surveillance conformément à l’article 75 ter et présente des propositions concernant la mise en œuvre des mesures prévues et le calendrier de cette mise en œuvre.

3.   Lorsque l’entité réglementée applique un facteur de champ d’application par défaut tel que visé à l’article 75 terdecies, paragraphes 3 et 4, elle fournit une justification indiquant pourquoi il est techniquement impossible d’appliquer toute autre méthode visée à l’article 75 terdecies, paragraphe 2, à un ou plusieurs flux majeurs ou de minimis, ou pourquoi cela entraînerait des coûts excessifs.

Cependant, s’il est prouvé que, pour ces flux de combustibles, l’application de toute autre méthode visée à l’article 75 terdecies, paragraphe 2, est devenue techniquement réalisable et n’entraîne plus de coûts excessifs, l’entité réglementée notifie à l’autorité compétente des modifications appropriées du plan de surveillance conformément à l’article 75 ter et présente des propositions concernant la mise en œuvre des mesures prévues et le calendrier de cette mise en œuvre.

4.   Lorsque le rapport de vérification établi conformément au règlement d’exécution (UE) 2018/2067 fait état d’irrégularités non rectifiées ou de recommandations d’améliorations conformément aux articles 27, 29 et 30 dudit règlement d’exécution, l’entité réglementée soumet un rapport à l’approbation à l’autorité compétente, au plus tard le 31 juillet de l’année de publication du rapport de vérification par le vérificateur. Ce rapport décrit quand et comment l’entité réglementée a rectifié les irrégularités répertoriées par le vérificateur, ou quand et comment il prévoit de les rectifier et de mettre en œuvre les améliorations recommandées.

L’autorité compétente peut fixer une autre date de remise du rapport visé au présent paragraphe, qui ne doit toutefois pas être postérieure au 30 septembre de la même année. Le cas échéant, ce rapport peut être intégré au rapport visé au paragraphe 1 du présent article.

Lorsque l’entité réglementée estime que les améliorations recommandées ne permettront pas d’améliorer la méthode de surveillance, elle justifie cette opinion. Si elle estime que les améliorations recommandées entraîneraient des coûts excessifs, l’entité réglementée démontre la nature excessive des coûts.

5.   Le paragraphe 4 du présent article ne s’applique pas lorsque l’entité réglementée a déjà corrigé toutes les irrégularités et recommandations d’amélioration et a soumis les modifications correspondantes du plan de surveillance à l’approbation de l’autorité compétente conformément à l’article 75 ter du présent règlement avant la date fixée en vertu du paragraphe 4 du présent article.

1.   L’autorité compétente procède à une estimation prudente des émissions d’une entité réglementée, en tenant compte des conséquences sur le plan de la répercussion des coûts pour les consommateurs, lorsqu’une des situations suivantes se présente:

a)	l’entité réglementée n’a pas présenté de déclaration d’émissions annuelle vérifiée dans les délais requis conformément à l’article 75 septdecies;

b)	la déclaration d’émissions annuelle vérifiée visée à l’article 75 septdecies n’est pas conforme aux dispositions du présent règlement;

c)	la déclaration d’émissions annuelle d’une entité réglementée n’a pas été vérifiée conformément au règlement d’exécution (UE) 2018/2067.

2.   Lorsqu’un vérificateur a fait état, dans le rapport de vérification établi conformément au règlement d’exécution (UE) 2018/2067, d’inexactitudes non importantes qui n’ont pas été rectifiées par l’entité réglementée avant la délivrance du rapport de vérification, l’autorité compétente évalue ces inexactitudes et procède, le cas échéant, à une estimation prudente des émissions de l’entité réglementée, en tenant compte des conséquences sur le plan de la répercussion des coûts pour les consommateurs. L’autorité compétente indique à l’entité réglementée s’il est nécessaire d’apporter des corrections à la déclaration d’émissions annuelle et, le cas échéant, précise lesquelles. L’entité réglementée fait suivre ces informations au vérificateur.

