Ordonnance sur la réduction des émissions de CO₂

⁵³⁴ Nouvelle teneur selon le ch. II al. 2 de l’O du 29 sept. 2023, en vigueur depuis le 1^er janv. 2024 (RO 2023 581).

(art. 1, al. 2)

⁵³⁵ Mise à jour par le ch. II de l’O du 8 oct. 2014 (RO 2014 3293), le ch. II al. 1 de l’O du 25 nov. 2020 (RO 2020 6081) et le ch. II al. 3 de l’O du 4 mai 2022, en vigueur depuis le 1^er juin 2022 (RO 2022 311).

(art. 146l, let. b)

1.  Les certificats de réduction des émissions suivants ne sont pas pris en compte:

a.

les certificats pour des réductions d’émissions qui n’ont pas été réalisées dans un des pays les moins avancés figurant sur la liste de l’Organisation des Nations Unies;

b.

les certificats pour des réductions d’émissions obtenues pour des projets de séquestration biologique du CO₂ ou de captage et stockage géologique du CO₂;

c.

les certificats pour des réductions d’émissions obtenues en ayant recours à des aménagements hydro-électriques d’une capacité de production installée de plus de 20 MW;

d.

les autres certificats pour des réductions d’émissions qui n’ont pas été obtenues en ayant recours à des énergies renouvelables, grâce à une meilleure efficacité énergétique chez les utilisateurs finaux, ou en ayant recours au brûlage à la torche de méthane, ni grâce à l’évitement des émissions de méthane générées dans les décharges, les installations de valorisation ou d’incinération des déchets urbains, lors de la valorisation des déchets agricoles, de l’épuration des eaux ou du compostage;

e.

les certificats de réduction des émissions qui ont déjà été utilisés;

f.

les certificats pour des réductions d’émissions réalisées à partir du 1^er janvier 2021.

2.  Les certificats de réduction des émissions ne sont pas non plus pris en compte si:

a.

les réductions d’émissions ont été obtenues en violation des droits de l’homme;

b.

les réductions d’émissions ont eu d’importantes conséquences néfastes sur la société et l’environnement;

c.

un refus de la prise en compte s’impose en raison de la politique extérieure et de développement de la Suisse.

3.  Le ch. 1, let. a, ne s’applique pas:

a.

aux certificats de réduction des émissions découlant de projets au sens de l’art. 12 du Protocole de Kyoto du 11 décembre 1997⁵³⁶ enregistrés avant le 1^er janvier 2013;

b.

aux certificats de réduction des émissions découlant de projets au sens de l’art. 6 du Protocole de Kyoto du 11 décembre 1997 pour des réductions d’émissions réalisées avant le 1^er janvier 2013.

⁵³⁷ Introduite par le ch. II al. 1 de l’O du 4 mai 2022 (RO 2022 311). Mise à jour par le ch. II al. 1 des O du 29 sept. 2023 (RO 2023 581) et du 2 avr. 2025, en vigueur depuis le 1^er mai 2025 (RO 2025 248).

(art. 5, al. 1, let. a)

1.  Aucune attestation internationale n’est délivrée pour un projet ou un programme réalisé à l’étranger si les réductions d’émissions ou le renforcement des prestations de puits de carbone sont obtenus:

a.

par le biais d’investissements dans l’utilisation de combustibles ou de carburants fossiles pour la production d’énergie ou dans l’extraction d’agents énergétiques fossiles, à l’exception des investissements qui contribuent à accroître l’efficacité énergétique sans qu’une modification soit apportée à l’installation utilisant des combustibles fossiles pour la production d’énergie;

b.

en ayant recours à l’énergie nucléaire;

c.

en ayant recours à des aménagements hydro-électriques d’une capacité de production installée de plus de 20 MW;

d.

par le biais de projets réalisés dans des grandes entreprises industrielles qui ne correspondent pas à l’état de la technique disponible sur le marché mondial;

e.

par le biais d’activités dans le secteur des déchets sans utilisation matérielle ou énergétique ou réduction des déchets;

f.

par le biais de projets de séquestration biologique du CO₂;

g.

en réduisant le déboisement;

h.

en dégradant des forêts;

i.

en renonçant à l’extraction d’agents énergétiques fossiles;

j.

par le biais d’activités incompatibles avec les accords que la Suisse a ratifiés dans les domaines de l’environnement et des droits de l’homme;

k.

par le biais d’activités qui ont d’importantes conséquences néfastes sur la société ou l’environnement;

l.

par le biais d’activités incompatibles avec la politique extérieure ou la politique de développement de la Suisse;

m.

en ayant recours à du charbon végétal; l’utilisation dans les matériaux de construction constitue une exception, pour autant qu’une production durable du charbon végétal ainsi qu’un traitement écologiquement compatible des déchets de chantier soient garantis.

2.  En cas d’activités dans le secteur des déchets prévoyant une utilisation énergétique différée des déchets, des attestations sont délivrées pour 55 % des réductions d’émissions à condition que l’utilisation énergétique ait effectivement lieu.

3.  Aucune attestation internationale n’est délivrée pour un projet ou un programme réalisé à l’étranger si aucune consultation n’a été menée auprès des groupes d’intérêts concernés.

⁵³⁸ Nouvelle teneur selon le ch. II al. 2 de l’O du 4 mai 2022 (RO 2022 311). Mise à jour par le ch. II al. 1 de l’O du 2 avr. 2025, en vigueur depuis le 1^er mai 2025 (RO 2025 248).

(art. 5, al. 1, let. a)

Aucune attestation nationale n’est délivrée pour un projet ou un programme réalisé en Suisse si les réductions d’émissions ou le renforcement des prestations de puits de carbone sont obtenus:

a.

en ayant recours à l’énergie nucléaire;

b.

par le biais de la recherche et des technologies à des stades de développement précoces ou de l’information et du conseil;

c.

en ayant recours à des combustibles et carburants renouvelables pour lesquels aucune garantie d’origine n’a été attribuée dans le système des garanties d’origine des combustibles et carburants;

d.

par le remplacement d’agents énergétiques fossiles par des agents énergétiques fossiles (p. ex. dans des chaudières, véhicules ou véhicules hybrides);

e.

…

f.

par l’utilisation d’électricité en remplacement de combustibles pour la chaleur industrielle, sauf l’utilisation d’électricité dans les pompes à chaleur ou s’il est garanti que l’électricité utilisée est issue de sources d’énergies renouvelables;

g.

par renoncement à l’utilisation ou par sous-utilisation;

h.

en ayant recours à du charbon végétal, sauf:

1.

s’il est utilisé comme engrais et qu’il répond aux exigences de l’ordonnance du 1^er novembre 2023 sur les engrais⁵³⁹ en vigueur au moment du dépôt de la demande et respecte le taux d’épandage maximal annuel qui y est fixé, ou

2.

s’il est utilisé comme matériau de construction, pour autant qu’une production durable de charbon végétal soit assurée;

i.

en ayant recours à des techniques d’adsorption et d’absorption pour la fourniture de froid ou de chaleur, sauf si celles-ci sont utilisées dans le cadre de l’utilisation décentralisée de rejets de chaleur au sens de l’art. 2, let. e, de l’ordonnance du 1^er novembre 2017 sur l’encouragement de la production d’électricité issue d’énergies renouvelables⁵⁴⁰ dont la disponibilité est suffisante.

⁵⁴¹ Introduite par le ch. II al.1 de l’O du 21 sept. 2018 (RO 2018 3477). Nouvelle teneur selon le ch. II al. 2 de l’O du 29 sept. 2023 (RO 2023 581). Mise à jour par l’erratum du 10 nov. 2023 (RO 2023 640), le ch. II al. 1 de l’O du 2 avr. 2025 (RO 2025 248, 267) et le ch. II de l’O du 19 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^er janv. 2026 (RO 2025 788).

(art. 6, al. 3)

La présente annexe s’applique aux projets et programmes qui concernent:

a.

la construction d’un nouveau réseau de chauffage à distance dont une ou plusieurs sources de chaleur sont neutres en CO₂;

b.

l’extension ou la densification d’un réseau de chauffage à distance existant dont les sources de chaleur sont majoritairement neutres en CO₂;

c.

le remplacement d’une ou de plusieurs sources de chaleur centrales alimentées aux combustibles fossiles d’un réseau de chauffage à distance existant par une ou plusieurs sources de chaleur majoritairement neutres en CO₂ ou l’ajout d’une ou de plusieurs sources de chaleur majoritairement neutres en CO₂ à un réseau de chauffage à distance existant.

Au sens de la présente ordonnance, on entend par:

a.

réseau de chauffage à distance: réseau de distribution de chaleur composé de sources centrales et de consommateurs décentralisés;

b.

nouveau consommateur: consommateur de chaleur raccordé à un réseau de chauffage à distance nouveau ou existant après le début de la mise en œuvre du projet (art. 5, al. 3);

c.

consommateur existant: consommateur de chaleur déjà raccordé à un réseau de chauffage à distance existant avant le début de la mise en œuvre du projet;

d.

nouvelle construction: bâtiment en construction au moment du raccordement au réseau de chauffage à distance et qui n’est pas un consommateur existant.

3.1 Exigences métrologiques

Pour le calcul des réductions d’émissions des projets et des programmes, les éléments suivants doivent en particulier être mesurés:

a.

la consommation de chaleur émanant de toutes les sources centrales alimentées aux combustibles fossiles;

b.

la consommation d’électricité des pompes à chaleur;

c.

la quantité de chaleur utilisée par tous les consommateurs, les quantités suivantes devant être présentées séparément:

−

la quantité de chaleur distribuée aux nouvelles constructions,

−

la quantité de chaleur distribuée aux exploitants d’installations exemptés de la taxe sur le CO₂ en vertu de l’art. 96, al. 2.

3.2 Marges de fonctionnement du système

Les marges de fonctionnement du projet ou du programme doivent inclure:

a.

les sources de chaleur centrales;

b.

le réseau de distribution de chaleur;

c.

les consommateursde chaleur;

d.

les flux d’énergie injectés;

e.

les émissions dues au projet ou au programme.

3.3 Scénario de référence

1.  Au moins deux scénarios alternatifs plausibles doivent être présentés dans la description du projet ou du programme.

2.  Les scénarios doivent couvrir une période de 20 ans au maximum.

3.  La probabilité que les différents scénarios se réalisent doit être précisée et le scénario le plus probable, défini. Ce dernier est considéré comme le scénario de référence.

3.4 Calcul des émissions de référence

Les émissions totales annuelles du scénario de référence se calculent comme suit:

ESR_y = (ESR_nc,y + ESR_ce,y + ESR_SEQE,y) (1)

où:

ESR_y

Émissions du scénario de référence au cours de l’année y [t éq.-CO₂]

ESR_nc,y

Émissions du scénario de référence des nouveaux consommateurs au cours de l’année y [t éq.‑CO₂]; cf. équation (2)

ESR_ce,y

Émissions du scénario de référence des consommateurs existants au cours de l’année y [t éq.‑CO₂]; cf. équation (3)

ESR_SEQE,y

Paramètre destiné à éviter le double comptage des émissions du scénario de référence et de celles du SEQE; ce paramètre est égal à 0.

Si le projet s’approvisionne en chaleur auprès d’une source de chaleur située dans le périmètre d’une installation dont l’exploitant participe au SEQE, le paramètre est remplacé par la valeur des droits d’émission attribués pour cette quantité de chaleur fournie au cours de l’année y [t éq.‑CO₂]; cette valeur est déterminée lors de la demande d’évaluation de l’adéquation du projet et ne change pendant la période de crédit que si des modifications du SEQE rendent une adaptation nécessaire.

Les termes se calculent comme suit:

ESR_nc,y = ∑_i QC_nc,i,y * FE_RC,y,z (2)

où:

QC_nc,i,y

Estimation de la quantité de chaleur qui sera fournie aux nouveaux consommateurs au cours de l’année y [MWh]; dans le suivi, ce paramètre est remplacé par la valeur mesurée conformément au ch. 4.2.

i

Tous les nouveaux consommateurs, à l’exclusion:

–

des nouvelles constructions,

–

des bâtiments dont le chauffage est déjà neutre en CO₂ avant leur raccordement au réseau de chauffage à distance,

–

des exploitants d’installations exemptés de la taxe sur le CO₂ en vertu de l’art. 96, al. 2.

FE_RC,y,z

Facteur d’émission global du réseau de chauffage à distance au cours de l’année y; ce facteur est calculé comme suit:

5 > y – z: 0,198 t éq.-CO₂/MWh;

5 ≤ y – z < 9: 0,154 t éq.-CO₂/MWh;

9 ≤ y – z < 14: 0,116 t éq.-CO₂/MWh;

14 ≤ y – z < 20: 0,081 t éq.-CO₂/MWh.

z

Année civile au cours de laquelle a débuté la mise en œuvre du projet au sens de l’art. 5, al. 3

ESR_ce,y = ∑_k QC_ce,k,y* FE_ce * FR_{ce, v, y}*1/(1–PR) (3)

où:

_k

Tous les consommateurs de chaleur existants à l’exclusion des exploitants d’installations exemptés de la taxe sur le CO₂ en vertu de l’art. 96, al. 2.

QC_ce,k,y

Quantité de chaleur qui sera vraisemblablement fournie à des consommateurs existants au cours de l’année y [MWh]; dans le suivi, ce paramètre est remplacé par la valeur mesurée conformément au ch. 4.2.

FE_ce

Facteur d’émission du réseau de chauffage à distance existant, rendement compris, dépendant de la nature de la ou des sources de chaleur centrale à remplacer; il s’élève à:

–

0,226 t de CO₂/MWh pour les projets concernant le seul remplacement de sources de chaleur alimentées au gaz naturel,

_–

0,312 t de CO₂/MWh pour les projets concernant le seul remplacement de sources de chaleur alimentées à l’huile de chauffage,

_–

0,269 t de CO₂/MWh pour les projets concernant le seul remplacement de sources de chaleur alimentées au gaz naturel et à l’huile de chauffage,

–

0,113 t de CO₂/MWh pour les projets concernant le remplacement de sources de chaleur alimentées aux combustibles fossiles et aux énergies renouvelables.

