Le CO2 de la raffinerie est presque entièrement de la combustion : chaufferettes de procédé et chaudières (~65 %), le régénérateur FCC, production d'hydrogène. L'énergie est 50–60 % du coût d'exploitation net du brut, donc le carbone et la marge pointent dans la même direction — chaque GJ gaspillé est payé deux fois.
| Année | Allocation gratuite (UE) | Coût carbone payable | Facture annuelle (pour 100 000 t de brut) |
|---|---|---|---|
| 2026 | 97.5% | €0.50 / t crude | €50,006 |
| 2030 | 51.5% | €9.70 / t crude | €970,121 |
| 2034 | 0.0% | €20.00 / t crude | €2,000,250 |
At EUA €80.01 (July 13, 2026) and ≈0.2–0.3 t CO2/t throughput (Solomon/Concawe range). EU ETS industry schedule; exporters under CBAM follow the mirrored phase-in. Power sectors pay 100% from day one.
Potentiel de réduction indicatif de chaque mesure par rapport à la part d'émissions pertinente (sources : feuilles de route de l'industrie IEA, associations sectorielles — voir chaque page de mesure). Les mesures s'empilent mais ne s'ajoutent pas simplement.
Les raffineries sont le marché original de l'isolation amovible : des milliers de vannes, brides et regards à 150–450 °C que l'isolation fixe ne peut pas servir parce que les opérateurs ont besoin d'accès. Un examen énergétique Solomon standard trouve l'isolation parmi les lacunes du premier quartile ; nos audits évaluent chaque vanne DN150 nue à ≈13 MWh/an — multipliez par le nombre d'une raffinerie et les mathématiques de l'ère du CBAM s'écrivent elles-mêmes.
Méthode : bilan énergétique de surface ASTM C680 / ISO 12241 — le même moteur que le nôtre calculateurs publics. Effet typique de l'isolation amovible dans les usines de procédés à chaud : 2–5 % des CO2 liés au carburant, retour sur investissement jusqu'à 2 ans.
Intensités d'émissions directes, valeurs publiées typiques par page industrielle — les unités diffèrent par produit ; voir chaque page pour les sources.
