(non publiée)


La Ministre
à
Mesdames et Messieurs les Préfets de département
Monsieur le Préfet de Police

PJ : une annexe
arrêté du 28 juillet 2005

La directive 2003/87/CE du 13 octobre 2003 modifiée de la Commission européenne a mis en place un système d’échange de quotas d’émissions de gaz à effet de serre, pour les secteurs industriels les plus émetteurs. Le Code de l’environnement a été en conséquence modifié par ordonnance n° 2004-330 du 15 avril 2004. Le décret n° 2004-832 du 19 août 2004 modifié pris en application, transpose la directive européenne et met en place le système d’échange de quotas pour la France. Ainsi, le Plan national d’affectation des quotas (PNAQ), approuvé en février 2005, alloue, pour une première période de trois ans, un montant de quotas à 1 126 établissements. Ces quotas devront être restitués annuellement sur la base des émissions réelles des sites.

Les modalités pour la surveillance et la déclaration des émissions de gaz à effet de serre, en application de la directive suscitée, ont fait l’objet de la décision n°2004/156/CE du 29 janvier 2004 de la Commission européenne.

La transposition de cette décision s’est traduite en France par l’arrêté du 28 juillet 2005 relatif à la vérification et à la quantification des émissions déclarées dans le cadre du système d’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre (cf. pièce jointe), publié au Journal Officiel le 13 septembre 2005.

Cet arrêté prévoit dans ses articles 11 et 12, que les exploitants concernés établissent un « plan de surveillance des émissions de gaz à effet de serre ».

Ces plans de surveillance sont essentiels à une bonne gestion des déclarations d’émission.

Copie : Directions régionales de l’industrie, de la recherche et de l’environnement

En effet, ils obligent l’exploitant à s’engager sur une définition précise et exhaustive de l’ensemble des sources d’émission de son installation, ainsi que de l’ensemble des méthodes appliquées pour quantifier ces émissions.

D’autre part, ils constituent pour les organismes vérificateurs agréés, un canevas d’analyse complet qui doit servir de référence lors du processus de vérification de la déclaration annuelle. Ils faciliteront ainsi la vérification des grandes installations, et permettront d’éviter le recours à des visites systématiques pour les installations de faible taille. Ainsi, la mission de l’organisme vérificateur est de confirmer la mise en œuvre du plan de surveillance accepté, afin de conclure que la déclaration annuelle a été établie conformément à ce plan et que les données contenues ne comportent pas d’inexactitudes significatives.

Enfin, les plans de surveillance seront pour les préfets et les services de l’Inspection des installations classées (IIC), un moyen efficace d’assurer le suivi des déclarations d’émission des polluants spécifiques que sont les gaz à effet de serre.

Cette circulaire vise, à expliciter le contenu des plans de surveillance, et à préciser les modalités d’acceptation de ces plans par les Préfets.