FR_ce,y,v

Facteur de référence de l’année y; il s’élève à:

100 %

si y – v < 20;

80 %

si y – v ≥ 20 et < 24;

60 %

si y – v ≥ 24 et < 29;

40 %

si y – v ≥ 29;

[tab]

où:

y

Année pour laquelle les réductions d’émission sont calculées

v

Année d’installation de la plus ancienne source de chaleur alimentée aux combustibles fossiles à remplacer

PR

Déduction globale de 10 % pour les pertes de chaleur du réseau de distribution de chaleur

3.5 Calcul des émissions du projet ou du programme

Les émissions annuelles d’un projet et les émissions annuelles de chacun des projets d’un programme se calculent comme suit:

EP_y = FE_HC * Q_{HC,y / 1000} + FE_gaz * Q_gaz,y + FE_él * Q_él,y + EP_SEQE,y (4)

où:

EP_y

Émissions du projet attendues au cours de l’année y [t éq.‑CO₂]

Q_HC,y

Consommation d’huile de chauffage attendue au cours de l’année y pour l’exploitation de la ou des sources de chaleur centrales [l]; dans le suivi, ce paramètre est remplacé par la valeur mesurée conformément au ch. 4.

Q_gaz,y

Consommation de gaz attendue au cours de l’année y pour l’exploitation de la ou des sources de chaleur centrales [Nm³ ou MWh]; dans le suivi, ce paramètre est remplacé par la valeur mesurée conformément au ch. 4.5.

Q_él,y

Consommation d’énergie électrique attendue au cours de l’année y pour l’exploitation des pompes à chaleur centrales [kWh]; dans le suivi, ce paramètre est remplacé par la valeur mesurée conformément au ch. 4.6.

FE_gaz

Facteur d’émission du gaz naturel visé à l’annexe 10 converti en t éq.‑CO₂Nm³ ou en t éq.‑CO₂MWh en fonction de l’unité employée pour le Q_gaz. Pour la conversion des t éq.‑CO₂/TJ en t éq.‑CO₂MWh, il convient d’utiliser le facteur 0,0036 TJ/MWh.

FE_HC

Le facteur d’émission de l’huile de chauffage vaut 2,65 t éq.‑CO₂/1000 l.

EP_SEQE,y

Paramètre destiné à éviter le double comptage des émissions du scénario de référence et de celles du SEQE; ce paramètre est égal à 0.

Si le réseau de chauffage à distance s’approvisionne auprès d’une source de chaleur située dans le périmètre d’une installation dont l’exploitant participe au SEQE, le paramètre est remplacé par la valeur des droits d’émission attribués pour cette quantité de chaleur fournie au cours de l’année y [t éq.‑CO₂]; cette valeur est déterminée chaque année dans le rapport de suivi; elle correspond aux droits d’émission délivrés à l’exploitant d’installations dans le SEQE.

FE_él

Le facteur d’émission de l’électricité vaut 29,6 * 10–6 t éq.‑CO₂/kWh.

3.6 Calcul des réductions annuelles d’émissions

Les réductions annuelles d’émissions des projets se calculent comme suit:

REy = ESRy – EPy (5)

où:

RE_y

Réductions d’émissions au cours de l’année y [t éq.‑CO₂]

ESR_y

Émissions du scénario de référence au cours de l’année y [t éq.‑CO₂]

EP_y

Émissions du projet de réseau de chauffage à distance pour l’année y [t éq.‑CO₂].

4.1 Liste des consommateurs de chaleur avec fourniture de chaleur prouvée

1.  Une liste de tous les consommateurs de chaleur doit être jointe au rapport de suivi. Elle doit comporter les données suivantes:

a.

le nom et l’adresse du consommateur;

b.

l’année durant laquelle le consommateur a été raccordé au réseau de chauffage à distance;

c.

la quantité de chaleur en MWh qui a été fournie aux consommateurs durant la période de suivi, calculée conformément au ch. 4.2 et ventilée par année civile.

2.  Si les consommateurs sont des exploitants d’installations exemptés de la taxe sur le CO₂ en vertu de l’art. 96, al. 2, la liste doit comporter, en plus des données visées au ch. 1, les émissions du scénario de référence en t éq.‑CO₂. Les émissions sont calculées conformément au ch. 3.4.

4.2 Mesure de la quantité de chaleur fournie aux consommateurs de chaleur

La mesure de la quantité de chaleur fournie aux nouveaux consommateurs et aux consommateurs existants (QC_nc,l,y) (QC_ce,l,y) doit remplir les conditions suivantes:

a.

la quantité de chaleur fournie au consommateur l au cours de l’année y est mesurée;

b.

les données sont collectées au moyen d’un compteur de chaleur;

c.

le résultat de la mesure est exprimé en kilowatt-heures [kWh] ou en mégawatt-heures [MWh];

d.

la mesure est effectuée en continu;

e.

l’assurance qualité est mise en oeuvre conformément aux exigences de l’ordonnance du 15 février 2006 sur les instruments de mesure (OIMes)⁵⁴² et aux dispositions d’exécution correspondantes du Département fédéral de justice et police (DFJP);

f.

la mesure est effectuée au point de fourniture de la chaleur au consommateur.

4.3 Âge de la source de chaleur centrale alimentée aux combustibles fossiles à remplacer

La détermination du facteur de référence prend en compte l’année de fabrication ou l’année d’installation de la plus ancienne source de chaleur alimentée aux combustibles fossiles à remplacer.

4.4 Mesure de la consommation d’huile de chauffage

La mesure de la consommation d’huile de chauffage (Q_HC,y) doit remplir les conditions suivantes:

a.

la consommation d’huile de chauffage au cours de l’année y pour l’exploitation de la source de chaleur centrale alimentée aux combustibles fossiles ou des sources de chaleur centrales alimentées aux combustibles fossiles est mesurée;

b.

les données sont collectées au moyen d’un compteur à mazout ou d’un bilan des stocks d’huile de chauffage;

c.

le résultat de la mesure est exprimé en litres [l];

d.

la mesure est effectuée par période de suivi ou, si cette dernière ne correspond pas à l’année civile, par année civile;

e.

l’assurance qualité est mise en œuvre par le calibrage du compteur à mazout; à défaut, une analyse de plausibilité est effectuée au moyen de sources de données alternatives.

4.5 Mesure de la consommation de gaz

La mesure de la consommation de gaz (Q_gaz,y) doit remplir les conditions suivantes:

a.

la consommation de gaz au cours de l’année y pour l’exploitation de la source de chaleur ou des sources centrales alimentées aux combustibles fossiles est mesurée;

b.

les données sont collectées au moyen d’un compteur à gaz;

c.

le résultat de la mesure est exprimé en mètres cubes normalisés (Nm³) ou en mégawatt-heures (MWh);

d.

la mesure est effectuée en continu;

e.

l’assurance qualité est mise en œuvre conformément aux exigences de l’OIMes et aux dispositions d’exécution correspondantes du DFJP.

4.6 Mesure de la consommation d’énergie électrique

La mesure de l’énergie électrique (Q_él,y) doit remplir les conditions suivantes:

a.

la consommation d’énergie électrique au cours de l’année y pour l’exploitation de la ou des pompes à chaleur centrales est mesurée;

b.

les données sont collectées au moyen d’un compteur électrique;

c.

le résultat de la mesure est exprimé en kilowatt-heures [kWh] ou en mégawatt-heures [MWh];

d.

la mesure est effectuée en continu;

e.

l’assurance qualité est mise en œuvre conformément aux dispositions de l’OIEMes et aux dispositions d’exécution correspondantes du DFJP.

4.7 Émissions du projet attendues: éviter les doubles comptages avec le SEQE (EP_SEQE,y)

1.  Si le projet s’approvisionne en chaleur auprès d’une source de chaleur située dans le périmètre d’une installation dont l’exploitant participe au SEQE, le paramètre est remplacé par la valeur des droits d’émission attribués pour cette quantité de chaleur fournie au cours de l’année y [t éq.‑CO₂].

2.  Cette valeur est déterminée chaque année dans le rapport de suivi par les droits d’émission délivrés à l’exploitant d’installations dans le SEQE et peut, contrairement à ESR_SEQE,y dans l’équation (1), être modifiée au cours de la période de crédit.

⁵⁴³ Introduite par le ch. II al.1 de l’O du 21 sept. 2018 (RO 2018 3477). Mise à jour par le ch. II al. 1 de l’O du 29 sept. 2023, en vigueur depuis le 1^er nov. 2023 (RO 2023 581).

(art. 6, al. 3⁵⁴⁴)

Les exigences de la présente annexe s’appliquent aux projets et programmes portant sur le gaz de décharge lorsque:

a.

ceux-ci concernent des décharges ou anciennes décharges émettant du méthane en l’absence de traitement du gaz pauvre prévu et disposant d’une proportion suffisamment élevée de déchets organiques;

b.

le traitement du gaz pauvre prévu n’est pas déjà prescrit par une loi ou une décision, et que

c.

le traitement du gaz pauvre prévu correspond au moins à l’état de la technique et est optimisé en ce qui concerne les compositions actuelle et future du gaz de décharge.

Au sens de la présente annexe, on entend par:

a.

efficacité de brûlage à la torche (EB): fraction de méthane effectivement brûlée par torchage ou oxydée d’une manière générale lors de procédés de traitement du gaz;

b.

dégradation aérobie: dégradation microbiologique des matières organiques en conditions aérobies;

c.

dégradation anaérobie: dégradation microbiologique des matières organiques en conditions anaérobies;

d.

décharge: installation de traitement des déchets où des déchets sont stockés définitivement et sous surveillance;

e.

gaz de décharge: gaz formé par dégradation biologique de substances organiques contenues dans les décharges;

f.

fonctionnement intermittent de la torche: combustion intermittente de gaz de décharge en raison d’une teneur en méthane trop faible;

g.

facteur d’oxydation (OX): fraction de méthane du gaz de décharge, qui s’oxyde dans la couche superficielle de la décharge avant de s’échapper dans l’atmosphère;

h.

efficacité d’aspiration (EA): fraction de gaz de décharge captée à l’aide d’une installation de dégazage;

i.

traitement du gaz pauvre: installation d’oxydation d’un gaz de décharge d’une teneur en méthane inférieure à 25 % vol. L’oxydation peut s’effectuer dans une torche ou un autre dispositif technique;

j.

installations de dégazage existantes: systèmes de capture du gaz de décharge devant être utilisés pour alimenter le système de traitement du gaz pauvre et qui ont existé avant le début de la mise en œuvre au sens de l’art. 5, al. 2;

k.

nouvelles installations de dégazage: systèmes de capture du gaz de décharge non encore capté devant être utilisés pour alimenter le système de traitement du gaz pauvre et qui sont créés après le début de la mise en œuvre au sens de l’art. 5, al. 2.

3.1 Marges de fonctionnement du système

1.  La décharge et les émissions fossiles du traitement du gaz pauvre doivent être contenues à l’intérieur des marges de fonctionnement du système du projet ou du programme.

2.  Les voies d’acheminement des déchets mis en décharge doivent se situer en dehors des marges de fonctionnement du système.

3.2 Choix d’un facteur d’oxydation

Le facteur d’oxydation (OX) est un paramètre indispensable au calcul des réductions d’émissions. Le choix de sa valeur découle de l’arbre de décision suivant:

3.3 Calcul ex-ante des réductions des émissions de méthane

Les réductions des émissions de méthane ex-ante peuvent être déterminées à partir des mesures effectuées durant les dernières années (un à trois ans) ou calculées comme suit:

RE_{ex-ante,y,torche} = (EB – OX) * EA * FOD_CH4,y * PRP_CH4 – EP_y (1)

où:

RE_{ex-ante,y,torche}

Réductions d’émissions estimées en cas de traitement du gaz pauvre en méthane au cours de l’année y (t éq.‑CO₂)

PRP_CH4

Potentiel de réchauffement planétaire du méthane déterminé dans l’annexe 1

EB

Efficacité de brûlage à la torche

OX

Facteur d’oxydation

EA

Efficacité d’aspiration

FOD_CH4,y

Quantité de méthane, calculée à l’aide d’une formule «first order decay», générée dans la décharge durant l’année y (t CH₄); cf. équation (2)

EP_y

Émissions générées par le projet au cours de l’année y

FOD_CH4,y = (16/12)*F*DOC_f * ∑_x ∑_j D_j,x*DOC_j*Exp(-k_j(y–x))*(1–Exp(-k_j)) (2)

où:

y

Année sur laquelle porte le calcul des émissions de méthane

x

Année au cours de laquelle la décharge a été remplie avec une certaine quantité de déchets Dj,x de catégorie j, se situant dans la période AO à y

16/12

Quotient des masses moléculaires du CH₄ et du C

F= 0.5

Fraction de méthane dans le mélange de méthane et de dioxyde de carbone du gaz de décharge

DOC_f

Fraction du carbone biologiquement dégradable dégradé en conditions anaérobies [% masse]

D_j,x

Quantité de déchets de catégorie j mis en décharge durant l’année x [t déchets]

AO

Première année au cours de laquelle des déchets ont été stockés (année d’ouverture de la décharge)

j

Catégorie de déchets

DOC_j

Fraction de carbone organique dégradable de la catégorie de déchets correspondante [t C/t déchets]

k_j

Constante de dégradation de la catégorie de déchets correspondante j [ans^-1]

3.4 Calcul ex-post des réductions des émissions de méthane

Les réductions des émissions de méthane des installations de dégazage nouvelles ou existantes sont déterminées ex-post de la manière suivante:

RE_{ex-post,y,torche} = (EB – OX) * PRP_CH4 * V_GD,y * c_CH4 * D_CH4 – EP_y (3)

où:

RE_{ex-post,y,torche}

Réductions d’émissions imputables, déterminées ex-post à l’aide des émissions mesurées durant le traitement du gaz pauvre en méthane au cours de l’année y (t éq.‑CO₂)

EB

Efficacité de brûlage à la torche

OX

Facteur d’oxydation

PRP_CH4

Potentiel de réchauffement planétaire du méthane déterminé dans l’annexe 1

V_GD,y

Débit volumique du gaz de décharge mesuré à l’entrée du traitement du gaz pauvre en méthane durant l’année y (Nm³); dans le suivi, ce paramètre est remplacé par la valeur mesurée conformément au ch. 4

c_CH4

Teneur en méthane du gaz de décharge [% vol.]; dans le suivi, ce paramètre est remplacé par la valeur mesurée conformément au ch. 4

D_CH4

Densité du méthane aux conditions standard (0,0007202 t CH₄/Nm³)

EP_y

Émissions générées par le projet au cours de l’année y

3.5 Calcul des émissions générées par le projet

Les émissions générées par le projet lors du traitement du gaz pauvre sont calculées comme suit à partir des agents énergétiques utilisés:

EP_y = FE_gaz * Q_gaz,y (4)

où:

FE_gaz

Facteur d’émission du gaz utilisé [t éq-CO₂/Nm³]; dans le suivi, ce paramètre est remplacé par la valeur mesurée selon le ch. 4

Q_gaz,y

Consommation de gaz attendue au cours de l’année y [Nm³]; dans le suivi, ce paramètre est remplacé par la valeur mesurée selon le ch. 4

1.  Pour les projets et programmes visés par la présente annexe, les résultats de mesure mentionnés aux ch. 4.1 à 4.6 et les justificatifs doivent être joints au rapport de suivi.