3.   Les États membres organisent un échange efficace d’informations entre les autorités compétentes responsables de l’approbation des plans de surveillance et les autorités compétentes responsables de l’acceptation des déclarations d’émissions annuelles.

1.   Les États membres facilitent les échanges d’informations efficaces permettant aux entités réglementées de déterminer l’utilisation finale du combustible mis à la consommation.

2.   Chaque exploitant communique, en même temps que sa déclaration d’émissions vérifiée conformément à l’article 68, paragraphe 1, les informations visées à l’annexe X bis. Les États membres peuvent exiger des exploitants qu’ils mettent les informations pertinentes énumérées à l’annexe X bis à la disposition de l’entité réglementée concernée avant le 31 mars de l’année de déclaration.

3.   Chaque entité réglementée communique, en même temps que sa déclaration d’émissions vérifiée conformément à l’article 75 septdecies, paragraphe 1, les informations sur les consommateurs des combustibles qu’elle a mis à la consommation énumérées à l’annexe X ter.

4.   Chaque entité réglementée qui met à la consommation du combustible pour la combustion, dans les secteurs relevant du chapitre III de la directive 2003/87/CE, détermine ses émissions dans la déclaration visée à l’article 75 septdecies, paragraphe 1, du présent règlement en utilisant les informations des rapports de l’exploitant soumis conformément à l’annexe X bis du présent règlement et en déduisant les quantités pertinentes de combustibles mentionnées dans ces rapports. Les quantités de combustibles acquises mais non utilisées au cours de la même année ne peuvent être déduites que si la déclaration d’émissions vérifiée de l’exploitant pour l’année suivant l’année de déclaration confirme qu’elles ont été utilisées pour des activités visées à l’annexe I de la directive 2003/87/CE. Dans le cas contraire, la différence est reflétée dans les déclarations d’émissions vérifiées de l’entité réglementée de l’année en question.

5.   Lorsque les quantités de combustibles utilisées sont déduites au cours de l’année suivant l’année de déclaration, la déduction est établie sous la forme de réductions d’émissions absolues, résultant de la multiplication de la quantité de combustibles utilisée par l’exploitant par le facteur d’émission correspondant dans le plan de surveillance de l’entité réglementée.

6.   Lorsque l’entité réglementée ne peut établir que les combustibles mis à la consommation sont utilisés pour la combustion dans des secteurs relevant du chapitre III de la directive 2003/87/CE, les paragraphes 4 et 5 ne s’appliquent pas.

7.   Les États membres peuvent exiger que les dispositions du présent article qui concernent les exploitants soient également appliquées par les exploitants d’aéronefs.

1.   Afin d’assurer une surveillance et une déclaration précises des émissions relevant du chapitre IV bis de la directive 2003/87/CE, les États membres prennent des mesures de lutte contre la fraude et déterminent les sanctions à infliger en cas de fraude qui sont proportionnées à leur finalité et qui ont un effet dissuasif suffisant.

2.   Outre les obligations prévues à l’article 10, les autorités compétentes désignées en vertu de l’article 18 de la directive 2003/87/CE coopèrent et échangent des informations avec les autorités compétentes responsables du contrôle en vertu de la législation nationale transposant les directives 2003/96/CE et (UE) 2020/262, le cas échéant, aux fins du présent règlement, y compris pour détecter les infractions et imposer les sanctions visées au paragraphe 1 ou d’autres mesures correctives conformément à l’article 16 de la directive 2003/87/CE.

«ANNEXE II bis

Définition des niveaux pour les méthodes fondées sur le calcul applicables aux entités réglementées

1.   DÉFINITION DES NIVEAUX POUR LES QUANTITÉS DE COMBUSTIBLES MIS À LA CONSOMMATION

Les seuils d’incertitude indiqués dans le tableau 1 correspondent aux niveaux applicables pour les exigences concernant les quantités de combustibles mis à la consommation conformément à l’article 28, paragraphe 1, point a), et à l’article 29, paragraphe 2, premier alinéa. On entend, par seuil d’incertitude, l’incertitude maximale tolérée pour la détermination des flux de combustibles sur une période de déclaration.

