1.

La demande de décision préjudicielle formée par le Verwaltungsgericht Berlin (tribunal administratif de Berlin, Allemagne) porte sur l’interprétation de l’article 3, sous u), de l’article 10 bis et de l’annexe I de la directive 2003/87/CE ( 2 ), laquelle établit un système d’échange de quotas d’émissions de gaz à effet de serre dans l’Union européenne (ci‑après le « système d’échange de quotas »), ainsi que de l’article 3, sous c) et h), de la décision 2011/278/UE ( 3 ), prévoyant des règles transitoires relatives à l’allocation harmonisée de quotas gratuits.

2.

Cette demande s’inscrit dans le cadre d’un litige opposant ExxonMobil Production Deutschland GmbH (ci‑après « ExxonMobil ») à la République fédérale d’Allemagne, représentée par l’Umweltbundesamt (Office fédéral de l’environnement, Allemagne), au sujet du refus d’allouer, à une installation de traitement de gaz naturel exploitée par ExxonMobil, une partie des quotas gratuits demandés pour l’année 2013.

3.

Conformément à la demande de la Cour, les présentes conclusions seront ciblées sur les première et deuxième questions posées par la juridiction de renvoi. Ces questions ont trait à la portée de la notion de « producteur d’électricité » au sens de l’article 3, sous u), de la directive 2003/87 et aux conséquences qui découlent de la qualité de producteur d’électricité d’une installation sur l’allocation de quotas gratuits à laquelle elle a droit au titre de l’article 10 bis de cette directive.

4.

L’article 3, sous u), de la directive 2003/87 définit la notion de « producteur d’électricité » comme « une installation qui, à la date du 1er janvier 2005 ou ultérieurement, a produit de l’électricité destinée à la vente à des tiers et dans laquelle n’a lieu aucune activité énumérée dans l’annexe I, autre que la “combustion de combustibles” ».

5.

Dans sa version en vigueur à l’époque des faits pertinents ( 4 ), l’article 10 bis de cette directive était libellé comme suit :

« 1.   Le 31 décembre 2010 au plus tard, la Commission arrête des mesures d’exécution pleinement harmonisées à l’échelle communautaire relatives à l’allocation harmonisée des quotas [...]

[...]

[...] Aucun quota n’est délivré à titre gratuit pour la production d’électricité, à l’exception des cas relevant de l’article 10 quater et de l’électricité produite à partir de gaz résiduaires.

[...]

3.   Sous réserve des paragraphes 4 et 8, et sans préjudice de l’article 10 quater, aucun quota n’est alloué à titre gratuit aux producteurs d’électricité [...]

4.   Des quotas gratuits sont alloués au chauffage urbain ainsi qu’à la cogénération à haut rendement telle que définie par la directive 2004/8/CE [ ( 5 )] en vue de répondre à une demande économiquement justifiable par rapport à la production de chaleur ou de froid. Chaque année postérieure à 2013, le total des quotas délivrés à ces installations pour la production de ce type de chaleur est adapté en utilisant le facteur linéaire visé à l’article 9.

[...] »

6.

L’article 3 de la décision 2011/278 énonce :

« Aux fins de la présente décision, on entend par :

[...]

[...]

[...] »

7.

L’article 9 du Treibhausgas‑Emissionshandelsgesetz (loi sur les échanges de droits d’émission de gaz à effet de serre), du 21 juillet 2011 (BGBl. 2011 I, p. 1475, ci‑après le « TEHG »), est libellé comme suit :

« (1)   Les exploitants d’installations reçoivent une allocation à titre gratuit de droits d’émission conformément aux principes énoncés à l’article 10 bis [...] de la directive [2003/87] [...] et à ceux énoncés dans la décision [2011/278] [...]

[...]

(6)   Le volume de quotas définitif alloué à l’installation est égal au produit du volume de quotas provisoire calculé en application des paragraphes 1 à 5 et du facteur de correction transsectoriel fixé par la Commission européenne conformément à l’article 15, paragraphe 3, des règles d’allocation harmonisées de l’Union européenne. Dans le cadre de l’allocation pour la chaleur générée par les producteurs d’électricité, le facteur linéaire visé à l’article 10 bis, paragraphe 4, de la directive 2003/87/CE remplace le facteur de correction cité dans la première phrase, le calcul étant basé sur le nombre annuel provisoire de quotas à allouer à titre gratuit au producteur d’électricité concerné pour l’année 2013. »

8.

L’annexe 1, partie 2, du TEHG, intitulée « Activités », vise, à son point 1, parmi les installations dont les émissions relèvent du champ d’application de cette loi, les « [u]nités de combustion destinées à brûler des combustibles dont la puissance calorifique totale de combustion est égale ou supérieure à 20 [mégawatts (MW)], à moins qu’elles ne soient visées par l’un des points suivants ». L’annexe 1, partie 2, du TEHG énumère, à ses points 2 à 4, divers types d’« [i]nstallations de production d’électricité, de vapeur, d’eau chaude, de chaleur industrielle ou de gaz d’échappement réchauffés » dont les émissions sont également couvertes par le champ d’application de cette loi.

9.

L’article 2 de la Verordnung über die Zuteilung von Treibhausgas‑Emissionsberechtigungen in der Handelsperiode 2013 bis 2020 (règlement relatif à l’allocation des quotas d’émission de gaz à effet de serre pour la période d’échange 2013‑2020), du 26 septembre 2011 (BGBl. 2011 I, p. 1921, ci‑après la « ZuV 2020 »), définit, à son point 21, le « producteur d’électricité » comme toute « [i]nstallation qui a produit et vendu à des tiers de l’électricité après le 31 décembre 2004 et dans laquelle est exclusivement exercée une des activités visées à l’annexe 1, partie 2, points 1 à 4, [du TEHG] ».

10.

L’article 2 de la ZuV 2020 définit, à ses points 29 et 30, les notions de « sous‑installation avec émissions de procédé » et de « sous‑installation avec référentiel de chaleur » en des termes analogues à ceux de l’article 3, sous h) et c), de la décision 2011/278. L’article 2, point 29, sous b), lettre ee), de la ZuV 2020 correspond à l’article 3, sous h), chiffre v), de la décision 2011/278.

11.

ExxonMobil a exploité, jusqu’à la fin de l’année 2013, une installation de traitement de gaz naturel (ci‑après « l’installation ») située à Steyerberg (Allemagne). L’installation était constituée de dispositifs de désulfuration et de déshydratation du gaz naturel, de dispositifs de récupération de soufre (dénommés « dispositifs Claus »), de dispositifs d’épuration des gaz résiduaires ainsi que de dispositifs annexes. Ces derniers comprenaient une chaudière à vapeur, un dispositif de moteurs à gaz, des dispositifs de torchage d’urgence et une centrale thermique à condensation.

12.

Cette centrale thermique était connectée au réseau électrique public, de petites quantités de courant y étant constamment injectées afin de garantir l’alimentation continue de l’installation en électricité dans l’éventualité d’une défaillance des dispositifs Claus, laquelle aurait entraîné la perte de certaines quantités de vapeur. La décision de renvoi comporte un bilan électrique reprenant les données relatives à la production, l’importation, l’exportation et la consommation d’électricité dans l’installation pour les années 2005 à 2010. Ce bilan indique que, certaines de ces années, l’installation a consommé plus d’électricité qu’elle n’en a produite.

13.