2.  Le calcul des réductions d’émissions doit être justifié sur la base des résultats de mesure.

4.1 Efficacité de brûlage à la torche

Dans le rapport de suivi, le choix de la valeur de l’efficacité de brûlage à la torche (EB) est effectué comme suit:

a.

il est déterminé la fraction de méthane effectivement brûlée par torchage ou oxydée d’une manière générale lors de procédés de traitement du gaz;

b.

la procédure suivante s’applique:

1.

une valeur par défaut de 90 % est utilisée pour l’efficacité de combustion d’une torche fermée,

2.

les requérants peuvent utiliser les données fournies par le fabricant s’il peut être démontré qu’elles sont respectées,

3.

les requérants peuvent effectuer leurs propres mesures;

c.

l’efficacité de brûlage à la torche doit être exprimée en proportions [%];

d.

le choix de la valeur doit s’effectuer annuellement.

4.2 Débit volumique du gaz de décharge

La détermination du débit volumique (V_GD,y) doit remplir les conditions suivantes:

a.

il est déterminé le débit volumique du gaz de décharge;

b.

les données sont collectées au moyen d’instruments de mesure permettant de déterminer le débit volumique;

c.

le résultat de la détermination est exprimé en mètres cubes normalisés [Nm³];

d.

la détermination est effectuée en continu;

e.

le type et la durée de l’intervalle d’étalonnage des instruments de mesure doivent être définis dans le premier rapport de suivi.

4.3 Teneur en méthane du gaz de décharge

La mesure de la teneur en méthane (c_CH4) doit remplir les conditions suivantes:

a.

il est mesuré la teneur en méthane du gaz de décharge;

b.

les données sont collectées au moyen d’un capteur de méthane;

c.

le résultat de la mesure est exprimé en pour-cent volumétriques [% vol.];

d.

la mesure est effectuée en continu;

e.

le type et la durée de l’intervalle d’étalonnage des instruments de mesure doivent être définis dans le premier rapport de suivi.

4.4 Nouvelles installations de dégazage

La manière dont le système de capture a été modifié et les installations de dégazage considérées comme nouvelles au sens du ch. 2, let. k, doivent être indiquées de manière claire.

4.5 Facteur d’émission du gaz

Le choix de la valeur du facteur d’émission du gaz utilisé (FE_gaz) doit remplir les conditions suivantes:

a.

les données sont collectées au moyen de l’inventaire des gaz à effet de serre de la Suisse ou d’une publication équivalente. Pour le gaz liquide (butane, propane), il convient d’utiliser l’annexe 10;

b.

la valeur est exprimée en tonnes d’équivalents de dioxyde de carbone par mètre cube normalisé [t éq-CO₂/Nm³] ou en tonnes d’équivalent-dioxyde de carbone par tonne [t éq-CO₂/t] dans le cas du gaz liquide (butane, propane).

4.6 Consommation de gaz

La détermination de la consommation de gaz (Q_gaz,y) doit remplir les conditions suivantes:

a.

il est déterminé la consommation de gaz lors du traitement du gaz pauvre au cours de l’année y;

b.

les données sont collectées au moyen d’instruments de mesure permettant de déterminer le débit volumique ou au moyen des bons de livraison des bouteilles de gaz;

c.

le résultat de la mesure est exprimé en mètres cubes normalisés [Nm³] ou en nombre de bouteilles de gaz livrées avec indication de leur contenu [l];

d.

la mesure est effectuée en continu ou au moment de la livraison de chaque nouvelle bouteille de gaz;

e.

l’assurance qualité est effectuée selon les données du fabricant.

⁵⁴⁵ Nouvelle teneur selon le ch. I al. 1 de l’O du 20 nov. 2024, en vigueur depuis le 1^er janv. 2025 (RO 2024 705).

(art. 25, al. 2)

Dans les formules suivantes, on entend par:

CO₂:

émissions de CO₂ (combinées) exprimées en g/km

m:

poids à vide du véhicule en kg

p:

puissance maximale du moteur exprimée en kW

2.1

Moteur à essence et boîte à vitesses manuelle:

[tab]

CO₂ = 0,050 m + 0,371 p + 37,751

2.2

Moteur à essence et boîte à vitesses automatique:

[tab]

CO₂ = 0,077 m + 0,226 p + 14,107

2.3

Moteur à essence et moteur électrique hybride:

[tab]

CO₂ = 0,025 m + 0,392 p + 53,679

2.4

Moteur diesel et boîte à vitesses manuelle:

[tab]

CO₂ = 0,086 m + 0,160 p – 19,698

2.5

Moteur diesel et boîte à vitesses automatique:

[tab]

CO₂ = 0,093 m + 0,089 p – 21,938

2.6

Moteur diesel et moteur électrique hybride:

[tab]

CO₂ = 0,072 m + 0,170 p – 18,692

2.7

Moteur électrique hybride rechargeable:

[tab]

CO₂ = – 0,025 m + 0,205 p + 56,308

2.8

Les émissions de CO₂ des voitures de tourisme équipées d’un moteur à combustion qui ne fonctionne ni à l’essence ni au diesel sont calculées, en fonction du système de propulsion, avec les équations correspondantes utilisées pour les véhicules équipés d’un moteur à essence.

2.9

La valeur applicable aux émissions de CO₂ des voitures de tourisme équipées d’un moteur fonctionnant uniquement à l’électricité ou d’un moteur fonctionnant avec une pile à combustible est de 0 g/km.

3.1

Moteur diesel et boîte à vitesses manuelle:

[tab]

CO₂ = 0,133 m + 0,512 p – 113,494

3.2

Moteur diesel et boîte à vitesses automatique:

[tab]

CO₂ = 0,133 m – 61,014

3.3

Moteur à essence:

[tab]

CO₂ = 0,017 m + 0,954 p + 61,697

3.4

Les émissions de CO₂ des voitures de livraison et des tracteurs à sellette légers qui ne sont pas couverts par les ch. 3.1, 3.2 ou 3.3 sont calculées avec les équations correspondantes utilisées pour les voitures de tourisme visées au ch. 2.

Les émissions de CO₂ sont arrondies à la première décimale comme suit:

a.

si la deuxième décimale est égale ou inférieure à 4, le total est arrondi à l’unité inférieure;

b.

si la deuxième décimale est égale ou supérieure à 5, le total est arrondi à l’unité supérieure.

⁵⁴⁶ Introduite par le ch. II al. 3 de l’O du 1^er nov. 2017 (RO 2017 6753). Nouvelle teneur selon le ch. II al. 2 de l’O du 2 avr. 2025 (RO 2025 248). Mise à jour par le ch. II de l’O du 19 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^er janv. 2026 (RO 2025 788).

(art. 28)

1.1

La valeur cible spécifique assignée aux petits importateurs pour les émissions de CO₂ est calculée individuellement pour chaque véhicule au moyen de la formule suivante et elle est arrondie à trois décimales:

Valeur cible spécifique du véhicule: z + a * (m – M_t-2) g CO₂/km

1.2

La valeur cible spécifique assignée aux grands importateurs pour les émissions moyennes de CO₂ est calculée individuellement pour chaque parc de véhicules neufs au moyen de la formule suivante et elle est arrondie à trois décimales:

Valeur cible spécifique du parc de véhicules neufs:
z + a * (M_i,t – M_t–2) g CO₂/km

1.3

Les paramètres suivants s’appliquent dans les formules indiquées aux ch. 1.1 et 1.2:

z

valeur cible pour les émissions de CO₂ visée à l’art. 10, al. 1, de la loi sur le CO₂:

pour les voitures de tourisme: 93,6 g CO₂/km pour 2025–2029; 49,5 g CO₂/km à partir de 2030

pour les voitures de livraison et les tracteurs à sellette légers: 153,9 g CO₂/km entre 2025 et 2029; 90,6 g CO₂/km à partir de 2030

a

coefficient angulaire des droites de la valeur cible:

pour les voitures de tourisme: –0,0144 pour 2025–2029; –0,0076 à partir de 2030

pour les voitures de livraison et les tracteurs à sellette légers:

pour 2025–2029: 0,1064 pour les véhicules ou parcs de véhicules dont le poids à vide est supérieur à M_t–2; 0,0848 pour les véhicules ou parcs de véhicules dont le poids à vide est inférieur ou égal à M_t–2

à partir de 2030: 0,1064 pour les véhicules ou parcs de véhicules dont le poids à vide est supérieur à M_t–2; 0,0499 pour les véhicules ou parcs de véhicules dont le poids à vide est inférieur ou égal à M_t–2

m

poids à vide, exprimé en kg, de la voiture de tourisme, de la voiture de livraison ou du tracteur à sellette léger

M_i,t

poids à vide moyen, exprimé en kg, des voitures de tourisme, des voitures de livraison ou des tracteurs à sellette légers immatriculés pour la première fois durant l’année de référence, arrondi à trois décimales

M_t–2

poids à vide moyen, exprimé en kg, des voitures de tourisme, des voitures de livraison ou des tracteurs à sellette légers immatriculés pour la première fois en Suisse durant l’avant-dernière année civile précédant l’année de référence

2.1 Voitures de tourisme

Le poids à vide moyen des voitures de tourisme immatriculées pour la première fois s’élevait aux valeurs suivantes pour les années indiquées ci-après:

a.

2015: 1532 kg;

b.

2016: 1563 kg;

c.

2017: 1588 kg;

d.

2018: 1601 kg;

e.

2019: 1636 kg;

f.

2020: 1674 kg;

g.

2021: 1693 kg;

h.

2022: 1727 kg;

i.

2023: 1767 kg;

j.

2024: 1777 kg.

2.2 Voitures de livraison et tracteurs à sellette légers

Le poids à vide moyen des voitures de livraison et des tracteurs à sellette légers immatriculés pour la première fois s’élevait à la valeur suivante pour les années indiquées ci-après:

a.

2018: 2056 kg;

b.

2019: 2067 kg;

c.

2020: 2089 kg;

d.

2021: 2094 kg;

e.

2022: 2117 kg;

f.

2023: 2110 kg;

g.

2024: 2130 kg.

3.1

La valeur cible spécifique assignée aux petits importateurs pour les émissions de CO₂ est calculée individuellement pour chaque véhicule au moyen de la formule suivante et elle est arrondie à trois décimales:

Valeur cible spécifique du véhicule en grammes de CO₂ par tonne-kilomètre: MPW_sg * (1 – fr) * VDCO_2sg g CO₂/tkm

3.2

La valeur cible spécifique assignée aux grands importateurs pour les émissions moyennes de CO₂ est calculée individuellement pour chaque parc de véhicules neufs au moyen de la formule suivante et elle est arrondie à trois décimales:

Valeur cible spécifique du parc de véhicules neufs en grammes de CO₂ par tonne-kilomètre: ∑_sg Part_sg * MPW_sg * (1 – fr) * VDCO_2sg g CO₂/tkm

3.3

Les paramètres suivants s’appliquent dans les formules indiquées aux ch. 3.1 et 3.2:

Part_sg

parts des sous-groupes dans le parc de véhicules neufs de l’importateur

MPW_sg

facteur de pondération du kilométrage et de la charge utile (annexe I, ch. 2.6, du règlement [UE] 2019/1242⁵⁴⁷)

fr

facteur de réduction pour les émissions moyennes de CO₂:

entre 2025 et 2029: 15 %

à partir de 2030: 30 %

VDCO_2sg

4-UD: 307,23

4-RD: 197,16

4-LH: 105,96

5-RD: 84,00

5-LH: 56,60

9-RD: 110,98

9-LH: 65,16

10-RD: 83,26

10-LH: 58,26

⁵⁴⁸ Introduite par le ch. II al. 3 de l’O du 2 avr. 2025, en vigueur depuis le 1^er janv. 2025 (RO 2025 248).

(art. 26b)

RédCarbS = CarbS * FE_réf * 1 000 000 / DV g CO₂/km

RédCarbS

réduction des émissions de CO₂ imputable par la prise en compte d’un type de carburant synthétique, exprimée par la quantité totale en g CO₂/km

CarbS

quantité de carburant synthétique à prendre en compte, exprimée en kWh d’énergie contenue, selon les garanties d’origine attribuées en vertu de l’art. 92c

FE_réf

facteur d’émission du carburant fossile selon l’annexe 10 à remplacer, converti en t CO₂/kWh

DV

durée de vie moyenne, exprimée en km: 175 000 km

RédCarbS = CarbS * FE_réf * 1 000 000 / (PT_moy * Nbvéh) g CO₂/tkm

RédCarbS

réduction des émissions de CO₂ imputable par la prise en compte d’un type de carburant synthétique, exprimée par la moyenne du parc en g CO₂/km

CarbS

quantité de carburant synthétique à prendre en compte, exprimée en kWh d’énergie contenue, selon les garanties d’origine attribuées en vertu de l’art. 92c

FE_réf

facteur d’émission du carburant fossile selon l’annexe 10 à remplacer, converti en t CO₂/kWh

PT_moy

performance de transport moyenne des véhicules du parc de véhicules neufs tout au long de la durée de vie de ceux-ci. Elle correspond à la moyenne des valeurs des sous-groupes, pondérée en fonction des parts des sous-groupes dans le parc de véhicules neufs. Les performances de transport sont les suivantes pour les différents sous-groupes:

[tab]

4-UD: 1 113 000 tkm

[tab]

4-RD: 1 736 280 tkm

[tab]

4-LH: 5 090 120 tkm

[tab]

5-RD: 5 600 868 tkm

[tab]

5-LH: 9 689 400 tkm

[tab]

9-RD: 3 209 080 tkm

[tab]

9-LH: 9 380 000 tkm

[tab]

10-RD: 4 882 808 tkm

[tab]

10-LH: 9 689 400 tkm

Nbvéh

nombre de véhicules dans le parc de véhicules neufs

⁵⁴⁹ Introduite par le ch. II al. 3 de l’O du 2 avr. 2025, en vigueur depuis le 1^er janv. 2025 (RO 2025 248).

