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Document 32025R2359
Commission Delegated Regulation (EU) 2025/2359 of 8 July 2025 supplementing Directive (EU) 2024/1788 of the European Parliament and of the Council by specifying a methodology for assessing greenhouse gas emissions savings from low-carbon fuels
Règlement délégué (UE) 2025/2359 de la Commission du 8 juillet 2025 complétant la directive (UE) 2024/1788 du Parlement européen et du Conseil en précisant une méthode d’évaluation des réductions des émissions de gaz à effet de serre réalisées grâce aux carburants bas carbone
Règlement délégué (UE) 2025/2359 de la Commission du 8 juillet 2025 complétant la directive (UE) 2024/1788 du Parlement européen et du Conseil en précisant une méthode d’évaluation des réductions des émissions de gaz à effet de serre réalisées grâce aux carburants bas carbone
C/2025/4674
JO L, 2025/2359, 21.11.2025, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg_del/2025/2359/oj (BG, ES, CS, DA, DE, ET, EL, EN, FR, GA, HR, IT, LV, LT, HU, MT, NL, PL, PT, RO, SK, SL, FI, SV)
In force
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Journal officiel |
FR Série L |
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2025/2359 |
21.11.2025 |
RÈGLEMENT DÉLÉGUÉ (UE) 2025/2359 DE LA COMMISSION
du 8 juillet 2025
complétant la directive (UE) 2024/1788 du Parlement européen et du Conseil en précisant une méthode d’évaluation des réductions des émissions de gaz à effet de serre réalisées grâce aux carburants bas carbone
(Texte présentant de l’intérêt pour l’EEE)
LA COMMISSION EUROPÉENNE,
vu le traité sur le fonctionnement de l’Union européenne,
vu la directive (UE) 2024/1788 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 concernant des règles communes pour les marchés intérieurs du gaz renouvelable, du gaz naturel et de l’hydrogène, modifiant la directive (UE) 2023/1791 et abrogeant la directive 2009/73/CE (1), et notamment son article 9, paragraphe 5,
considérant ce qui suit:
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(1) |
La méthode de comptabilisation des émissions de gaz à effet de serre pour les carburants bas carbone devrait tenir compte des émissions tout au long du cycle de vie et des émissions indirectes résultant du détournement d’intrants fixes issues de la production de carburants bas carbone, ainsi que des émissions de méthane en amont et des taux réels de captage de carbone. Afin de garantir la cohérence de la méthode exposée dans le présent règlement avec la méthode d’évaluation des réductions des émissions de gaz à effet de serre réalisées grâce aux carburants renouvelables d’origine non biologique et aux carburants à base de carbone recyclé, il convient d’appliquer des approches semblables à celles appliquées dans le règlement délégué (UE) 2023/1185 de la Commission (2) pour évaluer les réductions des émissions de gaz à effet de serre. |
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(2) |
La méthode définie dans le règlement délégué (UE) 2023/1185 s’applique pour déterminer les réductions des émissions de gaz à effet de serre réalisées grâce aux carburants renouvelables d’origine non biologique ainsi qu’aux carburants à base de carbone recyclé, qui constituent une sous-catégorie des carburants bas carbone. Il convient donc d’exclure les carburants à base de carbone recyclé du champ d’application de la méthode définie dans le présent règlement. |
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(3) |
Le cadre de certification pour les carburants bas carbone établi par la directive (UE) 2024/1788 est pleinement aligné sur le cadre de certification défini dans la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil (3) pour les carburants renouvelables. Les matières premières utilisées pour la production de carburants bas carbone et les carburants bas carbone eux-mêmes devraient donc être tracés par l’intermédiaire de la base de données de l’Union, de la même manière que les matières premières utilisées pour la production de carburants renouvelables et les carburants renouvelables eux-mêmes. Par conséquent, en ce qui concerne la valeur des émissions de méthane en amont, il convient d’établir une distinction entre les différents lots de carburants et de matières premières sur la base du profil de performance du méthane du fournisseur qui fournit le combustible utilisé pour produire le carburant bas carbone. |
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(4) |
Le potentiel de réchauffement planétaire de l’hydrogène n’a pas encore été déterminé avec le niveau de précision requis pour être inclus dans la méthode de calcul des émissions de gaz à effet de serre. Par conséquent, des valeurs pertinentes pour le potentiel de réchauffement planétaire de l’hydrogène devraient être ajoutées dès que les données scientifiques auront atteint une maturité suffisante et seront appliquées pour mesurer l’incidence des fuites d’hydrogène sur l’ensemble de la chaîne d’approvisionnement dans les méthodes de comptabilisation des émissions de gaz à effet de serre tant pour les carburants bas carbone que pour les carburants renouvelables d’origine non biologique. |
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(5) |
La méthode devrait considérer le captage et le stockage des émissions comme une réduction des émissions lorsque celles-ci sont stockées de manière permanente dans un site de stockage géologique, y compris lorsque les émissions se produisant dans des pays tiers sont stockées en dehors de l’Union, pour autant que le droit national applicable garantisse la détection et la réparation des fuites conformément aux dispositions légales applicables dans l’Union et que les fuites soient prises en compte pour ne pas être créditées comme des réductions. Les sites de stockage géologique qui présentent des fuites répétées ne devraient pas être acceptés pour l’injection. À l’heure actuelle, la restitution de quotas n’est évitée que pour les émissions relevant du SEQE de l’UE qui sont stockées dans un site de stockage autorisé en vertu de la directive 2009/31/CE. Il est possible de coopérer par-delà les frontières en matière de captage et de stockage du carbone. Pour que le stockage des émissions relevant du SEQE de l’UE dans des sites de stockage situés dans des pays tiers ne disposant pas d’un SEQE lié puisse dans le futur être reconnu, il faudrait impérativement que des conditions équivalentes existent pour garantir de façon permanente un stockage géologique du CO2 capté sûr et respectueux de l’environnement, que le stockage ne soit pas utilisé pour accroître la récupération des hydrocarbures, et que la démarche entraîne une réduction globale des émissions. |
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(6) |
Afin de garantir la cohérence de cette méthode avec la méthode définie dans le règlement délégué (UE) 2023/1185 pour les carburants renouvelables d’origine non biologique et les carburants à base de carbone recyclé, il convient d’établir des règles garantissant que l’intensité des émissions d’hydrogène bas carbone et l’intensité des émissions d’hydrogène renouvelable produit dans un électrolyseur au cours de la même période sont toujours les mêmes, et que les parts d’énergie déclarées sont cohérentes. |
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(7) |
La mise en œuvre du pacte vert pour l’Europe nécessite une réorientation rapide de l’utilisation des combustibles fossiles pour la production d’électricité L’hydrogène renouvelable et l’hydrogène bas carbone contribueront à la transition vers une énergie propre. Les méthodes applicables à chacune d’elles, bien que fondées sur des bases juridiques différentes, devraient être cohérentes et refléter à la fois les spécificités technologiques et l’efficacité économique. La Commission devrait lancer, dès que possible, une évaluation de l’introduction éventuelle d’approches alternatives pour la reconnaissance de l’électricité à faible intensité de carbone produite par les centrales nucléaires, sur la base de critères appropriés. Au plus tard le 30 juin 2026, la Commission devrait lancer une consultation publique sur un projet de méthode décrivant ces critères. En outre, la Commission devrait évaluer l’incidence et les implications de l’évaluation de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre de l’électricité en utilisant des valeurs moyennes. Ces évaluations doivent tenir compte de l’incidence globale de ces approches sur le système énergétique (y compris sur son efficacité économique et l’achèvement des interconnexions), du potentiel de réduction des émissions et de l’importance de maintenir des conditions de concurrence équitables avec l’électricité entièrement renouvelable au sens du règlement délégué (UE) 2023/1184 de la Commission (4), ainsi que de la nécessité de préserver les projets existants, |
A ADOPTÉ LE PRÉSENT RÈGLEMENT:
Article premier
Le présent règlement précise la méthode de calcul des réductions des émissions de gaz à effet de serre réalisées grâce aux carburants bas carbone autres que les carburants à base de carbone recyclé.
