Règlement d'exécution (UE) 2018/2066 de la Commission du 19 décembre 2018 relatif à la sur…

Le présent règlement établit des règles en ce qui concerne:

i) à compter du 1er janvier 2021 et pour les périodes d’échanges ultérieures, la surveillance et la déclaration des émissions de gaz à effet de serre et des données d’activité au titre de la directive 2003/87/CE pour la période d’échanges du système d’échange de quotas d’émission de l’Union européenne;

ii) à compter du 1er janvier 2025, la surveillance et la déclaration des effets hors CO2 de l’aviation au titre de l’article 14 de la directive 2003/87/CE.

Le présent règlement s’applique à la surveillance et à la déclaration des émissions de gaz à effet de serre liées aux activités visées aux annexes I et III de la directive 2003/87/CE, aux données d’activité des installations fixes, aux activités aériennes, y compris aux effets hors CO2 de l’aviation, ainsi qu’aux quantités de combustibles mis à la consommation dans le cadre des activités visées à l’annexe III de ladite directive.

Il s’applique:

i) à compter du 1er janvier 2021, aux émissions, aux données d’activité et aux quantités de combustibles mis à la consommation;

ii) à compter du 1er janvier 2025, aux effets hors CO2 de l’aviation.

La surveillance et la déclaration des effets hors CO2 de l’aviation à partir de 2025 couvrent tous les effets hors CO2 des activités aériennes énumérées à l’annexe I de la directive impliquant un aérodrome situé dans l’EEE. Toutefois, en ce qui concerne la surveillance et la déclaration des effets hors CO2 de l’aviation survenant en 2025 et 2026, cette déclaration n’est requise que pour les liaisons entre deux aérodromes situés dans l’EEE et les liaisons au départ d’un aérodrome situé dans l’EEE et à destination de la Suisse ou du Royaume-Uni. En ce qui concerne les années 2025 et 2026, les effets hors CO2 de l’aviation résultant d’autres vols peuvent être déclarés sur une base volontaire.

Aux fins du présent règlement, on entend par:

1. «données d'activité»: la quantité de combustible ou de matière consommée ou produite par un procédé qui convient pour la méthode de surveillance fondée sur le calcul, exprimée en térajoules, en masse en tonnes ou, pour les gaz, en volume en normomètres cubes, suivant le cas;

2. «période d'échanges»: une période visée à l'article 13 de la directive 2003/87/CE;

3. «flux»: a) un type particulier de combustible, matière première ou produit dont la consommation ou la production donne lieu à des émissions des gaz à effet de serre concernés à partir d'une ou plusieurs sources d'émission; b) dans le cas d’une méthode du bilan massique conformément à l’article 25 du présent règlement, l’un des éléments suivants: i) un type particulier de combustible, matière première ou produit contenant du carbone; ii) le CO2 transféré conformément à l’article 49 du présent règlement;

4. «source d'émission»: une partie séparément identifiable d'une installation ou un procédé mis en œuvre dans une installation, à partir desquels sont émis les gaz à effet de serre concernés, ou, dans le cas des activités aériennes, un aéronef;

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

6. «facteurs de calcul»: le pouvoir calorifique inférieur, le facteur d’émission, le facteur d’émission préliminaire, le facteur d’oxydation, le facteur de conversion, la teneur en carbone, la fraction fossile, la fraction issue de la biomasse, la fraction issue de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro, la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé, la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro, la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone, la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro, la fraction dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro ou le facteur de conversion d’unité;

7. «niveau»: une exigence définie, servant à déterminer les données d’activité, les facteurs de calcul, les émissions annuelles et la moyenne horaire annuelle des émissions, la quantité de combustible mis à la consommation, ainsi que le facteur de champ d’application;

8. «risque inhérent»: le risque qu’un paramètre de la déclaration d’émissions annuelle comporte des inexactitudes qui, prises isolément ou cumulées avec d’autres, peuvent être importantes, indépendamment de l’effet de toute activité de contrôle correspondante;

9. «risque de carence de contrôle»: le risque qu’un paramètre de la déclaration d’émissions annuelle comporte des inexactitudes qui, prises isolément ou cumulées avec d’autres, peuvent être importantes et qui ne seront pas évitées ou décelées et corrigées en temps utile par le système de contrôle;

10. «émissions de combustion»: les émissions de gaz à effet de serre survenant lors de la réaction exothermique d'un combustible avec l'oxygène;

11. «période de déclaration»: l’année civile au cours de laquelle les émissions doivent être surveillées et déclarées;

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

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

14. «facteur de conversion»: la quantité de carbone émise sous forme de CO2 rapportée à la quantité totale de carbone contenue dans le flux avant que le processus d’émission ne débute, exprimée sous forme de fraction, le monoxyde de carbone (CO) émis dans l’atmosphère étant considéré comme la quantité molaire équivalente de CO2; Dans le cas des émissions de CO2 considéré comme étant devenu chimiquement lié, de manière permanente, à un produit, le facteur de conversion désigne la quantité de CO2 qui a été liée, sous forme de carbone, à un produit pendant un procédé à la quantité totale de CO2 contenue sous forme de carbone dans un produit à la sortie de ce procédé;

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

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

17. «vol»: un vol au sens du point 1. 1 de l'annexe de la décision 2009/450/CE;

18. «passagers»: les personnes se trouvant à bord de l'aéronef durant un vol, à l'exception des membres de l'équipage qui sont en service;

19. «prudent»: un ensemble d’hypothèses défini de manière à éviter toute sous-estimation des émissions annuelles;

20. «biomasse»: la fraction biodégradable des produits, des déchets et des résidus d’origine biologique provenant de l’agriculture, y compris les substances végétales et animales, de la sylviculture et des industries connexes, y compris la pêche et l’aquaculture, ainsi que la fraction biodégradable des déchets, y compris les déchets industriels et municipaux d’origine biologique;

21 bis) «combustibles issus de la biomasse»: les combustibles solides et gazeux produits à partir de la biomasse;

21 ter) «biogaz»: les combustibles gazeux produits à partir de la biomasse;

21 quater) «déchets»: tout déchet tel qu’il est défini à l’article 3, point 1), de la directive 2008/98/CE, à l’exclusion des substances qui ont été délibérément modifiées ou contaminées pour répondre à cette définition;

21 quater bis) «déchets municipaux»: les déchets municipaux au sens de l’article 3, point 2 ter), de la directive 2008/98/CE;

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

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

22. «bioliquide»: un combustible liquide destiné à des usages énergétiques autres que le transport, y compris la production d'électricité, le chauffage et le refroidissement, et produit à partir de la biomasse;

23. «biocarburants»: les combustibles liquides utilisés pour le transport et produits à partir de la biomasse;

23 bis) «carburant d’aviation admissible»: les types de carburant pouvant bénéficier du soutien visé à l’article 3 quater, paragraphe 6, de la directive 2003/87/CE;

23 ter) «carburants d’aviation de substitution»: les carburants d’aviation purs contenant du carbone autres que ceux provenant des combustibles fossiles purs énumérés dans le tableau 1 de l’annexe III du présent règlement;

23 quater) «facteur d’émission égal à zéro»: le mécanisme par lequel le facteur d’émission d’un combustible ou d’une matière est réduit afin de tenir compte: a) dans le cas de la biomasse, de sa conformité avec les critères de durabilité ou de réduction des émissions de gaz à effet de serre prévus à l’article 29, paragraphes 2 à 7 et 10, de la directive (UE) 2018/2001, comme précisé à l’article 38, paragraphe 5, du présent règlement; b) dans le cas des carburants renouvelables d’origine non biologique ou des carburants à base de carbone recyclé, de leur conformité avec les critères de réduction des émissions de gaz à effet de serre prévus à l’article 29 bis de la directive (UE) 2018/2001, comme précisé à l’article 39 bis, paragraphe 3, du présent règlement; c) dans le cas des carburants de synthèse à faible teneur en carbone, de leur conformité avec les critères de réduction des émissions de gaz à effet de serre prévus à l’article 2, point 13), de la directive (UE) 2024/1788 concernant des règles communes pour les marchés intérieurs du gaz renouvelable, du gaz naturel et de l’hydrogène; et de la restitution préalable des quotas au titre de la directive 2003/87/CE pour le carbone capté nécessaire à la production des carburants de synthèse à faible teneur en carbone, comme spécifié à l’article 39 bis, paragraphe 4, du présent règlement, à moins que le carbone capté n’ait un facteur d’émission considéré comme égal à zéro au sens de l’article 3, point 38 septies);

23 quinquies) «carburants dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro»: les biocarburants, les bioliquides, les combustibles issus de la biomasse, les carburants de synthèse à faible teneur en carbone, les carburants renouvelables d’origine non biologique ou carburants à base de carbone recyclé ou les fractions des combustibles ou matières mixtes qui satisfont aux critères énoncés à l’article 38, paragraphe 5 ou à l’article 39 bis, paragraphes 3 et 4, du présent règlement, le cas échéant;

23 sexies) «carburants à base de carbone recyclé», les carburants à base de carbone recyclé au sens de l’article 2, point 35), de la directive (UE) 2018/2001;

23 septies) «carburants renouvelables d’origine non biologique»: les carburants renouvelables d’origine non biologique au sens de l’article 2, point 36), de la directive (UE) 2018/2001;

23 octies) «carburant pur»: un carburant sous forme pure ne contenant qu’une des fractions suivantes: i) fraction fossile; ii) fraction issue de la biomasse dont le facteur d’émission n’est pas considéré comme égal à zéro; iii) fraction de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro; iv) fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé dont le facteur d’émission n’est pas considéré comme égal à zéro; v) fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro; vi) fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission n’est pas considéré comme égal à zéro; vii) fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro; viii) fraction de carburants contenant du carbone autres que ceux provenant des combustibles fossiles énumérés dans le tableau 1 de l’annexe III du présent règlement ou de la biomasse, des carburants renouvelables d’origine non biologique, des carburants à base de carbone recyclé ou des carburants de synthèse à faible teneur en carbone;

23 nonies) «carburants de synthèse à faible teneur en carbone»: les carburants gazeux et liquides dont la valeur énergétique est dérivée d’hydrogène bas carbone au sens de l’article 2, point 13), de la directive (UE) 2024/1788, qui respectent le niveau de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 70 % par rapport au combustible fossile de référence pour les carburants renouvelables d’origine non biologique énoncé dans la méthode adoptée en vertu de l’article 29 bis, paragraphe 3, de la directive (UE) 2018/2001, tels que certifiés conformément à l’article 9 de la directive (UE) 2024/1788;

24. «contrôle métrologique légal»: le contrôle des fonctions de mesurage aux fins de l'application d'un instrument de mesure, pour des raisons d'intérêt, de santé, de sécurité et d'ordre publics, de protection de l'environnement, de perception de taxes et de droits, de protection des consommateurs et de loyauté des transactions commerciales;

25. «erreur maximale tolérée»: l'erreur de mesure tolérée spécifiée à l'annexe I et dans les annexes spécifiques par instrument de la directive 2014/32/UE du Parlement européen et du Conseil (1), ou dans la réglementation nationale relative au contrôle métrologique légal, selon le cas;

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

27. «tonne de CO2(e),»: une tonne métrique de CO2 ou de CO2(e);

28. «CO2(e)»: tout gaz à effet de serre, autre que le CO2, visé à l'annexe II de la directive 2003/87/CE, dont le potentiel de réchauffement planétaire équivaut à celui du CO2;

29. «système de mesure»: un ensemble complet d'instruments de mesure et d'autres équipements, tels que les équipements d'échantillonnage et de traitement des données, utilisé pour déterminer des variables telles que les données d'activité, la teneur en carbone, le pouvoir calorifique ou le facteur d'émission des émissions de gaz à effet de serre;

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

31. «émissions de procédé»: les émissions de gaz à effet de serre autres que les émissions de combustion résultant de réactions intentionnelles et non intentionnelles entre les substances ou de leur transformation, telles que la réduction chimique ou électrolytique des minerais métalliques, la décomposition thermique des substances et la fabrication de substances destinées à être utilisées en tant que produits ou matières de base;

32. «combustible marchand ordinaire»: les combustibles marchands normalisés au niveau international dont l'intervalle de confiance à 95 % est de 1 % maximum pour le pouvoir calorifique déclaré, tels que le gazole, le fioul léger, l'essence, le pétrole lampant, le kérosène, l'éthane, le propane, le butane, le kérosène (jet A1 ou jet A), le carburéacteur large coupe (jet B) et l'essence aviation (AvGas);

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

34. «combustible mixte»: un combustible contenant au moins deux des éléments suivants: i) du carbone issu de la biomasse; ii) du carbone provenant d’un carburant renouvelable d’origine non biologique ou d’un carburant à base de carbone recyclé; iii) du carbone provenant de carburants de synthèse à faible teneur en carbone; iv) un autre carbone fossile; ou contenant à la fois du carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro et un autre carbone;

34 bis) «carburant d’aviation mixte»: un carburant contenant au moins deux différents carburants purs;

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

36. «facteur d’émission préliminaire»: le facteur d’émission total présumé d’un combustible ou d’une matière, évalué d’après sa teneur totale en carbone avant multiplication par la fraction fossile pour donner le facteur d’émission;

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

38. fraction issue de la biomasse: la part de carbone issu de la biomasse dans la quantité totale de carbone contenue dans un combustible ou une matière, exprimée sous la forme d’une fraction, indépendamment du respect par la biomasse des critères visés à l’article 38, paragraphe 5, du présent règlement;

38 ter) «fraction de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro»: la part de carbone issu de la biomasse satisfaisant aux critères énoncés à l’article 38, paragraphe 5, du présent règlement dans la quantité totale de carbone contenue dans un combustible ou une matière, exprimée sous la forme d’une fraction;

38 quater) «fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé»: la part de carbone issu d’un carburant renouvelable d’origine non biologique ou d’un carburant à base de carbone recyclé dans la quantité totale de carbone contenue dans un combustible, exprimée sous la forme d’une fraction, indépendamment du respect par ce carburant renouvelable d’origine non biologique ou carburant à base de carbone recyclé des critères visés à l’article 39 bis, paragraphe 3, du présent règlement;

38 quinquies) «fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro»: la part de carbone issu d’un carburant renouvelable d’origine non biologique ou d’un carburant à base de carbone recyclé satisfaisant aux critères énoncés à l’article 39 bis, paragraphe 3, du présent règlement dans la quantité totale de carbone contenue dans un combustible, exprimée sous la forme d’une fraction;

38 sexies) «fraction de carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro»: i) pour un combustible, la somme de sa fraction de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro, de sa fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro et de sa fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro, sans double comptabilisation d’un quelconque carbone; ii) pour une matière, sa fraction de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro;

38 septies) «carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro»: le carbone contenu dans un combustible ou une matière relevant de la fraction de carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro du combustible ou de la matière en question;

38 octies) «fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone»: la part de carbone issu d’un carburant de synthèse à faible teneur en carbone dans la quantité totale de carbone contenue dans un combustible, exprimée sous la forme d’une fraction, indépendamment du respect par ce carburant de synthèse à faible teneur en carbone des critères visés à l’article 39 bis, paragraphe 4, du présent règlement;

38 nonies) «fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro»: la part de carbone issu d’un carburant de synthèse à faible teneur en carbone satisfaisant aux critères énoncés à l’article 39 bis, paragraphe 4, du présent règlement dans la quantité totale de carbone contenue dans un combustible;

39. «méthode du bilan énergétique»: une méthode permettant d'évaluer la quantité d'énergie utilisée comme combustible dans une chaudière, calculée en additionnant la chaleur utilisable et l'ensemble des pertes d'énergie survenant par rayonnement et transmission, ainsi que par l'intermédiaire des effluents gazeux;

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

41. «CO2 intrinsèque»: le CO2 qui entre dans la composition d'un flux;

42. «carbone fossile»: le carbone inorganique et le carbone organique qui n’est pas un carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro;

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

44. «documentation de masse et centrage»: la documentation indiquée dans les textes internationaux ou nationaux mettant en œuvre les normes et pratiques recommandées (Standards and Recommended Practices, SARP) définies à l'annexe 6 de la convention relative à l'aviation civile internationale, signée à Chicago le 7 décembre 1944, et précisées à l'annexe IV, sous-partie C, section 3, du règlement (UE) no 965/2012 de la Commission (2), ou dans les réglementations internationales équivalentes en vigueur;

45. «distance»: la distance orthodromique entre l'aérodrome de départ et l'aérodrome d'arrivée, qui s'ajoute à un facteur fixe de 95 km;

46. «aérodrome de départ»: l'aérodrome dans lequel débute un vol constituant une activité aérienne visée à l'annexe I de la directive 2003/87/CE;

47. «aérodrome d'arrivée»: l'aérodrome dans lequel se termine un vol constituant une activité aérienne visée à l'annexe I de la directive 2003/87/CE;

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

49. «aérodrome»: un aérodrome au sens du point 1. 2 de l'annexe de la décision 2009/450/CE;

50. «paire d'aérodromes»: la paire constituée de l'aérodrome de départ et de l'aérodrome d'arrivée;

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

52. «site de stockage»: un site de stockage au sens de l'article 3, point 3, de la directive 2009/31/CE;

53. «captage du CO2»: l'activité consistant à capter, dans les flux de gaz, le CO2 qui serait sinon émis, aux fins de son transport et de son stockage géologique dans un site de stockage autorisé en vertu de la directive 2009/31/CE;

54. «transport du CO2»: le transport du CO2 aux fins de son stockage géologique dans un site de stockage agréé au titre de la directive 2009/31/CE;

55. «stockage géologique du CO2»: le stockage géologique du CO2 au sens de l'article 3, paragraphe 1, de la directive 2009/31/CE;

56. «émissions de purge»: les émissions délibérément rejetées hors d'une installation grâce à la mise en place d'un point d'émission défini;

57. «récupération assistée des hydrocarbures»: la récupération d'hydrocarbures en plus de ceux qui sont extraits par injection d'eau ou par d'autres moyens;

58. «variables représentatives»: des valeurs annuelles corroborées de manière empirique ou provenant de sources reconnues, qui sont utilisées par un exploitant ou une entité réglementée au sens de l’article 3 de la directive 2003/87/CE pour remplacer les données d’activité, les quantités de combustibles mis à la consommation ou les facteurs de calcul afin de garantir l’exhaustivité de la déclaration, lorsque la méthode de surveillance applicable ne permet pas d’obtenir toutes les données d’activité et les quantités de combustibles mis à la consommation et tous les facteurs de calcul requis;

59. «colonne d'eau»: une colonne d'eau au sens de l'article 3, point 2, de la directive 2009/31/CE;

60. «fuite»: une fuite au sens de l'article 3, point 5, de la directive 2009/31/CE;

61. «complexe de stockage»: un complexe de stockage au sens de l'article 3, point 6, de la directive 2009/31/CE;

62. «infrastructure de transport de CO2»: une infrastructure au sens de l’article 3, point 29), du règlement (UE) 2024/1735;

63 ter) «CO2 en transit»: toute quantité de CO2 transféré dans une infrastructure de transport de CO2 qui n’a pas été transférée vers une autre installation ou une autre infrastructure de transport de CO2 au cours de la même période de déclaration que celle durant laquelle elle a été reçue;

64. «flux de combustible»: un combustible au sens de ►C3 l’article 3, point af), de la directive 2003/87/CE** ◄ **, qui est mis à la consommation par des moyens physiques spécifiques, tels que des pipelines, des camions, des trains, des navires ou des stations-service, et qui entraîne des émissions de gaz à effet de serre pertinents du fait de sa consommation par des catégories de consommateurs dans les secteurs visés à l’annexe III de la directive 2003/87/CE;

65. «flux national de combustible»: l’agrégation, par type de combustible, des flux de combustibles de toutes les entités réglementées sur le territoire d’un État membre;

66. «facteur de champ d’application»: le facteur compris entre zéro et un utilisé pour déterminer la part d’un flux de combustible utilisée pour la combustion dans les secteurs visés à l’annexe III de la directive 2003/87/CE;

67. «quantité de combustible mis à la consommation»: les données relatives à la quantité de combustible au sens de ►C3 l’article 3, point af), de la directive 2003/87/CE** ◄ ** qui est mise à la consommation et exprimée en énergie en térajoules, en masse en tonnes ou en volume en normomètres cubes, ou l’équivalent en litres, le cas échéant, avant application d’un facteur de champ d’application;

68. «facteur de conversion d’unité»: un facteur convertissant l’unité dans laquelle sont exprimées les quantités de combustibles mis à la consommation en quantités d’énergie exprimées en térajoules, en masse en tonnes ou en volume en normomètres cubes, ou l’équivalent en litres, le cas échéant, qui comprend tous les facteurs pertinents tels que la densité, le pouvoir calorifique inférieur ou (pour les gaz) la conversion du pouvoir calorifique supérieur en pouvoir calorifique inférieur, le cas échéant;

69. «consommateur final»: aux fins de l’application de la définition d’entité réglementée, conformément à l’article 3, point ae), de la directive 2003/87/CE, dans le présent règlement, toute personne physique ou morale qui est le consommateur du combustible, dont la consommation annuelle de combustible ne dépasse pas 1 tonne de CO2;

70. «mis à la consommation»: aux fins du présent règlement, le moment où les droits d’accise sur un combustible, au sens de ►C3 l’article 3, point af), de la directive 2003/87/CE** ◄ , deviennent exigibles conformément à l’article 6, paragraphes 2 et 3, de la directive (UE) 2020/262 du Conseil (3) ou, le cas échéant, conformément à l’article 21, paragraphe 5, de la directive 2003/96/CE du Conseil (4), sauf si l’État membre a fait usage de la flexibilité prévue à ►C3 l’article 3, point ae), iv), de la directive 2003/87/CE ◄ **, auquel cas il s’agit du moment désigné par l’État membre comme créant des obligations au titre du chapitre IV bis de ladite directive;

71. «effets hors CO2 de l’aviation»: les effets hors CO2 de l’aviation au sens de l’article 3, point v), de la directive 2003/87/CE;

72. «CO2(e) par vol»: les effets hors CO2 de l’aviation qui réchauffent l’atmosphère, exprimés en quantité équivalente d’émissions de CO2 du vol en question;

73. «forçage radiatif»: une modification imposée du bilan énergétique planétaire, mesurée en watts par mètre carré (W/m2);

74. «efficacité»: le changement de température mondiale moyenne par unité de forçage radiatif exercé par l’agent climatique, par rapport à la réponse générée par un forçage standard causé par le CO2 à partir du même état climatique initial;

75. «modèle de calcul du CO2(e)»: un modèle utilisé pour calculer l’incidence globale sur le climat des effets hors CO2 de l’aviation, conformément à l’annexe III bis, section 4, du présent règlement;

76. «approche fondée sur les conditions météorologiques»: la méthode C, telle que prévue à l’annexe III bis, section 4, du présent règlement, qui utilise principalement des données météorologiques améliorées, ainsi que les informations de vol, la trajectoire, les propriétés de l’aéronef et les propriétés du carburant;

77. «approche simplifiée fondée sur la localisation»: la méthode D, telle que prévue à l’annexe III bis, section 4, du présent règlement, qui utilise principalement les données de vol de l’aéronef fondées sur sa localisation, telles que les informations de vol, la trajectoire mais aussi les données météorologiques de base et les propriétés de l’aéronef;

78. «système de suivi des effets hors CO2 de l’aviation de la Commission (NEATS)»: un outil informatique fourni par la Commission aux exploitants d’aéronefs, aux vérificateurs accrédités et aux autorités compétentes afin de faciliter et, dans la mesure du possible, d’automatiser la surveillance, la déclaration et la vérification des effets hors CO2 de l’aviation, conformément à l’article 14, paragraphe 5, de la directive 2003/87/CE;

79. «propriétés de l’aéronef»: la catégorie d’informations contenant, au minimum et pour chaque vol, le type d’aéronef, le ou les identifiants du ou des moteurs et la masse de l’aéronef;

80. «avion»: un aérodyne entraîné par un organe moteur et dont la sustentation en vol est obtenue principalement par des réactions aérodynamiques sur des surfaces qui restent fixes dans des conditions données de vol.

