(JOUE n° L 229 du 31 août 2007)

Texte abrogé par depuis le 1er janvier 2013 par l'aticle 76 du Règlement (UE) n° 601/2012 de la Commission du 21 juin 2012 (JOUE n° L 181 du 12 juillet 2012).
Les dispositions de la décision 2007/589/CE continuent de s’appliquer à la surveillance, à la déclaration et à la vérification des émissions et, le cas échéant, des données d’activité antérieures au 1er janvier 2013.

Texte modifié par :

Décision n° 2011/540/UE de la Commision du 18 août 2011 (JOUE n° L 244 du 21 septembre 2011)

Décision n° 2010/345/UE de la Commission du 8 juin 2010 (JOUE n° L 155 du 22 juin 2010)

Décision n° 2009/339/CE du 16 avril 2009 (JOUE n° L 103 du 23 avril 2009)

Décision de la Commission n° 2009/73/CE du 17 décembre 2008 (JOUE n° L 24 du 28 janvier 2009)

Vus

La Commisson des communautés européennes,

Vu le traité instituant la Communauté européenne,

Vu la directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 octobre 2003 établissant un système d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre dans la Communauté et modifiant la directive 96/61/CE du Conseil (1), et notamment son article 14, paragraphe 1,

Considérants

Considérant ce qui suit :

(1) La surveillance et la déclaration des émissions de gaz à effet de serre effectuées conformément aux lignes directrices définies dans la présente décision doivent être exhaustives, cohérentes, transparentes et précises pour permettre le bon fonctionnement du système d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre mis en place par la directive 2003/87/CE.

(2) Au cours du premier cycle de mise en conformité du système d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre, qui couvrait l'année 2005, les exploitants, les vérificateurs et les autorités compétentes des États membres ont acquis une première expérience de la surveillance, de la vérification et de la déclaration au titre de la décision 2004/156/CE de la Commission du 29 janvier 2004 concernant l'adoption de lignes directrices pour la surveillance et la déclaration des émissions de gaz à effet de serre, conformément à la directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil (2).

(3) À la suite du réexamen de la décision 2004/156/CE, il est apparu nécessaire d'apporter plusieurs modifications aux lignes directrices définies dans ladite décision afin de les rendre plus claires et plus avantageuses sur le plan économique. En raison du nombre important de modifications à opérer, il convient de remplacer la décision 2004/156/CE.

(4) Il convient de faciliter l'application des lignes directrices aux installations dont les émissions déclarées moyennes vérifiées sont inférieures à 25 000 tonnes de CO2 d'origine fossile par an pour la période d'échanges précédente, ainsi que de renforcer l'harmonisation et de clarifier certaines questions techniques.

(5) Il a été tenu compte, le cas échéant, des recommandations concernant la surveillance des gaz à effet de serre formulées par le Groupe intergouvernemental d'experts sur l'évolution du climat (GIEC), l'Organisation internationale de normalisation (ISO), l'initiative "Greenhouse Gas Protocol" du World Business Council on Sustainable Development (WBCSD) et le World Resources Institute (WRI).

(6) Les données communiquées par les exploitants en vertu de la présente décision devraient faciliter l'imputation des émissions déclarées en vertu de la directive 2003/87/CE, de celles notifiées au registre européen des rejets et des transferts de polluants (RERTP) créé par le règlement (CE) n° 166/2006 du Parlement européen et du Conseil du 18 janvier 2006 concernant la création d'un registre européen des rejets et des transferts de polluants, et modifiant les directives 91/689/CEE et 96/61/CE du Conseil (3), ainsi que des émissions consignées dans les inventaires nationaux, en se fondant sur les différentes catégories de sources définies par le GIEC.

(7) En améliorant le rapport coût-avantages des méthodes de surveillance, sans pour autant compromettre la précision des données d'émission déclarées ni l'intégrité globale des systèmes de surveillance, les exploitants et les autorités compétentes devraient généralement être en mesure de s'acquitter des obligations qui leur incombent en vertu de la directive 2003/87/CE moyennant des coûts sensiblement réduits. C'est notamment le cas pour les installations utilisant des biocombustibles purs et pour celles dégageant des quantités réduites d'émissions.

(8) Les exigences en matière de déclaration ont été alignées sur celles prévues à l'article 21 de la directive 2003/87/CE.

(9) Les exigences concernant le plan de surveillance ont été clarifiées et rendues plus strictes, compte tenu du rôle déterminant de ce plan dans la qualité des déclarations et la fiabilité des résultats de la vérification.

(10) Le tableau 1, qui définit les exigences minimales prévues à l'annexe I, doit être utilisé en permanence. Les différentes entrées de ce tableau ont été actualisées à la lumière des informations recueillies par les États membres, les exploitants et les vérificateurs, compte tenu des modifications apportées aux dispositions concernant les émissions de combustion liées aux activités visées à l'annexe I de la directive 2003/87/CE  et aux lignes directrices spécifiques, et devraient désormais assurer un juste équilibre entre les exigences de rentabilité et de précision.

(11) Une méthode alternative assortie de seuils d'incertitude minimaux est désormais prévue comme solution de rechange pour la surveillance des émissions provenant d'installations très spécifiques ou très complexes: cette méthode exempte les installations concernées de l'application de l'approche par niveaux et permet l'élaboration d'une méthode de surveillance parfaitement adaptée.

(12) Les dispositions concernant le CO2 transféré et le CO2 inhérent entrant dans les installations couvertes par la directive 2003/87/CE ou sortant de ces installations sous forme de substance ou de combustible purs ont été précisées et rendues plus strictes, afin de les harmoniser davantage avec les exigences en matière de déclaration imposées aux États membres en vertu du protocole de Kyoto à la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

(13) La liste des facteurs d'émission de référence a été élargie et actualisée à la lumière des informations issues des lignes directrices 2006 du Groupe intergouvernemental d'experts sur l'évolution du climat (ci-après dénommées " lignes directrices du GIEC "). La liste a également été augmentée de valeurs de référence pour les pouvoirs calorifiques inférieurs pour une large gamme de combustibles, sur la base des lignes directrices du GIEC.

(14) La partie relative au contrôle et à la vérification a été réexaminée et révisée afin d'en améliorer la cohérence conceptuelle et linguistique avec les recommandations formulées par la Coopération européenne pour l'accréditation (EA), le Comité européen de normalisation (CEN) et l'ISO.

(15) Pour ce qui est de la détermination des propriétés des combustibles et des matières, les exigences définies pour l'utilisation des résultats des laboratoires d'analyse et des analyseurs de gaz en ligne ont été précisées à la lumière de l'expérience acquise lors de la mise en oeuvre des exigences correspondantes dans les différents États membres pendant la première période d'échanges. Des exigences supplémentaires sont également préVues en ce qui concerne les méthodes et les fréquences d'échantillonnage.

(16) Afin d'améliorer le rapport coût-avantages pour les installations dont les émissions annuelles sont inférieures à 25 000 tonnes de CO2 d'origine fossile, certaines dérogations aux exigences spécifiques applicables aux installations en général ont été ajoutées.

(17) L'utilisation de facteurs d'oxydation dans le cadre de la méthode de surveillance a été rendue facultative pour les procédés de combustion. Une méthode reposant sur le bilan massique a été ajoutée pour les installations produisant du noir de carbone et pour les terminaux de traitement du gaz. Les exigences en matière d'incertitude à respecter lors de la détermination des émissions provenant des torchères ont été reVues à la baisse afin de tenir compte des conditions techniques spécifiques qui caractérisent ces installations.

(18) En raison des problèmes signalés lors de la première période de déclaration eu égard au niveau de précision réalisable, la méthode du bilan massique ne doit pas figurer dans les lignes directrices spécifiques applicables aux raffineries de pétrole visées à l'annexe I de la directive 2003/87/CE. Les recommandations concernant les émissions liées à la régénération des catalyseurs de craquage catalytique, à la régénération dans les autres procédés de catalyse et aux unités de cokéfaction fluide avec gazéification ont été révisées compte tenu des conditions techniques spécifiques qui caractérisent ces installations.

(19) Les dispositions et seuils préVus aux fins de l'application de la méthode du bilan massique ont été rendus plus stricts pour les installations produisant du coke, des produits frittés, du fer et de l'acier. Les facteurs d'émission provenant des lignes directrices du GIEC sont été ajoutés.

(20) La terminologie et les méthodes applicables aux installations produisant du ciment clinker et aux installations produisant de la chaux ont été alignées sur les pratiques commerciales des secteurs couverts par la présente décision. L'utilisation des données d'activité, du facteur d'émission et du facteur de conversion a été harmonisée avec les autres activités couvertes par la directive 2003/87/CE.

(21) Des facteurs d'émission supplémentaires sont préVus à l'annexe IX pour les installations de l'industrie du verre.

(22) Les exigences en matière d'incertitude applicables aux émissions provenant de la calcination des matières premières dans les installations de l'industrie céramique ont été reVues à la baisse afin de mieux refléter les situations dans lesquelles les argiles proviennent directement des carrières. Il convient d'abandonner la méthode fondée uniquement sur les extrants en raison de son champ d'application restreint, constaté lors du premier cycle de déclaration..

(23) Il convient d'ajouter des lignes directrices spécifiques pour la détermination des émissions de gaz à effet de serre au moyen de systèmes de mesure continue des émissions, afin de favoriser une application cohérente des méthodes de surveillance fondées sur la mesure, conformément aux articles 14 et 24 et à l'annexe IV de la directive 2003/87/CE.

(24) La présente décision ne prévoit pas la reconnaissance des activités liées au piégeage et au stockage du carbone, qui suppose une modification de la directive 2003/87/CE ou l'inclusion de ces activités conformément à l'article 24 de ladite directive.

(25) Les lignes directrices figurant dans les annexes de la présente décision définissent les critères détaillés révisés applicables à la surveillance et à la déclaration des émissions de gaz à effet de serre résultant des activités visées à l'annexe I de la directive 2003/87/CE . Ces gaz sont indiqués en relation avec les activités concernées, sur la base des principes de surveillance et de déclaration énoncés à l'annexe IV de ladite directive, qu'il convient d'appliquer à compter du 1er janvier 2008.

(26) L'article 15 de la directive 2003/87/CE dispose que les États membres veillent à ce que les déclarations présentées par les exploitants soient vérifiées sur la base des critères définis à l'annexe V de cette directive.

(27) Il est prévu de procéder à un nouveau réexamen des lignes directrices définies dans la présente décision dans les deux ans suivant son entrée en vigueur.

(28) Les mesures prévues à la présente décision sont conformes à l'avis du comité institué par l'article 8 de la décision 93/389/CEE du Conseil (4),

(1) JO L 275 du 25.10.2003, p. 32. Directive modifiée par la directive 2004/101/CE (JO L 338 du 13.11.2004, p. 18).
(2) JO L 59 du 26.2.2004, p. 1.
(3) JO L 33 du 4.2.2006, p. 1
(4) JO L 167 du 9.7.1993, p. 31. Décision modifiée en dernier lieu par le règlement (CE) no 1882/2003 du Parlement européen et du Conseil (JO L 284 du 31.10.2003, p. 1)
.

A arrêté la présente décision :

Article 1er de la décision du 18 juillet 2007

(Décision n° 2009/73/CE du 17 décembre 2008, article 1er et Décision n° 2010/345/UE du 8 juin 2010, article 1er et Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, article 1er)

« Les lignes directrices pour la surveillance et la déclaration des émissions de gaz à effet de serre résultant des activités énumérées à l’annexe I de la directive 2003/87/CE  et des activités incluses en application de l’article 24, paragraphe 1, de cette directive sont énoncées dans les annexes I à XIV et XVI à XXIV de la présente décision.

Les lignes directrices pour la surveillance et la déclaration des données relatives aux tonnes-kilomètres liées aux activités aériennes aux fins de l’introduction d’une demande au titre de l’article 3 sexies ou de l’article 3 septies de la directive 2003/87/CE sont définies dans l’annexe XV. Ces lignes directrices sont fondées sur les principes énoncés à l’annexe IV de ladite directive. »

Article 2 de la décision du 18 juillet 2007

La décision 2004/156/CE est abrogée à la date visée à l'article 3.

Article 3 de la décision du 18 juillet 2007

La présente décision s'applique à compter du 1er janvier 2008.

Article 4 de la décision du 18 juillet 2007

Les États membres sont destinataires de la présente décision.

Fait à Bruxelles, le 18 juillet 2007.

Par la Commission

Stavros DIMAS
Membre de la Commission

Annexe I :  Lignes directrices générales

(Décision n° 2009/73/CE du 17 décembre 2008, annexe, Décision n° 2010/345/UE du 8 juin 2010, annexe et Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe I)

1. Introduction

La présente annexe contient les lignes directrices générales pour la surveillance et la déclaration des émissions des gaz à effet de serre indiqués en relation avec les activités visées à l'annexe I de la directive 2003/87/CE. Des lignes directrices supplémentaires concernant les émissions spécifiques par secteur d'activité figurent dans les « annexes II à XI et XIII à XXIV » de la décision.

2. Définitions

" Les définitions de la directive 2003/87/CE s'appliquent aux fins de la présente annexe et des « annexes II à XXIV ». "

1) En outre, les définitions de base suivantes s'appliquent :

a) " activités " : les activités visées à l'annexe I de la directive 2003/87/CE ;

b) " autorité compétente " : l'autorité ou les autorités compétentes désignées conformément à l'article 18 de la directive 2003/87/CE ;

c) " source d'émission " : une partie (point ou procédé) séparément identifiable d'une installation à partir de laquelle sont émis les gaz à effet de serre concernés ;

d) " flux " : un type particulier de combustible, matière première ou produit dont la consommation ou la production donne lieu à des émissions des gaz à effet de serre concernés à partir d'une ou plusieurs sources d'émission ;

e) " méthode de surveillance " : l'ensemble des méthodes utilisées par un exploitant pour déterminer les émissions d'une installation donnée ;

f) " plan de surveillance " : une documentation détaillée, complète et transparente concernant la méthode de surveillance d'une installation donnée et couvrant notamment les activités de collecte et de traitement des données, ainsi que le système mis en place pour en contrôler la justesse ;

" g) " niveau " : un élément spécifique d'une méthode servant à déterminer les données d'activité, les facteurs d'émission, les émissions annuelles, la moyenne horaire annuelle des émissions et les facteurs d'oxydation ou de conversion;"

h) " annuelle " : une période durant une année civile, du 1er janvier au 31 décembre ;

i) " période de déclaration " : une année civile pendant laquelle les émissions doivent être surveillées et déclarées ;

j) " période d'échanges " : une phase pluriannuelle du système d'échange de quotas d'émission (par exemple 2005-2007 ou 2008-2012) pour laquelle l'État membre établit un plan national d'allocation de quotas conformément à l'article 11, paragraphes 1 et 2, de la directive 2003/87/CE .

2) Les définitions suivantes s'appliquent en ce qui concerne les émissions, les combustibles et les matières :

a) " émissions de combustion " : les émissions de gaz à effet de serre survenant lors de la réaction exothermique d'un combustible avec l'oxygène ;

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

c) " CO2 inhérent " : le CO2 qui entre dans la composition d'un combustible ;

d) " prudent " : un ensemble d'hypothèses défini de manière à éviter toute sous-estimation des émissions annuelles ;

e) " lot " : une quantité de combustibles ou de matières échantillonnée et caractérisée de manière représentative et transférée en un seul chargement ou de manière continue pendant une période de temps donnée ;

f) " combustibles marchands " : les combustibles d'une composition donnée qui sont commercialisés couramment et librement, si le lot concerné a fait l'objet d'une transaction commerciale entre des parties économiquement indépendantes, dont tous les combustibles marchands ordinaires, le gaz naturel, le fioul léger et lourd, le charbon et le coke de pétrole ;

g) " matières marchandes " : les matières d'une composition donnée qui sont commercialisées couramment et librement, si le lot concerné a fait l'objet d'une transaction commerciale entre des parties économiquement indépendantes ;

h) " combustible marchand ordinaire " : les combustibles marchands normalisés au niveau international dont l'intervalle de confiance à 95 % est de ± 1 % pour le pouvoir calorifique déclaré, dont le gazole, le fioul léger, l'essence, le pétrole lampant, le kérosène, l'éthane, le propane et le butane.

3) Les définitions suivantes s'appliquent en ce qui concerne les mesures :

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

b) " incertitude " : un paramètre, associé au résultat de la détermination d'une grandeur et exprimé en pourcentage, caractérisant la dispersion des valeurs qui pourraient raisonnablement être attribuées à la grandeur en question, compte tenu des effets des facteurs aussi bien systématiques qu'aléatoires, et auquel est associé un niveau de confiance de 95 %, en prenant en compte l'asymétrie potentielle de la distribution des valeurs ;

c) " moyenne arithmétique " : la somme de toutes les valeurs formant un ensemble, divisée par le nombre d'éléments de cet ensemble ;

d) " mesure " : un ensemble d'opérations ayant pour objet de déterminer la valeur d'une grandeur ;

e) " instrument de mesure " : un dispositif destiné à être utilisé pour effectuer des mesures, seul ou en association avec d'autres dispositifs ;

f) " système de mesure " : un ensemble complet d'instruments de mesure et d'autres équipements, tels que les équipements d'échantillonnage et de traitement des données, utilisés pour la détermination de variables comme les données d'activité, la teneur en carbone, le pouvoir calorifique ou le facteur d'émission des émissions de CO2 ;

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

h) " mesure continue des émissions " : un ensemble d'opérations ayant pour objet de déterminer la valeur d'une grandeur au moyen de mesures périodiques (plusieurs fois par heure), en recourant soit à des mesures in situ au niveau de la cheminée, soit à des procédures d'extractions au moyen d'un instrument de mesure situé à proximité de la cheminée ; sont exclues les méthodes de mesure fondées sur le prélèvement d'échantillons isolés dans la cheminée ;

i) " conditions standard " : une température de 273,15 K (soit 0 °C) et une pression de 101 325 Pa définissant des normo-mètres cubes (Nm3).

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

4) Les définitions suivantes s'appliquent en ce qui concerne les méthodes fondées sur le calcul et les méthodes fondées sur la mesure pour les émissions de CO2 :

a) " coûts excessifs " : des coûts disproportionnés par rapport aux avantages globaux d'une mesure, tels que déterminés par l'autorité compétente. S'agissant du choix des niveaux, le seuil peut être défini comme étant la valeur des quotas par rapport à l'amélioration du niveau de précision. Pour les mesures améliorant la qualité des émissions déclarées mais n'exerçant aucun impact direct sur leur précision, on peut considérer que le coût excessif correspond à une fraction dépassant un seuil indicatif de 1 % de la valeur moyenne des données d'émission disponibles déclarées pour la période d'échanges précédente. À défaut, des données provenant d'installations représentatives menant des activités identiques ou comparables sont utilisées comme référence et adaptées en fonction de la capacité des installations concernées ;

b) " techniquement réalisable " : le fait que les ressources techniques nécessaires pour répondre aux besoins d'un système proposé puissent être acquises par l'exploitant en temps voulu ;

c) " flux de minimis " : un groupe de flux mineurs défini par l'exploitant d'une installation et dont les émissions conjointes ne dépassent pas 1 kilotonne de CO2 d'origine fossile par an, ou dont la contribution totale représente moins de 2 % (jusqu'à un maximum de 20 kilotonnes de CO2 d'origine fossile par an) des émissions annuelles totales de CO2 d'origine fossile de cette installation avant déduction du CO2 transféré, la valeur retenue étant la plus élevée en termes d'émissions absolues ;

d) " flux majeurs " : un groupe de flux n'appartenant pas au groupe des "flux mineurs" ;

e) " flux mineurs " : les flux définis par l'exploitant d'une installation et dont les émissions conjointes ne dépassent pas 5 kilotonnes de CO2 d'origine fossile par an, ou dont la contribution totale représente moins de 10 % (jusqu'à un maximum de 100 kilotonnes de CO2 d'origine fossile par an) des émissions annuelles totales de CO2 d'origine fossile de cette installation avant déduction du CO2 transféré, la valeur retenue étant la plus élevée en termes d'émissions absolues ;

f) " biomasse " : les matières organiques non fossilisées et biodégradables provenant de plantes, d'animaux et de micro-organismes, et notamment les produits, sous-produits, résidus et déchets issus de l'agriculture, de la sylviculture et des secteurs connexes, ainsi que les fractions organiques non fossilisées et biodégradables des déchets industriels et municipaux, et notamment les gaz et les liquides issus de la décomposition de matières organiques non fossilisées et biodégradables ;

g) " pur " : dans le cas d'une substance, le fait qu'une matière ou un combustible soit composé à 97 % au moins (en masse) de la substance ou de l'élément indiqué - la classification commerciale correspondante étant "purum". Dans le cas de la biomasse, il s'agit de la fraction de carbone issu de la biomasse par rapport à la quantité totale de carbone contenue dans le combustible ou la matière ;

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

5) Les définitions suivantes s'appliquent en ce qui concerne le contrôle et la vérification :

a) " risque de contrôle " : la possibilité qu'un paramètre de la déclaration d'émissions annuelle comporte des assertions inexactes significatives qui ne seront pas évitées ou détectées et corrigées à temps par le système de contrôle ;

b) " risque de détection " : le risque que le vérificateur ne détecte pas une irrégularité ou une inexactitude significatives ;

c) " risque inhérent " : la possibilité qu'un paramètre de la déclaration d'émissions annuelle comporte des inexactitudes significatives, en supposant qu'il n'y a pas d'activités de contrôle connexes ;

d) " risque d'audit " : le risque que le vérificateur exprime un avis incorrect. Le risque d'audit est fonction des risques inhérents, des risques de contrôle et du risque de détection ;

e) " assurance raisonnable " : un degré d'assurance élevé mais non absolu, exprimé formellement dans l'avis, quand à la présence ou à l'absence d'inexactitudes significatives dans la déclaration d'émissions soumise à vérification et quant à la présence ou à l'absence d'irrégularités significatives au niveau de l'installation ;

f) " seuil de signification " : le niveau ou seuil quantitatif à appliquer pour parvenir à un avis approprié sur les données d'émission communiquées dans la déclaration d'émissions annuelle ;

g) " degré d'assurance " : la mesure dans laquelle le vérificateur estime, dans les conclusions de la vérification, qu'il a été prouvé que les informations communiquées dans la déclaration d'émissions annuelle comportent ou ne comportent pas d'inexactitude significative ;

h) " irrégularité " : tout acte ou omission, intentionnel ou non, au niveau de l'installation soumise à vérification, qui est contraire aux prescriptions du plan de surveillance approuvé par l'autorité compétente dans le cadre de l'autorisation de l'installation ;

i) " irrégularité significative " : une irrégularité, par rapport aux exigences du plan de surveillance approuvé par l'autorité compétente dans le cadre de l'autorisation de l'installation, qui pourrait entraîner un traitement différent de l'installation par l'autorité compétente ;

j) " inexactitude significative " : une inexactitude (omission, déclaration inexacte ou erreur, hormis l'incertitude admissible) dans la déclaration d'émissions annuelle dont le vérificateur estime, dans l'exercice de ses fonctions, qu'elle pourrait exercer une influence sur le traitement réservé par l'autorité compétente à la déclaration d'émissions annuelle, par exemple lorsque l'inexactitude dépasse le seuil de signification ;

k) " accréditation " : dans le contexte de la vérification, la délivrance, par un organisme d'accréditation, d'une déclaration reposant sur une décision arrêtée à l'issue de l'évaluation détaillée d'un vérificateur, attestant formellement qu'il dispose des compétences et de l'indépendance nécessaires pour effectuer des vérifications conformément à des exigences données ;

l) " vérification " : les activités menées par un vérificateur afin d'être en mesure d'émettre un avis conformément à l'article 15 et à l'annexe V de la directive 2003/87/CE ;

m) " vérificateur " : un organisme de vérification compétent, indépendant et accrédité chargé de mener à bien le processus de vérification et de rendre compte à ce sujet, conformément aux exigences détaillées définies par l'État membre conformément à l'annexe V de la directive 2003/87/CE.

« 7. Les définitions suivantes s’appliquent en ce qui concerne les émissions de gaz à effet de serre résultant des activités de captage, de transport et de stockage géologique des gaz à effet de serre :
a) “ stockage géologique du CO2 ” : le “ stockage géologique du CO2 ” au sens de l’article 3, paragraphe 1, de la directive 2009/31/CE ;
b) “ site de stockage ” : un “ site de stockage ” au sens de l’article 3, paragraphe 3, de la directive 2009/31/CE  ;
c) “ complexe de stockage ” : un “complexe de stockage” au sens de l’article 3, paragraphe 6, de la directive 2009/31/CE ;
d) “ transport du CO2 ” : le transport du CO2  par pipeline aux fins de son stockage géologique dans un site de stockage autorisé en vertu de la directive 2009/31/CE ;
e) “ réseau de transport ” : un “réseau de transport” au sens de l’article 3, paragraphe 22, de la directive 2009/31/CE ;
f) “ captage du CO2 ” : l’activité consistant à capter, dans les flux de gaz, le CO2 qui serait sinon émis, aux fins de son transport et de son stockage géologique dans  un site de stockage autorisé en vertu de la directive 2009/31/CE ;
g)  “installation de captage ” : une installation assurant le captage du CO2 ;
h) “ émissions fugitives ” : les émissions irrégulières ou involontaires provenant de sources non localisées, ou trop disparates, ou trop faibles pour faire l’objet d’une  surveillance individuelle, notamment les émissions à partir de joints, soupapes, stations de compression intermédiaires et installations de stockage intermédiaires par  ailleurs intacts ;
i) “ émissions de purge ” : les émissions délibérément rejetées hors de l’installation grâce à la mise en place d’un point d’émission défini ;
j) “ colonne d’eau ” : la “ colonne d’eau ” au sens de l’article 3, paragraphe 2, de la directive 2009/31/CE  ;
k)  “récupération assistée des hydrocarbures ” : la récupération d’hydrocarbures en plus de ceux qui sont extraits par injection d’eau ou par d’autres moyens ;
l) “ fuite ” dans le contexte du stockage géologique: une “ fuite ” au sens de l’article 3, paragraphe 5, de la directive 2009/31/CE. »

3. Principes applicables en matière de surveillance et de déclaration

Pour être précises et vérifiables, la surveillance et la déclaration des émissions de gaz à effet de serre au titre de la directive 2003/87/CE doivent se fonder sur les principes ci-après :

" Exhaustivité.

Les activités de surveillance et de déclaration concernant une installation doivent couvrir toutes les émissions de procédé et de combustion provenant de l'ensemble des sources d'émission et des flux liés aux activités énumérées à l'annexe I de la directive 2003/87/CE et aux autres activités incluses en application de l'article 24 de la directive, ainsi que les émissions de tous les gaz à effet de serre indiqués en relation avec ces activités, tout en évitant une double comptabilisation. "

Cohérence.