Tableau 1

Niveaux applicables pour les quantités de combustibles mis à la consommation (incertitude maximale tolérée pour chaque niveau)

Type de flux de combustible

Paramètre auquel s’applique l’incertitude

Niveau 1

Niveau 2

Niveau 3

Niveau 4

Combustion de combustibles

Combustibles marchands ordinaires	Quantité de combustibles [t] ou [Nm3] ou [TJ]	±7,5  %	±5  %	±2,5  %	±1,5  %
Autres combustibles gazeux et liquides	Quantité de combustibles [t] ou [Nm3] ou [TJ]	±7,5  %	±5  %	±2,5  %	±1,5  %
Combustibles solides	Quantité de combustibles [t] ou [TJ]	±7,5  %	±5  %	±2,5  %	±1,5  %

2.   DÉFINITION DES NIVEAUX APPLICABLES POUR LES FACTEURS DE CALCUL ET LE FACTEUR DE CHAMP D’APPLICATION

Les entités réglementées surveillent les émissions de CO2 qui résultent de tous les types de combustibles mis à la consommation dans les secteurs visés à l’annexe III de la directive 2003/87/CE ou incluses dans le système d’échange de quotas d’émission de l’Union en vertu de l’article 30 undecies de ladite directive en appliquant les niveaux définis dans la présente section.

2.1.   Niveaux applicables pour les facteurs d’émission

Lors de la détermination de la fraction issue de la biomasse d’un combustible mixte, les niveaux définis s’appliquent au facteur d’émission préliminaire. Dans le cas des combustibles fossiles, les niveaux se rapportent au facteur d’émission.

Niveau 1: l’entité réglementée applique une des options suivantes:

a)	les facteurs standard indiqués à la section 1 de l’annexe VI;

b)	d’autres constantes conformément à l’article 31, paragraphe 1, point e), si aucune valeur applicable n’est indiquée à la section 1 de l’annexe VI.

Niveau 2a: l’entité réglementée applique des facteurs d’émission spécifiques par pays pour le combustible concerné conformément à l’article 31, paragraphe 1, points b) et c).

Niveau 2b: l’entité réglementée détermine les facteurs d’émission du combustible à partir du pouvoir calorifique inférieur de certains types de charbons, en association avec une corrélation empirique, au moins une fois par an conformément aux articles 32 à 35 et à l’article 75 quaterdecies.

L’entité réglementée s’assure que la corrélation respecte les règles de l’art et qu’elle n’est appliquée qu’aux valeurs de la variable représentative comprises dans la plage de valeurs pour laquelle elle a été établie.

Niveau 3: l’entité réglementée applique une des options suivantes:

a)	détermination du facteur d’émission conformément aux dispositions pertinentes des articles 32 à 35;

b)

corrélation empirique spécifiée pour le niveau 2b, lorsque l’entité réglementée démontre de manière concluante à l’autorité compétente que l’incertitude de la corrélation empirique n’excède pas un tiers de la valeur d’incertitude que l’entité réglementée doit respecter pour la détermination des quantités de combustibles correspondants mis à la consommation.

2.2.   Niveaux applicables pour le facteur de conversion d’unité

Niveau 1: l’entité réglementée applique une des options suivantes:

a)	les facteurs standard indiqués à la section 1 de l’annexe VI;

b)	d’autres constantes conformément à l’article 31, paragraphe 1, point e), si aucune valeur applicable n’est indiquée à la section 1 de l’annexe VI.

Niveau 2a: l’entité réglementée applique des facteurs spécifiques par pays pour le combustible concerné conformément à l’article 31, paragraphe 1, point b) ou c).

Niveau 2b: pour les combustibles marchands, on utilise le facteur de conversion d’unité déterminé d’après les données d’achat communiquées pour le combustible correspondant, à condition que cette détermination ait été réalisée conformément aux normes nationales ou internationales reconnues.

Niveau 3: l’entité réglementée détermine le facteur de conversion d’unité conformément aux articles 32 à 35.

2.3.   Niveaux applicables pour la fraction issue de la biomasse

Niveau 1: l’entité réglementée applique une des valeurs publiées par l’autorité compétente ou la Commission, ou des valeurs déterminées conformément à l’article 31, paragraphe 1.