(art. 27)

1.1 Parc de véhicules neufs composé de voitures de tourisme ou de voitures de livraison et de tracteurs à sellette légers

1.1.1

Les émissions moyennes de CO₂ d’un parc de véhicules neufs composé de voitures de tourisme ou de voitures de livraison et de tracteurs à sellette légers sont calculées au moyen de la formule suivante et arrondies à trois décimales:

MCO₂ = (1 – ZLEV) * [(∑_véh CO_2véh / Nbvéh] – RédCarbS / Nbvéh g CO₂/km

1.1.2

Les paramètres suivants s’appliquent:

MCO₂

émissions moyennes de CO₂, exprimées en g CO₂/km, du parc de véhicules neufs

ZLEV

réduction du fait du dépassement des parts prévues de voitures de tourisme, de voitures de livraison ou de tracteurs à sellette légers à faible taux d’émission ou à émission nulle, exprimée en points de pourcentage (art. 26c)

CO_2véh

émissions de CO₂ des différents véhicules du parc de véhicules neufs, en tenant compte des éventuelles réductions obtenues au moyen d’écoinnovations (art. 26) ou obtenues grâce au recours au gaz naturel et au biogaz (art. 26a)

Nbvéh

nombre de véhicules dans le parc de véhicules neufs

RédCarbS

réduction des émissions de CO₂ obtenue par l’utilisation de carburants synthétiques renouvelables, exprimée en g CO₂/km (art. 26b)

1.1.3

Pour le calcul de la part des véhicules à faible taux d’émission et à émission nulle, les véhicules sont pondérés comme suit selon la valeur de leurs émissions:

[tab]

Voitures de tourisme: pondération = 1 – CO_2véh * 0,7 / 50

[tab]

Voitures de livraison et tracteurs à sellette légers: pondération = 1–CO_2véh/50

[tab]

Les véhicules dont la valeur de pondération est négative ne sont pas considérés comme à faible taux d’émission ou à émission nulle.

1.2 Parc de véhicules neufs composé de véhicules lourds

1.2.1

Les émissions moyennes de CO₂ d’un parc de véhicules neufs composé de véhicules lourds sont calculées au moyen de la formule suivante et arrondies à trois décimales:

MCO₂ = (1 – ZLEV) * [∑_sg (Part_sg * MPW_sg * MCO_2sg )] – RédCarbS g CO₂/tkm

1.2.2

Les paramètres suivants s’appliquent:

MCO₂

émissions moyennes de CO₂ du parc de véhicules neufs en grammes de CO₂ par tonne-kilomètre

ZLEV

réduction du fait du dépassement des parts prévues de véhicules lourds à émission nulle, exprimée en points de pourcentage (art. 26c)

Part_sg

parts des sous-groupes dans le parc de véhicules neufs

MPW_sg

facteur de pondération des sous-groupes pour le kilométrage et la charge utile selon l’annexe I, ch. 2.6, du règlement (UE) 2019/1242⁵⁵⁰

MCO_2sg

émissions moyennes de CO₂ par sous-groupe dans le parc de véhicules neufs, calculées au moyen de la formule indiquée à l’annexe I, ch. 2.2, du règlement (UE) 2019/1242, à partir des valeurs par véhicule visées à l’art. 25a, al. 1, let. b, en tenant compte des éventuelles réductions obtenues grâce au recours au gaz naturel et au biogaz (art. 26a)

RédCarbS

réduction des émissions de CO₂ obtenue par l’utilisation de carburants synthétiques renouvelables, exprimée en g CO₂/tkm (art. 26b)

2.1

Les émissions de CO₂ d’un véhicule lourd sont calculées au moyen de la formule suivante et arrondies à trois décimales:

CO₂ = MPW_sg * CO_2véh – RédCarbS g CO₂/tkm

2.2

Les paramètres suivants s’appliquent:

CO₂

émissions de CO₂ du véhicule en grammes de CO₂ par tonne-kilomètre

MPW_sg

facteur de pondération du sous-groupe concerné pour le kilométrage et la charge utile (annexe I, ch. 2.6, du règlement [UE] 2019/1242⁵⁵¹)

CO_2véh

émissions de CO₂ du véhicule calculées selon l’annexe I, ch. 2.2, du règlement (UE) 2019/1242, obtenues à partir des valeurs visées à l’art. 25a, al. 1, en tenant compte des éventuelles réductions obtenues grâce au recours au gaz naturel et au biogaz (art. 26a)

RédCarbS

réduction des émissions de CO₂ obtenue par l’utilisation de carburants synthétiques renouvelables, exprimée en g CO₂/tkm conformément à l’annexe 4b

⁵⁵² Nouvelle teneur selon le ch. I al. 1 de l’O du 20 nov. 2024 (RO 2024 705). Mise à jour par le ch. II de l’O du 19 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^er janv. 2026 (RO 2025 788).

(art. 29, al. 1)

Les montants à verser en cas de dépassement de la valeur cible spécifique, par gramme supplémentaire de CO₂/km (à partir de 0,1 g), sont les suivants:

a.

pour l’année de référence 2024: 95 francs;

b.

pour l’année de référence 2025: 95 francs;

c.

pour l’année de référence 2026: 95 francs.

Les montants à verser en cas de dépassement de la valeur cible spécifique, par gramme supplémentaire de CO₂/tkm (à partir de 0,1 g), sont les suivants:

a.

pour l’année de référence 2025: 4250 francs;

b.

pour l’année de référence 2026: 4250 francs.

⁵⁵³ Mise à jour par le ch. II al. 1 des O du 13 nov. 2019 (RO 2019 4335), du 25 nov. 2020 (RO 2020 6081) et du 2 avr. 2025, en vigueur depuis le 1^er janv. 2025 (RO 2025 248).

(art. 40, al. 1)

Tout exploitant d’installations qui exerce au moins une des activités suivantes est tenu de participer au SEQE:

1.

combustion d’agents énergétiques fossiles ou partiellement fossiles avec une puissance calorifique totale de combustion supérieure à 20 MW, à l’exception de l’incinération d’agents énergétiques fossiles ou partiellement fossiles dans des installations principalement destinées à l’élimination des déchets urbains au sens de l’art. 3, let. a, OLED⁵⁵⁴;

2.

raffinage d’huiles, lorsque des unités de combustion d’une puissance calorifique totale de combustion supérieure à 20 MW sont exploitées;

3.

production de coke;

4.

grillage ou frittage y compris la pelletisation, de minerai métallique (y compris de minerai sulfuré);

5.

production de fonte ou d’acier (fusion primaire ou secondaire), y compris les équipements pour coulée continue d’une capacité de plus de 2,5 tonnes par heure;

6.

production ou transformation de métaux ferreux (y compris les ferro-alliages), lorsque des unités de combustion d’une puissance calorifique totale de combustion supérieure à 20 MW sont exploitées. La transformation se fait entre autres dans des laminoirs, des réchauffeurs, des fours de recuit, des forges, des fonderies, des unités de revêtement et des unités de décapage;

7.

production d’aluminium primaire ou d’alumine;

8.

production d’aluminium secondaire, lorsque des unités de combustion d’une puissance calorifique totale de combustion supérieure à 20 MW sont exploitées;

9.

production ou transformation de métaux non ferreux, y compris la production d’alliages, l’affinage, le moulage en fonderie, etc., lorsque des unités de combustion d’une puissance calorifique totale de combustion (y compris les agents énergétiques utilisés comme agents réducteurs) supérieure à 20 MW sont exploitées;

10.

production de ciment clinker dans des fours rotatifs avec une capacité de production supérieure à 500 tonnes par jour ou dans d’autres types de fours avec une capacité de production supérieure à 50 tonnes par jour;

11.

production de chaux ou calcination de dolomite ou de magnésite dans des fours rotatifs ou dans d’autres types de fours avec une capacité de production supérieure à 50 tonnes par jour;

12.

fabrication du verre, y compris fabrication de fibres de verre, avec une capacité de fusion supérieure à 20 tonnes par jour;

13.

fabrication de produits céramiques par cuisson, notamment de tuiles, de briques, de pierres réfractaires, de carrelages, de grès ou de porcelaine, avec une capacité de production supérieure à 75 tonnes par jour;

14.

fabrication de matériau isolant en laine minérale à partir de verre, de roche ou de laitier, avec une capacité de fusion supérieure à 20 tonnes par jour;

15.

séchage ou calcination du plâtre ou fabrication de plaques de plâtre ou d’autres compositions à base de plâtre, avec une capacité de production totale supérieure à 20 tonnes par jour pour le plâtre calciné ou le gypse secondaire sec;

16.

production de pâte à papier à partir du bois ou d’autres matières fibreuses;

17.

production de papier ou de carton avec une capacité de production supérieure à 20 tonnes par jour;

18.

production de noir de carbone, y compris la carbonisation de substances organiques telles que les huiles, les goudrons, les résidus de craquage et de distillation, avec une capacité de production supérieure à 50 tonnes par jour;

19.

production d’acide nitrique;

20.

production d’acide adipique;

21.

production de glyoxal ou d’acide glyoxylique;

22.

production d’ammoniac;

23.

production de produits chimiques organiques en vrac par craquage, reformage, oxydation partielle ou totale, ou par d’autres procédés similaires, avec une capacité de production supérieure à 100 tonnes par jour;

24.

production d’hydrogène (H₂) et de gaz de synthèse, avec une capacité de production supérieure à 5 tonnes par jour;

25.

production de soude (Na₂CO₃) et de bicarbonate de sodium (NaHCO₃);

26.

fabrication de niacine;

27.

captage de gaz à effet de serre des installations participant au SEQE en vue de leur transport et de leur stockage géologique;

28.

transport des gaz à effet de serre captés d’installations participant au SEQE au moyen d’installations de transport stationnaires;

29.

stockage géologique des gaz à effet de serre émis par des installations participant au SEQE.

⁵⁵⁵ Abrogée par le ch. II al. 4 de l’O du 2 avr. 2025, avec effet au 1^er janv. 2025 (RO 2025 248).

⁵⁵⁶ Nouvelle teneur selon le ch. II al. 2 de l’O du 24 nov. 2021 (RO 2021 859). Mise à jour par le ch. II al. 1 de l’O du 2 avr. 2025, en vigueur depuis le 1^er janv. 2025 (RO 2025 248).

(art. 45, al. 1, et 48, al. 1^bis)

La quantité maximale de droits d’émission disponibles chaque année pour l’ensemble des exploitants d’installations participant au SEQE se calcule comme suit:

a.

De 2025 à 2027:

Capi = [∑ ØFZ + ∑ ØÉmissions] * [0,717 – (i – 2024) * 0,043]

b.

De 2028 à 2030:

Capi = [∑ ØFZ + ∑ ØÉmissions] * [0,588 – (i – 2027) * 0,044]

Capi

quantité maximale de droits d’émission suisses disponibles pour les exploitants d’installations pour l’année i

∑ ØFZ

somme des droits d’émission attribués en moyenne chaque année au cours de la période de 2008 à 2012 pour les installations qui ont été prises en compte dans le SEQE durant toute cette période et ont continué de l’être après 2012

∑ ØÉmissions

somme des gaz à effet de serre rejetés par les installations en moyenne annuelle au cours de la période de 2009 à 2011 et des gaz à effet de serre pris en compte dans le SEQE à partir de 2013

2.1

La quantité en circulation au sens de l’art. 48, al. 1^bis, correspond à la quantité de droits d’émissions obtenue en soustrayant la demande de droits d’émission pour installations de l’offre correspondante.

2.2

L’offre de droits d’émission pour installations correspond à la somme des droits d’émission suivants:

a.

157 741 droits d’émission non utilisés au cours de la période de 2008 à 2012 qui ont été reportés sur la période de 2013 à 2020 pour les exploitants d’installations visés à l’art. 138, al. 1, let. a;

b.

droits d’émission pour installations qui ont été attribués à titre gratuit durant la période allant de 2013 jusqu’à l’année précédente;

c.

droits d’émission pour installations qui ont été mis aux enchères durant la période allant de 2013 jusqu’à l’année précédente.

2.3

La demande de droits d’émission pour installations correspond au résultat de la soustraction suivante: émissions de gaz à effet de serre pertinentes visées à l’art. 55 émises entre 2013 et la fin de l’année précédente, moins les certificats de réduction des émissions qui ont été remis pour couvrir ces émissions de gaz à effet de serre au cours de la période de 2013 à 2020.

⁵⁵⁷ Mise à jour par le ch. II de l’O du 8 oct. 2014 (RO 2014 3293), le ch. II al. 1 des O du 13 nov. 2019 (RO 2019 4335), du 25 nov. 2020 (RO 2020 6081), le ch. II al. 1 de l’O du 24 nov. 2021 (RO 2021 859) et le ch. II de l’O du 19 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^er janv. 2026 (RO 2025 788).

(art. 46, al. 1, et 46b, al. 1, 2 et 4)

1.1

La quantité de droits d’émission attribués chaque année à titre gratuit est calculée à partir des référentiels de produits suivants:

1.2

Lorsqu’aucun référentiel de produit ne s’applique, la quantité de droits d’émission attribués chaque année à titre gratuit est calculée sur la base du référentiel de chaleur comme suit:

(…) droits d’émission par TJ de chaleur mesurable, seule la chaleur mesurable produite ou importée par d’autres installations dont les exploitants participent au SEQE donnant droit à une attribution à titre gratuit de droits d’émission, pour autant que cette chaleur ne soit pas produite en ayant recours à l’énergie nucléaire, et:

a.

soit utilisée à l’intérieur des marges de fonctionnement du système de l’exploitant d’installations qui participe au SEQE pour la fabrication de produits, la production d’une énergie mécanique utilisée à d’autres fins que pour produire de l’électricité, pour le chauffage ou le refroidissement, mais pas pour la production d’électricité, ou

b.

soit exportée vers des tiers hors SEQE, à l’exception des exportations pour la production d’électricité et le transfert de chaleur importée.

1.3

Lorsqu’aucun référentiel de produit ni aucun référentiel de chaleur ne s’applique, la quantité de droits d’émission attribués chaque année à titre gratuit est calculée sur la base du référentiel de combustible comme suit:

(…) droits d’émission par TJ d’énergie produite, si, à l’intérieur des marges de fonctionnement du système de l’exploitant d’installations qui participe au SEQE, de la chaleur non mesurable:

a.

est produite exclusivement dans des installations principalement destinées à la production de chaleur et est utilisée pour la fabrication de produits, pour la production d’une énergie mécanique utilisée à d’autres fins que celle de la production d’électricité, pour le chauffage ou le refroidissement, mais pas pour la production d’électricité, ou

b.

est produite par mise en torchère pour des raisons de sécurité.

