(Texte non paru au Journal officiel)
NOR : ATEP0210195C
Copie à :
Mesdames et messieurs les directeurs régionaux de lindustrie, de la recherche et de lenvironnement;
Monsieur le chef du service technique de linspection des installations classées
Le ministre de laménagement du territoire et de lenvironnement à Mesdames et Messieurs les préfets.
Plusieurs arrêtés ministériels, et en particulier larrêté du 2 février 1998 modifié par larrêté du 2 février 2001, prévoient que les exploitants de certaines installations établissent des bilans de leurs émissions de gaz à effet de serre quils vous adressent annuellement. Ces bilans doivent être établis lorsque les émissions annuelles dépassent certains seuils (10 000 tonnes pour le CO2, 100 tonnes pour le CH4, 20 tonnes pour le N2O, et 0,5 tonnes pour les HFC, PFC, SF6, NF3, CFC et HCFC).
La réduction des émissions industrielles de gaz à effet de serre fait et fera lobjet dinitiatives assez diversifiées, publiques et privées, nationales et communautaires. En tout état de cause, ladministration a pour mission de garantir la rigueur et la solidité des données sur les émissions des installations industrielles.
Cest lobjectif essentiel du contrôle par linspection des installations classées et des bilans annuels des émissions transmis par les exploitants. A cet effet, je vous transmets ci-joint un guide destiné à aider linspection dans sa tâche. Ce guide a été élaboré sur la base de propositions de linspection, des travaux du CITEPA, des remarques des représentants des fédérations industrielles, et des documents déjà disponibles. Des mises à jour vous seront adressées en tant que de besoin. Jajoute que les informations de ce guide sont cohérentes avec celles du " protocole de mesure et de reporting " établi par lAssociation entreprises pour lenvironnement, adaptation française du "GHG protocol ".
Une vérification complète dun bilan annuel supposerait détudier en détail la pertinence et la qualité de la méthode utilisée, par un examen du procédé, des conditions dexploitation, des mesures démission réalisées. Cet examen détaillé est en particulier nécessaire lorsque le bilan repose sur des facteurs démissions spécifiques à lactivité concernée, des méthodes de corrélation ou des bilans de matière mais sa généralisation serait manifestement impossible.
Certaines entreprises font appel utilement à des audits pour recouper leurs propres quantifications et vérifications.
Linspection des installations classées sappuiera notamment dans ses contrôles sur les vérifications des bilans qui auront été réalisées par ces organismes daudits, en tenant compte de la qualité du travail effectué par le consultant (connaissance du procédé, analyse des facteurs démission retenus par lexploitant). Bien-entendu, le contrôle de linspection seffectue par sondage.
Je vous saurais gré de veiller à ce que les dispositions de cette circulaire soient mises en oeuvre cette année, à loccasion des bilans qui doivent, conformément à larrêté du 2 février 1998 modifié, vous être transmis pour le 30 avril 2002 au titre des émissions de lannée 2001.
Je vous serais obligé de me faire part, sous le timbre de la direction de la prévention des pollutions et des risques, de toute difficulté rencontrée dans lapplication des présentes instructions.
Pour le ministre :
Le directeur de la prévention des pollutions et des risques,
délégué aux risques majeurs,
P. Vesseron
Guide méthodologique relatif au contrôle des déclarations des émissions de gaz à effet de serre
Application de larticle 62 de larrêté du 2 février 1998 modifié Avril 2002
1. Introduction
Objectifs
Le présent guide a pour objet dapporter des éléments méthodologiques aux inspecteurs des installations classées pour le contrôle des déclarations des émissions de gaz à effet de serre faites par les exploitants en application notamment de larticle 62 de larrêté du 2 février 1998. En effet, plusieurs arrêtés ministériels, comme larrêté du 2 février 1998 mais également larrêté du 14 mai 1993 relatif à lindustrie du verre, font obligation aux exploitants de transmettre chaque année aux préfets un bilan de leurs émissions de gaz à effet de serre au-delà de certains seuils.
Ce guide fournit des éléments aux inspecteurs des installations classées pour vérifier le caractère complet et la qualité des déclarations ; il rappelle en particulier les méthodes de base pour la quantification des émissions. Ce guide pourra également être utile aux exploitants qui pourront sappuyer sur les éléments méthodologiques quil présente pour effectuer leur déclaration.
Champ
Dans sa version actuelle, le guide ne porte que sur les émissions de gaz à effet de serre dues à la combustion et à la mise en uvre de procédés industriels dans lindustrie manufacturière. Ce guide sera complété pour devenir lun des outils dapplication de larrêté ministériel en projet relatif à la déclaration annuelle des émissions polluantes des installations classées soumises à autorisation. En effet, la collecte des données relatives aux émissions de gaz à effet de serre fera alors partie dun
ensemble plus vaste sappliquant à lensemble des polluants visés par la décision " EPER ".
En tout état de cause le présent document est indicatif et évolutif : il a vocation a être précisé en fonction de lévolution des connaissances, des nouvelles études produites, et des discussions intervenant avec les représentants des industries.
Sources dinformation
Les techniques destimation des émissions préconisées dans ce guide reposent sur les lignes directrices du GIEC (Groupement intergouvernemental de létude du climat), adaptées en tant que besoin par les protocoles professionnels. Les informations de ce guide sont cohérentes avec celles du protocole de mesure et de reporting établi par entreprises pour lenvironnement, adaptation française du GHG protocol. Les facteurs démission proprement dits, ceux présentés en annexe de ce guide ont été mis au point avec le CITEPA sur la base de ceux du GIEC. Ils correspondent à des moyennes nationales par secteur dactivité. Lorsque lentreprise dispose de facteurs démission quelle a pu déterminer sur place, ces derniers sont préférables.
Description des chapitres
Le chapitre 3 porte sur les émissions liées à la combustion dénergie. Ce chapitre concerne tous les secteurs industriels recourant à la combustion pour la fabrication de leurs produits. La combustion se traduit par des émissions de gaz carbonique, de méthane et de protoxyde dazote.
Les chapitres 4, 5 et 6 portent sur les émissions liées aux procédés industriels. En plus de la combustion dénergie, des émissions de CO2 peuvent être liées aux procédés industriels (par exemple dans lindustrie des métaux, du papier, etc.). En outre, certains procédés industriels émettent des gaz à effet de serre tels que N2O, HFC, PFC, SF6, qui figurent dans le panier de gaz à effet de serre de Kyoto.
2. Méthodologie pour le contrôle des déclarations
Pour le calcul des émissions liées à son activité, lexploitant dispose de plusieurs moyens :
- la mesure du polluant et du débit des effluents de façon continue ou périodique ;
- le bilan matière qui consiste à calculer les émissions de polluants à partir des quantités de matière qui sont les mieux
connues (en ce qui concerne le CO2 dorigine énergétique, cest le bilan de combustibles utilisés) ;
- les techniques de corrélation qui lient les émissions du polluant considéré à un paramètre représentatif de ce polluant plus facile ou moins coûteux à mesurer ;
- des facteurs démissions liant les émissions à un paramètre connu tel que la production ou lutilisation de matières premières ; les facteurs démissions sont souvent basés sur des bilans matière ou sur des mesures réalisées de manière ponctuelle sur des installations ; ils permettent, en labsence de données démissions relatives au polluant, de quantifier les émissions à partir de la consommation de matières premières ou de la production.