Les exploitants et les exploitants d'aéronefs s'acquittent de leurs obligations en matière de surveillance et de déclaration des émissions de gaz à effet de serre au titre de la directive 2003/87/CE, conformément aux principes énoncés aux articles 5 à 9.

La surveillance et la déclaration sont exhaustives et couvrent toutes les émissions de procédé et de combustion provenant de l’ensemble des sources d’émission et des flux liés aux activités énumérées à l’annexe I de la directive 2003/87/CE et aux autres activités incluses en application de l’article 24 de cette directive, ainsi qu’aux activités associées incluses à l’intérieur des limites de l’installation, et les émissions de tous les gaz à effet de serre indiqués en rapport avec ces activités, tout en évitant une double comptabilisation.

Les exploitants et les exploitants d'aéronefs prennent des mesures appropriées pour éviter toute lacune dans les données au cours de la période de déclaration.

1. La surveillance et la déclaration sont cohérentes et comparables dans le temps. À cet effet, les exploitants et les exploitants d'aéronefs utilisent les mêmes méthodes de surveillance et les mêmes séries de données, sous réserve des modifications et dérogations approuvées par l'autorité compétente.

2. Les exploitants et les exploitants d'aéronefs recueillent, enregistrent, rassemblent, analysent et étayent les données de surveillance, et notamment les hypothèses, les références, les données d'activité et les facteurs de calcul, de manière transparente, de façon à permettre au vérificateur et à l'autorité compétente de reproduire la détermination des émissions.

Les exploitants et les exploitants d'aéronefs veillent à ce que la détermination des émissions ne soit ni systématiquement ni sciemment inexacte.

Ils repèrent et limitent autant que possible toute source d'inexactitude.

Ils font preuve de la diligence nécessaire pour faire en sorte que le calcul et la mesure des émissions présentent le degré de précision le plus élevé possible.

Les exploitants et les exploitants d'aéronef permettent d'établir avec une assurance raisonnable l'intégrité des données d'émission à déclarer. Ils déterminent les émissions en recourant aux méthodes de surveillance appropriées décrites dans le présent règlement.

La déclaration des émissions et les documents connexes sont exempts d'inexactitudes importantes au sens de l'article 3, point 6, du règlement d'exécution (UE) 2018/2067 de la Commission (5), évitent le biais dans la sélection et la présentation des informations et rendent compte de manière crédible et équilibrée des émissions d'une installation ou d'un exploitant d'aéronef.

Lors du choix de la méthode de surveillance, les avantages d'une précision plus grande sont mis en balance avec les coûts supplémentaires engendrés. La surveillance et la déclaration des émissions visent le degré de précision le plus élevé possible, sauf si cela n'est pas techniquement réalisable ou entraînerait des coûts excessifs.

Les exploitants et les exploitants d'aéronefs tiennent compte des recommandations figurant dans les rapports de vérification délivrés conformément à l'article 15 de la directive 2003/87/CE pour leurs exercices ultérieurs de surveillance et de déclaration.

Lorsqu'un État membre désigne plusieurs autorités compétentes conformément à l'article 18 de la directive 2003/87/CE, il coordonne les travaux réalisés par ces autorités en vertu du présent règlement.

1. Chaque exploitant ou exploitant d'aéronef surveille ses émissions de gaz à effet de serre sur la base d'un plan de surveillance approuvé par l'autorité compétente conformément à l'article 12, qui tient compte de la nature et du fonctionnement de l'installation ou de l'activité aérienne à laquelle il s'applique.

Le plan de surveillance est complété par des procédures écrites que l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef établit, consigne, met en œuvre et tient à jour, selon qu'il convient, pour les activités relevant du plan de surveillance.

2. Le plan de surveillance visé au paragraphe 1 fournit des instructions logiques et simples à l'exploitant ou à l'exploitant d'aéronef, en évitant les opérations redondantes et en tenant compte des systèmes déjà mis en place dans l'installation ou utilisés par l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef.

1. Chaque exploitant ou exploitant d'aéronef soumet un plan de surveillance à l'approbation de l'autorité compétente.

Le plan de surveillance décrit de façon détaillée, exhaustive et transparente la méthode de surveillance appliquée par une installation spécifique ou par un exploitant d'aéronef donné, et contient au moins les éléments indiqués à l'annexe I.

En plus du plan de surveillance, l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef présente les pièces justificatives suivantes:

a) pour les installations, pour chaque flux majeur et mineur, la preuve du respect des seuils d'incertitude définis pour les données d'activité et les facteurs de calcul, le cas échéant, pour les niveaux appliqués définis aux annexes II et IV, et pour chaque source d'émission, la preuve du respect des seuils d'incertitude définis pour les niveaux appliqués définis à l'annexe VIII, suivant le cas;

b) les résultats d'une évaluation des risques établissant que les activités de contrôle proposées et les procédures associées sont proportionnées aux risques inhérents et aux risques de carence de contrôle mis en évidence.

2. Si l'annexe I fait référence à une procédure, un exploitant ou un exploitant d'aéronef établit, consigne, met en œuvre et tient à jour cette procédure séparément du plan de surveillance.

L'exploitant ou l'exploitant d'aéronef résume les procédures dans le plan de surveillance en fournissant les informations suivantes:

a) l'intitulé de la procédure;

b) une référence traçable et vérifiable, permettant d'identifier la procédure;

c) la désignation du poste ou du service chargé de mettre en œuvre la procédure et responsable des données générées ou gérées par la procédure;

d) une brève description de la procédure permettant à l'exploitant ou à l'exploitant d'aéronef, à l'autorité compétente et au vérificateur de comprendre les paramètres essentiels et les principales opérations effectuées;

e) la localisation des dossiers et des informations pertinents;

f) le nom du système informatique utilisé, le cas échéant;

g) la liste des normes EN ou des autres normes appliquées, le cas échéant.

Sur demande, l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef met toute documentation relative aux procédures à la disposition de l'autorité compétente. L'exploitant ou l'exploitant d'aéronef met ces procédures à disposition aux fins de la vérification au titre du règlement d'exécution (UE) 2018/2067.

1. Sans préjudice des dispositions de l'article 12, paragraphe 3, les États membres peuvent autoriser les exploitants et les exploitants d'aéronefs à utiliser des plans de surveillance normalisés ou simplifiés.

À cet effet, les États membres peuvent publier des modèles de ces plans de surveillance, y compris la description des procédures de gestion du flux de données et de contrôle visées aux articles 58 et 59, fondés sur les modèles et les lignes directrices publiés par la Commission.

2. Avant d'approuver un plan de surveillance simplifié tel que visé au paragraphe 1, l'autorité compétente procède à une évaluation des risques simplifiée pour déterminer si les activités de contrôle proposées et les procédures s'y rapportant sont adaptées aux risques inhérents et aux risques de carence de contrôle mis en évidence, et elle justifie le recours à un tel plan de surveillance simplifié.

Le cas échéant, les États membres peuvent demander à l'exploitant ou à l'exploitant d'aéronef de réaliser lui-même l'évaluation des risques visée à l'alinéa précédent.

1. Chaque exploitant ou exploitant d'aéronef vérifie régulièrement que le plan de surveillance est adapté à la nature et au fonctionnement de l'installation ou de l'activité aérienne conformément à l'article 7 de la directive 2003/87/CE, et étudie la nécessité d'une amélioration de la méthode de surveillance.

2. L'exploitant ou l'exploitant d'aéronef modifie le plan de surveillance au moins dans les cas suivants:a) lorsque de nouvelles émissions se produisent, parce que de nouvelles activités sont menées ou parce que de nouveaux combustibles ou de nouvelles matières sont utilisés, dont le plan de surveillance ne fait pas encore état;b) lors d'un changement dans la disponibilité des données, du fait de l'utilisation de nouveaux types d'instruments de mesure ou de nouvelles méthodes d'échantillonnage ou d'analyse, ou pour d'autres raisons, qui se traduit par une plus grande précision dans la détermination des émissions;c) lorsque les données obtenues par la méthode de surveillance précédemment appliquée se sont révélées incorrectes;d) lorsque la modification du plan de surveillance améliore la précision des données déclarées, sauf si cela n'est pas techniquement réalisable ou entraînerait des coûts excessifs;e) lorsque le plan de surveillance ne répond pas aux exigences du présent règlement et que l'autorité compétente invite l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef à le modifier;f) lorsqu'il est nécessaire de donner suite aux suggestions d'amélioration du plan de surveillance contenues dans le rapport de vérification.

1. L'exploitant ou l'exploitant d'aéronef notifie toute proposition de modification du plan de surveillance à l'autorité compétente dans les meilleurs délais.

L'autorité compétente peut toutefois autoriser l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef à lui notifier, au plus tard le 31 décembre de la même année, les modifications du plan de surveillance qui ne sont pas importantes au sens des paragraphes 3 et 4.

2. Toute modification importante, au sens des paragraphes 3 et 4, du plan de surveillance est soumise à l'approbation de l'autorité compétente.

Si l'autorité compétente estime qu'une modification ne revêt pas un caractère important, elle en informe l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef dans les meilleurs délais.

3. Les modifications importantes du plan de surveillance d'une installation comprennent notamment:a) les changements de catégorie de l'installation, lorsque ces changements nécessitent une modification de la méthode de surveillance ou entraînent un changement du seuil d'importance relative en application de l'article 23 du règlement d'exécution (UE) 2018/2067;b) sans préjudice des dispositions de l'article 47, paragraphe 8, les changements concernant le statut de l'installation en tant qu'installation à faible niveau d'émission;c) les changements concernant les sources d'émission;d) le passage, pour la détermination des émissions, d'une méthode fondée sur le calcul à une méthode fondée sur la mesure, ou d'une méthode alternative à une méthode fondée sur des niveaux, ou inversement;e) un changement relatif au niveau appliqué;f) l'introduction de nouveaux flux;g) un changement dans la catégorisation des flux d'émission, c'est-à-dire entre flux majeurs, mineurs ou de minimis, lorsque ce changement nécessite la modification de la méthode de surveillance;h) une modification de la valeur par défaut d'un facteur de calcul, si cette valeur doit être consignée dans le plan de surveillance;i) la mise en place de nouvelles méthodes ou la modification de méthodes existantes liées à l'échantillonnage, l'analyse ou l'étalonnage, lorsque cela a une incidence directe sur la précision des données d'émission;j) l'application ou l'adaptation d'une méthode de quantification des émissions résultant de fuites au niveau des sites de stockage.

4. Les modifications importantes du plan de surveillance d’un exploitant d’aéronef comprennent notamment:a) en ce qui concerne les émissions:▼Bi) une modification des valeurs des facteurs d'émission indiquées dans le plan de surveillance;ii) une modification des méthodes de calcul présentées à l'annexe III, ou le passage d'une méthode de calcul à une méthode d'estimation conformément à l'article 55, paragraphe 2 ou inversement;iii) l'introduction de nouveaux flux;▼M5iv) le changement de statut d’un exploitant d’aéronef considéré comme un petit émetteur au sens de l’article 55, paragraphe 1, du présent règlement et la volonté ou non de l’exploitant d’aéronef de recourir à la simplification prévue à l’article 28 bis, paragraphe 4, de la directive 2003/87/CE.▼M4 —————▼B

1. Avant d'obtenir l'approbation ou l'information visées à l'article 15, paragraphe 2, l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef peut procéder à la surveillance et à la déclaration sur la base du plan de surveillance modifié s'il peut raisonnablement considérer que les modifications proposées ne revêtent pas un caractère important, ou si la surveillance sur la base du plan de surveillance initial se traduirait par des données d'émission incomplètes.

En cas de doute, l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef utilise en parallèle le plan de surveillance modifié et le plan de surveillance initial pour effectuer toutes les opérations de surveillance et de déclaration conformément aux deux plans, et consigne les informations relatives aux deux résultats de la surveillance.

2. Après avoir obtenu l'approbation ou l'information visées à l'article 15, paragraphe 2, l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef utilise uniquement les données qui se rapportent au plan de surveillance modifié et procède à l'ensemble des activités de surveillance et de déclaration sur la seule base du plan de surveillance modifié à compter de la date à laquelle cette version du plan s'applique.

3. L'exploitant ou l'exploitant d'aéronef conserve la trace de toutes les modifications apportées au plan de surveillance dans des dossiers dans lesquels sont consignées:a) la description claire et précise de la modification;b) la justification de la modification;c) la date de notification de la modification à l'autorité compétente au titre de l'article 15, paragraphe 1;d) la date d'accusé de réception, par l'autorité compétente, de la notification visée à l'article 15, paragraphe 1, le cas échéant, et la date de l'approbation ou de la transmission de l'information visées à l'article 15, paragraphe 2;e) la date de début d'application du plan de surveillance modifié, conformément au paragraphe 2 du présent article.

Lorsqu'un exploitant ou un exploitant d'aéronef déclare que l'application d'une méthode de surveillance donnée n'est techniquement pas réalisable, l'autorité compétente évalue la faisabilité technique en tenant compte de la justification fournie par l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef. Cette justification établit que l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef dispose de ressources techniques répondant aux besoins d'un système donné ou à une exigence particulière et pouvant être mobilisées dans les délais requis aux fins du présent règlement. Ces ressources techniques englobent les techniques et le matériel ou équipement nécessaires.

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

L’autorité compétente considère les coûts comme étant excessifs lorsque les coûts estimés sont supérieurs aux bénéfices. Dans ce contexte, les bénéfices sont calculés en multipliant le prix de référence de 80 EUR par quota par un facteur d’amélioration, et les coûts tiennent compte d’une période d’amortissement appropriée, fondée sur la durée de vie économique des équipements.

2. Lorsqu'elle analyse le caractère excessif des coûts pour ce qui est du choix, par l'opérateur, des niveaux pour les données d'activité, l'autorité compétente utilise comme facteur d'amélioration visé au paragraphe 1 la différence entre l'incertitude constatée et le seuil d'incertitude associé au niveau qui serait appliqué du fait de l'amélioration, multipliée par les émissions annuelles moyennes provoquées par le flux en question au cours des trois dernières années.

Si ces données sur les émissions annuelles moyennes provoquées par le flux au cours des trois dernières années ne sont pas disponibles, l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef utilise une estimation prudente des émissions annuelles moyennes qui tient compte du CO2 transféré, mais pas du CO2 issu de la ►M5 carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro** ◄ **. Pour les instruments de mesure faisant l'objet d'un contrôle métrologique légal au niveau national, l'incertitude constatée peut être remplacée par l'erreur maximale en service tolérée par la législation nationale applicable.

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

3. Lorsqu'elle analyse le caractère excessif des coûts pour ce qui est des mesures qui améliorent la qualité des émissions déclarées mais n'ont pas d'incidence directe sur la précision des données d'activité, l'autorité compétente applique un facteur d'amélioration qui correspond à 1 % des émissions annuelles moyennes des différents flux au cours des trois dernières périodes de déclaration. Ces mesures peuvent comprendre:a) le recours à des analyses, plutôt qu'à l'application de valeurs par défaut, pour déterminer les facteurs de calcul;b) une augmentation du nombre d'analyses par flux;c) lorsque la tâche de mesurage spécifique ne relève pas du contrôle métrologique légal national, le remplacement des instruments de mesure par des instruments répondant aux exigences du contrôle métrologique légal de l'État membre applicables dans des applications similaires, ou par des instruments de mesure conformes à la réglementation nationale adoptée en vertu de la directive 2014/31/UE du Parlement européen et du Conseil (6) ou de la directive 2014/32/UE;d) un raccourcissement des intervalles d'étalonnage et de maintenance des instruments de mesure;e) des améliorations des activités de gestion du flux de données et des activités de contrôle qui réduisent sensiblement le risque inhérent ou le risque de carence de contrôle.

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

1. Aux fins de la surveillance des émissions et de la détermination des exigences minimales requises pour les différents niveaux, chaque exploitant détermine la catégorie de son installation conformément au paragraphe 2 et, le cas échéant, la catégorie de chaque flux conformément au paragraphe 3 et de chaque source d'émission conformément au paragraphe 4.

2. L'exploitant classe chaque installation dans une des catégories suivantes:a) catégorie A, si les émissions annuelles moyennes vérifiées de la période d'échanges précédant immédiatement la période d'échanges en cours sont inférieures ou égales à 50 000 tonnes de CO2(e), compte non tenu du CO2 issu de la ►M5 carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro** ◄ ** et avant déduction du CO2 transféré;b) catégorie B, si les émissions annuelles moyennes vérifiées de la période d'échanges précédant immédiatement la période d'échanges en cours sont supérieures à 50 000 tonnes de CO2(e) et inférieures ou égales à 500 000 tonnes de CO2(e), compte non tenu du CO2 issu de la ►M5 carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro** ◄ ** et avant déduction du CO2 transféré;c) catégorie C, si les émissions annuelles moyennes vérifiées de la période d'échanges précédant immédiatement la période d'échanges en cours sont supérieures à 500 000 tonnes de CO2(e), compte non tenu du CO2 issu de la ►M5 carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro** ◄ ** et avant déduction du CO2 transféré;

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

3. L'exploitant classe chaque flux dans l'une des catégories ci-après en comparant le flux à la somme de toutes les valeurs absolues de CO2 fossile et de CO2(e) correspondant à l'ensemble des flux pris en considération par les méthodes fondées sur le calcul et de toutes les émissions provenant des sources surveillées à l'aide de méthodes fondées sur la mesure, avant déduction du CO2 transféré:a) «flux mineurs», lorsque les flux sélectionnés par l'exploitant représentent ensemble moins de 5 000 tonnes de CO2 fossile par an ou moins de 10 %, jusqu'à une contribution totale maximale de 100 000 tonnes de CO2 fossile par an, la quantité la plus élevée en valeur absolue étant retenue.b) «flux de-minimis», lorsque les flux sélectionnés par l'exploitant représentent ensemble moins de 1 000 tonnes de CO2 fossile par an ou moins de 2 %, jusqu'à une contribution totale maximale de 20 000 tonnes de CO2 fossile par an, la quantité la plus élevée en valeur absolue étant retenue.c) «flux majeurs», lorsque les flux n'entrent ni dans la catégorie visée au point a) ni dans celle visée au point b).

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

4. L'exploitant classe chaque source d'émission pour laquelle une méthode fondée sur la mesure s'applique dans une des catégories suivantes:a) «sources d'émission mineures», lorsque la source d'émission émet moins de 5 000 tonnes de CO2(e) fossile par an ou moins de 10 % des émissions fossiles totales de l'installation, jusqu'à une contribution totale maximale de 100 000 tonnes de CO2(e) fossile par an, la quantité la plus élevée en valeur absolue étant retenue.b) «sources d'émission majeures», lorsque la source d'émission n'entre pas dans la catégorie des sources d'émission mineures.

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

5. Si les émissions annuelles moyennes vérifiées de l'installation pour la période d'échanges précédant immédiatement la période d'échanges en cours ne sont pas disponibles ou ne sont plus représentatives aux fins du paragraphe 2, l'exploitant utilise pour déterminer la catégorie de l'installation une estimation prudente des émissions annuelles moyennes tenant compte du CO2 transféré, mais pas du CO2 issu de la ►M5 carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro** ◄ **.

1. Les exploitants définissent, pour chaque installation, les limites de la surveillance.

À l'intérieur de ces limites, l'exploitant prend en considération l'ensemble des émissions des gaz à effet de serre concernés, provenant de toutes les sources et de tous les flux liés aux activités menées dans l'installation et visées à l'annexe I de la directive 2003/87/CE, ainsi que les émissions liées aux activités et aux gaz à effet de serre inclus par l'État membre dans lequel l'installation est située, en vertu de l'article 24 de ladite directive.

L'exploitant tient également compte des émissions liées aux opérations normales et aux événements exceptionnels, tels que le démarrage et l'arrêt de l'installation et les situations d'urgence survenues au cours de la période de déclaration, à l'exception des émissions provenant des engins mobiles destinés au transport.

2. Lorsqu'il détermine le processus de surveillance et de déclaration, l'exploitant tient compte des exigences sectorielles énoncées à l'annexe IV.

3. Lorsque des fuites sont détectées dans un complexe de stockage au sens de la directive 2009/31/CE et donnent lieu à des émissions ou à des dégagements de CO2 dans la colonne d'eau, ces fuites sont comptabilisées comme des sources d'émission pour l'installation en question et font l'objet d'une surveillance conformément à la section 23 de l'annexe IV du présent règlement.

L'autorité compétente peut accepter qu'une source d'émission par fuite ne soit pas prise en compte dans le processus de surveillance et de déclaration dès lors que des mesures correctives ont été prises conformément à l'article 16 de la directive 2009/31/CE et que les émissions ou dégagements dans la colonne d'eau résultant de cette fuite ne sont plus détectables.

1. Aux fins de la surveillance des émissions d'une installation, l'exploitant choisit d'appliquer une méthode fondée sur le calcul ou une méthode fondée sur la mesure, sous réserve des dispositions spécifiques du présent règlement.

La méthode fondée sur le calcul consiste à déterminer les émissions des différents flux à partir des données d'activité obtenues au moyen de systèmes de mesure et de paramètres complémentaires issus d'analyses de laboratoire, ou de valeurs par défaut. La méthode fondée sur le calcul peut être mise en œuvre conformément à la méthode standard définie à l'article 24 ou à la méthode du bilan massique définie à l'article 25.

La méthode fondée sur la mesure consiste à déterminer les émissions des différentes sources par une mesure continue de la concentration des gaz à effet de serre concernés dans les effluents gazeux ainsi que du débit de ces effluents, et par une surveillance des transferts de CO2 entre les installations dans lesquelles sont mesurés la concentration de CO2 et le débit du gaz transféré.

Si l'exploitant applique la méthode fondée sur le calcul, il indique dans le plan de surveillance, pour chaque flux, s'il s'agit de la méthode standard ou de la méthode du bilan massique et précise les niveaux applicables conformément à l'annexe II.

2. Sous réserve de l'approbation de l'autorité compétente, l'exploitant peut combiner la méthode standard, la méthode du bilan massique et la méthode fondée sur la mesure pour différentes sources d'émission et différents flux d'une même installation, à condition qu'il n'en résulte ni omission ni double comptabilisation des émissions.

3. Lorsque les exigences sectorielles énoncées à l'annexe IV nécessitent l'utilisation d'une méthode de surveillance spécifique, l'exploitant utilise cette méthode ou une méthode fondée sur la mesure. L'exploitant ne peut choisir une méthode différente que s'il démontre à l'autorité compétente que l'utilisation de la méthode requise n'est pas techniquement réalisable ou entraînerait des coûts excessifs, ou qu'une autre méthode permet d'obtenir un plus haut degré de précision globale des données d'émission.

Par dérogation à l'article 21, paragraphe 1, l'exploitant peut recourir à une méthode de surveillance qui ne repose pas sur des niveaux (ci-après dénommée «méthode alternative») pour certains flux ou sources d'émission, à condition que les conditions suivantes soient réunies:

a) l'application du niveau 1 au minimum, dans le cadre de la méthode fondée sur le calcul, pour un ou plusieurs flux majeurs ou mineurs, et d'une méthode fondée sur la mesure pour au moins une source d'émission liée aux mêmes flux, n'est pas techniquement réalisable ou entraînerait des coûts excessifs;

b) l'exploitant évalue et quantifie chaque année les incertitudes associées à tous les paramètres utilisés pour la détermination des émissions annuelles conformément au guide ISO pour l'expression de l'incertitude de mesure (JCGM 100:2008) ou à une autre norme équivalente reconnue au niveau international, et fait figurer les résultats dans la déclaration d'émissions annuelle;

c) l'exploitant prouve de manière concluante à l'autorité compétente qu'en appliquant cette méthode alternative de surveillance, les seuils d'incertitude globale associés au niveau annuel des émissions de gaz à effet de serre de l'ensemble de l'installation ne dépassent pas 7,5 % dans le cas des installations de catégorie A, 5,0 % dans le cas des installations de catégorie B et 2,5 % dans le cas des installations de catégorie C.