(en prenant l’exemple du verre, on devra inclure les installations annexes de préchauffage du fuel, les feeders, les arches de re-cuisson). Compte-tenu de la faible importance de leurs émissions et consommations d’énergie, les équipements de chauffage des locaux industriels - et plus largement les équipements périphériques utilisés au sein de l’établissement pour le fonctionnement de l’installation – peuvent ne pas être distingués et être inclus dans le périmètre des équipements relevant du champ du système d’échange. Les émissions issues de la combustion de gaz sidérurgiques doivent être déclarées par l’exploitant qui produit ces gaz et non par l’exploitant qui les utilisent. Cela n’exonère pas l’utilisateur de déclarer la quantité de gaz sidérurgiques consommés. Pour un certain nombre d’établissements, et pour diverses raisons, les émissions historiques utilisées pour le calcul du montant des allocations incluaient les émissions d’équipements finalement exclus du système d’échange. Pour ces établissements, comme pour tous les autres, la déclaration ne devra porter, autant que possible et sauf exceptions ci-après, que sur les équipements et procédés inclus dans le champ du système d’échange, même si le calcul de leur allocation s’est basé sur une liste différente d’équipements et procédés. Pour le calcul des émissions d’un ensemble d’équipements utilisant le même combustible, certains exploitants évaluent les émissions globalement, par exemple sur la base des consommations mentionnées sur les factures du fournisseur. Lorsque cet ensemble d’équipements comprend des équipements hors du champ du système d’échange, et si la mise en place d’une procédure d’évaluation spécifique des émissions des seuls équipements relevant du champ entraîne des investissements déraisonnables ou s’avère techniquement impossible, il n’est pas imposé à l’exploitant de faire cette évaluation spécifique. En effet, l’impossibilité de se baser sur les factures de consommation entraînerait des investissements supplémentaires (étalonnage des compteurs, etc.) sans pour autant garantir une meilleure précision. Ainsi, afin de ne déclarer que les émissions relevant du champ, l’exploitant pourra, à partir de l’évaluation pour l’ensemble d’équipements, établir une règle de répartition des émissions dans cet ensemble. Cette règle devra se baser au minimum sur les puissances respectives des équipements, et leurs durées de fonctionnement annuel. Dans le plan de surveillance, l’exploitant devra faire mention de tels cas particuliers, expliciter précisément la règle qu’il a retenu pour évaluer la part des émissions qui relèvent du champ du système d’échange, et fournir les informations techniques nécessaires. b. Caractéristiques techniques Les caractéristiques techniques sont requises uniquement pour les équipements et procédés entrant dans le champ du système d’échange. Pour les installations de combustion, l’exploitant devra fournir la puissance thermique maximale (1) autorisée, ainsi que la puissance thermique réellement installée. Ces valeurs de puissance seront utilement complétées par le temps annuel d’utilisation de l’installation. De même, ce sont les capacités maximale et réelle d’un équipement ou d’un procédé qui doivent être mentionnées. (1) puissance reprise dans l’autorisation d’exploiter : quantité maximale de combustible, exprimée en pouvoir calorifique inférieur, susceptible d'être consommée par heure, ou MWth. c. Détermination et classement des sources Selon l’article 24 de l’arrêté du 28 juillet 2005, « une source est définie comme étant un point, un équipement, un procédé, ou tout sous-ensemble isolément identifiable dans une installation, à partir duquel du CO2 est émis ». Cette définition permet à l’exploitant d’adopter, lorsque cela est pertinent, une approche méthodologique globale pour certains équipements et/ou procédés, et d’éviter ainsi une quantification des émissions trop morcelée qui de surcroît n’apporterait pas davantage de précision dans le calcul. Cette approche pourra conduire par exemple à considérer comme étant des sources les différents flux de combustibles utilisés dans l’installation. Le classement des sources selon leurs émissions est essentiel puisqu’il permet de fixer les niveaux de précision des méthodes de calcul employées pour quantifier annuellement ces mêmes émissions. Cela permettra une estimation des émissions moins élaborée pour les sources émettrices de faible taille et d’éviter ainsi que l’exploitant consacre des moyens disproportionnés pour évaluer les émissions de faible ampleur. Les sources sont classées en trois catégories : majeures, mineures et marginales. La répartition des sources se fait selon le niveau d ‘émission de chacune des sources. Considérant que les valeurs des émissions pour 2005 ne sont pas encore connues, le niveau 1 puissance reprise dans l’autorisation d’exploiter : quantité maximale de combustible, exprimée en pouvoir calorifique inférieur, susceptible d'être consommée par heure, ou MWth. classer l’ensemble des sources par ordre décroissant de leurs émissions d’émission de chaque source sera en principe celui de 2004. Lorsque cette année n’est pas représentative de l’activité normale du site, il est acceptable que le niveau d’émission soit le niveau moyen des émissions de 2001 à 2003. La répartition des sources entre ces catégories se fait selon la démarche suivante : Pour les installations dont les émissions sont supérieures à 50 000 t de CO2 : Pour les installations dont les émissions sont inférieures à 50 000 t de CO2 : NB : Selon ce schéma, les établissements qui émettent moins de 500 t de CO2 peuvent considérer qu’ils n’ont que des sources marginales. De même, ceux qui émettent moins de 2 500 t de CO2 par an peuvent considérer qu’ils n’ont que des sources mineures et marginales. d. Combustibles utilisés Les combustibles utilisés devront être indiqués de manière exhaustive pour chaque équipement. La description devra ainsi inclure les combustibles issus de la biomasse et les combustibles mixtes, en précisant leur part de biomasse. 2. Méthodologie de quantification a. Quantification Les méthodes de quantification retenues devront être décrites pour chaque source ou ensemble de sources. Ces méthodes sont a priori celles qui figurent aux annexes III à X de l’arrêté du 28 juillet 2005 précité. Ainsi, il est important qu’apparaisse clairement dans le plan de surveillance, tout écart par rapport aux prescriptions de ces annexes. Pour être validés, ces écarts devront impérativement être justifiés. Les justifications a priori acceptables devront se baser sur une impossibilité technique ou sur un coût déraisonnable. Dans tous les cas de dérogation, l’exploitant devra faire une demande d’autorisation spécifique au Préfet. Si ces dispositions sont jugées acceptables, elles seront reprises dans un arrêté préfectoral de prescription complémentaire, pris conformément à l’art. 18 du décret n° 77-1133 du 21 septembre 1977. Cet arrêté devra être pris avant le 30 janvier de l’année suivant l’année pour lesquelles les émissions sont déclarées (c’est-à-dire le 30 janvier 2006 pour les émissions de 2005 qui seront déclarées au plus tard le 15 février 2006)