1.4

Lorsqu’aucun des référentiels visés aux ch. 1.1 à 1.3 ne s’applique, la quantité de droits d’émission attribués chaque année à titre gratuit pour les émissions liées directement et immédiatement à un procédé de production est calculée en multipliant ces émissions par le facteur suivant:

_–

pour les années 2021–2027: 0,97;

_–

à partir de l’année 2028: 0,91.

1.5

Lorsque des gaz provenant de processus et présentant une forte teneur en carbone dont l’oxydation est incomplète (gaz résiduels) sont utilisés, des droits d’émission supplémentaires sont attribués à titre gratuit en compensation des émissions de CO₂ plus élevées et de l’efficacité plus faible de l’utilisation des gaz résiduels par rapport au gaz naturel. Cette attribution n’intervient que si le gaz résiduel est utilisé en dehors d’un élément d’attribution avec référentiel de produit ou au sein de l’installation couverte par le SEQE pour produire de la chaleur mesurable ou non mesurable ou pour produire de l’électricité.

1.5a

La chaleur produite avec de l’électricité au sens des ch. 1.2 ou 1.3 donne droit à l’attribution de droits d’émission à titre gratuit.

1.6

Aucun droit d’émission n’est attribué à titre gratuit pour la chaleur produite lors de la fabrication d’acide nitrique.

1.7

Lorsque la chaleur consommée à l’intérieur d’un élément d’attribution assorti d’un référentiel de produit est importée par des tiers hors SEQE, provient de la production d’acide nitrique ou est produite en ayant recours à l’énergie nucléaire, la quantité de droits d’émission attribués à titre gratuit qui est calculée sur la base du référentiel de produit est réduite à hauteur du produit de cette quantité de chaleur et du référentiel de chaleur de (…) droits d’émission par TJ.

1.7a

Lorsque des gaz résiduels sont brûlés à la torche à l’intérieur d’un élément d’attribution assorti d’un référentiel de produit sans que la chaleur ainsi générée soit utilisée, la quantité de droits d’émission attribués à titre gratuit calculée sur la base du référentiel de produit est réduite à hauteur des émissions de CO₂ rejetées. Est excepté le brûlage à la torche pour des raisons de sécurité.

1.8

La quantité de droits d’émission attribués chaque année à titre gratuit pour les installations principalement destinées à l’élimination des déchets spéciaux au sens de l’art. 3, let. c, OLED⁵⁵⁸ est calculée conformément au ch. 1.3 s’agissant des combustibles de soutien utilisés et conformément au ch. 1.4 s’agissant des émissions issues de l’incinération des déchets spéciaux. Le référentiel de chaleur visé au ch. 1.2 ne s’applique pas.

2.1

La quantité de droits d’émission attribués à titre gratuit est calculée, pour chaque élément d’attribution, selon la formule suivante, pour chaque année de participation au SEQE, les ch. 3 et 5 restant réservés:

Attribution_i = Réf * NA * CL_i * CBAMi * FCS_i

Attribution_i Attribution pour l’année i

Réf

Référentiel

NA

Niveau d’activité (rapporté au référentiel concerné)

CL_i

1 ou coefficient d’adaptation pour l’année i prévu au ch. 3.1

CBAMi

1 ou coefficient d’adaptation pour l’année i prévu au ch. 3.1a

FCSi

Facteur de correction suprasectoriel pour l’année i

2.2

Le référentiel est déterminé pour chaque élément d’attribution sur la base de la hiérarchie des référentiels décrite aux ch. 1.1 à 1.4.

2.3

Le niveau d’activité se rapporte au référentiel concerné. Il est fixé, pour chaque élément d’attribution, lors de la première attribution (niveau d’activité historique) et correspond:

_–

pour la période d’attribution 2021–2025: à la moyenne arithmétique des valeurs annuelles au cours de la période allant de 2014 à 2018;

_–

pour la période d’attribution 2026–2030: à la médiane des valeurs annuelles au cours de la période allant de 2019 à 2023.

2.4

À défaut de disposer des valeurs annuelles sur deux années civiles complètes au minimum au cours de la période de référence visée au ch. 2.3, le niveau d’activité historique correspond à la valeur annuelle de la première année civile complète après la mise en service des installations concernées. Si la mise en service est postérieure au 1^er janvier 2021 pour la période d’attribution 2021–2025 ou postérieure au 1^er janvier 2026 pour la période d’attribution 2026–2030, la quantité de droits d’émission attribués à titre gratuit pour la période comprise entre la date de mise en service et le 31 décembre de la même année est calculée sur la base du niveau d’activité effectif de cette période.

2.5

Si, au cours d’une des périodes de référence visées ch. 2.3, des modifications durables des niveaux d’activité entraînent une adaptation annuelle de la quantité de droits d’émission attribués à titre gratuit au sens du ch. 5 de plus de 100 000 droits d’émission, les niveaux d’activité de toute la période de référence visée au ch. 2.3 sont corrigés lors du calcul visé au ch. 2.1 à hauteur de ces modifications.

3.1

Pour les secteurs et les sous-secteurs ne figurant pas dans l’annexe de la décision  (UE) 2019/708⁵⁵⁹, les quantités calculées conformément au ch. 2 sont multipliées par les coefficients d’adaptation suivants:

3.1.1

pour 2021: 0,3

3.1.2

pour 2022: 0,3

3.1.3

pour 2023: 0,3

3.1.4

pour 2024: 0,3

3.1.5

pour 2025: 0,3

3.1.6

pour 2026: 0,3

3.1.7

pour 2027: 0,225

3.1.8

pour 2028: 0,15

3.1.9

pour 2029: 0,075

3.1.10

pour 2030: 0

3.1a

Pour la production de marchandises figurant à l’annexe I du règlement (UE) 2023/956⁵⁶⁰, les quantités calculées conformément au ch. 2 sont multipliées par les coefficients d’adaptation suivants:

3.1a.1

pour 2026: 0,975

3.1a.2

pour 2027: 0,95

3.1a.3

pour 2028: 0,9

3.1a.4

pour 2029: 0,775

3.1a.5

pour 2030: 0,515

3.2

Lorsqu’un exploitant d’installations fournit de la chaleur à des tiers, les coefficients d’adaptation du consommateur de chaleur prévus aux ch. 3.1 et 3.1a sont déterminants.

3.3

Le coefficient d’adaptation prévu au ch. 3.1 est 0,3 pour la chaleur mesurable distribuée via un réseau et utilisée pour la production d’eau chaude ou pour le chauffage ou le refroidissement de locaux dans des bâtiments ou des sites dont les exploitants ne participent pas au SEQE; est exceptée la chaleur mesurable utilisée directement ou indirectement pour la fabrication de produits ou la production d’électricité.

3.4

Le coefficient d’adaptation au sens du ch. 3.1 est 1 pour la fabrication de niacine et pour les installations principalement destinées à l’élimination des déchets spéciaux au sens de l’art. 3, let. c, OLED.

5.1 Adaptation de la quantité de droits d’émission attribués
à titre gratuit en vertu de l’art. 46b, al. 1

5.1.1

La quantité calculée de droits d’émission attribués à titre gratuit est adaptée lorsque la valeur absolue de l’écart relatif entre la moyenne arithmétique des niveaux d’activité au cours des deux années précédentes et le niveau d’activité historique se monte à plus de 15 %. La valeur absolue de l’écart relatif est calculée comme suit:

abs(X_i) = abs(aAR_i – hAR) / hAR

abs(X_i) = valeur absolue de l’écart relatif pour l’année i

aAR_i = moyenne arithmétique des niveaux d’activité au cours des deux années précédentes i-1 et i-2

hAR = niveau d’activité historique

5.1.2

Pour l’adaptation de la quantité de droits d’émission attribués à titre gratuit, le niveau d’activité déterminant est:

a.

la moyenne arithmétique des niveaux d’activité des deux années précédentes, ou

b.

le niveau d’activité déterminant pour l’année précédente si une adaptation a déjà été réalisée l’année précédente et que la valeur absolue de l’écart relatif reste supérieure à 15 % sans dépasser au minimum l’intervalle de 5 % directement supérieur ou inférieur (p. ex. 20–25 %, 25–30 %).

5.1a Adaptation de la quantité de droits d’émission attribués à titre gratuit en vertu de l’art. 46b, al. 2

5.1a.1

La quantité de droits d’émission attribués à titre gratuit calculée selon le référentiel de chaleur ou le référentiel de combustible est adaptée lorsque la valeur absolue de l’écart relatif entre la moyenne arithmétique des niveaux d’activité attendus au cours des deux années précédentes et le niveau d’activité historique se monte à plus de 15 %. La valeur absolue de l’écart relatif est calculée comme suit:

[tab]

abs(Y_i) = abs(aNA_i – hNA) / hNA

[tab]

où: aNA_i = [(∑ hEff_z * P_{z, i-1}) + uNA_i-1 + (∑ hEff_z * P_{z, i-2}) + uNA_i-2] / 2

[tab]

abs(Y_i) = valeur absolue de l’écart relatif pour l’année i

[tab]

aNA_i = moyenne arithmétique des niveaux d’activité attendus au cours des deux années précédentes i-1 et i-2

[tab]

hEff_z = efficacité énergétique historique moyenne de la fabrication de chaque produit z fabriqué au cours de la période visée au ch. 2.3, à l’intérieur des marges de fonctionnement d’un élément d’attribution et exprimée en TJ par t

[tab]

P_{z, i} = quantité de production de chaque produit z fabriqué au cours de l’année i à l’intérieur des marges de fonctionnement d’un élément d’attribution, exprimée en t

[tab]

uNA_i = énergie utilisée au cours de l’année i qui n’est pas directement liée à la fabrication des produits z, exprimée en TJ

[tab]

hNA = niveau d’activité historique

5.1a.2

Pour l’adaptation de la quantité de droits d’émission attribués à titre gratuit, le niveau d’activité déterminant est:

a.

la moyenne arithmétique des niveaux d’activité attendus des deux années précédentes, ou

b.

le niveau d’activité déterminant pour l’année précédente si une adaptation a déjà été réalisée l’année précédente et que la valeur absolue de l’écart relatif reste supérieure à 15 % sans dépasser au minimum l’intervalle de 5 % directement supérieur ou inférieur (p. ex. 20–25 %, 25–30 %).

5.2 Adaptation de la quantité de droits d’émission attribués
à titre gratuit en vertu de l’art. 46b, al. 4

5.2.1

La quantité calculée de droits d’émission attribués à titre gratuit est adaptée chaque année lorsque la valeur absolue de l’écart relatif entre la moyenne arithmétique des valeurs d’un paramètre considéré lors du calcul de l’attribution des deux années précédentes et la valeur historique du même paramètre se monte à plus de 15 %. La valeur absolue de l’écart relatif est calculée comme suit:

[tab]

abs(Zi) = abs(aZPi – hZP) / hZP

[tab]

abs(Z_i) = valeur absolue de l’écart relatif pour l’année i

[tab]

aZP_i = moyenne arithmétique des valeurs d’un paramètre visé au ch. 5.2.3 au cours des deux années précédentes i-1 et i-2

[tab]

hZP = valeur historique du paramètre au cours de la période de référence selon le ch. 2.

5.2.2

Pour l’adaptation de la quantité de droits d’émission attribués à titre gratuit, la valeur déterminante du paramètre est:

a.

la moyenne arithmétique des valeurs du paramètre des deux années précédentes, ou

b.

la valeur déterminante du paramètre pour l’année précédente si une adaptation a déjà été réalisée l’année précédente et que la valeur absolue de l’écart relatif reste supérieure à 15 % sans dépasser au minimum l’intervalle de 5 % directement supérieur ou inférieur (p. ex. 20–25 %, 25–30 %).

5.2.3

Les paramètres considérés pour le calcul de la quantité de droits d’émission attribués à titre gratuit comprennent notamment:

a.

la chaleur qui est utilisée dans un référentiel de produit (ch. 1.7);

b.

les émissions issues de la mise en torchère de gaz résiduels dans un référentiel de produit (ch. 1.7a).

⁵⁶¹ Nouvelle teneur selon l’annexe 3 ch. 2 de l’O du 29 mars 2017 concernant l’inventaire fédéral des paysages, sites et monuments naturels, en vigueur depuis le 1^er juin 2017 (RO 2017 2815).

(art. 86, al. 1, et 89, al. 2)

⁵⁶³ Nouvelle teneur selon le ch. II al. 2 de l’O du 24 nov. 2021 (RO 2021 859). Mise à jour par le ch. II al. 3 de l’O du 4 mai 2022, en vigueur depuis le 1^er juin 2022 (RO 2022 311).

(art. 94, al. 2)

Les montants suivants s’appliquent aux combustibles ci-après:

3.1 Montant de la taxe sur le CO₂

La taxe sur le CO₂ s’élève à 120 francs par tonne de CO₂ lorsque les combustibles sont utilisés comme suit:

a.

propulsion d’installations CCF, de turbines ou de moteurs de pompes à chaleur stationnaires pour la production de chaleur ou la production alternée de chaleur et de froid, ou

b.

production d’électricité dans des installations thermiques.

3.2 Montants

Les combustibles utilisés au sens du ch. 3.1 sont soumis aux montants visés au ch. 2.

⁵⁶⁵ Introduite par le ch. II al. 3 de l’O du 1^er nov. 2017 (RO 2017 6753). Mise à jour par le ch. II al. 1 de l’O du 24 nov. 2021 (RO 2021 859), le ch. III de l’O du 23 nov. 2022 (RO 2022 771) et le ch. II al. 1 de l’O du 2 avr. 2025, en vigueur depuis le 1^er mai 2025 (RO 2025 248).

(art. 112 à 113b)

1.1

La prospection comprend les analyses servant:

–

à caractériser indirectement ou directement le sous-sol d’un réservoir géothermique supposé, et

–

à déterminer l’emplacement en surface et la cible d’un puits d’exploration.

1.2

La mise en valeur comprend l’exploration au moyen de forages pour l’extraction de l’eau chaude et pour une éventuelle réinjection de l’eau extraite dans le réservoir géothermique.

2.1

Sont imputables dans le cadre de la prospection les coûts de réalisation, de planification et de gestion de projet ainsi que les prestations propres du requérant, pour autant qu’ils soient effectifs et indispensables à une réalisation économique et adéquate pour:

a.

l’acquisition de nouvelles géodonnées dans la zone de prospection;

b.

les travaux destinés à l’acquisition de nouvelles géodonnées;

c.

l’analyse et l’interprétation.