La mesure est employée pour les émissions de protoxyde dazote émis lors de certains procédés de lindustrie chimique. En revanche, elle est rarement utilisée pour les émissions de dioxyde de carbone et de méthane. Ce fait conduit à privilégier les autres méthodes de quantification des émissions de gaz à effet de serre.
Pour le contrôle des bilans, linspection devra examiner en priorité les bilans des établissements qui représentent les plus fortes émissions en termes de pouvoir de réchauffement global.
Pour le contrôle dun bilan particulier, linspection devra en premier lieu sassurer que lensemble des procédés potentiellement émetteurs de gaz à effet de serre ont bien été pris en compte par lexploitant. Il devra également sassurer que les émissions de gaz à effet de serre ne font pas lobjet dun double compte.
Ces préalables étant remplis, linspection évaluera ensuite la qualité des données qui lui sont transmises par lexploitant pour justifier de lestimation des émissions de gaz à effet de serre. Les méthodes susdites peuvent être classées par ordre de certitude décroissante. Toutefois, cet ordre dépend de la substance et du procédé considérés.
Bien que le bilan matière soit généralement le plus précis, il nécessite davoir accès à la consommation de matières premières ainsi quà leur composition. Cela peut conduire linspection à demander des analyses complémentaires sur la composition des matières premières.
Le type destimation à mettre en uvre doit être adapté au polluant. Ainsi, pour les émissions de dioxyde de carbone et la plupart des gaz fluorés à effet de serre, un bilan matière est souvent de nature à fournir des informations très précises sur les émissions.
Pour dautres polluants, notamment le protoxyde dazote et le méthane, les émissions liées à la combustion sont très liées au procédé de production et il est nécessaire soit de recourir à la mesure, soit de faire appel à des facteurs démissions.
Le choix dune méthode doit également être fondé sur la connaissance de linstallation. Par exemple, les émissions de perfluorocarbones devront être calculées à partir dun bilan matière pour lindustrie des semi-conducteurs et de facteurs démissions pour ce qui concerne la première fusion de laluminium. Ainsi, suivant le secteur, une méthode est à privilégier par rapport à une autre. Lexploitant apportera les éléments précis dexplication des méthodes quil emploie.
A titre indicatif, les méthodes suivantes peuvent être recommandées pour lestimation des émissions :
| |
CO2 |
N2O |
CH4 |
HFC |
PFC |
SF6 |
NF3 |
| Bilan |
X |
|
|
X |
X |
X |
X |
| Mesure |
X |
X |
X |
X |
X |
X |
X |
| Corrélation |
X |
X |
X |
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|
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|
| Facteurs démissions |
X |
X |
X |
|
|
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|
Les facteurs démissions sont très variables suivant le procédé utilisé ou létat des équipements. Un certain nombre dentreprises mettent en uvre des mesures ponctuelles des émissions de gaz à effet de serre afin de calculer les facteurs démissions qui sont propres au site.
Des facteurs démissions par défaut, jugés représentatifs de la situation nationale moyenne, sont fournis à titre indicatif en annexe comme il a été indiqué ci-dessus. Ces facteurs démissions pourront être comparés par linspecteur avec les facteurs démissions proposés par lindustriel.
3. Emissions issues de la combustion
Ce chapitre concerne un grand nombre dactivités : installations de combustion, raffineries, métallurgie, chimie, cimenteries, verrerie, pour lesquels le procédé implique notamment des opérations en haute température et une combustion dénergie pour le chauffage du four.
Pour ce qui concerne le contrôle des déclarations des émissions liées à la combustion, en plus de ses émissions de gaz à effet de serre, lindustriel devra déclarer sa consommation de combustible détaillée par combustible, fournir les pouvoir calorifique inférieurs (PCI) de chaque combustible utilisé et les facteurs démission de carbone, de méthane et de protoxyde dazote.
Le contrôle de linspecteur pourra sexercer à plusieurs niveaux :
- un contrôle de vraisemblance ;
- un contrôle approfondi de la déclaration.
Pour ce qui concerne le premier point, linspecteur examinera en premier lieu la cohérence de la quantité de combustible utilisé avec le nombre dheures de fonctionnement et la puissance de linstallation. Il examinera les PCI et les facteurs démissions utilisés vis à vis des PCI et facteurs démissions proposés par défaut, voire avec les factures de livraison de lexploitant. La comparaison des écarts constatés dune année sur lautre peut permettre de déceler des situations anormales et déclencher une demande de renseignements complémentaires si les raisons ne sont pas déjà connues de linspecteur.
Pour ce qui concerne un contrôle plus approfondi, linspecteur pourra demander à lexploitant les analyses de PCI justifiant les valeurs de PCI retenues, les analyses de teneur en carbone justifiant dun facteur démission, les bons de commandes de linstallation pour ce qui concerne lachat de combustibles. Ces informations seront fournies par lexploitant le cas échéant via le questionnaire ci-joint.
Il est à noter que les émissions de dioxyde de carbone issues de la combustion de la biomasse doivent être déclarées.
Toutefois, elles seront signalées à part afin den tenir compte en tant quénergie renouvelable.(Ainsi, le projet de directive fixant le cadre dun échanges de quotas démission au sein de la communauté a-t-il prévu que les émissions de gaz carbonique issues de la biomasse étaient prises en compte avec un facteur 0).
La combustion ou lincinération des produits dérivés tels que gaz industriels ou déchets devra également être prise en compte (voir annexe tableau A1 facteurs démissions de lincinération des déchets).
3.1 Les émissions de dioxyde de carbone issues de la combustion
Pour ce qui concerne la combustion, les émissions de dioxyde de carbone peuvent être calculées avec une très grande précision à partir dun bilan du carbone contenu dans le combustible. Le pouvoir calorifique inférieur et la teneur en carbone du combustible, nécessaires à ce calcul, peuvent être mesurés avec précision par lexploitant ou obtenus auprès de son fournisseur.
Le calcul des émissions de dioxyde de carbone liées à lutilisation énergétique des combustibles comporte 5 étapes qui peuvent faire lobjet des contrôles présentés ci-dessous par linspection des installations classées :
- détermination de la quantité de combustible consommée au cours de lannée N ;
- calcul de la consommation énergétique à partir de la quantité de combustible consommée et du PCI du combustible (voir tableau A1 en annexe) ;
- calcul des émissions potentielles de carbone à partir de la consommation énergétique et des facteurs démissions de carbone (voir tableau A1 annexe) ;
- calcul du carbone réellement oxydé à partir des facteurs doxydation (voir tableau A2 en annexe) ;
- conversion du carbone oxydé en émissions de CO2.