Les émissions contrôlées et déclarées doivent être comparables dans le temps. Les mêmes méthodes de surveillance et les mêmes recueils de données doivent être utilisés. Les méthodes de surveillance peuvent être modifiées conformément aux dispositions des présentes lignes directrices si cela permet d'améliorer la précision des données déclarées. Les modifications apportées aux méthodes de surveillance sont soumises à l'approbation de l'autorité compétente et doivent être dûment étayées conformément aux présentes lignes directrices.

Transparence.

Les données de surveillance, et notamment les hypothèses, les références, les données d'activité, les facteurs d'émission, les facteurs d'oxydation et les facteurs de conversion, sont recueillies, enregistrées, rassemblées, analysées et étayées de manière à permettre une reproduction de la détermination des émissions par le vérificateur et l'autorité compétente.

Justesse.

Il convient de s'assurer que les émissions déterminées ne se situent pas systématiquement au-delà ou en deçà des émissions réelles. Les sources d'incertitude doivent être identifiées et réduites autant qu'il est possible. Il convient de veiller, avec la diligence nécessaire, à ce que le calcul et la mesure des émissions présentent le niveau de précision le plus élevé possible. L'exploitant doit permettre d'établir avec une assurance raisonnable la fiabilité des émissions déclarées. Les émissions sont déterminées au moyen des méthodes de surveillance appropriées définies dans les présentes lignes directrices. Le matériel de mesure ou d'essai servant à recueillir les données de surveillance doit être correctement utilisé, entretenu, étalonné et vérifié. Les tableurs et les autres outils utilisés pour stocker et manipuler les données de surveillance doivent être exempts d'erreurs. La déclaration d'émissions et les documents connexes doivent être exempts d'inexactitudes significatives, éviter les biais dans la sélection et la présentation des informations et rendre compte de manière crédible et équilibrée des émissions de l'installation.

Rapport coût-efficacité.

Lors du choix de la méthode de surveillance, il convient de mettre en balance les effets positifs d'une précision plus grande et les coûts supplémentaires engendrés. La surveillance et la déclaration des émissions doivent par conséquent viser le niveau de précision le plus élevé possible, sauf s'il y a une impossibilité technique ou si les coûts risquent d'être excessifs. Les instructions données à l'exploitant dans la méthode de surveillance doivent être logiques, simples, éviter les opérations redondantes et tenir compte des systèmes déjà mis en place dans l'installation.

Fiabilité.

Les utilisateurs doivent pouvoir se fier à la déclaration d'émissions vérifiée, qui doit représenter ce qu'elle est censée représenter ou ce qu'elle devrait raisonnablement représenter.

Amélioration des résultats en matière de surveillance et de déclaration des émissions.

La vérification doit constituer un moyen efficace et fiable de renforcer les procédures de contrôle et d'assurance de la qualité et fournir des informations que l'exploitant peut mettre à profit pour améliorer ses résultats en matière de surveillance et de déclaration des émissions.

4. Surveillance des émissions de gaz à effet de serre

4.1. Limites

La procédure de surveillance et de déclaration appliquée par une installation doit couvrir l'ensemble des émissions, provenant de toutes les sources et/ou de tous les flux d'émission liés aux activités menées dans l'installation et visées à l'annexe I de la directive 2003/87/CE. Sont également couverts les activités et les gaz à effet de serre inclus par un État membre en vertu de l'article 24 de la directive 2003/87/CE.

L'article 6, paragraphe 2, point b), de la directive 2003/87/CE dispose que l'autorisation d'émettre des gaz à effet de serre contient une description des activités et des émissions de l'installation. Par conséquent, toutes les flux et sources d'émission liés aux activités visées à l'annexe I de la directive 2003/87/CE qui doivent être surveillés et déclarés doivent être mentionnés dans l'autorisation. L'article 6, paragraphe 2, point c), de la directive 2003/87/CE dispose que l'autorisation d'émettre des gaz à effet de serre contient les exigences en matière de surveillance et précise la méthode et la fréquence de cette surveillance.

« Lorsque des fuites sont détectées dans un complexe de stockage au sens de la directive 2009/31/CE et donnent lieu à des émissions ou à des rejets de CO2 dans la colonne d’eau, ces fuites sont comptabilisées comme source d’émission pour l’installation correspondante et font l’objet d’une surveillance conformément aux dispositions de l’annexe XVIII. Sous réserve de l’approbation de l’autorité compétente, la fuite peut ne pas être comptabilisée comme source d’émission lorsque des mesures correctives ont été prises conformément à l’article 16 de la directive 2009/31/CE et que les émissions ou rejets dans la colonne d’eau résultant de cette fuite ne sont plus détectables. »

Les émissions provenant des moteurs à combustion interne mobiles utilisés à des fins de transport sont exclues des estimations.

La surveillance des émissions englobe les émissions provenant des opérations normales et des événements exceptionnels, tels que le démarrage, l'arrêt de l'installation et les situations d'urgence, survenus au cours de la période de déclaration.

Si les capacités de production séparées ou combinées ou si les rendements d'une ou de plusieurs activités relevant d'une même rubrique parmi celles citées à l'annexe I de la directive 2003/87/CE dépassent, dans une installation ou sur un site, les valeurs seuils citées dans ladite annexe, toutes les émissions de l'ensemble des sources et/ou flux liés aux activités de l'installation ou du site énumérées dans cette annexe doivent être surveillées et déclarées.

La question de savoir si une installation de combustion supplémentaire, telle qu'une installation de production combinée de chaleur et d'électricité, doit être considérée comme une partie d'une installation menant une autre activité de l'annexe I ou comme une installation séparée, dépend des conditions locales et doit être réglée dans l'autorisation d'émettre des gaz à effet de serre de l'installation.

Toutes les émissions d'une installation doivent être imputées à celle-ci, indépendamment de l'exportation de chaleur ou d'électricité vers d'autres installations. Les émissions associées à la production de chaleur ou d'électricité en provenance d'autres installations ne doivent pas être imputées à l'installation importatrice.

4.2. Méthodes fondées sur le calcul et la mesure

Conformément à l'annexe IV de la directive 2003/87/CE, les émissions peuvent être déterminées par l'une ou l'autre des méthodes ci-après :
- une méthode fondée sur le calcul, qui permet de déterminer les émissions provenant des flux sur la base de données d'activité obtenues au moyen de systèmes de mesure et de paramètres complémentaires issus d'analyses de laboratoire ou de facteurs standard,
- une méthode fondée sur la mesure, qui permet de déterminer les émissions provenant d'une source en mesurant en continu la concentration du gaz à effet de serre concerné dans les effluents gazeux, ainsi que le débit des effluents gazeux.

L'exploitant peut proposer d'employer une méthode fondée sur la mesure s'il peut démontrer :
- qu'elle donne normalement, pour les émissions annuelles de l'installation, une valeur plus précise qu'une autre méthode fondée sur le calcul, sans pour autant entraîner des coûts excessifs, et
- que la comparaison entre la méthode fondée sur la mesure et la méthode fondée sur le calcul repose sur un ensemble identique de sources et de flux d'émission.

L'utilisation d'une méthode fondée sur la mesure est soumise à l'approbation de l'autorité compétente. Pour chaque période de déclaration, l'exploitant doit corroborer les émissions mesurées en recourant à la méthode fondée sur le calcul, conformément aux dispositions de la partie 6.3c.

L'exploitant peut, avec l'accord de l'autorité compétente, combiner les méthodes fondées sur la mesure et les méthodes fondées sur le calcul pour les différents flux et sources d'émission d'une même installation. Il doit faire en sorte et prouver qu'il n'en résulte ni omission ni double comptabilisation des émissions.

4.3. Plan de surveillance

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe II)

L'article 6, paragraphe 2, point c), de la directive 2003/87/CE dispose que l'autorisation d'émettre des gaz à effet de serre contient les exigences en matière de surveillance et précise la méthode et la fréquence de la surveillance.

La méthode de surveillance fait partie du plan de surveillance qui doit être approuvé par l'autorité compétente sur la base des critères définis dans la présente partie et ses différentes subdivisions. L'État membre ou l'autorité compétente de l'État membre veille à ce que la méthode de surveillance devant être appliquée par les installations soit décrite dans les conditions dont est assortie l'autorisation ou, si cela est compatible avec la directive 2003/87/CE, définie dans des règles générales contraignantes.

L'autorité compétente contrôle et approuve le plan de surveillance préparé par l'exploitant, avant le début de la période de déclaration et une nouvelle fois après toute modification importante apportée à la méthode de surveillance appliquée à l'installation, comme indiqué au troisième paragraphe ci-après.

Sous réserve de la partie 16, le plan de surveillance doit comporter les éléments suivants :
a) la description de l'installation et des activités qui y sont menées et qui doivent être surveillées ;
b) des informations sur les responsabilités en matière de surveillance et de déclaration au sein de l'installation ;
c) la liste des sources et flux d'émission à surveiller, pour chaque activité menée dans l'installation ;
d) une description de la méthode fondée sur le calcul ou de la méthode fondée sur la mesure utilisée ;
« e) la liste et la description des niveaux de méthode appliqués aux données d’activité, à la teneur en carbone (en cas d’application de la méthode du bilan massique ou d’autres méthodes nécessitant directement la teneur en carbone pour le calcul des émissions), aux facteurs d’émission et aux facteurs d’oxydation et de conversion, pour chacun des flux à surveiller ; »
f) la description, les caractéristiques et la localisation exacte des équipements de mesure destinés à être utilisés, pour chacun des flux à surveiller ;
" g) des éléments établissant le respect des seuils d'incertitude définis pour les données d'activité et les autres paramètres (le cas échéant), pour les niveaux de méthode appliqués pour chaque flux et/ou source d'émission ; "
h) la description, le cas échéant, de la méthode d'échantillonnage des combustibles et des matières choisie pour déterminer, pour chacun des flux, le pouvoir calorifique inférieur, la teneur en carbone, le facteur d'émission, le facteur d'oxydation et le facteur de conversion, ainsi que la teneur en biomasse ;
i) la description des sources documentaires ou des méthodes d'analyse envisagées pour déterminer, pour chacun des flux, les pouvoirs calorifiques inférieurs, la teneur en carbone, le facteur d'émission, le facteur d'oxydation, le facteur de conversion ou la teneur en biomasse ;
j) le cas échéant, la liste et la description des laboratoires non accrédités et des procédures d'analyse correspondantes, accompagnées de la liste des mesures d'assurance qualité mises en oeuvre, telles que les comparaisons interlaboratoires décrites au point 13.5.2 ;
k) le cas échéant, la description des systèmes de mesure continue des émissions qui seront mis en oeuvre pour surveiller une source d'émission, à savoir les points de mesure, la fréquence des mesures, les équipements utilisés, les procédures d'étalonnage, les méthodes de collecte et de stockage des données, ainsi que l'approche adoptée pour corroborer les calculs et la déclaration des données d'activité, des facteurs d'émission, etc.;
l) le cas échéant, en cas d'application de la "méthode alternative" (point 5.3): une description détaillée de l'approche et de l'analyse d'incertitude, si cette question n'est pas déjà couverte par les rubriques a) à k) de la présente liste ;
" m) une description des procédures de collecte et de traitement des données et des activités de contrôle, ainsi qu'une description des activités (voir partie 10, points 10.1 à 10.3, et annexe XIII, partie 8) ; "
n) le cas échéant, des informations concernant les liens avec les activités entreprises au titre du système communautaire de management environnemental et d'audit (EMAS) et d'autres systèmes de management environnemental (voir par exemple ISO 14001:2004), notamment les procédures et contrôles ayant trait à la surveillance et à la déclaration des émissions de gaz à effet de serre.
« o) le cas échéant, la localisation des équipements de mesure de la température et de la pression présents dans le réseau de transport ;
p) le cas échéant, les procédures de prévention, de détection et de quantification des fuites dans les réseaux de transport ;
q) dans le cas des réseaux de transport, les procédures garantissant effectivement que le CO2 n’est transféré que vers des installations disposant d’une autorisation valide d’émettre des gaz à effet de serre ou dans lesquelles toute émission de CO2 est réellement surveillée et prise en compte conformément au point 5.7 de la présente annexe ;
r) en cas de transfert de CO2 conformément au point 5.7 de la présente annexe, l’identification des installations réceptrices et des installations expéditrices. Dans le cas des installations qui sont titulaires d’une autorisation d’émettre des gaz à effet de serre, il s’agit du code d’identification de l’installation défini par le règlement adopté en application de l’article 19 de la directive 2003/87/CE ;
s) le cas échéant, une description des systèmes de mesure continue utilisés aux points de transfert de CO2 entre des installations qui transfèrent du CO2 conformément au point 5.7 de la présente annexe ;
t) le cas échéant, les méthodes de quantification des émissions ou des rejets de CO2 dans la colonne d’eau susceptibles de résulter de fuites, ainsi que les méthodes de quantification appliquées et éventuellement adaptées pour les émissions réelles ou les rejets réels de CO2 dans la colonne d’eau dus à des fuites, conformément aux prescriptions de l’annexe XVIII. »
« u) le cas échéant, les dates auxquelles ont été réalisées les mesures nécessaires aux fins de la détermination des facteurs d’émission spécifiques de l’installation pour le CF4 et le C2F6 , ainsi que le calendrier des déterminations futures de ces valeurs ;
v) le cas échéant, le procès-verbal décrivant la procédure appliquée pour déterminer les facteurs d’émission spécifiques de l’installation pour le CF4 et le C2F6 , précisant que les mesures ont été et seront effectuées suffisamment longtemps pour que les valeurs mesurées convergent, et au moins pendant 72 heures ;
w) le cas échéant, la méthode employée pour déterminer l’efficacité de collecte des émissions fugitives dans les installations de production d’aluminium primaire. »

La méthode de surveillance est modifiée si la précision des données déclarées s'en trouve améliorée, sauf s'il y a une impossibilité technique ou si les coûts engendrés risquent d'être excessifs.

« Toute modification substantielle de la méthode de surveillance prévue dans le plan de surveillance est subordonnée à l’approbation de l’autorité compétente si elle concerne :
- un changement dans le classement de l’installation tel qu’il figure au tableau 1,
- le passage, pour la détermination des émissions, d’une méthode fondée sur le calcul à une méthode fondée sur la mesure, et inversement,
- un accroissement du degré d’incertitude des données d’activité ou d’autres paramètres (le cas échéant) nécessitant un changement de niveau,
- l’application ou l’adaptation d’une méthode de quantification des émissions résultant de fuites au niveau des sites de stockage. »

Toutes les autres modifications mises en oeuvre ou envisagées en ce qui concerne la méthode de surveillance ou les jeux de données utilisés sont notifiées à l'autorité compétente sans retard indu dès que l'exploitant en a connaissance ou pourrait raisonnablement en avoir eu connaissance, sauf disposition contraire du plan de surveillance.

Les modifications apportées au plan de surveillance doivent être indiquées clairement, justifiées et dûment étayées dans les registres internes de l'exploitant.

L'autorité compétente exige de l'exploitant qu'il modifie son plan de surveillance si ce dernier n'est plus conforme aux règles énoncées dans les présentes lignes directrices.

Afin d'assurer l'échange d'informations entre les autorités compétentes et la Commission concernant les activités de surveillance, de déclaration et de vérification préVues dans les présentes lignes directrices et de garantir une application cohérente, les États membres facilitent la réalisation d'une procédure annuelle d'assurance de la qualité et d'évaluation des activités de surveillance, déclaration et vérification lancée par la Commission en vertu de l'article 21, paragraphe 3, de la directive 2003/87/CE.

5. Méthodes fondées sur le calcul pour les émissions de CO2

5.1. Formules de calcul

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe II)

Les émissions de CO2 sont calculées soit au moyen de la formule suivante :

émissions de CO2 = données d'activité * facteur d'émission * facteur d'oxydation

soit au moyen d'une autre méthode définie dans les lignes directrices spécifiques.

Dans cette équation, les émissions de combustion et de procédé sont spécifiées de la manière suivante :

Émissions de combustion

Les données d'activité sont fondées sur la consommation de combustibles. La quantité de combustibles consommée est exprimée en contenu énergétique, c'est-à-dire en TJ, sauf indication contraire dans les présentes lignes directrices. Le facteur d'émission est exprimé en t CO2/TJ, sauf indication contraire dans les présentes lignes directrices. Lorsqu'un combustible est consommé, tout le carbone contenu dans le combustible n'est pas oxydé en CO2. Les imperfections du processus de combustion entraînent une oxydation incomplète. Une partie du carbone n'est pas brûlée, ou est partiellement oxydée sous forme de suie ou de cendre. Le carbone non oxydé ou partiellement oxydé est pris en compte dans le facteur d'oxydation, qui est exprimé en fraction. Le facteur d'oxydation est exprimé sous forme de fraction de un. Il en résulte la formule de calcul suivante :

émissions de CO2 = débit de combustible [t ou Nm3] * pouvoir calorifique inférieur [TJ/t ou TJ/Nm3] * facteur d'émission [t CO2/TJ] * facteur d'oxydation

Le calcul des émissions de combustion est décrit de manière détaillée à l'annexe II.

Émissions de procédé

Les données d'activité se fondent sur la consommation et le transfert de matières ou sur la production, et sont exprimées en t ou en Nm3. Le facteur d'émission est exprimé en [t CO2/t ou t CO2/Nm3]. Le carbone contenu dans les matières entrantes qui n'est pas transformé en CO2 au cours du procédé est pris en compte dans le facteur de conversion, qui est exprimé en fraction. Lorsqu'un facteur de conversion est pris en compte dans le facteur d'émission, il n'est pas nécessaire d'appliquer un facteur de conversion distinct. La quantité de matières entrantes utilisée est exprimée en masse ou en volume [t ou Nm3]. Il en résulte la formule de calcul suivante :

émissions de CO2 = données d'activité [t ou v] * facteur d'émission [t CO2/t ou Nm3] * facteur de conversion

« Le calcul des émissions de procédé est décrit de manière plus détaillée dans les lignes directrices spécifiques qui figurent aux annexes II à XI et XVI à XXIV. Toutes les méthodes de calcul des annexes II à XI et XVI à XXIV n’utilisent pas un facteur de conversion. »

Toutes les méthodes de calcul des « annexes II à XI et XVI, XVII et XVIII » n'utilisent pas de facteur de conversion.

5.2. Niveaux de méthode

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe II)

Les lignes directrices spécifiques figurant « aux annexes II à XI et aux annexes XIV à XXIV » contiennent des méthodes spécifiques pour déterminer les variables suivantes: données d'activité (elles-mêmes composées des deux variables débit de combustible/flux de matières et pouvoir calorifique inférieur), facteurs d'émissions, données sur la composition, et facteurs d'oxydation et de conversion. Ces différentes méthodes correspondent à des niveaux. La numérotation ascendante des niveaux, qui commence à partir de 1, reflète des niveaux de précision croissants, la préférence devant être accordée au niveau doté du numéro le plus élevé.

L'exploitant peut appliquer différents niveaux de méthode approuvés aux différentes variables entrant dans un calcul (flux de combustible/flux de matières, pouvoir calorifique inférieur, facteurs d'émission, facteurs d'oxydation et de conversion). Le choix des niveaux nécessite l'approbation de l'autorité compétente (voir point 4.3).

Les niveaux équivalents portent le même numéro assorti d'une lettre (niveau 2a et 2b, par exemple). Lorsque les présentes lignes directrices prévoient plusieurs méthodes de calcul pour certaines activités (annexe VII, par exemple: " Méthode A - Apports (charge) dans le four " et " Méthode B - Production de clinker "), l'exploitant ne peut passer d'une méthode à l'autre que s'il est en mesure de démontrer, à la satisfaction de l'autorité compétente, que ce changement permettra de renforcer la précision de la surveillance et de la déclaration des émissions de l'activité concernée.

Les exploitants doivent utiliser le niveau de méthode le plus élevé pour déterminer toutes les variables concernant l'ensemble des flux pour toutes les installations des catégories B ou C. Un niveau immédiatement inférieur ne pourra être appliqué à la détermination d'une variable que s'il est prouvé, à la satisfaction de l'autorité compétente, que l'application du niveau le plus élevé est techniquement impossible ou qu'elle entraînerait des coûts excessifs. Pour les installations dont les émissions dépassent les 500 kilotonnes de CO2 d'origine fossile par an (c'est-à-dire les installations de la catégorie C), l'État membre, conformément à l'article 21 de la directive 2003/87/CE, informe la Commission si une combinaison de niveaux supérieurs n'est pas appliquée pour l'ensemble des principaux flux.

Sous réserve de la partie 16, les États membres veillent à ce que, pour l'ensemble des principaux flux, les exploitants appliquent au moins les niveaux indiqués au tableau 1 ci-après, sauf en cas d'impossibilité technique.

Avec l'approbation de l'autorité compétente, l'exploitant peut choisir le niveau 1 comme niveau minimal pour les variables utilisées pour calculer les émissions provenant de flux mineurs, et appliquer les méthodes de surveillance et de déclaration en utilisant sa propre méthode d'estimation, sans appliquer de niveaux, pour les flux de minimis.

L'exploitant devra sans tarder proposer des modifications portant sur les niveaux de méthode dans les cas suivants :
- les données accessibles ont changé, ce qui permet de déterminer les émissions de manière plus précise,
- un nouveau type d'émission est apparu,
- la gamme des combustibles ou des matières premières concernés s'est considérablement modifiée,
- des erreurs dues à la méthode de surveillance ont été détectées dans les données,
- l'autorité compétente a demandé une modification.

Pour les combustibles et matières issus de la biomasse considérés comme purs, il est possible d'appliquer des approches sans niveaux pour les installations, ou les parties techniquement identifiables d'installations, à moins que la valeur correspondante ne doive être utilisée pour déduire des émissions déterminées par des mesures continues le CO2 issu de la biomasse. La méthode du bilan massique fait partie de ces méthodes dépourVues de niveaux. Les émissions de CO2 dues aux impuretés fossiles présentes dans les combustibles et les matières considérés comme biomasse pure doivent être déclarées au titre du flux " biomasse " et peuvent être estimées au moyen de méthodes dépourvues de niveaux. La caractérisation des mélanges de combustibles et de matières contenant de la biomasse s'effectue sur la base des dispositions du point 13.4 de la présente annexe, sauf dans le cas des flux de minimis.

« Pour les combustibles marchands ordinaires, les niveaux de méthode minimaux indiqués au tableau 1 pour l’annexe II relative aux activités de combustion peuvent également être appliqués pour d’autres activités. »

S'il n'est provisoirement pas possible, pour des raisons techniques, d'appliquer le niveau le plus élevé ou le niveau approuvé pour une variable, l'exploitant peut appliquer le niveau le plus élevé possible, jusqu'à ce que les conditions permettant l'application du niveau précédent aient été rétablies. L'exploitant devra démontrer sans tarder à l'autorité compétente la nécessité de changer les niveaux de méthode et lui donner des renseignements sur la méthode de surveillance provisoire. Il prendra toutes les mesures nécessaires pour que le niveau initial soit à nouveau appliqué dans les meilleurs délais aux fins de la surveillance et de la déclaration.

Les changements de niveau doivent être dûment étayés. Les lacunes mineures dans les données résultant de l'immobilisation des systèmes de mesure doivent être traitées conformément aux bonnes pratiques professionnelles de manière à obtenir une estimation prudente des émissions, conformément aux dispositions du document de référence PRIP (Prévention et réduction intégrées de la pollution) de juillet 2003 (1) sur les principes généraux de surveillance. Lorsque les niveaux sont modifiés durant la période de déclaration, les résultats portant sur l'activité au cours de la période concernée sont calculés et déclarés à l'autorité compétente dans des rubriques séparées de la déclaration annuelle.

Tableau 1 : Exigences minimales
(“ s.o. ” signifie “ sans objet” )

Colonne A : “ installations de catégorie A ” [c’est-à-dire les installations dont les émissions annuelles déclarées moyennes pendant la période d’échanges précédente (ou une estimation ou projection prudente, si les émissions déclarées ne sont pas disponibles ou ne sont plus applicables) sont inférieures ou égales à 50 kilotonnes équivalent CO2, à l’exclusion du CO2 d’origine biologique et avant déduction du CO2 transféré]

Colonne B : “ installations de catégorie B ” [c’est-à-dire les installations dont les émissions annuelles déclarées moyennes pendant la période d’échanges précédente (ou une estimation ou projection prudente, si les émissions déclarées ne sont pas disponibles ou ne sont plus applicables) sont supérieures à 50 kilotonnes et inférieures ou égales à 500 kilotonnes équivalent CO2, à l’exclusion du CO2 d’origine biologique et avant déduction du CO2 transféré]

Colonne C : “ installations de catégorie C ” [c’est-à-dire les installations dont les émissions annuelles déclarées moyennes pendant la période d’échanges précédente (ou une estimation ou projection prudente, si les émissions déclarées ne sont pas disponibles ou ne sont plus applicables) sont supérieures à 500 kilotonnes équivalent CO2, à l’exclusion du CO2 d’origine biologique et avant déduction du CO2 transféré]

 

5.3. Méthodes alternatives

Lorsqu'il est techniquement impossible ou excessivement coûteux d'appliquer au moins les exigences de niveau 1 pour tous les flux (à l'exception des flux de minimis), l'exploitant applique une méthode dite " méthode alternative ". Il est alors exempté de l'application du point 5.2 de la présente annexe et peut élaborer une méthode de surveillance parfaitement adaptée. L'exploitant doit démontrer, à la satisfaction de l'autorité compétente, que l'application de cette méthode de surveillance alternative à l'ensemble de l'installation permet de respecter les seuils d'incertitude indiqués au tableau 2 pour le niveau annuel des émissions de gaz à effet de serre de l'ensemble de l'installation.

L'analyse d'incertitude quantifie les incertitudes de tous les paramètres et variables utilisés pour le calcul du niveau d'émission annuel en tenant compte du Guide ISO pour l'expression de l'incertitude de mesure (1995) (1) et de la norme ISO 5168:2005. L'analyse doit être réalisée avant l'approbation du plan de surveillance par l'autorité compétente sur la base des données de l'année précédente, et doit être actualisée chaque année.

Cette actualisation annuelle est préparée parallèlement à la déclaration d'émissions annuelle, et est soumise à vérification. Les installations appliquant la méthode alternative doivent être notifiées par les États membres à la Commission en vertu de l'article 21 de la directive 2003/87/CE. Dans la déclaration d'émissions annuelle, l'exploitant détermine et notifie les valeurs (lorsqu'elles sont disponibles), ou les estimations les plus précises des données d'activité, des pouvoirs calorifiques inférieurs, des facteurs d'émission, des facteurs d'oxydation et d'autres paramètres, en recourant, le cas échéant, à des analyses de laboratoire. Les méthodes employées doivent figurer dans le plan de surveillance et être approuvées par l'autorité compétente. Le tableau 2 ne s'applique pas aux installations dont les émissions de gaz à effet de serre sont déterminées au moyen de systèmes de surveillance continue des émissions, conformément à l'annexe XII.

(1) "Guide pour l'expression de l'incertitude de mesure", ISO/TAG-4. Publié par l'Organisation internationale de normalisation (ISO) en 1993 (corrigé et réimprimé en 1995) au nom du BIPM, de la CEI, de l'IFCC, de l'UICPA, de l'UIPPA et de l'OIML.