2.2

Sont imputables dans le cadre de la mise en valeur les coûts de réalisation, de planification et de gestion du projet ainsi que les prestations propres du requérant, pour autant qu’ils soient effectifs et indispensables à une réalisation économique et adéquate du projet et correspondant aux tâches suivantes:

a.

la préparation, la mise en place et la démolition de la place de forage;

b.

les forages, y compris le tubage, la cémentation et l’achèvement de tous les puits de production, de réinjection et de surveillance prévus;

c.

les travaux de stimulation de puits et de réservoirs;

d.

les essais de puits;

e.

les diagraphies de puits, y compris l’instrumentation;

f.

les tests de circulation;

g.

les analyses des substances trouvées;

h.

l’accompagnement géologique, l’analyse des données et l’interprétation.

2.3

Les coûts de planification et de gestion du projet sont pris en compte jusqu’à concurrence de 15 % des coûts de réalisation imputables. Les coûts encourus avant le dépôt de la demande sont imputables.

2.4

Les prestations propres du requérant telles que ses prestations de planification ou de réalisation ne sont imputables que si elles sont usuelles et qu’elles peuvent être justifiées au moyen d’un rapport de travail détaillé.

2.5

Les coûts survenant dans le cadre de démarches administratives dans le contexte de la prospection et de la mise en valeur ne sont pas imputables.

3.1

Demande

La demande doit renseigner sur les aspects techniques, économiques, juridiques, relevant de la sécurité, de l’environnement et organisationnels du projet, notamment sur:

a.

l’état actuel des connaissances sur la zone de recherche de ressources géothermiques fondé sur une mise à jour de toutes les géodonnées existantes, sur des analyses et des interprétations;

b.

les prospections géoscientifiques prévues qui servent à déterminer les emplacements et les cibles des forages, à trouver et à caractériser un réservoir géothermique, ainsi que sur la plus-value attendue par rapport à la probabilité accrue d’une mise en valeur réussie;

c.

les concepts d’utilisation en cas de prospection réussie ainsi que les calculs provisoires de rentabilité;

d.

les calendriers et les estimations de coûts détaillés présentant des écarts de 20 % au plus;

e.

les mesures prévues afin d’identifier les dangers et les risques pour la santé, la sécurité au travail et la sécurité de l’exploitation, l’environnement, notamment les ressources en eau potable, ainsi que les mesures prévues pour réduire ces risques à un niveau aussi faible et raisonnablement praticable que possible.

3.2

Examen de la demande

3.2.1

L’OFEN nomme un représentant de l’Office fédéral de topographie (swisstopo) au sein du groupe d’experts indépendant notamment pour évaluer les composantes géoscientifiques du projet et la plus-value pour la recherche de ressources géothermiques en Suisse.

3.2.2

Le groupe d’experts examine et évalue la demande sur la base des renseignements fournis conformément au ch. 3.1 et notamment:

a.

les travaux de prospection prévus et la gestion de projet;

b.

l’état d’avancement technique et qualitatif des travaux prévus et le caractère innovant;

c.

la question de savoir dans quelle mesure les travaux de prospection accroissent la probabilité de trouver et de mettre en valeur un réservoir géothermique;

d.

la plus-value pour la recherche des ressources géothermiques du sous-sol suisse en vue de trouver des réservoirs géothermiques;

e.

la gestion des risques pour la santé, la sécurité au travail, la sécurité de l’exploitation et l’environnement.

3.2.3

Si le groupe d’experts évalue positivement le projet, il émet notamment une recommandation à l’intention de l’OFEN concernant:

a.

l’accroissement présumé de la probabilité de trouver un réservoir géothermique;

b.

les délais pour les étapes du projet;

c.

le montant de la contribution à la prospection à accorder;

d.

l’institution d’un représentant de swisstopo comme accompagnateur du projet.

3.3

Contrat

Si la prospection fait l’objet d’une contribution, le contrat prévu à l’art. 113, al. 5, règle en particulier les points suivants:

a.

les étapes à atteindre par le requérant et les délais à respecter;

b.

le devoir d’information du requérant envers l’OFEN, notamment concernant les rapports financiers, les décomptes finaux et d’éventuelles modifications du projet;

c.

le volume, les conditions et les échéances de la contribution à la prospection;

d.

sous réserve des monopoles cantonaux, la transmission à titre gratuit de l’installation à la Confédération et le droit d’emption de la Confédération sur le terrain dans le cas où un projet n’est pas poursuivi et ne fait pas l’objet d’une autre utilisation;

e.

la divulgation de toutes les données financières nécessaires au calcul des pertes ou des gains éventuels visés à l’art. 113b;

f

les raisons entraînant la dissolution du contrat;

g.

d’autres charges.

3.4

Réalisation et achèvement du projet

3.4.1

Le responsable du projet effectue les travaux de prospection prévus.

3.4.2

L’accompagnateur du projet suit le projet pendant les travaux de prospection et évalue les résultats de ces travaux. Pour remplir sa fonction, il peut faire appel au groupe d’experts. Il fait régulièrement rapport à l’OFEN et au groupe d’experts.

3.4.3

Si les étapes et les délais visés au ch. 3.3, let. a, ne sont pas respectés, l’OFEN peut dissoudre le contrat immédiatement.

3.4.4

Au terme des travaux, le groupe d’experts évalue les résultats des travaux de prospection à l’intention de l’OFEN et examine les résultats sous l’angle de l’augmentation attendue de la probabilité de trouver un réservoir géothermique présumé.

4.1

Une demande de soutien pour la mise en valeur ne peut être déposée que si une prospection a été réalisée au préalable dans la zone concernée, et si un rapport de prospection concernant la probabilité de trouver un réservoir géothermique présumé a été établi.

4.2

Demande

La demande doit renseigner sur les aspects techniques, économiques, juridiques, relevant de la sécurité, de l’environnement et organisationnels du projet, notamment sur:

a.

le programme détaillé de forage, d’achèvement, de diagraphie et de test de tous les forages prévus;

b.

les calendriers et les estimations de coûts détaillés présentant des variations de 20 % au maximum;

c.

les caractéristiques attendues du réservoir géothermique présumé, notamment la température dans le puits au niveau du réservoir et ses propriétés de transport;

d.

les utilisations alternatives prévues des puits et du réservoir géothermique si les résultats ne correspondent pas aux attentes, incluant des concepts d’utilisations directes et indirectes et en précisant notamment leur impact économique;

e.

les mesures prévues afin d’identifier les dangers et les risques pour la santé, la sécurité au travail et la sécurité de l’exploitation, l’environnement, en particulier pour les ressources en eau potable, ainsi que les mesures prévues pour réduire ces risques à un niveau aussi faible et raisonnablement praticable que possible;

f.

les innovations prévues pour mettre en valeur de manière fiable et prometteuse les réservoirs géothermiques en Suisse;

g.

l’importance des travaux de mise en valeur pour la recherche des ressources géothermiques du sous-sol suisse en vue de trouver des réservoirs géothermiques;

h.

la forme juridique prévue ainsi que le nom ou la raison de commerce de la société d’exploitation, son actionnariat et le taux de participation des actionnaires au capital;

i.

le financement et les coûts administratifs des phases de mise en valeur, de construction, de développement, d’exploitation et de démantèlement;

j.

la mise en valeur du réservoir géothermique au moyen d’un concept d’utilisation directe, la description des acheteurs de chaleur prévus et leur intégration au projet, y compris les réductions attendues des émissions de CO₂.

4.3

Examen de la demande

4.3.1

L’OFEN nomme un représentant de swisstopo au sein du groupe d’experts indépendant notamment pour l’évaluation des composantes géoscientifiques du projet et de la plus-value pour la recherche de ressources géothermiques en Suisse.

4.3.2

Le groupe d’experts examine et évalue la demande sur la base des renseignements fournis conformément au ch. 4.2, et notamment:

a.

les propriétés attendues du réservoir géothermique, notamment la température dans le puits au niveau du réservoir et ses propriétés de transport;

b.

l’état d’avancement technique et qualitatif des travaux prévus et le caractère innovant;

c.

la plus-value pour la recherche des ressources géothermiques du sous-sol suisse en vue de trouver des réservoirs géothermiques;

d.

la gestion des risques pour la santé, la sécurité au travail, la sécurité de l’exploitation et l’environnement.

4.3.3

Si le groupe d’experts évalue positivement la demande, il émet notamment une recommandation à l’intention de l’OFEN concernant:

a.

la température attendue du réservoir géothermique dans le puits au niveau du réservoir et ses propriétés de transport;

b.

les délais pour les étapes du projet;

c.

le montant de la contribution à la mise en valeur à accorder;

d.

la nomination d’un membre du groupe d’experts en tant que personne responsable de l’accompagnement du projet.

4.4

Contrat

Si la contribution à la mise en valeur peut être allouée, le contrat prévu à l’art. 113, al. 5 règle en particulier les points suivants:

a.

les étapes à atteindre et les délais à respecter par le requérant;

b.

le devoir d’information du requérant envers l’OFEN, notamment concernant les rapports financiers, les décomptes finaux et d’éventuelles modifications du projet;

c.

le volume, les conditions et les échéances de la contribution à la mise en valeur;

d.

sous réserve des monopoles cantonaux, la transmission à titre gratuit de l’installation à la Confédération le droit d’emption de la Confédération sur le terrain dans le cas où un projet n’est pas poursuivi et ne fait pas l’objet d’une autre utilisation;

e.

la divulgation de toutes les données financières nécessaires au calcul des pertes ou des gains éventuels visés à l’art. 113b;

f.

les raisons entraînant la dissolution du contrat;

g.

d’autres charges.

4.5

Réalisation et achèvement du projet

4.5.1

Le responsable du projet effectue les travaux de mise en valeur prévus.

4.5.2

La personne nommée par le groupe d’experts en tant que responsable de l’accompagnement du projet suit le projet pendant les travaux de mise en valeur et évalue les résultats des travaux, notamment concernant la température et les propriétés de transport du réservoir géothermique. Pour remplir sa fonction, elle peut faire appel au groupe d’experts. Elle fait régulièrement rapport à l’OFEN et au groupe d’experts.

4.5.3

Si les étapes et les délais visés au ch. 4.4, let. a, ne sont pas respectés, l’OFEN peut résilier le contrat immédiatement.

4.5.4

Au plus tard six mois après l’achèvement des travaux de mise en valeur, le groupe d’experts évalue les résultats de ces travaux.

4.5.5

L’OFEN communique au responsable du projet le résultat de l’évaluation, notamment en ce qui concerne le réservoir géothermique.

5.1

Le requérant met gratuitement à la disposition de swisstopo et du canton d’implantation, au plus tard six mois après leur relevé, les géodonnées correspondantes, conformément aux prescriptions techniques de swisstopo.

5.2

swisstopo peut utiliser et adapter ces géodonnées conformément aux objectifs de la loi du 5 octobre 2007 sur la géoinformation⁵⁶⁶ et de l’ordonnance du 21 mai 2008 sur la géologie nationale⁵⁶⁷, les cantons d’implantation peuvent le faire conformément à leur propre réglementation cantonale.

5.3

Il met les géodonnées primaires et les géodonnées primaires traitées à la disposition du public après l’expiration des délais énumérés ci-après, qui commencent à courir à partir du relevé:

a.

en cas de prospection: 24 mois;

b.

en cas de mise en valeur: 12 mois.

⁵⁶⁸ Introduite par le ch. II al. 3 de l’O du 2 avr. 2025, en vigueur depuis le 1^er mai 2025 (RO 2025 248).

(art. 112 à 113b)

La mise en valeur comprend le forage permettant de compléter la boucle géothermale pour une utilisation indirecte et qui permet l’extraction ou la réinjection de l’eau du réservoir géothermique.

2.1

Sont imputables dans le cadre de la mise en valeur pour une utilisation indirecte les coûts de réalisation, de planification et de gestion du projet ainsi que les prestations propres du requérant, pour autant qu’ils soient effectifs et indispensables à une réalisation économique et adéquate du projet et correspondant aux tâches suivantes:

a.

la préparation, la mise en place et la démolition de la place de forage;

b.

le forage, y compris le tubage, la cémentation et l’achèvement du puits de production ou de réinjection;

c.

les travaux de stimulation de puits et de réservoirs;

d.

les essais de puits;

e.

les diagraphies de puits, y compris l’instrumentation;

f.

les tests de circulation;

g.

les analyses des substances trouvées;

h.

l’accompagnement géologique, l’analyse des données et l’interprétation.

2.2

Les coûts de planification et de gestion du projet sont pris en compte jusqu’à concurrence de 15 % des coûts de réalisation imputables. Les coûts encourus avant le dépôt de la demande sont imputables.

2.3

Les prestations propres du requérant telles que ses prestations de planification ou de réalisation ne sont imputables que si elles sont usuelles et qu’elles peuvent être justifiées au moyen d’un rapport de travail détaillé.

2.4

Ne sont pas imputables:

a.

les coûts survenant dans le cadre de démarches administratives dans le contexte de la mise en valeur pour une utilisation indirecte;

b.

les coûts d’investissement pour la planification et la réalisation des installations de surface permettant l’utilisation indirecte, notamment la ou les pompes à chaleur.

3.1

Demande

La demande doit comporter le rapport final sur l’exploration réalisée conformément à l’annexe 12 décrivant l’état de la situation et du puits d’exploration, ainsi que les caractéristiques de la ressource hydrothermale ciblée découverte, et expliquant les raisons rendant son utilisation directe planifiée impossible. Elle doit renseigner sur les aspects techniques, économiques, juridiques, relevant de la sécurité, de l’environnement et organisationnels du projet, en mettant clairement en exergue les différences avec le projet d’utilisation directe et notamment sur:

a.

le nouveau programme détaillé de forage, d’achèvement, de diagraphie et de test de tous les forages prévus;

b.

les calendriers et les estimations de coûts détaillés présentant des variations de 20 % au maximum;

c.

les caractéristiques attendues du réservoir géothermique, notamment la température dans le nouveau puits au niveau du réservoir et ses propriétés de transport ainsi que les incertitudes associées restantes;

d.

l’utilisation prévue des puits et du réservoir géothermique si les résultats ne correspondent pas aux attentes;

e.

les mesures prévues afin d’identifier les dangers et les risques pour la santé, la sécurité au travail et la sécurité de l’exploitation, l’environnement, en particulier pour les ressources en eau potable, ainsi que les mesures prévues pour réduire ces risques à un niveau aussi faible et raisonnablement praticable que possible;

f.

la forme juridique prévue ainsi que le nom ou la raison de commerce de la société d’exploitation, si différents lors de l’utilisation directe;

g.

le financement et les coûts administratifs des phases de mise en valeur, de construction, de développement, d’exploitation et de démantèlement, comprenant une liste des aides financières octroyées pour le projet original d’utilisation directe;

h.

la mise en valeur du réservoir géothermique au moyen d’un concept d’utilisation indirecte, les spécificités des pompes à chaleur, notamment le COP, la consommation et l’origine de l’électricité, la description des acheteurs de chaleur prévus et leur intégration au projet, y compris les réductions attendues des émissions de CO₂.