Exemple de calcul :
Soit une installation de combustion qui brûle 5 000 tonnes de fioul lourd par an, avec un PCI de 40 Gj/t, le calcul de ses émissions de CO2 est le suivant :
Consommation énergétique = consommation de fioul lourd en tonnes x PCI du fioul lourd = 5 000 x 40 = 200 000 GJ.
Calcul des émissions potentielles de carbone = consommation énergétique x facteur démission de carbone = 200 000 x 21= 4 200 tonnes de carbone.
Correction pour combustion incomplète (C non oxydé) = teneur en carbone x facteur doxydation pour le combustible = 4 200 x 0,99 = 4 158 tonnes de carbone oxydé émis.
Calcul des émissions de dioxyde de carbone = tonnage de carbone émis x masse molaire du dioxyde de carbone / masse molaire du carbone = 4 158 x 44 / 12 = 15 246 tonnes de dioxyde de carbone émis.
En labsence de facteurs démissions de carbone pour un combustible donné dans le tableau A1, il pourra être demandé de fournir une analyse de PCI et de contenu en carbone du combustible soit obtenue auprès du fournisseur soit réalisée par lexploitant.
3.2 Les émissions de méthane et de protoxyde dazote
Les émissions de protoxyde dazote (N2O) et de méthane (CH4) liées à la combustion seront calculées à partir de la consommation dénergie telle que calculée ci-dessus et des facteurs démissions spécifiques aux technologies utilisées.
Lestimation des émissions provenant de sources fixes peut être décrite en utilisant la formule suivante :
Emissions = ? (FEAC × ActivitéAC)
Où
FE : Facteur démission (kg/TJ)
Activité : Energie entrante (TJ)
A : Type de combustible
C : Type de technologie
Le tableau A3 en annexe A fournit des facteurs démissions en fonction du combustible utilisé, du secteur dactivité et de la technologie utilisée.
Le calcul des émissions de méthane et de protoxyde dazote comporte ainsi plusieurs étapes :
- calcul de la consommation énergétique (comme indiqué au paragraphe 1.2) ;
- sélection dun facteur démission en fonction du combustible utilisé, du secteur dactivité et de la technologie utilisée (tableau A3 en annexe) ;
- calcul des émissions de protoxyde dazote et de méthane comme le produit du facteur démissions choisi par la consommation énergétique.
Exemple de calcul :
Reprenons linstallation de combustion qui brûle 5 000 tonnes de fioul lourd par an, le calcul de ses émissions de méthane et de protoxyde dazote est le suivant :
Consommation énergétique = consommation de fioul lourd en tonnes × PCI du fioul lourd = 5 000 × 40 = 200 000 GJ
Dans lindustrie, pour ce combustible, le tableau A3 donne des facteurs démissions de 3,0 g de CH4/GJ et de 0,3 g de N2O/GJ.
Calcul des émissions de méthane = consommation énergétique × facteur démission de méthane = 3,0 × 200 000 = 600 kg de méthane
Calcul des émissions de protoxyde dazote = consommation énergétique × facteur démission de protoxyde dazote = 0,3 × 200 000 = 60 kg de protoxyde dazote.
En labsence de facteurs démissions pour un procédé donné dans le tableau A3, il pourra être fait usage dun facteur démission de 2,5 g/GJ pour le protoxyde dazote.
4. Emissions de CO2 et de CH4 des procédés industriels
4.1. Méthodologie générale
La méthodologie générale utilisée pour lestimation des émissions liées à chacun des procédés industriels est le produit de la donnée du niveau dactivité, cest-à-dire la quantité produite ou consommée de matériau, et dun facteur démission par unité de consommation/production associée exprimé dans léquation suivante :
TOTALijk = Ajk × FEijk
Où
TOTALijk = émission (en tonnes) du procédé k, associé au gaz i provenant de linstallation j Ajk = la quantité dactivité ou de production du matériau dans linstallation j par le procédé k (en unité caractéristique de lactivité, par exemple tonnes de produit fabriqué) Feijk = facteur démission associé au gaz i par unité dactivité dans linstallation j, pour le procédé k (en tonnes/unité dactivité) La précision de la quantification des émissions nécessite un facteur démission le plus proche possible
de la réalité industrielle : il est donc préférable quil soit fourni par lexploitant. Lorsque celui-ci nest pas en mesure de le fournir, les facteurs démission par défaut ci-après (paragraphes 4.2 à 4.6) peuvent être utilisés en lattente dun facteur démission plus précis. Ces facteurs démission par défaut peuvent également servir pour contrôler les données brutes proposées par lexploitant.
4.2. Fabrication de métaux (acier, fer, aluminium)
Lors de la préparation de certains oxydes métalliques à partir de minerais comme le carbonate de zinc, ou la sidérite, la décomposition thermique des carbonates du minerai utilisé conduit à lémission de dioxyde de carbone.
La production ou lélaboration de métaux (fonte, aluminium) à partir des oxydes métalliques peut conduire à lemploi dagents réducteurs à fort contenu en carbone qui extraient loxygène de la matière première (exemple du coke utilisé pour enlever loxygène des oxydes de fer).
4.2.1. Emissions de CO2 liées à lutilisation dagents réducteurs
Lestimation des émissions de CO2 pour tous les types de production de métal nécessite des informations sur la quantité dagents réducteurs utilisés. Une fois cette quantité connue, soit lexploitant calcule les émissions liées au procédé comme la quantité de CO2 émise lors de la combustion de lagent réducteur, soit les facteurs démission par défaut ci-après peuvent être utilisés :
| Facteurs d'émission pour le CO2 issu de la production de métal (tonne CO2/tonne dagent réducteur) |
| Agent réducteur |
Facteur démission |
| Charbon |
2,5 |
| Coke obtenu à partir du charbon |
3,1 |
| Coke de pétrole |
3,6 |
| Anodes précuites et électrodes de charbon |
3,6 |
Exemple de la sidérurgie :
Soit un haut fourneau qui produit 50 000 tonnes de fonte par an.
Pour la sidérurgie, on utilise environ 450 kg de coke par tonne de fer (donnée indicative).
La réduction des oxydes de fer nécessite donc environ450 × 50 000 = 22 500 tonnes de coke
Les émissions liées à la combustion de ce coke peuvent être calculées ainsi :
Contenu énergétique = consommation de coke × pouvoir calorifique inférieur (tableau A1) = 22 500 × 32 = 720 000 GJ
Emissions potentielles de carbone = contenu énergétique × facteur démission de carbone = 720 000 × 29,2 = 21 024 tonnes de carbone (tableau A1)
Emissions de carbone oxydé = fraction de carbone oxydé × émissions potentielles de carbone = 0,99 × 21 024 = 20 814 tonnes de carbone oxydé (tableau A2)
Emissions de dioxyde de carbone liées à la combustion = émissions de carbone oxydé × masse molaire du dioxyde de carbone/masse molaire du carbone = 20 814 × 44/12 = 76 318 tonnes de CO2 soit 3,4 tonnes de CO2/tonne dagent réducteur.