Tableau 2 : Seuils d'incertitude globaux alternatifs

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5.4. Données d'activité

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe II)

Les données d'activité englobent les informations sur les flux de matières, la consommation de combustibles, les matières entrantes ou la production. Elles sont exprimées en contenu énergétique [TJ] (dans des cas exceptionnels, elles peuvent également être exprimées en masse ou en volume [t ou Nm3], voir le point 5.5) pour les combustibles et en masse ou volume pour les matières premières ou les produits [t ou Nm3].

L'exploitant peut déterminer les données d'activité en se basant sur la quantité de combustibles ou de matières facturées, déterminée conformément aux dispositions de l'annexe I  et aux niveaux approuvés des « annexes II à XXIV ».

Lorsque les données d'activité destinées au calcul des émissions ne peuvent pas être déterminées directement, elles sont déterminées en évaluant la variation des stocks, suivant la formule suivante :

matières C = matières P + (matières S - matières E) - matières O

dans laquelle :

matières C : matières transformées pendant la période de déclaration considérée

matières P : matières achetées pendant la période de déclaration considérée

matières S : stock de matières au début de la période de déclaration considérée

matières E : stock de matières à la fin de la période de déclaration considérée

matières O : matières utilisées à d'autres fins (transport ou revente)

Lorsqu'il est techniquement impossible ou excessivement coûteux de déterminer les " matières S " et les " matières E " par des mesures directes, l'exploitant peut évaluer ces deux quantités en se fondant
- sur les données des années précédentes et sur des corrélations avec la production obtenue pendant l'année de déclaration,
ou
- sur des méthodes documentées et sur les données correspondantes figurant dans les états financiers vérifiés couvrant la période de déclaration.

Lorsqu'il est techniquement impossible ou excessivement coûteux de déterminer les données d'activité annuelles pour une période couvrant exactement une année civile, l'exploitant peut choisir le premier jour ouvrable approprié pour séparer une année de déclaration de l'année de déclaration suivante. Les écarts éventuels concernant un ou plusieurs flux doivent être clairement consignés, constituer la base d'une valeur représentative de l'année civile, et être pris en compte de manière cohérente pour l'année suivante.

5.5. Facteurs d'émission

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe II)

« Les facteurs d’émission pour les émissions de CO2 reposent sur la teneur en carbone des combustibles ou des matières entrantes et sont exprimés en tCO2 /TJ (émissions de combustion) ou en tCO2 /t ou tCO2 /Nm3 (émissions de procédé). Pour les gaz à effet de serre autres que le CO2 , les facteurs d’émission appropriés sont définis dans les annexes spécifiques (par activité) des présentes lignes directrices. »

Dans un souci de transparence et de cohérence optimale avec les inventaires nationaux des gaz à effet de serre, l'utilisation, pour les émissions de combustion, de facteurs d'émission pour un combustible exprimés en t CO2/t plutôt qu'en t CO2/TJ est réservée aux cas dans lesquels l'exploitant devrait sans cela supporter des coûts excessifs.

Le facteur de conversion suivant (1) (3,664) [t CO2/t C] est utilisé pour convertir le carbone en équivalent CO2. Les facteurs d'émission et les dispositions relatives à l'élaboration des facteurs d'émission spécifiques figurent dans les parties 11 et 13 de la présente annexe. La biomasse est considérée comme ayant un bilan CO2 neutre.

Un facteur d'émission de 0 [t CO2/TJ ou t ou Nm3] lui est appliqué. Une liste indicative des différents types de matières acceptées en tant que biomasse figure à la partie 12 de la présente annexe. Un facteur d'émission pondéré sera appliqué pour les combustibles ou les matières contenant à la fois du carbone d'origine fossile et du carbone issu de la biomasse.

Ce facteur sera défini en fonction de la part de carbone d'origine fossile dans la teneur en carbone totale du combustible. Ce calcul devra être transparent et documenté conformément aux règles et aux procédures de la partie 13 de la présente annexe. Le CO2 inhérent qui est transféré en tant que composant d'un combustible dans une installation relevant du SCEQE (système communautaire d'échange de quotas d'émission) (par exemple gaz de haut fourneau, gaz de cokerie ou gaz naturel) est comptabilisé dans le facteur d'émission défini pour ce combustible.

Sous réserve de l'approbation de l'autorité compétente, le CO2 inhérent provenant d'un flux mais transféré par la suite hors d'une installation en tant que composant d'un combustible peut être déduit des émissions de cette installation, qu'il soit ou non acheminé vers une autre installation relevant du SCEQE. En tout état de cause, il doit être enregistré pour mémoire. Les États membres doivent notifier les installations concernées à la Commission dans le cadre des obligations qui leur incombent en vertu de l'article 21 de la directive 2003/87/CE.

5.6. Facteurs d'oxydation et de conversion

La proportion de carbone qui n'est pas oxydée ou convertie lors du procédé est représentée au moyen d'un facteur d'oxydation pour les émissions de combustion ou d'un facteur de conversion pour les émissions de procédé. Dans le cas des facteurs d'oxydation, il est dérogé à l'obligation d'appliquer le niveau le plus élevé possible. Lorsque plusieurs types de combustibles sont utilisés dans une installation et que des facteurs d'oxydation spécifiques sont calculés, l'exploitant peut, sous réserve de l'approbation de l'autorité compétente, déterminer un facteur d'oxydation agrégé pour l'activité et l'appliquer à l'ensemble des combustibles, ou imputer l'oxydation incomplète à un flux de combustible majeur et appliquer la valeur 1 aux autres flux, sauf en cas d'utilisation de la biomasse.

(1) Sur la base du rapport des masses atomiques du carbone (12,011) et de l'oxygène (15,9994).

5.7. CO2 transféré

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe II)

« Sous réserve de l’approbation de l’autorité compétente, l’exploitant peut retrancher du niveau calculé des émissions de l’installation tout CO2 qui n’est pas émis par l’installation, mais transféré hors de l’installation :
- « sous forme de substance pure, ou qui est utilisé et intégré directement dans des produits ou comme matière première, sauf dispositions contraires prévues aux annexes XIX à XXII, ou »
- vers une autre installation titulaire d’une autorisation d’émettre des gaz à effet de serre, sauf dispositions contraires prévues « aux annexes XVII à XXII »,

à condition que la déduction se traduise par une réduction correspondante pour l’activité et l’installation, que l’État membre concerné déclare dans l’inventaire national soumis au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques. Les quantités respectives de CO2 sont enregistrées pour mémoire, pour chaque installation vers laquelle du CO2 a été transféré ou à partir de laquelle du CO2 a été transféré, dans la déclaration d’émissions annuelle de l’installation qui a procédé au transfert et dans celle de l’installation réceptrice.

En cas de transfert vers une autre installation, l’installation réceptrice doit ajouter le CO2 reçu au niveau calculé de ses émissions, sauf dispositions contraires prévues à l’annexe XVII ou XVIII.

Les États membres notifient les installations expéditrices et réceptrices concernées à la Commission conformément à l’article 21 de la directive 2003/87/CE.

En cas de transfert vers une installation relevant de cette directive, l’installation expéditrice identifie l’installation réceptrice dans sa déclaration d’émissions annuelle en indiquant le code d’identification de cette installation tel qu’il est défini par le règlement adopté en application de l’article 19 de ladite directive. L’installation réceptrice identifie l’installation expéditrice par le même procédé.

Un transfert de CO2 hors d’une installation peut notamment avoir lieu dans les situations suivantes :
- CO2 pur utilisé pour gazéifier les boissons,
- CO2 pur utilisé sous forme de neige carbonique à des fins de réfrigération,
- CO2 pur utilisé comme agent d’extinction d’incendie, réfrigérant ou gaz de laboratoire,
- CO2 pur utilisé pour désinfecter les céréales,
- CO2 pur utilisé comme solvant dans l’industrie agroalimentaire ou chimique,
- CO2 utilisé et intégré dans des produits ou des matières premières dans l’industrie chimique et papetière (urée ou carbonates précipités, par exemple),
- carbonates intégrés dans un produit d’absorption en voie sèche par pulvérisation (SDAP) issu de l’épuration semi-sèche des effluents gazeux,
- CO2 transféré vers les installations de captage,
- CO2 transféré vers les réseaux de transport à partir des installations de captage,
- CO2 transféré vers les sites de stockage à partir des réseaux de transport.

Sauf dispositions contraires des annexes spécifiques, la masse du CO2 ou des carbonates transférés chaque année est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à 1,5 %, soit directement, au moyen de débitmètres volumiques ou massiques, ou par pesage, soit, le cas échéant, indirectement d’après la masse du produit concerné (carbonates ou urée).

Lorsque les quantités de CO2 transférées sont mesurées à la fois dans l’installation expéditrice et dans l’installation réceptrice, les quantités de CO2 respectivement transférées et réceptionnées doivent être identiques. S’il existe entre les valeurs mesurées un écart qui peut s’expliquer par l’incertitude des systèmes de mesure, la moyenne arithmétique des deux valeurs mesurées est utilisée dans la déclaration d’émissions de l’installation expéditrice comme dans celle de l’installation réceptrice. La déclaration d’émissions comporte alors une mention spécifiant que cette valeur a été alignée sur la valeur de l’installation expéditrice ou réceptrice concernée. La valeur mesurée est consignée pour mémoire.

Si l’écart entre les valeurs mesurées ne peut s’expliquer par la plage d’incertitude des systèmes de mesure, les exploitants des installations concernées alignent les valeurs mesurées en procédant à des ajustements prudents (c’est-à-dire en veillant à ne pas sous-estimer les émissions). Cet alignement est contrôlé par les vérificateurs des installations expéditrice et réceptrice, et est soumis à l’approbation de l’autorité compétente.

Lorsqu’une partie du CO2 transféré est issue de la biomasse, ou lorsqu’une installation ne relève que partiellement de la directive 2003/87/CE, l’exploitant ne déduit que la fraction correspondante de la masse de CO2 transféré qui provient de combustibles fossiles et de matières premières utilisés dans le cadre d’activités couvertes par la directive. Les méthodes d’imputation employées doivent se fonder sur des estimations prudentes et être approuvées par l’autorité compétente.

Si l’installation expéditrice applique une méthode fondée sur la mesure, la quantité totale de CO2 issu de la biomasse qui est transférée/reçue est consignée pour mémoire à la fois par l’installation expéditrice et par l’installation réceptrice. L’installation réceptrice n’est pas tenue de procéder à ses propres mesures à cet effet, mais elle doit déclarer la quantité de CO2 issu de la biomasse qu’elle a obtenue de l’installation expéditrice. »

6. Méthodes fondées sur la mesure

6.1. Généralités

" Comme l'indique le point 4.2, les émissions de gaz à effet de serre provenant de toutes les sources ou de certaines d'entre elles peuvent être déterminées au moyen d'une méthode fondée sur la mesure faisant appel à des systèmes de mesure continue des émissions (SMC), en appliquant des méthodes normalisées ou reconnues, dès lors que l'exploitant a reçu confirmation de la part de l'autorité compétente, avant la période de déclaration, que le SMC permet d'obtenir une précision plus grande que si les émissions étaient calculées avec le niveau de méthode le plus élevé. Les procédures spécifiques à appliquer pour les méthodes fondées sur la mesure figurent aux annexes XII et XIII. Les installations recourant à des SMC dans le cadre de leur système de surveillance doivent être notifiées par les États membres à la Commission en vertu de l'article 21 de la directive 2003/87/CE . "

Les procédures spécifiques à appliquer pour les méthodes fondées sur la mesure figurent à l'annexe XII des présentes lignes directrices. Les installations recourant à des SMC dans le cadre de leur système de surveillance doivent être notifiées par les États membres à la Commission en vertu de l'article 21 de la directive 2003/87/CE. Les procédures suivies pour mesurer les concentrations et les débits massiques ou volumiques doivent, le cas échéant, être conformes à une méthode normalisée permettant de limiter le biais d'échantillonnage et de mesure, et dont le degré d'incertitude de mesure est connu. Il conviendra, si elles existent, d'utiliser les normes du CEN (Comité européen de normalisation). En l'absence de normes CEN, il conviendra d'appliquer les normes ISO (Organisation internationale de normalisation) ou les normes nationales appropriées.

En l'absence de normes applicables, les procédures sont si possible menées conformément aux projets de normes appropriés ou aux lignes directrices sur les meilleures pratiques publiées par l'industrie. Les normes ISO appropriées sont notamment les suivantes :
- ISO 12039:2001 "Émissions de sources fixes
- Détermination de la concentration de monoxyde de carbone, de dioxyde de carbone et d'oxygène
- Caractéristiques de fonctionnement et étalonnage de systèmes automatiques de mesure",
- ISO 10396:2006 "Émissions de sources fixes
- Échantillonnage pour la détermination automatique des concentrations de gaz",
- ISO 14164:1999 "Émissions de sources fixes
- Détermination du débit-volume des courants gazeux dans des conduites
- Méthode automatisée". La fraction des émissions de CO2 mesurées issue de la biomasse doit être soustraite suivant la méthode de calcul et enregistrée pour mémoire (voir partie 14 de la présente annexe).

6.2. Niveaux pour les méthodes fondées sur la mesure

" Les exploitants d'installations doivent utiliser les niveaux les plus élevés prévus aux annexes XII et XIII pour chaque source d'émission visée dans l'autorisation d'émettre des gaz à effet de serre et dont les émissions de gaz à effet de serre sont déterminées au moyen d'un SMC"

Les exploitant d'installations doivent utiliser le niveau le plus élevé préVu à l'annexe XII  pour chaque source d'émission visée dans l'autorisation d'émettre des gaz à effet de serre et dont les émissions de gaz à effet Un niveau immédiatement inférieur ne pourra être appliqué pour la source d'émission concernée que s'il est prouvé, à la satisfaction de l'autorité compétente, que l'application du niveau le plus élevé est techniquement impossible ou qu'elle entraînerait des coûts excessifs.

" Pour la période de déclaration 2008-2012, le niveau minimal à appliquer est le niveau 2 de l'annexe XII pour les émissions de CO2 et les niveaux minimaux définis à l'annexe XIII pour les émissions de N2O, sauf en cas d'impossibilité technique"

6.3. Autres procédures et exigenges à respecter

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe II)

" a) Taux d'échantillonnage
Des moyennes horaires (correspondant à une " heure de données valide ") sont calculées (le cas échéant) pour tous les éléments nécessaires à la détermination des émissions - conformément aux annexes XII et XIII - en utilisant tous les relevés de données disponibles pour l'heure considérée. Dans le cas d'un équipement impossible à contrôler ou hors service pendant une partie de l'heure, la moyenne horaire sera calculée au prorata des relevés de données restants pour l'heure considérée. S'il est impossible de calculer une heure de données valide pour un élément de la détermination des émissions, le nombre de relevés de données horaires disponibles étant inférieur à 50 % du nombre maximal, l'heure est considérée comme perdue. Chaque fois qu'il est impossible de calculer une heure de données valide, on calculera des valeurs de substitution conformément aux dispositions de la présente partie. "

Dans le cas d'un équipement impossible à contrôler ou hors service pendant une partie de l'heure, la moyenne horaire sera calculée au pro rata des relevés de données restants pour l'heure considérée. S'il est impossible de calculer une heure de données valide pour un élément de la détermination des émissions, le nombre de relevés de données horaires disponibles étant inférieur à 50 % du nombre maximal (1), l'heure est considérée comme perdue.

(1) Le nombre maximal de relevés de données horaires dépend de la fréquence de mesure.

Chaque fois qu'il est impossible de calculer une heure de données valide, on calculera des valeurs de substitution conformément aux disposition de la présente partie.

b) Données manquantes

Lorsqu'il est impossible d'obtenir une heure de données valide pour un ou plusieurs éléments du calcul des émissions du fait que l'équipement est hors contrôle (par exemple dans le cas d'erreurs d'étalonnage ou de problèmes d'interférences) ou hors service, l'exploitant détermine des valeurs de substitution pour chaque heure de données manquante, suivant les indications ci-après.

i) Concentrations

Lorsqu'il est impossible d'obtenir une heure de données valide pour un paramètre mesuré directement en concentration (gaz à effet de serre, O2, etc.), il est calculé une valeur de substitution C*subst pour l'heure en question, comme suit :

de180707_05.JPG (1246 octets)

avec :

de180707_06.JPG (7074 octets)

La moyenne arithmétique et l'écart-type sont calculés à la fin de la période de déclaration sur la base de l'ensemble des données d'émission mesurées pendant cette période. S'il est impossible de se fonder sur la période de déclaration en raison de modifications techniques importantes apportées à l'installation, une période représentative, si possible d'une durée d'un an, sera convenue avec l'autorité compétente. Le calcul de la moyenne arithmétique et de l'écart-type seront présentés au vérificateur.

ii) Autres paramètres

Lorsqu'il est impossible d'obtenir une heure de donnée valide pour les paramètres qui ne sont pas mesurés directement en concentration, il est calculé des valeurs de substitution en recourant à la méthode du bilan massique ou à la méthode du bilan énergétique. Les autres éléments mesurés entrant dans le calcul des émissions seront utilisés pour la validation des résultats. La méthode du bilan massique ou énergétique et les hypothèses sur lesquelles elle reposent seront clairement étayées et présentées au vérificateur avec les résultats calculés.

c) Vérification du calcul des émissions

" Il convient, parallèlement à la détermination des émissions au moyen d'une méthode fondée sur la mesure conformément aux annexes XII et XIII, de déterminer les émissions annuelles de chaque gaz à effet de serre considéré par calcul, selon l'une des options suivantes : "
a) calcul des émissions conformément à l'annexe correspondant à chaque activité. Pour le calcul des émissions, on peut généralement appliquer les niveaux inférieurs (soit au minimum le niveau 1),
ou
b) calcul des émissions conformément aux lignes directrices du GIEC 2006, par exemple en recourant aux méthodes du niveau 1.

Des écarts peuvent se produire entre les résultats des mesures et les résultats obtenus par calcul. L'exploitant examine la corrélation entre les résultats obtenus par mesure et par calcul, en tenant compte de la possibilité d'un écart inhérent à l'utilisation de deux approches différentes. Compte tenu de cette corrélation, l'exploitant utilisera les résultats obtenus par calcul pour vérifier les résultats obtenus par mesure.

Dans la déclaration d'émissions annuelle, l'exploitant détermine et notifie les données utiles (lorsqu'elles sont disponibles), ou les estimations les plus précises des données d'activité, des pouvoirs calorifiques inférieurs, des facteurs d'émission, des facteurs d'oxydation et des autres paramètres utilisés pour déterminer les émissions conformément aux « annexes II à XI et XVI « à XXIV », en recourant, le cas échéant, à des analyses de laboratoire. Les différentes approches adoptées, ainsi que la méthode retenue pour le calcul de vérification, doivent être consignées dans le plan de surveillance et approuvées par l'autorité compétente.

" Lorsque la comparaison avec les résultats obtenus par calcul indique clairement que les résultats de la méthode par mesure ne sont pas valables, l'exploitant utilise les valeurs de substitution décrites dans la présente partie (sauf aux fins de la surveillance conformément à l'annexe XIII). "

7. Évaluation de l'incertitude

7.1. Calcul

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe II)

La présente partie est sous réserve de la partie 16 de la présente annexe. L'exploitant doit connaître les principales sources d'incertitude lors du calcul des émissions.

Dans le cas de la méthode fondée sur le calcul, conformément au point 5.2, l'autorité compétente approuve la combinaison des niveaux pour chaque flux de l'installation, ainsi que tous les autres aspects concernant la méthode de surveillance tels qu'ils figurent dans l'autorisation de l'installation. Ce faisant, elle accepte l'incertitude résultant directement de l'application correcte de la méthode de surveillance agréée, ce qui apparaît dans le contenu de l'autorisation. Aux fins de la directive 2003/87/CE, l'indication de la combinaison des niveaux dans la déclaration d'émissions revient à déclarer l'incertitude. Il n'y a donc pas d'autres exigences en matière de déclaration de l'incertitude lorsque la méthode fondée sur le calcul est appliquée.

L'incertitude déterminée pour le système de mesure dans le cadre de la combinaison de niveaux choisie englobe l'incertitude spécifiée pour les instruments de mesure employés, l'incertitude d'étalonnage et toute autre incertitude liée au mode d'utilisation des instruments de mesure. Les valeurs seuils indiquées dans le cadre des niveaux choisis correspondent à l'incertitude associée à une valeur donnée pour une période de déclaration.

Dans le cas des matières ou combustibles marchands, les autorités compétentes peuvent autoriser les exploitants à déterminer le flux annuel de combustibles/matières sur la seule base de la quantité de combustibles ou de matières facturée, sans exiger d'autres preuves pour les incertitudes connexes, à condition que la législation nationale ou l'application attestée des normes nationales ou internationales en vigueur garantisse le respect des exigences correspondantes en matière d'incertitude applicables aux données d'activité pour les transactions commerciales.

Dans tous les autres cas, l'exploitant doit apporter une preuve écrite du degré d'incertitude lié à la détermination des données d'activité pour chaque flux, afin de démontrer la conformité aux seuils d'incertitude définis dans les « annexes II à XI et dans les annexes XIV à « XXIV » des présentes lignes directrices. Pour effectuer les calculs, l'exploitant se fonde sur les spécifications indiquées par le fournisseur des instruments de mesure. En l'absence de spécifications, l'exploitant prévoit une évaluation de l'incertitude liée à l'instrument de mesure. Dans les deux cas, il apporte à ces spécifications les corrections nécessaires compte tenu des effets liés aux conditions réelles d'utilisation, et notamment à l'âge de l'équipement, aux caractéristiques de l'environnement physique, à l'étalonnage et à la maintenance. Ces corrections peuvent requérir un jugement d'expert prudent.

S'il emploie des systèmes de mesure, l'exploitant doit tenir compte de l'effet cumulé de tous les composants du système de mesure sur l'incertitude des données d'activité annuelles en utilisant la loi de propagation des erreurs (1), qui permet d'obtenir deux règles pratiques pour combiner des incertitudes non corrélées, par addition et multiplication, ou au moyen des approximations prudentes correspondantes dans le cas d'incertitudes interdépendantes :

a) Pour l'incertitude d'une somme (par exemple la somme des contributions individuelles à une valeur annuelle)

pour les incertitudes non corrélées :

de180707_07.JPG (4093 octets)

pour les incertitudes interdépendantes :

de180707_08.JPG (3217 octets)

avec :

de180707_09.JPG (6675 octets)

b) Pour l'incertitude d'un produit (par exemple le produit des différents paramètres utilisés pour convertir l'indice d'un compteur en données de flux massique)

pour les incertitudes non corrélées :

de180707_10.JPG (2027 octets)

pour les incertitudes interdépendantes :

de180707_11.JPG (1456 octets)

avec :

de180707_12.JPG (5233 octets)

L'exploitant devra, au moyen de la procédure d'assurance et de contrôle de la qualité, traiter et réduire les incertitudes subsistant dans les données d'émission indiquées dans la déclaration d'émissions. Lors de la vérification, le vérificateur s'assurera de la bonne application de la méthode de surveillance agréée et vérifiera le traitement et la réduction des incertitudes résiduelles au moyen des procédures de contrôle et d'assurance de la qualité mises en oeuvre par l'exploitant.

(1) Voir :
- Annexe 1 du Guide des bonnes pratiques 2000 et annexe I des Lignes directrices révisées du GIEC, version de 1996 (Instructions pour la communication des résultats): http://www.ipcc-nggip.iges.or.jp/public/public.htm.
- Guide ISO/TAG 4 pour l'expression de l'incertitude de mesure publié par l'ISO en 1993 (corrigé et réimprimé en 1995) au nom du BIPM, de la CEI, de l'IFCC, de l'UICPA, de l'UIPPA et de l'OIML.
- ISO-5168:2005 Mesure de débit des fluides - Procédures pour le calcul de l'incertitude.

7.2 Mesure

" Comme l'indique le point 4.2, un exploitant peut justifier l'utilisation d'une méthode fondée sur la mesure si elle permet de manière fiable de réduire l'incertitude par rapport à la méthode correspondante fondée sur le calcul (voir point 4.2), ou s'il est tenu d'employer une méthode fondée sur la mesure conformément à l'annexe XIII. Il doit pour ce faire communiquer à l'autorité compétente les résultats quantitatifs d'une analyse d'incertitude plus vaste dans laquelle les sources d'incertitude ci-après sont examinées, compte tenu de la norme EN 14181 : "
- incertitude spécifiée pour l'équipement de mesure continue,
- incertitudes d'étalonnage,
- toute autre incertitude liée au mode d'utilisation de l'équipement de surveillance.

Au Vu des justifications invoquées par l'exploitant, l'autorité compétente peut approuver l'emploi par l'exploitant d'un système de mesure continue des émissions pour un certain nombre ou pour la totalité des sources de l'installation, ainsi que tous les autres aspects de la méthode de surveillance appliquée à ces sources et qui doivent figurer dans l'autorisation de l'installation.

Ce faisant, elle accepte l'incertitude résultant directement de l'application correcte de la méthode de surveillance agréée, ce qui apparaît dans le contenu de l'autorisation. L'exploitant indique, pour les sources et les flux d'émission concernés, l'incertitude résultant de cette première analyse plus vaste, dans la déclaration d'émissions annuelle remise à l'autorité compétente, jusqu'à ce que celle-ci réexamine la préférence accordée à la mesure plutôt qu'au calcul et demande que le chiffre de l'incertitude soit à nouveau calculé. Aux fins de la directive 2003/87/CE, l'indication du chiffre relatif à l'incertitude dans la déclaration d'émissions revient à déclarer l'incertitude.

L'exploitant devra, au moyen de la procédure d'assurance et de contrôle de la qualité, traiter et réduire les incertitudes subsistant dans les données d'émission indiquées dans la déclaration d'émissions. Lors de la vérification, le vérificateur s'assurera de la bonne application de la méthode de surveillance agréée et vérifiera le traitement et la réduction des incertitudes résiduelles au moyen des procédures de contrôle et d'assurance de la qualité mises en oeuvre par l'exploitant.

8. Déclaration

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe II)

L'annexe IV de la directive 2003/87/CE expose les exigences en matière de déclaration applicables aux installations. Le format de déclaration présenté à la partie 14 de la présente annexe et les informations à consigner doivent servir de base à la déclaration des données quantitatives, à moins que la Commission européenne n'ait publié un protocole électronique standard équivalent aux fins de la déclaration annuelle.

La déclaration d'émissions couvre les émissions annuelles produites pendant une année civile d'une période de déclaration.

La déclaration doit être vérifiée conformément aux prescriptions détaillées définies par l'État membre en vertu de l'annexe V de la directive 2003/87/CE. L'exploitant soumet la déclaration vérifiée à l'autorité compétente pour le 31 mars de chaque année pour les émissions de l'année précédente.