1. Transmission des plans de surveillance

Le plan de surveillance doit être daté et signé par l’exploitant, et vous être transmis avant le 30 septembre 2005 par lettre recommandée avec accusé de réception.

L’exploitant en transmet copie à l’inspection des installations classées (IIC).

Au 30 septembre 2005, il conviendra de vérifier que les plans de surveillance ont été transmis pour l’ensemble des installations soumises au système d’échange de quotas de CO2 relevant de sa compétence. Le bilan de cette vérification devra être communiqué au Ministère de l’Ecologie et du Développement Durable.

Dans le cas où, à cette date, certains exploitants n’auraient pas encore transmis leur plan, je vous invite à leur adresser un courrier leur demandant de bien vouloir régulariser leur situation dans les meilleurs délais.

2. Examen du plan de surveillance

L’examen d’un plan de surveillance portera sur le respect de l’ensemble des exigences de l’arrêté du 28 juillet 2005 précité, notamment sur le périmètre des installations qui entrent dans le champ d’application du système d’échange et sur le niveau requis de méthodologie de calcul de leurs émissions annuelles de CO2.

En cas de demande par l’exploitant d’utiliser un niveau de précision inférieur à celui requis, l’examen par l’IIC du plan de surveillance portera également sur les justifications présentées, afin de conclure sur l’acceptation éventuelle par les autorités de la demande de dérogation aux exigences de l’arrêté ministériel du 28 juillet 2005 précité.

Compte tenu notamment des délais, il n’est pas exigé que l’examen porte sur l’exactitude de l’ensemble des données fournies. Cet examen s’attachera plutôt à vérifier que l’ensemble des éléments demandés par l’arrêté sont bien présents dans le plan (en l’occurrence les listes d’équipements, de procédés et de combustibles, la liste classée des sources, les méthodes de quantification, etc.). C’est l’exploitant qui s’engage, par sa signature, à donner une description exhaustive et correcte de son installation et des modalités de quantification des émissions.

Une attention devra cependant être accordée à la liste des équipements retenus par l’exploitant comme relevant du système d’échange, compte tenu de son influence sur le montant des émissions déclarées. De plus, il est important de s’assurer que les niveaux de précisions annoncés par l’exploitant pour chacune des sources soient cohérents avec ceux requis par l’arrêté du 28 juillet 2005 susvisé.

Il n’apparaît pas nécessaire de réaliser une visite de l’installation à l’occasion de l’examen du plan de surveillance. L’examen des plans de surveillance pourra s’appuyer sur une comparaison avec les arrêtés préfectoraux d’autorisation. D’une manière générale, les erreurs de fond qui pourraient être décelées par l’IIC, du fait de sa connaissance des installations, devront être signalées à l’exploitant.

3. Demande de modifications du plan de surveillance

Si le plan de surveillance transmis n’est pas satisfaisant, vous adresserez une demande motivée à l’exploitant afin qu’il le modifie. L’exploitant dispose alors de quatre semaines pour adresser un nouveau plan. Vous disposerez alors d’un délai de quatre semaines pour accepter ou refuser le plan modifié.

Je vous rappelle que le plan de surveillance peut être accepté soit par un courrier de votre part à l’exploitant, soit de manière implicite, par absence de réponse dans les délais fixés à l’article 12 de l’arrêté du 28 juillet 2005 précité.