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

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

2. L'exploitant concerné notifie à l'autorité compétente dans les meilleurs délais la modification temporaire de la méthode de surveillance visée au paragraphe 1, en précisant:a) les raisons des divergences par rapport au plan de surveillance approuvé par l'autorité compétente;b) les détails de la méthode de surveillance provisoire appliquée par l'exploitant pour déterminer les émissions dans l'attente du rétablissement des conditions permettant l'application du plan de surveillance approuvé par l'autorité compétente;c) les mesures prises par l'exploitant pour rétablir les conditions permettant l'application du plan de surveillance approuvé par l'autorité compétente;d) la date à laquelle il est prévu que le plan de surveillance approuvé par l'autorité compétente pourra à nouveau être appliqué.

1. Dans la méthode standard, l’exploitant calcule les émissions de combustion, pour chaque flux, en multipliant les données d’activité liées à la quantité de combustible consommée, exprimées en térajoules sur la base du pouvoir calorifique inférieur (PCI), par le facteur d’émission correspondant, exprimé en tonnes de CO2 par térajoule (t CO2/TJ), en accord avec l’utilisation du PCI, et par le facteur d’oxydation correspondant.

1 bis. Aux fins de la déclaration des informations mentionnées pour mémoire, l’exploitant calcule également, pour chaque flux consommé et pour les combustibles utilisés comme matières entrantes, les paramètres suivants qui sont définis par ces calculs:i) les émissions préliminaires totales sont calculées en multipliant les données d’activité liées à la quantité de combustible consommée, exprimées en tonnes ou en normomètres cubes, par le facteur d’émission préliminaire et par le facteur d’oxydation correspondants;ii) les émissions issues de la biomasse sont calculées en multipliant les émissions préliminaires totales par la fraction issue de la biomasse;iii) les émissions issues de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro sont calculées en multipliant les émissions préliminaires totales par la fraction issue de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro;iv) les émissions provenant des carburants renouvelables d’origine non biologique, des carburants à base de carbone recyclé ou des carburants de synthèse à faible teneur en carbone sont calculées en multipliant les émissions préliminaires totales par la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé ou par la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone;v) les émissions provenant des carburants renouvelables d’origine non biologique, des carburants à base de carbone recyclé ou des carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro sont calculées en multipliant les émissions préliminaires totales par la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro ou par la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro.

2. L'exploitant détermine les émissions de procédé, pour chaque flux, en multipliant les données d'activité liées à la consommation de matière, au débit ou au rendement, exprimées en tonnes ou en normomètres cubes, par le facteur d'émission correspondant exprimé en t CO2/t ou en t CO2/Nm3 et par le facteur de conversion correspondant.

2 bis. Aux fins de la déclaration des informations mentionnées pour mémoire, l’exploitant calcule également, pour chaque flux lié aux émissions de procédé, les paramètres suivants qui sont définis par ces calculs:i) les émissions préliminaires totales sont calculées en multipliant les données d’activité liées à la consommation de matière, au débit ou au rendement, exprimées en tonnes ou en normomètres cubes, par le facteur d’émission correspondant exprimé en t CO2/t ou en t CO2/Nm3 et par le facteur de conversion correspondant;ii) les émissions issues de la biomasse sont calculées en multipliant les émissions préliminaires totales par la fraction issue de la biomasse pertinente;iii) les émissions issues de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro sont calculées en multipliant les émissions préliminaires totales par la fraction issue de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro pertinente.

3. Lorsqu'un facteur d'émission de niveau 1 ou de niveau 2 tient déjà compte de l'effet de réactions chimiques incomplètes, le facteur d'oxydation ou le facteur de conversion prend la valeur 1.

1. Dans la méthode du bilan massique, l’exploitant calcule la quantité de CO2 correspondant à chaque flux pris en considération dans le bilan en multipliant les données d’activité, liées à la quantité de combustible, de matière ou de CO2 transféré entrant ou sortant des limites du bilan massique, par la teneur en carbone du combustible, de la matière ou du transfert de CO2 multipliée par sa fraction fossile et par 3,664 t CO2/t C, conformément à la section 3 de l’annexe II du présent règlement.

1 bis. Aux fins de la déclaration des informations mentionnées pour mémoire, l’exploitant calcule également, pour chaque flux pris en considération dans le bilan massique, les paramètres suivants qui sont définis par ces calculs:i) la quantité préliminaire totale de CO2 est calculée en multipliant les données d’activité, liées à la quantité de combustible ou de matière entrant ou sortant des limites du bilan massique, par la teneur en carbone du combustible ou de la matière et par 3,664 t CO2/t C;ii) la quantité de CO2 lié à la biomasse est calculée en multipliant la quantité préliminaire totale de CO2 par la fraction issue de la biomasse;iii) la quantité de CO2 lié à la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro est calculée en multipliant la quantité préliminaire totale de CO2 par la fraction issue de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro;iv) le cas échéant, la quantité de CO2 lié aux carburants renouvelables d’origine non biologique, aux carburants à base de carbone recyclé ou aux carburants de synthèse à faible teneur en carbone est calculée en multipliant la quantité préliminaire totale de CO2 par la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé ou par la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone;v) le cas échéant, la quantité de CO2 lié aux carburants renouvelables d’origine non biologique, aux carburants à base de carbone recyclé ou aux carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro est calculée en multipliant la quantité préliminaire totale de CO2 par la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro ou par la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro.

2. Nonobstant les dispositions de l'article 49, les émissions de l'ensemble du procédé qui sont incluses dans le bilan massique sont obtenues en additionnant les quantités de CO2 correspondant à chacun des flux pris en considération dans le bilan massique. Aux fins du bilan massique, l'émission de CO dans l'atmosphère est calculée comme étant l'émission de la quantité molaire équivalente de CO2.

3. Lorsque l’exploitant utilise un bilan massique conformément à cet article, que le carbone ayant un facteur d’émission égal à zéro est contenu dans les matières ou combustibles entrants et que les matières sortantes contiennent du carbone, il fournit à l’autorité compétente des données sur la fraction dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro correspondant à la teneur en carbone des flux sortants. L’exploitant apporte ainsi la preuve que les émissions totales de l’installation ne sont pas systématiquement sous-estimées par la méthode de surveillance appliquée et que la masse totale du carbone correspondant aux fractions dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro du carbone contenu dans toutes les matières sortantes concernées n’est pas inférieur à la masse totale des fractions dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro du carbone contenu dans les matières entrantes et les combustibles.

Aux fins du premier alinéa, l’article 39, paragraphes 3 et 4, s’applique en ce qui concerne la fraction issue de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro du biogaz et du gaz naturel utilisé comme matière entrante.

1. Lorsqu'il définit les niveaux applicables pour les flux majeurs et mineurs conformément à l'article 21, paragraphe 1, pour déterminer les données d'activité et chaque facteur de calcul, l'exploitant indique les niveaux suivants:a) au minimum, les niveaux indiqués à l'annexe V dans le cas d'une installation de catégorie A, ou lorsqu'un facteur de calcul est requis pour un flux qui correspond à un combustible marchand ordinaire;b) le niveau le plus élevé défini à l'annexe II dans les cas autres que ceux visés au point a).

Pour les flux majeurs, l'exploitant peut toutefois appliquer un niveau immédiatement inférieur aux niveaux prescrits au premier alinéa dans le cas des installations de catégorie C et descendre jusqu'à deux niveaux en dessous pour les installations des catégories A et B, le niveau 1 étant un minimum, s'il démontre de manière concluante à l'autorité compétente que le niveau prescrit au premier alinéa n'est pas techniquement réalisable ou entraînerait des coûts excessifs.

L'autorité compétente peut, pour les flux majeurs, autoriser un exploitant à appliquer des niveaux inférieurs à ceux visés au deuxième alinéa — le niveau 1 étant un minimum — pendant une période de transition convenue avec l'exploitant, à condition que les conditions suivantes soient réunies:

a) l'exploitant démontre de manière concluante à l'autorité compétente que le niveau prescrit au deuxième alinéa n'est pas techniquement réalisable ou entraînerait des coûts excessifs; et

b) l'exploitant fournit un plan d'amélioration indiquant comment et quand il sera possible d'appliquer au minimum le niveau prescrit au deuxième alinéa.

2. Pour les flux mineurs, l'exploitant peut appliquer un niveau immédiatement inférieur aux niveaux prescrits au premier alinéa — le niveau 1 étant un minimum — s'il démontre de manière concluante à l'autorité compétente que le niveau prescrit au premier alinéa du paragraphe 1 n'est pas techniquement réalisable ou entraînerait des coûts excessifs.

3. Dans le cas des flux de minimis, l'exploitant peut déterminer les données d'activité et chaque facteur de calcul en utilisant des estimations prudentes au lieu de recourir aux niveaux, à moins qu'il soit possible d'appliquer un niveau donné sans effort supplémentaire.

4. Pour le facteur d'oxydation et le facteur de conversion, l'exploitant applique, au minimum, les niveaux les plus bas indiqués à l'annexe II.

5. Si l'autorité compétente a autorisé l'utilisation de facteurs d'émission exprimés en t CO2/t ou en t CO2/Nm3 pour les combustibles, et pour les combustibles utilisés comme matières entrantes ou dans les bilans massiques conformément à l'article 25, il est possible de surveiller le pouvoir calorifique inférieur en utilisant des estimations prudentes au lieu de recourir aux niveaux, à moins qu'il ne soit possible d'appliquer un niveau donné sans effort supplémentaire.

1. L'exploitant détermine les données d'activité d'un flux de l'une des deux façons suivantes:a) par mesurage en continu au niveau du procédé responsable des émissions;b) par cumul des mesures des quantités livrées séparément, compte tenu des variations des stocks.

2. Aux fins du paragraphe 1, point b), la quantité de combustible ou de matière transformée au cours de la période de déclaration est calculée en déduisant de la quantité de combustible ou de matière reçue au cours de la période de déclaration la quantité de combustible ou de matière sortie de l'installation, et en y ajoutant la quantité de combustible ou de matière en stock au début de la période de déclaration, moins la quantité de combustible ou de matière en stock à la fin de la période de déclaration.

S'il n'est pas techniquement réalisable de déterminer les quantités en stock par une mesure directe, ou si cela entraînerait des coûts excessifs, l'exploitant peut estimer ces quantités de l'une des deux façons suivantes:

a) en se fondant sur les données des années précédentes, corrélées avec la production obtenue pendant la période de déclaration;

b) en se fondant sur les procédures consignées par écrit et sur les données correspondantes figurant dans les états financiers vérifiés couvrant la période de déclaration.

Lorsqu'il n'est pas techniquement réalisable de déterminer les données d'activité pour une période couvrant exactement une année civile, ou si cela entraînerait des coûts excessifs, l'exploitant peut choisir le jour le plus approprié pour séparer une année de déclaration de l'année de déclaration suivante et reconstituer ainsi l'année civile en question. Les écarts éventuels concernant un ou plusieurs flux sont clairement consignés; ils constituent la base d'une valeur représentative de l'année civile et sont pris en compte de manière cohérente pour l'année suivante.

1. Pour déterminer les données d'activité conformément à l'article 27, l'exploitant utilise les résultats de mesurage fournis par les systèmes de mesure placés sous son propre contrôle dans l'installation, pour autant que les conditions suivantes soient réunies:a) l'exploitant est tenu de réaliser une évaluation de l'incertitude et de veiller à ce que le seuil d'incertitude correspondant au niveau applicable soit respecté;b) l'exploitant est tenu de faire en sorte que, au moins une fois par an et après chaque étalonnage des instruments de mesure, les résultats de l'étalonnage multipliés par un facteur de correction prudent soient comparés aux seuils d'incertitude requis. Le facteur de correction prudent se fonde sur une série chronologique appropriée d'étalonnages antérieurs de l'instrument en question ou d'instruments similaires, afin de tenir compte de l'effet de l'incertitude en service.

En cas de dépassement des seuils associés aux niveaux approuvés conformément à l'article 12 ou en cas de non-conformité de l'équipement à d'autres exigences, l'exploitant prend des mesures correctives dans les meilleurs délais et en informe l'autorité compétente.

2. L'exploitant fournit l'évaluation de l'incertitude visée au paragraphe 1, point a), à l'autorité compétente lorsqu'il notifie un nouveau plan de surveillance ou si cela s'avère nécessaire en raison d'une modification du plan de surveillance approuvé.

Cette évaluation englobe l'incertitude spécifiée des instruments de mesure employés, l'incertitude associée à l'étalonnage et toute autre incertitude liée au mode d'utilisation des instruments de mesure. L'évaluation de l'incertitude englobe l'incertitude liée aux variations des stocks si les installations de stockage peuvent contenir 5 % au moins de la quantité du combustible ou de la matière considérés utilisée chaque année. Lorsqu'il procède à l'évaluation, l'exploitant tient compte du fait que les valeurs déclarées qui servent à définir les seuils d'incertitude associés aux niveaux figurant à l'annexe II se rapportent à l'incertitude sur l'ensemble de la période de déclaration.

L'exploitant peut simplifier l'évaluation de l'incertitude en considérant que l'erreur maximale tolérée pour l'instrument de mesure en service ou, si elle est inférieure, l'incertitude associée à l'étalonnage multipliée par un facteur de correction prudent pour tenir compte de l'effet de l'incertitude en service, correspond à l'incertitude sur l'ensemble de la période de déclaration, conformément aux niveaux définis à l'annexe II, pour autant que les instruments de mesure soient installés dans un environnement adapté à leurs caractéristiques de fonctionnement.

3. Nonobstant les dispositions du paragraphe 2, l'autorité compétente peut autoriser l'exploitant à utiliser les résultats de mesurage fournis par les systèmes de mesure placés sous son propre contrôle dans l'installation, si l'exploitant apporte la preuve que les instruments de mesure utilisés font l'objet d'un contrôle métrologique légal national.

À cet effet, l'erreur maximale tolérée en service admise par la législation nationale relative au contrôle métrologique légal pour la tâche de mesurage en question peut être utilisée comme valeur d'incertitude, sans autre justificatif.

1. Lorsqu'une évaluation simplifiée de l'incertitude fait apparaître que l'utilisation de systèmes de mesure non placés sous le contrôle de l'exploitant, plutôt que de systèmes placés sous le contrôle de l'exploitant conformément à l'article 28, permet à l'exploitant d'appliquer un niveau au moins aussi élevé, donne des résultats plus fiables et présente un moindre risque de carence de contrôle, l'exploitant détermine les données d'activité au moyen de systèmes de mesure qui ne sont pas placés sous son contrôle.

À cet effet, l'exploitant peut recourir à l'une des sources d'information suivantes:

a) les quantités figurant sur les factures émises par un partenaire commercial, sous réserve de la passation d'une transaction commerciale entre deux partenaires indépendants;

b) les valeurs directement fournies par les instruments de mesure.

2. L'exploitant veille à assurer le respect du niveau applicable conformément à l'article 26.

À cet effet, l'erreur maximale tolérée en service admise par la législation nationale relative au contrôle métrologique légal pour la transaction commerciale en question peut être utilisée comme valeur d'incertitude, sans autre justificatif.

Lorsque les exigences applicables dans le cadre du contrôle métrologique légal sont moins strictes que celles requises par le niveau applicable en vertu de l'article 26, l'exploitant se fait confirmer l'incertitude applicable par le partenaire commercial responsable du système de mesure.

1. L'exploitant détermine les facteurs de calcul soit sous la forme de valeurs par défaut, soit sur la base d'analyses, en fonction du niveau applicable.

2. L'exploitant détermine et déclare toujours les facteurs de calcul en se référant à l'état du combustible ou de la matière qui est utilisé pour les données d'activité correspondantes, c'est-à-dire l'état dans lequel se trouve le combustible ou la matière lors de l'achat ou de l'utilisation dans le procédé responsable des émissions, avant séchage ou autre traitement en vue des analyses de laboratoire.

Au cas où cette méthode entraînerait des coûts excessifs, ou si une plus grande précision est possible, l'exploitant peut systématiquement déterminer les données d'activité et les facteurs de calcul en se référant à l'état du combustible ou de la matière au moment où les analyses de laboratoire sont effectuées.

2 bis. L’exploitant ne détermine la fraction issue de la biomasse que pour les combustibles ou matières mixtes contenant de la biomasse. Pour les autres combustibles ou matières, il convient d’utiliser la valeur par défaut égale à 0 % pour la fraction issue de la biomasse des combustibles ou matières fossiles, et une valeur par défaut de la fraction issue de la biomasse égale à 100 % pour les combustibles ou matières issus de la biomasse constitués exclusivement de biomasse.

L’exploitant détermine uniquement la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé ou la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone pour les carburants mixtes contenant des carburants renouvelables d’origine non biologique, des carburants à base de carbone recyclé ou des carburants de synthèse à faible teneur en carbone. Pour les autres carburants, la valeur par défaut de 0 % pour la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé ou la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone est utilisée, et une valeur par défaut de 100 % est appliquée pour la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé ou des carburants de synthèse à faible teneur en carbone consistant exclusivement en carburants renouvelables d’origine non biologique, en carburants à base de carbone recyclé ou en carburants de synthèse à faible teneur en carbone.

L’exploitant ne détermine la fraction issue de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro, la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro et la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro que lorsqu’il souhaite faire usage de cette attribution d’un facteur d’émission considéré comme égal à zéro.

3. En ce qui concerne l’interdépendance des facteurs de calcul liés à la composition, l’exploitant applique les règles suivantes:i) lorsqu’un combustible ou une matière contient de la biomasse, l’exploitant détermine la fraction issue de la biomasse conformément à l’article 39 du présent règlement;ii) lorsque la fraction issue de la biomasse n’est pas nulle et que l’exploitant veut faire usage de l’attribution d’un facteur d’émission considéré comme égal à zéro, il détermine la fraction issue de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro conformément à l’article 38, paragraphe 5, du présent règlement;iii) lorsqu’un carburant contient un carburant renouvelable d’origine non biologique, un carburant à base de carbone recyclé ou un carburant de synthèse à faible teneur en carbone, l’exploitant détermine la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé ou la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone conformément à l’article 39 bis, paragraphes 1 et 2, du présent règlement;iv) lorsque la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé n’est pas nulle et que l’exploitant veut faire usage de l’attribution d’un facteur d’émission considéré comme égal à zéro, il détermine la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro conformément à l’article 39 bis, paragraphe 3, du présent règlement;v) lorsque la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone n’est pas nulle et que l’exploitant veut faire usage de l’attribution d’un facteur d’émission considéré comme égal à zéro, il détermine la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro conformément à l’article 39 bis, paragraphe 4, du présent règlement;vi) lorsque la fraction issue de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro, la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro ou la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro n’est pas nulle, l’exploitant calcule la fraction dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro comme étant la somme de la fraction issue de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro, de la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro et de la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro. La fraction fossile est la somme de toutes les fractions dont le facteur d’émission n’est pas considéré comme égal à zéro;vii) l’exploitant calcule le facteur d’émission comme étant le facteur d’émission préliminaire multiplié par la fraction fossile.Aux fins du point vi), lorsque l’exploitant ne calcule pas la fraction dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro, la fraction fossile est de 100 %.Par dérogation au premier alinéa, l’exploitant peut:i) déterminer la fraction issue de la biomasse comme étant identique à la fraction issue de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro si cette dernière est déterminée sur la base du bilan massique conformément à l’article 30, paragraphe 1, de la directive (UE) 2018/2001;ii) déterminer la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé comme étant identique à la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro si cette dernière est déterminée sur la base du bilan massique conformément à l’article 30, paragraphe 1, de la directive (UE) 2018/2001;iii) déterminer la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone comme étant identique à la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro si cette dernière est déterminée sur la base du bilan massique conformément à l’article 30, paragraphe 1, de la directive (UE) 2018/2001.

1. Lorsque l'exploitant détermine les facteurs de calcul sous la forme de valeurs par défaut, il utilise, conformément aux exigences requises par le niveau applicable tel que défini aux annexes II et VI, une des valeurs suivantes:a) les facteurs standard et les facteurs stœchiométriques énumérés à l'annexe VI;b) les facteurs standard utilisés par l'État membre dans l'inventaire national qu'il soumet au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques;c) les valeurs de la littérature convenues avec l'autorité compétente, notamment les facteurs standard publiés par l'autorité compétente, qui sont compatibles avec les facteurs visés au point b), mais qui sont représentatives de flux plus spécifiques de combustibles;d) les valeurs spécifiées et garanties par le fournisseur d'un combustible ou d'une matière, si l'exploitant peut prouver de manière concluante à l'autorité compétente que la teneur en carbone présente un intervalle de confiance à 95 % qui n'excède pas 1 %;e) les valeurs issues d'analyses effectuées antérieurement, si l'exploitant peut prouver de manière concluante à l'autorité compétente que ces valeurs sont représentatives des futurs lots du même combustible ou de la même matière.

2. L'exploitant précise toutes les valeurs par défaut utilisées dans le plan de surveillance.

En cas de changement des valeurs par défaut d'une année sur l'autre, l'exploitant précise la source autorisée applicable pour la valeur en question dans le plan de surveillance.

3. L'autorité compétente ne peut approuver le changement des valeurs par défaut d'un facteur de calcul dans le plan de surveillance conformément à l'article 15, paragraphe 2, que si l'exploitant prouve que la nouvelle valeur par défaut permet une détermination plus précise des émissions.

4. À la demande de l'exploitant, l'autorité compétente peut autoriser, pour la détermination du pouvoir calorifique inférieur et des facteurs d'émission des combustibles, l'application des mêmes niveaux que ceux requis pour les combustibles marchands ordinaires, à condition que l'exploitant prouve, au minimum tous les trois ans, que l'intervalle de 1 % pour le pouvoir calorifique inférieur spécifié a été respecté au cours des trois dernières années.

5. À la demande de l'exploitant, l'autorité compétente peut accepter que la teneur stœchiométrique en carbone d'une substance chimique pure soit considérée comme respectant un niveau qui nécessiterait normalement des analyses effectuées conformément aux articles 32 à 35, si l'exploitant peut démontrer de manière concluante à l'autorité compétente que le recours à des analyses entraînerait des coûts excessifs et que l'utilisation de la valeur stœchiométrique ne conduira pas à une sous-estimation des émissions.

1. L'exploitant veille à ce que les analyses, l'échantillonnage, les étalonnages et les validations nécessaires à la détermination des facteurs de calcul soient réalisés au moyen de méthodes fondées sur les normes EN correspondantes.

En l'absence de telles normes, les méthodes sont fondées sur les normes ISO ou les normes nationales pertinentes. En l'absence de norme publiée, l'exploitant s'appuie sur les projets de normes, sur les lignes directrices sur les meilleures pratiques publiées par l'industrie ou sur d'autres méthodes scientifiquement validées, permettant de limiter l'erreur d'échantillonnage et de mesure.

2. En cas d'utilisation d'appareils de chromatographie en phase gazeuse en ligne ou d'analyseurs de gaz avec ou sans extraction pour la détermination des émissions, l'exploitant sollicite l'autorisation préalable de l'autorité compétente. Ces appareils sont uniquement utilisés pour déterminer la composition des matières et combustibles gazeux. À titre de mesure minimale d'assurance de la qualité, l'exploitant veille à ce que l'instrument fasse l'objet d'une validation initiale renouvelée chaque année.

3. Les résultats des analyses ne sont utilisés que pour la période de livraison ou pour le lot de combustible ou de matière pour lesquels les échantillons ont été prélevés et dont ils sont censés être représentatifs.

Pour la détermination d'un paramètre donné, l'exploitant utilise les résultats de toutes les analyses effectuées qui se rapportent à ce paramètre.