L'autorité compétente met les déclarations d'émissions à la disposition du public dans les conditions définies dans la directive 2003/4/CE du Parlement européen et du Conseil du 28 janvier 2003 concernant l'accès du public à l'information en matière d'environnement et abrogeant la directive 90/313/CEE du Conseil (1). En ce qui concerne l'application de l'exception définie à l'article 4, paragraphe 2, point d), de cette directive, l'exploitant peut indiquer dans la déclaration les informations qu'il juge sensibles sur le plan commercial.

Chaque exploitant inclut les informations suivantes dans la déclaration relative à une installation :

1) les données d'identification de l'installation, conformément à l'annexe IV de la directive 2003/87/CE, ainsi que le numéro d'autorisation de l'installation qui lui a été spécialement attribué ;

2) pour toutes les sources et/ou flux d'émission, le total des émissions, la méthode adoptée (mesure ou calcul), les niveaux et la méthode choisis (le cas échéant), les données d'activité (2), les facteurs d'émission (3) et les facteurs d'oxydation et de conversion (4). Les informations suivantes, qui ne sont pas prises en compte dans les émissions, seront mentionnées pour mémoire: quantité de biomasse brûlée [TJ] ou employée dans des procédés [t ou m3] ; émissions de CO2 [t CO2] provenant de la biomasse lorsque les émissions sont déterminées par une méthode de mesure, CO2 transféré à partir d'une installation [t CO2 ] ; CO2 inhérent quittant l'installation en tant que composant d'un combustible ;

(1) JO L 41 du 14.2.2003, p. 26.
(2) Les données d'activité concernant les activités de combustion sont déclarées en énergie (pouvoir calorifique inférieur) et en masse. Les biocombustibles et les matières entrantes doivent également être déclarés comme données d'activité.
(3) Les facteurs d'émission concernant les activités de combustion sont déclarés en émissions de CO2 par contenu énergétique.
(4) Les facteurs de conversion et d'oxydation sont déclarés en fractions, sans indication d'unité.

3) si les facteurs d'émission et les données d'activité pour les combustibles sont exprimés en masse et non en énergie, l'exploitant doit communiquer des variables représentatives supplémentaires pour le pouvoir calorifique inférieur annuel et le facteur d'émission de chaque combustible. Les " variables représentatives " désignent les valeurs annuelles - étayées de manière empirique ou par des sources reconnues - utilisées pour remplacer par des données les variables (à savoir flux de combustibles/matières, pouvoir calorifique inférieur ou facteurs d'émission, d'oxydation ou de conversion) requises dans les méthodes de calcul par défaut préVues aux annexes I à XI afin d'obtenir une déclaration complète même lorsque la méthode de surveillance ne produit pas toutes les variables nécessaires ;

4) si la méthode du bilan massique est appliquée, l'exploitant doit déclarer le flux massique, la teneur en carbone et le contenu énergétique pour chaque flux de combustibles et de matières entrant dans l'installation et en sortant, ainsi que les stocks de combustibles et de matières ;

5) en cas de surveillance continue des émissions (annexe XII), l'exploitant déclare les émissions annuelles de CO2 d'origine fossile en plus des émissions de CO2 provenant de la biomasse; en outre, l'exploitant doit communiquer, pour chaque combustible, des données représentatives supplémentaires pour le pouvoir calorifique inférieur annuel et le facteur d'émission ou, pour les matières et les produits, les autres paramètres utiles obtenus en effectuant le calcul de vérification ;

6) s'il applique une méthode alternative conformément au point 5.3, l'exploitant communique des données représentatives supplémentaires pour tous les paramètres pour lesquels la méthode employée ne produit pas les données requises conformément aux annexes I à XI et XVI « à XXIV » ;

7) lorsqu'il y a utilisation de combustibles, mais que les émissions sont calculées en tant qu'émissions de procédé, l'exploitant doit communiquer, pour les émissions de combustion de ces combustibles, des données représentatives supplémentaires pour les variables correspondantes du calcul des émissions par défaut ;

8) les changements temporaires ou permanents de niveaux, les raisons de ces changements, la date de mise en oeuvre des changements, ainsi que la date de début et de fin des changements temporaires ;

9) tout changement survenant dans l'installation au cours de la période de déclaration et qui présente un intérêt pour la déclaration des émissions.

« 10) Le cas échéant, les quantités de CO2  transférées vers d’autres installations ou reçues d’autres installations, en précisant le code d’identification de l’installation concernée, tel que défini par le règlement adopté en application de l’article 19 de la directive 2003/87/CE. »

« 11) le cas échéant, le niveau de production d’aluminium primaire, la fréquence et la durée moyenne des effets d’anode pendant la période de déclaration, ou les données relatives à la surtension de l’effet d’anode pendant la période de déclaration, ainsi que les résultats de la détermination la plus récente des facteurs d’émission spécifiques de l’installation pour le CF4 et le C2 F6 conformément à l’annexe XXIV et de la détermination la plus récente de l’efficacité de collecte des conduites. »

« L’autorité compétente peut autoriser les exploitants de sites de stockage de CO2 à présenter, après fermeture des sites, des déclarations d’émissions simplifiées contenant au minimum les éléments énumérés aux points 1) et 9), si l’autorisation d’émettre des gaz à effet de serre n’indique pas de source d’émission. »

Les informations visées aux points 8 et 9 et les informations supplémentaires visées« aux points 2 et 11 »  ne pouvant être présentées dans les tableaux du format de déclaration, elles figureront sous forme de texte dans la déclaration d'émissions annuelle.

Les combustibles et les émissions provenant de ces combustibles sont déclarés au moyen des catégories de combustibles du GIEC (voir la partie 11 de la présente annexe), qui se fondent sur les définitions de l'Agence internationale de l'énergie. Lorsque l'État membre dont relève l'exploitant a publié une liste des catégories de combustibles, ainsi que des définitions et des facteurs d'émission correspondant à ceux figurant dans le dernier inventaire national envoyé au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques, ces catégories et facteurs d'émission doivent être utilisés s'ils ont été approuvés au titre de la méthode de surveillance correspondante.

Les différents types de déchets et les émissions résultant de leur utilisation comme combustibles ou matières entrantes doivent également être déclarés. Les types de déchets sont déclarés en utilisant la classification de la liste communautaire de déchets établie dans la décision 2000/532/CE de la Commission du 3 mai 2000 remplaçant la décision 94/3/CE établissant une liste de déchets en application de l'article 1er, point a), de la directive 75/442/CEE du Conseil relative aux déchets et la décision 94/904/CE du Conseil établissant une liste de déchets dangereux en application de l'article 1er, paragraphe 4, de la directive 91/689/CEE du Conseil relative aux déchets dangereux (1). Les codes à six chiffres respectifs doivent être ajoutés au nom des types de déchets correspondants utilisés dans l'installation.

(1) JO L 226 du 6.9.2000, p. 3. Décision modifiée en dernier lieu par la décision 2001/573/CE du Conseil (JO L 203 du 28.7.2001, p. 18

Les émissions provenant de plusieurs sources ou flux situés dans une même installation et appartenant au même type d'activité peuvent être déclarées sous forme de total pour chaque type d'activité.

" Les émissions sont déclarées en tonnes arrondies de CO2 ou de CO2(e) (1 245 978 tonnes, par exemple). Les valeurs concernant les données d'activité ainsi que les facteurs d'émission et les facteurs d'oxydation ou de conversion seront arrondies pour que seuls des chiffres significatifs soient pris en compte dans le calcul et la déclaration des émissions. "

Afin de maintenir une cohérence entre les données déclarées au titre de la directive 2003/87/CE et les données déclarées par les États membres au titre de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques, ainsi qu'avec les autres données d'émission déclarées dans le cadre du registre européen des rejets et transferts de polluants (PRTR européen), chaque activité se déroulant dans une installation doit porter les codes d'un des deux systèmes de déclaration suivants :

a) format de rapport commun des systèmes nationaux d'inventaire des gaz à effet de serre approuvé par les organes respectifs de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques (voir point 15.1 de la présente annexe) ;

b) code GIEC figurant à l'annexe I du règlement (CE) n° 166/2006 sur le Registre européen des émissions de polluants (EPER) (voir point 15.2 ci-après).

9. Conservation des données

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe II)

L'exploitant d'une installation doit, pour toutes les sources d'émission et/ou tous les flux liés aux activités visées à l'annexe I de la directive 2003/87/CE, étayer et archiver les données concernant la surveillance des émissions des gaz à effet de serre indiqués en relation avec ces activités.

Ces données de surveillance doivent être suffisantes pour vérifier la déclaration d'émissions annuelle remise par l'exploitant en vertu de l'article 14, paragraphe 3, de la directive 2003/87/CE, conformément aux critères définis à l'annexe V de cette directive.

Les données qui ne font pas partie de la déclaration d'émissions annuelle ne doivent être ni déclarées ni rendues publiques.

Afin que le vérificateur ou une autre partie tierce puisse reproduire la détermination des émissions, l'exploitant d'une installation doit, pour chaque année de déclaration, conserver les documents suivants pendant au moins dix ans après la transmission de la déclaration prévue à l'article 14, paragraphe 3, de la directive 2003/87/CE.

Pour les méthodes fondées sur le calcul :
- la liste de tous les flux surveillés,
- les données d'activité servant à calculer les émissions pour chaque flux, classées par procédé et par type de combustible ou de matière,
- les documents justifiant le choix de la méthode de surveillance et les changements temporaires ou permanents concernant la méthode de surveillance et les niveaux de méthode approuvés par l'autorité compétente,
- la documentation concernant la méthode de surveillance et les résultats issus de l'élaboration des facteurs d'émission spécifiques, des fractions de la biomasse concernant des combustibles spécifiques, ainsi que des facteurs d'oxydation ou de conversion, et les preuves respectives de l'agrément délivré par l'autorité compétente,
- la documentation sur la procédure de collecte des données d'activité concernant l'installation et ses flux,
- les données d'activité et les facteurs d'émission, d'oxydation ou de conversion transmis à l'autorité compétente pour préparer le plan national d'allocation de quotas et portant sur les années précédant la période couverte par le système d'échange,
- la documentation sur les responsabilités en matière de surveillance des émissions,
- la déclaration d'émissions annuelle, et - toute autre information jugée nécessaire pour vérifier la déclaration d'émissions annuelle.

Dans le cas des méthodes fondées sur la mesure, les données supplémentaires à conserver sont les suivantes :
- la liste de toutes les sources d'émission surveillées,
- la documentation justifiant le choix d'une méthode fondée sur la mesure,
- les données utilisées pour effectuer l'analyse d'incertitude concernant les émissions de chaque source, classées par procédé,
- les données utilisées pour la vérification des calculs,
- la description technique détaillée du système de mesure continue et les documents prouvant l'agrément délivré par l'autorité compétente,
- les données brutes et agrégées fournies par le système de mesure continue, y compris la documentation concernant l'évolution du système, et le carnet de bord concernant les essais, les immobilisations, les étalonnages, l'entretien et la maintenance,
- la documentation concernant toute modification apportée au système de mesure continue.

« Pour les activités de captage, de transport et de stockage géologique du CO2 , les informations supplémentaires suivantes sont conservées :
- le cas échéant, les documents attestant la quantité de CO2 injectée dans le complexe de stockage par les installations assurant le stockage géologique du CO2 ,
- le cas échéant, les données de pression et de température relatives au réseau de transport, agrégées de façon représentative,
- le cas échéant, une copie du permis de stockage, y compris le plan de surveillance approuvé, conformément à l’article 9 de la directive 2009/31/CE,
- le cas échéant, les informations communiquées en application de l’article 14 de la directive 2009/31/CE,
- le cas échéant, les rapports relatifs aux résultats des inspections effectuées conformément à l’article 15 de la directive 2009/31/CE,
- le cas échéant, les documents attestant les mesures correctives prises en application de l’article 16 de la directive 2009/31/CE. »

« Dans le cas de la production d’aluminium primaire, il y a lieu de conserver les données supplémentaires suivantes :
- la documentation relative aux résultats des campagnes de mesure réalisées aux fins de la détermination des facteurs d’émission spécifiques de l’installation pour le CF4 et le C2 F6 ,
- la documentation relative aux résultats de la détermination de l’efficacité de captage des émissions fugitives,
- toutes les données utiles relatives à la production d’aluminium primaire, à la fréquence et à la durée des effets d’anode ou à la surtension de l’effet d’anode. »

10. Contrôle et vérification

Les modalités de contrôle et de vérification des émissions sont sous réserve des dispositions de la partie 16 de la présente annexe.

10.1. Collecte et traitement des données

L'exploitant met en place, alimente, applique et entretient un système performant de collecte et de traitement (ci-après dénommé " activités de gestion du flux de données ") pour surveiller et déclarer les émissions de gaz à effet de serre conformément au plan de surveillance approuvé, à l'autorisation et aux présentes lignes directrices. Ces activités de gestion du flux de données comprennent la mesure, la surveillance, l'analyse, l'enregistrement, le traitement et le calcul des paramètres nécessaires pour déclarer les émissions de gaz à effet de serre.

10.2 Système de contrôle

L'exploitant met en place, alimente, applique et entretient un système de contrôle performant pour faire en sorte que la déclaration d'émissions annuelle établie sur la base des activités de gestion du flux de données ne contienne pas d'inexactitudes et soit conforme au plan de surveillance approuvé, à l'autorisation et aux présentes lignes directrices. Le système de contrôle de l'exploitant se compose des procédures destinées à garantir l'efficacité de la surveillance et de la déclaration, conçues et mises en oeuvre par les responsables de la déclaration d'émissions annuelle.

Ce système de contrôle comprend les éléments suivants :

a) la procédure d'évaluation du risque inhérent et du risque de contrôle mise en place par l'exploitant lui-même pour éviter la présence d'erreurs et de déclarations inexactes ou d'omissions (inexactitudes) dans la déclaration d'émissions annuelle, ainsi que d'irrégularités par rapport au plan de surveillance approuvé, à l'autorisation et aux lignes directrices ;

b) les activités de contrôle qui contribuent à réduire les risques répertoriés.

L'exploitant évalue et améliore son système de contrôle de manière à faire en sorte que la déclaration d'émissions annuelle soit exempte d'inexactitudes et d'irrégularités significatives. Les évaluations comprennent des vérifications internes du système de contrôle et des données déclarées. Le système de contrôle peut faire référence à d'autres procédures et documents, tels que ceux prévus dans le système communautaire de management environnemental et d'audit (EMAS) ou dans d'autres systèmes, dont la norme ISO 14001:2004 ("Système de management environnemental - Spécifications et lignes directrices pour son utilisation"), la norme ISO 9001:2000 et les systèmes de contrôle financier. En cas de référence à ces systèmes, l'exploitant veille à ce que les exigences définies dans le plan de surveillance approuvé, dans le permis et dans les présentes lignes directrices soient respectées dans le système mis en oeuvre.

10.3. Activités de contrôle

Afin de contrôler et de réduire le risque inhérent et le risque de contrôle conformément au point 10.2, l'exploitant définit et met en oeuvre des activités de contrôle conformément aux points 10.3.1 à 10.3.6 ci-après.

10.3.1. Procédures et responsabilités

L'exploitant assigne des responsabilités pour toutes les activités de gestion du flux de données et toutes les activités de contrôle. Les fonctions antagonistes, telles que les activités de traitement et de contrôle, seront séparées dans la mesure du possible; si c'est impossible, l'exploitant mettra en place d'autres procédures de contrôle.

L'exploitant constitue une documentation écrite concernant les activités de gestion du flux de données décrites au point 10.1 et aux activités de contrôle préVues aux points 10.3.2 à 10.3.6, comprenant notamment :
- la séquence et l'interaction des activités de collecte et de traitement des données préVues au point 10.1, et notamment les méthodes de calcul ou de mesure utilisées,
- l'évaluation du risque de la définition et des évaluations du système de contrôle, conformément au point 10.2,
- la gestion des compétences nécessaires pour prendre en charge les responsabilités assignées conformément au point 10.3.1,
- l'assurance de la qualité des instruments de mesure et des équipements informatiques utilisés (le cas échéant), conformément au point 10.3.2, - les analyses internes des données déclarées, conformément au point 10.3.3,
- les procédés externalisés, conformément au point 10.3.4,
- les corrections et les mesures correctives, conformément au point 10.3.5,
- les registres et la documentation, conformément au point 10.3.6.

Chacune de ces procédures couvre (le cas échéant) les éléments suivants :
- les responsabilités,
- les registres (électroniques et physiques, suivant le cas),
- les systèmes d'information utilisés (le cas échéant),
- les intrants et les extrants, avec mise en évidence du lien avec l'activité précédente et suivante,
- la fréquence (le cas échéant).

Les procédures doivent être de nature à réduire les risques répertoriés.

10.3.2. Assurance de la qualité

L'exploitant s'assure que l'équipement de mesure est étalonné, réglé et vérifié à intervalles réguliers, y compris avant l'utilisation, et contrôlé par rapport à des normes de mesure correspondant aux normes internationales, lorsqu'elles existent, en fonction des risques répertoriés conformément au point 10.2. L'exploitant indique dans le plan de surveillance si des composants de l'instrument de mesure ne peuvent pas être étalonnés, et propose des activités de contrôle de remplacement, lesquelles sont soumises à l'approbation de l'autorité compétente. Si l'équipement n'est pas jugé conforme aux exigences, l'exploitant doit rapidement prendre les mesures correctrices qui s'imposent. Les documents relatifs aux résultats de l'étalonnage et à l'homologation doivent être conservés pendant une période de dix ans.

Si l'exploitant a recours aux technologies de l'information, et notamment à des systèmes informatiques pour la commande de processus, ces systèmes doivent être conçus, documentés, testés, mis en oeuvre, contrôlés et entretenus de manière à garantir un traitement fiable, précis et en temps utile des données, compte tenu des risques répertoriés conformément au point 10.2. Il conviendra notamment de veiller à la bonne utilisation des formules de calcul consignées dans le plan de surveillance. Le contrôle des systèmes informatiques doit couvrir le contrôle d'accès, les systèmes de secours, la reprise, la pérennité et la sécurité.

10.3.3. Analyses et validation des données

Pour gérer le flux des données, l'exploitant doit mettre en place et effectuer l'analyse et la validation des données en fonction des risques répertoriés conformément au point 10.2. Ces validations peuvent être manuelles ou électroniques. Elles doivent être conçues de manière que, dans la mesure du possible, les seuils de rejet des données soient clairs d'emblée.

Les données peuvent être analysées de manière simple et efficace au niveau opérationnel en comparant les valeurs surveillées au moyen de méthodes verticales et horizontales.

La méthode verticale compare les données concernant les émissions surveillées de la même installation sur différentes années. Une erreur est probable si des différences entre les données annuelles ne peuvent pas être expliquées par :
- des changements dans les niveaux d'activité,
- des changements concernant les combustibles ou les matières entrantes,
- des changements concernant les procédés à l'origine des émissions (par exemple, amélioration de l'efficacité énergétique). La méthode horizontale compare les valeurs obtenues avec différents systèmes de collecte de données d'exploitation, dont :
- la comparaison des données concernant l'achat de combustibles ou de matières avec les données relatives à la variation des stocks (sur la base des informations sur le stock final et le stock initial) et avec les données sur la consommation pour les flux concernés ;
- la comparaison des facteurs d'émission analysés, calculés ou communiqués par le fournisseur de combustibles, avec les facteurs d'émission de référence nationaux ou internationaux de combustibles comparables,
- la comparaison des facteurs d'émission fondée sur les analyses des combustibles avec les facteurs d'émission de référence nationaux ou internationaux de combustibles comparables,
- la comparaison des émissions mesurées avec les émissions calculées.

10.3.4. Procédés externalisés

Lorsqu'un exploitant choisit d'externaliser un processus du flux de données, il doit contrôler la qualité de ces processus en fonction des risques répertoriés conformément au point 10.2. L'exploitant doit définir des exigences appropriées pour les résultats et les méthodes, et analyser la qualité fournie.

10.3.5. Corrections et mesures correctives

Lorsqu'il apparaît qu'une partie des activités de gestion du flux de données ou des activités de contrôle (dispositif, équipement, membre du personnel, fournisseur, procédure ou autre) ne fonctionne pas de manière efficace ou ne fonctionne pas dans le respect des limites fixées, l'exploitant prend les mesures correctives appropriées et assure la correction des données rejetées. L'exploitant évalue la validité des résultats obtenus à l'issue des différentes étapes, détermine la cause du dysfonctionnement ou de l'erreur et prend les mesures correctives appropriées.

Les activités préVues dans la présente partie sont menées à bien conformément au point 10.2 (approche fondée sur le risque).

10.3.6. Registres et documentations

Afin de pouvoir démontrer et garantir la conformité et d'être en mesure de reconstituer les données d'émission déclarées, l'exploitant doit conserver pendant au moins dix ans les informations concernant toutes les activités de contrôle (y compris l'assurance/le contrôle de la qualité des équipements et des systèmes informatiques, ainsi que l'analyse et la validation des données et les corrections) et l'ensemble des informations énumérées à la partie 9 de la présente annexe.

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

L'exploitant doit se doter d'une procédure lui permettant d'identifier, de produire, de distribuer et de contrôler la version de ces documents. Les activités évoquées dans la présente partie sont menées à bien suivant l'approche fondée sur le risque préVue à la partie 10.2.

10.4. Vérifications

10.4.1. Principes généraux

La vérification a pour objectif de contrôler que les émissions ont bien été surveillées conformément aux lignes directrices et que les données d'émission qui seront déclarées en vertu de l'article 14, paragraphe 3, de la directive 2003/87/CE sont fiables et correctes. Les États membres tiennent compte des recommandations correspondantes publiées par la Coopération européenne pour l'accréditation (EA).

Sous réserve du point 10.4.2.e), une vérification donne lieu à un avis concluant, avec une assurance raisonnable, à la présence ou à l'absence d'inexactitudes significatives dans la déclaration d'émissions et à la présence ou à l'absence d'irrégularités significatives.

L'exploitant doit remettre au vérificateur la déclaration d'émissions, un exemplaire du plan de surveillance approuvé pour chacune de ses installations, ainsi que toute autre information utile.

La portée de la vérification est fonction des tâches que le vérificateur doit mener à bien pour atteindre l'objectif susmentionné. Le vérificateur doit mener au minimum les activités préVues au point 10.4.2 ci-après.

10.4.2. Méthode de vérification

Le vérificateur planifie et exécute la vérification avec une attitude de scepticisme professionnel consistant à reconnaître que, dans certaines circonstances, il se pourrait que la déclaration d'émissions annuelle contienne des inexactitudes significatives.

La procédure de vérification comprend les étapes suivantes :

a) Analyse stratégique

Le vérificateur doit :
- vérifier que le plan de surveillance a bien été approuvé par l'autorité compétente et que la version utilisée est correcte. Si tel n'est pas le cas, le vérificateur ne poursuit pas la vérification, sauf en ce qui concerne les éléments qui ne sont manifestement pas influencés par l'absence d'approbation,
- connaître chaque activité entreprise par l'installation, les sources d'émission et les flux présents dans l'installation, les équipements de mesure utilisés pour surveiller ou mesurer les données d'activité, l'origine et l'application des facteurs d'émission et des facteurs d'oxydation/de conversion, les autres données utilisées pour calculer ou mesurer les émissions, ainsi que l'environnement d'exploitation de l'installation,
- comprendre le plan de surveillance de l'exploitant, le flux des données et le système de contrôle; il devra également comprendre l'organisation globale de l'installation en ce qui concerne la surveillance et la déclaration,
- appliquer le seuil de signification défini dans le tableau 3 ci-dessous.

Tableau 3 : Seuils de signification

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Le vérificateur effectue l'analyse stratégique de manière à pouvoir mener l'analyse des risques comme indiqué ci-après. En cas de nécessité, il procède pour cela à une visite du site.

b) Analyse des risques

Le vérificateur doit :
- analyser les risques inhérents et les risques de contrôle liés à la portée et à la complexité des activités de l'exploitant et des sources et flux d'émission susceptibles d'entraîner des déclarations inexactes et des irrégularités significatives,
- établir un plan de vérification proportionné à cette analyse des risques. Le plan de vérification décrit les modalités des activités de vérification. Il contient un programme de vérification et un plan d'échantillonnage des données. Le programme de vérification indique la nature des activités, le moment où elles doivent être exécutées et la portée qu'elles doivent avoir pour que le plan de vérification soit mené à bien. Le plan d'échantillonnage des données précise les données à analyser pour parvenir à un avis.

c) Vérification

Lorsqu'il effectue une vérification, le vérificateur procède, le cas échéant, à une visite du site, afin de contrôler le bon fonctionnement des compteurs et des systèmes de surveillance, de mener des entretiens et de recueillir suffisamment d'informations et d'éléments de preuve.

Le vérificateur doit en outre :
- appliquer le plan de vérification en recueillant des données, ainsi que toute autre information utile, dans le cadre des procédures d'échantillonnage, des tests de cheminement, des analyses documentaires, des procédures d'analyse et des procédures d'examen des données préVus, qui serviront de base à l'avis,
- confirmer la validité des informations utilisées pour calculer le degré d'incertitude indiqué dans le plan de surveillance approuvé,
- vérifier que le plan de surveillance approuvé est effectivement mis en oeuvre et s'assurer de sa mise à jour,
- demander à l'exploitant de fournir les données manquantes ou de compléter les chapitres manquants des journaux d'audit, d'expliquer les variations apparaissant dans les données d'émission ou de revoir les calculs, avant de formuler un avis définitif. Le vérificateur doit, d'une manière ou d'une autre, signaler à l'exploitant toutes les irrégularités et les inexactitudes relevées.

L'exploitant corrige toutes les inexactitudes signalées. Cette correction porte sur l'ensemble du jeu de données d'où provient l'échantillon. Le vérificateur, tout au long de la procédure de vérification, recherche les inexactitudes et les irrégularités en examinant si :
- le plan de surveillance a été mis en oeuvre de manière à permettre la détection des irrégularités,
- les éléments de preuve recueillis lors de la collecte des données sont suffisamment clairs et objectifs pour permettre la détection des inexactitudes.

d) Rapport de vérification interne À l'issue du processus de vérification, le vérificateur rédige un rapport de vérification interne. Le rapport de vérification contient les éléments indiquant que l'analyse stratégique, l'analyse des risques et le plan de vérification ont été menés de manière exhaustive et fournit suffisamment d'informations pour étayer l'avis. Il doit également faciliter l'évaluation potentielle de la vérification par l'autorité compétente et l'organisme d'accréditation.

Sur la base des conclusions du rapport de vérification interne, le vérificateur se prononce sur la présence de déclarations inexactes significatives par rapport au seuil de signification dans la déclaration d'émissions annuelle et sur l'existence d'irrégularités significatives ou d'autres éléments décisifs pour les conclusions de vérification.

e) Rapport de vérification Le vérificateur présente la méthode de vérification, les observations qu'il a faites, et l'avis auquel il est parvenu, dans un rapport de vérification adressé à l'exploitant. L'exploitant doit soumettre ce rapport à l'autorité compétente avec sa déclaration d'émissions annuelle. Le vérificateur juge la déclaration d'émissions annuelle satisfaisante si les émissions totales déclarées ne sont pas entachées d'inexactitudes significatives et si, selon lui, il n'y a pas d'irrégularité significative. Le vérificateur peut consigner les inexactitudes ou irrégularités non significatives dans le rapport de vérification ("déclaration jugée satisfaisante mais comportant des irrégularités ou des inexactitudes non significatives"). Le vérificateur peut également les signaler dans une lettre de recommandation séparée.