Article 2
Les réductions des émissions de gaz à effet de serre réalisées grâce aux carburants bas carbone autres que les carburants à base de carbone recyclé sont déterminées conformément à la méthode décrite en annexe.
Article 3
Suivi et réexamen
Pour le 1er juillet 2028, la Commission évalue l’incidence de l’introduction d’autres trajectoires en vue notamment de prendre en compte l’électricité bas carbone provenant de centrales nucléaires, sur la base de critères appropriés, et d’approches prenant en compte l’intensité des émissions de gaz à effet de serre de l’électricité sur la base de moyennes horaires. Cette évaluation tient compte de l’incidence de l’utilisation de ces filières sur le système énergétique et les réductions d’émissions, ainsi que de la nécessité de maintenir des conditions de concurrence équitables avec l’approvisionnement en électricité entièrement renouvelable. Lors de l’évaluation des modifications apportées aux critères, la Commission tiendra compte de la nécessité de préserver les projets existants.
Article 4
Le présent règlement entre en vigueur le vingtième jour suivant celui de sa publication au Journal officiel de l’Union européenne.
Le présent règlement est obligatoire dans tous ses éléments et directement applicable dans tout État membre.
Fait à Bruxelles, le 8 juillet 2025.
Par la Commission
La présidente
Ursula VON DER LEYEN
(1) JO L, 2024/1788, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2024/1788/oj.
(2) Règlement délégué (UE) 2023/1185 de la Commission du 10 février 2023 complétant la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil en établissant un seuil minimal de réduction des émissions de gaz à effet de serre pour les carburants à base de carbone recyclé et en précisant la méthode d’évaluation des réductions des émissions de gaz à effet de serre réalisées grâce aux carburants liquides et gazeux renouvelables destinés aux transports, d’origine non biologique, et aux carburants à base de carbone recyclé (JO L 157 du 20.6.2023, p. 20, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg_del/2023/1185/oj).
(3) 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).
(4) Règlement délégué (UE) 2023/1184 de la Commission du 10 février 2023 complétant la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil en établissant une méthodologie de l’Union définissant des règles détaillées pour la production de carburants liquides et gazeux renouvelables destinés au secteur des transports, d’origine non biologique (JO L 157 du 20.6.2023, p. 11, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg_del/2023/1184/oj).
ANNEXE
Méthode de calcul des réductions des émissions de gaz à effet de serre réalisées grâce aux carburants bas carbone autres que les carburants à base de carbone recyclé
A. MÉTHODE
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1. |
Les émissions de gaz à effet de serre résultant de la production et de l’utilisation de carburants bas carbone autres que les carburants à base de carbone recyclé sont calculées comme suit:
E = e i + e p + e td + e u – e ccs – e ccu où:
Les émissions résultant de la fabrication des machines et des équipements ne sont pas prises en compte. L’intensité des émissions de gaz à effet de serre des carburants bas carbone est déterminée en divisant les émissions totales du processus couvrant chaque élément de la formule par la quantité totale de carburant issu du processus et est exprimée en grammes d’équivalent CO2 par MJ de carburant (g CO2eq/MJ carburant). Si un carburant est un mélange de carburants bas carbone et d’autres carburants, tous les types de carburant sont considérés comme ayant la même intensité d’émission. L’exception à cette règle est le cas de la cotransformation, lorsque les carburants bas carbone, les carburants renouvelables d’origine non biologiques, les biocarburants, les bioliquides et les combustibles issus de la biomasse remplacent en partie un intrant de combustible fossile conventionnel dans un processus. Dans une telle situation, il y a lieu de faire la distinction, dans le calcul de l’intensité des émissions de gaz à effet de serre sur une base proportionnelle de la valeur énergétique des intrants d’énergie pertinents, entre:
Si plusieurs intrants énergétiques pertinents sont utilisés dans le processus, la délimitation entre les deux parties du processus est déterminée sur la base de la part de l’intrant pouvant être considérée comme des carburants bas carbone ou des carburants renouvelables d’origine non biologique, qui remplace la part la plus élevée de l’intrant de combustible fossile conventionnel (1). Les biocarburants, les bioliquides et les combustibles issus de la biomasse utilisés dans le processus ne sont pris en considération dans le calcul de l’intensité des émissions que lorsqu’ils sont utilisés en tant qu’intrants énergétiques non pertinents, lorsqu’ils sont utilisés dans le cadre de la partie du procédé délimitée comme indiqué ci-dessus (2) ou lorsque les matières premières utilisées dans le procédé comprennent déjà une part biogénique dès le départ, comme dans le cas des déchets municipaux en mélange. L’intensité des émissions des biocarburants, des bioliquides et des combustibles issus de la biomasse est déterminée conformément aux règles énoncées à l’article 31 de la directive (UE) 2018/2001. L’intensité des émissions de gaz à effet de serre des carburants bas carbone peut être calculée sous la forme d’une moyenne pour l’ensemble de la production de carburants survenant au cours d’une période allant jusqu’à un mois calendaire (3). Toutefois, lorsque de l’électricité qui est considérée comme entièrement renouvelable selon la méthode définie à l’article 27, paragraphe 6, de la directive (UE) 2018/2001 est utilisée comme intrant pour la production d’hydrogène dans un électrolyseur, l’intervalle de temps est conforme aux exigences applicables en matière de corrélation temporelle sauf si aucune exigence spécifique en la matière s’applique. Les émissions de gaz à effet de serre calculées pour chaque intervalle de temps peuvent être utilisées pour calculer l’intensité moyenne des émissions de gaz à effet de serre pendant une période maximale d’un mois, à condition que les valeurs individuelles calculées pour chaque période respectent le seuil minimal de réduction de 70 %. |
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2. |
Les réductions des émissions de gaz à effet de serre réalisées grâce aux carburants bas carbone autres que les carburants à base de carbone recyclé sont calculées comme suit:
Réductions = (E F – E) / E F où:
Pour tous les carburants bas carbone, le total des émissions provenant du combustible fossile de référence est égal au combustible fossile de référence pour les carburants renouvelables d’origine non biologique défini dans le règlement délégué (UE) 2023/1185. |
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3. |
Si les extrants d’un processus ne sont pas pleinement considérés comme des carburants bas carbone autres que les carburants à base de carbone recyclé, la fraction des carburants bas carbone autres que les carburants à base de carbone recyclé est déterminée en divisant l’intrant énergétique pertinent respectif dans le processus par le total des intrants énergétiques pertinents dans le processus (4).