1. Lorsque les facteurs de calcul sont déterminés au moyen d'analyses, l'exploitant, pour chaque combustible ou matière, soumet à l'approbation de l'autorité compétente un plan d'échantillonnage, sous la forme d'une procédure écrite, qui précise les modalités de préparation des échantillons, et en particulier les responsabilités, ainsi que les lieux, les fréquences de prélèvement, les quantités à prélever et les méthodes de stockage et de transport des échantillons.

L'exploitant veille à ce que les échantillons prélevés soient représentatifs du lot ou de la période de livraison concernés et exempts de biais. Les principaux éléments du plan d'échantillonnage sont convenus avec le laboratoire réalisant les analyses du combustible ou de la matière en question, et la preuve de cet accord figure dans le plan. L'exploitant met le plan à disposition aux fins de la vérification au titre du règlement d'exécution (UE) 2018/2067.

2. En accord avec le laboratoire réalisant les analyses du combustible ou de la matière concernés et sous réserve de l'approbation de l'autorité compétente, l'exploitant adapte les éléments du plan d'échantillonnage si les résultats d'analyse révèlent que l'hétérogénéité du combustible ou de la matière diffère sensiblement des données relatives à l'hétérogénéité sur la base desquelles le plan d'échantillonnage initial de ce combustible ou de cette matière a été établi.

1. L'exploitant veille à ce que les laboratoires auxquels il est fait appel pour réaliser les analyses en vue de la détermination des facteurs de calcul soient accrédités conformément à la norme EN ISO/IEC 17025 pour les méthodes d'analyse en question.

2. Il ne peut être fait appel à des laboratoires non accrédités conformément à la norme EN ISO/IEC 17205 pour la détermination des facteurs de calcul que si l'exploitant peut prouver de manière concluante à l'autorité compétente qu'il n'est pas techniquement possible de faire appel aux laboratoires visés au paragraphe 1, ou que cela entraînerait des coûts excessifs, et que les laboratoires non accrédités répondent à des exigences équivalentes à celles définies dans la norme EN ISO/IEC 17025.

3. L'autorité compétente considère qu'un laboratoire répond à des exigences équivalentes à celles définies dans la norme EN ISO/IEC 17025, au sens du paragraphe 2, lorsque l'exploitant fournit, dans la mesure du possible sous une forme et avec un niveau de détail semblables à ceux requis pour les procédures prescrites à l'article 12, paragraphe 2, les preuves requises conformément au deuxième et au troisième alinéa du présent paragraphe.

En ce qui concerne la gestion de la qualité, l'exploitant produit une certification accréditée du laboratoire conformément à la norme EN ISO/IEC 9001 ou à d'autres systèmes certifiés de gestion de la qualité qui couvrent le laboratoire. En l'absence de tels systèmes certifiés de gestion de la qualité, l'exploitant fournit d'autres éléments appropriés prouvant que le laboratoire est capable de gérer de façon fiable son personnel, ses procédures, ses documents et ses tâches.

En ce qui concerne la compétence technique, l'exploitant démontre que le laboratoire est compétent et capable d'obtenir des résultats valables sur le plan technique en utilisant les procédures d'analyse appropriées. Cette démonstration porte au moins sur les éléments suivants:

a) gestion de la compétence du personnel pour les tâches spécifiques à accomplir;

b) adéquation des conditions d'hébergement et des conditions ambiantes;

c) choix des méthodes d'analyse et des normes applicables;

d) le cas échéant, gestion de l'échantillonnage et de la préparation des échantillons, et contrôle de leur intégrité;

e) le cas échéant, mise au point et validation de nouvelles méthodes d'analyse ou application de méthodes ne relevant pas de normes nationales ou internationales;

f) estimation de l'incertitude;

g) gestion de l'équipement, y compris des procédures d'étalonnage, de correction, de maintenance et de réparation de l'équipement, et tenue de dossiers s'y rapportant;

h) gestion et contrôle des données, des documents et des logiciels;

i) gestion des éléments d'étalonnage et des matériaux de référence;

j) assurance qualité des résultats de l'étalonnage et des essais, y compris participation régulière à des programmes d'essais d'aptitude dans le cadre desquels les méthodes d'analyse sont appliquées à des matériaux de référence certifiés, ou comparaisons avec un laboratoire accrédité;

k) gestion des procédés externalisés;

l) gestion des attributions et des plaintes des clients, et prise des mesures correctives en temps voulu.

1. L'exploitant applique les fréquences d'analyse minimales indiquées à l'annexe VII pour les différents combustibles et matières.

2. L'autorité compétente peut autoriser l'exploitant à appliquer une fréquence qui diffère de celle visée au paragraphe 1 lorsqu'aucune fréquence minimale n'est indiquée ou lorsque l'exploitant démontre l'existence d'une des situations suivantes:a) d'après les données historiques, y compris les valeurs d'analyse obtenues pour les combustibles ou matières concernés au cours de la période de déclaration précédant immédiatement la période de déclaration en cours, la variation des valeurs d'analyse obtenues pour les différents combustibles ou matières n'excède pas un tiers de la valeur d'incertitude que l'exploitant doit respecter pour la détermination des données d'activité des combustibles ou matières correspondants;b) l'application de la fréquence prescrite entraînerait des coûts excessifs.

Lorsqu'une installation ne fonctionne qu'une partie de l'année ou lorsque des combustibles ou matières sont livrés en lots qui sont consommés sur plus d'une année civile, l'autorité compétente peut convenir avec l'exploitant d'un programme d'analyse plus approprié, à condition que cela se traduise par une incertitude comparable à celle visée au premier alinéa, point a).

1. L'exploitant détermine, pour les émissions de CO2, les facteurs d'émission spécifiques des différentes activités.

2. Les facteurs d'émission des combustibles, y compris lorsqu'ils sont utilisés comme matières entrantes, sont exprimés en t CO2/TJ.

Dans le cas des émissions de combustion, l'autorité compétente peut autoriser l'exploitant à utiliser un facteur d'émission exprimé en t CO2/t ou en t CO2/Nm3 pour un combustible, lorsque cela permet de calculer les émissions avec une précision au moins équivalente ou lorsque l'utilisation d'un facteur d'émission exprimé en t CO2/TJ entraînerait des coûts excessifs.

3. Pour convertir la teneur en carbone en valeur correspondante d'un facteur d'émission relatif au CO2 ou inversement, l'exploitant applique le facteur 3,664 t CO2/t C.

1. L'exploitant applique au minimum le niveau 1 pour déterminer les facteurs d'oxydation ou de conversion. L'exploitant donne la valeur 1 au facteur d'oxydation ou de conversion si le facteur d'émission tient compte de l'effet d'une oxydation ou d'une conversion incomplète.

L'autorité compétente peut toutefois exiger que les exploitants appliquent systématiquement le niveau 1.

2. Lorsque plusieurs combustibles sont utilisés dans une installation et que le niveau 3 doit être appliqué pour le facteur d'oxydation spécifique, l'exploitant peut demander l'autorisation de l'autorité compétente pour recourir à l'une des possibilités suivantes:a) déterminer un facteur d'oxydation global pour l'ensemble du processus de combustion, et l'appliquer à tous les combustibles;b) attribuer une oxydation incomplète à un flux majeur et donner la valeur 1 au facteur d'oxydation des autres flux.

En cas d’utilisation de combustibles mixtes, l’exploitant démontre que l’application du point a) ou b) du premier alinéa n’entraîne pas une sous-estimation des émissions.

1. L'exploitant peut déterminer les données d'activité d'un flux de ►M5 carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro** ◄ ** sans recourir aux niveaux et sans fournir d'analyse attestant la teneur en ►M5 carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro** ◄ , si le flux est exclusivement constitué de ►M5 carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro ◄ ** et si l'exploitant peut garantir qu'il n'est pas contaminé par d'autres matières ou combustibles.

2. ►M5 —————** ◄ **

Le facteur d'émission de chaque combustible ou matière qui figure dans la déclaration est obtenu en multipliant le facteur d'émission préliminaire déterminé conformément à l'article 30 par la fraction fossile du combustible ou de la matière.

3. La tourbe, la xylite et les fractions fossiles des combustibles ou matières mixtes ne sont pas considérées comme de la biomasse.

4. Lorsque la fraction issue de la ►M5 fraction de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro** ◄ ** de combustibles ou matières mixtes est supérieure ou égale à 97 % ou que, du fait de la quantité d'émissions associée à la fraction fossile du combustible ou de la matière, les conditions caractérisant un flux de minimis sont réunies, l'autorité compétente peut autoriser l'exploitant à appliquer des méthodes ne reposant pas sur des niveaux, et notamment la méthode du bilan énergétique, pour déterminer les données d'activité et les facteurs de calcul pertinents.

5. ►M5 Les biocarburants, les bioliquides et les combustibles issus de la biomasse satisfont aux critères de durabilité et de réduction des émissions de gaz à effet de serre énoncés à l’article 29, paragraphes 2 à 7 et 10, de la directive (UE) 2018/2001, afin d’être comptabilisés dans la fraction issue de la biomasse d’un flux dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro.** ◄ **

Toutefois, les biocarburants, les bioliquides et les combustibles issus de la biomasse produits à partir de déchets et de résidus, autres que les résidus de l’agriculture, de l’aquaculture, de la pêche et de la sylviculture, ne doivent remplir que les critères énoncés à l’article 29, paragraphe 10, de la directive (UE) 2018/2001. Le présent alinéa s’applique également aux déchets et résidus qui sont d’abord transformés en un produit avant d’être transformés ensuite en biocarburants, bioliquides et combustibles issus de la biomasse.

L’électricité, le chauffage et le refroidissement produits à partir de déchets municipaux solides ne sont pas soumis aux critères énoncés à l’article 29, paragraphe 10, de la directive (UE) 2018/2001.

Les critères établis à l’article 29, paragraphes 2 à 7 et paragraphe 10, de la directive (UE) 2018/2001 s’appliquent quelle que soit l’origine géographique de la biomasse.

L’article 29, paragraphe 10, de la directive (UE) 2018/2001 s’applique à une installation telle que définie à l’article 3, point e), de la directive 2003/87/CE.

Le respect des critères fixés à l’article 29, paragraphes 2 à 7 et paragraphe 10, de la directive (UE) 2018/2001 est évalué conformément aux dispositions de l’article 30 et de l’article 31, paragraphe 1, de ladite directive. Les critères peuvent également être considérés comme respectés si l’exploitant apporte la preuve de l’achat d’une quantité de biocarburant, de bioliquide ou de biogaz liée à l’annulation de la quantité correspondante dans la base de données de l’Union créée conformément à l’article 31 bis ou dans une base de données nationale créée par l’État membre conformément à l’article 31 bis, paragraphe 5, de ladite directive. En cas de non-respect ultérieur des exigences relatives à la preuve de la durabilité des quantités annulées dans les bases de données susmentionnées, l’autorité compétente corrige les émissions vérifiées en conséquence.

Lorsque la biomasse utilisée n’est pas conforme au présent paragraphe, sa teneur en carbone est considérée comme du carbone fossile.

Lorsque, conformément aux premier à sixième alinéas du présent paragraphe, les critères énoncés à l’article 29, paragraphes 2 à 7 et 10, de la directive (UE) 2018/2001 ne s’appliquent pas à la biomasse, la fraction issue de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro est égal à sa fraction issue de la biomasse.

6. Par dérogation au paragraphe 5, premier alinéa, les États membres, ou les autorités compétentes, le cas échéant, peuvent considérer que les critères de durabilité et de réduction des émissions de gaz à effet de serre visés audit paragraphe sont satisfaits en ce qui concerne les biocarburants, les bioliquides et les combustibles issus de la biomasse utilisés pour la combustion du 1er janvier 2022 au 31 décembre 2022.

1. Pour les combustibles ou les matières contenant de la biomasse, l’exploitant peut soit considérer que la part de la biomasse est nulle et appliquer une fraction issue de la biomasse par défaut de 0 %, soit déterminer une fraction issue de la biomasse conformément au paragraphe 2, en appliquant les niveaux définis à la section 2.4 de l’annexe II du présent règlement.

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

Lorsque, en fonction du niveau appliqué, l’exploitant doit effectuer des analyses pour déterminer la fraction issue de la biomasse, mais que l’application du premier alinéa n’est pas techniquement réalisable ou entraînerait des coûts excessifs, l’exploitant soumet à l’approbation de l’autorité compétente une méthode alternative pour déterminer la fraction issue de la biomasse. Pour les combustibles ou les matières issus d’un procédé de production dont les flux entrants sont connus et traçables, l’exploitant peut fonder cette estimation sur un bilan des matières du carbone d’origine fossile et du carbone issu de la biomasse à l’entrée et à la sortie du procédé.

La Commission peut fournir des lignes directrices sur d'autres méthodes d'estimation applicables.

3. Par dérogation aux dispositions des paragraphes 1 et 2 du présent article et de l’article 30, sauf aux fins de ►M5 l’article 43, paragraphe 4 ter** ◄ **, l’exploitant n’a pas recours à des analyses ou à des méthodes d’estimation conformément au paragraphe 2 du présent article pour déterminer la fraction issue de la biomasse du gaz naturel reçu d’un réseau de gaz auquel du biogaz est ajouté.

L’exploitant peut déterminer qu’une certaine quantité de gaz naturel provenant du réseau de gaz est du biogaz dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro en utilisant la méthode décrite au paragraphe 4. Dans ce cas, par dérogation à l’article 30, paragraphe 3, l’exploitant considère que la fraction issue de la biomasse est identique à la fraction issue de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro.

4. L’exploitant peut déterminer la fraction issue de la biomasse et la fraction (identique) issue de la biomasse du biogaz dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro en utilisant des données d’achat de biogaz d’une valeur énergétique équivalent, à condition qu’il apporte la preuve, à la satisfaction de l’autorité compétente, que:▼M1a) il n’y a pas de double comptage de la même quantité de biogaz, en particulier que personne d’autre ne revendique l’utilisation du biogaz acheté, y compris par la présentation d’une garantie d’origine telle que définie à l’article 2, point 12, de la directive (UE) 2018/2001;b) l’exploitant et le producteur de biogaz sont raccordés au même réseau gazier.▼M5Afin de prouver qu’il respecte les exigences du présent paragraphe, l’exploitant peut utiliser les données enregistrées dans une base de données créée par un ou plusieurs États membres qui permet de retracer les transferts de biogaz. Le respect de ce paragraphe peut être considéré comme démontré si l’exploitant apporte la preuve de l’achat d’une quantité de biogaz liée à l’annulation de la quantité correspondante dans la base de données de l’Union créée conformément à l’article 31 bis de la directive (UE) 2018/2001 ou dans une base de données nationale créée par l’État membre conformément à l’article 31 bis, paragraphe 5, de ladite directive. En cas de non-respect ultérieur des exigences relatives à la preuve de la durabilité des quantités annulées dans les bases de données susmentionnées, l’autorité compétente corrige les émissions vérifiées en conséquence.

1. Pour les combustibles ou les matières contenant des carburants renouvelables d’origine non biologique, des carburants à base de carbone recyclé ou des carburants de synthèse à faible teneur en carbone pour lesquels l’exploitant n’est pas en mesure de déterminer la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé ou la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone conformément au paragraphe 2, l’exploitant présume l’absence de tels carburants et applique une fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé ou une fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone par défaut de 0 %.

2. L’exploitant détermine les facteurs de calcul suivants relatifs à la composition des carburants sur la base du bilan massique conformément à l’article 30, paragraphe 1, de la directive (UE) 2018/2001:i) la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé ou la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro;ii) la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé ou la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone.

Par dérogation au premier alinéa, si l’exploitant ne souhaite pas faire usage de l’attribution d’un facteur d’émission considéré comme égal à zéro, pour la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé ou la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone, d’autres méthodes peuvent être utilisées, telles qu’un bilan des matières du procédé de mélange ou de production à partir duquel le combustible ou la matière est obtenu.

3. La teneur en carbone des carburants pouvant être considérés comme des carburants renouvelables d’origine non biologique ou des carburants à base de carbone recyclé au titre de la directive (UE) 2018/2001 qui satisfont aux critères de réduction des émissions de gaz à effet de serre énoncés à l’article 29 bis de ladite directive est considérée comme ayant un facteur d’émission égal à zéro.

Le respect des critères fixés à l’article 29 bis de la directive (UE) 2018/2001 doit être évalué conformément aux dispositions de l’article 30 et de l’article 31, paragraphe 1, de ladite directive. Les critères peuvent également être considérés comme respectés si l’exploitant apporte la preuve de l’achat d’une quantité de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé liée à l’annulation de la quantité correspondante dans la base de données de l’Union créée conformément à l’article 31 bis de la directive (UE) 2018/2001 ou dans une base de données nationale créée par les États membres conformément à l’article 31 bis, paragraphe 5, de ladite directive. En cas de non-respect ultérieur des exigences relatives à la preuve de la durabilité des quantités annulées dans les bases de données susmentionnées, l’autorité compétente corrige les émissions vérifiées en conséquence.

Lorsque les carburants renouvelables d’origine non biologique ou les carburants à base de carbone recyclé ne satisfont pas aux critères visés au premier alinéa, leur teneur en carbone est considérée comme du carbone fossile.

4. Les carburants de synthèse à faible teneur en carbone ont un facteur d’émission considéré comme égal à zéro lorsque leur teneur en carbone a fait l’objet d’une restitution préalable de quotas au titre de la directive 2003/87/CE, sauf si le carbone capté est un carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro tel que défini à l’article 3, point 38 septies), du présent règlement.

Le respect des critères fixés à l’article 29 bis, paragraphe 3, de la directive (UE) 2018/2001 doit être évalué conformément aux dispositions de l’article 30 et de l’article 31, paragraphe 1, de ladite directive. Les critères peuvent également être considérés comme respectés si l’exploitant apporte la preuve de l’achat d’une quantité de carburants de synthèse à faible teneur en carbone liée à l’annulation de la quantité correspondante dans la base de données de l’Union créée conformément à l’article 31 bis de la directive (UE) 2018/2001 ou dans une base de données nationale créée par l’État membre conformément à l’article 31 bis, paragraphe 5, de ladite directive. En cas de non-respect ultérieur des exigences relatives à la preuve de la durabilité des quantités annulées dans les bases de données susmentionnées, l’autorité compétente corrige les émissions vérifiées en conséquence.

Dans tous les autres cas, la teneur en carbone des carburants de synthèse à faible teneur en carbone est considérée comme du carbone fossile.

5. L’exploitant peut déterminer la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé et la fraction identique de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro lorsque ces fractions ont été injectées dans un réseau de gaz naturel en utilisant des données d’achat de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé d’une valeur énergétique équivalente, à condition qu’il apporte la preuve, à la satisfaction de l’autorité compétente, que:a) il n’y a pas de double comptabilisation de la même quantité de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé, et, en particulier, que personne d’autre ne revendique l’utilisation des carburants renouvelables d’origine non biologique ou des carburants à base de carbone recyclé achetés, y compris par la présentation d’une garantie d’origine telle que définie à l’article 2, point 12, de la directive (UE) 2018/2001;b) l’exploitant et le producteur des carburants renouvelables d’origine non biologique ou carburants à base de carbone recyclé sont raccordés au même réseau gazier.

Le respect de ce paragraphe peut être considéré comme démontré si l’exploitant apporte la preuve de l’achat d’une quantité de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé gazeux liée à l’annulation de la quantité correspondante dans la base de données de l’Union créée conformément à l’article 31 bis de la directive (UE) 2018/2001 ou dans une base de données nationale créée par l’État membre conformément à l’article 31 bis, paragraphe 5, de ladite directive. En cas de non-respect ultérieur des exigences relatives à la preuve de la durabilité des quantités annulées dans les bases de données susmentionnées, l’autorité compétente corrige les émissions vérifiées en conséquence.

L'exploitant applique une méthode fondée sur la mesure pour toutes les émissions de protoxyde d'azote (N2O), comme indiqué à l'annexe IV, ainsi que pour la quantification du CO2 transféré conformément à l'article 49.

L'exploitant peut en outre utiliser une méthode fondée sur la mesure pour les sources d'émission de CO2 s'il peut prouver que, pour chaque source d'émission, les niveaux requis conformément à l'article 41 sont respectés.

1. Pour chaque source d'émission majeure, l'exploitant applique les dispositions ci-après:a) dans le cas des installations de catégorie A, au minimum les niveaux indiqués à la section 2 de l'annexe VIII;b) dans les autres cas, le niveau le plus élevé indiqué à la section 1 de l'annexe VIII.

L'exploitant peut toutefois appliquer un niveau immédiatement inférieur aux niveaux prescrits au premier alinéa dans le cas des installations de catégorie C et descendre jusqu'à deux niveaux en dessous pour les installations des catégories A et B, le niveau 1 étant un minimum, s'il démontre de manière concluante à l'autorité compétente que le niveau prescrit au premier alinéa n'est pas techniquement réalisable ou entraînerait des coûts excessifs.

2. Pour les émissions issues de sources mineures, l'exploitant peut appliquer un niveau immédiatement inférieur aux niveaux prescrits au premier alinéa du paragraphe 1 — le niveau 1 étant un minimum — s'il démontre de manière concluante à l'autorité compétente que le niveau prescrit au premier alinéa du paragraphe 1 n'est pas techniquement réalisable ou entraînerait des coûts excessifs.

1. Toutes les mesures sont réalisées à l'aide de méthodes fondées sur:a) la norme EN 14181 (Émissions de sources fixes — assurance qualité des systèmes automatiques de mesure);b) la norme EN 15259 (Qualité de l'air — mesurage des émissions de sources fixes — exigences relatives aux sections et aux sites de mesurage et relatives à l'objectif, au plan et au rapport de mesurage):c) d'autres normes EN pertinentes, notamment la norme EN ISO 16911-2 (Émissions de sources fixes - Détermination manuelle et automatique de la vitesse et du débit-volume d'écoulement dans les conduits).

En l'absence de telles normes, les méthodes sont fondées sur les normes ISO, les normes publiées par la Commission ou les normes nationales pertinentes. En l'absence de norme publiée, l'exploitant s'appuie sur les projets de normes, sur les lignes directrices sur les meilleures pratiques publiées par l'industrie ou sur d'autres méthodes scientifiquement validées, permettant de limiter l'erreur d'échantillonnage et de mesure.

L'exploitant prend en considération tous les aspects du système de mesure continue, en particulier l'emplacement de l'équipement, l'étalonnage, le mesurage, l'assurance qualité et le contrôle de la qualité.

2. L'exploitant veille à ce que les laboratoires réalisant les mesures et procédant à l'étalonnage et au contrôle des équipements des systèmes de mesure continue des émissions (SMCE) soient accrédités conformément à la norme EN ISO/IEC 17025 pour les méthodes d'analyse ou les activités d'étalonnage concernées.

Si le laboratoire ne dispose pas de cette accréditation, l'exploitant veille à ce que les exigences équivalentes énoncées à l'article 34, paragraphes 2 et 3, soient respectées.

1. L'exploitant détermine les émissions annuelles d'une source d'émission au cours de la période de déclaration en additionnant toutes les valeurs horaires mesurées de la concentration de gaz à effet de serre sur la période de déclaration et en les multipliant par les valeurs horaires du débit d'effluents gazeux (les valeurs horaires étant des moyennes de tous les résultats de mesure obtenus pour l'heure d'exploitation considérée).

Dans le cas des émissions de CO2, l'exploitant détermine les émissions annuelles à l'aide de l'équation 1 de l'annexe VIII. Le CO émis dans l'atmosphère est considéré comme la quantité molaire équivalente de CO2.

Dans le cas du protoxyde d'azote (N2O), l'exploitant détermine les émissions annuelles à l'aide de l'équation figurant à l'annexe IV, section 16, sous-section B.1.

2. Lorsque plusieurs sources d'émission coexistent dans une installation et que les émissions ne peuvent pas être mesurées globalement, l'exploitant mesure séparément les émissions provenant de ces sources et additionne les résultats pour obtenir les émissions totales du gaz en question au cours de la période de déclaration.