4.2.2. Utilisation du calcaire et de la dolomite en métallurgie
Le calcaire (CaCO3) et la dolomite (CaCO3.MgCO3) peuvent être utilisés en métallurgie en tant que fondant. Lorsque ces composés sont portés à des températures très élevées, ils se décomposent et émettent du dioxyde de carbone.
Les émissions de dioxyde de carbone dues à ce phénomène seront ainsi calculées à partir de la consommation de calcaire ou de dolomite et des facteurs démissions disponibles dans ce tableau :
| Nature |
Facteurs d'émission (Kg de CO2/Tonne) |
| Calcaire |
440 |
| Dolomite |
477 |
Ces facteurs démissions sont très fiables dans la mesure où ils se basent sur un bilan de matière.
Les émissions sont calculées de la manière suivante :
Emissions de dioxyde de carbone (kg) = tonnage de calcaire utilisé x facteur démission spécifique au calcaire
Emissions de dioxyde de carbone (kg) = tonnage de dolomite utilisé x facteur démission spécifique à la dolomite
Exemple de la sidérurgie :
Soit un haut fourneau qui produit 50 000 tonnes de fonte par an.
A titre indicatif, pour la sidérurgie, on utilise environ 250 kg de calcaire par tonne de fer.
La réduction des oxydes de fer nécessite donc environ :
250 x 50 000 = 12 500 tonnes de calcaire
Les émissions liées à la décomposition thermique du calcaire peuvent être calculées ainsi :
12 500 x 440 = 5 500 tonnes de CO2
4.2.3. Emissions liées au contenu en carbone du minerai
Certains des minerais utilisés pour la production de métal peuvent contenir du carbone ; cest le cas du carbonate de zinc (ZnCO3) et de la sidérite (FeCO3). Pour accéder à loxyde correspondant, ces minerais sont décomposés thermiquement. Il en résulte des émissions de dioxyde de carbone.
Ces émissions peuvent être calculées de la manière suivante :
Emissions liées à la décomposition thermique des carbonates = teneur en carbone du minerai traité x tonnage de minerai traité x masse molaire du dioxyde de carbone / masse molaire du carbone
Exemple :
On part de 100 tonnes dun minerai contenant 90 % de carbonate de zinc (ZnCO3).
On a donc 90 tonnes de carbonate de zinc quon oxyde en oxyde de zinc.
ZnCO3 -> ZnO + CO2
Les émissions liées à la préparation de loxyde de zinc peuvent être calculées ainsi :
Teneur massique en carbone du carbonate x tonnage du carbonate x masse molaire du dioxyde de carbone / masse molaire du carbone = 12/(65,39 + 12 + 3 x 16) x 90 x (12 + 2 x 16)/12 = 32 tonnes de CO2 émis.
4.3. Verreries
Pour ce qui concerne les gaz à effet de serre, les verreries émettent principalement du dioxyde de carbone. Les fours fonctionnent à très haute température (1600° C), ce qui entraîne labsence démissions de N2O et de CH4. Ces émissions de dioxyde de carbone ont plusieurs origines :
- utilisation énergétique des combustibles ;
- décomposition des carbonates lors de la fusion (dolomite, calcaire et soude).
4.3.1. Utilisation énergétique des combustibles
Pour estimer ces émissions, il faut se reporter au paragraphe 3.
4.3.2. Utilisation de carbonate de sodium
Les émissions liées à lutilisation de carbonate de sodium peuvent être estimées comme le produit du tonnage de soude utilisé et dun facteur démissions basé sur un bilan matière.
Les émissions seront calculées de la manière suivante :
Emissions de dioxyde de carbone = tonnage de carbonate de sodium utilisé x facteur démission
La valeur du facteur démission est de 415 kg de CO2/tonne de carbonate de sodium utilisée.
4.3.3. Utilisation du calcaire et de la dolomite
Le calcaire (CaCO3) et la dolomite (CaCO3.MgCO3) sont utilisés comme matières premières. Lorsque ces composés sont portés à des températures très élevées lors de la fusion du verre, ils se décomposent et émettent du dioxyde de carbone.
Les émissions de dioxyde de carbone dues à ce phénomène seront calculées à partir de la consommation de calcaire ou de dolomite et des facteurs démissions disponibles dans ce tableau :
| Nature |
Facteur d'émission (kg de CO2 tonnes) |
| Calcaire |
440 |
| Dolomite |
477 |
Les émissions seront calculées de la manière suivante :
Emissions de dioxyde de carbone (kg) = tonnage de calcaire utilisé x facteur démission spécifique au calcaire
Emissions de dioxyde de carbone (kg) = tonnage de dolomite utilisé x facteur démission spécifique à la dolomite
4.4. Cimenteries
Les émissions de gaz carbonique dans la fabrication du ciment ont plusieurs sources : le ciment est produit à partir du clinker, produit intermédiaire lui-même fabriqué dans des fours à partir de certaines matières premières.
Pour la combustion nécessaire au chauffage du four, il convient de se reporter au 3 ci-dessus et à l'annexe contenant les facteurs démissions, en notant que cette combustion se fait à partir de combustibles classiques mais également de déchets.
Emissions liées à la décarbonation. Le procédé industriel de fabrication du clinker donne spécialement lieu à émission de gaz carbonique en plus de la combustion : le carbonate de calcium est chauffé au cours du processus de calcination, ce qui produit, à très haute température, de la chaux et du dioxyde de carbone.
Le facteur démission retenu par la profession (et par le GHG Protocol) en accord avec le CITEPA est de 525 kg par tonne de clinker.
4.5. Papeteries
Pour ce qui concerne les gaz à effet de serre, les papeteries émettent principalement du dioxyde de carbone. Ces émissions de dioxyde de carbone ont pour origines :
- utilisation énergétique des combustibles fossiles ;
- décomposition des carbonates lors de la fusion (dolomite, calcaire et soude) ;
- utilisation énergétique de la biomasse ;
- emploi de la liqueur noire (issue de la biomasse) dans le procédé.
Les émissions de CO2 doivent être déclarées séparément en distinguant :
- les émissions de CO2 liées aux combustibles fossiles ;
- celles liées à lutilisation de la biomasse.
En effet, en raison de la part importante du carbone stocké, les émissions de gaz carbonique ayant pour origine lutilisation de la biomasse ne sont pas prises en compte par exemple dans le montant des allocations au titre du projet de directive établissant un système déchange de quotas démission de gaz à effet de serre dans la communauté.
4.6. Raffineries
Pour ce qui concerne les gaz à effet de serre, les raffineries émettent essentiellement du dioxyde de carbone. Du protoxyde dazote et du méthane pourraient être émis lors de la combustion ou du stockage et du chargement. Bien que ces sources soient faibles (cf. bref raffineries), elles doivent être déclarées.