L’énergie pertinente pour les matières entrantes est le pouvoir calorifique inférieur de l’intrant qui entre dans la structure moléculaire du combustible (5). Dans le cas de l’électricité utilisée pour augmenter le pouvoir calorifique du combustible ou des produits intermédiaires, l’énergie pertinente est l’énergie de l’électricité. Pour les effluents gazeux industriels, l’énergie concernée est l’énergie contenue dans les effluents gazeux sur la base de leur pouvoir calorifique inférieur. Dans le cas de la chaleur utilisée pour augmenter le pouvoir calorifique du carburant ou du produit intermédiaire, l’énergie concernée est l’énergie utile dans la chaleur utilisée pour synthétiser le combustible. La chaleur utile est l’énergie thermique totale multipliée par le rendement de Carnot, tel que défini à l’annexe V, partie C, point 1) b), de la directive (UE) 2018/2001. Les autres intrants ne sont pris en compte que pour déterminer l’intensité des émissions du carburant. |
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4. |
Lors de la détermination des émissions provenant de la fourniture d’intrants e i, il convient d’établir une distinction entre les intrants variables et les intrants fixes. Les intrants fixes sont ceux dont la fourniture ne peut être augmentée pour répondre à une demande supplémentaire. Par conséquent, tous les intrants pouvant être considérés comme une source de carbone pour la production de carburants à base de carbone recyclé sont fixes, de même que les extrants produits selon un ratio fixe par un processus incorporé (6) et qui représentent moins de 10 % de la valeur économique de la production. Si un tel extrant représente 10 % ou plus de la valeur économique, il est considéré comme variable. Les intrants variables sont ceux dont la fourniture peut être augmentée pour répondre à une demande supplémentaire. Les produits pétroliers des raffineries entrent dans cette catégorie car les raffineries peuvent modifier le ratio de leurs produits. Les émissions provenant des intrants énergétiques et des matières entrantes pour les opérations de captage et de stockage du dioxyde de carbone (CSC) (par exemple, la combustion de combustibles, la chaleur et l’électricité utilisées, ainsi que les matières et les produits chimiques) sont calculées sur la base de l’approche exposée aux points 5 à 11 en ce qui concerne les intrants du processus. |
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5. |
L’électricité qui peut être considérée comme entièrement renouvelable conformément à l’article 27, paragraphe 6, deuxième et troisième alinéas, de la directive (UE) 2018/2001 se voit attribuer un niveau zéro d’émission de gaz à effet de serre. |
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6. |
L’une des quatre méthodes suivantes est appliquée au cours de chaque année civile pour attribuer des valeurs d’émissions de gaz à effet de serre à l’électricité qui ne peut être considérée comme entièrement renouvelable conformément à l’article 27, paragraphe 6, deuxième et troisième alinéas, de la directive (UE) 2018/2001 et qui est utilisée pour produire des carburants bas carbone:
Si la méthode définie au point b) est utilisée, elle est appliquée à toute l’électricité utilisée pour produire des carburants bas carbone, y compris l’électricité qui peut être considérée comme entièrement renouvelable conformément à l’article 27, paragraphe 6, deuxième et troisième alinéas, de la directive (UE) 2018/2001. |
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7. |
Les émissions de gaz à effet de serre (GES) des intrants variables qui sont obtenus à partir d’un processus incorporé sont déterminées sur la base des données de leur processus de production réel. Cela inclut toutes les émissions dues à leur production tout au long de la chaîne d’approvisionnement (y compris les émissions résultant de l’extraction de l’énergie primaire nécessaire à la production, au traitement et au transport de l’intrant). Les émissions de combustion liées à la teneur en carbone des combustibles utilisés ne sont pas prises en compte (7).
Les émissions de GES provenant des intrants variables qui ne sont pas obtenus par un processus incorporé sont déterminées sur la base des valeurs figurant dans la partie B de la présente annexe. Si l’intrant ne figure pas dans la liste, des informations sur l’intensité des émissions peuvent être obtenues de la dernière version du rapport JEC-WTW, de la base de données ECOINVENT, de sources officielles telles que le GIEC, l’AIE ou le gouvernement, et d’autres sources examinées telles que les bases de données E3 et GEMIS (Global Emission Model for Integrated Systems) et des publications évaluées par les pairs. L’intensité en méthane de la production d’intrants élastiques d’origine fossile est calculée sur la base des éléments suivants:
Toutefois, lorsque l’intensité de méthane ne peut être calculée en raison de l’absence de données, ou lorsque l’intrant ne renforce pas le pouvoir calorifique du carburant bas carbone l’intensité en méthane des intrants variables d’origine fossile peut être la valeur pertinente pour les émissions de méthane en amont par unité de combustible figurant dans la partie B de la présente annexe. |
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8. |
Le fournisseur de chaque intrant variable, à l’exclusion de ceux pour lesquels les valeurs sont tirées de la partie B de la présente annexe, calcule l’intensité des émissions (10) de l’intrant selon les procédures décrites dans la présente annexe et communique la valeur à l’étape suivante de production ou au producteur du carburant final. La même règle s’applique aux fournisseurs d’intrants en aval de la chaîne d’approvisionnement. |
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9. |
Les émissions provenant d’intrants fixes (e i fixes) comprennent les émissions résultant du détournement de ces intrants d’une utilisation antérieure ou alternative. Ces émissions tiennent compte de la perte de production d’électricité, de chaleur ou de produits précédemment produits à l’aide de l’intrant, ainsi que des émissions dues à un traitement et un transport supplémentaires de l’intrant. Les règles suivantes s’appliquent:
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10. |