3. L'exploitant détermine la concentration de gaz à effet de serre dans les effluents gazeux par mesure continue en un point représentatif, de l'une des façons suivantes:a) par mesure directe;b) en cas de forte concentration dans les effluents gazeux, par calcul de la concentration au moyen d'une mesure indirecte de la concentration, à l'aide de l'équation 3 de l'annexe VIII, compte tenu des concentrations mesurées de tous les autres constituants du flux de gaz conformément au plan de surveillance de l'exploitant.

4. Le cas échéant, l’exploitant détermine séparément toute quantité de CO2 issu de la biomasse. À cette fin, l’exploitant peut utiliser:▼Ba) une méthode fondée sur le calcul, notamment une méthode d'analyse et d'échantillonnage fondée sur la norme EN ISO 13833 [Émissions de sources fixes — Détermination du rapport du dioxyde de carbone de la biomasse (biogénique) et des dérivés fossiles — Échantillonnage et détermination au radiocarbone];b) une autre méthode fondée sur une norme pertinente, comme la norme ISO 18466 (Émission des sources fixes - Détermination de la fraction biogénique de CO2 dans les gaz de cheminées en utilisant la méthode des bilans);c) une méthode d'estimation publiée par la Commission.

Lorsque la méthode proposée par l’exploitant implique un échantillonnage continu des effluents gazeux, il convient d’appliquer la norme EN 15259 (Qualité de l’air — Mesurage des émissions de source fixe — Exigences relatives aux sections et aux sites de mesurage et relatives à l’objectif, au plan et au rapport de mesurage). Le plan d’échantillonnage visé à l’article 33 est proportionné à la fréquence d’analyse conformément à l’annexe VII du présent règlement et garantit la représentativité pour l’ensemble de l’année de référence.

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

Lorsque la méthode proposée par l’exploitant implique un échantillonnage continu des effluents gazeux et que l’installation consomme du gaz naturel du réseau, l’exploitant déduit le CO2 issu de tout biogaz contenu dans le gaz naturel des émissions totales mesurées de CO2. La fraction issue de la biomasse du gaz naturel est déterminée conformément aux articles 32 à 35.

4 bis. L’exploitant utilise la fraction issue de la biomasse déterminée conformément au paragraphe 4 comme étant la fraction issue de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro si les conditions suivantes sont satisfaites pour tous les combustibles ou toutes les matières donnant lieu à des émissions auxquelles la méthode fondée sur la mesure est appliquée:i) conformément aux premier à sixième alinéas de l’article 38, paragraphe 5, du présent règlement, les critères énoncés à l’article 29, paragraphes 2 à 7 et 10, de la directive (UE) 2018/2001 ne s’appliquent pas; ouii) 100 % de la fraction issue de la biomasse du combustible ou de la matière utilisés sont couverts par les éléments de preuve pertinents conformément à l’article 38, paragraphe 5, du présent règlement.La condition ii) est réputée remplie pour le biogaz faisant l’objet d’une surveillance au titre de l’article 39, paragraphe 4, du présent règlement.Lorsque les conditions i) et ii) ne sont pas remplies pour les combustibles ou les matières donnant lieu à des émissions auxquelles la méthode fondée sur la mesure est appliquée, l’exploitant détermine la fraction issue de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro pour ces combustibles ou matières en utilisant une méthode fondée sur le calcul conformément aux articles 24 à 39 bis du présent règlement.

4 ter. L’exploitant peut déduire des émissions totales de la source les émissions provenant de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro, déterminées conformément au paragraphe 4 bis du présent article.

Lorsque la méthode proposée par l’exploitant pour déterminer la fraction issue de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro implique un échantillonnage continu des effluents gazeux et que l’installation consomme du gaz naturel du réseau, l’exploitant détermine la quantité physique de CO2 du biogaz utilisé conformément aux articles 32 à 35 du présent règlement et déduit la quantité de CO2 correspondante de la quantité de CO2 dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro déterminée conformément au paragraphe 4 bis du présent article.

4 quater. Lorsque l’exploitant utilise des carburants renouvelables d’origine non biologique, des carburants à base de carbone recyclé ou des carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro dans un procédé pour lequel la méthode fondée sur la mesure est appliquée, il peut déduire des émissions totales les émissions provenant des carburants renouvelables d’origine non biologique, des carburants à base de carbone recyclé ou des carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro.

Les émissions des carburants renouvelables d’origine non biologique, des carburants à base de carbone recyclé ou des carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro sont déterminées au moyen d’une méthode fondée sur le calcul conformément aux articles 24 à 39 bis du présent règlement. Elles correspondent aux données d’activité du carburant concerné multipliées par le facteur d’émission préliminaire et par la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro ou la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro.

5. L'exploitant détermine le débit d'effluents gazeux aux fins du calcul visé au paragraphe 1 par une des méthodes suivantes:▼M5a) par calcul, au moyen d’un bilan des matières approprié, tenant compte de tous les paramètres importants à l’entrée, notamment, pour les émissions de CO 2, au moins des charges de matières entrantes, du débit d’air entrant et du rendement du procédé, ainsi que des paramètres à la sortie, y compris au moins de la quantité de produit fabriquée et des concentrations d’oxygène (O2), de dioxyde de soufre (SO2) et d’oxydes d’azote (NOx)▼Bb) par mesure continue du débit en un point représentatif.

1. L'exploitant calcule des moyennes horaires pour chaque paramètre, notamment la concentration et le débit des effluents gazeux, servant à la détermination des émissions par une méthode fondée sur la mesure en utilisant tous les relevés disponibles pour l'heure considérée.

Si l'exploitant est en mesure de produire des données pour des périodes de référence plus courtes sans générer de coût supplémentaire, il utilise ces périodes de référence pour déterminer les émissions annuelles conformément à l'article 43, paragraphe 1.

2. Si l'équipement de mesure continue d'un paramètre est en dérangement, mal réglé ou hors service pendant une partie de l'heure ou de la période de référence visée au paragraphe 1, l'exploitant calcule la moyenne horaire correspondante au prorata des relevés restants pour l'heure ou la période de référence plus courte considérée, à condition qu'au moins 80 % du nombre maximal de relevés pouvant être obtenus pour un paramètre soient disponibles.

Les paragraphes 2 à 4 de l'article 45 s'appliquent lorsque moins de 80 % du nombre maximal de relevés pouvant être obtenus pour un paramètre sont disponibles.

1. Lorsqu'un élément de l'équipement de mesure faisant partie d'un SMCE est hors service pendant plus de cinq jours consécutifs au cours d'une année civile, l'exploitant en informe l'autorité compétente dans les meilleurs délais et propose des mesures appropriées pour améliorer la qualité du SMCE concerné.

2. Lorsque, en raison d'un dérangement, d'un mauvais réglage ou d'un dysfonctionnement de l'équipement, il est impossible d'obtenir une heure de données valides ou des données valides sur une période de référence plus courte au sens de l'article 44, paragraphe 1, pour un ou plusieurs des paramètres de la méthode fondée sur la mesure, l'exploitant détermine des valeurs de substitution pour chaque heure de données manquantes.

3. Lorsqu'il est impossible d'obtenir une heure de données valides ou des données valides sur une période de référence plus courte pour un paramètre mesuré directement en tant que concentration, l'exploitant calcule une valeur de substitution en additionnant la concentration moyenne et deux fois l'écart-type associé à cette moyenne, à l'aide de l'équation 4 de l'annexe VIII.

Lorsque la période de déclaration ne convient pas pour la détermination de ces valeurs de substitution en raison de modifications techniques importantes intervenues dans l'installation, l'exploitant convient avec l'autorité compétente d'un intervalle de temps représentatif, correspondant si possible à une année, pour déterminer la moyenne et l'écart-type.

4. Lorsqu'il n'est pas possible d'obtenir une heure de données valides pour un paramètre autre que la concentration, l'exploitant calcule des valeurs de substitution de ce paramètre à l'aide d'un modèle approprié de bilan massique ou d'un bilan énergétique du procédé. L'exploitant valide les résultats en utilisant les autres paramètres mesurés de la méthode fondée sur la mesure et les données obtenues dans des conditions de fonctionnement normales, pour une période de même durée que celle pour laquelle les données sont manquantes.

L'exploitant corrobore les émissions déterminées par une méthode fondée sur la mesure, à l'exception des émissions de N2O liées à la production d'acide nitrique et des gaz à effet de serre transférés vers un ►M5 infrastructure de transport de CO2** ◄ ** ou dans un site de stockage, en calculant les émissions annuelles de chaque gaz à effet de serre considéré, pour les mêmes sources d'émission et les mêmes flux.

L'application de méthodes fondées sur des niveaux n'est pas obligatoire.

1. L'autorité compétente peut autoriser l'exploitant à présenter un plan de surveillance simplifié conformément à l'article 13, pour autant que celui-ci exploite une installation à faible niveau d'émission.

Le premier alinéa ne s'applique pas aux installations menant des activités pour lesquelles le N2O est inclus conformément à l'annexe I de la directive 2003/87/CE.

2. Aux fins du paragraphe 1, premier alinéa, une installation est considérée comme une installation à faible niveau d'émission lorsqu'au moins une des conditions suivantes est respectée:a) les émissions annuelles moyennes de l'installation qui ont été consignées dans les déclarations d'émissions vérifiées au cours de la période d'échanges précédant immédiatement la période d'échanges en cours étaient inférieures à 25 000 tonnes de CO2(e) par an, compte non tenu du CO2 issu de la ►M5 carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro** ◄ ** et avant déduction du CO2 transféré;b) les émissions annuelles moyennes visées au point a) ne sont pas disponibles ou ne sont plus utilisables en raison de modifications apportées aux limites de l'installation ou aux conditions d'exploitation, mais, sur la base d'une estimation prudente, les émissions annuelles de cette installation au cours des cinq prochaines années seront inférieures à 25 000 tonnes de CO2(e) par an, compte non tenu du CO2 issu de la ►M5 carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro** ◄ ** et avant déduction du CO2 transféré.

3. L'exploitant d'une installation à faible niveau d'émission n'est pas tenu de présenter les justificatifs mentionnés à l'article 12, paragraphe 1, troisième alinéa, et il est dispensé de l'obligation de soumettre un rapport sur les améliorations apportées tel que visé à l'article 69, paragraphe 4, en réponse aux recommandations d'amélioration indiquées par le vérificateur dans le rapport de vérification.

4. Par dérogation aux dispositions de l'article 27, l'exploitant d'une installation à faible niveau d'émission peut déterminer la quantité de combustible ou de matière en utilisant les données d'achat consignées et les estimations des variations des stocks. L'exploitant est également dispensé de l'obligation de fournir à l'autorité compétente l'évaluation de l'incertitude visée à l'article 28, paragraphe 2.

5. L'exploitant d'une installation à faible niveau d'émission est dispensé de l'obligation, énoncée à l'article 28, paragraphe 2, d'inclure l'incertitude liée aux variations des stocks dans l'évaluation de l'incertitude.

6. Par dérogation aux dispositions de l'article 26, paragraphe 1, et de l'article 41, paragraphe 1, l'exploitant d'une installation à faible niveau d'émission peut appliquer au minimum le niveau 1 pour déterminer les données d'activité et les facteurs de calcul pour chaque flux et pour déterminer les émissions par une méthode fondée sur la mesure, à moins qu'un niveau de précision plus élevé ne puisse être obtenu sans effort supplémentaire de sa part, sans avoir à démontrer que l'application de niveaux plus élevés n'est pas techniquement réalisable ou entraînerait des coûts excessifs.

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

8. Lorsqu'une installation à faible niveau d'émission faisant l'objet d'une surveillance simplifiée dépasse le seuil visé au paragraphe 2 au cours d'une année civile, son exploitant en informe l'autorité compétente dans les meilleurs délais.

L'exploitant soumet sans tarder une modification importante au sens de l'article 15, paragraphe 3, point b), du plan de surveillance à l'approbation de l'autorité compétente.

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

1. Le CO2 intrinsèque qui est transféré dans une installation, y compris celui contenu dans le gaz naturel ou dans les effluents gazeux (comme le gaz de haut fourneau ou le gaz de cokerie) ou dans les matières entrantes (comme le gaz de synthèse), est comptabilisé dans le facteur d'émission défini pour ce flux.

2. Lorsque le CO2 intrinsèque provient d’activités visées à l’annexe I de la directive 2003/87/CE ou incluses conformément à l’article 24 de cette directive et est ensuite transféré en tant que constituant d’un flux dans une autre installation et aux fins d’une activité relevant de ladite directive, il n’est pas comptabilisé dans les émissions de l’installation d’origine. Pour la détermination de la fraction issue de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro, de la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro ou de la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro du CO2 intrinsèque conformément à l’article 39 du présent règlement, l’exploitant de l’installation qui transfère veille à ce que la méthode de surveillance choisie ne sous-estime pas systématiquement les émissions totales de l’installation qui transfère.

Toutefois, lorsque le CO2 intrinsèque est émis ou transféré à partir de l'installation vers des entités qui ne relèvent pas de la directive 2003/87/CE, il est comptabilisé dans les émissions de l'installation d'origine.

3. Les exploitants peuvent déterminer les quantités de CO2 intrinsèque transférées hors de l’installation à la fois au niveau de l’installation qui transfère et au niveau de l’installation réceptrice. Les quantités de CO2 intrinsèque respectivement transférées et réceptionnées ainsi que la fraction issue de la biomasse, la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé et la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro correspondantes sont alors identiques.

Lorsque les quantités de CO2 intrinsèque transférées et réceptionnées ne sont pas identiques et que l'écart entre les deux valeurs est imputable à l'incertitude des systèmes de mesure ou à la méthode de détermination, c'est la moyenne arithmétique des deux valeurs déterminées qui est utilisée dans la déclaration d'émissions de l'installation expéditrice et dans celle de l'installation réceptrice. En pareil cas, la déclaration d'émissions fait état de l'ajustement de cette valeur.

Si l'écart entre les valeurs ne peut s'expliquer par la plage d'incertitude approuvée des systèmes de mesure ou de la méthode de détermination, les exploitants des installations expéditrice et réceptrice rapprochent les valeurs en procédant à des ajustements prudents approuvés par l'autorité compétente.

1. L'exploitant déduit des émissions de l'installation toute quantité de CO2 provenant du carbone fossile utilisé dans le cadre d'activités visées à l'annexe I de la directive 2003/87/CE qui n'est pas émise par l'installation, mais:a) qui est transférée hors de l'installation vers l'une des entités suivantes:i) une installation de captage aux fins du transport et du stockage géologique à long terme dans un site de stockage autorisé en vertu de la directive 2009/31/CE;ii) un réseau de transport aux fins du stockage géologique à long terme dans un site de stockage autorisé en vertu de la directive 2009/31/CE;iii) un site de stockage autorisé en vertu de la directive 2009/31/CE aux fins du stockage géologique à long terme;b) qui est transféré hors de l'installation en vue de la production de carbonate de calcium précipité, auquel le CO2 utilisé est chimiquement lié.

2. L'exploitant de l'installation expéditrice indique, dans sa déclaration d'émissions annuelle, le code d'identification de l'installation réceptrice reconnu conformément aux actes adoptés en vertu de l'article 19, paragraphe 3, de la directive 2003/87/CE, si l'installation réceptrice est couverte par ladite directive. Dans tous les autres cas, l'exploitant de l'installation expéditrice fournit le nom et l'adresse de l'installation réceptrice, ainsi que les coordonnées d'une personne à contacter.

Le premier alinéa s'applique également à l'installation réceptrice en ce qui concerne le code d'identification de l'installation expéditrice.

3. Pour déterminer la quantité de CO2 transférée d'une installation vers une autre, l'exploitant applique une méthode fondée sur la mesure et procède conformément aux dispositions des articles 43, 44 et 45. La source d'émission correspond au point de mesure, et les émissions sont exprimées en quantité de CO2 transférée.

Aux fins du paragraphe 1, point b), l'exploitant applique une méthode fondée sur le calcul.

4. Pour déterminer la quantité de CO2 transférée d'une installation vers une autre, l'exploitant applique le niveau le plus élevé défini à la section 1 de l'annexe VIII.

Il peut toutefois appliquer le niveau immédiatement inférieur s'il démontre que l'application du niveau le plus élevé tel que défini à la section 1 de l'annexe VIII n'est pas techniquement faisable ou entraînerait des coûts excessifs.

Pour déterminer la quantité de CO2 chimiquement lié dans le carbonate de calcium précipité, l'exploitant utilise des sources de données permettant d'obtenir le degré de précision le plus élevé possible.

5. Les exploitants peuvent déterminer les quantités de CO2 transférées hors de l'installation à la fois au niveau de l'installation qui transfère et au niveau de l'installation réceptrice. Dans ce cas, les dispositions de l'article 48, paragraphe 3, sont applicables.

1. Lorsque le N2O provient d'activités visées à l'annexe I de la directive 2003/87/CE pour lesquelles cette annexe spécifie le N2O comme étant pertinent et qu'une installation n'émet pas le N2O mais le transfère vers une autre installation qui surveille et déclare les émissions conformément au présent règlement, il n'est pas comptabilisé dans les émissions de l'installation d'origine.

Une installation qui reçoit du N2O provenant d'une installation et d'une activité conformément au premier alinéa surveille les flux de gaz concernés en utilisant les mêmes méthodes, telles qu'exigées par le présent règlement, que si le N2O était émis dans l'installation réceptrice elle-même.

Toutefois, lorsque le N2O est mis en bouteille ou utilisé comme gaz dans des produits de sorte qu'il est émis en dehors de l'installation, ou lorsqu'il est transféré hors de l'installation vers des entités qui ne relèvent pas de la directive 2003/87/CE, il est comptabilisé dans les émissions de l'installation d'origine, à l'exception des quantités de N2O pour lesquelles l'exploitant de l'installation d'origine peut démontrer à l'autorité compétente que le N2O est détruit à l'aide d'un dispositif antipollution approprié.

2. L'exploitant de l'installation expéditrice indique, dans sa déclaration d'émissions annuelle, le code d'identification reconnu de l'installation réceptrice conformément aux actes adoptés en vertu de l'article 19, paragraphe 3, de la directive 2003/87/CE, le cas échéant.

Le premier alinéa s'applique également à l'installation réceptrice en ce qui concerne le code d'identification de l'installation expéditrice.

3. Pour déterminer la quantité de N2O transférée d'une installation vers une autre, l'exploitant applique une méthode fondée sur la mesure et procède conformément aux dispositions des articles 43, 44 et 45. La source d'émission correspond au point de mesure, et les émissions sont exprimées en quantité de N2O transférée.

4. Pour déterminer la quantité de N2O transférée d'une installation vers une autre, l'exploitant applique le niveau le plus élevé défini à la section 1 de l'annexe VIII pour les émissions de N2O.

Il peut toutefois appliquer le niveau immédiatement inférieur s'il démontre que l'application du niveau le plus élevé tel que défini à la section 1 de l'annexe VIII n'est pas techniquement faisable ou entraînerait des coûts excessifs.

5. Les exploitants peuvent déterminer les quantités de N2O transférées hors de l'installation à la fois au niveau de l'installation qui transfère et au niveau de l'installation réceptrice. Dans ce cas, les dispositions de l'article 48, paragraphe 3, s'appliquent mutatis mutandis.

1. Chaque exploitant d'aéronef surveille et déclare les émissions liées aux activités aériennes de tous les vols visés à l'annexe I de la directive 2003/87/CE qu'il a assurés au cours de la période de déclaration et dont il est responsable.

À cet effet, ►C2 l’exploitant d’aéronef** ◄ ** assigne tous les vols à une année civile en fonction de leur heure de départ, mesurée en temps universel coordonné.

3. L’indicatif d’appel figurant dans la case 7 du plan de vol employé aux fins du contrôle du trafic aérien est utilisé pour identifier l’exploitant d’aéronef unique visé à l’article 3, point o), de la directive 2003/87/CE, qui est responsable d’un vol. L’indicatif d’appel détermine l’exploitant d’aéronef comme suit:a) lorsque la case 7 contient l’identifiant OACI de l’agence exploitant l’aéronef, l’exploitant d’aéronef unique est l’agence exploitant l’aéronef à qui cet identifiant OACI a été attribué;b) lorsque la case 7 contient la marque de nationalité ou la marque commune, et la marque d’immatriculation de l’aéronef figurant explicitement dans un certificat de transporteur aérien (ou équivalent) ou dans un document délivré par un État et identifiant l’exploitant de l’aéronef, l’exploitant d’aéronef unique est la personne morale ou physique qui est titulaire de ce certificat de transporteur aérien (ou équivalent) ou qui est indiquée dans le document.

3 bis. Lorsque l’exploitant d’aéronef unique ne peut être identifié à l’aide de l’indicatif d’appel visé au paragraphe 3, l’exploitant d’aéronef unique visé à l’article 3, point o), de la directive 2003/87/CE qui est responsable d’un vol est la personne physique ou morale qui emploie le capitaine du vol ou qui entretient une autre relation contractuelle avec ce dernier.

4. Si l'identité de l'exploitant d'aéronef n'est pas connue, l'autorité compétente considère que l'exploitant d'aéronef est le propriétaire de l'aéronef, à moins que ce dernier n'établisse l'identité de l'exploitant d'aéronef responsable.

1. Au moins quatre mois avant d'entreprendre des activités aériennes visées à l'annexe I de la directive 2003/87/CE, les exploitants d'aéronefs présentent à l'autorité compétente un plan de surveillance en vue de la surveillance et de la déclaration des émissions conformément à l'article 12.

Par dérogation aux dispositions du premier alinéa, un exploitant d'aéronef qui effectue pour la première fois une activité aérienne visée à l'annexe I de la directive 2003/87/CE qui n'était pas prévisible quatre mois auparavant soumet un plan de surveillance à l'autorité compétente dans les meilleurs délais, et au plus tard six semaines après la réalisation de l'activité. L'exploitant d'aéronef fournit une justification appropriée à l'autorité compétente pour expliquer la non-présentation d'un plan de surveillance quatre mois à l'avance.

Si l'État membre responsable visé à l'article 18 bis de la directive 2003/87/CE n'est pas connu à l'avance, l'exploitant d'aéronef présente le plan de surveillance dans les meilleurs délais dès que les informations relatives à l'autorité compétente de l'État membre responsable sont disponibles.

1. Chaque exploitant d’aéronef détermine les émissions annuelles de CO2 liées aux activités aériennes en multipliant la consommation annuelle de chaque carburant pur (exprimée en tonnes) par le facteur d’émission correspondant.

Pour les carburants d’aviation mixtes, l’exploitant d’aéronef détermine la quantité théorique de chaque carburant pur à partir de la quantité totale de ce carburant d’aviation mixte et des données relatives à la composition pertinentes en effectuant les calculs suivants:

i) lorsqu’un combustible contient de la biomasse, l’exploitant d’aéronef détermine la fraction issue de la biomasse conformément à l’article 54;

ii) lorsqu’un carburant contient un carburant renouvelable d’origine non biologique, un carburant à base de carbone recyclé ou un carburant de synthèse à faible teneur en carbone, l’exploitant d’aéronef détermine la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé ou la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone conformément à l’article 54 ter;

iii) lorsque la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé ou la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone n’est pas nulle et que l’exploitant d’aéronef veut faire usage de l’attribution d’un facteur d’émission considéré comme égal à zéro, il détermine la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro ou la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro conformément à l’article 54 quater;

iv) lorsque la fraction issue de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro, la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro ou la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro n’est pas nulle, l’exploitant d’aéronef calcule la fraction dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro comme étant la somme de la fraction issue de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro, de la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro et de la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro. La fraction fossile est la somme de toutes les fractions dont le facteur d’émission n’est pas considéré comme égal à zéro;

v) l’exploitant d’aéronef détermine la quantité de chaque carburant pur comme étant la quantité totale de carburant d’aviation mixte multipliée par la fraction pertinente.

Aux fins du point iv) du présent paragraphe, lorsque l’exploitant d’aéronef ne calcule pas la fraction dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro, la fraction fossile est de 100 %.