3.2

Examen de la demande

3.2.1

L’OFEN nomme un représentant de swisstopo au sein du groupe d’experts indépendant notamment pour l’évaluation des composantes géoscientifiques du projet et de la plus-value pour la recherche de ressources géothermiques en Suisse.

3.2.2

Le groupe d’experts examine et évalue la demande sur la base des renseignements fournis conformément au ch. 3.1, et notamment:

a.

les propriétés attendues du réservoir géothermique, notamment la température dans le nouveau puits au niveau du réservoir et ses propriétés de transport;

b.

l’état d’avancement technique et qualitatif des travaux prévus;

c.

la gestion des risques pour la santé, la sécurité au travail, la sécurité de l’exploitation et l’environnement.

3.2.3

Si le groupe d’experts évalue positivement la demande, il émet notamment une recommandation à l’intention de l’OFEN concernant:

a.

la température attendue du réservoir géothermique dans le puits au niveau du réservoir et ses propriétés de transport;

b.

les délais pour les étapes du projet;

c.

le montant de la contribution à la mise en valeur à accorder;

d.

la nomination d’un membre du groupe d’experts en tant que personne responsable de l’accompagnement du projet.

3.3

Contrat

Si la contribution à la mise en valeur peut être allouée, le contrat prévu à l’art. 113, al. 5, règle en particulier les points suivants:

a.

les étapes à atteindre et les délais à respecter par le requérant;

b.

le devoir d’information du requérant envers l’OFEN, notamment concernant les rapports financiers, les décomptes finaux et d’éventuelles modifications du projet;

c.

le volume, les conditions et les échéances de la contribution à la mise en valeur;

d.

sous réserve des monopoles cantonaux, la transmission à titre gratuit de l’installation à la Confédération et le droit d’emption de la Confédération sur le terrain dans le cas où un projet n’est pas poursuivi et ne fait pas l’objet d’une autre utilisation;

e.

la divulgation de toutes les données financières nécessaires au calcul des pertes ou des gains éventuels visés à l’art. 113c;

f.

les raisons entraînant la dissolution du contrat;

g.

d’autres charges.

3.4

Réalisation et achèvement du projet

3.4.1

Le responsable du projet effectue les travaux de mise en valeur prévus.

3.4.2

La personne nommée par le groupe d’experts en tant que responsable de l’accompagnement du projet suit le projet pendant les travaux de mise en valeur et évalue les résultats des travaux, notamment concernant la température et les propriétés de transport du réservoir géothermique. Pour remplir sa fonction, elle peut faire appel au groupe d’experts. Elle fait régulièrement rapport à l’OFEN et au groupe d’experts.

3.4.3

Si les étapes et les délais visés au ch. 3.3, let. a, ne sont pas respectés, l’OFEN peut résilier le contrat immédiatement.

3.4.4

Au plus tard six mois après l’achèvement des travaux de mise en valeur, le groupe d’experts évalue les résultats de ces travaux à l’intention de l’OFEN.

3.4.5

L’OFEN communique au responsable du projet le résultat de l’évaluation, notamment en ce qui concerne le réservoir géothermique.

4.1

Le requérant met gratuitement à la disposition de swisstopo et du canton d’implantation, au plus tard six mois après leur relevé, les géodonnées correspondantes, conformément aux prescriptions techniques de swisstopo.

4.2

swisstopo peut utiliser et adapter ces géodonnées conformément aux objectifs de la loi du 5 octobre 2007 sur la géoinformation⁵⁶⁹ et de l’ordonnance du 21 mai 2008 sur la géologie nationale⁵⁷⁰, les cantons d’implantation peuvent le faire conformément à leur propre réglementation cantonale.

4.3

Il met les géodonnées primaires et les géodonnées primaires traitées à la disposition du public au terme d’un délai de douze mois qui commence à courir à partir du relevé.

⁵⁷¹ Introduite par le ch. II al. 3 de l’O du 13 nov. 2019 (RO 2019 4335). Mise à jour par le ch. II al. 3 de l’O du 4 mai 2022 (RO 2022 311) et le ch. II al. 1 de l’O du 29 sept. 2023, en vigueur depuis le 1^er janv. 2024 (RO 2023 581).

(art. 46d, 46g et 53)

1.

Les exploitants d’aéronefs sont tenus de participer au SEQE dès lors qu’ils effectuent les vols suivants:

a.

vols intérieurs en Suisse;

b.

vols au départ de la Suisse à destination d’États membres de l’EEE, y compris vols à destination des régions ultrapériphériques;

c.

vols au départ de la Suisse à destination du Royaume-Uni de Grande-Bretagne et d’Irlande du Nord (UK).

1a.

On entend par régions ultrapériphériques les régions suivantes:

a.

la Guadeloupe;

b.

la Guyane française;

c.

la Martinique;

d.

Mayotte;

e.

la Réunion;

f.

Saint-Martin;

g.

les Açores;

h.

Madère;

i.

les Îles Canaries.

2.

Cette obligation ne s’applique pas aux vols suivants:

a.

les vols effectués exclusivement aux fins de transporter, en mission officielle, un monarque régnant et sa proche famille, des chefs d’État, des chefs de gouvernement et des ministres, lorsque cela est corroboré par une indication appropriée du statut dans le plan de vol;

b.

les vols effectués par un avion militaire, les services des douanes et la police;

c.

les vols de recherche et de sauvetage, les vols de lutte contre le feu, les vols humanitaires et les vols médicaux d’urgence;

d.

les vols effectués exclusivement selon les règles de vol à vue telles que définies à l’annexe 2 de la convention du 7 décembre 1944 relative à l’aviation civile internationale⁵⁷²;

e.

les vols se terminant à l’aérodrome d’où l’aéronef a décollé et au cours desquels aucun atterrissage intermédiaire prévu n’a été effectué;

f.

les vols d’entraînement effectués exclusivement aux fins de l’obtention ou du maintien d’une licence, ou d’une qualification dans le cas du personnel navigant technique, pour autant que cela soit corroboré par une inscription correspondante dans le plan de vol et que les vols ne servent pas au transport de passagers ou de marchandises, ni pour la mise en place ou le convoyage des aéronefs;

g.

les vols effectués exclusivement aux fins de travaux de recherche scientifique;

h.

les vols effectués exclusivement aux fins de travaux de contrôle, d’essais ou de certification d’aéronefs ou d’équipements, que ces derniers soient embarqués ou au sol;

i.

les vols effectués par des aéronefs dont la masse maximale au décollage est inférieure à 5700 kg;

j.

les vols réalisés par des exploitants commerciaux d’aéronefs qui effectuent moins de 243 vols relevant du ch. 1 par période pendant trois périodes consécutives de quatre mois ou dont les émissions annuelles totales sont inférieures à 10 000 tonnes de CO₂;

k.

les vols réalisés par des exploitants non commerciaux d’aéronefs, pour autant que les émissions annuelles totales de leurs vols relevant du ch. 1 soient inférieures à 1000 tonnes de CO₂.

3.

Les règles d’exemption figurant au ch. 2, let. j et k, ne s’appliquent pas aux exploitants d’aéronefs participant au SEQE européen.

4.

L’heure locale de départ des vols détermine leur attribution aux périodes de quatre mois mentionnées au ch. 2, let. j.

⁵⁷³ Introduite par le ch. II al. 3 de l’O du 13 nov. 2019, en vigueur depuis le 1^er janv. 2020 (RO 2019 4335).

(art. 46d, al. 1 et 2, 51, al. 1, 2 et 4, 52, al. 1, 6 et 7, 53, al. 1 et 2,
55, al. 2, et 130, al. 1)

L’OFEV est l’autorité compétente pour les exploitants d’installations participant au SEQE.

2.1

Un État responsable est désigné conformément aux dispositions du règlement (CE) n^o 748/2009⁵⁷⁴ pour tout exploitant d’aéronefs tenu de participer au SEQE.

2.2

La responsabilité de l’exploitant d’aéronefs est attribuée:

a.

à l’État qui a délivré la licence d’exploitation, ou

b.

à l’État dans lequel les émissions de CO₂ estimées de l’exploitant d’aéronefs sont les plus élevées.

2.3

L’OFEV est l’autorité compétente pour les exploitants d’aéronefs relevant de la responsabilité de la Suisse.

⁵⁷⁵ Introduite par le ch. II al. 3 de l’O du 13 nov. 2019 (RO 2019 4335). Nouvelle teneur selon le ch. II al. 2 de l’O du 29 sept. 2023 (RO 2023 581). Mise à jour par le ch. II al. 1 de l’O du 2 avr. 2025 (RO 2025 248) et le ch. II de l’O du 19 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^er janv. 2026 (RO 2025 788).

(art. 46e et 46h)

1.1 Base de calcul

1.1.1

La quantité maximale de droits d’émission disponibles chaque année pour l’ensemble des exploitants d’aéronefs est calculée sur la base du référentiel (Réf) suivant:

a.

pour les années 2020 à 2023: 0,000642186914222035 droit d’émission par tonne-kilomètre (Réf₂₀₂₀);

b.

pour l’année 2024: 0,000481640185666526 droit d’émission par tonne-kilomètre (Réf₂₀₂₄);

c.

pour l’année 2025: 0,000321093457111017 droit d’émission par tonne-kilomètre (Réf₂₀₂₅).

1.1.2

Où:

–

Tonne-kilomètre (tkm): Distance [km] * charge utile [t];

–

Distance: Distance orthodromique entre l’aérodrome de départ et l’aérodrome d’arrivée, augmentée de 95 km;

–

Charge utile: Masse totale du fret, du courrier, des passagers et des bagages transportés.

1.1.3

Les dispositions suivantes s’appliquent au calcul de la charge utile:

a.

le nombre de passagers est le nombre de personnes à bord, à l’exclusion des membres de l’équipage;

b.

l’exploitant d’aéronef peut appliquer:

–

la masse figurant dans la documentation de masse et centrage pour les vols concernés (masse réelle ou masse forfaitaire pour les passagers et les bagages enregistrés), ou

–

une valeur par défaut de 100 kg pour chaque passager et ses bagages enregistrés.

1.2 Calcul pour les différentes années

La quantité maximale de droits d’émission disponibles chaque année pour l’ensemble des exploitants d’aéronefs est calculée comme suit:

1.2.1

Quantité maximale de droits d’émission disponible en 2020

Cap₂₀₂₀ = ∑tkm_SEQE-CH * Réf₂₀₂₀ * 100 / 82

Cap₂₀₂₀ Plafond d’émission pour l’année 2020

∑tkm_SEQE-CH Somme des tonnes-kilomètres prises en compte dans le SEQE suisse en 2018 (sans les vols à destination des régions ultrapériphériques)

Réf₂₀₂₀ Référentiel pour l’année 2020

1.2.2

Quantité maximale de droits d’émission disponibles chaque année pour les années 2021 à 2023

Cap_202x = Cap₂₀₂₀ – x * 0,022 * Cap₂₀₂₀

Cap_202x Plafond d’émission pour l’année 202x, où x = 1, 2, 3

1.2.3

Quantité maximale de droits d’émission disponibles chaque année pour les années 2024 à 2027

Cap_202x = Cap₂₀₂₃ consolidé + Cap(RUP)₂₀₂₃ virtuel – (x – 3) * 0,043 * (Cap2020 consolidé + Cap(RUP)₂₀₂₀ virtuel)

Cap_202x Plafond d’émission pour l’année 202x, où x = 4, 5, 6, 7

Cap₂₀₂₃ consolidé = 0,934 * 0,97 * Cap2020

Cap(RUP)₂₀₂₃ virtuel = 0,934 * ∑tkmRUP * Réf₂₀₂₀ * 0,97 / 0,82

∑tkmRUP = Somme des tonnes-kilomètres des vols à destination des régions ultrapériphériques (RUP) en 2018

Cap₂₀₂₀ consolidé = 0,97 * Cap₂₀₂₀

Cap(RUP)₂₀₂₀ virtuel = ∑tkmRUP * Réf₂₀₂₀ * 0,97 / 0,82

1.2.4

Quantité maximale de droits d’émission disponibles chaque année à partir de 2028

Cap_y = Cap₂₀₂₇ – (y – 2027) * 0,044 * (Cap2020 consolidé + Cap(RUP)₂₀₂₀ virtuel)

Cap_y Plafond d’émission pour l’année y, où y = 2028, 2029, 2030

Cap₂₀₂₇ Plafond d’émission pour l’année 2027

5.1

Des droits d’émission peuvent être attribués à titre gratuit en vertu de l’art. 46h, al. 1, pour la consommation des carburants d’aviation renouvelables ou à faible taux d’émission suivants:

a.

carburants d’aviation synthétiques renouvelables dont le facteur d’émission au sens de l’annexe 16, ch. 3.3, let. b, est nul;

b.

biocarburants d’aviation renouvelables visés à l’art. 2, point 34, de la directive (UE) 2018/2001⁵⁷⁶ dont le facteur d’émission au sens de l’annexe 16, ch. 3.3, let. a, est nul;

c.

autres carburants d’aviation renouvelables ou à faible taux d’émission dont la teneur énergétique ne provient pas de sources fossiles et qui peuvent être pris en compte dans l’obligation de mélange prévue à l’art. 28f de la loi sur le CO₂.

5.2

La quantité de droits d’émission attribués à titre gratuit aux exploitants d’aéronefs pour la consommation, l’année précédente, de carburants d’aviation renouvelables ou à faible taux d’émission («SAF allowances») est calculée comme suit:

AttributionSAF allowances = ∑ différences de coût à compenser / prix d’un droit d’émission.