Le vérificateur peut conclure qu'une déclaration d'émissions annuelle n'est pas satisfaisante s'il a relevé des irrégularités significatives ou des déclarations inexactes (avec ou sans irrégularités significatives). Le vérificateur peut conclure qu'une déclaration d'émissions annuelle n'est pas vérifiée lorsque la portée de la vérification a été limitée (par les circonstances ou par des restrictions empêchant le vérificateur d'obtenir les éléments nécessaires pour ramener le risque de vérification à un niveau raisonnable) et/ou en cas d'incertitudes significatives.

Les États membres veillent à ce que l'exploitant remédie aux irrégularités et aux inexactitudes après consultation de l'autorité compétente dans un délai fixé par l'autorité compétente. En outre, les États membres veillent à ce que les divergences d'opinion entre les exploitants, les vérificateurs et les autorités compétentes n'aient pas de répercussions sur la déclaration et à ce qu'elles soient réglées conformément aux dispositions de la directive 2003/87/CE, aux présentes lignes directrices, aux critères définis par les États membres conformément à l'annexe V de la directive et aux procédures nationales en vigueur.

11. Facteur d'émission

La présente partie indique les facteurs d'émission de référence applicables à la méthode de niveau 1, qui permet d'utiliser des facteurs d'émission non spécifiques de l'activité pour la combustion de combustibles. Lorsqu'un combustible n'appartient pas à une catégorie de combustibles existante, l'exploitant doit se fonder sur son expérience pour le classer dans une catégorie appropriée, sous réserve de l'accord de l'autorité compétente.

Tableau 4 : Facteurs d'émission des combustibles en fonction du pouvoir calorifique inférieur (PCI) et pouvoirs calorifiques inférieurs par masse de combustible Description du type de combustible

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12. Liste des biomasses neutres en CO2

La présente liste répertorie un certain nombre de matières qui sont considérées comme de la biomasse aux fins des présentes lignes directrices et qui doivent être pondérées d'un facteur d'émission de 0 [t CO2/TJ ou t ou Nm3]. La tourbe et les fractions fossiles des matières énumérées ci-dessous ne sont pas considérées comme de la biomasse. Il n'est pas nécessaire de mettre en oeuvre des procédures d'analyses pour démontrer la pureté des substances des groupes 1 et 2 ci-dessous, sauf en cas de preuve visuelle ou olfactive de contamination par d'autres matières ou combustibles.

Groupe 1

Plantes et parties de plantes :
- paille,
- foin et herbe,
- feuilles, bois, racines, souches, écorce,
- cultures, par exemple, maïs et triticale.

Groupe 2

Déchets, produits et sous-produits issus de la biomasse :
- déchets de bois industriel (déchets provenant du travail et des opérations de traitement du bois et déchets provenant des activités de l'industrie du bois),
- bois usagé (produits usagés en bois, matériaux en bois), produits et sous-produits des opérations de traitement du bois,
- déchets à base de bois provenant de l'industrie papetière, comme la liqueur noire (contenant uniquement du carbone issu de la biomasse),
- tall oil brut, tall oil et pitch oil provenant de la production de pâte à papier,
- résidus forestiers,
- lignine provenant de la transformation de plantes contenant de la lignocellulose,
- nourriture pour animaux et pour poissons, denrées alimentaires, graisses, huiles, suif,
- résidus primaires issus de la production d'aliments et de boissons,
- huiles et graisses végétales,
- lisier,
- résidus de plantes agricoles,
- boues d'épuration,
- biogaz issu de la digestion, de la fermentation ou de la gazéification de la biomasse,
- boues portuaires et autres boues et sédiments provenant de masses d'eau,
- gaz de décharge,
- charbon de bois.

Groupe 3

Fractions issues de la biomasse dans les matières mixtes :
- fraction issue de la biomasse dans les objets flottants provenant de la gestion des masses d'eau,
- fraction issue de la biomasse dans les résidus mixtes provenant de la production d'aliments et de boissons,
- fraction issue de la biomasse dans les matériaux composites contenant du bois,
- fraction issue de la biomasse dans les déchets textiles,
- fraction issue de la biomasse dans le papier, le carton, le carton contrecollé,
- fraction issue de la biomasse dans les déchets municipaux et industriels,
- fraction issue de la biomasse dans la liqueur noire contenant du carbone d'origine fossile,
- fraction issue de la biomasse dans les résidus issus du traitement des déchets ménagers et industriels,
- fraction de l'éthyl-tertio-butyl-éther (ETBE) issue de la biomasse,
- fraction du butanol issue de la biomasse.

Groupe 4

Combustibles dont les composants et les produits intermédiaires sont tous issus de la biomasse, notamment:
- bioéthanol,
- biodiesel,
- bioéthanol estérifié,
- biométhanol, - biodiméthyléther,
- bio-huile (mazout produit par pyrolyse), biogaz.

13. Détermination des données et facteurs spécifiques

Les dispositions de la présente partie ne sont contraignantes que pour les parties des lignes directrices qui font expressément référence à la " partie 13 " de l'annexe I. Les dispositions de la présente partie sont sous réserve de celles de la partie 16 de la présente annexe.

13.1. Détermination des pouvoirs calorifiques inférieurs et des facteurs d'émission des combustibles

La procédure utilisée pour déterminer le facteur d'émission spécifique d'un type de combustible donné, y compris la procédure d'échantillonnage, doit être choisie en accord avec l'autorité compétente avant le début de la période de déclaration au cours de laquelle elle sera appliquée. Les procédures utilisées pour échantillonner le combustible et en déterminer le pouvoir calorifique inférieur, la teneur en carbone et le facteur d'émission doivent se fonder sur une méthode normalisée permettant de limiter le biais d'échantillonnage et de mesure et ayant une incertitude de mesure connue, lorsqu'une telle méthode existe.

Il convient d'appliquer les normes CEN lorsqu'elles existent. Les normes ISO ou les normes nationales s'appliquent en l'absence de normes CEN. En l'absence de normes applicables, les procédures sont si possible effectuées conformément aux projets de normes ou aux lignes directrices sur les meilleures pratiques publiées par l'industrie.

Les normes CEN applicables sont les suivantes :
- EN ISO 6976:2005 "Gaz naturel
- Calcul du pouvoir calorifique, de la masse volumique, de la densité relative et de l'indice de Wobbe à partir de la composition",
- EN ISO 4259:1996 "Produits pétroliers
- Détermination et application des valeurs de fidélité relatives aux méthodes d'essais".

Les normes ISO applicables sont les suivantes :
- ISO 13909-1,2,3,4:2001 "Houille et coke
- Échantillonnage mécanique",
- ISO 5069-1,2:1983 "Charbons bruns et lignites
- Principes d'échantillonnage", - ISO 625:1996 "Combustibles minéraux solides
- Dosage du carbone et de l'hydrogène
- Méthode de Liebig",
- ISO 925:1997 "Combustibles minéraux solides
- Dosage du carbone et de l'hydrogène - Méthode gravimétrique",
- ISO 9300:1990 "Mesure de débit de gaz au moyen de Venturi-tuyères en régime critique",
- ISO 9951:1993/94 "Mesure de débit des fluides dans les conduites fermées
- Compteurs à turbine".

Voici quelques normes nationales supplémentaires concernant la caractérisation des combustibles :
- DIN 51900-1:2000 "Testing of solid and liquid fuels
- Determination of gross calorific value by the bomb calorimeter and calculation of net calorific value
- Part 1: Principles, apparatus, methods" (Essais des combustibles solides et liquides
- Détermination du pouvoir calorifique supérieur par la méthode de la bombe calorimétrique et calcul du pouvoir calorifique inférieur

Partie 1 : Principes, appareils, méthodes),
- DIN 51857:1997 "Gaseous fuels and other gases
- Calculation of calorific value, density, relative density and Wobbe index of pure gases and gas mixtures" (Combustibles gazeux et autres gaz
- Calcul du pouvoir calorifique, de la densité, de la densité relative et de l'indice de Wobbe des gaz purs et des mélanges gazeux),
- DIN 51612:1980 "Testing of liquefied petroleum gases; calculation of net calorific value" (Essais des gaz de pétrole liquéfiés; calcul du pouvoir calorifique inférieur),
- DIN 51721:2001 "Testing of solid fuels
- Determination of carbon and hydrogen content" (Essais des combustibles solides
- Dosage du carbone et de l'hydrogène) (également applicable aux combustibles liquides).

Le laboratoire chargé de déterminer le facteur d'émission, la teneur en carbone et le pouvoir calorifique inférieur doit être conforme aux exigences définies au point 13.5 de la présente annexe. Il importe de noter que la fréquence d'échantillonnage, la procédure d'échantillonnage et la préparation des échantillons sont essentielles pour parvenir à un niveau de précision suffisant lors du calcul du facteur d'émission (outre la précision de la procédure d'analyse servant à déterminer la teneur en carbone et le pouvoir calorifique inférieur).

Ces opérations dépendent beaucoup de l'état et de l'homogénéité du combustible ou de la matière. Le nombre d'échantillons nécessaire sera plus grand pour les matières très hétérogènes comme les déchets municipaux solides, et beaucoup plus petit pour la plupart des combustibles gazeux ou liquides disponibles sur le marché. La procédure d'échantillonnage et la fréquence des analyses pour la détermination de la teneur en carbone, du pouvoir calorifique inférieur et du facteur d'émission doivent respecter les exigences définies au point 13.6. La documentation complète concernant les procédures utilisées par le laboratoire pour déterminer le facteur d'émission, ainsi que les résultats complets doivent être conservés et mis à la disposition du vérificateur de la déclaration d'émissions.

13.2. Détermination des facteurs d'oxydation spécifiques

La procédure, y compris la procédure d'échantillonnage, utilisée pour déterminer le facteur d'oxydation spécifique d'un type de combustible et d'une installation donnés doit être choisie en accord avec l'autorité compétente avant le début de la période de déclaration au cours de laquelle elle sera appliquée.

Les procédures utilisées pour déterminer le facteur d'oxydation spécifique d'une activité (par exemple, à travers la teneur en carbone de la suie, des cendres, des effluents et d'autres déchets ou sous-produits) doivent se fonder sur les normes CEN correspondantes, lorsque celles-ci sont disponibles. Il convient d'appliquer les normes CEN lorsqu'elles existent. Les normes ISO ou les normes nationales s'appliquent en l'absence de normes CEN. En l'absence de normes applicables, les procédures sont si possible effectuées conformément aux projets de normes ou aux lignes directrices sur les meilleures pratiques publiées par l'industrie. Le laboratoire chargé de déterminer le facteur d'oxydation ou les données de base doit respecter les exigences définies au point 13.5 de la présente annexe.

La procédure d'échantillonnage et la fréquence des analyses pour la détermination des variables (par exemple la teneur en carbone des cendres) utilisées pour le calcul des facteurs d'oxydation doivent respecter les exigences définies au point 13.6. La documentation complète concernant les procédures utilisées par l'organisme pour déterminer le facteur d'oxydation, ainsi que les résultats complets, doivent être conservés et mis à la disposition du vérificateur de la déclaration d'émissions.

13.3. Détermination des facteurs d'émissions et de conversion et des données sur la composition des procédés

La procédure, y compris la procédure d'échantillonnage, utilisée pour déterminer le facteur d'émission spécifique, le facteur de conversion ou les données sur la composition d'une matière donnée, doit être choisie en accord avec l'autorité compétente avant le début de la période de déclaration au cours de laquelle elle sera appliquée. Les procédures utilisées pour échantillonner et déterminer la composition de la matière concernée, ou pour calculer le facteur d'émission d'un procédé, doivent se fonder sur une méthode normalisée permettant de limiter le biais d'échantillonnage et de mesure et ayant une incertitude de mesure connue, lorsqu'une telle méthode existe.

Il convient d'appliquer les normes CEN lorsqu'elles existent. Les normes ISO ou les normes nationales s'appliquent en l'absence de normes CEN. En l'absence de normes applicables, les procédures sont si possible effectuées conformément aux projets de normes ou aux lignes directrices sur les meilleures pratiques publiées par l'industrie. Le laboratoire utilisé doit être conforme aux exigences définies au point 13.5 de la présente annexe. La procédure d'échantillonnage et la fréquence des analyses doivent respecter les exigences du point 13.6. La documentation complète concernant les procédures utilisées par l'organisme, ainsi que les résultats complets, doivent être conservés et mis à la disposition du vérificateur de la déclaration d'émissions.

13.4. Détermination de la fraction issue de la biomasse

Aux fins des présentes lignes directrices, le terme "fraction de la biomasse" désigne le pourcentage massique en carbone issu de la biomasse (telle que définie aux parties 2 et 12 de la présente annexe), par rapport à la masse totale du carbone contenu dans un échantillon.

Pour être considérés comme biomasse pure et être soumis aux dispositions de surveillance et de déclaration simplifiées préVues au point 5.2, les combustibles et matières doivent avoir une teneur en composants non issus de la biomasse ne dépassant pas 3 % de la quantité totale du combustible ou de la matière concernée.

La procédure, y compris la procédure d'échantillonnage, utilisée pour déterminer la fraction d'une matière ou d'un combustible donné issue de la biomasse doit être choisie en accord avec l'autorité compétente avant le début de la période de déclaration au cours de laquelle elle sera appliquée.

Les procédures utilisées pour échantillonner le combustible ou la matière et pour déterminer la fraction de la biomasse doivent se fonder sur une méthode normalisée permettant de limiter le biais d'échantillonnage et de mesure et ayant une incertitude de mesure connue, lorsqu'une telle méthode existe. Il convient d'appliquer les normes CEN lorsqu'elles existent. Les normes ISO ou les normes nationales s'appliquent en l'absence de normes CEN. En l'absence de normes applicables, les procédures sont si possible effectuées conformément aux projets de normes ou aux lignes directrices sur les meilleures pratiques publiées par l'industrie.

Les méthodes employées pour déterminer la fraction de la biomasse dans un combustible ou une matière vont du tri manuel des composants constituant les matières mixtes à l'application de méthodes différentielles pour déterminer les pouvoirs calorifiques d'un mélange binaire et de ses deux composants purs, et à l'analyse isotopique (carbone 14), selon la nature du mélange combustible concerné. Pour les combustibles ou les matières issus d'un procédé de production dont les flux entrants sont connus et traçables, l'exploitant peut également déterminer la fraction de la biomasse sur la base d'un bilan massique du carbone d'origine fossile et du carbone issu de la biomasse à l'entrée et à la sortie du procédé. Les méthodes correspondantes doivent être approuvées par l'autorité compétente.

Le laboratoire chargé de déterminer la fraction de la biomasse doit être conforme aux exigences définies au point 13.5 de la présente annexe.

La procédure d'échantillonnage et la fréquence des analyses pour la détermination de la fraction des combustibles et des matières issue de la biomasse doivent respecter les exigences définies au point 13.6.

La documentation complète concernant les procédures utilisées par le laboratoire pour déterminer la fraction de la biomasse, ainsi que les résultats complets, doivent être conservés et mis à la disposition du vérificateur de la déclaration d'émissions.

Si la détermination de la fraction de la biomasse dans un mélange combustible n'est techniquement pas possible ou risque d'entraîner des coûts excessifs, l'exploitant peut soit partir du principe que le combustible contient 0 % de biomasse (c'est-à-dire que la totalité du carbone contenu dans le combustible est exclusivement d'origine fossile), soit soumettre une méthode d'estimation à l'approbation de l'autorité compétente.

13.5. Exigences à respecter pour la détermination des propriétés des combustibles et des matières et pour la mesure continue des émissions

13.5.1. Utilisation de laboratoires accrédités

" Le laboratoire (et les autres prestataires de service) chargé(s) de déterminer le facteur d'émission, le pouvoir calorifique inférieur, le facteur d'oxydation, la teneur en carbone, la fraction de la biomasse ou les données sur la composition, ou de procéder à l'étalonnage ou au contrôle des équipements des SMC doi(ven)t être accrédité(s) EN ISO 17025:2005 (Prescriptions générales concernant la compétence des laboratoires d'étalonnages et d'essais). "

13.5.2. Utilisation de laboratoires non accrédités

Il convient de recourir de préférence à des laboratoires accrédités EN ISO 17025:2005. L'utilisation de laboratoires non accrédités doit être limitée aux situations dans lesquelles l'exploitant peut démontrer à l'autorité compétente que le laboratoire répond à des exigences équivalentes à celles de la norme EN ISO 17025 :2005. Les laboratoires et les procédures d'analyse correspondants doivent être répertoriés dans le plan de surveillance de l'installation. En ce qui concerne la gestion de la qualité, l'équivalence peut être établie au moyen d'une certification EN ISO 9001:2000 du laboratoire. Il conviendra en outre de prouver que le laboratoire est techniquement compétent et capable de produire des résultats techniquement valables au moyen des procédures d'analyse concernées.

Sous la responsabilité de l'exploitant, chaque laboratoire non accrédité utilisé par l'exploitant pour déterminer les résultats servant de base au calcul des émissions prend les mesures suivantes :

a) Validation

Chacune des méthodes d'analyse employées par le laboratoire non accrédité devra être validée par rapport à la méthode de référence par un laboratoire accrédité conformément à la norme EN ISO 17025:2005. La procédure de validation est menée avant ou au début de la relation contractuelle entre l'exploitant et le laboratoire. Elle comporte un nombre suffisant de répétitions de l'analyse d'un ensemble composé d'au moins cinq échantillons représentatifs pour la fourchette de valeurs attendue, dont un échantillon témoin, L 229/38 FR Journal officiel de l'Union européenne 31.8.2007 pour chaque paramètre et combustible ou matière considéré, de manière à établir la reproductibilité de la méthode et à calculer la courbe d'étalonnage de l'instrument.

b) Intercomparaison

Au moins une fois par an, les résultats des méthodes d'analyse seront soumis par un laboratoire accrédité EN ISO 17025:2005 à une intercomparaison comportant, pour chaque paramètre et combustible ou matière considéré, au moins cinq répétitions de l'analyse d'un échantillon représentatif au moyen de la méthode de référence.

L'exploitant procédera à des adaptations prudentes (c'est-à-dire visant à éviter toute sous-estimation des émissions) de toutes les données utiles de l'année considérée lorsque la différence observée entre les résultats obtenus par le laboratoire non accrédité et ceux obtenus par le laboratoire accrédité risque d'entraîner une sous-estimation des émissions. Toute différence statistiquement significative (2?) entre les résultats finals (les données sur la composition, par exemple) obtenus par le laboratoire non accrédité et le laboratoire accrédité sera notifiée à l'autorité compétente et immédiatement levée sous la supervision d'un laboratoire accrédité EN ISO 17025:2005.

13.5.3. Analyseurs de gaz en ligne et chromatographies en phase gazeuse

L'utilisation de chromatographes en phase gazeuse et d'analyseurs de gaz avec ou sans extraction pour la détermination des émissions au titre des présentes lignes directrices nécessite l'accord de l'autorité compétente. L'utilisation de ces systèmes est limitée à la détermination des données sur la composition des combustibles et matières gazeux. Les exploitants utilisant ces systèmes doivent se conformer aux exigences de la norme EN ISO 9001:2000. La preuve que le système répond à ces exigences peut être apportée par certification du système. Les services d'étalonnage et les fournisseurs de gaz d'étalonnage doivent être accrédités EN ISO 17025:2005.

Le cas échéant, une validation initiale, puis annuelle, de l'instrument peut être effectuée par un laboratoire accrédité EN ISO 17025:2005 au moyen de la norme EN ISO 10723:1995 "Gaz naturel - Évaluation des performances des systèmes d'analyse en ligne". Dans tous les autres cas, l'exploitant fait procéder à une validation initiale et à une intercomparaison annuelle.

a) Validation initiale

La validation doit être effectuée avant le 31 janvier 2008 ou à l'occasion de la mise en service d'un nouveau système. Elle comporte un nombre approprié de répétitions de l'analyse d'un ensemble d'au moins cinq échantillons représentatifs pour la fourchette de valeurs attendue, dont un échantillon témoin, pour chaque paramètre et combustible ou matière considéré, de manière à caractériser la reproductibilité de la méthode et à calculer la courbe d'étalonnage de l'instrument.

b) Intercomparaison annuelle

Au moins une fois par an, les résultats des méthodes d'analyse seront soumis par un laboratoire accrédité EN ISO 17025:2005 à une intercomparaison comportant, pour chaque paramètre et combustible ou matière considéré, un nombre approprié de répétitions de l'analyse d'un échantillon représentatif au moyen de la méthode de référence.

L'exploitant procédera à des adaptations prudentes (c'est-à-dire visant à éviter toute sous-estimation des émissions) de toutes les données utiles de l'année considérée lorsque la différence observée entre les résultats de l'analyseur de gaz ou du chromatographe en phase gazeuse et ceux obtenus par le laboratoire accrédité risque d'entraîner une sous-estimation des émissions. Toute différence statistiquement significative (2o) entre les résultats finals (les données sur la composition, par exemple) de l'analyseur de gaz ou du chromatographe en phase gazeuse et les résultats du laboratoire accrédité sera notifiée à l'autorité compétente et immédiatement levée sous la supervision d'un laboratoire accrédité EN ISO 17025 :2005.

13.6. Méthode d'échantionnage et fréquence des analyses

La détermination du facteur d'émission, du pouvoir calorifique inférieur, du facteur d'oxydation, du facteur de conversion, de la teneur en carbone, de la fraction de la biomasse ou des données sur la composition doit être conforme aux pratiques généralement reconnues en matière d'échantillonnage représentatif. L'exploitant doit fournir la preuve que les échantillons obtenus sont représentatifs et exempts de biais. La valeur respective ne doit être utilisée que pour la période de livraison ou le lot de combustible ou de matières pour lequel elle est représentative.

L'analyse portera généralement sur un échantillon résultant du mélange d'un plus grand nombre d'échantillons (10 à 100, par exemple) prélevés pendant une période donnée (d'un jour à plusieurs mois, par exemple), à condition que la matière ou le combustible échantillonné puisse être stocké sans que sa composition se modifie.

La procédure d'échantillonnage et la fréquence des analyses devront permettre de garantir que la moyenne annuelle du paramètre considéré soit déterminée avec une incertitude maximale intérieure au tiers de l'incertitude maximale requise par le niveau de méthode approuvé pour les données d'activité concernant le même flux.

Si l'exploitant n'est pas en mesure de respecter l'incertitude maximale admissible pour la valeur annuelle ou de démontrer la conformité aux seuils, il appliquera au minimum la fréquence d'analyse préVue au tableau 5, le cas échéant. Dans tous les autres cas, la fréquence des analyses sera définie par l'autorité compétente.

Tableau 5 : Fréquence minimale indicative des analyses

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14. Format de déclaration

Les tableaux suivants doivent servir de base à la déclaration. Ils peuvent être adaptés en fonction du nombre d'activités et du type d'installation, de combustibles et de procédés soumis à surveillance. Les cases grisées indiquent les champs à remplir.

14.1. Identification de l'installation

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe II)

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Le texte de la note 2 de bas de page est remplacé par le texte suivant : « À remplir uniquement si l’installation est soumise à une obligation de déclaration dans le cadre du PRTR européen. »

14.2. Vue d'ensemble des activités

Émissions provenant d'activités visées à l'annexe I

de180707_19.JPG (25231 octets)

Informations déclarées pour mémoire

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14.3. Émissions de combustion (méthode par calcul)

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14.4. Émission de procédé (méthode par calcul)

de180707_22.JPG (27596 octets)

14.5. Méthode du bilan massique

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14.6. Méthode par mesure

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14.7. Déclaration des émissions de N2O pour les usines de production d'acide nitrique, d'acide adipique, de caprolactame, de glyoxal et d'acide glyoxylique

de171208_1.PNG (28993 octets)

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe II)

«14.8. Déclaration des émissions de PFC pour la production d'aluminium primaire

15. Catégories aux fins de la déclaration

Les émissions doivent être déclarées conformément aux catégories suivantes indiquées dans le format de déclaration du GIEC et au code IPPC figurant à l'annexe I du règlement (CE) n° 166/2006 concernant le PRTR européen (voir le point 15.2 de la présente annexe). Les catégories préVues dans chacun des deux formats de déclaration sont indiquées ci-après. Lorsqu'une activité peut être classée dans deux catégories ou plus, la catégorie choisie doit refléter l'objectif primaire de l'activité.

15.1. Format de déclaration du GIEC

Le tableau suivant est extrait du format de rapport commun (FRC) figurant dans les lignes directrices du GIEC pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre (1). Dans le FRC, les émissions sont attribuées à sept grandes catégories de sources :

(1) CCNUCC (1999): FCCC/CP/1999/7.

1) énergie ;

2) procédés industriels ;

3) utilisation de solvants et d'autres produits ;

4) agriculture ;

5) utilisation des terres, changement d'affectation des terres, forêts ;

6) déchets ;

7) autres.

Les catégories 1, 2 et 6 du tableau suivant du format de rapport commun, qui sont les catégories couvertes par la directive 2003/87/CE, sont reproduites ci-après, accompagnées des sous-catégories correspondantes.

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15.2. Codes des catégories de sources

Les codes de catégories de sources suivants doivent être utilisés aux fins de la déclaration des données.

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de180707_27.JPG (133970 octets)

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16. Exigences applicables aux installations à faible niveau d'émission

Les parties 4.3, 5.2, 7.1, 10 et 13 ci-dessus s'appliquent sous réserve des exemptions suivantes aux exigences de la présente annexe pour les installations dont les émissions déclarées moyennes vérifiées sont inférieures à 25 000 tonnes de CO2 par an pendant la période d'échanges précédente. Si les données d'émission ne sont plus valables en raison de modifications apportées aux conditions d'exploitation ou à l'installation proprement dite, ou en l'absence d'historique des émissions vérifiées, les exemptions sont applicables si l'autorité compétente a approuvé une projection prudente des émissions pour les cinq années suivantes en vertu de laquelle les émissions de CO2 d'origine fossile seraient inférieures à 25 000 tonnes par an. Les États membres peuvent renoncer à la visite annuelle obligatoire effectuée par le vérificateur dans le cadre de la procédure de vérification et laisser le vérificateur trancher, sur la base de son analyse des risques.

- En cas de besoin, l'exploitant peut, pour évaluer l'incertitude des données d'activité, utiliser les informations communiquées par le fournisseur des instruments de mesure concernés, quelles que soient les conditions d'utilisation spécifiques.

- Les États membres peuvent déroger à l'obligation de prouver la conformité aux exigences en matière d'étalonnage préVues au point 10.3.2 de la présente annexe.