Le 24 février 2014, la Deutsche Emissionshandelsstelle (Service allemand d’échange de quotas d’émission, ci‑après la « DEHSt ») a alloué à ExxonMobil, pour la période d’échange 2013‑2020, 1179523 quotas gratuits. Cette allocation était fondée sur l’application, pour partie, du référentiel de chaleur et, pour partie, du référentiel de combustibles. L’existence d’un risque de fuite de carbone dans le secteur concerné a été prise en compte dans le calcul de ladite allocation. La DEHSt a refusé d’allouer à ExxonMobil les quotas gratuits additionnels qu’elle sollicitait pour des émissions de procédé. Le même jour, la DEHSt a révoqué sa décision d’allocation avec effet au 1er janvier 2014 en raison de la cessation d’activité déclarée par ExxonMobil. Cette révocation n’est pas contestée.

14.

ExxonMobil a introduit une réclamation contre la décision d’allocation du 24 février 2014. La DEHSt a rejeté cette réclamation le 12 février 2016.

15.

Il ressort des indications fournies par la DEHSt dans sa décision du 12 février 2016 que la demande d’allocation pour des émissions de procédé visait les émissions du CO2 naturellement contenu dans le gaz naturel qui intervenaient à l’issue du procédé se déroulant dans les dispositifs Claus (ci‑après le « procédé Claus »). Le procédé Claus consistait en une réaction chimique exothermique par laquelle du sulfure d’hydrogène (H2S) était transformé en soufre élémentaire. La chaleur produite lors de cette réaction était captée par des chaudières de récupération avant d’être utilisée dans l’installation. L’utilisation de cette chaleur a donné lieu à l’allocation de quotas gratuits par application du référentiel de chaleur. Au terme du procédé Claus, le CO2 inhérent au gaz naturel était émis par le biais d’une cheminée. Ce procédé ne faisait pas naître de CO2 supplémentaire.

16.

La DEHSt a considéré que des quotas gratuits ne pouvaient pas être alloués pour une « sous‑installation avec émissions de procédé » au sens de l’article 2, point 29, sous b), lettre ee), de la ZuV 2020, lequel transpose en droit allemand l’article 3, sous h), chiffre v), de la décision 2011/78. De l’avis de la DEHSt, la condition, prévue à ces dispositions, selon laquelle les émissions doivent résulter de l’utilisation d’une matière première contenant du carbone, n’était pas remplie. La DEHSt a estimé que les émissions du CO2 naturellement contenu dans le gaz naturel ne résultaient pas du procédé Claus dès lors que ce CO2 ne participait pas ni n’était nécessaire à la réaction chimique caractérisant le procédé Claus. Selon la DEHSt, seul le H2S constituait la matière première utilisée aux fins de produire du soufre, le CO2 ne devant être considéré que comme un « gaz associé » au H2S.

17.

Le 10 mars 2016, ExxonMobil a introduit un recours contre la décision de rejet de sa réclamation.

18.

Dans son recours, elle décrit, tout d’abord, les activités de l’installation en rappelant que celle‑ci a servi à traiter le gaz naturel après son extraction des gisements. Le gaz naturel ainsi extrait, appelé gaz acide lorsqu’il se présente sous cette forme, contenait du H2S, de la vapeur d’eau, du méthane (CH4) et du CO2. Dans l’installation, ce gaz était désulfuré puis, après séchage, injecté dans le réseau d’approvisionnement en gaz. Le H2S et le CO2 séparés du gaz naturel lors du procédé de désulfuration étaient acheminés vers les dispositifs Claus où le H2S était transformé en soufre par l’effet d’une réaction exothermique en deux étapes.

19.

Lors de la première étape, environ un tiers du H2S était brûlé dans un four, cette combustion produisant du dioxyde de soufre (SO2). Le SO2 réagissait déjà en partie dans ce four avec le H2S pour donner du soufre élémentaire et de l’eau. Afin de maintenir le processus d’oxydation et d’optimiser le procédé, de la chaleur était retirée, sous forme de vapeur, au moyen de la chaudière à récupération. Le H2S restant réagissait par catalyse avec le SO2 pour générer du soufre élémentaire.

20.

Au cours de la seconde étape, du soufre supplémentaire était obtenu à l’issue d’une réaction exothermique en deux ou trois étages catalytiques successifs. Le gaz restant au terme de cette réaction, dénommé « gaz Claus », contenait encore, notamment, du CO2 et des traces de composés soufrés. Le gaz Claus était alors acheminé vers les dispositifs d’épuration des gaz, branchés en aval des dispositifs Claus, d’où les composés soufrés étaient éliminés et le CO2 était libéré dans l’atmosphère au moyen d’une cheminée.

21.

Ensuite, ExxonMobil revendique un droit à une allocation à titre gratuit pour une sous‑installation avec émissions de procédé au motif que ces émissions de CO2 résultaient de l’utilisation d’une matière première contenant du carbone sous forme de CO2. Selon cette dernière, c’est non pas le H2S pris isolément, mais bien le gaz acide qui constituait la matière première utilisée pour la production de soufre. À défaut de l’utilisation de ce gaz lors du procédé Claus, le CO2 inhérent au gaz naturel n’aurait pas été rejeté dans l’atmosphère. En outre, l’extraction du CO2 du gaz acide, au moyen de ce procédé, aurait été nécessaire à l’obtention de soufre pur à partir de ce gaz. Il n’importerait pas que le CO2 fût d’emblée présent dans la matière première et ne participât pas à la réaction chimique susdécrite. Lesdites émissions de CO2 n’auraient, du reste, pu être évitées ni par un changement de combustible ni par des techniques plus efficaces.

22.

Par ailleurs, ExxonMobil allègue que le fait que des quotas gratuits aient été alloués par application du référentiel de chaleur pour la chaleur mesurable produite dans l’installation, en tant qu’effet collatéral de la réaction chimique caractérisant le procédé Claus, ne s’oppose pas à l’allocation supplémentaire sollicitée. Si la Cour a jugé, dans l’arrêt Borealis e.a. ( 6 ), que l’allocation sur la base d’un référentiel de produit l’emporte sur les trois options de repli que constituent les allocations sur la base du référentiel de chaleur, du référentiel de combustibles et d’émissions de procédé, aucune hiérarchie n’existerait entre ces trois options de repli.

23.

Enfin, ExxonMobil souligne que le recours au principal constitue un procès‑pilote devant permettre de trancher les questions relatives à l’allocation de quotas gratuits pour les émissions de CO2 intervenant dans le cadre du procédé Claus, lequel se déroule également dans d’autres installations exploitées par cette dernière.

24.

Dans sa défense, la DEHSt a indiqué, pour la première fois, que la production de soufre ne constitue pas une activité soumise à l’obligation d’échanges de quotas d’émission. Elle y a soutenu, également de façon inédite, que l’installation devrait être qualifiée de « producteur d’électricité » dès lors que du courant y a été produit et vendu à des tiers après le 31 décembre 2004 et qu’y était seule exercée une activité de combustion visée à l’annexe 1, partie 2, points 1 à 4 du TEHG. Selon la DEHSt, l’installation a demandé et obtenu une allocation destinée aux producteurs d’électricité, laquelle a été réduite par application du facteur linéaire visant ceux‑ci conformément à l’article 9, paragraphe 6, du TEHG. Or, une allocation à titre gratuit aux producteurs d’électricité n’aurait été permise que dans le respect des conditions fixées à l’article 10 bis de la directive 2003/87.

25.