5.3

Les différences de coût entre les carburants d’aviation renouvelables ou à faible taux d’émission et le carburant d’aviation fossile sont calculées comme suit pour chaque carburant d’aviation renouvelable ou à faible taux d’émission:

Différence de coût = [P_a – (P_f +P_SEQE)] * Q

[tab]

P_a: Prix par tonne de carburant d’aviation renouvelable ou à faible taux d’émission

[tab]

P_f: Prix par tonne de carburant d’aviation fossile

[tab]

P_SEQE: Économies réalisées dans le SEQE, par tonne de carburant d’aviation renouvelable ou à faible taux d’émission

[tab]

Q: Quantité de carburant d’aviation renouvelable ou à faible taux d’émission, en tonnes

5.4

Les différences de coût calculées conformément au ch. 5.3 sont compensées comme suit:

a.

pour les carburants d’aviation visés au ch. 5.1, let. a: à 95 %;

b.

pour les carburants d’aviation visés au ch. 5.1, let. b: à 70 %;

c.

pour les carburants d’aviation visés au ch. 5.1, let. c: à 50 %.

5.5

Les données publiées chaque année pour l’année précédente par la Commission européenne au journal officiel de l’Union européenne sont déterminantes pour les prix des carburants d’aviation renouvelables ou à faible taux d’émission, le prix du carburant d’aviation fossile et le prix d’un droit d’émission.

⁵⁷⁷ Introduite par le ch. II al. 3 de l’O du 13 nov. 2019 (RO 2019 4335). Mise à jour par le ch. II al. 1 des O du 25 nov. 2020 (RO 2020 6081), du 29 sept. 2023 (RO 2023 581), du 2 avr. 2025 (RO 2025 248) et le ch. II de l’O du 19 nov. 2025, en vigueur depuis le 1^er janv. 2026 (RO 2025 788).

(art. 51)

Le plan de suivi doit établir la manière dont les exploitants d’installations garantissent:

a.

que des procédures uniformisées ou établies sont utilisées pour la mesure et le calcul des émissions de gaz à effet de serre et de la consommation d’énergie;

b.

que les émissions de gaz à effet de serre et la consommation d’énergie sont recensées de manière aussi complète, cohérente et précise que le permettent la technique et l’exploitation où cela est économiquement supportable;

c.

que les mesures, le calcul et la documentation des émissions de gaz à effet de serre et de la consommation d’énergie sont compréhensibles et transparents;

d.

que les données requises pour examiner une adaptation de la quantité de droits d’émission attribués à titre gratuit en vertu de l’art. 46b sont recensées de manière complète, cohérente et précise et sont compréhensibles.

2.1

Le plan de suivi doit garantir:

a.

le recensement complet de l’ensemble des vols pour lesquels des données relatives aux émissions de CO₂ doivent être collectées et la détermination précise des données relatives aux émissions de CO₂ pour les différents vols. Ces dernières sont calculées conformément au ch. 3;

b.

les données nécessaires pour déterminer les autres effets climatiques des différents vols afin de représenter l’incidence climatique des autres émissions du trafic aérien.

2.2

Il doit comporter les données suivantes:

a.

les données permettant d’identifier l’exploitant d’aéronefs;

b.

les données permettant d’identifier les aéronefs utilisés et les types de carburant associés aux différents types d’aéronefs;

c.

une description de la méthode garantissant le recensement complet de l’ensemble des aéronefs pour lesquels des données doivent être collectées;

d.

une description de la méthode garantissant le recensement de l’ensemble des vols pour lesquels des données doivent être collectées;

e.

une description de la méthode utilisée pour déterminer les émissions de CO₂ de chaque vol;

f.

une description de la méthode utilisée pour déterminer la part des carburants renouvelables et à faible taux d’émission;

g.

une description de la méthode utilisée pour déterminer les autres effets climatiques des différents vols.

2.3

S’agissant des exploitants d’aéronefs qui génèrent plus de 25 000 tonnes de CO₂ par an, le plan de suivi doit de surcroît comporter les données suivantes:

a.

une procédure permettant de recenser la consommation de carburant de chaque aéronef;

b.

une méthode permettant de remédier aux déficits de données.

2.4

Si le statut de l’exploitant d’aéronefs change dans le sens visé à l’art. 52, al. 5 (qualification comme petit émetteur), le plan de suivi doit être à nouveau soumis à l’OFEV pour contrôle.

3.1

Les émissions de CO₂, exprimées en tonnes, se calculent selon la formule suivante:

émissions de CO₂ [t CO₂] = carburant consommé [t carburant] × facteur d’émission [t CO₂/t carburant].

3.2

Les facteurs d’émission [t CO₂/t carburant] à utiliser pour les différents carburants sont les suivants:

kérosène (Jet A-1 ou Jet A): 3,16

Jet B: 3,10

essence pour avions (AVGAS): 3,10

3.3

Le facteur d’émission des carburants suivants est nul:

a.

carburants renouvelables produits à partir de biomasse, pour autant que la biomasse utilisée satisfasse aux critères de durabilité visés à l’art. 29 de la directive (UE) 2018/2001⁵⁷⁸;

b.

carburants synthétiques renouvelables dont la teneur énergétique provient d’autres sources d’énergies renouvelables que la biomasse et qui remplissent les exigences énoncées à l’art. 29a de la directive (UE) 2018/2001.

3.4

Pour le calcul et la déclaration du facteur d’émission d’un mélange de carburants, le facteur d’émission visé au ch. 3.2 est multiplié par la part fossile du carburant.

⁵⁷⁹ Introduite par le ch. II al. 3 de l’O du 13 nov. 2019 (RO 2019 4335). Mise à jour par le ch. II al. 1 des O du 25 nov. 2020 (RO 2020 6081) et du 2 avr. 2025, en vigueur depuis le 1^er janv. 2025 (RO 2025 248).

(art. 52)

1.1

Le rapport de suivi doit comporter les données suivantes:

a.

informations sur les émissions de gaz à effet de serre et la consommation d’énergie ainsi que sur leur évolution;

b.

informations sur les données requises pour examiner une adaptation de la quantité de droits d’émission attribués à titre gratuit en vertu de l’art. 46b;

c.

comptabilité des agents énergétiques;

d.

informations sur d’éventuelles modifications des capacités de production;

e.

quantités (données primaires) et paramètres utilisés pour le calcul des émissions de gaz à effet de serre et de la consommation d’énergie;

f.

périodes de service des installations de mesure, informations sur les pannes de mesure et leur prise en considération ainsi que résultats de mesure compréhensibles;

g.

preuve que, pour les agents énergétiques utilisés, les parts renouvelables sont indiquées sur les factures et que les garanties d’origine correspondantes ont été attribuées au SEQE dans le système des garanties d’origine des combustibles et carburants, dans la mesure où il faut faire valoir l’utilisation de ces agents énergétiques dans le SEQE avec un facteur d’émission inférieur à celui des agents énergétiques fossiles;

h.

preuve des fractions de la biomasse dans les agents énergétiques qui ne sont pas inscrits dans le système des garanties d’origine des combustibles et carburants, ou dans les matériaux mis en œuvre dans des procédés, dans la mesure où il faut faire valoir leur utilisation dans le SEQE avec un facteur d’émission inférieur à celui des agents énergétiques fossiles.

1.2

Les données doivent être présentées dans un tableau synoptique en regard de celles des années précédentes. L’OFEV définit la forme du rapport de suivi dans une directive.

2.1

Le rapport de suivi doit comporter les données suivantes:

a.

les données permettant d’identifier l’exploitant;

b.

les données permettant d’identifier l’organisme de vérification qui contrôle le rapport de suivi, pour autant que l’exploitant ne soit pas un petit émetteur exclu de l’obligation de vérification;

c.

une référence au plan de suivi approuvé ainsi que la description et la motivation d’éventuels écarts par rapport au plan de suivi de base;

d.

les données permettant d’identifier les aéronefs utilisés;

e.

le nombre total de vols répertoriés;

f.

le facteur d’émission et la consommation de chacun des types de carburant;

g.

la somme, ventilée en fonction des États de départ et d’arrivée ainsi que du SEQE concerné (suisse ou européen), des émissions de CO₂ des vols qui ont été effectués par l’exploitant au cours de l’année civile et pour lesquels des données doivent être collectées;

h.

s’il existe des déficits de données, une description des raisons desdits déficits et de la méthode utilisée pour déterminer les données de remplacement ainsi que les émissions calculées sur cette base;

i.

pour chaque paire d’aérodromes, le code OACI des deux aérodromes, le nombre de vols pour lesquels des données doivent être collectées et les émissions annuelles découlant de ces derniers;

j.

des informations, ventilées en fonction des aérodromes de départ et d’arrivée, sur les équivalents CO₂, calculés conformément à l’art. 56a du règlement d’exécution (UE) 2018/2066⁵⁸⁰, des autres effets climatiques des vols qui ont été effectués par l’exploitant au cours de l’année civile et pour lesquels des données doivent être collectées.

2.2

Les petits émetteurs mentionnés à l’art. 55, par. 1, du règlement d’exécution (UE) 2018/2066 peuvent estimer leur consommation de carburant à l’aide d’un instrument conformément à l’art. 55, par. 2, dudit règlement.

2.3

Les dispositions particulières suivantes s’appliquent à l’utilisation de carburants visés à l’annexe 16, ch. 3.3:

2.3.1

Pour les mélanges de carburants, l’exploitant d’aéronefs peut indiquer la part des carburants visés à l’annexe 16, ch. 3.3, comme 100 % fossile ou déterminer aussi précisément que possible la part des carburants selon l’annexe 16, ch. 3.3.

2.3.2

Les exploitants d’aéronefs doivent attribuer les carburants visés à l’annexe 16, ch. 3.3, à leurs vols assujettis à la taxe au sens de l’art. 55, al. 2, en proportion de leurs émissions totales à partir de la Suisse, pour autant que les carburants ne soient pas livrés à l’aéronef dans des lots physiquement identifiables.

2.3.3

Concernant les seuils pour la participation au SEQE, pour la qualification comme petit émetteur et pour l’exemption de l’obligation de vérification, les facteurs d’émission visés à l’annexe 16, ch. 3.2, doivent s’appliquer aux carburants visés à l’annexe 16, ch. 3.3.

2.3.4

Les exploitants d’aéronefs doivent prouver que:

a.

la part des carburants visés à l’annexe 16, ch. 3.3, qui est attribuée aux vols agrégés par paire d’aérodromes, ne dépasse pas, pour ces carburants, le plafond de mélange défini conformément à une norme internationale reconnue;

b.

pour les carburants visés à l’annexe 16, ch. 3.3, les parts renouvelables sont indiquées sur les factures et les garanties d’origine correspondantes ont été attribuées au SEQE dans le système des garanties d’origine des combustibles et carburants, dans la mesure où ils veulent faire imputer ces carburants dans le SEQE.

⁵⁸¹ Introduite par le ch. II al. 3 de l’O du 13 nov. 2019 (RO 2019 4335). Mise à jour par le ch. II al. 1 de l’O du 2 avr. 2025, en vigueur depuis le 1^er janv. 2025 (RO 2025 248).

(art. 52)

1.1

L’organisme de vérification contrôle la fiabilité, la crédibilité et la précision des systèmes de suivi ainsi que des données et informations fournies conformément au ch. 2. Il s’assure en particulier que les données fournies permettent de déterminer les émissions de CO₂.

1.2

L’exploitant d’aéronefs veille à ce que l’organisme de vérification ait accès à toutes les informations et à tous les documents en rapport avec l’objet de la vérification. Il se procure notamment, auprès d’Eurocontrol, les données de trafic nécessaires à la vérification et les met à la disposition de l’organisme de l’organisme de vérification ou lui met des données équivalentes à disposition.

2.1

L’organisme de vérification s’assure que tous les vols suivants ont été pris en compte:

a.

les vols dont l’exploitant d’aéronefs a la responsabilité;

b.

les vols qui ont réellement été effectués;

c.

les vols pour lesquels des données doivent être collectées conformément à la présente ordonnance.

2.2

À cet effet, l’organisme de vérification utilise les données des plans de vol ainsi les données que l’exploitant d’aéronefs s’est procurées auprès d’Eurocontrol ou provenant d’autres sources.

La vérification des rapports de suivi comprend les étapes suivantes:

3.1

analyse de toutes les activités exercées par l’exploitant d’aéronefs (analyse stratégique);

3.2

réalisation de contrôles par sondage afin de déterminer la fiabilité des données et informations fournies (analyse des processus);

3.3

analyse des risques d’erreurs liés aux données utilisées et vérification de la procédure destinée à limiter ces risques (analyse des risques);

3.4

établissement d’un rapport de vérification indiquant si le rapport de suivi est conforme aux exigences de la présente ordonnance; ce rapport doit indiquer tous les aspects pertinents des travaux effectués dans le cadre de la vérification.

4.1

Pour exercer l’activité de vérification qui lui est confiée, l’organisme de vérification doit être accrédité conformément:

a.

à l’ordonnance du 17 juin 1996 sur l’accréditation et la désignation⁵⁸², ou

b.

au règlement (CE) n^o 765/2008⁵⁸³ et au règlement d’exécution (UE) 2018/2067⁵⁸⁴.

4.2

Il doit être indépendant de l’exploitant d’aéronefs et exercer ses activités avec professionnalisme et objectivité.

4.3

Il doit justifier d’une compétence technique attestée en matière de vérification des données relatives aux émissions de CO₂ dans le secteur de l’aviation et d’une bonne connaissance de la procédure d’élaboration du rapport de suivi, en particulier aux stades de la collecte, de la mesure, du calcul et de la transmission des données.

4.4

Il doit avoir une bonne connaissance de l’ensemble des dispositions pertinentes ainsi que des prescriptions légales et administratives en vigueur.

⁵⁸⁵ Introduite par le ch. II al. 3 de l’O du 2 avr. 2025, en vigueur depuis le 1^er janv. 2025 (RO 2025 248).

(art. 5, al. 2, 55, al. 1^bis, et 66a, al. 2)

Dans le cadre du stockage géologique ou du piégeage chimique du CO₂ capté, les exigences suivantes doivent être remplies:

a.

La permanence du stockage ou piégeage du carbone est garantie et est démontrée de manière compréhensible.

b.

La permanence du stockage ou piégeage du carbone doit être contrôlée chaque année. Les fuites sont considérées comme des émissions de CO₂ et doivent être signalées à l’OFEV.

c.

Les fuites lors du transport du CO₂ capté vers un puits de carbone géologique sont considérées comme des émissions de CO₂ et doivent être signalées à l’OFEV.

d.

Le stockage géologique doit être réalisé sur un site de stockage agréé et inscrit au registre foncier en Suisse ou sur un site de stockage agréé à l’étranger conformément à la directive 2009/31/CE⁵⁸⁶.