1 bis. Par dérogation au paragraphe 1, aux fins de l’évaluation des seuils d’émissions fixés à l’article 55, paragraphes 1 et 2, du présent règlement, à l’article 28 bis, paragraphe 4, de la directive 2003/87/CE et à la rubrique «Aviation» du tableau de l’annexe I de la directive 2003/87/CE, l’exploitant d’aéronef détermine les émissions de CO2 en multipliant la consommation annuelle de chaque carburant par son facteur d’émission préliminaire.

1 ter. Aux fins de la déclaration en vertu de l’article 3 du règlement délégué (UE) 2019/1603 de la Commission (7), l’exploitant d’aéronef détermine et déclare les émissions résultant de la multiplication de la consommation annuelle de chaque carburant par son facteur d’émission préliminaire.

2. Chaque exploitant d'aéronef détermine la consommation de carburant pour chaque vol et pour chaque carburant, y compris le carburant consommé par le groupe auxiliaire de puissance. À cet effet, l'exploitant d'aéronef utilise une des méthodes décrites à la section 1 de l'annexe III. L'exploitant d'aéronef choisit la méthode qui permet d'obtenir les données les plus complètes et les plus actualisées avec le plus faible degré d'incertitude, sans pour autant entraîner de coûts excessifs.

3. Chaque exploitant d'aéronef détermine la quantité de carburant embarquée visée à la section 1 de l'annexe III en s'appuyant sur l'un des types de données suivants:a) la quantité mesurée par le fournisseur de carburant, telle qu'elle est indiquée sur les factures ou les bons de livraison de carburant pour chaque vol;b) les données fournies par les systèmes de mesure embarqués qui sont consignées dans la documentation de masse et centrage ou dans le compte rendu matériel de l'aéronef, ou transmises par voie électronique de l'aéronef à l'exploitant de l'aéronef.

4. L'exploitant d'aéronef détermine la quantité de carburant contenue dans le réservoir à l'aide des données fournies par les systèmes de mesure embarqués et consignées dans la documentation de masse et centrage ou dans le compte rendu matériel de l'aéronef, ou transmises par voie électronique de l'aéronef à l'exploitant de l'aéronef.

5. Si la quantité de carburant embarquée ou la quantité de carburant restant dans les réservoirs est exprimée en unités de volume (litres), l'exploitant d'aéronef convertit cette quantité en unités de masse en utilisant les valeurs de la densité. L'exploitant d'aéronef utilise la densité du carburant (qui peut être une valeur réelle ou une valeur standard de 0,8 kg par litre) utilisée pour des raisons opérationnelles et de sécurité.

La procédure de notification de l'utilisation de la densité réelle ou standard est décrite dans le plan de surveillance, avec une référence à la documentation pertinente de l'exploitant d'aéronef.

6. Aux fins du calcul visé au paragraphe 1, l'exploitant d'aéronef utilise les facteurs d'émission par défaut indiqués dans le tableau 1 de l'annexe III.

Les exploitants d’aéronefs utilisent les facteurs d’émission par défaut indiqués dans le tableau 1 de l’annexe III comme facteur d’émission préliminaire.

Pour les carburants d’aviation de substitution autres que les biocarburants, les carburants renouvelables d’origine non biologique, les carburants à base de carbone recyclé ou les carburants de synthèse à faible teneur en carbone, l’exploitant d’aéronef détermine le facteur d’émission conformément à l’article 32 du présent règlement. Dans ce cas, le pouvoir calorifique inférieur est déterminé et déclaré pour mémoire.

7. Par dérogation aux dispositions du paragraphe 6 et sous réserve de l'approbation de l'autorité compétente, l'exploitant d'aéronef peut déterminer le facteur d'émission — ou la teneur en carbone, qui permet de le calculer — ou le pouvoir calorifique inférieur des carburants marchands à partir des données d'achat du carburant en question communiquées par le fournisseur, à condition que les déterminations reposent sur des normes internationales reconnues et que les facteurs d'émission figurant dans le tableau 1 de l'annexe III ne puissent être appliqués.

1. L’exploitant d’aéronef surveille la quantité de carburants d’aviation de substitution utilisée et déclare cette quantité telle qu’attribuée à chaque vol ou paire d’aérodromes.

2. Lorsque les carburants d’aviation de substitution sont livrés à l’aéronef dans des lots physiquement identifiables, l’exploitant d’aéronef apporte la preuve, à la satisfaction de l’autorité compétente, que le carburant d’aviation de substitution est attribué au vol suivant immédiatement l’embarquement du carburant pour ce vol.

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

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

À cet égard, l’exploitant d’aéronef doit apporter la preuve, à la satisfaction de l’autorité compétente, que le carburant d’aviation de substitution a été livré au système d’alimentation de l’aérodrome de départ au cours de la période de déclaration, ou trois mois avant le début, ou trois mois après la fin, de cette période de déclaration.

4. Aux fins des paragraphes 2 et 3, l’exploitant d’aéronef apporte la preuve, à la satisfaction de l’autorité compétente, que:i) la quantité totale de carburant d’aviation de substitution revendiquée n’excède pas la consommation totale de carburant de cet exploitant d’aéronef pour les vols pour lesquels des quotas doivent être restitués conformément à l’article 12, paragraphe 3, de la directive 2003/87/CE, en provenance de l’aérodrome auquel le carburant d’aviation de substitution est livré;ii) la quantité de carburant d’aviation de substitution pour les vols pour lesquels des quotas doivent être restitués conformément à l’article 12, paragraphe 3, de la directive 2003/87/CE n’excède pas la quantité totale de carburant d’aviation de substitution achetée dont la quantité totale de carburant d’aviation de substitution vendue à des tiers est déduite;iii) le rapport entre les carburants d’aviation de substitution et les combustibles fossiles attribués aux vols, agrégés par paire d’aérodromes, ne dépasse pas la limite maximale de mélange pour ce type de carburant certifié conformément à une norme internationale reconnue;iv) il n’y a pas de double comptabilisation de la même quantité de carburant d’aviation de substitution, en particulier que l’utilisation du carburant d’aviation de substitution acheté ne soit revendiquée par un autre exploitant d’aéronef, dans aucune déclaration antérieure ni dans aucun autre système de tarification de carbone.

Aux fins des points i) à iii), tout carburant restant dans les réservoirs après un vol et avant un embarquement est considéré comme étant composé à 100 % de combustible fossile.

Afin de prouver qu’il respecte les exigences visées au point iv), l’exploitant d’aéronef peut utiliser les données enregistrées dans la base de données de l’Union établie conformément à l’article 31 bis de la directive (UE) 2018/2001 ou une base de données nationale créée par l’État membre conformément à l’article 31 bis, paragraphe 5, de ladite directive.

1. L’exploitant d’aéronef détermine la fraction issue de la biomasse des carburants d’aviation mixtes contenant des biocarburants. L’exploitant d’aéronef peut soit supposer l’absence de biocarburant et appliquer une fraction fossile par défaut de 100 %, soit déterminer une fraction de biocarburant conformément aux paragraphes 2 ou 3. L’exploitant d’aéronef utilise une valeur par défaut de la fraction issue de la biomasse égale à 100 % pour les biocarburants purs.

Par dérogation au premier alinéa, l’exploitant d’aéronef qui utilise des carburants d’aviation mixtes contenant des biocarburants peut choisir de surveiller la teneur en biocarburants et la teneur en carburants d’aviation fossiles en les traitant comme des flux distincts si les preuves communiquées par les fournisseurs de combustible permettent une telle approche.

2. Lorsque les biocarburants sont physiquement mélangés à des combustibles fossiles et lui sont livrés dans des lots physiquement identifiables, l’exploitant d’aéronef peut effectuer des analyses conformément aux articles 32 à 35 pour déterminer la fraction issue de la biomasse, sur la base d’une norme pertinente et des méthodes d’analyse prévues auxdits articles, à condition que l’utilisation de cette norme et de ces méthodes d’analyse soit approuvée par l’autorité compétente. Lorsque l’exploitant d’aéronef fournit à l’autorité compétente la preuve que ces analyses entraîneraient des coûts excessifs ou ne sont pas techniquement réalisables, l’exploitant d’aéronef peut fonder l’estimation de la teneur en biocarburant sur un bilan des matières des mélanges de combustibles fossiles et de biocarburants achetés. Si la fraction issue de la biomasse a été déterminée au moyen du bilan massique conformément à l’article 30, paragraphe 1, de la directive (UE) 2018/2001, aucune preuve de coûts excessifs ou de faisabilité technique n’est requise.

3. Lorsque les lots de biocarburants achetés ne sont pas livrés physiquement à un exploitant d’aéronef spécifique, l’exploitant d’aéronef n’a pas recours à des analyses pour déterminer la fraction issue de la biomasse des carburants utilisés. L’exploitant d’aéronef peut déterminer la fraction issue de la biomasse en utilisant des données d’achat de biocarburant d’une valeur énergétique équivalente.

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

2. Aux fins du paragraphe 1, l’exploitant d’aéronef veille à ce que toute quantité de carburant d’aviation admissible revendiquée soit certifiée conformément à l’article 30 de la directive (UE) 2018/2001 ou fasse l’objet d’une autre certification acceptée au titre du règlement (UE) 2023/2405. L’autorité compétente peut permettre à l’exploitant d’aéronef d’utiliser les données enregistrées dans la base de données de l’Union établie conformément à l’article 31 bis de la directive (UE) 2018/2001 ou une base de données nationale créée par l’État membre conformément à l’article 31 bis, paragraphe 5, de ladite directive. En cas de non-respect ultérieur des exigences relatives à la preuve de la durabilité des quantités annulées dans les bases de données susmentionnées, l’autorité compétente corrige les quantités vérifiées de carburants d’aviation admissibles purs en conséquence.

3. Pour les carburants d’aviation mixtes, l’exploitant d’aéronef peut soit supposer l’absence de carburant d’aviation admissible et appliquer une fraction fossile par défaut de 100 %, soit déterminer la quantité de carburant d’aviation admissible pur conformément au paragraphe 3 bis.

3 bis. L’exploitant d’aéronef détermine la quantité de carburant d’aviation admissible pur comme étant la somme des carburants de substitution purs admissibles au titre de l’article 3 quater, paragraphe 6, de la directive 2003/87/CE, déterminée conformément à l’article 53, paragraphe 1, du présent règlement. Les carburants admissibles purs sont attribués à chaque vol ou paire d’aérodromes conformément aux paragraphes 4 ou 5.

4. Lorsque les carburants d’aviation admissibles sont livrés à l’aéronef dans des lots physiquement identifiables, l’exploitant d’aéronef apporte la preuve, à la satisfaction de l’autorité compétente, que le carburant d’aviation admissible est attribué au vol suivant immédiatement l’embarquement du carburant pour ce vol.

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

5. Lorsque les carburants d’aviation admissibles ne peuvent être physiquement attribués dans un aérodrome à un vol spécifique, l’exploitant d’aéronef les attribue à ses vols pour lesquels des quotas doivent être restitués conformément à l’article 12, paragraphe 3, de la directive 2003/87/CE, et à ses vols couverts par l’article 3 quater, paragraphe 8, de ladite directive, proportionnellement aux émissions de ces vols au départ de cet aérodrome calculées à l’aide du facteur d’émission préliminaire.

À cette fin, l’exploitant d’aéronef doit apporter la preuve, à la satisfaction de l’autorité compétente, que le carburant d’aviation admissible a été livré au système d’alimentation de l’aérodrome de départ au cours de la période de déclaration, ou trois mois avant le début, ou trois mois après la fin, de cette période de déclaration.

6. Aux fins des paragraphes 4 et 5, l’exploitant d’aéronef apporte la preuve, à la satisfaction de l’autorité compétente, que:a) la quantité totale de carburant d’aviation admissible revendiquée n’excède pas la consommation totale de carburant de cet exploitant d’aéronef pour les vols pour lesquels des quotas doivent être restitués conformément à l’article 12, paragraphe 3, de la directive 2003/87/CE, pour les vols couverts par l’article 3 quater, paragraphe 8, de ladite directive, en provenance de l’aérodrome auquel le carburant d’aviation admissible est livré;b) la quantité de carburant d’aviation admissible pour les vols pour lesquels des quotas doivent être restitués conformément à l’article 12, paragraphe 3, de la directive 2003/87/CE, parmi les vols couverts par l’article 3 quater, paragraphe 8, de ladite directive, n’excède pas la quantité totale de carburant d’aviation admissible achetée dont la quantité totale de carburant d’aviation admissible vendue à des tiers est déduite;c) le rapport entre les carburants d’aviation admissibles et les combustibles fossiles attribués aux vols, agrégés par paire d’aérodromes, ne dépasse pas la limite maximale de mélange pour ce type de carburant certifié conformément à une norme internationale reconnue;d) il n’y a pas de double comptabilisation de la même quantité de carburant d’aviation admissible, en particulier que l’utilisation du carburant d’aviation admissible acheté ne soit revendiquée par un autre exploitant d’aéronef, dans aucune déclaration antérieure ni dans aucun autre système de tarification de carbone.

Aux fins des points a), b) et c), tout carburant restant dans les réservoirs après un vol et avant un embarquement est considéré comme étant composé à 100 % de combustible non admissible.

Afin de prouver qu’il respecte les exigences visées au point d), l’exploitant d’aéronef peut utiliser les données enregistrées dans la base de données de l’Union établie conformément à l’article 31 bis de la directive (UE) 2018/2001 ou une base de données nationale créée par l’État membre conformément à l’article 31 bis, paragraphe 5, de ladite directive.

1. L’exploitant d’aéronef détermine la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé ou la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone des carburants d’aviation mixtes qui contiennent ces types de carburants. L’exploitant d’aéronef peut soit supposer l’absence de carburants renouvelables d’origine non biologique, de carburants à base de carbone recyclé ou de carburants de synthèse à faible teneur en carbone et appliquer une fraction fossile par défaut de 100 %, soit déterminer une fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé ou une fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone conformément aux paragraphes 2 ou 3. L’exploitant d’aéronef utilise une valeur par défaut de la fraction issue des carburants renouvelables d’origine non biologique ou des carburants à base de carbone recyclé ou de la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone, le cas échéant, égale à 100 %, pour les carburants renouvelables d’origine non biologique ou carburants à base de carbone recyclé purs ou les carburants de synthèse à faible teneur en carbone purs.

Par dérogation au premier alinéa, l’exploitant d’aéronef qui utilise des carburants d’aviation mixtes contenant des carburants renouvelables d’origine non biologique, des carburants à base de carbone recyclé ou des carburants de synthèse à faible teneur en carbone peut choisir de surveiller la teneur en ces carburants et la teneur en autres carburants d’aviation fossiles en les traitant comme des flux distincts si les preuves communiquées par les fournisseurs de combustible permettent une telle approche.

2. Lorsque des carburants renouvelables d’origine non biologique, des carburants à base de carbone recyclé ou des carburants de synthèse à faible teneur en carbone sont physiquement mélangés à des combustibles fossiles et sont livrés à l’aéronef dans des lots physiquement identifiables, l’exploitant d’aéronef fonde l’estimation de la teneur en tels carburants sur un bilan massique conformément à l’article 30, paragraphe 1, de la directive (UE) 2018/2001, en tenant compte du mélange de carburants fossiles et de carburants renouvelables d’origine non biologique, de carburants à base de carbone recyclé ou de carburants de synthèse à faible teneur en carbone achetés.

3. Lorsque les lots de carburants renouvelables d’origine non biologique, de carburants à base de carbone recyclé ou de carburants de synthèse à faible teneur en carbone achetés ne sont pas livrés physiquement à un aéronef spécifique, l’exploitant d’aéronef peut déterminer la fraction de ces carburants en utilisant les données d’achat de carburants renouvelables d’origine non biologique, de carburants à base de carbone recyclé ou de carburants de synthèse à faible teneur en carbone d’une valeur énergétique équivalente.

1. L’exploitant d’aéronef ne peut comptabiliser la fraction issue de la biomasse d’un carburant d’aviation mixte dans la fraction issue de la biomasse dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro que dans la mesure où la teneur en biocarburant satisfait aux critères énoncés à l’article 38, paragraphe 5.

2. L’exploitant d’aéronef ne peut comptabiliser la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé d’un carburant d’aviation mixte dans la fraction de carburants renouvelables d’origine non biologique ou de carburants à base de carbone recyclé dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro que dans la mesure où la teneur en ces carburants satisfait aux critères énoncés à l’article 39 bis, paragraphe 3.

3. L’exploitant d’aéronef ne peut comptabiliser la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone d’un carburant d’aviation mixte dans la fraction de carburants de synthèse à faible teneur en carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro que dans la mesure où la teneur en ces carburants satisfait aux critères énoncés à l’article 39 bis, paragraphe 4.

4. L’exploitant d’aéronef ne peut déclarer des biocarburants, des carburants renouvelables d’origine non biologique ou carburants à base de carbone recyclé ou des carburants de synthèse à faible teneur en carbone comme ayant un facteur d’émission considéré comme égal à zéro que dans la mesure où ces carburants dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro ne dépassent pas la quantité maximale de carburant consommé déterminée conformément à l’article 53 bis du présent règlement, pour les vols pour lesquels des quotas doivent être restitués conformément à l’article 12, paragraphe 3, de la directive 2003/87/CE.

1. Les exploitants d'aéronefs qui effectuent moins de 243 vols par période pendant trois périodes consécutives de quatre mois et les exploitants d'aéronefs qui réalisent des vols dont les émissions annuelles totales sont inférieures à 25 000 tonnes de CO2 par an sont considérés comme de petits émetteurs.

2. Par dérogation à l’article 53, les petits émetteurs et les exploitants d’aéronefs dont les émissions annuelles totales sont inférieures à 3 000 tonnes de CO2 pour les vols autres que ceux visés à l’article 28 bis, paragraphe 1, point a), et à l’article 3 quater, paragraphe 8, de la directive 2003/87/CE peuvent estimer la consommation de carburant sur la base de la distance par paire d’aérodromes au moyen d’instruments, mis en œuvre par Eurocontrol ou par une autre organisation compétente, qui sont capables de traiter toutes les informations utiles relatives au trafic aérien et évitent toute sous-estimation des émissions.

Ces instruments ne peuvent être utilisés que sur approbation de la Commission et moyennant application de facteurs de correction pour compenser toute inexactitude des méthodes de modélisation.

3. Par dérogation aux dispositions de l'article 12, un petit émetteur qui prévoit d'utiliser un des instruments visés au paragraphe 2 du présent article peut se contenter de fournir les informations ci-après dans le plan de surveillance des émissions:a) les informations requises à la section 2, point 1, de l'annexe I;b) la preuve du respect des seuils définis pour les petits émetteurs au paragraphe 1 du présent article;c) le nom ou la référence de l'instrument visé au paragraphe 2 du présent article qui sera utilisé pour estimer la consommation de carburant.

Les petits émetteurs sont dispensés de l'obligation de fournir les pièces justificatives requises à l'article 12, paragraphe 1, troisième alinéa.

4. Lorsqu'un exploitant d'aéronef utilise un des instruments visés au paragraphe 2 et qu'il dépasse les seuils mentionnés au paragraphe 1 au cours d'une année de déclaration, il en informe l'autorité compétente dans les meilleurs délais.

Dans les meilleurs délais, l'exploitant d'aéronef soumet à l'approbation de l'autorité compétente une modification importante, au sens de l'article 15, paragraphe 4, point a) iv), du plan de surveillance.

Cependant, l'autorité compétente autorise l'exploitant d'aéronef à continuer d'utiliser un instrument visé au paragraphe 2 si l'exploitant d'aéronef lui prouve de manière concluante que les seuils visés au paragraphe 1 n'ont pas déjà été dépassés au cours des cinq dernières périodes de déclaration et qu'ils ne seront plus dépassés à compter de la période de déclaration suivante.

1. L'exploitant d'aéronef tient compte des sources d'incertitude et du degré d'incertitude associé pour le choix de la méthode de surveillance conformément à l'article 53, paragraphe 2.

2. L'exploitant d'aéronef procède régulièrement à des activités de contrôle appropriées, notamment par recoupement entre la quantité de carburant embarquée telle qu'elle figure sur les factures et la quantité mesurée au moyen des systèmes embarqués, et prend des mesures correctives s'il constate des écarts importants.

1. L'exploitant ou l'exploitant d'aéronef établit, consigne, met en œuvre et tient à jour des procédures écrites concernant les activités de gestion du flux de données en vue de la surveillance et de la déclaration des émissions de gaz à effet de serre et veille à ce que la déclaration d'émissions annuelle établie sur la base des activités de gestion du flux de données ne contienne pas d'inexactitudes et soit conforme au plan de surveillance, aux procédures écrites susmentionnées et au présent règlement.

2. Les descriptions des procédures écrites concernant les activités de gestion du flux de données contenues dans le plan de surveillance comprennent au minimum les éléments suivants:a) les informations énumérées à l'article 12, paragraphe 2;b) l'identification des sources de données primaires;▼M4c) chaque étape du flux de données depuis les données primaires jusqu’aux émissions annuelles afin de rendre compte de la succession des activités de gestion du flux de données et de leur interaction, y compris les formules et les étapes d’agrégation de données pertinentes appliquées;d) les étapes de traitement pertinentes liées à chaque activité spécifique de gestion du flux de données, et les formules et données employées pour déterminer les émissions;▼Be) les systèmes électroniques de traitement et de stockage de données utilisés ainsi que l'interaction entre ces systèmes et d'autres saisies de données, notamment manuelles;f) la manière dont les résultats des activités de gestion du flux de données sont enregistrés.

1. L’exploitant ou l’exploitant d’aéronef établit, consigne, met en œuvre et tient à jour un système de contrôle performant pour faire en sorte que la déclaration d’émissions annuelle, établie sur la base des activités de gestion du flux de données, ne contienne pas d’inexactitudes et soit conforme au plan de surveillance et au présent règlement.

2. Le système de contrôle visé au paragraphe 1 comprend les éléments suivants:a) l'analyse des risques inhérents et des risques de carence de contrôle réalisée par l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef, fondée sur une procédure écrite;b) les procédures écrites correspondant aux activités de contrôle destinées à atténuer les risques mis en évidence.

3. Les procédures écrites correspondant aux activités de contrôle visées au paragraphe 2, point b), portent au minimum sur les aspects suivants:a) l'assurance de la qualité de l'équipement de mesure;b) l'assurance de la qualité du système informatique utilisé pour réaliser les activités de gestion du flux de données, y compris les systèmes informatiques de commande de processus;c) la séparation des fonctions parmi les activités de gestion du flux de données et les activités de contrôle ainsi que la gestion des compétences nécessaires;d) les analyses internes et la validation des données;e) les corrections et mesures correctives;f) le contrôle des activités externalisées;g) l'archivage et la documentation, y compris la gestion des différentes versions des documents.

4. L’exploitant ou l’exploitant d’aéronef surveille l’efficacité du système de contrôle, notamment en procédant à des analyses internes et en tenant compte des constatations formulées par le vérificateur lors de la vérification des déclarations d’émissions annuelles réalisée conformément au règlement d’exécution (UE) 2018/2067.

S'il s'avère que le système de contrôle est inefficace ou inadapté aux risques mis en évidence, l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef s'efforce d'améliorer ce système et de mettre à jour le plan de surveillance ou les procédures écrites sur lesquelles celui-ci repose pour ce qui concerne les activités de gestion du flux de données, l'évaluation des risques et les activités de contrôle, selon qu'il convient.

1. Aux fins de l'article 59, paragraphe 3, point a), l'exploitant s'assure que l'ensemble de l'équipement de mesure utilisé est étalonné, réglé et vérifié à intervalles réguliers, y compris avant son utilisation, et contrôlé par rapport à des normes de mesure correspondant aux normes internationales, lorsqu'elles existent, conformément aux exigences du présent règlement et proportionnellement aux risques mis en évidence.

Lorsque des composants des systèmes de mesure ne peuvent pas être étalonnés, l'exploitant l'indique dans le plan de surveillance et propose des activités de contrôle de remplacement.