Pour le surplus, la DEHSt réitère sa position selon laquelle l’allocation de quotas gratuits pour une sous‑installation avec émissions de procédé doit être refusée et conteste l’allégation d’ExxonMobil selon laquelle les émissions en cause étaient inévitables. La DEHSt se prévaut, en outre, d’une hiérarchie en cascade entre les éléments d’allocation sur la base du référentiel de chaleur, du référentiel de combustibles et d’émissions de procédé.

26.

Dans ce contexte, le Verwaltungsgericht Berlin (tribunal administratif de Berlin) estime, tout d’abord, que la résolution du litige au principal dépend de la question de savoir si l’installation doit être qualifiée de producteur d’électricité au sens de l’article 3, sous u), de la directive 2003/87. Bien qu’une réponse affirmative à cette question lui semble découler du libellé de cette disposition, cette juridiction se demande si une telle réponse ne lui conférerait pas une portée excédant celle voulue par l’esprit et la finalité de cette directive ( 7 ).

27.

Ensuite, la juridiction de renvoi fait remarquer que la qualification de l’installation en tant que producteur d’électricité entraînerait, en principe, l’illégalité de l’allocation à titre gratuit dont elle a bénéficié. Il en irait ainsi dès lors que les producteurs d’électricité ne peuvent obtenir des quotas gratuits que dans les cas visés à l’article 10 bis, paragraphe 1, troisième alinéa, et paragraphe 4 de la directive 2003/87 – dont ne relèveraient pas les émissions en cause. Cette juridiction s’interroge, cependant, sur la possibilité de passer outre cette restriction sur la base de la définition de la notion de « sous‑installation avec référentiel de chaleur » figurant à l’article 3, sous c), de la décision 2011/278, laquelle ne contiendrait pas pareille restriction.

28.

Enfin, ladite juridiction cherche à savoir si les émissions résultant du procédé Claus peuvent donner lieu à une allocation à titre gratuit pour une « sous‑installation avec émissions de procédé » au sens de l’article 3, sous h), de cette décision. Étant donné que la chaleur générée par ce procédé est également susceptible de faire l’objet d’une allocation par application du référentiel de chaleur, elle se demande si l’un de ces deux types d’allocation a priorité sur l’autre.

29.

Au vu de ces considérations, le Verwaltungsgericht Berlin (tribunal administratif de Berlin) a décidé de surseoir à statuer et de poser à la Cour les questions préjudicielles suivantes :

30.

ExxonMobil, le gouvernement allemand ainsi que la Commission ont déposé des observations écrites devant la Cour et ont été représentés lors de l’audience de plaidoirie qui s’est tenue le 14 novembre 2018.

31.

La présente demande de décision préjudicielle invite essentiellement la Cour à déterminer si et, le cas échéant, dans quelle mesure, une installation telle que celle en cause au principal peut se voir allouer des quotas gratuits au titre de l’article 10 bis de la directive 2003/87. Les éléments factuels pertinents caractérisant la situation de cette installation, sur lesquels reposera mon analyse, peuvent être synthétisés comme suit.

32.

Selon les indications fournies dans la décision de renvoi ( 8 ), dans l’installation en cause au principal était exercée, notamment, une activité consistant à récupérer, au moyen du procédé Claus, le soufre contenu, sous forme de H2S, dans le gaz acide extrait des gisements ( 9 ). Ce procédé était initié par la combustion d’une partie du gaz acide, laquelle enclenchait une réaction chimique dégageant de la chaleur qui était par la suite utilisée dans l’installation. Dans un dispositif auxiliaire, l’installation produisait de l’électricité ( 10 ). Bien que l’électricité ainsi générée fût principalement destinée à son propre approvisionnement, l’installation en injectait en permanence une faible portion dans le réseau public contre rémunération. Cette injection visait à garantir l’alimentation continue en électricité de l’installation. Du fait du procédé Claus, le CO2 naturellement contenu dans le gaz acide était séparé du H2S. Ce CO2 était libéré dans l’atmosphère après avoir transité par les dispositifs Claus ainsi que par les dispositifs d’épuration et – comme il ressort du dossier transmis à la Cour par la juridiction de renvoi et des observations du gouvernement allemand, sous réserve de vérification par cette juridiction – de postcombustion branchés en aval de ceux‑ci. Le procédé Claus ne faisait pas naître de CO2 supplémentaire.

33.

L’installation s’est vu allouer des quotas gratuits, au titre d’une « sous‑installation avec référentiel de chaleur » au sens de l’article 3, sous c), de la décision 2011/278, pour la chaleur mesurable produite lors de ce procédé ( 11 ). En revanche, elle n’a pas obtenu les quotas gratuits additionnels demandés pour une « sous‑installation avec émissions de procédé » au sens de l’article 3, sous h), de la décision 2011/278. ExxonMobil considère, en substance, que l’allocation calculée sur la base du référentiel de chaleur ne suffit pas à rendre compte des émissions inévitables du CO2 entrant dans la composition du gaz acide, pour lesquelles elle a dû restituer des quotas ( 12 ).

34.

Le recours au principal est dirigé contre la décision par laquelle la DEHSt a rejeté cette demande. Cependant, les arguments invoqués par cette dernière dans sa défense suscitent également des doutes quant à la légalité de l’allocation de quotas gratuits dont a bénéficié l’installation.

35.

Dans ce contexte, la juridiction de renvoi souhaite savoir, par ses première et deuxième questions, si l’installation doit, eu égard au fait qu’elle a vendu de l’électricité au réseau public, être privée de toute allocation de quotas gratuits. Dans la négative, cette juridiction défère à la Cour ses troisième et quatrième questions afin de pouvoir déterminer si les émissions du CO2 naturellement présent dans le gaz acide peuvent donner lieu à une allocation à titre gratuit pour une sous‑installation avec émissions de procédé.

36.

Ainsi que l’ont mis en évidence les observations écrites et orales déposées devant la Cour, tant les enjeux du litige au principal que l’utilité des réponses aux questions préjudicielles en vue de la résolution de ce litige sont, au premier chef, tributaires de l’applicabilité de la directive 2003/87 à ces émissions.

37.

À cet égard, la Commission, soutenue sur ce point par ExxonMobil lors de l’audience, fait essentiellement valoir que les émissions du CO2 naturellement contenu dans le gaz acide, visées par la demande de quotas gratuits supplémentaires, ne relèvent pas du champ d’application de cette directive. Partant, elles ne devraient ni être déclarées et surveillées, ni donner lieu à la restitution de quotas, si bien que l’allocation de quotas gratuits pour ces émissions serait exclue d’entrée de jeu. En revanche, le gouvernement allemand considère, en substance, que, dès lors que le gaz acide a servi de combustible dans le cadre des activités de l’installation, l’ensemble du CO2 entrant dans la composition de ce combustible, relâché au terme de ces activités, est soumis au système d’échange de quotas. Pour les raisons exposées ci‑après, ce dernier point de vue emporte ma conviction.

38.

Aux termes de son article 2, paragraphe 1, la directive 2003/87 s’applique aux émissions résultant des activités indiquées à l’annexe I de cette directive et aux gaz à effet de serre énumérés à son annexe II, parmi lesquels figurent le CO2. L’annexe I de ladite directive vise, notamment, à son point 6, l’activité de « [c]ombustion de combustibles dans des installations dont la puissance calorifique totale de combustion est supérieure à 20 MW ».

39.