Les émissions de dioxyde de carbone sont liées à la combustion dans les équipements suivants : les fours de procédés, les chaudières, les turbines à gaz, les torchères, les incinérateurs, les régénérateurs de cracking catalytique, les chaudières à CO, ainsi que les unités de production dhydrogène à partir de gaz de raffinerie, de butane ou de charges lourdes. Pour ce type dunité, les émissions sont calculées à partir de la quantité dhydrogène produite et de facteurs démissions dépendant du type de charge utilisée.
Les émissions de dioxyde de carbone seront calculées à partir des quantités de combustibles brûlées et de facteurs démissions spécifiques.
Le contrôle des PCI sera réalisé comme pour la combustion. Le contrôle des facteurs démission sera réalisé à partir de la liste des facteurs démissions fournis en annexe.
Le contrôle des quantités de combustibles brûlées savère plus complexe. En effet, la disponibilité sur site de produits pétroliers peut rendre délicat le contrôle des quantités de combustibles brûlés.
Souvent, une estimation des combustibles brûlés nécessitera la mise en uvre dun bilan matière.
Une estimation plus détaillée nécessite la consultation dun tableau de suivi des consommations de combustibles que tout exploitant doit posséder.
4.7. Industrie chimique
Il sagit ici des émissions liées au procédé, émises en plus de celles liées à la combustion pour lesquelles il faut se reporter au chapitre 3.
4.7.1. Fabrication dammoniac
Rappel sur le procédé
Lammoniac est fabriqué par synthèse entre lazote contenu dans lair et lhydrogène produit à partir de gaz naturel (du CH4) ou dautres combustibles fossiles. En sous-produit est émis du dioxyde de carbone.
Méthodologie destimation des émissions de CO2
Les émissions de CO2 dépendront de la quantité et de la composition du gaz (ou du produit) utilisé dans le procédé. On suppose que tout le carbone sera dégagé dans latmosphère sous forme de CO2 émis lorsquil nest pas réutilisé comme matière première dans les procédés de fabrication durée ou de gaz industriels. On se fonde donc sur la consommation de combustible pour calculer les émissions potentielles en se reportant à la méthode proposée au paragraphe 3, et on déduit léquivalent CO2 réutilisé dans chacun des procédés en se basant sur la teneur en carbone du produit fabriqué.
4.7.2. Fabrication de carbure de calcium
Le carbure de calcium sobtient par chauffage du carbonate de calcium (CaCO3) et par la réduction de la chaux (CaO) avec le carbone (par exemple le coke de pétrole). Ces deux procédés conduisent à des émissions de CO2.
Il convient dutiliser les facteurs démission présentés dans le tableau ci-dessous pour lestimation des émissions.
Les émissions peuvent se calculer à partir de lutilisation de matières premières (calcaire et coke). Le calcaire contient environ 98 % de CaCO3. Pour produire 1 tonne de carbure, il faut 1 750 kg de chaux (ou 950 kg de CaO) et 640 kg dagent réducteur (y compris des électrodes de 20 kg de carbone).
Les émissions sont calculées de la façon suivante :
Emissions de dioxyde de carbone = tonnes de carbures de calcium fabriquées x facteur démission de CO2 (fe) dépendant du procédé utilisé.
Tableau 2-8 : Facteurs démission (fe) pour le CO2 émis lors de la fabrication du carbure de calcium
| Chauffage de calcaire |
0,76 |
Tonnes CO2/tonne carbure |
| Réduction de la chaux |
1,090 |
Tonnes CO2/tonne carbure |
4.7.3. Fabrication dautres substances chimiques
La production dautres produits chimiques tels que le noir de carbone, le styrène, léthylène, etc., peut constituer des sources démission de CH4.
Méthodologie destimation des émissions de CH4
Bien que la plupart des sources de CH4 liées aux procédés industriels soient relativement faibles si on les considère sur une base individuelle, elles peuvent savérer importantes prises collectivement.
Les données disponibles sur les facteurs démission sont présentées dans le tableau ci-après :
| Facteurs d'émission pour le CH4 issu de la fabrication d'autres substances chimiques (kg CH4/tonne de produit) |
| Noir de carbone |
10 |
| Ethylène |
1 |
| Styrène |
4 |
| Coke |
0,35 |
Les émissions sont obtenues en multipliant un facteur démission par la production annuelle.
5. Emissions de protoxyde dazote des procédés industriels
De fortes émissions de protoxyde dazote sont produites à loccasion de la fabrication dacide adipique (nylon et fibres synthétiques), dacide nitrique (engrais), dacide glyoxalique ou de glyoxal.
1. Les émissions de N2O liées à ces productions sont le plus souvent mesurées en continu et bon nombre de sites sont dailleurs équipés dinstruments adéquats. Le débit de N2O émis est en effet déterminé par mesure du flux gazeux dune part et détermination de la concentration en N2O dans le gaz dautre part. Cette concentration est déterminée par un analyseur continu. Cest en tout état de cause très souhaitable compte tenu de la grande disparité des chiffres connus sur les quantités moyennes de protoxyde dazote émises par tonne dacide. Par ailleurs, des mesures périodiques sont souvent prévues au titre de lautosurveillance.
2. En labsence éventuelle de mesure en continu, il convient de demander à lexploitant le facteur démission quil estime être applicable, et lorganisme qui a pu certifier ledit facteur démission. Les émissions totales de linstallation seront calculées en multipliant les quantités produites par le facteur démission.
3. Compte tenu de lampleur des émissions de N2O de la chimie et du pouvoir de réchauffement global élevé (310 fois celui du CO2), il peut être utile de connaître les facteurs de précision ou dincertitude de la mesure : fréquence des mesures, précision de lanalyseur et de la mesure du débit.
Une liste de lensemble des sites de production avec les valeurs moyennes démission pour lannée 1999 a été établie par la DPPR (service de lenvironnement industriel). Elle peut être demandée par les DRIRE.
6. Emissions de gaz fluorés (HFC, PFC, NF3, SF6...)
La transmission du bilan des émissions de ces gaz a été introduite dans larticle 62 de larrêté intégré par larrêté du 2 février 2001 parce quils figurent dans le panier des gaz à effet de serre de Kyoto (HFC, PFC, SF6) ou parce quils devraient être inclus dans les engagements ultérieurement (NF3). Leur pouvoir de réchauffement global est très élevé.
Lintérêt dune déclaration des émissions de ces gaz est que les sources démissions sont disséminées et peu connues site par site. Cest le moyen le plus efficace pour suivre avec précision ces sources.
La DPPR adressera aux directions régionales de lindustrie, de la recherche et de lenvironnement la liste des établissements dont les émissions annuelles atteignent le seuil prévu par larrêté du 2 février 1998, établie au vu des informations dont elle dispose.