Si l'équipement n'est pas jugé conforme aux exigences requises, l'exploitant prend rapidement les mesures correctives qui s'imposent.

2. En ce qui concerne les systèmes de mesure continue des émissions, l'exploitant applique une assurance qualité conforme à la norme EN 14181 (assurance qualité des systèmes automatiques de mesure) et fait notamment procéder, au moins une fois par mois, à des mesures en parallèle, réalisées suivant les méthodes de référence, par un personnel compétent.

Lorsque de telles activités d'assurance qualité nécessitent l'utilisation de valeurs limites d'émission (VLE) en tant que paramètres pour les contrôles d'étalonnage et de fonctionnement, la concentration horaire annuelle moyenne du gaz à effet de serre tient lieu de VLE. Si l'exploitant constate que les exigences d'assurance qualité ne sont pas respectées et qu'il faut notamment procéder à un nouvel étalonnage, il en informe l'autorité compétente et prend des mesures correctives dans les meilleurs délais.

Aux fins de l'article 59, paragraphe 3, point b), l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef s'assure que les systèmes informatiques sont conçus, décrits, testés, mis en œuvre, contrôlés et entretenus de manière à garantir un traitement fiable, précis et en temps utile des données, compte tenu des risques mis en évidence conformément à l'article 59, paragraphe 2, point a).

Le contrôle des systèmes informatiques couvre le contrôle d'accès, le contrôle des systèmes de sauvegarde, la restauration, la pérennité et la sécurité.

Aux fins de l'article 59, paragraphe 3, point c), l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef désigne des responsables pour toutes les activités de gestion du flux de données et pour toutes les activités de contrôle, en veillant à séparer les fonctions incompatibles. En l'absence d'autres activités de contrôle, il fait en sorte que, pour toutes les activités de gestion du flux de données proportionnées aux risques inhérents mis en évidence, toute information ou donnée utile soit confirmée par au moins une personne qui n'est pas intervenue dans la détermination et l'enregistrement de cette information ou donnée.

L'exploitant ou l'exploitant d'aéronef gère les compétences nécessaires pour assumer les responsabilités en jeu, en particulier l'attribution adéquate des responsabilités, la formation et les évaluations des performances.

1. Aux fins de l'article 59, paragraphe 3, point d), et sur la base des risques inhérents et des risques de carence de contrôle mis en évidence lors de l'évaluation des risques visée à l'article 59, paragraphe 2, point a), l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef analyse et valide les données issues des activités de gestion du flux de données visées à l'article 58.

L'analyse et la validation de ces données comprennent au minimum:

a) la vérification de l'exhaustivité des données;

b) la comparaison sur plusieurs années des données que l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef a obtenues, surveillées et déclarées;

c) la comparaison des données et valeurs obtenues au moyen de différents systèmes de collecte de données d'exploitation, et notamment, le cas échéant: i) la comparaison des données concernant l'achat de combustibles ou de matières avec les données relatives à la variation des stocks et avec les données relatives à la consommation pour les flux concernés; ii) la comparaison des facteurs de calcul qui ont été déterminés par analyse, calculés ou obtenus auprès du fournisseur des combustibles ou des matières avec les facteurs de référence nationaux ou internationaux de combustibles ou de matières comparables; iii) la comparaison des émissions déterminées par les méthodes fondées sur la mesure avec les résultats du calcul de corroboration conformément à l'article 46; iv) la comparaison des données brutes avec les données agrégées.

2. L'exploitant ou l'exploitant d'aéronef fait en sorte que, dans la mesure du possible, les critères de rejet des données dans le cadre de l'analyse et de la validation soient connus à l'avance. À cette fin, les critères de rejet des données sont définis dans la documentation concernant les procédures écrites correspondantes.

1. Lorsqu'il apparaît qu'une partie des activités de gestion du flux de données visées à l'article 58 ou des activités de contrôle visées à l'article 59 ne se déroule pas de manière efficace ou ne se déroule pas dans le respect des limites fixées dans la documentation concernant les procédures relatives aux activités de gestion du flux de données et aux activités de contrôle, l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef procède aux corrections appropriées et corrige les données rejetées en veillant à éviter toute sous-estimation des émissions.

2. Aux fins du paragraphe 1, l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef réalise au minimum les activités suivantes:a) il évalue la validité des résultats obtenus à l'issue des différentes étapes des activités de gestion du flux de données visées à l'article 58 ou des activités de contrôle visées à l'article 59;b) il détermine la cause du dysfonctionnement ou de l'erreur en cause;▼M4c) il prend les mesures correctives appropriées, notamment en corrigeant toute donnée concernée dans la déclaration d’émissions, selon qu’il convient.▼B

3. L'exploitant ou l'exploitant d'aéronef effectue les corrections et prend les mesures correctives visées au paragraphe 1 du présent article de manière à prévenir les risques inhérents et les risques de carence de contrôle mis en évidence lors de l'évaluation des risques visée à l'article 59.

Lorsqu'il externalise une ou plusieurs des activités de gestion du flux de données visées à l'article 58 ou des activités de contrôle visées à l'article 59, l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef:

a) contrôle la qualité des activités de gestion du flux de données ou activités de contrôle externalisées conformément au présent règlement;

b) définit les exigences appropriées applicables aux résultats des activités externalisées ainsi que les méthodes utilisées dans le cadre de ces activités;

c) contrôle la qualité des résultats et méthodes visés au point b) du présent article;

d) veille à ce que les activités externalisées soient menées de manière à prévenir les risques inhérents et les risques de carence de contrôle mis en évidence lors de l'évaluation des risques visée à l'article 59.

1. Lorsque des données utiles pour déterminer les émissions d'une installation sont manquantes, l'exploitant utilise une méthode appropriée d'estimation prudente pour déterminer des données de remplacement pour la période et le paramètre manquant correspondants.

Si ►C2 l’exploitant** ◄ ** n'a pas décrit la méthode d'estimation dans une procédure écrite, il établit cette procédure écrite et soumet une modification appropriée du plan de surveillance à l'approbation de l'autorité compétente conformément à l'article 15.

2. Lorsque des données utiles pour déterminer les émissions d'un exploitant d'aéronef pour un ou plusieurs vols sont manquantes, l'exploitant d'aéronef utilise des données de remplacement pour la période correspondante, calculées conformément à la méthode alternative définie dans le plan de surveillance.

Si les données de remplacement ne peuvent pas être déterminées conformément au premier alinéa du présent paragraphe, l'exploitant d'aéronef peut estimer les émissions du ou des vols en question d'après la consommation de carburant déterminée au moyen d'un instrument visé à l'article 55, paragraphe 2.

Lorsque le nombre de vols pour lesquels il existe des lacunes dans les données visées aux deux premiers alinéas excède 5 % des vols annuels déclarés, l’exploitant d’aéronef en informe l’autorité compétente dans les meilleurs délais et prend des mesures correctives pour améliorer la méthode de surveillance.

1. L'exploitant ou l'exploitant d'aéronef conserve une trace de toutes les données et informations utiles, y compris les informations énumérées à l'annexe IX, pendant au moins dix ans.

Les données de surveillance consignées et archivées permettent la vérification de la déclaration d’émissions annuelle conformément au règlement d’exécution (UE) 2018/2067. Les données déclarées par l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef et contenues dans un système électronique de déclaration et de gestion de données mis en place par l’autorité compétente sont considérées comme étant conservées par l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef s’il a accès à ces données.

2. L'exploitant ou l'exploitant d'aéronef veille à ce que les documents pertinents soient disponibles au moment et à l'endroit où ils sont nécessaires aux fins des activités de gestion du flux de données et des activités de contrôle.

Sur demande, l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef communique ces informations à l’autorité compétente et au vérificateur de la déclaration d’émissions conformément au règlement d’exécution (UE) 2018/2067.

1. L'exploitant ou l'exploitant d'aéronef remet à l'autorité compétente, au plus tard le 31 mars de chaque année, une déclaration d'émissions qui couvre les émissions annuelles au cours de la période de déclaration et qui fait l'objet d'une vérification conformément au règlement d'exécution (UE) 2018/2067.

Les autorités compétentes peuvent toutefois exiger des exploitants ou des exploitants d'aéronefs qu'ils présentent la déclaration d'émissions annuelle vérifiée avant le 31 mars et au plus tôt le 28 février.

3. Les déclarations d’émissions annuelles contiennent au minimum les informations énumérées à l’annexe X.

4. Les États membres présentent à la Commission, au plus tard le 30 avril de chaque année, la déclaration d’émissions annuelle vérifiée de chaque installation d’incinération de déchets municipaux visée à l’annexe I de la directive 2003/87/CE.

Lorsque l’autorité compétente a corrigé les émissions vérifiées après le 30 avril de chaque année, les États membres notifient cette correction à la Commission dans les meilleurs délais.

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

L'exploitant d'une installation soumet à l'approbation de l'autorité compétente un rapport contenant les informations visées au paragraphe 2 ou 3, selon le cas, dans les délais suivants:

a) tous les cinq ans, le 30 juin au plus tard, s’il s’agit d’une installation de catégorie A;

b) tous les trois ans, le 30 juin au plus tard, s’il s’agit d’une installation de catégorie B;

c) tous les deux ans, le 30 juin au plus tard, s’il s’agit d’une installation de catégorie C.

L'autorité compétente peut cependant fixer une autre date de remise du rapport, qui ne doit toutefois pas être postérieure au 30 septembre de la même année.

Par dérogation aux deuxième et troisième alinéas et sans préjudice du premier alinéa, l'autorité compétente peut approuver, avec le plan de surveillance ou le rapport relatif aux améliorations apportées, une prolongation du délai applicable en vertu du deuxième alinéa, si l'opérateur démontre de manière concluante à l'autorité compétente, lors de la présentation d'un plan de surveillance conformément à l'article 12 ou de la notification des mises à jour conformément à l'article 15, ou lors de la présentation d'un rapport relatif aux améliorations apportées conformément au présent article, que les motifs expliquant le caractère excessif des coûts ou justifiant que des améliorations ne sont pas techniquement réalisables resteront valables plus longtemps. Cette prolongation prend en compte le nombre d'années pour lesquelles l'exploitant fournit des preuves. Le temps qui s'écoule entre les rapports successifs relatifs aux améliorations apportées ne dépasse pas trois ans pour une installation de catégorie C, quatre ans pour une installation de catégorie B ou cinq ans pour une installation de catégorie A.

2. Lorsque l'exploitant n'applique pas au minimum les niveaux requis aux flux majeurs et mineurs conformément à l'article 26, paragraphe 1, premier alinéa, et aux sources d'émission conformément à l'article 41, il fournit une justification indiquant la raison pour laquelle l'application des niveaux requis n'est pas techniquement réalisable ou entraînerait des coûts excessifs.

Cependant, s'il est prouvé que les mesures nécessaires pour appliquer ces niveaux sont devenues techniquement réalisables et n'entraînent plus de coûts excessifs, l'exploitant notifie à l'autorité compétente des modifications appropriées du plan de surveillance conformément à l'article 15 et présente des propositions concernant la mise en œuvre des mesures prévues et le calendrier de cette mise en œuvre.

3. lorsque l'exploitant applique une méthode de surveillance alternative visée à l'article 22, il fournit: une justification indiquant pourquoi il est techniquement impossible d'appliquer au minimum le niveau 1 pour un ou plusieurs flux majeurs ou mineurs ou pourquoi cela entraînerait des coûts excessifs.

Cependant, s'il est prouvé que les mesures nécessaires pour appliquer au minimum le niveau 1 pour ces flux sont devenues techniquement réalisables et n'entraînent plus de coûts excessifs, l'exploitant notifie à l'autorité compétente des modifications appropriées du plan de surveillance conformément à l'article 15, et présente des propositions concernant la mise en œuvre des mesures prévues et le calendrier de cette mise en œuvre.

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

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

Lorsque l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef estime que les améliorations recommandées ne permettront pas d'améliorer la méthode de surveillance, il justifie cette opinion. S'il estime que les améliorations recommandées entraîneraient des coûts excessifs, l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef démontre la nature excessive des coûts.

5. Le paragraphe 4 du présent article ne s'applique pas lorsque l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef a déjà corrigé toutes les irrégularités et recommandations d'amélioration et a soumis les modifications correspondantes du plan de surveillance à l'approbation de l'autorité compétente conformément à l'article 15 du présent règlement avant la date fixée en vertu du paragraphe 4.

1. L'autorité compétente procède à une estimation prudente des émissions d'une installation ou d'un exploitant d'aéronef lorsqu'une des situations suivantes se présente:a) l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef n'a pas présenté de déclaration d'émissions annuelle vérifiée dans les délais requis conformément à l'article 68, paragraphe 1;b) la déclaration d'émissions annuelle vérifiée visée à l'article 68, paragraphe 1, n'est pas conforme aux dispositions du présent règlement;c) la déclaration d'émissions annuelle d'un exploitant ou exploitant d'aéronef n'a pas été vérifiée conformément au règlement d'exécution (UE) 2018/2067.

2. Lorsqu'un vérificateur a fait état, dans le rapport de vérification établi conformément au règlement d'exécution (UE) 2018/2067, d'inexactitudes non importantes qui n'ont pas été rectifiées par l'exploitant ou l'exploitant d'aéronef avant la délivrance du rapport de vérification, l'autorité compétente évalue ces inexactitudes et procède, le cas échéant, à une estimation prudente des émissions de l'installation ou de l'exploitant d'aéronef. L'autorité compétente indique à l'exploitant ou à l'exploitant d'aéronef s'il est nécessaire d'apporter des corrections à la déclaration d'émissions annuelle et, le cas échéant, précise lesquelles. L'exploitant ou l'exploitant d'aéronef fait suivre ces informations au vérificateur.

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

L'autorité compétente met les déclarations d'émissions qu'elle détient à la disposition du public, sous réserve des règles nationales adoptées en vertu de la directive 2003/4/CE du Parlement européen et du Conseil (8). En ce qui concerne l'application de la dérogation définie à l'article 4, paragraphe 2, point d), de la directive 2003/4/CE, les exploitants ou exploitants d'aéronefs peuvent signaler dans leur déclaration les informations qu'ils jugent sensibles sur le plan commercial.

1. ►M1 Les émissions annuelles totales de chacun des gaz à effet de serre CO2, N2O et PFC sont déclarées en tonnes de CO2 ou de CO2(e) arrondies. Les émissions annuelles totales de l’installation sont calculées comme la somme des valeurs arrondies pour le CO2, le N2O et les PFC.** ◄ **

2. Toutes les variables utilisées pour calculer les émissions sont arrondies pour inclure tous les chiffres significatifs aux fins du calcul et de la déclaration des émissions.

Chacune des activités visées à l'annexe I de la directive 2003/87/CE qui est effectuée par un exploitant ou un exploitant d'aéronef est répertoriée à l'aide des codes utilisés par les systèmes de notification suivants:

a) format de rapport commun des systèmes nationaux d'inventaire des gaz à effet de serre approuvé par les organes compétents de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques;

b) numéro d'identification de l'installation dans le registre européen des rejets et des transferts de polluants conformément au règlement (CE) no 166/2006 du Parlement européen et du Conseil (9);

c) activité figurant à l'annexe I du règlement (CE) no 166/2006;

d) code NACE conformément au règlement (CE) no 1893/2006 du Parlement européen et du Conseil (10).

1. Les États membres peuvent exiger que les exploitants ou les exploitants d’aéronefs utilisent des modèles électroniques ou des formats de fichiers spécifiques pour soumettre leurs plans de surveillance et les corrections apportées à ces plans, ainsi que pour remettre leurs déclarations d’émissions annuelles, leurs rapports de vérification et leurs rapports relatifs aux améliorations apportées.

Ces modèles ou spécifications de formats de fichiers établis par les États membres contiennent au minimum les informations contenues dans les modèles électroniques et les spécifications de formats de fichiers publiés par la Commission.

2. Pour l'établissement des modèles ou spécifications de formats de fichiers visés au paragraphe 1, deuxième alinéa, les États membres peuvent choisir l'une et/ou l'autre des solutions suivantes:a) des spécifications de formats de fichiers fondés sur XML, comme le langage SEQE-UE, publiées par la Commission et destinées à être utilisées avec des systèmes automatisés avancés;b) des modèles publiés sous une forme utilisable par les logiciels de bureautique standard, tels que tableurs et fichiers de traitement de texte.

1. Lorsqu'un État membre choisit de recourir à des systèmes automatisés pour l'échange de données électronique sur la base de spécifications de formats de fichiers conformément à l'article 74, paragraphe 2, point a), ces systèmes garantissent, de manière efficace sur le plan des coûts, par la mise en œuvre de mesures technologiques correspondant à l'état actuel de la technologie:a) l'intégrité des données, de façon à empêcher la modification des messages électroniques lors de leur transmission;b) la confidentialité des données, par l'application de techniques de sécurisation, en particulier de techniques de cryptage, de sorte que les données ne soient accessibles qu'à la partie à laquelle elles sont destinées et qu'aucune donnée ne puisse être interceptée par des parties non autorisées;c) l'authenticité des données, de sorte que l'identité tant de l'expéditeur que du destinataire des données soit connue et vérifiée;d) la non-répudiation des données, de sorte qu'une partie intervenant dans une transaction ne puisse nier avoir reçu la transaction et que l'autre partie ne puisse nier l'avoir envoyée, par l'application de méthodes telles que les techniques de signature ou l'audit indépendant des sauvegardes de système.

2. Tous les systèmes automatisés fondés sur des spécifications de formats de fichiers conformément à l'article 74, paragraphe 2, point a) qui sont utilisés par les États membres pour la communication entre l'autorité compétente, l'exploitant, l'exploitant d'aéronef, le vérificateur et l'organisme d'accréditation au sens du règlement d'exécution (UE) 2018/2067 satisfont, grâce à la mise en œuvre de mesures technologiques répondant à l'état actuel de la technologie, aux exigences non fonctionnelles suivantes:a) contrôle de l'accès, de sorte que le système ne soit accessible qu'aux parties autorisées et qu'aucune donnée ne puisse être lue, écrite ou mise à jour par des parties non autorisées, par la mise en œuvre de mesures technologiques permettant:i) la restriction de l'accès physique à l'équipement utilisé pour le fonctionnement des systèmes automatisés, au moyen de barrières physiques;ii) la restriction de l'accès logique aux systèmes automatisés, par l'utilisation de technologies d'identification, d'authentification et d'autorisation;b) disponibilité, de sorte que l'accès aux données soit assuré, même après un certain temps et l'introduction éventuelle d'un nouveau logiciel;c) journal des modifications, de sorte que les modifications apportées aux données puissent toujours être retrouvées et analysées rétrospectivement.

Les articles 4, 5, 6, 7, 8, 9 et 10 du présent règlement s’appliquent aux émissions, aux entités réglementées et aux quotas relevant du chapitre IV bis de la directive 2003/87/CE. À cette fin:

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

b) toute référence aux émissions de procédé n’est pas applicable;

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

d) toute référence à la source des émissions n’est pas applicable;

e) toute référence aux activités énumérées à l’annexe I de la directive 2003/87/CE doit être lue comme une référence à une activité visée à l’annexe III de ladite directive;

f) toute référence à l’article 24 de la directive 2003/87/CE doit être lue comme une référence à l’article 30 undecies de ladite directive;

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

h) toute référence aux facteurs de calcul doit être lue comme une référence aux facteurs de calcul et au facteur de champ d’application.

1. L’article 11, l’article 12, paragraphe 2, les articles 13 et 14, l’article 15, paragraphes 1 et 2, et l’article 16 s’appliquent. À cette fin:a) toute référence à l’exploitant ou à l’exploitant d’aéronef doit être lue comme une référence à l’entité réglementée;b) toute référence à l’activité aérienne doit être lue comme une référence à l’activité de l’entité réglementée.

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

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

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

3. Conformément à l’article 15, les modifications importantes du plan de surveillance d’une entité réglementée comprennent:a) les changements de catégorie de l’entité réglementée, lorsque ces changements nécessitent une modification de la méthode de surveillance ou entraînent un changement du seuil d’importance relative en application de l’article 23 du règlement d’exécution (UE) 2018/2067;b) sans préjudice des dispositions de l’article 75 quindecies, les changements concernant le statut de l’entité réglementée en tant qu’«entité réglementée à faible niveau d’émission»;c) un changement relatif au niveau appliqué;d) l’introduction de nouveaux flux de combustibles;e) un changement dans la catégorisation des flux de combustibles, c’est-à-dire entre flux de combustibles majeurs ou de minimis, lorsque ce changement nécessite la modification de la méthode de surveillance;f) une modification de la valeur par défaut d’un facteur de calcul, si cette valeur doit être consignée dans le plan de surveillance;g) une modification de la valeur par défaut du facteur de champ d’application;h) la mise en place de nouvelles méthodes ou la modification de méthodes existantes liées à l’échantillonnage, l’analyse ou l’étalonnage, lorsque cela a une incidence directe sur la précision des données d’émission.

Lorsqu’une entité réglementée déclare que l’application d’une méthode de surveillance donnée n’est techniquement pas réalisable, l’autorité compétente évalue la faisabilité technique en tenant compte de la justification fournie par l’entité réglementée. Cette justification établit que l’entité réglementée dispose de ressources techniques répondant aux besoins d’un système donné ou à une exigence particulière et pouvant être mobilisées dans les délais requis aux fins du présent règlement. Ces ressources techniques englobent les techniques et le matériel ou équipement nécessaires.

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

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

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

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

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

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

Si ces données sur les émissions annuelles moyennes provoquées par le flux de combustible au cours des trois dernières années ne sont pas disponibles, l’entité réglementée utilise une estimation prudente des émissions annuelles moyennes, qui ne tient pas compte du CO2 issu de la ►M5 carburants dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro** ◄ **. Pour les instruments de mesure faisant l’objet d’un contrôle métrologique légal au niveau national, l’incertitude constatée peut être remplacée par l’erreur maximale en service tolérée par la législation nationale applicable.

Aux fins du présent paragraphe, l’article 38, paragraphe 5, et l’article 39 bis, paragraphe 3, s’appliquent, pour autant que l’entité réglementée dispose des informations pertinentes sur les critères de durabilité et de réduction des émissions de gaz à effet de serre des carburants dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro utilisés pour la combustion.

4. Lorsqu’elle analyse le caractère excessif des coûts pour ce qui est du choix des niveaux visant à déterminer le facteur de champ d’application de l’entité réglementée et pour ce qui est des mesures améliorant la qualité des données des émissions déclarées mais n’ayant pas d’incidence directe sur la précision des données relatives aux quantités de combustibles mis à la consommation, l’autorité compétente applique un facteur d’amélioration qui correspond à 1 % des émissions annuelles moyennes des différents flux de combustibles au cours des trois dernières périodes de déclaration. Les mesures qui améliorent la qualité des émissions déclarées mais n’ont pas d’incidence directe sur la précision des données relatives aux quantités de combustibles mis à la consommation peuvent comprendre:a) le recours à des analyses, plutôt qu’à l’application de valeurs par défaut, pour déterminer les facteurs de calcul;b) une augmentation du nombre d’analyses par flux de combustible;c) lorsque la tâche de mesurage spécifique ne relève pas du contrôle métrologique légal national, le remplacement des instruments de mesure par des instruments répondant aux exigences du contrôle métrologique légal de l’État membre applicables dans des applications similaires, ou par des instruments de mesure conformes à la réglementation nationale adoptée en vertu de la directive 2014/31/UE du Parlement européen et du Conseil (11) ou de la directive 2014/32/UE;d) un raccourcissement des intervalles d’étalonnage et de maintenance des instruments de mesure;e) des améliorations des activités de gestion du flux de données et des activités de contrôle qui réduisent sensiblement le risque inhérent ou le risque de carence de contrôle;f) le recours, par les entités réglementées, à une détermination plus précise du facteur de champ d’application.