Les émissions résultant de l’utilisation ou de la destination existantes (e utilex) comprennent toutes les émissions liées à l’utilisation ou à la destination existantes de l’intrant qui sont évitées lorsque l’intrant est utilisé pour la production de carburant. Ces émissions comprennent l’équivalent CO2 du carbone incorporé dans la composition chimique du carburant qui aurait autrement été émis dans l’atmosphère. Cela inclut toutes les formes de carbone, pour autant qu’au moins une des conditions suivantes soit remplie:
Le CO2 capté provenant d’un combustible délibérément brûlé dans le but exclusif de produire le CO2 sans utiliser l’énergie et le CO2 dont le captage a bénéficié d’un crédit d’émission en vertu d’autres dispositions législatives ne sont pas pris en compte. Les émissions associées aux intrants tels que l’électricité et la chaleur et les matières consommables utilisées dans le processus de captage du CO2 sont prises en compte dans le calcul des émissions attribuées aux intrants. |
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11. |
Les dates fixées au point 10 a) feront l’objet d’un réexamen, en tenant compte de la mise en œuvre, dans les secteurs couverts par la directive 2003/87/CE, de l’objectif climatique à l’échelle de l’Union pour 2040 établi conformément à l’article 4, paragraphe 3, du règlement (UE) 2021/1119 du Parlement européen et du Conseil (13). |
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12. |
Les émissions résultant de la transformation (e p) comprennent les émissions atmosphériques directes résultant de la transformation elle-même, du traitement des déchets et des fuites, ainsi que
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13. |
Les émissions dues à la combustion du carburant (e u) correspondent au total des émissions de combustion du carburant utilisé, y compris les émissions résultant de la combustion de carbone d’origine biologique. |
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14. |
Les gaz à effet de serre pris en compte dans les calculs des émissions, ainsi que leurs équivalents dioxyde de carbone, sont les mêmes que ceux spécifiés à l’annexe V, partie C, point 4, de la directive (UE) 2018/2001. |
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15. |
Lorsqu’un processus donne lieu à de multiples coproduits, tels que des combustibles ou des produits chimiques, ainsi que des coproduits énergétiques tels que la chaleur, l’électricité ou l’énergie mécanique exportées de l’installation, les émissions de gaz à effet de serre sont attribuées à ces coproduits selon les méthodes suivantes:
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16. |
Les émissions résultant du transport et de la distribution (e td) comprennent les émissions résultant du stockage et de la distribution des carburants finis. Les émissions attribuées aux intrants e i comprennent les émissions résultant du transport et du stockage associés. |
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17. |
Lorsqu’un processus de fabrication de carburants bas carbone produit des émissions de carbone qui sont stockées de manière permanente dans un site de stockage géologique, ce carbone (exprimé en équivalent CO2) peut être porté au crédit des produits du processus en tant que réduction des émissions sous e ccs
(en gCO2eq/MJ carburant). Le terme e ccs
tient compte du taux de captage du CO2 issu de la production de carburants bas carbone, ainsi que de toutes les émissions résultant des activités d’exploitation pour le captage du carbone, du transport du CO2 et des émissions résultant de l’injection dans le site de stockage permanent comme suit:
e ccs = c CO2 – e CO2-c – e CO2-t – e CO2-i où:
Le terme e ccs comprend:
Les émissions de GES issues de la consommation de combustibles, de chaleur et d’électricité et de l’utilisation de matières entrantes pour les opérations de captage, de déshydratation, de compression et de liquéfaction sont prises en considération pour toutes les étapes de la chaîne de valeur du CO2, allant du captage au stockage. Pour les cas non couverts par les méthodes de calcul spécifiques prescrits au présent point, les émissions provenant des intrants énergétiques et des matières entrantes pour les opérations de captage et de stockage du carbone (CSC) (par exemple, la combustion de carburants, la chaleur et l’électricité utilisée, ainsi que les matières et les produits chimiques) sont calculées en appliquant par analogie les points 5 à 11 en ce qui concerne les intrants du processus. Toutes les émissions d’éventage ainsi que les émissions fugitives et autres fuites de CO2 dues au captage, à la déshydratation, à la compression et à la liquéfaction du carbone, au transport du CO2 et aux opérations d’injection sont prises en considération. Dans les installations qui ont commencé à fonctionner avant le 11 décembre 2025, il est possible d’allouer les émissions de CO2 à une partie de la production totale du procédé, à condition que le taux de captage du carbone pour la partie du procédé incorporé ne dépasse pas 100 %. Pour toutes les autres installations, les réductions nettes d’émissions doivent être allouées proportionnellement à la totalité de la production de combustible. |
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18. |
Lorsqu’un processus de production de carburants bas carbone génère des émissions de CO2 qui sont chimiquement liées de manière permanente à l’un des produits énumérés dans l’acte délégué adopté conformément à l’article 12, paragraphe 3 ter, deuxième alinéa, de la directive 2003/87/CE, ces émissions sont portées au crédit des carburants bas carbone issus du processus en tant que réduction des émissions sous e ccu
(en gCO2eq/MJ carburant). Le terme e ccu
tient compte du taux de captage du CO2 issu de la production de carburants bas carbone, ainsi que de toutes les émissions résultant des activités d’exploitation pour le captage du carbone, le transport du CO2 et les émissions résultant du processus de transformation et d’utilisation afin de les lier chimiquement de manière permanente à un produit, comme suit:
e ccu = c CO2 – e CO2-c – e CO2-t – e CO2-u où:
Les émissions ne sont considérées comme liées chimiquement de manière permanente à un produit que si le produit est énuméré dans l’acte délégué adopté en vertu de l’article 12, paragraphe 3 ter, deuxième alinéa, de la directive 2003/87/CE. Dans les installations qui ont commencé à fonctionner avant le 11 décembre 2025, il est possible d’allouer les émissions de CO2 à une partie de la production totale du procédé, à condition que le taux de captage du carbone pour la partie du procédé incorporé ne dépasse pas 100 %. Pour toutes les autres installations, les réductions nettes d’émissions doivent être allouées proportionnellement à la totalité de la production de combustible. |