A défaut d’acceptation du plan au 30 janvier 2006, vous procéderez au calcul des émissions de CO2 par défaut conformément aux modalités de calcul définies dans les annexes de l’arrêté ministériel du 28 juillet 2005.

Vous voudrez bien me faire part des éventuelles difficultés que vous seriez amené à rencontrer lors de la mise en œuvre de ces dispositions.

Pour la Ministre et par délégation,
Le Directeur de la prévention des pollutions et des risques,
délégué aux risques majeurs,
Thierry TROUVE

Annexe : Liste indicative des informations à présenter dans le plan de surveillance conformément aux prescriptions de l’arrêté du 28 juillet 2005 relatif à la vérification et à la quantification des émissions déclarées dans le cadre du système d’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre

AVERTISSEMENT : Les tableaux ci-après présentent de manière indicative les données à fournir par l’exploitant. Cependant, dans les plans de surveillance fournis par les exploitants, ces données pourront apparaître sous des formes diverses, par exemple dans des notes de calculs et des documentations reprenant la mise en œuvre du schéma d’organisation et de collecte d’information pour le calcul des émissions de CO2.

S’il n’est pas imposé, pour l’instant, un format spécifique de plan de surveillance, il est souhaitable que les informations demandées à l’exploitant soient présentées de façon synthétique, afin d’en faciliter l’examen en vue de son acceptation.

Les points ci-après s’appuient sur un exemple fictif d’établissement relevant de l’activité « Installation de combustion de plus de 20 MW ». Le formalisme de cet exemple pourra paraître inadapté pour les établissements relevant d’autres activités.

I. Identification de l’établissement

Le plan de surveillance doit comporter l’ensemble des informations nécessaires à une identification claire de l’établissement et de son exploitant.

Cela comprend les données administratives habituelles, mais aussi les données spécifiques au système d’échange de quotas, notamment le n° d’identification figurant dans le PNAQ, ainsi que l’activité principale de l’établissement au sens de l’annexe du décret n° 2004-832 du 19 août 2004 modifié.

Le plan de surveillance doit également permettre d’identifier aisément une personne de contact en charge de son élaboration, notamment afin de résoudre les questions éventuelles avant acceptation.

II. Liste des activités (1) exercées par l’établissement

Les activités exercées par l’établissement doivent être listées de manière exhaustive. Dans les faits, la grande majorité des installations n’exercent qu’une seule activité.

ACTIVITES CAPACITE (2)
Installations de combustion de plus de 20 MWth 100 MWth

(1) Activité au sens de l’annexe du décret n° 2004-832 du 19 août 2004 modifié
(2) Selon l’activité considérée, capacité de production (ex: tonnes par jour), puissance thermique maximale (MW), définies dans l’arrêté préfectoral d’autorisation

III. Liste des équipements et procédés RELEVANT du système d’échange de quotas

Les exploitants devront établir une liste la plus précise possible, en affinant la description jusqu’au plus petit équipement isolable. Par exemple, l’exploitant devra mentionner l’existence, non pas d’une chaufferie en indiquant sa puissance globale, mais de chaque chaudière, moteur à combustion, etc., présent dans cette chaufferie, en indiquant leur puissance respective.

Ce niveau de précision est requis même si la méthode de calcul des émissions s’appuie sur une approche globale des sources (par exemple un calcul basé sur la mesure de la consommation de combustible à l’entrée de cette même chaufferie).

EQUIPEMENTS/PROCEDES FONCTION CAPACITE(3) COMBUSTIBLES UTILISES
Chaudière gaz 1 production de vapeur 70 MWth gaz naturel
Chaudière fuel production de vapeur 15 MWth Fuel

autres combustibles liquides

Turbine à combustion production d’électricité 10 MWe gaz naturel
Chaudière gaz 2 chauffage de fluide caloporteur 5 MWth gaz naturel

(3) Idem

L’ensemble de ces équipements devra être localisable sur un plan du site annexé au plan de surveillance.

IV. Liste des équipements et procédés NE RELEVANT PAS du système d’échange de quotas

EQUIPEMENTS ACTIVITE CAPACITE (4) COMBUSTIBLES UTILISES
Four Production d’acide organique 72 t/j gaz naturel
Chaudière de secours production de vapeur 12 MWth fuel

(4) Idem

L’ensemble de ces équipements devra être localisable sur un plan du site annexé au plan de surveillance.