- Les États membres peuvent autoriser l'utilisation de niveaux inférieurs (le niveau 1 étant le minimum) pour tous les flux et les variables concernés.

- Les États membres peuvent autoriser l'utilisation de plans de surveillance simplifiés contenant au minimum les éléments visés aux points a), b), c), e), f), k) et l) du point 4.3 de la présente annexe.

- Les États membres peuvent déroger aux exigences concernant l'accréditation EN ISO 17025:2005 si le laboratoire en question: - prouve de manière concluante qu'il est techniquement compétent et qu'il est capable de produire des résultats techniquement valables au moyen des procédures d'analyse concernées, et

- participe chaque année à des comparaisons interlaboratoires à l'issue desquelles il prend, le cas échéant, les mesures correctives nécessaires.

- Les utilisations de combustibles ou de matières peuvent être déterminées sur la base des données d'achat et d'estimations des variations de stock sans prendre en compte les incertitudes.

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexes I et III)

Annexe II : lignes directrices applicables aux émissions de combustion résultant des activités visées à l’annexe I de la directive 2003/87/CE menées dans les installations

1. Limites et exhaustivité

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe III)

« Il convient d’appliquer les lignes directrices spécifiques figurant dans la présente annexe pour surveiller les émissions liées aux activités de combustion énumérées à l’annexe I de la directive 2003/87/CE menées dans les installations et définies à l’article 3, point t), ainsi que les émissions de combustion dues à d’autres activités énumérées à ladite annexe I de la directive 2003/87/CE, lorsqu’elles sont mentionnées dans les annexes III à XI et XVI à XXIV des présentes lignes directrices. Il y a également lieu d’utiliser la présente annexe pour surveiller les émissions des procédés de combustion faisant partie de toute activité énumérée à l’annexe I de la directive 2003/87/CE qui n’est couverte par aucune autre annexe spécifique des présentes lignes directrices. »

La surveillance des émissions dues aux procédés de combustion comprend les émissions provenant de la combustion de tous les types de combustibles se trouvant dans l'installation, ainsi que les émissions issues des procédés d'épuration, tels que ceux destinés à éliminer le SO2, par exemple. Les émissions provenant des moteurs à combustion interne utilisés à des fins de transport ne sont ni surveillées ni déclarées. Toutes les émissions dues à la combustion de combustibles dans l'installation doivent être attribuées à celle-ci, indépendamment de l'exportation de chaleur ou d'électricité vers d'autres installations. Les émissions associées à la production de chaleur ou d'électricité importée d'autres installations ne doivent pas être attribuées à l'installation importatrice.

Les émissions d'une installation de combustion adjacente à une aciérie intégrée dont elle dérive son combustible principal, mais exploitée sur la base d'une autorisation d'émettre des gaz à effet de serre distincte, peuvent être calculées comme faisant partie du bilan massique de cette aciérie si l'exploitant peut prouver à l'autorité compétent que cette méthode réduira l'incertitude globale de la détermination des émissions.

2. Détermination des émissions de CO2

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe III)

Les sources d'émission de CO2 liées « aux activités » de combustion sont notamment les suivantes :
- chaudières,
- brûleurs,
- turbines,
- appareils de chauffage,
- hauts fourneaux,
- incinérateurs,
- fours,
- étuves,
- sécheurs,
- moteurs,
- torchères,
- laveurs (émissions de procédé),
- tout autre équipement ou machine consommant du combustible, à l'exclusion des équipements et des machines équipés de moteurs à combustion utilisés à des fins de transport.

2.1. Calcul des émissions de CO2

2.1.1. Émissions de combustion

2.1.1.1. Activités générales de combustion

Les émissions de CO2 provenant d'« activités » de combustion sont calculées en multipliant le contenu énergétique de chaque combustible utilisé par un facteur d'émission et un facteur d'oxydation. Le calcul suivant doit être effectué pour chaque combustible et pour chaque activité :

émissions de CO2 = données d'activité * facteur d'émission * facteur d'oxydation

avec :

a) Données d'activité

Les données d'activité sont généralement exprimées en tant que contenu énergétique net du combustible consommé [TJ] au cours de la période de déclaration. Le contenu énergétique de la consommation de combustible est calculé au moyen de la formule suivante.

Contenu énergétique de la consommation de combustible [TJ] = combustible consommé [t ou Nm3] * pouvoir calorifique inférieur du combustible [TJ/t ou TJ/Nm3] (1)

(1) En cas d'utilisation d'unités de volume, l'exploitant devra effectuer les conversions nécessaires pour refléter les différences de pression et de température de l'appareil de mesure et tenir compte des conditions de base dans lesquelles le pouvoir calorifique inférieur du combustible a été estimé.

Si le facteur d'émission utilisé est exprimé en masse ou en volume [t CO2/t ou t CO2/Nm3], les données d'activité sont exprimées en quantité de combustible consommée [t ou Nm3].

avec :

a1) Combustible consommé

Niveau 1

La consommation de combustible pendant la période de déclaration est déterminée par l'exploitant ou le fournisseur du combustible avec une incertitude maximale inférieure à ± 7,5 %, compte tenu, le cas échéant, de l'effet des variations de stock.

Niveau 2

La consommation de combustible pendant la période de déclaration est déterminée par l'exploitant ou le fournisseur du combustible avec une incertitude maximale inférieure à ± 5 %, compte tenu, le cas échéant, de l'effet des variations de stock.

Niveau 3

La consommation de combustible pendant la période de déclaration est déterminée par l'exploitant ou le fournisseur du combustible avec une incertitude maximale inférieure à ± 2,5 %, compte tenu, le cas échéant, de l'effet des variations de stock.

Niveau 4

La consommation de combustible pendant la période de déclaration est déterminée par l'exploitant ou le fournisseur du combustible avec une incertitude maximale inférieure à ± 1,5 %, compte tenu, le cas échéant, de l'effet des variations de stock.

a2) Pouvoir calorifique inférieur

Niveau 1

Les valeurs de référence applicables à chaque combustible sont utilisées conformément aux dispositions de la partie 11 de l'annexe I.

Niveau 2a

L'exploitant applique au combustible les pouvoirs calorifiques inférieurs spécifiques par pays indiqués par l'État membre dans le dernier inventaire national remis au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 2b

Pour les combustibles marchands, on utilise le pouvoir calorifique inférieur déterminé sur la base des données d'achat communiquées par le fournisseur, à condition que cette valeur ait été calculée sur la base de normes nationales ou internationales reconnues.

Niveau 3

L'exploitant, le laboratoire sous contrat ou le fournisseur de combustibles mesure le pouvoir calorifique inférieur du combustible d'une installation conformément aux dispositions de la partie 13 de l'annexe I.

b) Facteur d'émission

Niveau 1

Les facteurs de référence à utiliser pour chaque combustible sont ceux indiqués dans les dispositions de la partie 11 de l'annexe I.

Niveau 2a

L'exploitant applique au combustible les facteurs d'émission indiqués par l'État membre dans le dernier inventaire national remis au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 2b

L'exploitant détermine les facteurs d'émission du combustible à partir de l'un des indicateurs suivants :
- mesure de la densité d'huiles ou de gaz utilisés dans l'industrie du raffinage ou la sidérurgie, et
- pouvoir calorifique inférieur de certains types de charbons, et d'une relation empirique déterminée au moins une fois par an, conformément aux dispositions de la partie 13 de l'annexe I.

L'exploitant doit s'assurer que la corrélation respecte les règles de l'art et qu'elle n'est appliquée que dans la plage des valeurs pour laquelle l'indicateur a été établi.

Niveau 3

L'exploitant, le laboratoire externe ou le fournisseur de combustibles détermine les facteurs d'émission spécifiques du combustible conformément aux dispositions de la partie 13 de l'annexe I.

c) Facteur d'oxydation L'exploitant peut choisir le niveau approprié pour sa méthode de surveillance.

Niveau 1

On utilise un facteur d'oxydation de 1,0 (1).

(1) Voir les lignes directrices du GIEC 2006 pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre.

Niveau 2

L'exploitant applique au combustible les facteurs d'oxydation indiqués par l'État membre dans le dernier inventaire national remis au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 3

Les facteurs spécifiques des combustibles sont calculés par l'exploitant en se fondant sur la teneur en carbone des cendres, des effluents, des autres rejets et sous-produits et des autres émissions de carbone non entièrement oxydé sous forme gazeuse. Les données sur la composition sont déterminées conformément aux dispositions de la partie 13 de l'annexe I.

2.1.1.2. Méthode du bilan massique - Production de noir de carbone et terminaux de traitement du gaz

La méthode du bilan massique peut être appliquée aux installations produisant du noir de carbone et aux terminaux de traitement du gaz. L'ensemble du carbone présent dans les intrants, les stocks, les produits et les autres exportations hors de l'installation doit être pris en compte aux fins de la détermination des émissions de gaz à effet de serre, selon l'équation suivante :

émissions de CO2 [t CO2] = (intrants - produits - exportations - variation des stocks) * facteur de conversion CO2/C

avec :
- intrants [tC] : la totalité du carbone entrant dans les limites de l'installation,
- produits [tC] : la totalité du carbone présent dans les produits et les matières, y compris les sous-produits, sortant des limites de l'installation
- exportations [tC] : le carbone exporté en dehors des limites de l'installation, c'est-à-dire rejeté dans les égouts, mis en décharge ou perdu. Les exportations ne comprennent pas les rejets de gaz à effet de serre dans l'atmosphère,
- variation des stocks [tC]: l'augmentation des stocks de carbone dans les limites de l'installation.

Le calcul se fait de la manière suivante :

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avec :

a) Données d'activité

L'exploitant analyse et déclare les flux massiques entrant dans l'installation et en sortant, ainsi que la variation des stocks de tous les combustibles et matières concernés, en les indiquant séparément. Lorsque la teneur en carbone d'un flux massique est généralement liée au contenu énergétique (combustibles), l'exploitant peut déterminer et utiliser la teneur en carbone du flux massique concerné par rapport au contenu énergétique [t C/TJ] pour le calcul du bilan massique.

Niveau 1

Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de ± 7,5 %.

Niveau 2

Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de ± 5 %.

Niveau 3

Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de ± 2,5 %. 31.8.2007 FR Journal officiel de l'Union européenne L 229/51

Niveau 4

Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de ± 1,5 %.

b) Teneur en carbone

Niveau 1

La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée sur la base des facteurs d'émission standard des combustibles ou des matières énumérés à la partie 11 de l'annexe I ou dans « les autres annexes spécifiques ». La teneur en carbone est déterminée comme suit :

de180707_30.JPG (3195 octets)

Niveau 2

La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée conformément aux dispositions de la partie 13 de l'annexe I pour tout ce qui concerne l'échantillonnage représentatif des combustibles, des produits et des sous-produits, et la détermination de leur teneur en carbone et de la fraction de la biomasse.

2.1.1.3. Torchères

Les émissions en provenance des torchères englobent le brûlage de routine et le brûlage lié à l'exploitation (interruptions, démarrages, arrêts, cas d'urgence).

Les émissions de CO2 sont calculées à partir de la quantité de gaz brûlé à la torche [Nm3] et de la teneur en carbone du gaz brûlé [t CO2/Nm3] (CO2 inhérent inclus).

émissions de CO2 = données d'activité * facteur d'émission * facteur d'oxydation

avec :

a) Données d'activité

Niveau 1

La quantité de gaz brûlé utilisée pendant la période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale admissible de ± 17,5 %.

Niveau 2

La quantité de gaz brûlé utilisée pendant la période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale admissible de ± 12,5 %.

Niveau 3

La quantité de gaz brûlé utilisée pendant la période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale admissible de ± 7,5 %.

b) Facteur d'émission

Niveau 1

Application d'un facteur d'émission de référence de 0,00393 t CO2/m3 (dans des conditions standard). Cette valeur, qui est dérivée de la combustion d'éthane pur utilisé comme indicateur des gaz brûlés, garantit une bonne marge de sécurité.

Niveau 2a

L'exploitant applique au combustible les facteurs d'émission indiqués par l'État membre dans le dernier inventaire national remis au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 2b

Les facteurs d'émission des installations sont déterminées à partir d'une estimation du poids moléculaire du flux brûlé à la torchère, en utilisant une méthode de modélisation du procédé reconnue par l'industrie, par modélisation des processus sur la base de modèles standardisés. Une moyenne annuelle pondérée est obtenue pour le poids moléculaire du gaz brûlé en examinant les proportions relatives et les poids moléculaires de chacun des flux concourants.

Niveau 3

Le facteur d'émission [t CO2/Nm3 gaz brûlé] est calculé à partir de la teneur en carbone du gaz brûlé, conformément aux dispositions de la partie 13 de l'annexe I.

c) Facteur d'oxydation Il est possible d'appliquer les niveaux inférieurs.

Niveau 1

On utilise une valeur de 1,0.

Niveau 2

L'exploitant applique le facteur d'oxydation indiqué par l'État membre dans le dernier inventaire national remis au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

2.1.2. Émissions de procédé

Les émissions de CO2 dues à l'emploi de carbonate pour désulfurer les effluents gazeux sont calculées à partir du carbonate acheté (méthode de calcul de niveau 1a) ou du gypse produit (méthode de calcul de niveau 1b). Ces deux méthodes de calcul sont équivalentes. Le calcul est effectué comme suit :

émissions de CO2 [t] = données d'activité * facteur d'émission

avec :

Méthode de calcul A "fondée sur le carbonate"

Le calcul des émissions se fonde sur la quantité de carbonate employée :

a) Données d'activité

Niveau 1

Le poids en tonnes de carbonate sec consommé par an dans le procédé est déterminé par l'exploitant ou le fournisseur avec une incertitude maximale inférieure à ± 7,5 %.

b) Facteur d'émission

Niveau 1

Les facteurs d'émission sont calculés et déclarés en unités de masse de CO2 rejeté par tonne de carbonate. Les rapports stoechiométriques indiqués dans le tableau 1 ci-après sont utilisés pour convertir les données sur la composition en facteurs d'émission.

La quantité de CaCO3 et de MgCO3 dans les matières entrantes de chaque four est déterminée sur la base des meilleures pratiques publiées par l'industrie.

Tableau 1 : Rapports stoechiométriques

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Méthode de calcul B "fondée sur le gypse"

Le calcul des émissions se fonde sur la quantité de gypse produite.

a) Données d'activité

Niveau 1

Poids en tonnes de gypse sec ((CaSO4 . 2H2O) produit par an, mesuré par l'exploitant ou le producteur de gypse avec une incertitude maximale inférieure à ± 7,5 %.

b) Facteur d'émission

Niveau 1

Rapport stoechiométrique du gypse sec ((CaSO4 . 2H2O) et du CO2 dans le procédé : 0,2558 t CO2/t gypse.

2.2. Mesure des émissions de CO2

Il convient d'appliquer les lignes directrices de l'annexe XII.

Annexe III : Lignes directrices spécifiques concernant les raffineries de pétrole visées à l'annexe I de la directive 2003/87/CE

1. Limites

La surveillance des émissions d'une installation englobe toutes les émissions dues aux procédés de combustion et de production mis en oeuvre dans les raffineries. Les émissions dues à des procédés mis en oeuvre dans des installations adjacentes du site chimique non mentionnées dans l'annexe I de la directive 2003/87/CE et qui ne font pas partie de la chaîne de raffinage ne doivent pas être comptabilisées.

2. Détermination des émissions de CO2

Les sources potentielles d'émission de CO2 sont notamment les suivantes :

a) combustion énergétique :
- chaudières,
- réchauffeurs industriels/épurateurs,
- moteurs à combustion interne/turbines,
- réacteurs thermiques et catalytiques,
- fours de calcination du coke, - pompage d'eau d'extinction,
- générateurs de secours/de réserve, - torchères, - incinérateurs,
- craqueurs ;

b) procédé :
- installations de production d'hydrogène,
- régénération dans les procédés de catalyse (craquage catalytique et autres procédés de catalyse),
- unités de cokéfaction (cokéfaction fluide avec gazéification, cokéfaction différée).

2.1. Calcul des émissions de CO2

2.1.1. Émissions de combustion

Les émissions liées à la combustion sont surveillées conformément aux dispositions de l'annexe II.

2.1.2. Émissions de procédé

Les procédés spécifiques entraînant des émissions de CO2 sont notamment les suivants :

1. Régénération des catalyseurs de craquage catalytique, régénération dans les autres procédés de catalyse et unités de cokéfaction fluide avec gazéification

Le coke déposé sur le catalyseur à la suite du procédé de craquage est brûlé dans le régénérateur afin de réactiver le catalyseur. D'autres procédés de raffinage, comme le reformage catalytique, nécessitent un catalyseur qui doit être régénéré.

Les émissions sont calculées au moyen d'un bilan matières, avec prise en compte de l'état de l'air entrant et des effluents gazeux. L'ensemble du CO présent dans les effluents gazeux doit être comptabilisé comme CO2 (1).

L'analyse de l'air entrant et des effluents gazeux et le choix du niveau sont effectués conformément aux dispositions de la partie 13 de l'annexe I. L'approche par calcul employée doit être approuvée par l'autorité compétente dans le cadre de l'évaluation du plan et de la méthode de surveillance.

(1) En appliquant la relation massique : t CO2 = t CO * 1,571.

Niveau 1

Pour chaque source d'émission, l'incertitude totale associée aux émissions globales pendant la période de déclaration doit être inférieure à ± 10 %.

Niveau 2

Pour chaque source d'émission, l'incertitude totale associée aux émissions globales pendant la période de déclaration doit être inférieure à ± 7,5 %.

Niveau 3

Pour chaque source d'émission, l'incertitude totale associée aux émissions globales pendant la période de déclaration doit être inférieure à ± 5 %.

Niveau 4

Pour chaque source d'émission, l'incertitude totale associée aux émissions globales pendant la période de déclaration doit être inférieure à ± 2,5 %.

2. Production d'hydrogène dans les raffineries

Le CO2 émis provient du carbone contenu dans le gaz d'alimentation. Il convient donc de calculer les émissions de CO2 en fonction de l'intrant.

de180707_32.JPG (3765 octets)

avec :

a) Données d'activité

Niveau 1

Quantité d'hydrocarbures [t charge] traitée pendant la période de déclaration, avec une incertitude maximale de ± 7,5 %. Niveau 2 Quantité d'hydrocarbures [t charge] traitée pendant la période de déclaration, avec une incertitude maximale admissible de ± 2,5 %.

b) Facteur d'émission

Niveau 1

Application d'une valeur de référence de 2,9 t de CO2 par tonne de charge traitée. Cette valeur, fondée sur l'éthane, garantit une bonne marge de sécurité.

Niveau 2

Application d'un facteur d'émission spécifique [CO2/t charge] calculé à partir de la teneur en carbone du gaz d'alimentation, déterminée conformément aux dispositions de la partie 13 de l'annexe I.

2.2. Mesure des émissions de CO2

Il convient d'appliquer les lignes directrices des annexes I et XII.

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexes I et IV)

Annexe IV :  Lignes directrices spécifiques concernant la production de coke visée à l’annexe I de la directive 2003/87/CE

1. Limites et exhaustivité

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe IV)

« Les activités de grillage, de frittage ou d’agglomération par bouletage du minerai métallique peuvent faire partie intégrante d’aciéries directement reliées à des cokeries et à des activités de production de fonte et d’acier et de coulée continue, ce qui implique des échanges intenses d’énergie et de matières (gaz de haut fourneau, gaz de cokerie, coke, calcaire, par exemple) en conditions normales de fonctionnement. Si l’autorisation délivrée à l’installation conformément aux articles 4, 5 et 6 de la directive 2003/87/CE couvre la totalité de l’aciérie, et pas seulement l’activité de grillage ou de frittage, il est également possible de surveiller les émissions de CO2 de l’ensemble de l’aciérie intégrée. On peut dans ce cas utiliser la méthode du bilan massique (point 2.1.1 de la présente annexe). »

Si les effluents gazeux sont épurés et que les émissions qui en résultent ne sont pas comptabilisées dans les émissions de procédé de l'installation, elles doivent être calculées conformément aux dispositions de l'annexe II.

2. Détermination des émissions de CO2

Dans les cokeries, les émissions de CO2 proviennent des sources et flux d'émission suivants :
- matières premières (charbon ou coke de pétrole),
- combustibles classiques (gaz naturel, par exemple),
- gaz de procédé (gaz de haut fourneau, par exemple),
- autres combustibles,
- épuration des effluents gazeux.

2.1. Calcul des émissions de CO2

Si la cokerie fait partie d'une aciérie intégrée, l'exploitant peut calculer les émissions :

a) de l'ensemble de l'aciérie intégrée, en appliquant la méthode du bilan massique,

ou

b) de la cokerie, en tant qu'activité spécifique de l'aciérie intégrée.

2.1.1. Méthode du bilan massique

La méthode du bilan massique prend en considération l'ensemble du carbone présent dans les intrants, les stocks, les produits et les autres exportations hors de l'installation pour quantifier les émissions de gaz à effet de serre pendant la période de déclaration, selon l'équation suivante :

émissions de CO2 [t CO2] = (intrants - produits - exportations - variation des stocks) * facteur de conversion CO2/C

avec :
- intrants [tC] : la totalité du carbone entrant dans les limites de l'installation,
- produits [tC ]: la totalité du carbone présent dans les produits et les matériaux, y compris dans les sous-produits, sortant des limites de l'installation,
- exportations [tC] : le carbone exporté en dehors des limites de l'installation, c'est-à-dire rejeté dans les égouts, mis en décharge ou perdu. Les exportations ne comprennent pas les rejets de gaz à effet de serre dans l'atmosphère,
- variation des stocks [tC] : l'augmentation des stocks de carbone dans les limites de l'installation.

Le calcul se fait de la manière suivante :

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avec :

a) Données d'activité

L'exploitant analyse et déclare les flux massiques entrant et sortant de l'installation, ainsi que la variation des stocks de tous les combustibles et matières, en les indiquant séparément. Lorsque la teneur en carbone d'un flux massique est généralement liée au contenu énergétique (combustibles), l'exploitant peut déterminer et utiliser la teneur en carbone du flux massique correspondant par rapport au contenu énergétique [t C/TJ] pour le calcul du bilan massique.

Niveau 1

Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de ± 7,5 %.

Niveau 2

Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de ± 5 %.

Niveau 3

Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de ± 2,5 %.

Niveau 4

Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de ± 1,5 %.

b) Teneur en carbone

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe IV)

Niveau 1

« La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée sur la base des facteurs d’émission de référence des combustibles ou des matières énumérés à la partie 11 de l’annexe I ou dans les annexes IV à X. Elle est calculée comme suit : »

de180707_34.JPG (5075 octets)

Niveau 2

L'exploitant applique au combustible ou à la matière la teneur en carbone spécifique indiquée par l'État membre dans le dernier inventaire national communiqué au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 3

La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée conformément aux dispositions de la partie 13 de l'annexe I pour tout ce qui concerne l'échantillonnage représentatif des combustibles, des produits et des sous-produits, ainsi que la détermination de leur teneur en carbone et de la fraction de la biomasse.

2.1.2. Émissions de combustion

Les procédés de combustion dans des cokeries mettant en oeuvre des combustibles (coke, charbon, gaz naturel, par exemple) qui ne sont pas inclus dans la méthode du bilan massique sont surveillés et déclarés conformément aux dispositions de l'annexe II.

2.1.3. Émissions de procédé

Au cours de la carbonisation qui se produit dans la chambre du four à coke, le charbon se transforme, sans apport d'air, en coke et en gaz brut de cokerie. La principale source de carbone contenue dans les matières/flux entrants est le charbon, mais le poussier de coke, le coke de pétrole, les huiles de pétrole et les gaz de procédé tels que les gaz de haut fourneau en contiennent également. Le gaz brut de cokerie issu du procédé de carbonisation contient de nombreux composants carbonés, dont le dioxyde de carbone (CO2), le monoxyde de carbone (CO), le méthane (CH4) et les hydrocarbures (CxHy).

Les émissions totales de CO2 des cokeries sont calculées de la manière suivante :

de180707_35.JPG (5430 octets)

avec :

a) Données d'activité

Les données d'activité INTRANT peuvent comprendre le charbon en tant que matière première, le poussier de coke, le coke de pétrole, les huiles de pétrole, le gaz de haut fourneau, le gaz de cokerie et autres. Les données d'activitéEXTRANT peuvent comprendre le coke, les goudrons, les huiles légères, le gaz de cokerie et autres.

a1) Combustible employé pour alimenter le procédé

Niveau 1

Le flux massique des combustibles entrant dans l'installation et en sortant pendant la période de déclaration est déterminé avec une incertitude maximale inférieure à ± 7,5 %.

Niveau 2

Le flux massique des combustibles entrant dans l'installation et en sortant pendant la période de déclaration est déterminé avec une incertitude maximale inférieure à ± 5,0 %.

Niveau 3

Le flux massique des combustibles entrant dans l'installation et en sortant pendant la période de déclaration est déterminé avec une incertitude maximale inférieure à ± 2,5 %.

Niveau 4

Le flux massique des combustibles entrant dans l'installation et en sortant pendant la période de déclaration est déterminé avec une incertitude maximale inférieure à ± 1,5 %.

a2) Pouvoir calorifique inférieur

Niveau 1

Les valeurs de référence applicables à chaque combustible sont utilisées conformément aux dispositions de la partie 11 de l'annexe I.

Niveau 2

L'exploitant applique au combustible les pouvoirs calorifiques inférieurs spécifiques indiqués par l'État membre dans le dernier inventaire national remis au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 3

L'exploitant, le laboratoire sous contrat ou le fournisseur de combustibles mesure le pouvoir calorifique inférieur de chaque lot de combustible d'une installation, conformément aux dispositions du chapitre 13 de l'annexe I.

b) Facteur d'émission

Niveau 1

Application des facteurs de référence préVus à la partie 11 de l'annexe I.

Niveau 2

L'exploitant applique au combustible les facteurs d'émission indiqués par l'État membre dans le dernier inventaire national remis au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 3

Les facteurs d'émission spécifiques sont déterminés conformément aux dispositions du chapitre 13 de l'annexe I.

2.2. Mesure des émissions de CO2

Il convient d'appliquer les lignes directrices des annexes I et XII.

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe I et V)

Annexe V :  Lignes directrices spécifiques concernant le grillage et le frittage de minerai métallique visés à l’annexe I de la directive 2003/87/CE

1. Limites et exhaustivité

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe V)

« Les activités de grillage, de frittage ou d’agglomération par bouletage du minerai métallique peuvent faire partie intégrante d’aciéries directement reliées à des cokeries et à des activités de production de fonte et d’acier et de coulée continue, ce qui implique des échanges intenses d’énergie et de matières (gaz de haut fourneau, gaz de cokerie, coke, calcaire, par exemple) en conditions normales de fonctionnement. Si l’autorisation délivrée à l’installation conformément aux articles 4, 5 et 6 de la directive 2003/87/CE couvre la totalité de l’aciérie, et pas seulement l’activité de grillage ou de frittage, il est également possible de surveiller les émissions de CO2 de l’ensemble de l’aciérie intégrée. On peut dans ce cas utiliser la méthode du bilan massique (point 2.1.1 de la présente annexe). »

Si les effluents gazeux sont épurés et que les émissions qui en résultent ne sont pas comptabilisées dans les émissions de procédé de l'installation, elles doivent être calculées conformément aux dispositions de l'annexe II.