B. «VALEURS STANDARD» POUR LES INTENSITÉS D’ÉMISSION DE GES DES INTRANTS
Les tableaux 1 et 2 établissent les intensités d’émission de GES des intrants autres que l’électricité:
Tableau 1
Émissions de GES par défaut sur l’ensemble du cycle de vie des différents intrants énergétiques, exprimées en g de substance par MJ de produit; les gaz à effet de serre autres que le CO2 sont convertis en équivalent CO2 en multipliant leur quantité par les valeurs respectives de leur potentiel de réchauffement planétaire fixées à l’annexe du règlement délégué (UE) 2020/1044 de la Commission (18) . À l’exclusion des émissions résultant de la combustion du combustible en phase d’utilisation
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Combustible/carburant |
CO2 |
CH4 (*) (19) |
N2O |
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Combustibles fossiles solides |
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|
Anthracite |
6,50 |
0,390 |
0,00026 |
||||||||||
|
Charbon à coke |
6,50 |
0,390 |
0,00026 |
||||||||||
|
Autres charbons bitumineux |
6,50 |
0,390 |
0,00026 |
||||||||||
|
Charbon sous-bitumineux |
1,70 |
0 |
0 |
||||||||||
|
Lignite |
1,70 |
0 |
0 |
||||||||||
|
Aggloméré |
5,00 |
0,228 |
0 |
||||||||||
|
Coke de cokerie |
5,00 |
0,228 |
0 |
||||||||||
|
Coke de gaz |
5,00 |
0,228 |
0 |
||||||||||
|
Goudron de houille |
5,00 |
0,228 |
0 |
||||||||||
|
Briquettes de lignite |
1,70 |
0 |
0 |
||||||||||
|
Gaz manufacturés |
|
|
|
||||||||||
|
Gaz d’usine à gaz |
5,00 |
0,228 |
0 |
||||||||||
|
Gaz de cokerie |
5,00 |
0,228 |
0 |
||||||||||
|
Gaz de haut-fourneau |
5,00 |
0,228 |
0 |
||||||||||
|
Autres gaz récupérés |
5,00 |
0,228 |
0 |
||||||||||
|
Tourbe et produits dérivés de la tourbe |
0 |
0 |
0 |
||||||||||
|
Schistes bitumineux et sables bitumineux |
5,00 |
0,228 |
0 |
||||||||||
|
Pétrole et produits pétroliers |
|
|
|
||||||||||
|
Pétrole brut |
5,00 |
0,228 (= CH4 _brut) |
0 |
||||||||||
|
Liquides de gaz naturel |
5,00 |
0,228 |
0 |
||||||||||
|
Produits d’alimentation des raffineries |
5,00 |
0,228 |
0 |
||||||||||
|
Additifs et composés oxygénés |
5,00 |
0,228 |
0 |
||||||||||
|
Autres hydrocarbures |
5,00 |
0,228 |
0 |
||||||||||
|
Gaz de raffinerie |
5,00 |
0,228 |
0 |
||||||||||
|
Éthane |
5,00 |
0,228 |
0 |
||||||||||
|
Gaz de pétrole liquéfié |
5,00 |
0,228 |
0 |
||||||||||
|
Essence automobile |
13,40 |
1,08 *CH4 _brut |
0 |
||||||||||
|
Essence aviation |
13,40 |
1,08 *CH4 _brut |
0 |
||||||||||
|
Carburéacteur type essence |
13,40 |
1,08 *CH4 _brut |
0 |
||||||||||
|
Carburéacteur type kérosène |
13,40 |
1,08 *CH4 _brut |
0 |
||||||||||
|
Autres kérosènes |
13,40 |
1,08 *CH4 _brut |
0 |
||||||||||
|
Naphta |
13,40 |
1,08 *CH4 _brut |
0 |
||||||||||
|
Gazole |
15,65 |
1,09 *CH4 _brut |
0 |
||||||||||
|
Fioul |
0 |
1,01 *CH4 _brut |
0 |
||||||||||
|
White spirit et essences spéciales |
13,40 |
1,08 *CH4 _brut |
0 |
||||||||||
|
Lubrifiants |
15,65 |
1,09 *CH4 _brut |
0 |
||||||||||
|
Bitume |
5,00 |
0,228 |
0 |
||||||||||
|
Coke de pétrole |
5,00 |
0,228 |
0 |
||||||||||
|
Paraffines |
5,00 |
0,228 |
0 |
||||||||||
|
Autres produits pétroliers |
5,00 |
0,228 |
0 |
||||||||||
|
Gaz naturel (à l’exclusion de la liquéfaction du GNL, du transport maritime et de la regazéification) (**) (20) |
4,90 |
0,190 |
0,00037 |
||||||||||
|
Déchets |
|
|
|
||||||||||
|
Déchets industriels (non renouvelables) |
0 |
0 |
0 |
||||||||||
|
Déchets urbains non renouvelables |
0 |
0 |
0 |
||||||||||
|
Énergie nucléaire |
|
|
|
||||||||||
|
Chaleur nucléaire: |
0,50 |
0 |
0 |
||||||||||
|
|||||||||||||
Tableau 2
Émissions de GES par défaut des matières entrantes
|
Matière entrante |
Émissions totales gCO2eq/MJ |
||
|
Ammoniac |
2 351,3 |
||
|
Chlorure de calcium (CaCl2) |
38,8 |
||
|
Cyclohexane |
723,0 |
||
|
Acide chlorhydrique (HCl) |
1 061,1 |
||
|
Lubrifiants |
947,0 |
||
|
Sulfate de magnésium (MgSO4) |
191,8 |
||
|
Azote |
56,4 |
||
|
Acide phosphorique (H3PO4) |
3 124,7 |
||
|
Hydroxyde de potassium (KOH) |
419,1 |
||
|
CaO pure pour processus |
1 193,2 |
||
|
Carbonate de sodium (Na2CO3) |
1 245,1 |
||
|
Chlorure de sodium (NaCl) |
13,3 |
||
|
Hydroxyde de sodium (NaOH) |
529,7 |
||
|
Méthylate de sodium [Na(CH3O)] |
2 425,5 |
||
|
Dioxyde de soufre (SO2) |
53,3 |
||
|
Acide sulfurique (H2SO4) |
217,5 |
||
|
Urée |
1 846,6 |
||
|
|||
C. INTENSITÉ DES ÉMISSIONS DE GES DE L’ÉLECTRICITÉ
Méthode de calcul des intensités d’émission de GES de l’électricité
L’intensité des émissions de GES de l’électricité est déterminée au niveau des pays ou au niveau des zones de dépôt des offres. L’intensité des émissions de GES de l’électricité peut être déterminée au seul niveau des zones de dépôt des offres, si les données requises sont accessibles au public. L’intensité de carbone de l’électricité, exprimée en gCO2eq/MJ d’électricité, est calculée en tenant compte de toutes les sources d’énergie primaire potentielles pour la production d’électricité, le type d’installation, les rendements de conversion et la consommation propre d’électricité dans chaque centrale électrique.
Le calcul tient compte de toutes les émissions d’équivalent CO2 associées à la combustion et à la fourniture des combustibles utilisés pour la production d’électricité. Ce calcul dépend de la quantité de différents combustibles utilisés dans les installations de production d’électricité, ainsi que des facteurs d’émission résultant de la combustion des combustibles et des facteurs d’émission des combustibles en amont (production, raffinage et transport).
les gaz à effet de serre autres que le CO2 sont convertis en équivalent CO2 en multipliant leur quantité par les valeurs respectives de leur potentiel de réchauffement planétaire fixées à l’annexe du règlement délégué (UE) 2020/1044. Lors de l’utilisation de biocombustibles, les émissions de CO2 ne sont pas prises en compte en raison de leur origine biologique, mais les émissions de CH4 et de N2O sont prises en compte.
Pour le calcul des émissions de GES dues à la combustion de combustibles, il convient d’utiliser les facteurs d’émission par défaut du GIEC pour la combustion stationnaire dans les industries énergétiques, voir tableau 3. Les émissions en amont comprennent les émissions provenant de tous les processus et phases nécessaires pour que le combustible soit prêt à alimenter la production d’électricité. Elles résultent de l’extraction, du raffinage et du transport du combustible utilisé pour la production d’électricité.