Les émissions de gaz fluorés se produisent essentiellement :
- soit lors de leur conditionnement dans des appareils (exemple bombes aérosols) et, dans ce cas, cest un bilan matière des quantités annuelles de gaz consommés, et non introduits dans les appareils, quil convient de considérer ;
- soit en cours de fonctionnement des appareils (recharges), cas des grosses installations de réfrigération, soit lors dun processus industriel (SF6 et PFC dans la fabrication de semi-conducteurs) parce quils sont utilisés comme fluide nécessaire dans le procédé sans aucune étanchéité possible : il suffira de se baser sur la quantité de fluide consommée ;
- soit, dans certains cas, lors dun processus industriel par réaction chimique (aluminium) : il conviendra de se baser sur la mesure faite par lexploitant lui-même.
Les sources à considérer sont présentées ci-après par gaz, et pour chaque gaz par secteur dapplication.
Ci-après les principaux HFC, PFC et SF6 et leur pouvoir de réchauffement global (source CITEPA à partir du GIEC) : ces coefficients, encore applicables en vertu dune décision de la 3e conférence des parties à la convention cadre sur les changements climatiques, sont susceptibles dévoluer avec lamélioration des connaissances et les nouvelles propositions faites par le GIEC dans son troisième rapport dévaluation.
| Substances |
Pouvoir de réchauffement global (100 ans) CO2 = 1 |
| HFC-125 |
2 800 |
| HFC-134 a |
1 300 |
| HFC-143 a |
3 800 |
| HFC-152 a |
140 |
| HFC-227 ea |
2 900 |
| HFC-23 |
11 700 |
| HFC-4310 |
1 300 |
| HFC-365 mfc |
810 |
| HFC-404 a |
3 260 |
| CF4 |
5 700 |
| C2 F6 |
11 900 |
| C3 F8 |
7 000 |
| C4F10 |
7 000 |
| C5F12 |
7 500 |
| C6F14 |
7 400 |
| HFE-7100 |
500 |
| NF3 |
8 000 |
| SF6 |
23 900 |
6.1. Hydrofluorocarbures ou HFC
Dans tous les cas, la dénomination exacte des HFC ou mélanges de HFC utilisés devra être précisée.
En effet, limpact sur leffet de serre peut varier très fortement suivant la catégorie de HFC utilisée.
Les secteurs industriels pour lesquels on peut considérer que les émissions de HFC dune installation dépasseront les seuils de larrêté du 2 février 1998 (0,5 tonne par an) sont les suivants :
1. Grands appareils de réfrigération et de climatisation (grands supermarchés, appareils de refroidissement utilisés dans les procédés de la chimie ou de certaines industries agroalimentaires, gros équipements de climatisation, groupes refroidisseurs deau).
Pour ces équipements, les émissions ont lieu principalement à loccasion des opérations de maintenance : les émissions ont lieu à loccasion des opérations de vidange et de recharge des appareils. Une bonne connaissance des émissions est obtenue si lexploitant fournit des informations sur la fréquence (une fois lan, une fois tous les deux ans) des opérations de recharge en fluide et sil peut donner un bilan-matière des quantités de HFC utilisées en précisant le type de HFC (cf. plus haut).
2. Fabrication déquipements : aérosols, matériels de lutte contre lincendie, fabrication de mousses.
Pour ces secteurs, les émissions ont lieu à la charge et doivent également être établies à partir dun bilan-matière :
- quantité de HFC achetés par linstallation durant lannée N - 1 ;
- quantité totale conditionnée ;
- pertes annuelles ;
- quantités récupérées.
3. Emissions de HFC lors de la fabrication de HFC et HCFC : il y a lieu de demander communication de la méthode de quantification des émissions spécifiques lors de la production des HFC et HCFC à Tavaux (Jura) et à Pierre-Bénite (Rhône), la fréquence des mesures sil y en a, le facteur démission utilisé et les conditions de sa validation. Les entreprises concernées mettent actuellement au point, par écrit, ces méthodes de quantification.
La production de HFC et de HCFC 22 se fait à Tavaux (Jura) et à Pierre-Bénite (Rhône).
6.2. Perfluorocarbures (PFC)
6.2.1. PFC émis lors de la fabrication de laluminium de première fusion
La production daluminium primaire se fait en deux étapes.
Dans une première étape, le minerai de bauxite est broyé puis soumis au procédé chimique Bayer dextraction de lalumine sous forme dhydrate, ensuite transformé par cuisson en alumine calcinée (formule Al2O3).
Dans une seconde étape, la réduction électrolytique de lalumine par le procédé Hall-Héroult sopère dans des séries de cuves délectrolyse traversées par un courant électrique de haute intensité et équipées danodes en carbone consommables.
Laluminium et le CO2 sont les principaux produits de la réaction.
Deux PFC, le tétrafluorure de carbone (CF4) et lhexafluorure de carbone (C2F6), sont émis au cours de cette étape en raison de la présence des sels fluorés (cryolithe) utilisés comme fondant de lalumine (bain délectrolyse).
La profession utilise dores et déjà une méthode de mesure indirecte quelle a mise au point, reconnue dans les lignes directrices du GIEC relatives aux " bonnes pratiques en matière dinventaires et gestion des incertitudes " élaborées en 2000.
Cette méthode repose sur le fait que les PFC sont formés durant un phénomène intermittent appelé " effet danode " au cours duquel les produits fluorés sont électrolysés en lieu et place de lalumine lorsque celle-ci est en concentration insuffisante dans le bain délectrolyse. Leffet danode saccompagne dune montée brutale de la tension électrique aux bornes de la cuve.
Une formule vérifiée empiriquement, à loccasion de campagnes de mesure des CF4 sur les différentes technologies délectrolyse exploitées en France, relie les émissions de CF4 par tonne daluminium à la " surtension deffet danode ", paramètre électrique de procédé mesuré en permanence (sur les cuves utilisant la technologie française de Péchiney), moyenné sur le mois et sur lensemble des cuves de chaque série. La surtension moyenne deffet danode ainsi calculée est un paramètre intégrateur qui prend en compte à la fois la fréquence des effets danode, leur durée et leur " force " exprimée en volts. Les émissions absolues de CF4 sont ainsi proportionnelles à lénergie excédentaire dissipée (puisque la production daluminium est proportionnelle à lintensité du courant électrique).
Lexploitant devra fournir pour chaque série délectrolyse les données correspondant à la surtension moyenne deffet danode (SEA), le rendement Faraday (F) qui intervient de façon secondaire dans la formule et la production daluminium (P).
Il explicitera lapplication des formules :
CF4 (en kg par tonne daluminium) = K * SEA / F (en %)
avec
K = 1,8623 (la valeur du GIEC est arrondie à 1,9)
SEA surtension moyenne deffet danode en millivolts
F rendement Faraday de lélectrolyse
CF4 (en kg) = CF4 (en kg par tonne) * P (en tonnes)
Lexploitant devra par ailleurs rapporter et justifier :
- lutilisation dune constante K différente pour une usine donnée, sur la base de nouvelles mesures directes démissions et détudes démontrant une corrélation statistique meilleure ;
- lutilisation temporaire éventuelle dune formule différente utilisant par exemple la seule fréquence deffet danode et un coefficient approprié, en cas de dérive de la mesure de la surtension.