Niveau 2: l’entité réglementée applique une méthode d’estimation approuvée conformément à l’article 75 quaterdecies, paragraphe 3, deuxième alinéa.

Niveau 3a: l’entité réglementée applique des analyses conformément à l’article 75 quaterdecies, paragraphe 3, premier alinéa, et aux articles 32 à 35.

Lorsqu’une entité réglementée considère qu’une fraction fossile est égale à 100 % conformément à l’article 39, paragraphe 1, aucun niveau n’est attribué à la fraction issue de la biomasse.

Niveau 3b: pour les combustibles issus d’un procédé de production dont les flux entrants sont connus et traçables, l’entité réglementée peut fonder cette estimation sur un bilan massique du carbone d’origine fossile et du carbone issu de la biomasse à l’entrée et à la sortie du procédé, tel que le système de bilan massique visé à l’article 30, paragraphe 1, de la directive (UE) 2018/2001.

2.4.   Niveaux applicables pour le facteur de champ d’application

Niveau 1: l’entité réglementée applique une valeur par défaut conformément à l’article 75 terdecies, paragraphe 3 ou 4.

Niveau 2: l’entité réglementée applique des méthodes conformément à l’article 75 terdecies, paragraphe 2, points e) à g).

Niveau 3: l’entité réglementée applique des méthodes conformément à l’article 75 terdecies, paragraphe 2, points a) à d).

«ANNEXE IX

Données et informations minimales à conserver en application de l’article 67, paragraphe 1

Les exploitants, les exploitants d’aéronefs et les entités réglementées conservent une trace des éléments suivants, au minimum:

1.   ÉLÉMENTS COMMUNS AUX INSTALLATIONS, AUX EXPLOITANTS D’AÉRONEFS ET AUX ENTITÉS RÉGLEMENTÉES

1)	le plan de surveillance approuvé par l’autorité compétente;

2)	les documents justifiant le choix de la méthode de surveillance ainsi que les documents justifiant les changements temporaires ou permanents concernant la méthode de surveillance et, le cas échéant, les niveaux de méthode approuvés par l’autorité compétente;

3)	toutes les mises à jour des plans de surveillances notifiés à l’autorité compétente conformément à l’article 15, ainsi que les réponses de l’autorité compétente;

4)	toutes les procédures écrites mentionnées dans le plan de surveillance, y compris, le cas échéant, le plan d’échantillonnage, et les procédures applicables aux activités de gestion du flux de données et aux activités de contrôle;

5)	la liste de toutes les versions utilisées du plan de surveillance et de toutes les procédures connexes;

6)	les documents définissant les responsabilités en matière de surveillance et de déclaration;

7)	le cas échéant, l’évaluation des risques effectuée par l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef;

8)	les rapports relatifs aux améliorations apportées, conformément à l’article 69;

9)	la déclaration d’émissions annuelle vérifiée;

10)	le rapport de vérification;

11)	toute autre information jugée nécessaire pour vérifier la déclaration d’émissions annuelle.

2.   ÉLÉMENTS SPÉCIFIQUES POUR LES INSTALLATIONS FIXES

1)	l’autorisation d’émettre des gaz à effet de serre et toute mise à jour de celle-ci;

2)	le cas échéant, les évaluations de l’incertitude;

3)

si des méthodes fondées sur le calcul sont appliquées dans les installations: a) les données d’activité servant à calculer les émissions pour chaque flux, classées par procédé et par type de combustible ou de matière; b) la liste de toutes les valeurs par défaut utilisées comme facteurs de calcul, le cas échéant; c) l’ensemble des résultats des échantillonnages et des analyses effectués pour déterminer les facteurs de calcul; d) les documents relatifs à toutes les procédures inefficaces qui ont été corrigées ainsi qu’aux mesures correctives prises conformément à l’article 64; e) les résultats des opérations d’étalonnage et de maintenance des instruments de mesure.