En outre, toutes les émissions en amont résultant de la culture, de la récolte, de la collecte, de la transformation et du transport de la biomasse sont prises en considération. La tourbe et les composants des déchets d’origine fossile sont traités comme un combustible fossile.
Les combustibles utilisés pour la production brute d’électricité dans les centrales uniquement électriques sont déterminés sur la base de la production d’électricité et du rendement de la conversion en électricité. Dans le cas des centrales de cogénération chaleur/électricité, les combustibles utilisés pour la production de chaleur dans la cogénération sont comptabilisés en tenant compte de la production alternative de chaleur avec un rendement global moyen de 85 %, le reste étant attribué à la production d’électricité.
Pour les centrales nucléaires, le rendement de conversion à partir de la chaleur nucléaire est supposé être de 33 %, ou bien des données sont fournies par Eurostat ou par une source agréée similaire.
Aucun combustible n’est associé à la production d’électricité à partir de sources renouvelables, y compris l’énergie hydraulique, solaire, éolienne et géothermique. Les émissions provenant de la construction, du déclassement et de la gestion des déchets des installations de production d’électricité ne sont pas prises en considération. Les émissions d’équivalent carbone associées à la production d’électricité renouvelable (éolienne, solaire, hydraulique et géothermique) sont donc considérées comme égales à zéro.
Les émissions en équivalent CO2 résultant de la production brute d’électricité comprennent les émissions en amont énumérées au tableau 1 et les facteurs d’émission par défaut pour la combustion stationnaire énumérés aux tableaux 3 et 4. Les émissions en amont pour la fourniture du combustible utilisé sont les facteurs d’émission en amont indiqués au tableau 1.
Le calcul de l’intensité de carbone de l’électricité est effectué selon la formule suivante:
où:
|
e gross_prod |
= |
émissions d’équivalent CO2 [gCO2eq] |
|
c i-ups |
= |
facteurs d’émission d’équivalent CO2 en amont [gCO2eq/MJ] |
|
c i-comb |
= |
facteurs d’émission d’équivalent CO2 résultant de la combustion de combustibles [gCO2eq/MJ] figurant aux tableaux 3 et 4. Sont incluses les émissions de CH4 et de N2O exprimées en CO2eq/MJ. Dans les cas où le CO2 est stocké de manière permanente par des installations de CSC, le facteur d’émission de CO2 résultant de la combustion de combustibles utilise les valeurs par défaut pour le CO2 indiquées au tableau 3 et est calculé en tenant compte de l’incidence nette du CSC. |
|
Bi |
= |
consommation de combustible i pour la production d’électricité [MJ] |
|
i = 1…k |
= |
combustibles utilisés pour la production d’électricité |
La quantité nette d’électricité produite est déterminée par la production brute d’électricité, la consommation propre d’électricité dans la centrale électrique et les pertes d’électricité dans le cas de l’accumulation par pompage.
E net = E gross – E own – E pump
où:
|
E net |
= |
production nette d’électricité [MJ] |
|
E gross |
= |
production brute d’électricité [MJ] |
|
E own |
= |
consommation interne d’électricité propre dans les centrales électriques [MJ] |
|
E pump |
= |
pertes d’électricité dans le stockage par pompe [MJ] |
L’intensité de carbone de l’électricité nette produite correspond au total des émissions brutes de GES résultant de la production de l’électricité nette:
CI = e gross_prod / E net
où:
CI = facteurs d’émission d’équivalent CO2 résultant de la production d’électricité, exprimées en [gCO2eq/MJ].
Données relatives à la production d’électricité et à la consommation de combustible
Les données relatives à la production d’électricité et à la consommation de combustible proviennent, pour les pays membres et associés de l’AIE, des données et statistiques de l’AIE contenant des données sur les bilans énergétiques et l’électricité produite à partir de différents combustibles, par exemple sur le site internet de l’AIE, section «Données et statistiques» («Energy Statistics Data Browser») (21).
Pour les États membres, les données d’Eurostat sont plus détaillées et peuvent être utilisées à la place. Lorsque l’intensité des émissions de GES est établie au niveau des zones de dépôt des offres, les données provenant de statistiques nationales officielles, des gestionnaires de réseau de transport ou du réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité (REGRT-E) avec le même niveau de détail que les données de l’AIE sont utilisées. Les données relatives à la consommation de combustible incluent les données les plus détaillées disponibles dans les statistiques nationales: combustibles fossiles solides, gaz manufacturés, tourbe et produits de tourbe, schiste bitumineux et sables bitumineux, pétrole et produits pétroliers, gaz naturel, énergies renouvelables et biocarburants, déchets non renouvelables et nucléaire. Les énergies renouvelables et les biocarburants comprennent tous les combustibles biogènes, les déchets biogènes, l’énergie hydraulique, océanique, marémotrice, houlomotrice, géothermique, éolienne, solaire et l’énergie ambiante produite par les pompes à chaleur.
Échanges nets d’électricité
Une fois la production nationale d’électricité et son intensité de carbone calculées, les importations annuelles nettes en provenance d’autres pays sont prises en compte. Pour chaque pays participant à l’échange, l’importation nette correspond à la différence entre les importations et les exportations. Si elle est supérieure à zéro, ce qui signifie que le pays est un importateur net d’électricité, l’intensité de carbone nationale est calculée en tenant compte proportionnellement des émissions associées à l’électricité nette importée. Pour tenir compte également des importations du pays exportateur, ce calcul devrait être effectué itérativement jusqu’à ce que les valeurs convergent, au moins trois fois. Lorsque l’intensité des émissions de GES de l’électricité est déterminée au niveau des zones de dépôt des offres, la même approche est appliquée au niveau des zones de dépôt des offres.