Les émissions de C2F6, pour lesquelles lindustrie na pas encore mis au point de formule équivalente, sont estimées à 10 % des émissions de CF4 sur la base de mesures mises en commun par la profession. Ce ratio est utilisé de façon universelle et figure également dans les lignes directrices du GIEC.
6.2.2. PFC utilisé dans lindustrie des semi-conducteurs
Il sagit notamment du PFC 116, du PFC 14, ou dautres types que lexploitant devra indiquer avec leur pouvoir de réchauffement global.
Les PFC sont utilisés dans lindustrie pour la gravure de microprocesseurs. Un consensus international prévaut actuellement pour considérer que 72 % des PFC consommés par lindustrie sont émis à latmosphère lorsque aucun dispositif de traitement en aval nest opérationnel.
Toutes les substances consommées ayant par définition vocation à être émises dans latmosphère, lexploitant devra donner la quantité annuelle consommée de chacune de ces substances. Il multipliera cette quantité par 72 %.
6.2.3. NF 3
Le NF 3, dont le pouvoir de réchauffement est de 8 000 fois celui du gaz carbonique, est utilisé aux mêmes fins que les PFC. Le facteur démission est identique. Lexploitant doit fournir également les quantités annuelles consommées.
6.3. Hexafluorure de soufre (SF6)
Le pouvoir de réchauffement global du SF6 est de 23 900 fois celui du CO2. Avec un faible tonnage, limpact sur leffet de serre peut donc être élevé.
Emissions de SF6 dans les fonderies de magnésium :
Le SF6 consommé est totalement émis dans latmosphère. Lexploitant devra fournir le bilan matière du SF6 consommé dans lannée N - 1.
Emissions de SF6 dans la fabrication déquipements électriques :
Un bilan matière devra être effectué. Est repris ici le bilan admis dans le guide des " Bonnes pratiques en matière dinventaires " et proposé par le GIMELEC et le CAPIEL, organismes français et européen regroupant les fabricants déquipements électriques.
Bilan-matière du SF6 dans les équipements électriques
Entrées annuelles :
E 1 : quantité de SF6 achetée dans lannée N - 1.
E 2 : variation annuelle du stock.
Sorties annuelles :
S 1 : quantités annuelles utilisées dans les appareils au cours de lannée N - 1.
S 2 : quantité annuelle réexpédiée en bouteilles et conteneurs vides, avec estimation des fonds de bouteille, au cours de lannée N - 1.
S 3 : quantité de gaz à recycler.
Pertes en usine :
(E 1 + E 2) - (S 1 + S 2 + S 3).
Emissions de SF6 dans la fabrication de semi-conducteurs
Les émissions seront calculées de la manière suivante :
Emissions de SF6 = 72 % de la quantité totale de SF6 consommée sur le site au cours de lannée N - 1, calculée à partir dun bilan-matière (cf. le paragraphe relatif aux PFC des semi-conducteurs ci-dessus).
Sources et bases documentaires
Lignes directrices révisées du Groupe intergouvernemental sur lévolution du climat (GIEC) de 1996 sur les inventaires nationaux de gaz à effet de serre.
Rapport du GIEC de 2000 sur les recommandations en matière de bonnes pratiques et gestion des incertitudes.
GHG protocol initiative (http ://www.wbcsd.org) et Protocole de mesure et de reporting (EPE et ANDERSEN).
Note du Syndicat français de lindustrie cimentière du 27 février 2002 adoptée par le Comité de suivi de lindustrie cimentière.
Notes du CITEPA (cf. annexe), de Price Waterhouse Coopers et de diverses entreprises et organismes professionnels dont Pechiney, Capiel, Gimelec, UIC, Rhodia, Copacel...
Annexe relative au contrôle des déclarations des émissions de gaz à effet de serre
Annexe réalisée en collaboration et en accord avec le Citepa dans le souci de cohérence avec les méthodes délaboration de linventaire national.
Tableaux :
A 1. Tableau de référence pour lidentification des combustibles, de leur pouvoir calorifique inférieur et leur facteur démission de carbone.
A 2. Tableau de référence pour les facteurs doxydation du carbone en fonction du combustible.
A 3. Tableau de référence pour les facteurs démissions de méthane et de protoxyde dazote en fonction du combustible et de la technologie utilisée.
Tableau A 1
Références pour lidentification des combustibles, de leur pouvoir calorifique inférieur et leur facteur démission de carbone
Ces valeurs sont indiquées par défaut, lorsque lexploitant nen fournit aucune. Les valeurs CITEPA sont issues soit de valeurs nationales (ex. : Observatoire de lénergie), soit de données spécifiques nationales (ex. : gaz de raffinerie, etc.), soit de lapplication de données tirées de la littérature y compris du GIEC.
| Code |
Désignation |
PCI/valeursCITEPA (GJ/t) |
Facteur démission de carbone/valeurs CITEPA (kg C/GJ) (1) |
| 101 |
Charbon à coke (PCS >23 865 kJ/kg) |
|
25,8 |
| 102 |
Charbon vapeur (PCS >23 865 kJ/kg) |
26 |
25,8 |
| 103 |
Charbon sous-bitumineux (17 435 kJ/kg < PCS <23 865 kJ/kg) |
20 |
26,2 |
| 104 |
Agglomérés de houille |
|
25,8 |
| 105 |
Lignite (PCS <17 435 kJ/kg) |
17 |
27,3 |
| 106 |
Briquette de lignite |
17 |
26,7 |
| 107 |
Coke de houille |
28 |
29,2 |
| 108 |
Coke de lignite |
17 |
29,5 |
| 109 |
Coke de gaz |
|
|
| 110 |
Coke de pétrole |
32 |
26,2 |
| 111 |
Bois et similaire |
18,2 (sec à lair) |
25,1 |
| 112 |
Charbon de bois |
32,5 |
27,3 |
| 113 |
Tourbe |
11,6 |
30 |
| 114 |
Ordures ménagères |
8,8 (très variable) |
29,7 |
| 115 |
Déchets industriels solides |
12,5 (très variable) |
|
| 116 |
Déchets de bois |
18,2 (très variable) |
25,1 |
| 117 |
Déchets agricoles |
14 |
27 |
| 118 |
Boues dépuration |
15 |
4,1 |
| 119 |
Dérivés de déchets |
|
|
| 120 |
Schistes bitumineux |
9,4 |
29,1 |
| 121 |
Autres combustibles solides |
|
|
| 201 |
Pétrole brut |
42,8 |
20 |
| 203 |
Fioul lourd |
40 |
21,3 |
| 204 |
Fioul domestique |
42 |
20,5 |
| 205 |
Gazole |
42 |
20,5 |
| 206 |
Kérosène |
44 |
20,2 |
| 207 |
Carburéacteur |
44 |
20,2 |
| 208 |
Essence |
44 |
19,9 |
| 209 |
Essence aviation |
44 |
19,9 |
| 210 |