En l’occurrence, les émissions du CO2 naturellement contenu dans le gaz acide provenant de l’installation ne sont susceptibles de relever du champ d’application de la directive 2003/87 que pour autant qu’elles résultaient d’une activité de ce type. Il est, en effet, constant que l’installation n’exerçait aucune autre activité listée à l’annexe I de cette directive, laquelle ne mentionne ni la récupération de soufre, ni le traitement du gaz naturel.

40.

La notion de « combustion de combustibles », figurant à l’annexe I, point 6, de la directive 2003/87, doit être comprise à la lumière de l’article 3, sous t), de cette directive. Cette disposition définit la notion de « combustion » comme « toute oxydation de combustibles quelle que soit l’utilisation faite de la chaleur, de l’énergie électrique ou mécanique produites par ce processus et toutes les autres activités s’y rapportant, y compris la destruction des effluents gazeux ».

41.

Cette définition couvre, me semble‑t‑il, la réaction d’oxydation génératrice de chaleur que subissait le H2S au cours du procédé Claus. Elle inclurait également le procédé de postcombustion des gaz sortant des dispositifs Claus, dont faisait partie le CO2 naturellement présent dans le gaz acide, tel que décrit dans le dossier soumis à la Cour par la juridiction de renvoi et les observations du gouvernement allemand.

42.

Dans la mesure où ce CO2 était émis après avoir transité par les dispositifs Claus et, sous réserve de vérification par cette juridiction, les dispositifs de postcombustion où se déroulaient ces procédés, ces émissions résultaient, à mon sens, d’activités de combustion au sens de l’annexe I, point 6, de la directive 2003/87 ( 13 ), lue à la lumière de son article 3, sous t).

43.

Cette conclusion n’est pas remise en cause, en premier lieu, par le fait que lesdits procédés n’ont servi qu’accessoirement à produire de l’énergie, leur but principal étant de récupérer le soufre contenu dans le gaz acide et d’épurer ce gaz avant de le rejeter dans l’atmosphère.

44.

À ce propos, comme en témoignent les travaux préparatoires à l’adoption de la directive 2009/29/CE ( 14 ), par laquelle a été inséré l’article 3, sous t), de la directive 2003/87, cette insertion visait à consacrer une définition large de la notion de « combustion ». Cette notion devait englober toute oxydation de combustibles quel qu’en soit l’objectif, qu’elle ait pour but de produire de l’énergie pour des tiers ou qu’elle participe d’un procédé de production au sein de l’installation en cause ( 15 ).

45.

L’annexe I, point 3, de la directive 2003/87 reflète la portée large attribuée à ladite notion en précisant que les unités où ont lieu des activités de combustion incluent, notamment, « tous les types de chaudières, brûleurs, turbines, appareils de chauffage, hauts‑fourneaux, incinérateurs, calcinateurs, fours, étuves, sécheurs, moteurs, piles à combustible, unités de combustion en boucle chimique, torchères, ainsi que les unités de postcombustion thermique ou catalytique ». Au nombre de ces dispositifs, certains, en particulier les torchères et certaines unités de postcombustion, n’ont pas pour but la fourniture d’énergie ( 16 ).

46.

En second lieu, les émissions en cause ne sauraient échapper au champ d’application de cette directive au motif que le CO2 rejeté dans l’atmosphère, étant déjà contenu dans le gaz acide dès son extraction, ne résultait pas lui‑même d’une réaction d’oxydation provoquée lors des activités de l’installation ( 17 ).

47.

En effet, l’article 3, sous t), de la directive 2003/87 ne limite pas la notion de « combustion » aux réactions d’oxydation qui donnent naissance à un gaz à effet de serre listé à l’annexe II de cette directive. Il suffit, au vu du libellé de cette disposition, qu’un élément quelconque composant le combustible soit oxydé. De la même manière, l’article 2, paragraphe 1, de ladite directive ne subordonne pas l’applicabilité de cette directive à la condition que le CO2 émis résulte lui‑même d’une activité visée à son annexe I. Seules les émissions de ce gaz à effet de serre, et non ledit gaz en lui‑même, doivent résulter d’une telle activité ( 18 ).

48.

Comme l’a souligné le gouvernement allemand, cette lecture sous‑tend l’article 48, paragraphe 1, du règlement (UE) no 601/2012 de la Commission relatif à la surveillance et à la déclaration des émissions de gaz à effet de serre au titre de la directive [2003/87] ( 19 ). En vertu de cette disposition, les émissions de « CO2 intrinsèque » – celui‑ci étant défini à l’article 3, point 40, de ce règlement comme « le CO2 qui entre dans la composition d’un combustible » – doivent être comptabilisées dans le facteur d’émission défini pour ce combustible. L’article 48, paragraphe 1, dudit règlement fait d’ailleurs référence au CO2 intrinsèque contenu dans le gaz naturel.

49.

Dans cette optique, la Commission, dans un document intitulé « Frequently Asked Questions Regarding Monitoring and Reporting in the EU ETS» ( 20 ), indique que les émissions de CO2 liées au traitement du gaz naturel sont soumises aux obligations découlant du système d’échange de quotas pour autant que le CO2 émis soit, à un moment quelconque des procédés de purification, introduit dans un processus de combustion. Ces émissions doivent alors être déclarées et surveillées en tant qu’émissions de CO2 intrinsèque en application de l’article 48 du règlement no 601/2012. La Commission y vise, à titre d’exemple, les dispositifs Claus ( 21 ). Bien que ce document soit dépourvu de caractère contraignant, les indications qu’il contient constituent, à mes yeux, des éléments de contexte de nature à éclairer l’interprétation de la directive 2003/87 et du règlement no 601/2012 ( 22 ).

50.

Eu égard à ces considérations, j’estime que les émissions du CO2 naturellement contenu dans le gaz acide se produisant à l’issue du procédé Claus, telles que celles en cause au principal, résultent d’une activité de « combustion de combustibles » au sens de l’annexe I, point 6, lu en combinaison avec l’article 3, point t), de la directive 2003/87. Aussi ces émissions relèvent‑elles du champ d’application de cette directive, tel que circonscrit à son article 2, paragraphe 1.

51.

Par sa première question, la juridiction de renvoi cherche à savoir si l’installation constitue un « producteur d’électricité », au sens de l’article 3, sous u), de la directive 2003/87, dans la mesure où elle a généré de l’électricité dans le cadre de son activité de « combustion de combustibles d’une puissance supérieure à 20 [mégawatts (MW)] » au sens de l’annexe I, point 6, de cette directive. Cette juridiction demande, plus précisément, s’il en va ainsi au regard des circonstances selon lesquelles, premièrement, l’installation exerçait simultanément une activité de fabrication d’un produit qui ne relève d’aucune autre activité figurant à cette annexe, et, deuxièmement, l’électricité produite était utilisée pour les besoins propres de l’installation, seule une faible part de celle‑ci étant versée contre rémunération dans le réseau public auquel l’installation devait être raccordée en permanence pour des raisons techniques.

52.

Au terme d’une analyse de la lettre et des objectifs de l’article 3, sous u), de la directive 2003/87 ainsi que de l’économie générale de cette directive et de la genèse de l’adoption de cette disposition ( 23 ), je proposerai à la Cour d’apporter une réponse affirmative à cette question.

53.

Conformément à l’article 3, sous u), de la directive 2003/87, la qualité de producteur d’électricité suppose, en premier lieu, que l’installation concernée ait « produit de l’électricité destinée à la vente à des tiers à la date du 1er janvier 2005 ou ultérieurement ». En second lieu, cette qualité implique que n’ait lieu dans cette installation « aucune activité énumérée dans l’annexe I de cette directive autre que la “combustion de combustibles” ».