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

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

2. L’entité réglementée se classe dans une des catégories suivantes:▼M5a) catégorie A, si, de 2027 à 2030, les émissions annuelles moyennes vérifiées au cours des deux années précédant la période de déclaration antérieure à l’application du facteur de champ d’application sont inférieures ou égales à 50 000 tonnes de CO2(e), compte non tenu du CO2 provenant de carburants dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro;b) catégorie B, si, de 2027 à 2030, les émissions annuelles moyennes vérifiées au cours des deux années précédant la période de déclaration antérieure à l’application du facteur de champ d’application sont supérieures à 50 000 tonnes de CO2(e), compte non tenu du CO2 provenant de carburants dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro.▼M4

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

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

3. L’entité réglementée classe chaque flux de combustible dans une des catégories suivantes:▼M5a) flux de combustibles de minimis, lorsque les flux de combustibles sélectionnés par l’entité réglementée représentent ensemble moins de 1 000 tonnes de CO2 fossile par an avant l’application du facteur de champ d’application;▼M4b) flux majeurs de combustibles, lorsque les flux de combustibles n’entrent pas dans la catégorie visée au point a).

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

4. Si les émissions annuelles moyennes vérifiées utilisées pour déterminer la catégorie de l’entité réglementée visée au paragraphe 2 ne sont pas disponibles ou ne sont plus représentatives aux fins du paragraphe 2, l’entité réglementée utilise pour déterminer la catégorie de l’entité réglementée une estimation prudente des émissions annuelles moyennes calculée avant l’application du facteur de champ d’application, qui ne tient pas compte du CO2 provenant de carburants dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro.

4 bis. Par dérogation aux paragraphes 2, 3 et 4, avant 2027, l’autorité compétente peut permettre à l’entité réglementée de se classer elle-même ainsi que chaque flux de combustible, sur la base des émissions après application du facteur de champ d’application, à l’exclusion du CO2 provenant de carburants dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro, lorsque l’entité réglementée peut démontrer à la satisfaction de l’autorité compétente que le facteur de champ d’application appliqué pour la classification restera représentatif au cours des années à venir.

Chaque entité réglementée détermine les émissions annuelles de CO2 provenant des activités visées à l’annexe III de la directive 2003/87/CE en multipliant, pour chaque flux de combustible, la quantité de combustible mise à la consommation par le facteur de conversion d’unité correspondant, le facteur de champ d’application correspondant et le facteur d’émission correspondant.

Le facteur d’émission est exprimé en tonnes de CO2 par térajoule (t CO2/TJ), en accord avec l’utilisation du facteur de conversion d’unité.

Pour les combustibles, l’autorité compétente peut autoriser l’utilisation de facteurs d’émission exprimés en t CO2/t ou en t CO2/Nm3. Dans ces cas, l’entité réglementée détermine les émissions en multipliant les quantités de combustibles mis à la consommation, exprimées en tonnes ou en normomètres cubes, par le facteur de champ d’application et par le facteur d’émission correspondants.

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

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

2. L’entité réglementée concernée notifie à l’autorité compétente dans les meilleurs délais la modification temporaire de la méthode de surveillance visée au paragraphe 1, en précisant:a) les raisons des divergences par rapport au plan de surveillance approuvé par l’autorité compétente;b) les détails de la méthode de surveillance provisoire appliquée par l’entité réglementée pour déterminer les émissions dans l’attente du rétablissement des conditions permettant l’application du plan de surveillance approuvé par l’autorité compétente;c) les mesures prises par l’entité réglementée pour rétablir les conditions permettant l’application du plan de surveillance approuvé par l’autorité compétente;d) la date à laquelle il est prévu que le plan de surveillance approuvé par l’autorité compétente pourra à nouveau être appliqué.

1. Lorsqu’elle définit les niveaux applicables pour les flux majeurs de combustibles, pour déterminer les quantités de combustibles mis à la consommation et chaque facteur de calcul, l’entité réglementée indique les niveaux suivants:a) au minimum, les niveaux indiqués à l’annexe V dans le cas d’une entité de catégorie A, ou lorsqu’un facteur de calcul est requis pour un flux de combustible qui correspond à un combustible marchand ordinaire;b) le niveau le plus élevé défini à l’annexe II bis dans les cas autres que ceux visés au point a).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1. L’entité réglementée détermine les quantités de combustibles mis à la consommation d’un flux de combustible de l’une des trois façons suivantes:a) lorsque les entités réglementées et les flux de combustibles couverts correspondent à des entités soumises à des obligations de déclaration en vertu de la législation nationale transposant les directives 2003/96/CE et (UE) 2020/262 et à des produits énergétiques soumis à cette législation, par les méthodes de mesure utilisées aux fins de ces actes, lorsque ces méthodes sont fondées sur le contrôle métrologique national;b) par cumul des mesures des quantités au point où les flux de combustibles sont mis à la consommation;c) par mesurage en continu au point où les flux de combustibles sont mis à la consommation.

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

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

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

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

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

1. L’article 30, l’article 31, paragraphes 1, 2 et 3, et les articles 32, 33, 34 et 35 s’appliquent. À cette fin:a) toute référence à l’exploitant doit être lue comme une référence à l’entité réglementée;b) toute référence aux données d’activité doit être lue comme une référence aux quantités de combustibles mis à la consommation;c) toute référence aux combustibles ou aux matières doit être lue comme une référence aux combustibles au sens de ►C3 l’article 3, point af), de la directive 2003/87/CE** ◄ **;d) toute référence à l’annexe II doit être lue comme une référence à l’annexe II bis.

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

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

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

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

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

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

2. L’entité réglementée détermine le facteur de champ d’application sur la base d’une ou de plusieurs des méthodes suivantes, conformément aux exigences du niveau applicable énoncées à l’annexe II bis du présent règlement:a) méthodes fondées sur la distinction physique des flux de combustibles, y compris méthodes fondées sur la distinction entre régions géographiques ou sur l’utilisation d’instruments de mesure distincts;b) méthodes fondées sur les propriétés chimiques des combustibles, qui permettent aux entités réglementées de démontrer que le combustible concerné peut uniquement être utilisé à des fins de combustion dans des secteurs spécifiques, pour des raisons juridiques, techniques ou économiques;c) recours à un système de marquage fiscal conformément à la directive 95/60/CE du Conseil (12);d) recours à la déclaration d’émissions annuelle vérifiée visée à l’article 68, paragraphe 1;e) chaîne de factures et d’accords contractuels traçables («chaîne de contrôle»), représentant l’ensemble de la chaîne d’approvisionnement, depuis l’entité réglementée jusqu’aux consommateurs, y compris les consommateurs finaux;f) utilisation de couleurs (colorants) ou de systèmes de marquage nationaux pour les combustibles, sur la base de la législation nationale;g) méthodes indirectes permettant de différencier précisément les utilisations finales des combustibles au moment de leur mise à la consommation, comme des profils de consommation spécifiques à chaque secteur, des fourchettes de capacité typiques des niveaux de consommation de combustible des consommateurs et des niveaux de pression tels que ceux des combustibles gazeux, pour autant que l’utilisation de cette méthode soit approuvée par l’autorité compétente. La Commission peut fournir des lignes directrices sur les méthodes indirectes applicables.

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

4. Par dérogation au paragraphe 3, l’entité réglementée peut appliquer une valeur par défaut inférieure à 1, à condition:a) qu’aux fins de la déclaration des émissions au cours des années de déclaration 2024 à 2026, l’entité réglementée prouve de manière concluante que l’utilisation de valeurs par défaut inférieures à 1 permet une détermination plus précise des émissions, oub) qu’aux fins de la déclaration des émissions au cours des années de déclaration à partir du 1er janvier 2027, l’entité réglementée prouve de manière concluante que l’utilisation de valeurs par défaut inférieures à 1 permet une détermination plus précise des émissions et qu’au moins l’une des conditions suivantes est remplie:i) le flux de combustible est un flux de combustible de minimis;ii) la valeur par défaut pour le flux de combustible n’est pas inférieure à 0,95 pour les utilisations de combustible dans les secteurs visés à l’annexe III de la directive 2003/87/CE, ni supérieure à 0,05 pour les utilisations de combustible dans les secteurs non visés à ladite annexe.

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

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

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

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

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

1. L’article 38, l’article 39, paragraphes 1, 3 et 4, et l’article 39 bis s’appliquent. À cette fin:;▼M4a) toute référence à l’exploitant doit être lue comme une référence à l’entité réglementée;b) toute référence aux données d’activité doit être lue comme une référence aux quantités de combustibles mis à la consommation;c) toute référence aux flux doit être lue comme une référence aux flux de combustibles;d) toute référence à l’annexe II doit être lue comme une référence à l’annexe II bis;e) toute référence à l’article 39, paragraphe 2, doit être lue comme une référence au paragraphe 3 du présent article.

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

3. Lorsque, en fonction du niveau appliqué, l’entité réglementée doit effectuer des analyses pour déterminer la ►M5 fraction issue de la fraction de carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro** ◄ **, il détermine cette fraction issue de la biomasse conformément à une norme pertinente et aux méthodes d’analyse qu’elle prescrit, cette norme et ces méthodes d’analyse devant être approuvées par l’autorité compétente.

Lorsque, en fonction du niveau appliqué, l’entité réglementée doit effectuer des analyses pour déterminer la ►M5 fraction de carbone dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro** ◄ **, mais que l’application du premier alinéa n’est pas techniquement réalisable ou entraînerait des coûts excessifs, l’exploitant soumet à l’approbation de l’autorité compétente une méthode alternative pour déterminer la fraction issue de la biomasse.

1. L’autorité compétente peut considérer qu’une entité réglementée est une entité réglementée à faible niveau d’émission lorsqu’au moins une des conditions suivantes est remplie:a) de 2027 à 2030, les émissions annuelles moyennes vérifiées au cours des deux années précédant la période de déclaration antérieure à l’application du facteur de champ d’application étaient inférieures à 1 000 tonnes de CO2 par an, compte non tenu du CO2 provenant de carburants dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro;b) à partir de 2031, les émissions annuelles moyennes de l’entité réglementée qui ont été consignées dans les déclarations d’émissions vérifiées au cours de la période d’échanges précédant immédiatement la période d’échanges en cours, calculées avant l’application du facteur de champ d’application, étaient inférieures à 1 000 tonnes de CO2 par an, compte non tenu du CO2 provenant de carburants dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro;c) les émissions annuelles moyennes visées au point a) ne sont pas disponibles ou ne sont plus représentatives aux fins du point a), mais les émissions annuelles de l’entité réglementée pour les cinq prochaines années, calculées avant l’application du facteur de champ d’application, seront, sur la base d’une méthode d’estimation prudente, inférieures à 1 000 tonnes de CO2(e) par an, compte non tenu du CO2 provenant de carburants dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro.

1 bis. Par dérogation au paragraphe 1, avant 2027, l’autorité compétente peut considérer qu’une entité réglementée est une entité réglementée à faible niveau d’émission sur la base des émissions après application du facteur de champ d’application, à l’exclusion du CO2 provenant de carburants dont le facteur d’émission est considéré comme égal à zéro, lorsque l’entité réglementée peut démontrer à la satisfaction de l’autorité compétente que le facteur de champ d’application appliqué pour la classification restera représentatif au cours des années à venir.

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

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

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

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

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

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

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

Les dispositions du chapitre V s’appliquent. À cet égard, toute référence à l’exploitant ou à un exploitant doit être lue comme une référence à l’entité réglementée.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1. L’autorité compétente procède à une estimation prudente des émissions d’une entité réglementée, en tenant compte des conséquences sur le plan de la répercussion des coûts pour les consommateurs, lorsqu’une des situations suivantes se présente:a) l’entité réglementée n’a pas présenté de déclaration d’émissions annuelle vérifiée dans les délais requis conformément à l’article 75 septdecies;b) la déclaration d’émissions annuelle vérifiée visée à l’article 75 septdecies n’est pas conforme aux dispositions du présent règlement;c) la déclaration d’émissions annuelle d’une entité réglementée n’a pas été vérifiée conformément au règlement d’exécution (UE) 2018/2067.

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

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

L’article 71 et l’article 72, paragraphes 1 et 2, s’appliquent. À cet égard, toute référence aux exploitants ou aux exploitants d’aéronefs doit être lue comme une référence aux entités réglementées.

Aux fins de la déclaration des émissions des activités énumérées à l’annexe III de la directive 2003/87/CE:

a) les secteurs dans lesquels les combustibles au sens de ►C3 l’article 3, point af), de la directive 2003/87/CE** ◄ ** sont mis à la consommation et sont brûlés sont répertoriés à l’aide des codes FRC;

b) les combustibles au sens de ►C3 l’article 3, point af), de la directive 2003/87/CE** ◄ ** sont répertoriés à l’aide des codes NC conformément à la législation nationale transposant les directives 2003/96/CE et 2009/30/CE, le cas échéant;

c) afin d’assurer la cohérence avec la déclaration à des fins fiscales conformément à la législation nationale transposant les directives 2003/96/CE et (UE) 2020/262, l’entité réglementée utilise, le cas échéant, le numéro d’enregistrement et d’identification de l’opérateur économique conformément au règlement (UE) no 952/2013 (13), le numéro d’accise conformément au règlement (UE) no 389/2012 (14) ou le numéro national d’enregistrement et d’identification aux fins de l’accise attribué par l’autorité compétente en vertu de la législation nationale transposant la directive 2003/96/CE lorsqu’elle déclare ses coordonnées dans le plan de surveillance et la déclaration d’émissions.

Les dispositions du chapitre VII s’appliquent. À cet égard, toute référence à l’exploitant et à l’exploitant d’aéronef doit être lue comme une référence à l’entité réglementée.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Le règlement (UE) no 601/2012 est modifié comme suit:

1. à l'article 12, paragraphe 1, troisième alinéa, le point a) est remplacé par le texte suivant: «a) pour les installations, pour chaque flux majeur et mineur, la preuve du respect des seuils d'incertitude définis pour les données d'activité et les facteurs de calcul, le cas échéant, pour les niveaux appliqués définis aux annexes II et IV et, pour chaque source d'émission, la preuve du respect des seuils d'incertitude définis pour les niveaux appliqués définis à l'annexe VIII, le cas échéant;»

2. à l'article 15, paragraphe 4, le point a) est remplacé par le texte suivant: «a) en ce qui concerne le plan de surveillance des émissions: i) une modification des valeurs des facteurs d'émission indiquées dans le plan de surveillance; ii) une modification des méthodes de calcul présentées à l'annexe III, ou le passage d'une méthode de calcul à une méthode d'estimation conformément à l'article 55, paragraphe 2 ou inversement; iii) l'introduction de nouveaux flux; iv) le changement de statut d'un exploitant d'aéronef considéré comme un petit émetteur au sens de l'article 55, paragraphe 1, ou un changement par rapport à l'un des seuils prévus à l'article 28 bis, paragraphe 6, de la directive 2003/87/CE;»

3. l'article 49 est remplacé par le texte suivant: «Article 49 CO2 transféré 1. L'exploitant déduit des émissions de l'installation toute quantité de CO2 provenant du carbone fossile utilisé dans le cadre d'activités visées à l'annexe I de la directive 2003/87/CE qui n'est pas émise par l'installation, mais:a) qui est transférée hors de l'installation vers l'une des entités suivantes:i) une installation de captage aux fins du transport et du stockage géologique à long terme dans un site de stockage autorisé en vertu de la directive 2009/31/CE;ii) un réseau de transport aux fins du stockage géologique à long terme dans un site de stockage autorisé en vertu de la directive 2009/31/CE;iii) un site de stockage autorisé en vertu de la directive 2009/31/CE aux fins du stockage géologique à long terme;b) qui est transféré hors de l'installation en vue de la production de carbonate de calcium précipité, auquel le CO2 utilisé est chimiquement lié. 2. L'exploitant de l'installation expéditrice indique, dans sa déclaration d'émissions annuelle, le code d'identification de l'installation réceptrice reconnu conformément aux actes adoptés en vertu de l'article 19, paragraphe 3, de la directive 2003/87/CE, si l'installation réceptrice est couverte par ladite directive. Dans tous les autres cas, l'exploitant de l'installation expéditrice fournit le nom et l'adresse de l'installation réceptrice, ainsi que les coordonnées d'une personne à contacter. Le premier alinéa s'applique également à l'installation réceptrice en ce qui concerne le code d'identification de l'installation expéditrice. 3. Pour déterminer la quantité de CO2 transférée d'une installation vers une autre, l'exploitant applique une méthode fondée sur la mesure et procède conformément aux dispositions des articles 43, 44 et 45. La source d'émission correspond au point de mesure, et les émissions sont exprimées en quantité de CO2 transférée. Aux fins du paragraphe 1, point b), l'exploitant applique une méthode fondée sur le calcul. 4. Pour déterminer la quantité de CO2 transférée d'une installation vers une autre, l'exploitant applique le niveau le plus élevé défini à la section 1 de l'annexe VIII. Il peut toutefois appliquer le niveau immédiatement inférieur s'il démontre que l'application du niveau le plus élevé tel que défini à la section 1 de l'annexe VIII n'est pas techniquement faisable ou entraînerait des coûts excessifs. Pour déterminer la quantité de CO2 chimiquement lié dans le carbonate de calcium précipité, l'exploitant utilise des sources de données permettant d'obtenir le degré de précision le plus élevé possible. 5. Les exploitants peuvent déterminer les quantités de CO2 transférées hors de l'installation à la fois au niveau de l'installation qui transfère et au niveau de l'installation réceptrice. Dans ce cas, les dispositions de l'article 48, paragraphe 3, sont applicables.»

4. l'article 52 est modifié comme suit: a) le paragraphe 5 est supprimé; b) le paragraphe 6 est remplacé par le texte suivant: «6. Si la quantité de carburant embarquée ou la quantité de carburant restant dans les réservoirs est exprimée en unités de volume (litres), l'exploitant d'aéronef convertit cette quantité en unités de masse en utilisant les valeurs de la densité. L'exploitant d'aéronef utilise la densité du carburant (qui peut être une valeur réelle ou standard de 0,8 kg par litre) utilisée pour des raisons opérationnelles et de sécurité. La procédure de notification de l'utilisation de la densité réelle ou standard est décrite dans le plan de surveillance, avec une référence à la documentation pertinente de l'exploitant d'aéronef.» c) le paragraphe 7 est remplacé par le texte suivant: «7. Aux fins du calcul visé au paragraphe 1, l'exploitant d'aéronef utilise les facteurs d'émission par défaut indiqués dans le tableau 2 de l'annexe III. Pour les carburants qui ne figurent pas dans ce tableau, l'exploitant d'aéronef détermine le facteur d'émission conformément à l'article 32. Dans ce cas, le pouvoir calorifique inférieur est déterminé et déclaré pour mémoire.»

5. à l'article 54, paragraphe 2, le premier alinéa est remplacé par le texte suivant: «2. Par dérogation aux dispositions de l'article 52, les petits émetteurs peuvent estimer la consommation de carburant au moyen d'instruments, mis en œuvre par Eurocontrol ou par une autre organisation compétente, qui sont capables de traiter toutes les informations utiles relatives au trafic aérien et évitent toute sous-estimation des émissions.»

6. l'article 55 est modifié comme suit: a) le paragraphe 1 est remplacé par le texte suivant: «1. L'exploitant d'aéronef tient compte des sources d'incertitude et du degré d'incertitude associé pour le choix de la méthode de surveillance conformément à l'article 52, paragraphe 2.» b) les paragraphes 2, 3 et 4 sont supprimés;

7. à l'article 59, le paragraphe 1 est remplacé par le texte suivant: «Aux fins de l'article 58, paragraphe 3, point a), l'exploitant s'assure que l'ensemble de l'équipement de mesure utilisé est étalonné, réglé et vérifié à intervalles réguliers, y compris avant son utilisation, et contrôlé par rapport à des normes de mesure correspondant aux normes internationales, lorsqu'elles existent, conformément aux exigences du présent règlement et proportionnellement aux risques mis en évidence. Lorsque des composants des systèmes de mesure ne peuvent pas être étalonnés, l'exploitant l'indique dans le plan de surveillance et propose des activités de contrôle de remplacement. Si l'équipement n'est pas jugé conforme aux exigences requises, l'exploitant prend rapidement les mesures correctives qui s'imposent.»

8. à l'article 65, paragraphe 2, un troisième alinéa est ajouté: «Lorsque le nombre de vols pour lesquels il existe des lacunes dans les données visées aux deux premiers alinéas excède 5 % des vols annuels déclarés, l'exploitant en informe l'autorité compétente dans les meilleurs délais et prend des mesures correctives pour améliorer la méthode de surveillance.»

9. à l'annexe I, la section 2 est modifiée comme suit: a) le point 2 b) ii) est remplacé par le texte suivant: «ii) les procédures de mesure du carburant embarqué et du carburant se trouvant déjà dans les réservoirs, ainsi qu'une description des instruments de mesure utilisés et des procédures d'enregistrement, de récupération, de transmission et de stockage des informations concernant les mesures, selon le cas;» b) le point 2 b) iii) est remplacé par le texte suivant: «iii) la méthode pour déterminer la densité, le cas échéant;» c) le point 2 b) iv) est remplacé par le texte suivant: «iv) une justification de la méthode de surveillance choisie, afin de garantir les degrés d'incertitude les plus faibles, conformément à l'article 55, paragraphe 1.» d) le point 2 d) est supprimé; e) le point 2 f) est remplacé par le texte suivant: «f) une description des procédures et des systèmes permettant d'identifier, d'évaluer et de traiter les lacunes dans les données en application de l'article 65, paragraphe 2.»

10. à l'annexe III, la section 2 est supprimée;

11. l'annexe IV est modifiée comme suit: a) à la section 10, sous-section B, le quatrième alinéa est supprimé; b) à la section 14, sous-section B, le troisième alinéa est supprimé;

12. l'annexe IX est modifiée comme suit: a) à la section 1, le point 2 est remplacé par le texte suivant: «les documents justifiant le choix de la méthode de surveillance ainsi que les documents justifiant les changements temporaires ou permanents concernant la méthode de surveillance et, le cas échéant, les niveaux de méthode approuvés par l'autorité compétente;» b) à la section 3, le point 5 est remplacé par le texte suivant: «5. La documentation relative à la méthode prévue en cas de lacunes dans les données, le nombre de vols pour lesquels des lacunes dans les données ont été constatées, les données utilisées pour combler les lacunes constatées, et, si le nombre de vols pour lesquels il existe des lacunes dans les données a dépassé 5 % des vols déclarés, les raisons des lacunes dans les données ainsi que la documentation des mesures correctives prises.»

13. à l'annexe X, la section 2 est modifiée comme suit: a) le point 7 est remplacé par le texte suivant: «7. le nombre total de vols par paire d'États couverts par la déclaration;» b) le point suivant est ajouté après le point 7: «7 bis. la masse de carburant (en tonnes) par type de carburant et par paire d'États;» c) le point 10 a) est remplacé par le texte suivant: «a) le nombre de vols exprimé en pourcentage des vols annuels pour lesquels des lacunes dans les données ont été constatées, ainsi que les circonstances et les raisons des lacunes;» d) le point 11) a) est remplacé par le texte suivant: «a) le nombre de vols exprimé en pourcentage des vols annuels (arrondi au dixième le plus proche) pour lesquels des lacunes dans les données ont été constatées, ainsi que les circonstances et les raisons des lacunes;»

1. Le règlement (UE) no 601/2012 est abrogé avec effet au 1er janvier 2021.

Les références faites au règlement abrogé s'entendent comme faites au présent règlement et sont à lire selon le tableau de correspondance figurant à l'annexe XI.

2. Les dispositions du règlement (UE) no 601/2012 continuent de s'appliquer à la surveillance, à la déclaration et à la vérification des émissions et, le cas échéant, des données d'activité antérieures au 1er janvier 2021.

Le présent règlement entre en vigueur le jour suivant celui de sa publication au Journal officiel de l'Union européenne.

Il est applicable à partir du 1er janvier 2021.

Cependant, l'article 76 est applicable à partir du 1er janvier 2019 ou de la date d'entrée en vigueur du présent règlement si cette date est postérieure.