4)

Si des méthodes fondées sur la mesure sont appliquées dans les installations, les éléments supplémentaires suivants: a) les documents justifiant le choix d’une méthode fondée sur la mesure; b) les données utilisées pour effectuer l’analyse d’incertitude concernant les émissions de chaque source, classées par procédé; c) les données utilisées pour corroborer les calculs et les résultats de ceux-ci; d) la description technique détaillée du système de mesure continue et les documents prouvant l’agrément délivré par l’autorité compétente; e) les données brutes et agrégées fournies par le système de mesure continue, y compris les documents attestant de l’évolution du système, et le carnet de bord concernant les essais, les immobilisations, les étalonnages, l’entretien et la maintenance; f) les documents faisant état des modifications apportées au système de mesure continue; g) les résultats des opérations d’étalonnage et de maintenance des instruments de mesure; h) le cas échéant, le modèle de bilan massique ou énergétique utilisé pour déterminer les données de remplacement conformément à l’article 45, paragraphe 4, ainsi que les hypothèses sous-jacentes;

5)

si une méthode alternative au sens de l’article 22 est appliquée, toutes les données nécessaires pour déterminer les émissions correspondant aux sources et aux flux pour lesquels cette méthode est appliquée, ainsi que les variables représentatives des données d’activité, des facteurs de calcul et des autres paramètres dont il serait fait état dans le cadre d’une méthode par niveaux;

6)

dans le cas de la production aluminium primaire, les éléments supplémentaires suivants: a) les documents attestant les résultats des campagnes de mesure réalisées aux fins de la détermination des facteurs d’émission spécifiques de l’installation pour le CF4 et le C2F6; b) les documents attestant les résultats de la détermination de l’efficacité de collecte des émissions fugitives; c) toutes les données utiles relatives à la production d’aluminium primaire, à la fréquence et à la durée des effets d’anode ou à la surtension de l’effet d’anode;

7)

pour les activités de captage, de transport et de stockage géologique du CO2, le cas échéant, les éléments supplémentaires suivants: a) les documents attestant la quantité de CO2 injectée dans le complexe de stockage par les installations assurant le stockage géologique du CO2; b) les données de pression et de température relatives au réseau de transport, agrégées de façon représentative; c) une copie du permis de stockage, y compris le plan de surveillance approuvé, conformément à l’article 9 de la directive 2009/31/CE; d) le cas échéant, les informations communiquées en application de l’article 14 de la directive 2009/31/CE; e) les rapports relatifs aux résultats des inspections effectuées conformément à l’article 15 de la directive 2009/31/CE; f) les documents attestant les mesures correctives prises en application de l’article 16 de la directive 2009/31/CE.

3.   ÉLÉMENTS SPÉCIFIQUES POUR LES ACTIVITÉS AÉRIENNES

1)	la liste des aéronefs possédés en propre, pris ou mis en location, et les preuves nécessaires de l’exhaustivité de cette liste; pour chaque aéronef, la date d’arrivée dans la flotte de l’exploitant d’aéronef et la date à laquelle il en sort;

2)	la liste des vols couverts pour chaque période de déclaration, y compris, pour chaque vol, l’indicatif OACI des deux aérodromes, et les preuves nécessaires de l’exhaustivité de cette liste;

3)	les données utilisées pour déterminer la consommation de carburant et les émissions;

4)

la documentation relative à la méthode prévue en cas de lacunes dans les données, le cas échéant, le nombre de vols pour lesquels des lacunes dans les données ont été constatées, les données utilisées pour combler les lacunes éventuellement constatées, et, lorsque le nombre de vols pour lesquels les données manquantes dépassaient 5 % des vols signalés, les raisons des données manquantes ainsi que la documentation des mesures correctives prises.