54.

Interprété littéralement, le second critère prévu à l’article 3, sous u), de la directive 2003/87 est, par hypothèse, rempli dans la situation visée par la première question, laquelle concerne une installation qui exerce uniquement, en sus d’une activité de combustion, une activité non listée à l’annexe I de cette directive.

55.

Ainsi que l’a souligné le gouvernement allemand, cette lecture correspond à celle adoptée dans un document, publié par la Commission, intitulé « Guidance paper to identify electricity generators » (ci‑après le « document d’orientation relatif à l’identification des producteurs d’électricité ») ( 24 ). Il y est soutenu qu’une installation qui exerce, outre une activité de combustion, une activité ne figurant pas à cette annexe remplit le critère susmentionné. Il en irait ainsi même lorsque l’électricité est générée pour la consommation propre de l’installation aux fins de l’exercice de cette dernière activité. Ce document, bien que non contraignant, fournit des indices de nature à éclairer la signification de la notion de « producteur d’électricité » à la lumière de l’économie générale de la directive 2003/87 et de la décision 2011/278 ( 25 ).

56.

En ce qui concerne le premier critère énoncé à l’article 3, sous u), de cette directive, l’expression « destinée à la vente à des tiers » peut, comme l’a relevé ExxonMobil, laisser penser que l’électricité ne doit pas simplement être vendue à des tiers mais bien être produite dans le but d’une telle vente. Cela étant, quelle que soit l’approche retenue sur ce point, rien dans le libellé de cette disposition n’indique que la vente à des tiers devrait constituer le but exclusif, ou du moins le but principal, de la production d’électricité. Dès lors, sur la base de ce libellé, ainsi que le soutiennent le gouvernement allemand et la Commission, ce critère est rempli lorsque, comme en l’espèce, une installation produit de l’électricité pour son propre approvisionnement tout en projetant d’injecter, contre rémunération, une partie, fût‑elle infime, de cette électricité dans le réseau.

57.

Cette lecture ressort également du document d’orientation relatif à l’identification des producteurs d’électricité, lequel énonce que l’article 3, sous u), de la directive 2003/87 ne prévoit aucun seuil de ventes au‑delà duquel une installation peut revêtir la qualité de producteur d’électricité. Aux termes de ce document, cette qualité n’est pas davantage subordonnée à la condition que l’électricité soit produite dans l’intention de la vendre à des tiers ( 26 ).

58.

J’ajoute que cette disposition n’énonce aucune exigence relative à la continuité de la production d’électricité et de la vente de l’électricité ainsi générée. Elle institue une règle claire selon laquelle la qualité de producteur d’électricité est acquise pour autant que l’installation ait produit de l’électricité destinée à la vente à des tiers à un moment quelconque à compter du 1er janvier 2005, indépendamment de toute fluctuation dans le temps du rapport entre la quantité d’électricité vendue et celle produite pour les besoins propres de l’installation.

59.

Par conséquent, selon une interprétation littérale de l’article 3, sous u), de la directive 2003/87, une installation telle que celle en cause au principal revêt la qualité de producteur d’électricité. Toutefois, la juridiction de renvoi se demande si, comme le soutient ExxonMobil, cette interprétation n’aboutit pas à élargir le cercle des producteurs d’électricité au‑delà des installations auxquelles le législateur entendait attribuer cette qualité. Ladite interprétation dépasserait alors ce que requiert la réalisation de l’objectif poursuivi par cette disposition.

60.

Ainsi qu’il ressort, en particulier, de l’article 10 bis, paragraphe 3, de la directive 2003/87, la qualité de producteur d’électricité d’une installation a pour conséquence de soumettre celle‑ci au principe de la mise aux enchères intégrale des quotas ( 27 ). En effet, des quotas gratuits ne peuvent être alloués aux producteurs d’électricité que dans des circonstances limitées, dont la détermination plus précise fait l’objet de la deuxième question préjudicielle ( 28 ).

61.

À cet égard, ExxonMobil souligne, à juste titre, que le considérant 19 de la directive 2009/29, par laquelle ont été introduits l’article 3, sous u), et l’article 10 bis, de la directive 2003/87, révèle que cette restriction à l’allocation à titre gratuit a été instituée en réaction à l’observation d’une tendance des installations du « secteur de l’électricité » à répercuter les coûts liés à l’acquisition de quotas sur les prix de l’électricité. Celles‑ci avaient, de surcroît, inclus la valeur économique des quotas gratuits dans ces prix en tant que « coût d’opportunité », réalisant de la sorte des « bénéfices exceptionnels» ( 29 ).

62.

Selon ExxonMobil, la qualité de producteur d’électricité d’une installation devrait, en conséquence, être appréciée au regard de sa capacité à récupérer les coûts du CO2 auprès des clients. Or, l’installation en cause au principal ne serait pas investie d’une telle capacité. Sur cette même ligne, la juridiction de renvoi incline à penser que le législateur visait, par l’insertion des dispositions susmentionnées, les seules installations appartenant au « secteur classique » de l’électricité ( 30 ), dont ne ferait pas partie l’installation en cause au principal.

63.

Dans cette optique, cette juridiction tend à se rallier au point de vue d’ExxonMobil selon lequel le second critère énoncé à l’article 3, sous u), de la directive 2003/87 exige que l’installation ne se livre à aucune activité – qu’elle figure ou non à l’annexe I de cette directive – autre qu’une activité de combustion ( 31 ). La notion de « producteur d’électricité » n’inclurait pas les installations qui exercent, en sus d’une activité de combustion, une activité non couverte par cette annexe – telle que, en l’occurrence, la récupération de soufre.

64.

De surcroît, la juridiction de renvoi nourrit des doutes quant à savoir si, ainsi que l’a fait valoir ExxonMobil, le premier critère prévu à cette disposition implique que l’électricité produite soit « principalement » destinée à la vente à des tiers. Tel ne serait pas le cas en l’espèce, dès lors que l’électricité était générée aux fins de l’approvisionnement propre de l’installation, la fourniture minimale d’électricité au réseau public obéissant uniquement à des raisons techniques.

65.

ExxonMobil a précisé, à ce sujet, que cette injection visait à synchroniser la fréquence et la tension du courant électrique interne et de celui provenant du réseau. À défaut d’une telle synchronisation, le passage d’un fonctionnement autonome à un fonctionnement en réseau, nécessaire pour garantir l’alimentation continue de l’installation, aurait pu s’accompagner de variations de fréquence ou de tension occasionnant des dégâts. Le bilan électrique exposé dans la décision de renvoi témoignerait du caractère marginal de la vente d’électricité à des tiers.

66.

À mes yeux, l’allégation selon laquelle les installations qui ont vendu à des tiers une partie de l’électricité qu’elles ont produite principalement pour les besoins de leur activité non visée à l’annexe I de la directive 2003/87 ne sont pas toujours en mesure de récupérer auprès de ces tiers une portion significative des coûts des quotas qu’elles ont dû restituer n’est pas dénuée de fondement. Cette possibilité dépend, me semble‑t‑il, du moins en partie, de la proportion de l’électricité fournie à des tiers par rapport à la totalité de l’électricité et de la chaleur générées dans l’installation. Il ne saurait être exclu que certaines de ces installations n’aient pas, du fait du caractère marginal de la vente d’électricité à des tiers par rapport à leur production totale d’électricité et de chaleur, en particulier lorsque la fourniture d’électricité à des tiers répondait à des motifs techniques ( 32 ), pu répercuter sur leurs prix de vente une part substantielle des coûts du CO2 afférents à leurs activités.