V. Liste classée des sources d’émission de CO2 pour chaque activité énumérée au II.

Pour cette partie, l’exploitant doit fournir le détail du raisonnement (hypothèses et calculs) conduisant à la détermination et au classement des différentes sources.

Pour les cokeries et les activités relevant du II.A de l’annexe du décret 2004-832 précité, le détail des émissions par source n’est pas exigé pour les installations ou parties d’installations dont les émissions sont calculées par la méthode du « bilan matières » (cf. 2. de l’annexe V de l’arrêté du 28 juillet 2005).

CATEGORIES SOURCES (5) NIVEAU D’EMISSION (tCO2) % des émissions totales % cumulé des émissions totales
SOURCES MAJEURES Turbine à combustion 55 000 42,6 % 42,6 %
Chaudière gaz 1 50 000 32,8 % 81,4 %
Chaudière fuel 20 000 15,5 % 96,9 %
SOURCES MINEURES Chaudière gaz 2 4 000 3,1 % 100,0 %
SOURCES MARGINALES Néant - 0 % 100,0 %
    129 000    

(5) Dans l’exemple, les sources sont des équipements, mais elles peuvent également être des combustibles, par exemple en cimenterie ; les tableaux peuvent dans ce cas se présenter sous une autre forme.

VI. Liste des "niveaux de méthode" retenus et détail des procédures de détermination des différents paramètres.

Pour chaque source, et pour chaque combustible ou matière, le plan de surveillance doit mentionner, pour l’ensemble des paramètres de calcul concernés, les niveaux de méthode retenus, ainsi que la description détaillée des procédures utilisées pour déterminer ces paramètres.

Pour ce deuxième point, l’exploitant fournira des informations décrivant : les appareils de mesure et les méthodes d’échantillonnage et d’analyse avec les incertitudes correspondantes, les sources documentaires, les factures de consommation de combustibles, etc.

De manière synthétique, cela peut se traduire selon un tableau de la forme suivante :

SOURCES (6) COMBUSTIBLES / MATIERES PARAMETRES DE CALCUL NIVEAU RETENU (7) DESCRIPTION DES PROCEDURES DE DETERMINATION DES PARAMETRES DE CALCUL
Turbine à combustion gaz naturel Données d’activité 3a voir section x du rapport joint
PCI 2 valeur du tableau 1 annexe III de l’arrêté du 28 juillet 2005
Facteur d’oxydation 1 valeur de référence
Facteur d’émission 2a valeur du tableau 1 annexe III de l’arrêté du 28 juillet 2005
Chaudière gaz 1 gaz naturel Données d’activité 3a …
PCI 2  
Facteur d’oxydation 1  
Facteur d’émission 2a  
Chaudière fuel fuel Données d’activité 3a  
PCI 2  
Facteur d’oxydation 1  
Facteur d’émission 2b  
Chaudière fuel fuel résiduel Données d’activité 3a  
PCI 2  
Facteur d’oxydation 1  
Facteur d’émission 1 voir justifications de l’écart section y du rapport joint

(6) Idem.
(7) Il s’agit des niveaux de précisions mentionnés dans les annexes de l’arrêté du 28 juillet 2005. Tout écart par rapport à ces niveaux devra être justifié.

Il est indispensable qu’apparaisse clairement tout écart par rapport aux niveaux de précisions requis par l’arrêté du 28 juillet 2005, et que soient fournies les justifications correspondantes. Une demande de dérogation devra être transmise au Préfet.

VII. Liste des éventuelles sources équipées d'un système de mesure en continu (SMC) des émissions de CO2 - Informations sur ces systèmes de mesure en continu

Dans le cas où certaines émissions seraient déterminées par une méthode fondée sur la mesure, l'exploitant doit prouver que cette méthode est plus précise que la méthode de calcul correspondante fondée sur une combinaison des niveaux de méthode requis pour l’installation concernée et que la comparaison entre les méthodes de mesure et de calcul se fonde sur une liste de sources et d'émissions identiques.

VIII. Procédure d'assurance et de contrôle de la qualité appliquée à la gestion des données

Au-delà de la description des procédures de contrôle éventuelles, l’exploitant doit fournir des documents permettant de prouver la mise en place et la maintenance de ces procédures.

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