Données d’entrée provenant de sources bibliographiques
Tableau 3
Facteurs d’émission par défaut pour la combustion stationnaire [g d’équivalent CO2/MJ combustible sur un pouvoir calorifique inférieur]
|
Combustible/carburant |
CO2 |
CH4 |
N2O |
||
|
Combustibles fossiles solides |
|
|
|
||
|
Anthracite |
98,3 |
0,03 |
0,41 |
||
|
Charbon à coke |
94,6 |
0,03 |
0,41 |
||
|
Autres charbons bitumineux |
94,6 |
0,03 |
0,41 |
||
|
Charbon sous-bitumineux |
96,1 |
0,03 |
0,41 |
||
|
Lignite |
101,0 |
0,03 |
0,41 |
||
|
Aggloméré |
97,5 |
0,03 |
0,41 |
||
|
Coke de cokerie |
107,0 |
0,03 |
0,41 |
||
|
Coke de gaz |
107,0 |
0,03 |
0,03 |
||
|
Goudron de houille |
80,7 |
0,03 |
0,41 |
||
|
Briquettes de lignite |
97,5 |
0,03 |
0,41 |
||
|
Gaz manufacturés |
|
|
|
||
|
Gaz d’usine à gaz |
44,4 |
0,03 |
0,03 |
||
|
Gaz de cokerie |
44,4 |
0,03 |
0,03 |
||
|
Gaz de haut-fourneau |
260,0 |
0,03 |
0,03 |
||
|
Autres gaz récupérés |
182,0 |
0,03 |
0,03 |
||
|
Tourbe et produits dérivés de la tourbe |
106,0 |
0,03 |
0,41 |
||
|
Schistes bitumineux et sables bitumineux |
107,0 |
0,03 |
0,41 |
||
|
Pétrole et produits pétroliers |
|
|
|
||
|
Pétrole brut |
73,3 |
0,09 |
0,16 |
||
|
Liquides de gaz naturel |
64,2 |
0,09 |
0,16 |
||
|
Produits d’alimentation des raffineries |
73,3 |
0,09 |
0,16 |
||
|
Additifs et composés oxygénés |
73,3 |
0,09 |
0,16 |
||
|
Autres hydrocarbures |
73,3 |
0,09 |
0,16 |
||
|
Gaz de raffinerie |
57,6 |
0,03 |
0,03 |
||
|
Éthane |
61,6 |
0,03 |
0,03 |
||
|
Gaz de pétrole liquéfié |
63,1 |
0,03 |
0,03 |
||
|
Essence automobile |
69,3 |
0,09 |
0,16 |
||
|
Essence aviation |
70,0 |
0,09 |
0,16 |
||
|
Carburéacteur type essence |
70,0 |
0,09 |
0,16 |
||
|
Carburéacteur type kérosène |
71,5 |
0,09 |
0,16 |
||
|
Autres kérosènes |
71,9 |
0,09 |
0,16 |
||
|
Naphta |
73,3 |
0,09 |
0,16 |
||
|
Gazole |
74,1 |
0,09 |
0,16 |
||
|
Fioul |
77,4 |
0,09 |
0,16 |
||
|
White spirit et essences spéciales |
73,3 |
0,09 |
0,16 |
||
|
Lubrifiants |
73,3 |
0,09 |
0,16 |
||
|
Bitume |
80,7 |
0,09 |
0,16 |
||
|
Coke de pétrole |
97,5 |
0,09 |
0,16 |
||
|
Paraffines |
73,3 |
0,09 |
0,16 |
||
|
Autres produits pétroliers |
73,3 |
0,09 |
0,16 |
||
|
Gaz naturel |
56,1 |
0,03 |
0,03 |
||
|
Déchets |
|
|
|
||
|
Déchets industriels (non renouvelables) |
143,0 |
0,89 |
1,09 |
||
|
Déchets urbains non renouvelables |
91,7 |
0,89 |
1,09 |
||
|
|||||
Tableau 4
Facteurs d’émission par défaut pour la combustion stationnaire de combustibles issus de la biomasse [g d’équivalent CO2/MJ combustible sur un pouvoir calorifique inférieur]
|
Combustible/carburant |
CO2 |
CH4 |
N2O |
||
|
Biocombustibles primaires solides |
0 |
0,89 |
1,09 |
||
|
Charbon de bois |
0 |
5,96 |
1,09 |
||
|
Biogaz |
0 |
0,03 |
0,03 |
||
|
Déchets urbains renouvelables |
0 |
0,89 |
1,09 |
||
|
Bioessence pure |
0 |
0,09 |
0,16 |
||
|
Bioessence mélangée |
0 |
0,09 |
0,16 |
||
|
Biodiesels purs |
0 |
0,09 |
0,16 |
||
|
Biodiesels mélangés |
0 |
0,09 |
0,16 |
||
|
Biokérosène pur |
0 |
0,09 |
0,16 |
||
|
Biokérosène mélangé |
0 |
0,09 |
0,16 |
||
|
Autres biocarburants liquides |
0 |
0,09 |
0,16 |
||
|
|||||
Le tableau 5 comprend les valeurs moyennes annuelles de l’intensité des émissions de GES de l’électricité calculées selon les formules susmentionnées de la présente partie C au niveau des pays de l’Union. L’une des cinq valeurs annuelles disponibles les plus récentes peut être choisie pour l’électricité produite dans les pays concernés (22).
Tableau 5
Intensité des émissions de l’électricité produite et de l’électricité nette importée dans les États membres de 2019 à 2023
|
Pays |
Intensité des émissions de l’électricité produite et de l’électricité nette importée (gCO2eq/MJ) |
||||||
|
|
2019 |
2020 |
2021 |
2022 |
2023 |
||
|
Autriche |
65,2 |
55,6 |
62,7 |
65,3 |
43,8 |
||
|
Belgique |
57,0 |
58,2 |
47,9 |
53,2 |
48,2 |
||
|
Bulgarie |
136,7 |
117,6 |
129,4 |
149,7 |
100,5 |
||
|
Croatie |
76,1 |
63,0 |
79,9 |
87,8 |
64,3 |
||
|
Chypre |
203,4 |
199,3 |
194,3 |
191,7 |
184,6 |
||
|
Tchéquie |
146,5 |
132,0 |
142,5 |
146,7 |
127,6 |
||
|
Danemark |
37,1 |
22,6 |
27,5 |
26,3 |
15,9 |
||
|
Estonie |
162,6 |
88,8 |
111,0 |
135,4 |
78,0 |
||
|
Finlande |
24,3 |
18,7 |
21,5 |
18,9 |
12,5 |
||
|
France |
18,8 |
17,8 |
18,3 |
25,0 |
15,4 |
||
|
Allemagne |
110,5 |
99,7 |
110,2 |
117,2 |
103,8 |
||
|
Grèce |
158,3 |
127,9 |
115,5 |
115,4 |
101,1 |
||
|
Hongrie |
80,2 |
73,0 |
70,8 |
71,3 |
54,6 |
||
|
Irlande |
100,0 |
92,2 |
110,5 |
101,4 |
85,6 |
||
|
Italie |
97,6 |
92,4 |
97,0 |
108,1 |
87,9 |
||
|
Lettonie |
84,7 |
57,5 |
68,4 |
85,9 |
44,6 |
||
|
Lituanie |
33,8 |
31,8 |
35,6 |
32,1 |
19,1 |
||
|
Luxembourg |
86,2 |
76,5 |
76,1 |
87,1 |
70,6 |
||
|
Malte |
122,7 |
129,8 |
120,4 |
121,7 |
115,7 |
||
|
Pays-Bas |
123,9 |
99,7 |
101,8 |
96,0 |
77,8 |
||
|
Pologne |
211,9 |
198,1 |
211,2 |
202,8 |
174,8 |
||
|
Portugal |
81,0 |
64,4 |
53,1 |
56,9 |
39,1 |
||
|
Roumanie |
108,0 |
91,3 |
88,1 |
93,9 |
73,1 |
||
|
Slovaquie |
85,8 |
79,1 |
86,6 |
93,2 |
60,9 |
||
|
Slovénie |
72,3 |
66,4 |
68,8 |
67,9 |
54,2 |
||
|
Espagne |
69,4 |
54,7 |
52,6 |
60,8 |
47,3 |
||
|
Suède |
4,3 |
3,3 |
3,7 |
3,6 |
3,4 |
||
|
|||||||
(1) Cette part est déterminée en comparant le même type d’intrant, par exemple la part d’hydrogène bas carbone dans l’ensemble de l’hydrogène utilisé dans le processus.