67.

Toutefois, pour les motifs développés ci‑après, ces considérations ne justifient pas une lecture qui s’écarterait de la lettre de l’article 3, sous u), de la directive 2003/87.

68.

En premier lieu, ainsi que l’a souligné la Commission, cette disposition doit être appréhendée à la lumière de l’économie générale ainsi que de la finalité globale de la directive 2003/87 et, en particulier, du régime d’allocation à titre gratuit prévu à son article 10 bis.

69.

À ce propos, j’observe, premièrement, que ce régime déroge au principe de la mise aux enchères des quotas ( 33 ), que le législateur a considéré comme étant généralement « le système le plus simple et le plus efficace du point de vue économique» ( 34 ), au regard de l’objectif de « réduction des émissions de gaz à effet de serre dans des conditions économiquement efficaces et performantes » énoncé à l’article 1er de la directive 2003/87. Cette dérogation ne constitue qu’une solution transitoire destinée à éviter la perte de compétitivité des entreprises dans l’attente d’un système de mise aux enchères de l’intégralité des quotas ( 35 ). Ainsi, depuis l’année 2013, la quantité de quotas gratuits alloués diminue chaque année, en vue de leur suppression initialement prévue en 2027 ( 36 ). En accompagnant ce processus, toute restriction à l’allocation de quotas gratuits participe de la réalisation progressive du système de mise aux enchères intégrale des quotas voulue par le législateur. Comme l’a fait valoir la Commission, cette considération plaide en faveur d’une interprétation large des dispositions limitant l’allocation à titre gratuit, parmi lesquelles figure l’article 3, sous u), de cette directive en ce qu’il définit la notion de « producteur d’électricité ».

70.

Deuxièmement, la délimitation du cercle des producteurs d’électricité revêt, au titre de l’article 10 bis de la directive 2003/87, une importance déterminante aux fins du calcul de l’allocation à titre gratuit dont bénéficient non seulement les installations qui en font partie, mais aussi les autres installations (appelées, par commodité, « installations industrielles» ( 37 )). Ainsi que l’a souligné le gouvernement allemand, cette délimitation influence le calcul par la Commission du facteur de correction uniforme transsectoriel, dont l’application à l’allocation annuelle provisoire de quotas gratuits pour chaque installation industrielle détermine l’allocation annuelle définitive qui lui est accordée ( 38 ). Ce constat renforce la nécessité de règles claires permettant d’identifier avec un degré de certitude et de prévisibilité suffisant les installations qui répondent à la définition prévue à l’article 3, sous u), de la directive 2003/87.

71.

Or, comme l’a soutenu la Commission, faire dépendre la qualité de producteur d’électricité de l’absence d’exercice de toute activité autre que la production d’électricité ou d’un critère selon lequel la vente à des tiers devrait constituer le « but principal » de la production d’électricité aurait rendu incertaine la vérification de cette qualité. En particulier, ainsi que l’a également relevé le gouvernement allemand, une telle approche serait source de confusion en l’absence de seuils préétablis par le législateur permettant de distinguer la finalité principale de la finalité accessoire de la production d’électricité et, ainsi, d’identifier les installations appartenant au « secteur classique » de l’électricité ( 39 ).

72.

En deuxième lieu, l’interprétation littérale de l’article 3, sous u), de la directive 2003/87 n’en empêche pas la conformité aux normes du droit primaire et, en particulier, au principe général d’égalité de traitement ( 40 ).

73.

La juridiction de renvoi et ExxonMobil ont avancé, à ce sujet, que cette interprétation aboutit à traiter différemment, d’une part, les installations exerçant une activité de combustion et une autre activité listée à l’annexe I de cette directive, et, d’autre part, celles exerçant, outre une activité de combustion, une activité non reprise à cette annexe. Selon moi, une telle différence de traitement n’est, contrairement à ce qu’allègue ExxonMobil, pas constitutive d’une discrimination.

74.

En principe, ces deux catégories d’installations ne se trouvent pas, à mon sens, dans des situations objectivement comparables au regard des principes régissant l’applicabilité du système d’échange de quotas. Comme l’a relevé la Commission, les installations de la seconde catégorie ne sont soumises à ce système qu’au titre des émissions résultant de leur activité de combustion. En revanche, les installations de la première catégorie y sont assujetties pour toutes leurs émissions, qu’elles résultent ou non d’une activité de combustion.

75.

À cet égard, il ressort des travaux préparatoires à l’adoption de la directive 2009/29 que l’inscription d’activités autres que la « combustion de combustibles » à l’annexe I de la directive 2003/87 visait à inclure dans son champ d’application certaines émissions, dites « émissions de procédé », qui sont issues non pas d’un processus de « combustion » – même en définissant cette notion de façon large – mais de certains procédés industriels ( 41 ). Les activités spécifiques y énumérées ont été retenues par le législateur eu égard à l’importance des émissions de procédé dont elles s’accompagnent ( 42 ).

76.

En tout état de cause, même à supposer la situation d’une installation telle que celle en cause au principal objectivement comparable à celle d’une installation exerçant, en sus de son activité de combustion, une activité visée à l’annexe I de la directive 2003/87 ( 43 ), la différence de traitement entre ces installations me paraîtrait justifiée.

77.

Comme la Cour l’a déjà constaté ( 44 ), le législateur disposait d’un large pouvoir d’appréciation aux fins de la création et de la restructuration du « système complexe », impliquant des choix de nature politique, économique et sociale sous‑tendus par des appréciations et des évaluations complexes, que constitue le système d’échange de quotas. Il lui était loisible de recourir, à cet effet, à une approche par étapes et de procéder notamment en fonction de l’expérience acquise. Ainsi qu’il ressort de l’arrêt Arcelor Atlantique et Lorraine e.a. ( 45 ), ce choix devait, toutefois, être fondé sur des critères objectifs et appropriés par rapport au but poursuivi et ne pas produire des résultats manifestement moins adéquats que ceux découlant d’autres mesures également appropriées.

78.

La restriction de l’allocation à titre gratuit aux producteurs d’électricité procède, précisément, d’une approche par étapes visant à réaliser progressivement le système de mise aux enchères intégrale des quotas gratuits. Dans ce contexte, le législateur a décidé que les producteurs d’électricité devaient être soumis au principe de la mise aux enchères intégrale des quotas dès l’année 2013 au vu du constat objectif selon lequel les coûts du CO2 afférents à leurs activités peuvent généralement être répercutés sur les prix de l’électricité. Il a, par ailleurs, estimé nécessaire de délimiter le cercle des producteurs d’électricité au moyen de critères clairement définis compte tenu, notamment, de l’importance structurelle de cette délimitation dans l’architecture du régime d’allocation à titre gratuit ( 46 ).

79.

À mon avis, l’interprétation littérale de l’article 3, sous u), de la directive 2003/87 n’appelle pas la conclusion selon laquelle le législateur aurait outrepassé la marge d’appréciation dont il disposait en définissant la notion de « producteur d’électricité » au moyen des critères y énoncés aux fins de réaliser ces objectifs. Il en va ainsi quand bien même certaines installations répondant à cette définition, considérées individuellement, n’auraient, le cas échéant, pas été en mesure de récupérer auprès des clients une part significative des coûts des quotas afférents à leurs activités ( 47 ).

80.