4.   ÉLÉMENTS SPÉCIFIQUES POUR LES ENTITÉS RÉGLEMENTÉES

1)	la liste des flux de combustibles pour chaque période de déclaration et les preuves nécessaires de l’exhaustivité de cette liste, y compris la catégorisation des flux de combustibles;

2)	les moyens par lesquels les combustibles au sens de l’article 3, point a septies), de la directive 2003/87/CE sont mis à la consommation et, le cas échéant, les types de consommateurs intermédiaires, lorsque cela n’entraîne pas de charge administrative disproportionnée;

3)	le type d’utilisation finale, y compris le code FRC pertinent des secteurs finaux dans lesquels le combustible au sens de l’article 3, point a septies), de la directive 2003/87/CE est consommé, au niveau d’agrégation disponible;

4)	les données pertinentes utilisées pour déterminer les quantités de combustibles mis à la consommation pour chaque flux de combustible;

5)	la liste de toutes les valeurs par défaut utilisées comme facteurs de calcul, le cas échéant;

6)	le facteur de champ d’application pour chaque flux de combustible, y compris un recensement de chaque secteur de consommation finale et toutes les données sous-jacentes pertinentes aux fins de ce recensement;

7)	les niveaux applicables, y compris les justifications des divergences par rapport aux niveaux requis;

8)	l’ensemble des résultats des échantillonnages et des analyses effectués pour déterminer les facteurs de calcul;

9)	les documents relatifs à toutes les procédures inefficaces qui ont été corrigées ainsi qu’aux mesures correctives prises conformément à l’article 64;

10)	les résultats des opérations d’étalonnage et de maintenance des instruments de mesure;

11)

la liste des installations pour lesquelles le combustible au sens de l’article 3, point a septies), de la directive 2003/87/CE est mis à la consommation, y compris les noms, l’adresse, le numéro d’autorisation et les quantités de combustibles mis à la consommation fournies à ces installations pendant les périodes de déclaration.

« ANNEXE X bis

Rapports sur les fournisseurs de combustibles et l’utilisation de combustibles par les installations fixes et, le cas échéant, les exploitants d’aéronefs et les compagnies maritimes

Outre les informations contenues dans la déclaration d’émissions annuelle conformément à l’annexe X du présent règlement, l’exploitant soumet un rapport contenant les informations suivantes pour chaque combustible au sens de l’article 3, point a septies), de la directive 2003/87/CE acheté:

a)

le nom, l’adresse et le numéro d’autorisation unique du fournisseur de combustible enregistré en tant qu’entité réglementée. Lorsque le fournisseur de combustible n’est pas une entité réglementée, les exploitants communiquent, le cas échéant, la liste de tous les fournisseurs de combustibles, des fournisseurs de combustibles directs jusqu’à l’entité réglementée, comprenant leur nom, leur adresse et leur numéro d’autorisation unique;

b)	les types et quantités de combustibles acquis auprès de chaque fournisseur visé au point a) au cours de la période de déclaration concernée;

c)	la quantité de combustible utilisée pour des activités visées à l’annexe I de la directive 2003/87/CE provenant de chaque fournisseur de combustible au cours de la période de déclaration concernée.

ANNEXE X ter

Rapports sur les combustibles mis à la consommation par les entités réglementées

Outre les informations contenues dans la déclaration d’émissions annuelle conformément à l’annexe X du présent règlement, l’entité réglementée soumet un rapport contenant les informations suivantes pour chaque combustible au sens de l’article 3, point a septies), de la directive 2003/87/CE acheté:

a)

le nom, l’adresse et le numéro d’autorisation unique de l’exploitant et, le cas échéant, de l’exploitant d’aéronef et de la compagnie maritime auxquels le combustible est fourni. Dans les autres cas dans lesquels le combustible est destiné à une utilisation finale dans des secteurs visés à l’annexe I de la directive 2003/87/CE, l’entité réglementée soumet, le cas échéant, la liste de tous les consommateurs de combustibles, de l’acheteur direct à l’exploitant, y compris leur nom, leur adresse et leur numéro d’autorisation unique, lorsque cela n’entraîne pas de charge administrative disproportionnée;

b)	les types et quantités de combustibles vendus à chaque acheteur visé au point a) au cours de la période de déclaration concernée;

c)	la quantité de combustible utilisée au cours de l’année de déclaration pour des activités visées à l’annexe I de la directive 2003/87/CE pour chaque acheteur visé au point a) au cours de la période de déclaration concernée.