2. Détermination des émissions de CO2

Dans les installations de grillage, de frittage et d'agglomération par bouletage, les émissions de CO2 proviennent des sources et flux d'émission suivants :
- matières premières (calcination du calcaire, de la dolomie et des minerais de fer carbonatés, par exemple FeCO3),
- combustibles classiques (gaz naturel et coke/poussier de coke),
- gaz de procédé (gaz de cokerie et gaz de haut fourneau, par exemple),
- résidus de procédé utilisés comme matières entrantes, dont la poussière filtrée provenant de l'unité de frittage, du convertisseur et du haut fourneau,
- autres combustibles,
- épuration des effluents gazeux.

2.1. Calcul des émissions de CO2

Dans le cas d'installations de grillage, de frittage ou d'agglomération par bouletage faisant partie d'une aciérie intégrée, l'exploitant peut calculer les émissions :

a) de l'ensemble de l'aciérie intégrée, en appliquant la méthode du bilan massique,

ou

b) de l'installation de grillage, de frittage ou d'agglomération par bouletage, en tant qu'activité spécifique de l'aciérie intégrée.

2.1.1. Méthodes du bilan massique

La méthode du bilan massique prend en considération l'ensemble du carbone présent dans les intrants, les stocks, les produits et les autres exportations hors de l'installation pour quantifier les émissions de gaz à effet de serre pendant la période de déclaration, selon l'équation suivante :

émissions de CO2 [t CO2] = (intrants - produits - exportations - variation des stocks) * facteur de conversion CO2/C

avec :
- intrants [tC] : la totalité du carbone entrant dans les limites de l'installation,
- produits [tC] : la totalité du carbone entrant dans les produits et les matériaux, y compris dans les sous-produits, et sortant des limites de l'installation,
- exportations [tC] : le carbone exporté en dehors des limites de l'installation, c'est-à-dire rejeté dans les égouts, mis en décharge ou perdu. Les exportations ne comprennent pas les rejets de gaz à effet de serre dans l'atmosphère,
- variation des stocks [tC] : l'augmentation des stocks de carbone dans les limites de l'installation.

Le calcul se fait de la manière suivante :

de180707_36.JPG (10082 octets)

avec :

a) Données d'activité

L'exploitant analyse et déclare les flux massiques entrant dans l'installation et en sortant, ainsi que la variation des stocks de tous les combustibles et matières, en les indiquant séparément. Lorsque la teneur en carbone d'un flux massique est généralement liée au contenu énergétique (combustibles), l'exploitant peut déterminer et utiliser la teneur en carbone du flux massique correspondant par rapport au contenu énergétique [t C/TJ] pour le calcul du bilan massique.

Niveau 1

Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de ± 7,5 %.

Niveau 2

Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de ± 5 %.

Niveau 3

Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de ± 2,5 %.

Niveau 4

Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de ± 1,5 %.

b) Teneur en carbone

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe V)

Niveau 1

« La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée sur la base des facteurs d’émission de référence des combustibles ou des matières énumérés à la partie 11 de l’annexe I ou dans les annexes IV à X. Elle est calculée comme suit : »

de180707_37.JPG (3835 octets)

Niveau 2

L'exploitant applique au combustible ou à la matière la teneur en carbone spécifique indiquée par l'État membre dans le dernier inventaire national communiqué au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 3

La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée conformément aux dispositions de la partie 13 de l'annexe I pour tout ce qui concerne l'échantillonnage représentatif des combustibles, des produits et des sous-produits, ainsi que la détermination de leur teneur en carbone et de la fraction de la biomasse.

2.1.2. Émissions de combustion

Les procédés de combustion mis en oeuvre dans les installations de grillage, de frittage et d'agglomération par bouletage du minerai métallique où les combustibles ne sont pas utilisés comme agents réducteurs et ne sont pas issus de réactions métallurgiques sont surveillés et déclarés conformément aux dispositions de l'annexe II.

2.1.3. Émissions de procédé

Au cours de la calcination sur la grille, du CO2 se dégage des matières entrantes, c'est-à-dire du mélange brut (généralement libéré par le carbonate) et des résidus de procédé réemployés. Pour chaque type de matière entrante utilisée, la quantité de CO2 est calculée selon la formule suivante :

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a) Données d'activité

Niveau 1

Pesage, par l'exploitant ou le fournisseur, des quantités [t] de carbonates [tCaCO3, tMgCO3 ou tCaCO3-MgCO3] et de résidus de procédé utilisées comme matières entrantes dans le procédé pendant la période de déclaration, avec une incertitude maximale inférieure à ± 5,0 %.

Niveau 2

Pesage, par l'exploitant ou le fournisseur, des quantités [t] de carbonates [tCaCO3, tMgCO3 ou tCaCO3-MgCO3] et de résidus de procédé utilisées comme matières entrantes dans le procédé pendant la période de déclaration, avec une incertitude maximale admissible inférieure à ± 2,5 %.

b) Facteur d'émission

Niveau 1

En ce qui concerne les carbonates : application des rapports stoechiométriques figurant dans le tableau 1 ci-après :

Tableau 1 : Facteurs d'émission stoechiométriques

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Ces valeurs sont ajustées en fonction de la teneur en humidité des carbonates employés et des gangues.

Résidus de procédés: les facteurs spécifiques sont déterminés conformément aux dispositions de la partie 13 de l'annexe I.

c) Facteur de conversion

Niveau 1

Facteur de conversion : 1,0

Niveau 2

Les facteurs d'activité spécifiques sont déterminés conformément aux dispositions de la partie 13 de l'annexe I, en estimant la quantité de carbone contenue dans les produits de frittage et dans la poussière filtrée. Si de la poussière filtrée est réemployée dans le procédé, la quantité de carbone [t] qui y est contenue ne doit pas être prise en compte afin d'éviter une double comptabilisation.

2.2. Mesure des émissions de CO2

Il convient d'appliquer les lignes directrices des annexes I et XII.

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe I et VI)

Annexe VI  : Lignes directrices spécifiques concernant la production de fonte et d’acier, y compris la coulée continue, visée à l’annexe I de la directive 2003/87/CE

1. Limites et exhaustivité

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe VI)

« Les lignes directrices de la présente annexe peuvent être appliquées pour les émissions provenant d’activités de production de fonte et d’acier, y compris les activités de coulée continue. Ces lignes directrices couvrent notamment la production primaire (haut fourneau et convertisseur à l’oxygène) et secondaire (four à arc électrique) d’acier. »

« Les activités de production de fonte et d’acier, y compris la coulée continue, font généralement partie intégrante d’aciéries directement reliées à cokeries et à des activités de frittage, ce qui implique des échanges intenses d’énergie et de matières (gaz de haut fourneau, gaz de cokerie, coke, calcaire, par exemple) en conditions normales de fonctionnement. Si l’autorisation délivrée à une installation conformément aux articles 4, 5 et 6 de la directive 2003/87/CE couvre la totalité de l’aciérie, et pas seulement le haut fourneau, il est également possible de surveiller les émissions de CO2 de l’ensemble de l’aciérie intégrée. On peut dans ce cas utiliser la méthode du bilan massique indiquée au chapitre 2.1.1 de la présente annexe.

Si les effluents gazeux sont épurés et que les émissions qui en résultent ne sont pas comptabilisées dans les émissions de procédé de l'installation, elles doivent être calculées conformément aux dispositions de l'annexe II.

2. Détermination des émissions de CO2

Dans les installations pour la production de fonte et d'acier et dans les unités de coulée continue, les émissions de CO2 résultent des sources et flux d'émission suivants :
- matières premières (calcination du calcaire, de la dolomie et des minerais de fer carbonatés, par exemple FeCO3),
- combustibles classiques (gaz naturel, charbon et coke),
- agents réducteurs (coke, charbon, matières plastiques, etc.),
- gaz de procédé (gaz de cokerie, gaz de haut fourneau, convertisseur à l'oxygène),
- consommation d'électrodes de graphite,
- autres combustibles,
- épuration des effluents gazeux.

2.1 Calcul des émissions de CO2

Dans le cas d'installations de production de fonte et d'acier faisant partie d'une aciérie intégrée, l'exploitant peut calculer les émissions: a) de l'ensemble de l'aciérie intégrée, en appliquant la méthode du bilan massique, ou b) de l'installation de production de fonte et d'acier, en tant qu'activité spécifique de l'aciérie intégrée.

2.1.1. Méthode du bilan massique

La méthode du bilan massique prend en considération l'ensemble du carbone présent dans les intrants, les stocks, les produits et les autres exportations hors de l'installation pour quantifier les émissions de gaz à effet de serre pendant la période de déclaration, selon l'équation suivante :

de180707_40.JPG (4526 octets)

avec :
- intrants [tC] : la totalité du carbone entrant dans les limites de l'installation,
- produits [tC] : la totalité du carbone entrant dans les produits et les matériaux, y compris dans les sous-produits, sortant des limites de l'installation,
- exportations [tC] : le carbone exporté en dehors des limites de l'installation, c'est-à-dire rejeté dans les égouts, mis en décharge ou perdu. Les exportations ne comprennent pas les rejets de gaz à effet de serre dans l'atmosphère,
- variation des stocks [tC] : l'augmentation des stocks de carbone dans les limites de l'installation.

Le calcul se fait de la manière suivante :

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avec :

a) Données d'activité

L'exploitant analyse et déclare les flux massiques entrant et dans l'installation et en sortant, ainsi que la variation des stocks de tous les combustibles et matières, en les indiquant séparément. Lorsque la teneur en carbone d'un flux massique est généralement liée au contenu énergétique (combustibles), l'exploitant peut déterminer et utiliser la teneur en carbone du flux massique correspondant par rapport au contenu énergétique [t C/TJ] pour le calcul du bilan massique.

Niveau 1

Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de ± 7,5 %.

Niveau 2

Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de ± 5 %.

Niveau 3

Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de ± 2,5 %.

Niveau 4

Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de ± 1,5 %.

b) Teneur en carbone

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe VI)

Niveau 1

« La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée sur la base des facteurs d’émission de référence des combustibles ou des matières énumérés à la partie 11 de l’annexe I ou dans les annexes IV à X. Elle est calculée comme suit : ».

de180707_42.JPG (3905 octets)

Niveau 2

L'exploitant applique au combustible ou à la matière la teneur en carbone spécifique indiquée par l'État membre dans le dernier inventaire national communiqué au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 3

La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée conformément aux dispositions de la partie 13 de l'annexe I pour tout ce qui concerne l'échantillonnage représentatif des combustibles, des produits et des sous-produits, ainsi que la détermination de leur teneur en carbone et de la fraction de la biomasse.

La teneur en carbone des produits ou des produits semi-finis peut être déterminée sur la base des analyses annuelles effectuées conformément aux dispositions de la partie 13 de l'annexe I, ou sur la base de données moyennes sur la composition issues des normes nationales ou internationales applicables.

2.1.2. Émissions de combustion

Les procédés de combustion mis en oeuvre dans les installations produisant de la fonte et de l'acier et dans les unités de coulée continue dans lesquelles les combustibles (coke, charbon, gaz naturel, par exemple) ne sont pas utilisés comme agents réducteurs et ne sont pas issus de réactions métallurgiques sont surveillés et déclarés conformément aux dispositions de l'annexe II.

2.1.3. Émissions de procédé

Les installations de production de fonte et d'acier, ainsi que les unités de coulée continue, comprennent habituellement des équipements (haut fourneau, convertisseur à l'oxygène) qui sont souvent reliés à d'autres installations (cokerie, installation de frittage, installations électriques, par exemple). Un certain nombre de combustibles y sont utilisés comme agents réducteurs. Ces installations produisent généralement des gaz de procédé de composition diverse (gaz de cokerie, gaz de haut fourneau, gaz de convertisseur à l'oxygène, par exemple).

Les émissions totales de CO2 émises par les installations de production de fonte et d'acier, y compris par les unités de coulée continue, sont calculées de la manière suivante :

de180707_43.JPG (6001 octets)

avec :

a) Données d'activité

a1) Flux massiques pertinents

Niveau 1

Le flux massique entrant dans l'installation et en sortant pendant la période de déclaration est déterminé avec une incertitude maximale inférieure à ± 7,5 %.

Niveau 2

Le flux massique entrant dans l'installation et en sortant pendant la période de déclaration est déterminé avec une incertitude maximale inférieure à ± 5,0 %.

Niveau 3

Le flux massique entrant dans l'installation et en sortant pendant la période de déclaration est déterminé avec une incertitude maximale inférieure à ± 2,5 %.

Niveau 4

Le flux massique entrant dans l'installation et en sortant pendant la période de déclaration est déterminé avec une incertitude maximale inférieure à ± 1,5 %.

a2) Pouvoir calorifique inférieur (le cas échéant)

Niveau 1

Les valeurs de référence applicables à chaque combustible sont utilisées conformément aux dispositions de la partie 11 de l'annexe I.

Niveau 2

L'exploitant applique au combustible les pouvoirs calorifiques inférieurs spécifiques indiqués par l'État membre dans le dernier inventaire national communiqué au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 3

L'exploitant, le laboratoire sous contrat ou le fournisseur de combustibles mesure le pouvoir calorifique inférieur de chaque lot de combustible d'une installation conformément aux dispositions de la partie 13 de l'annexe I.

b) Facteur d'émission

Le facteur d'émission applicable aux données d'activitéEXTRANTS correspond à la quantité de carbone "non CO2 " contenue dans les produits issus du procédé, exprimée en t CO2/t de produits issus du procédé, afin d'améliorer la comparabilité.

Niveau 1

Application des facteurs de référence concernant les matières entrantes et sortantes indiqués dans le tableau 1 ci-après, ainsi qu'à la partie 11 de l'annexe I.

Tableau 1 : Facteurs d'émission de référence (1)

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Niveau 2

L'exploitant applique au combustible les facteurs d'émission spécifiques indiqués par l'État membre dans le dernier inventaire national remis au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 3

Application des facteurs d'émission spécifiques [t CO2/tINTRANTS ou /tEXTRANTS] applicables aux matières entrantes et sortantes, établis conformément aux dispositions de la partie 13 de l'annexe I.

2.2. Mesure des émissions de CO2

Il convient d'appliquer les lignes directrices des annexes I et XII.

(1) Voir les lignes directrices du GIEC 2006 pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre, 2006. Les valeurs reposant sur les données du GIEC proviennent de facteurs exprimés en tC/t, multipliés par un facteur de conversion du CO2/C de 3,664.

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe I et VII)

Annexe VII : Lignes directrices spécifiques concernant la production de clinker de ciment visée à l’annexe I de la directive 2003/87/CE

1. Limites et exhaustivité

Sans objet.

2. Détermination des émissions de CO2

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe VII)

« Dans les activités de production de ciment, les émissions de CO2 proviennent des sources et flux d’émission suivants : »
- calcination du calcaire contenu dans les matières premières,
- combustibles fossiles classiques alimentant les fours,
- combustibles fossiles et matières premières de substitution,
- combustibles issus de la biomasse (déchets de la biomasse),
- combustibles non destinés à alimenter les fours,
- carbone organique contenu dans le calcaire et les schistes,
- matières premières utilisées pour l'épuration des effluents gazeux.

2.1. Calcul des émissions de CO2

2.1.1. Émissions de combustion

Les procédés de combustion mis en oeuvre dans les installations de production de ciment clinker et utilisant différents types de combustibles (charbon, coke de pétrole, fioul lourd, gaz naturel et toute la gamme des combustibles provenant de déchets) sont surveillés et déclarés conformément aux dispositions de l'annexe II.

2.1.2. Émissions de procédé

Les émissions de CO2 liées au procédé résultent de la calcination des carbonates dans les matières premières utilisées pour produire le clinker (2.1.2.1), de la calcination partielle ou totale des poussières des fours à ciment ou des poussières des fours à précalcination/préchauffage retirées du procédé (2.1.2.2) et, dans certains cas, du carbone non issu de carbonates présent dans les matières premières (2.1.2.3).

2.1.2.1. CO2 lié à la production de clinker

Les émissions sont calculées en se fondant sur la teneur en carbonate des matières utilisées pour alimenter le procédé (méthode de calcul A) ou sur la quantité de clinker produite (méthode de calcul B). Ces méthodes sont considérées comme équivalentes et chacune d'elles peut être utilisée par l'exploitant pour procéder à une validation croisée des résultats.

Méthode de calcul A - Matières entrantes (charge) dans le four

Le calcul se fonde sur la teneur en carbonate des matières utilisées pour alimenter le procédé (y compris les cendres volantes ou les gaz de haut fourneau, les poussières des fours à ciment et des fours à précalcination/ préchauffage étant déduites de la consommation de matières premières et les émissions correspondantes étant calculées conformément au point 2.1.2.2, dans le cas où les poussières des fours à ciment et des fours à précalcination/préchauffage quittent le système du four. Le carbone non issu de carbonates étant pris en compte dans cette méthode, le point 2.1.2.3 ne s'applique pas.

Le CO2 est calculé selon la formule suivante :

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avec :

a) Données d'activité

Sauf aux fins de la caractérisation de la farine crue, ces exigences s'appliquent séparément à chacune des matières entrantes carbonées (autre que les combustibles), comme le calcaire ou le schiste, en évitant la double comptabilisation et les omissions liées aux matières réintroduites ou "bypassées". La quantité nette de farine crue peut être déterminée au moyen d'un rapport empirique farine crue/clinker propre à chaque installation, lequel doit être actualisé au moins une fois par an sur la base des meilleures pratiques publiées par l'industrie.

Niveau 1

La quantité nette de matières entrantes [t] consommées pendant la période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à ± 7,5 %.

Niveau 2

La quantité nette de matières entrantes [t] consommées pendant la période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à ± 5,0 %.

Niveau 3

La quantité nette de matières entrantes [t] consommées pendant la période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à ± 2,5 %.

b) Facteur d'émission

Les facteurs d'émission sont calculés et déclarés en unités de masse de CO2 rejeté par tonne de chacune des matières entrantes. Les rapports stoechiométriques indiqués dans le tableau 1 ci-après sont utilisés pour convertir les données sur la composition en facteurs d'émission.

Niveau 1

La quantité de carbonates, dont CaCO3 et MgCO3, dans chaque matière entrante alimentant le four est déterminée conformément à la partie 13 de l'annexe I. Il est possible de recourir à des méthodes thermogravimétriques.

Tableau 1 : Rapports stoechiométriques

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c) Facteur de conversion

Niveau 1

Par mesure de prudence, on considère que la quantité de carbonates quittant le four est nulle, autrement dit que la calcination est totale, ce qui se traduit par un facteur de conversion de 1.

Niveau 2

Les carbonates et les autres substances carbonées quittant le four dans le clinker sont pris en compte au moyen d'un facteur de conversion compris entre 0 et 1. L'exploitant peut considérer que la conversion est complète pour une ou plusieurs matières entrantes et imputer les carbonates et autres substances carbonées non convertis aux matières entrantes restantes. La détermination des paramètres chimiques utiles des produits est effectuée conformément à la partie 13 de l'annexe I.

Méthode de calcul B - Quantité de clinker produite

Cette méthode de calcul se fonde sur la quantité de clinker produite. Le CO2 est calculé selon la formule suivante :

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Le CO2 dégagé lors de la calcination des poussières des fours à ciment ou des poussières des fours à précalcination/ préchauffage doit être pris en compte pour les installations dans lesquelles ces poussières quittent le système du four (voir 2.1.2.2), de même que les émissions potentielles liées au carbone non issu de carbonates présent dans la farine crue (voir 2.1.2.3). Les émissions liées à la production de clinker, aux poussières des fours à ciment ou des poussières des fours à précalcination/préchauffage dans les matières entrantes sont calculées séparément et ajoutées au total des émissions :

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Émissions liées à la production de clinker

a) Données d'activité La production de clinker [t] pendant la période de déclaration est déterminée :
- soit par pesage direct du clinker,
- soit sur la base des livraisons de ciment, selon la formule suivante (bilan matières avec prise en compte du clinker expédié, du clinker livré et de la variation des stocks de clinker) :

clinker produit [t] = ((livraisons de ciment [t] - variation des stocks de ciment [t]) * rapport clinker/ ciment [t clinker/t ciment]) - (clinker fourni [t]) + (clinker expédié [t]) - (variation du stock de clinker [t])

Le rapport ciment/clinker est soit déterminé pour chacun des produits en ciment sur la base des dispositions de la partie 13 de l'annexe I, soit calculé à partir de la différence entre les livraisons et la variation des stocks de ciment et l'ensemble des matières utilisées comme additifs dans le ciment, y compris les poussières "bypassées" et les poussières des fours à ciment.

Niveau 1

La quantité de clinker produite [t] pendant une période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à ± 5,0 %. Niveau 2 La quantité de clinker produite [t] pendant une période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à ± 2,5 %.

b) Facteur d'émission

Niveau 1

Facteur d'émission: 0,525 t CO2/t clinker

Niveau 2

L'exploitant applique le facteur d'émission spécifique indiqué par l'État membre dans le dernier inventaire national remis au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 3

La quantité de CaO et de MgO présente dans le produit est déterminée conformément aux dispositions de la partie 13 de l'annexe I.

Les rapports stoechiométriques indiqués dans le tableau 2 sont utilisés pour convertir les données sur la composition en facteurs d'émission, en considérant que la quantité totale de CaO et de MgO provient des carbonates correspondants.

Tableau 2 : Rapports stoechiométriques Oxyde

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c) Facteur de conversion

Niveau 1

Par mesure de prudence, on considère que la quantité de CaO et de MgO (autres que carbonates) dans les matières premières est nulle, autrement dit que la quantité totale de Ca et de Mg présente dans le produit provient des matières premières carbonatées, ce qui se traduit par des facteurs de conversion de 1.

Niveau 2

La quantité de CaO et de MgO (autres que carbonates) dans les matières premières se traduit par des facteurs de conversion dont la valeur se situe entre 0 et 1, la valeur 1 correspondant à une conversion totale des carbonates contenus dans les matières premières en oxydes. La détermination des paramètres chimiques des matières premières est effectuée conformément à la partie 13 de l'annexe I. Il est possible de recourir à des méthodes thermo-gravimétriques.

2.1.2.2. Émissions liées aux poussières éliminées

Le CO2 provenant des poussières " bypassées " ou des poussières des fours à ciment (CKD) est calculé sur la base des quantités de poussières sortant du système du four et du facteur d'émission calculé comme pour le clinker (avec toutefois des teneurs en CaO et MgO potentiellement différentes), corrigé de la calcination partielle des poussières des fours à ciment.

Les émissions sont calculées de la façon suivante :

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avec :

a) Données d'activité

Niveau 1

La quantité [t] de poussières des fours à ciment (CKD) ou de poussières "bypassées" (le cas échéant) quittant le système du four est déterminée sur la base des lignes directrices sur les meilleures pratiques publiées par l'industrie.

Niveau 2

La quantité [t] de poussières des fours à ciment (CKD) ou de poussières " bypassées " (le cas échéant) sortant du système du four pendant une période donnée est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à 7,5 %.

b) Facteur d'émission

Niveau 1

Application de la valeur de référence de 0,525 t CO2 par tonne de clinker aux poussières de fours à ciment (CKD) et aux poussières "bypassées" sortant du système du four.

Niveau 2

Le facteur d'émission [t CO2/t] pour les poussières de fours à ciment (CKD) et les poussières " bypassées " sortant du système du four est calculé sur la base du degré de calcination et de la composition. Le degré de calcination et la composition sont déterminés au moins une fois par an conformément aux dispositions de la partie 13 de l'annexe I.

La relation entre le degré de calcination des CKD et les émissions de CO2 par tonne de CKD est non linéaire. Elle est calculée selon la formule suivante :

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dans laquelle :

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2.1.2.3. Émissions liées au carbone non issu de carbonates dans la farine crue

Les émissions liées au carbone non issu de carbonates présent dans le calcaire, le schiste ou d'autres matières premières (comme les cendres volantes) entrant dans la composition de la farine crue dans le four sont déterminées au moyen de l'expression suivante :

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avec :

a) Données d'activité

Niveau 1

La quantité de matière première [t] consommée pendant une période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à ± 15 %.

Niveau 2

La quantité de matière première [t] consommée pendant une période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à ± 7,5 %.

b) Facteur d'émission

Niveau 1

La teneur en carbone non issu de carbonates de la matière première considérée est déterminée sur la base des lignes directrices sur les meilleures pratiques publiées par l'industrie.

Niveau 2

La teneur en carbone non issu de carbonates de la matière première considérée est déterminée au moins une fois par an conformément aux dispositions de la partie 13 de l'annexe I.

c) Facteur de conversion

Niveau 1

Facteur de conversion : 1,0.

Niveau 2

Le facteur de conversion est calculé en appliquant les meilleures pratiques publiées par l'industrie.

2.2. Mesure des émissions de CO2

Il convient d'appliquer les lignes directrices de l'annexe I.

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe I et VIII)

Annexe VIII : Lignes directrices spécifiques concernant la production de chaux ou la calcination de dolomite ou de magnésite visée à l’annexe I de la directive 2003/87/CE

1. Limites et exhaustivité

Sans objet.

2. Détermination des émissions de CO2

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe VIII)

« Dans la production de chaux ou la calcination de dolomite ou de magnésite, les émissions de CO2 proviennent des sources et flux d’émission suivants : »
« - calcination du calcaire, de la dolomite et de la magnésite contenus dans les matières premières, »
- combustibles fossiles classiques alimentant les fours,
- combustibles fossiles et matières premières de substitution,
- combustibles issus de la biomasse (déchets de la biomasse),
- autres combustibles.

2.1. Calcul des émissions de CO2

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe VIII)

2.1.1. Émissions de combustion

« Les procédés de combustion mis en oeuvre avec différents types de combustibles (charbon, coke de pétrole, fioul lourd, gaz naturel et toute la gamme des combustibles provenant de déchets) dans les installations de production de chaux ou de calcination de dolomite ou de magnésite sont surveillés et déclarés conformément aux dispositions de l’annexe II. »

2.1.2. Émissions de procédé

« Les émissions de procédé sont liées à la calcination et à l’oxydation du carbone organique présent dans les matières premières. Au cours de la calcination dans le four, les carbonates contenus dans les matières premières dégagent du CO2. Le CO2 provenant de la calcination est directement lié à la production de chaux, de chaux dolomitique ou de magnésie. Au niveau de l’installation, le CO2 provenant de la calcination peut être calculé de deux manières: sur la base de la quantité de carbonate de calcium et de magnésium contenue dans la matière première (essentiellement calcaire, dolomite et magnésite) convertie durant le procédé (méthode de calcul A), ou sur la base de la quantité d’oxydes de calcium et de magnésium présente dans les produits (méthode de calcul B). Ces deux méthodes sont considérées comme équivalentes et peuvent être utilisées par l’exploitant pour procéder à une validation croisée »

Ces deux méthodes sont considérées comme équivalentes et peuvent être utilisées par l'exploitant pour procéder à une validation croisée.