Naphta |
45 |
20 |
| 211 |
Huile de schiste bitumineux |
36 |
20,0 |
| 212 |
Huile de moteur à essence |
|
|
| 213 |
Huile de moteur diesel |
|
|
| 214 |
Solvant usagé |
très variable |
|
| 215 |
Liqueur noire |
|
28,6 |
| 216 |
Fioul + charbon |
|
|
| 217 |
Produit dalimentation des raffineries |
45 |
20,0 |
| 218 |
Autres déchets liquides |
|
|
| 219 |
Lubrifiants |
(très variable) 40,2 |
20 |
| 220 |
White spirit |
45,2 |
|
| 221 |
Paraffines |
|
|
| 222 |
Bitumes |
40 |
22 |
| 223 |
Bio-alcool |
|
|
| 224 |
Autres combustibles liquides |
|
|
| 301 |
Gaz naturel |
49,6 (dépend du type) |
15,5 |
| 302 |
Gaz naturel liquéfié |
49,6 |
15,5 |
| 303 |
Gaz de pétrole liquéfié |
46 (variable) |
17,5 |
| 304 |
Gaz de cokerie |
31,5 (très variable) |
12,8 |
| 305 |
Gaz de haut fourneau |
2,3 |
73,1 |
| 306 |
Gaz de cokerie + gaz de haut fourneau |
|
|
| 307 |
Gaz industriel |
(très variable) |
|
| 308 |
Gaz de raffinerie |
48 (très variable) |
15,3 |
| 309 |
Biogaz |
14 |
20,5 |
| 310 |
Gaz de décharge |
|
|
| 311 |
Gaz dusine à gaz |
|
14,2 |
| 312 |
Gaz daciérie |
|
49,9 |
| 313 |
Hydrogène |
120 |
0 |
| (1) En ce qui concerne les produits issus de la biomasse, on présente les facteurs démissions physiques déclarés, sachant que le facteur démission à retenir au titre du projet de directive établissant un système déchange de quotas démissions au sein de la communauté pour le CO2 issu de la combustion de la biomasse est égal à 0. Sources : IPCC, OE, CITEPA, CORINAIR. |
Déchets utilisés comme combustibles dans certaines activités : cimenteries (1) et papeteries
| Code |
Désignation |
PCI/valeurs (GJ/t) |
Facteur démission de carbone/valeurs (kg C/GJ) |
| |
Huiles usagées |
38,8 |
20,5 |
| |
Pneumatiques |
|
23,2 |
| |
Plastiques |
|
20,5 |
| |
Solvant |
25,6 |
19,1 |
| |
Sciures imprégnées |
15,7 |
26,8 |
| |
Farines animales |
18,1 |
24,9 |
| |
Bois non imprégné |
|
25,1 |
| |
Boues papetières (2) |
3 |
40 |
| (1) En ce qui concerne les produits issus de la biomasse, on présente les facteurs démissions physiques déclarés, sachant que le facteur démission à retenir au titre du projet de directive établissant un système déchange de quotas démissions au sein de la communauté pour le CO2 issu de la combustion de la biomasse est égal à 0.
(2) Valeurs proposées par le COPACEL (profession papetière).
|
Tableau A 2 : Références pour les facteurs doxydation du carbone
| Nature du combustible |
Fraction du carbone oxydé (%) |
| Charbon |
98 |
| Pétrole et produits pétroliers |
99 |
| Gaz |
99,5 |
| Tourbe |
99 |
Les valeurs doivent être précisées par lexploitant. On présente ici à titre de référence les valeurs du groupe intergouvernemental sur lévolution du climat, établies à partir de moyennes mondiales. Dans un certain nombre de cas particuliers, des valeurs plus spécifiques devront être utilisées.
Pour certains charbons, la fraction oxydée peut ne représenter que 90 % du carbone présent.
Tableau A 3
Références pour les facteurs démissions de méthane et de protoxyde dazote en fonction du combustible et de la technologie utilisée
Dans un certain nombre de cas particuliers, des valeurs plus spécifiques devront être utilisées.
Sauf cas particulier explicité ci-après, les émissions de CH4 et de N2O issues de la combustion sont faibles et par suite les facteurs démissions correspondent à des valeurs basses. La différenciation dun grand nombre de sous cas selon la technologie utilisée introduit une grande complexité sans pour autant garantir une meilleure précision compte tenu du fait que les émissions réelles sont étroitement dépendantes des conditions opératoires réelles. Il est proposé dutiliser les coefficients suivants pour un nombre limité de cas simplifiés (susceptibles dévoluer avec létat des connaissances) en fonction du combustible et accessoirement de la technologie. Dans certains cas qui le justifieraient, les données établies par le GIEC peuvent être utilisées.
En tout état de cause, ces valeurs restent accompagnées dune incertitude élevée du fait de leur variabilité importante avec les conditions opératoires et les déclarations basées sur des données spécifiques mesurées périodiquement sont à encourager.
| Valeurs en g/GJ |
CH4 |
N2O |
| Charbon (tous types) |
15 |
3 |
| Bois, déchets de bois, déchets agricoles |
32 |
4 |
| Liqueurs noires |
5 |
2,5 |
| Fioul lourd |
3 |
1,75 |
| Déchets industriels solides |
1 |
2,5 |
| Fioul domestique |
1,5 |
1,5 |
| Gaz de raffinerie |
2,5 |
1,75 |
| Autres produits pétroliers |
1,5 |
2,5 |
| Déchets industriels liquides |
1 |
2,5 |
| Gaz naturel |
4 |
2,5 |
| Gaz aciérie |
0 |
2,5 |
| Gaz de cokerie |
0,3 |
1,75 |
| Gaz de haut-fourneau |
0,3 |
1,75 |
| Biogaz |
1,5 |
1,75 |
| Autres gaz industriels |
1 |
2,5 |
| Hydrogène |
0 |
2,5 |
Attention : dans le cas du recours à une technique de lit fluidisé, les émissions de N2O sont considérablement plus élevées :
Pour le charbon, des valeurs comprises entre 20 et 100 g/GJ ont été observées.
Pour le lignite, des valeurs de 5 à 70 ont été mesurées.
Pour le bois, des valeurs de 14 à 165 ont déjà été constatées.
Dans le cas des lits fluidisés circulants, des mesures comprises entre 14 et 55 g/GJ ont été obtenues (moyenne 30) pour des installations de plus de 100 MW. On recommandera donc la mesure du N2O sur les installations équipées de lits fluidisés. A défaut, les valeurs recommandées dans le cadre de la taxe générale sur les activités polluantes peuvent être utilisées, soit :
Lit fluidisé haute température, installation < 100MW (thermique) 10
Lit fluidisé haute température, installation < 100 MW (thermique) 30
Lit fluidisé stationnaire 30
Lit fluidisé circulant 60
Pour ce qui concerne le méthane, le " catalytic woodstove " et le " non-catalytic modified combustion stove " réduisent respectivement de 90 % et de 50 % les émissions de méthane.