(2) Les biocarburants, les bioliquides et les combustibles issus de la biomasse peuvent faire partie du processus délimité lorsqu’ils remplacent un autre intrant que celui où les carburants bas carbone et les carburants renouvelables d’origine non biologique remplacent la part la plus élevée de l’apport de combustibles fossiles conventionnels.
(3) Lorsque des carburants renouvelables d’origine non biologique et des carburants bas carbone sont produits dans la même installation, la période choisie au titre du règlement (UE) 2023/1185 et de la présente méthode est la même.
(4) Si un carburant est produit au cours de plusieurs processus ultérieurs, la fraction est déterminée pour chaque processus, sauf s’il est de pratique industrielle courante d’intégrer les processus sur le plan technique et géographique.
(5) Pour les matières entrantes contenant de l’eau, le pouvoir calorifique inférieur est considéré comme le pouvoir calorifique inférieur de la partie sèche de la matière entrante (c’est-à-dire sans tenir compte de l’énergie nécessaire pour évaporer l’eau). Les carburants liquides et gazeux renouvelables destinés au secteur des transports, d’origine non biologique, utilisés comme produits intermédiaires pour la production de carburants conventionnels et de biocarburants, ne sont pas pris en considération.
(6) Les processus incorporés comprennent les processus qui:
|
— |
ont lieu dans le même complexe industriel, et |
|
— |
réutilise la chaleur ou d’autres extrants difficiles à transporter de l’un des processus. |
(7) Si les intensités de carbone sont extraites du tableau de la partie B de la présente annexe, les émissions de combustion ne sont pas prises en considération. En effet, les émissions de combustion sont comptabilisées dans la transformation ou dans les émissions de combustion du carburant final.
(8) Règlement (UE) 2024/1787 du Parlement européen et du Conseil du 13 juin 2024 concernant la réduction des émissions de méthane dans le secteur de l’énergie et modifiant le règlement (UE) 2019/942 (JO L, 2024/1787, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj).
(9) Les valeurs déclarées sont calculées conformément à la méthode définie par la Commission conformément à l’article 29, paragraphe 4, du règlement (UE) 2024/1787. Jusqu’à la date à laquelle cette méthode sera établie, d’autres méthodes scientifiques telles que la méthodologie OGMP 2.0 peuvent être appliquées, le cas échéant.
(10) Conformément au point 6, l’intensité des émissions ne doit pas inclure les émissions intrinsèques liées à la teneur en carbone de l’intrant fourni.
(11) Des règles équivalentes aux règles fixées à l’article 27, paragraphe 6, pour les carburants renouvelables d’origine non biologique peuvent être appliquées pour déterminer les facteurs d’émission pour la production d’électricité perdue du fait de l’utilisation de gaz de traitement des déchets et de gaz d’échappement d’origine non renouvelable qui sont produits en tant que conséquence inévitable et involontaire du processus de production dans les installations industrielles.
(12) Directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 octobre 2003 établissant un système d’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre dans l’Union et modifiant la directive 96/61/CE du Conseil (JO L 275 du 25.10.2003, p. 32, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2003/87/oj).
(13) Règlement (UE) 2021/1119 du Parlement européen et du Conseil du 30 juin 2021 établissant le cadre requis pour parvenir à la neutralité climatique et modifiant les règlements (CE) no 401/2009 et (UE) 2018/1999 («loi européenne sur le climat») (JO L 243 du 9.7.2021, p. 1, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2021/1119/oj).
(14) Règlement délégué (UE) 2024/2620 de la Commission du 30 juillet 2024 complétant la directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil en ce qui concerne les conditions à satisfaire pour que des gaz à effet de serre soient considérés comme étant liés chimiquement, de manière permanente, à un produit (JO L, 2024/2620, 4.10.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg_del/2024/2620/oj).
(15) Règlement (UE) 2024/3012 du Parlement européen et du Conseil du 27 novembre 2024 établissant un cadre de certification de l’Union relatif aux absorptions permanentes de carbone, à l’agrostockage de carbone et au stockage de carbone dans des produits (JO L, 2024/3012, 6.12.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/3012/oj).
(16) Directive 2009/31/CE du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relative au stockage géologique du dioxyde de carbone et modifiant la directive 85/337/CEE du Conseil, les directives 2000/60/CE, 2001/80/CE, 2004/35/CE, 2006/12/CE et 2008/1/CE et le règlement (CE) no 1013/2006 du Parlement européen et du Conseil (JO L 140 du 5.6.2009, p. 114, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2009/31/oj).
(17) Règlement d’exécution (UE) 2018/2066 de la Commission du 19 décembre 2018 relatif à la surveillance et à la déclaration des émissions de gaz à effet de serre au titre de la directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil et modifiant le règlement (UE) no 601/2012 de la Commission (JO L 334 du 31.12.2018, p. 1, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg_impl/2018/2066/oj).
(18) Règlement délégué (UE) 2020/1044 de la Commission du 8 mai 2020 complétant le règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil en ce qui concerne les valeurs pour les potentiels de réchauffement planétaire et les lignes directrices relatives aux inventaires, ainsi que le système d’inventaire de l’Union, et abrogeant le règlement délégué (UE) no 666/2014 de la Commission (JO L 230 du 17.7.2020, p. 1, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg_del/2020/1044/oj).
(19) Un facteur d’allocation est pris en considération pour le calcul des émissions en amont des produits pétroliers (à partir du facteur d’émission réel de méthane en amont du pétrole brut considéré): 1,09;1,08; 1,01 (MJ de pétrole brut/produit MJ) respectivement pour le gazole, l’essence et le fioul lourd.
(20) pour le gaz naturel qui a été transporté sous forme liquide, il convient d’ajouter des émissions supplémentaires de gaz à effet de serre (CO2, CH4 et N2O) dues à la liquéfaction, au transport maritime et à la regazéification du gaz naturel.
Pour les émissions de méthane résultant des étapes de liquéfaction, de transport maritime et de regazéification du GNL, les exploitants suivent le point 7 de la présente annexe, conformément au règlement (UE) 2024/1787.
(21) Par exemple: https://www.iea.org/data-and-statistics/data-tools/energy-statistics-data-browser?country=GERMANY&fuel=Energy%20supply&indicator=TESbySource.
(22) Des données actualisées seront régulièrement mises à disposition par la Commission européenne.
ELI: http://data.europa.eu/eli/reg_del/2025/2359/oj
ISSN 1977-0693 (electronic edition)