Le caractère proportionné de ce choix législatif ressort également du fait que la qualité de producteur d’électricité ne prive pas les installations en cause de toute allocation de quotas gratuits, celles‑ci y demeurant éligibles dans certaines conditions visant à inciter une efficacité énergétique accrue ( 48 ).

81.

Par ailleurs, je ne souscris pas à l’argument d’ExxonMobil selon lequel qualifier de producteurs d’électricité les installations qui produisent, à titre accessoire, de l’électricité pour les besoins de leur activité de production principale non visée à l’annexe I de la directive 2003/87 reviendrait à discriminer ces installations par rapport à celles qui se procurent auprès de tiers l’électricité nécessaire à cet effet. À l’encontre de cet argument, il suffit de constater que les installations qui génèrent leur propre électricité aux fins de leur activité non listée à cette annexe ne revêtent pas de ce seul fait la qualité de producteur d’électricité. Encore faut‑il qu’elles vendent une partie de cette électricité à des tiers, ce qui constitue un critère objectif et non‑discriminatoire.

82.

En troisième lieu, contrairement à ce qu’allègue ExxonMobil, la qualification d’une installation telle que celle en cause au principal en tant que producteur d’électricité ne saurait être infirmée en raison d’une prétendue contradiction entre cette qualification et l’insertion du secteur de l’extraction du gaz naturel dans la liste des secteurs et sous‑secteurs exposés à un risque important de fuite de carbone ( 49 ), figurant à l’annexe de la décision 2010/2/UE ( 50 ). Selon ExxonMobil, l’installation ne relève pas du secteur de l’électricité – lequel, au vu de sa capacité à récupérer les coûts des quotas auprès des clients, n’est pas exposé à des distorsions de concurrence en raison de l’application du système d’échange de quotas. Le secteur auquel elle appartient, à savoir celui de l’extraction du gaz naturel, se caractérise, au contraire, par l’existence de telles distorsions s’accompagnant d’un risque important de fuite de carbone en raison de son incapacité à répercuter les coûts du CO2 sur ses prix.

83.

À mon sens, s’il semble à première vue paradoxal qu’une même installation relève simultanément d’un secteur réputé capable de répercuter les coûts des quotas sur les prix de vente de ses produits et d’un secteur qui s’en trouve notoirement incapable, cette contradiction n’est qu’apparente. En effet, la classification d’un secteur ou sous‑secteur parmi ceux exposés à un risque important de fuite de carbone implique qu’une telle incapacité soit démontrée au regard d’une appréciation globale de l’ensemble des activités des installations qui en relèvent ( 51 ). Cette classification ne suppose pas que chacune de ces installations soit incapable de récupérer les coûts des quotas afférents à ses activités même lorsqu’elle produit de l’électricité destinée, au moins en partie, à la vente à des tiers.

84.

Dans cette perspective, il ressort de l’article 10 bis, paragraphe 12, de la directive 2003/87, lu en combinaison avec les paragraphes 1 et 3 de cet article, que l’inclusion d’un secteur ou sous‑secteur à l’annexe de la décision 2010/2 ne soustrait pas les installations qui en relèvent à l’application du principe selon lequel, en vertu du paragraphe 1, troisième alinéa, dudit article, aucun quota gratuit ne peut être alloué pour la production d’électricité (à certaines exceptions près) – que ces installations revêtent ou non la qualité de producteur d’électricité. Cette inclusion n’exonère pas davantage les installations qui disposent de cette qualité des conséquences qui s’y attachent en vertu du paragraphe 3 du même article ( 52 ).

85.

Ainsi, conformément à l’article 10 bis, paragraphe 12, de la directive 2003/87, l’appartenance d’une installation à un secteur ou sous‑secteur exposé à un risque important de fuite de carbone a pour seule conséquence, du point de vue de l’allocation au titre de cet article, l’application, à ses données d’activité historiques devant être prises en compte aux fins de calculer l’allocation provisoire de quotas gratuits, du « facteur de risque de fuite » permettant une allocation provisoire plus généreuse ( 53 ). Cette appartenance ne requiert pas que soient comptabilisées, parmi ces données, celles relatives à la production d’électricité qui doivent en être exclues en vertu de l’article 10 bis, paragraphe 1, troisième alinéa, de cette directive ( 54 ). S’agissant des producteurs d’électricité, elle n’a pas non plus pour effet d’inclure, dans leurs données d’activité historiques, celles concernant leur production de chaleur au‑delà de ce que prévoit l’article 10 bis, paragraphe 3, de ladite directive ( 55 ).

86.

En quatrième lieu, la genèse de l’article 3, sous u), de la directive 2003/87 en corrobore l’interprétation littérale. Les travaux préparatoires à l’adoption de la directive 2009/29 font, en effet, apparaître que le législateur a opté pour un libellé conférant une portée large à la notion de « producteur d’électricité » en dépit de la formulation plus restrictive proposée au cours de la procédure législative par la commission de l’industrie, de la recherche et de l’énergie du Parlement européen. Cette dernière avait déposé un amendement, dont a fait état le gouvernement allemand, visant à attribuer la qualité de producteur d’électricité aux seules installations « qui fourni[ssen]t principalement les réseaux publics d’électricité» ( 56 ). Le fait que l’amendement ainsi proposé soit resté lettre morte fournit, à mon avis, un indice supplémentaire de la contrariété de la position défendue par ExxonMobil avec l’intention du législateur.

87.

Compte tenu de tout ce qui précède, je conclus que la notion de « producteur d’électricité », au sens l’article 3, sous u), de la directive 2003/87, inclut une installation, telle que celle en cause au principal, qui a vendu au réseau public d’électricité, après le 1er janvier 2005, de faibles quantités de l’électricité qu’elle a produite, dans le cadre de son activité de combustion de combustibles, principalement pour les besoins de son activité de fabrication d’un produit non reprise à l’annexe I de cette directive.

88.

La deuxième question est déférée à la Cour dans l’hypothèse où elle retiendrait, comme je le préconise, une interprétation de l’article 3, sous u), de la directive 2003/87 impliquant qu’une installation telle que celle en cause au principal revêt la qualité de producteur d’électricité. La juridiction de renvoi demande si, en vertu de l’article 3, sous c), de la décision 2011/278, une telle installation pourrait alors néanmoins bénéficier de quotas gratuits pour la chaleur qu’elle produit et utilise à d’autres fins que la production d’électricité, même en dehors des cas, non pertinents en l’espèce, visés à l’article 10 bis, paragraphe 1, troisième alinéa, et paragraphe 4 de la directive 2003/87.

89.

Les doutes que nourrit cette juridiction s’expliquent par le fait que l’article 3, sous c), de la décision 2011/278 subordonne la qualité de « sous‑installation avec référentiel de chaleur » à la condition que la chaleur produite ne soit pas utilisée aux fins de générer de l’électricité, sans exclure de façon générale la constitution d’une telle sous‑installation au sein d’une installation productrice d’électricité. En d’autres termes, cette disposition, si elle empêche l’allocation de quotas gratuits pour la chaleur générée aux fins de la production d’électricité, n’indique pas dans quelle mesure la chaleur produite à d’autres fins par les producteurs d’électricité est exclue de cette allocation.

90.

Une réponse négative à la deuxième question découle, à mon sens, d’une interprétation littérale, systématique et téléologique de l’article 10 bis de la directive 2003/87 et de l’article 3, sous c), de la décision 2011/278.

91.

À cet égard, d’une part, l’article 10 bis, paragraphe 1, troisième alinéa, de la directive 2003/87 exclut toute allocation de quotas gratuits pour la production d’électricité, sauf lorsqu’elle est obtenue à partir de gaz résiduaires. ExxonMobil ne prétend, en l’occurrence, pas avoir droit à une allocation à titre gratuit pour la production d’électricité de l’installation.

92.

De surcroît, d’autre part, l’article 10 bis, paragraphe 3, de cette directive énonce la règle selon laquelle aucun quota gratuit n’est alloué aux producteurs d’électricité en dehors des cas mentionnés aux paragraphes 4 et 8 de cet article ( 57 ). Le paragraphe 4 dudit article vise la production de chaleur ou de froid destinée aux services de chauffage urbain ou obtenue par cogénération à haut rendement ( 58 ).

93.

Ainsi que la Cour l’a déjà constaté, l’article 10 bis, paragraphe 4, de la directive 2003/87 déroge donc à la règle de principe, énoncée au paragraphe 3 de cet article, selon laquelle les producteurs d’électricité ne bénéficient pas de quotas gratuits ( 59 ). Ces derniers sont, dès lors, en principe, privés de quotas gratuits pour leurs émissions résultant non seulement de leur activité de production d’électricité mais également, le cas échéant, contrairement à ce qu’allèguent ExxonMobil et le gouvernement allemand, de leur activité de production de chaleur. Seules les hypothèses visées à l’article 10 bis, paragraphes 4 et 8, de cette directive peuvent justifier l’allocation de quotas gratuits pour la chaleur générée par les producteurs d’électricité.

94.

L’interprétation contraire priverait d’effet utile l’article 10 bis, paragraphe 3, de la directive 2003/87 dans la mesure où l’allocation de quotas gratuits pour la production d’électricité – que l’installation qui s’y livre revête ou non la qualité de producteur d’électricité – est déjà exclue par l’article 10 bis, paragraphe 1, troisième alinéa, de cette directive.

95.

L’approche que je propose est également conforme à l’objectif, poursuivi par le paragraphe 3 de cet article, de consacrer le principe de la mise aux enchères intégrale des quotas pour les producteurs d’électricité dès l’année 2013. Comme exposé ci‑avant, dès lors que ce principe est appelé à être étendu progressivement aux autres installations, une interprétation large des dispositions limitant les possibilités d’allocation à titre gratuit m’apparaît justifiée ( 60 ).

96.

Qui plus est, le législateur était, je le rappelle, investi d’un large pouvoir d’appréciation aux fins de l’élaboration du système d’échange de quotas ( 61 ). Il n’en a, selon moi, pas excédé les limites en décidant d’appliquer ledit principe, dans un premier temps, aux seuls producteurs d’électricité, ceux‑ci étant identifiés sur la base de critères objectifs et appropriés par rapport aux buts poursuivis. Dans le cadre de son pouvoir d’appréciation, le législateur a veillé, aux fins d’éviter les distorsions de concurrence avec d’autres producteurs de chaleur ( 62 ), à ouvrir aux producteurs d’électricité la possibilité de bénéficier de quotas gratuits, pour la chaleur qu’ils génèrent, dans certaines conditions destinées à encourager la recherche d’une plus grande efficacité énergétique ( 63 ).

97.

Cette lecture de l’article 10 bis, paragraphe 3, de la directive 2003/87 ne saurait être remise en cause sur le fondement de l’article 3, sous c), de la décision 2011/278. Comme l’a fait valoir la Commission, eu égard à la hiérarchie normative existant entre la mesure d’exécution que constitue cette décision et les dispositions d’habilitation figurant à l’article 10 bis de cette directive ( 64 ), l’article 3, sous c), de ladite décision doit être interprété, si possible, en conformité avec l’article 10 bis, paragraphe 3, de ladite directive ( 65 ).

98.

Une telle interprétation conforme suppose que l’article 3, sous c), de la décision 2011/278 ne permet l’attribution d’émissions à une sous‑installation avec référentiel de chaleur ainsi que l’allocation de quotas gratuits correspondante au sein d’une installation qualifiée de producteur d’électricité que lorsque l’article 10 bis, paragraphe 3, de la directive 2003/87 autorise une telle allocation – c’est‑à‑dire dans les seuls cas visés aux paragraphes 4 et 8 de cet article ( 66 ).

99.

Eu égard aux réponses que je propose d’apporter aux première et deuxième questions, il n’y aura pas lieu de répondre aux troisième et quatrième questions, que la juridiction de renvoi n’a posées que dans l’hypothèse où les réponses de la Cour aux première et deuxième questions impliqueraient que l’installation peut bénéficier de quotas gratuits pour la chaleur qu’elle a produite.

100.

Dans l’hypothèse où la Cour apporterait à la deuxième question la réponse que je préconise, ExxonMobil lui demande de limiter dans le temps les effets de l’arrêt à venir.

101.

Selon une jurisprudence constante, la limitation des effets dans le temps d’un arrêt dans lequel la Cour interprète à titre préjudiciel une disposition de droit de l’Union constitue une mesure exceptionnelle qui suppose la réunion de deux critères essentiels, à savoir la bonne foi des milieux intéressés et le risque de troubles graves ( 67 ). La Cour n’a eu recours à cette solution « que dans des circonstances bien précises, notamment lorsqu’il existait un risque de répercussions économiques graves dues en particulier au nombre élevé de rapports juridiques constitués de bonne foi sur la base de la réglementation considérée comme étant validement en vigueur et qu’il apparaissait que les particuliers et les autorités nationales avaient été incités à adopter un comportement non conforme [au droit de l’Union] en raison d’une incertitude objective et importante quant à la portée des dispositions [du droit de l’Union], incertitude à laquelle avaient éventuellement contribué les comportements mêmes adoptés par d’autres États membres ou par la Commission» ( 68 ).

102.

En l’espèce, ExxonMobil n’a apporté aucun élément concret de nature à établir que ces critères sont réunis.

103.

S’agissant, premièrement, de la présence d’un risque de troubles économiques graves, cette dernière s’est limitée à faire valoir que les autorités allemandes auraient alloué depuis l’année 2013 des quotas gratuits à un grand nombre d’installations productrices d’électricité pour leur production de chaleur. Elle n’a pas fourni de précisions quant à ces installations et aux conséquences préjudiciables qu’elles subiraient si l’interprétation de l’article 10 bis, paragraphe 3, de la directive 2003/87 proposée ci‑avant était retenue.

104.

Deuxièmement, cette interprétation me paraît découler de façon suffisamment claire du libellé de cette disposition et de l’article 3, sous c), de la décision 2011/278, lu à l’aune de ladite disposition. Du reste, ExxonMobil se prévaut uniquement d’une interprétation divergente retenue par les autorités allemandes, sans indiquer en quoi le comportement adopté par la Commission ou d’autres États membres aurait contribué à entourer la portée de l’article 10 bis, paragraphe 3, de la directive 2003/87 d’une incertitude objective et importante. Dans ces conditions, aucune incertitude de ce type n’a pu inciter l’adoption de bonne foi de comportements contraires au droit de l’Union.

105.

Par conséquent, je suggère de rejeter la demande de limitation des effets dans le temps de l’arrêt à venir.

106.

Compte tenu de l’ensemble des considérations qui précèdent, je propose à la Cour de répondre comme suit aux première et deuxième questions préjudicielles posées par le Verwaltungsgericht Berlin (tribunal administratif de Berlin, Allemagne) :