Méthode de calcul A - Carbonates

« Le calcul se fonde sur la quantité de carbonate de calcium et de carbonate de magnésium – et, le cas échéant, d’autres carbonates – présente dans les matières premières consommées. La formule suivante doit être utilisée : »

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a) Données d'activité

Ces exigences s'appliquent séparément à chacune des matières entrantes du four (autre que les combustibles), comme la craie ou le calcaire, en évitant la double comptabilisation et les omissions liées aux matières réintroduites ou "bypassées".

Niveau 1

La quantité de matières entrantes [t] consommée pendant la période de déclaration est déterminée par l'exploitant avec une incertitude maximale inférieure à ± 7,5 %.

Niveau 2

La quantité de matières entrantes [t] consommée pendant la période de déclaration est déterminée par l'exploitant avec une incertitude maximale inférieure à ± 5,0 %.

Niveau 3

La quantité de matières entrantes [t] consommée pendant la période de déclaration est déterminée par l'exploitant avec une incertitude maximale inférieure à ± 2,5 %.

b) Facteur d'émission

Niveau 1

Les facteurs d'émission sont calculés et déclarés en unités de masse de CO2 rejeté par tonne de chacune des matières entrantes, la conversion étant présumée complète. Les rapports stoechiométriques indiqués dans le tableau 1 ci-après sont utilisés pour convertir les données sur la composition en facteurs d'émission. « Le cas échéant, les valeurs correspondant à la teneur en carbonates sont ajustées en fonction du taux d’humidité et de la teneur en gangue des carbonates employés, et prennent en compte les minéraux autres que les carbonates qui contiennent du magnésium. »

La quantité de CaCO3, de MgCO3 et de carbone organique (le cas échéant) dans chacune des matières entrantes est déterminée conformément aux dispositions de la partie 13 de l'annexe I.

Tableau 1 : Rapports stoechiométriques

c) Facteur de conversion

Niveau 1

Par mesure de prudence, on considère que la quantité de carbonates quittant le four est nulle, autrement dit que la calcination est totale, ce qui se traduit par un facteur de conversion de 1.

Niveau 2

Les carbonates sortant du four dans la chaux sont déterminés au moyen d'un facteur de conversion compris entre 0 et 1. L'exploitant peut considérer que la conversion est complète pour une ou plusieurs matières entrantes et imputer les carbonates non convertis aux matières entrantes restantes. La détermination des paramètres chimiques des produits est effectuée conformément à la partie 13 de l'annexe I.

Méthode de calcul B - Oxydes alcalino-terreux

« Les émissions de CO2 proviennent de la calcination des carbonates et sont calculées sur la base des quantités de CaO et de MgO présentes dans la chaux, la chaux dolomitique ou la magnésie produites. Il convient de prendre dûment en compte, au moyen du facteur de conversion, le Ca et le Mg déjà calcinés entrant dans le four, par exemple sous forme de cendres volantes ou de combustibles et matières premières ayant une teneur non négligeable en CaO ou en MgO, ainsi que les minéraux autres que les carbonates qui contiennent du magnésium. La poussière de four sortant du système du four est prise en compte de manière appropriée. »

Émissions provenant des carbonates

Il convient d'appliquer la formule de calcul suivante :

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a) Données d'activité

Niveau 1

La quantité de chaux [t] produite pendant la période de déclaration est déterminée par l'exploitant avec une incertitude maximale inférieure à ± 5,0 %.

Niveau 2

La quantité de chaux [t] produite pendant la période de déclaration est déterminée par l'exploitant avec une incertitude maximale inférieure à ± 2,5 %.

b) Facteurs d'émission

Niveau 1

La quantité de CaO et de MgO présente dans le produit est déterminée conformément aux dispositions de la partie 13 de l'annexe I. Les rapports stoechiométriques indiqués dans le tableau 2 sont utilisés pour convertir les données sur la composition en facteurs d'émission, en considérant que la quantité totale de CaO et de MgO provient des carbonates correspondants.

Tableau 2 : Rapports stoechiométriques

c) Facteur de conversion

Niveau 1

Par mesure de prudence, on considère que la teneur en Ca et en Mg des matières premières est nulle, autrement dit que la quantité totale de Ca et de Mg présente dans le produit provient des matières premières carbonatées, ce qui se traduit par des facteurs de conversion de 1.

Niveau 2

La quantité de CaO et de MgO déjà présente dans les matières premières se traduit par des facteurs de conversion dont la valeur se situe entre 0 et 1, la valeur 1 correspondant à une conversion totale des carbonates contenus dans les matières premières en oxydes. La détermination des paramètres chimiques des matières premières est effectuée conformément à la partie 13 de l'annexe I.

2.2. Mesure des émissions de CO2

Il convient d'appliquer les lignes directrices de l'annexe I.

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexes I et IX)

Annexe IX :  Lignes directrices spécifiques concernant la fabrication de verre ou de matériau isolant à base de laine de roche visée à l’annexe I de la directive 2003/87/CE

1. Limites et exhaustivité

Si les effluents gazeux sont épurés et que les émissions qui en résultent ne sont pas comptabilisées dans les émissions de procédé de l'installation, elles doivent être calculées conformément aux dispositions de l'annexe II. La présente annexe s'applique également aux installations destinées à la production de verres solubles et de laine de roche.

2. Détermination des émissions de CO2

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe IX)

« Dans la production de verre ou de laine de roche, les émissions de CO2 proviennent des sources et flux d’émission suivants : »
- décomposition de carbonates alcalins et alcalino-terreux lors de la fusion des matières premières,
- combustibles fossiles classiques,
- combustibles fossiles et matières premières de substitution,
- combustibles issus de la biomasse (déchets de la biomasse),
- autres combustibles, - additifs contenant du carbone, y compris poussier de coke et de charbon,
- épuration des effluents gazeux.

2.1. Calcul des émissions de CO2

2.1.1. Émissions de combustion

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe IX)

« Les procédés de combustion mis en oeuvre dans les installations destinées à la fabrication de verre ou de laine de roche sont surveillés et déclarés conformément aux dispositions de l’annexe II. Sont comprises les émissions provenant des additifs carbonés (poussier de coke et de charbon, revêtements organiques des fibres de verre et des laines minérales) et de l’épuration des effluents gazeux (postcombustion). »

c) Le deuxième alinéa du point 2.1.2 est remplacé par le texte suivant :
« Le CO2 provenant des carbonates contenus dans les matières premières et qui est libéré lors de la fusion dans le fourneau est directement lié à la fabrication du verre ou de la laine de roche et doit être calculé en se fondant sur la quantité de carbonates convertis à partir de la matière première – principalement soude, chaux/calcaire, dolomite et autres carbonates alcalins et alcalino-terreux additionnés de débris de verre recyclé (ou calcin) exempt de carbonates. »

2.1.2. Émissions de procédé

Le CO2 est libéré lors de la fusion dans le fourneau des carbonates contenus dans les matières premières et de la neutralisation du HF, du HCl et du SO2 contenus dans les effluents gazeux par l'ajout de calcaire ou d'autres carbonates. Les émissions dues à la décomposition des carbonates pendant la fusion et lors de l'épuration des effluents gazeux font partie des émissions de l'installation.

Elles doivent donc être ajoutées au total des émissions mais déclarées à part, si possible. Le CO2 provenant des carbonates contenus dans les matières premières et qui est libéré lors de la fusion dans le fourneau est directement lié à la fabrication du verre et doit être calculé en se fondant sur la quantité convertie de carbonates provenant de la matière première - principalement soude, chaux/calcaire, dolomie et autres carbonates alcalins et alcalino-terreux additionnés de débris de verre recyclés (ou calcin). Le calcul se fonde sur la quantité de carbonates consommée.

La formule suivante doit être utilisée :

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a) Données d'activité

Les données d'activité correspondent à la quantité [t] de matières premières ou d'additifs carbonatés (par exemple dolomie, calcaire, soude et autres carbonates) liée aux émissions de CO2 livrée et traitée aux fins de la production de verre dans l'installation pendant la période de déclaration.

Niveau 1

La masse totale [t] de matières premières carbonatées ou d'additifs carbonés consommé pendant la période de déclaration est déterminée, par type de matière première, par l'exploitant ou son fournisseur, avec une incertitude maximale de ± 2,5 %.

Niveau 2

La masse totale [t] de matières premières carbonatées ou d'additifs carbonés consommée pendant la période de déclaration est déterminée, par type de matière première, par l'exploitant ou son fournisseur, avec une incertitude maximale de ± 1,5 %.

b) Facteur d'émission Carbonates

Les facteurs d'émission sont calculés et déclarés en unités de masse de CO2 rejeté par tonne de chacune des matières premières carbonatées.

Les rapports stoechiométriques indiqués dans le tableau 1 ci-après sont utilisés pour convertir les données sur la composition en facteurs d'émission.

Niveau 1

La pureté des matières entrantes concernées est déterminée sur la base des meilleures pratiques publiées par l'industrie. Les valeurs obtenues sont ajustées en fonction de la teneur en humidité des carbonates et des gangues.

Niveau 2

La quantité de carbonates présente dans chaque matière entrante est déterminée conformément aux dispositions de la partie 13 de l'annexe I.

Tableau 1 : Facteurs d'émission stoechiométriques

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2.2. Mesure des émissions de CO2

Il convient d'appliquer les lignes directrices de l'annexe I.

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexes I et X)

Annexe X : Lignes directrices spécifiques concernant la production de produits céramiques visée à l’annexe I de la directive 2003/87/CE

1. Limites et exhaustivité

Sans objet.

2. Détermination des émissions de CO2

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe X)

Dans « la fabrication » de produits céramiques, les émissions de CO2 proviennent des sources et flux d'émission suivants :
- combustibles fossiles classiques alimentant les fours,
- combustibles fossiles de substitution alimentant les fours,
- combustibles issus de la biomasse alimentant les fours,
- calcination du calcaire/de la dolomie et des autres carbonates contenus dans les matières premières,
- calcaire et autres carbonates utilisés pour la réduction des émissions de polluants atmosphériques et d'autres activités d'épuration des effluents gazeux,
- additifs fossiles/issus de la biomasse utilisés pour améliorer la porosité, tels que polystyrène, résidus de l'industrie papetière ou sciure de bois,
- matières organiques fossiles présentes dans l'argile et les autres matières premières.

2.1. Calcul des émissions de CO2

2.1.1. Émissions de combustion

Les procédés de combustion mis en oeuvre dans les installations destinées à la fabrication de produits céramiques sont surveillés et déclarés conformément aux dispositions de l'annexe II.

2.1.2. Émissions de procédé

Le CO2 est libéré lors de la calcination des matières premières dans le four et de l'oxydation des matières organiques de l'argile et des additifs, ainsi que lors de la neutralisation du HF, du HCl et du SO2 contenus dans les effluents gazeux par l'ajout de calcaire ou d'autres carbonates et dans le cadre des autres procédés d'épuration des effluents gazeux. Les émissions liées à la décomposition des carbonates, à l'oxydation des matières organiques dans le four et à l'épuration des effluents gazeux sont toutes incluses dans les émissions de l'installation. Elles doivent être ajoutées au total des émissions, mais déclarées à part, si possible. Le calcul est effectué comme suit: émissions de CO2 total [t] = émissions de CO2 matières entrantes [t] + émissions de CO2 épuration des effluents gazeux [t]

2.1.2.1. Émissions de CO2 provenant des matières entrantes

Les émissions de CO2 provenant des carbonates et du carbone contenus dans les autres matières entrantes sont calculées de deux manières: soit en se fondant sur la quantité de carbone inorganique et organique contenue dans les matières premières (par exemple divers carbonates, matières organiques contenues dans l'argile et les additifs) convertie lors du procédé de fabrication (méthode de calcul A), soit en se fondant sur la quantité d'oxydes alcalino-terreux contenue dans les céramiques produites (méthode de calcul B).

Ces deux méthodes sont considérées comme équivalentes pour les céramiques fabriquées à partir d'argiles purifiées ou synthétiques. La méthode de calcul A doit être appliquée pour les produits céramiques fabriqués à partir d'argiles brutes et en cas d'utilisation d'argiles ou d'additifs à teneur élevée en matières organiques.

Méthode de calcul A - Apports de carbone

Le calcul se fonde sur l'apport en carbone (organique et inorganique) de chacune des matières premières (différents types d'argiles, mélanges d'argiles ou additifs). Le quartz/la silice, le feldspath, le kaolin et la stéatite ne constituent généralement pas des sources importantes de carbone.

Les données d'activité, le facteur d'émission et le facteur de conversion doivent concerner le même état de la matière, de préférence l'état sec. Il convient d'appliquer la formule de calcul suivante :

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avec :

a) Données d'activité

Ces exigences s'appliquent séparément à chacune des matières premières carbonées (autre que les combustibles), comme l'argile ou les additifs, en évitant la double comptabilisation et les omissions liées aux matières réintroduites ou " bypassées ".

Niveau 1

La quantité de chacune des matières premières ou de chacun des additifs [t] consommée pendant la période de déclaration (hormis les pertes) est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à ± 7,5 %.

Niveau 2

La quantité de chacune des matières premières ou de chacun des additifs [t] consommée pendant la période de déclaration (hormis les pertes) est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à ± 5,0 %.

Niveau 3

La quantité de chacune des matières premières ou de chacun des additifs [t] consommée pendant la période de déclaration (hormis les pertes) est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à ± 2,5 %.

b) Facteur d'émission

Un facteur d'émission agrégé comprenant le carbone organique et inorganique (" carbone total (CT) ") peut être appliqué pour chaque flux (c'est-à-dire pour chaque mélange de matières premières ou additif). Il est également possible d'appliquer deux facteurs d'émission différents pour le " carbone inorganique total (CIT) " et le " carbone organique total (COT) " pour chaque flux. Le cas échéant, les rapports stoechiométriques indiqués dans le tableau 1 ci-dessous seront appliqués pour convertir les données sur la composition pour les différents carbonates.

La fraction de la biomasse dans les additifs non considérés comme biomasse pure est déterminée conformément aux dispositions de la section 13.4 de l'annexe I.

Tableau 1 : Rapports stoechiométriques

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Niveau 1

Par mesure de prudence, on utilise, pour le calcul des émissions, une valeur de 0,2 tonne de CaCO3 (correspondant à 0,08794 tonne de CO2) par tonne d'argile sèche, au lieu de se fonder sur des résultats d'analyse.

Niveau 2

Pour chaque flux, un facteur d'émission est déterminé et actualisé au moins une fois par an sur la base des meilleures pratiques publiées par l'industrie et en tenant compte des conditions spécifiques du site et de la gamme de produits de l'installation.

Niveau 3

La composition des matières premières concernées est déterminée conformément à la partie 13 de l'annexe I.

c) Facteur de conversion

Niveau 1

Par mesure de prudence, on considère que la quantité de carbonates et autres substances carbonées quittant le four dans les produits est nulle, autrement dit que la calcination est totale, ce qui se traduit par un facteur de conversion de 1.

Niveau 2

Les carbonates et le carbone sortant du four se traduisent par des facteurs de conversion d'une valeur située entre 0 et 1, la valeur 1 correspondant à une conversion complète des carbonates ou du carbone. La détermination des paramètres chimiques des produits est effectuée conformément à la partie 13 de l'annexe I.

Méthode de calcul B - Oxydes alcalino-terreux

La calcination du CO2 est calculée à partir des quantités de céramiques produites et du CaO, du MgO et les autres oxydes alcalins ou alcalino-terreux contenus dans les céramiques (données d'activitéEXTRANTS). Le facteur d'émission doit être corrigé afin de tenir compte du Ca et du Mg déjà calcinés et des autres oxydes alcalins ou alcalino-terreux entrant dans le four (données d'activitéINTRANTS), comme les combustibles et les matières premières de substitution contenant du CaO ou du MgO.

Il convient d'appliquer la formule de calcul suivante :

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avec :

a) Données d'activité

Les données d'activité des produits concernent la production brute, y compris les produits rejetés et le calcin des fours, ainsi que des expéditions.

Niveau 1

La masse des produits fabriqués [t] pendant la période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à ± 7,5 %.

Niveau 2

La masse des produits fabriqués [t] pendant une période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à ± 5,0 %.

Niveau 3

La masse des produits fabriqués [t] pendant une période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à ± 2,5 %.

b) Facteur d'émission

Un facteur d'émission agrégé sera calculé sur la base de la teneur du produit en oxydes métalliques concernés (CaO, MgO, BaO, etc.), au moyen des rapports stoechiométriques du tableau 2.

Tableau 2 : Rapports stoechiométriques

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Niveau 1

Par mesure de prudence, on utilise, pour le calcul des facteurs d'émission, une valeur de 0,123 tonne de CaO (correspondant à 0,09642 tonne de CO2) par tonne de produit, au lieu de se fonder sur des résultats d'analyse.

Niveau 2

Un facteur d'émission est déterminé et actualisé au moins une fois par an sur la base des meilleures pratiques publiées par l'industrie et en tenant compte des conditions spécifiques du site et de la gamme de produits de l'installation.

Niveau 3

La composition des produits est déterminée conformément à la partie 13 de l'annexe I.

c) Facteur de conversion

Niveau 1

Par mesure de prudence, on considère que la teneur en oxydes des matières premières est nulle, autrement dit que la quantité totale de Ca, Mg, Ba et d'autres oxydes alcalins présente dans le produit provient des matières premières carbonatées, ce qui se traduit par des facteurs de conversion de 1.

Niveau 2

Les oxydes présents dans les matières premières se traduisent par des facteurs de conversion dont la valeur se situe entre 0 et 1, la valeur 0 devant être utilisée lorsque la quantité totale de l'oxyde concerné est déjà dans la matière première au départ. La détermination des paramètres chimiques des matières premières est effectuée conformément à la partie 13 de l'annexe I.

2.1.2.2. CO2 provenant du calcaire utilisé pour limiter les polluants atmosphériques et dans les autres opérations d'épuration des effluents gazeux

Le CO2 provenant du calcaire utilisé pour limiter les polluants atmosphériques et dans les autres opérations d'épuration des effluents gazeux est calculé sur la base de l'apport en CaCO3. Il convient d'éviter une double comptabilisation du calcaire utilisé qui est recyclé pour être employé comme matière première dans la même installation.

Il convient d'appliquer la formule de calcul suivante :

émissions de CO2 [t CO2] = données d'activité * facteur d'émission

avec :

a) Données d'activité

Niveau 1

La quantité [t] de CaCO3 sec consommée pendant la période de déclaration est déterminée par pesage, par l'exploitant ou ses fournisseurs, avec une incertitude maximale inférieure à ± 7,5 %.

b) Facteur d'émission

Niveau 1 Application des rapports stoechiométriques du CaCO3 figurant dans le tableau 1.

2.2. Mesure des émissions de CO2

Il convient d'appliquer les lignes directrices de l'annexe I.

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexes I et XI)

Annexe XI : Lignes directrices spécifiques concernant la production de pâte à papier et de papier visée à l’annexe I de la directive 2003/87/CE

1. Limites et exhaustivité

Sous réserve de l'accord de l'autorité compétente, si l'installation exporte du CO2 provenant de combustibles fossiles, par exemple vers une installation adjacente de production de carbonate de calcium précipité (CCP), ces exportations ne doivent pas être incluses dans les émissions de l'installation. Si les effluents gazeux sont épurés et que les émissions qui en résultent ne sont pas comptabilisées dans les émissions de procédé de l'installation, elles sont calculées conformément aux dispositions de l'annexe II.

2. Détermination des émissions de CO2

Les procédés de fabrication de papier et de pâte à papier susceptibles d'entraîner des émissions de CO2 sont notamment les suivants :
- chaudières, turbines à gaz et autres appareils de combustion produisant de la vapeur ou de l'électricité pour l'installation,
- chaudières de régénération et autres appareils brûlant de la lessive noire,
- incinérateurs,
- fours à chaux et fours de calcination, - épuration des effluents gazeux,
- sécheurs consommant des combustibles fossiles (par exemple, sécheurs à infrarouge). Le traitement des eaux usées et les décharges, dont le traitement anaérobie des effluents liquides ou la digestion des boues et les décharges destinées à recevoir les déchets de l'installation, ne sont pas mentionnés à l'annexe I de la directive 2003/87/CE. Les émissions qui en résultent ne sont donc pas couvertes par cette directive.

2.1. Calcul des émissions de CO2

2.1.1. Émissions de combustion

Les émissions provenant des procédés de combustion mis en oeuvre dans les installations de fabrication de pâte à papier et de papier sont surveillées conformément aux dispositions de l'annexe II.

2.1.2. Émissions de procédé

Les émissions sont dues à l'utilisation de carbonates comme produits chimiques d'appoint. Bien que le sodium et le calcium provenant du système de récupération et de la zone de caustification soient généralement additionnés de substances chimiques ne contenant pas de carbonate, du carbonate de calcium (CaCO3) et du carbonate de sodium (Na2CO3), qui entraînent des émissions de CO2, sont parfois utilisés en faibles quantités. Le carbone contenu dans ces substances chimiques est généralement d'origine fossile, mais il peut dans certains cas provenir de la biomasse (Na2CO3) acheté à des installations fabriquant du papier mi-chimique à base de soude).

On considère que le carbone contenu dans ces substances chimiques est émis sous forme de CO2 par le four à chaux ou le four de récupération. Aux fins de la détermination de ces émissions, on considère que la totalité du carbone contenue dans le CaCO3 et le Na2CO3 utilisés dans les zones de récupération et de caustification est rejetée dans l'atmosphère.

Un apport de calcium est nécessaire en raison des pertes en provenance de la zone de caustification, essentiellement sous forme de carbonate de calcium. Les émissions de CO2 sont calculées de la manière suivante :

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avec :

a) Données d'activité

Les "données d'activitécarbonate" correspondent aux quantités de CaCO3 et de Na2CO3 consommées dans le procédé.

Niveau 1

Les quantités [t] de CaCO3 et de Na2CO3 consommées dans le procédé sont déterminées par l'exploitant ou ses fournisseurs avec une incertitude maximale inférieure à ± 2,5 %.

Niveau 2

Les quantités [t] de CaCO3 et de Na2CO3 consommées dans le procédé sont déterminées par l'exploitant ou ses fournisseurs avec une incertitude maximale inférieure à ± 1,5 %.

b) Facteur d'émission

Niveau 1

Application des rapports stoechiométriques [tCO2/tCaCO3] et [tCO2/tNa2CO3] pour les carbonates non issus de la biomasse indiqués dans le tableau 1. Les carbonates issus de la biomasse sont pondérés d'un facteur d'émission de 0 [t CO2/t carbonate].

Tableau 1 : Facteurs d'émission stoechiométriques

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Ces valeurs sont ajustées en fonction de la teneur en humidité des carbonates et des gangues.

2.2. Mesure des émissions de CO2

Il convient d'appliquer les lignes directrices de l'annexe I

(Décision n° 2010/345/UE du 8 juin 2010, article 1er et Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexes I et XII)

Annexe XII  : Lignes directrices pour la détermination des émissions de gaz à effet de serre ou de la quantité de gaz à effet de serre transférée, au moyen de systèmes de mesure continue

1. Limites et exhaustivité

Les dispositions de la présente annexe s’appliquent aux émissions de gaz à effet de serre qui résultent de toutes les activités couvertes par la directive 2003/87/CE. Les émissions peuvent survenir au niveau de plusieurs sources d’émission dans une installation.

Les dispositions de la présente annexe s’appliquent en outre aux systèmes de mesure continue utilisés pour la détermination des flux de CO2 dans les pipelines, en particulier lors du transfert de CO2 entre installations dans le cadre du captage, du transport et du stockage géologique du CO2 . À cet effet, les références aux émissions figurant dans la partie 6 et au point 7.2 de l’annexe I sont à interpréter comme des références à la quantité de CO2 transférée conformément au point 5.7 de l’annexe I.

2. Détermination des émissions de gaz à effet de serre

Niveau 1

Pour chaque point de mesure, l’incertitude totale associée aux émissions globales ou au débit global de CO2 au cours de la période considérée doit être inférieure à ± 10 %.

Niveau 2

Pour chaque point de mesure, l’incertitude totale associée aux émissions globales ou au débit global de CO2 au cours de la période considérée doit être inférieure à ± 7,5 %.

Niveau 3

Pour chaque point de mesure, l’incertitude totale associée aux émissions globales ou au débit global de CO2 au cours de la période considérée doit être inférieure à ± 5 %.

Niveau 4

Pour chaque point de mesure, l’incertitude totale associée aux émissions globales ou au débit global de CO2 au cours de la période considérée doit être inférieure à  ± 2,5 %.

Approche générale

Les émissions totales d’un gaz à effet de serre (GES) au niveau d’une source d’émission, ou la quantité de CO2 passant par le point de mesure au cours de la période considérée, sont déterminées à l’aide de la formule ci-après. Lorsque plusieurs sources d’émission coexistent dans une installation et que la détermination ne peut être réalisée en une seule fois, les émissions provenant de ces sources sont mesurées séparément et sont ajoutées pour obtenir les émissions totales du gaz concerné au cours de la période considérée dans l’ensemble de l’installation.

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Les paramètres “concentration de GES” et “débit des effluents gazeux” sont déterminés conformément aux dispositions de la partie 6 de l’annexe I. Pour la mesure du CO2 transféré par pipeline, la partie 6 de l’annexe I s’applique, comme si le point de mesure était une source d’émission. Pour ces points de mesure, il n’est pas exigé de calcul de vérification conformément au point 6.3.c).

Concentration de GES

La concentration de GES dans les effluents gazeux est déterminée par mesure continue en un point représentatif.

La concentration de GES peut être mesurée de deux façons :

Méthode A

La concentration de GES est mesurée directement.

Méthode B

Pour les très fortes concentrations de GES, notamment dans les réseaux de transport, la concentration de GES peut être calculée à l’aide du bilan massique, en tenant compte des valeurs de concentration mesurées de toutes les autres composantes du flux de gaz, telles qu’elles sont mentionnées dans le plan de surveillance de l’installation :

Débit des effluents gazeux

Le débit des effluents gazeux secs peut être déterminé par l’une des méthodes suivantes.

Méthode A

Le débit des effluents gazeux Qe est calculé selon la méthode du bilan massique, en tenant compte de tous les paramètres importants tels que les charges de matières entrantes, le débit d’air entrant, le rendement du procédé et, côté sortie, la quantité de produit fabriquée et les concentrations de O2 , de SO2 et de NOx .

La méthode de calcul employée doit être approuvée par l’autorité compétente dans le cadre de l’évaluation du plan de surveillance et de la méthode de surveillance qu’il prévoit.

Méthode B

Le débit des effluents gazeux Qe est déterminé par mesure continue du débit en un point représentatif.»

(Décision n° 2009/339/CE du 16 avril 2009, article 1er)

« Annexe XIV : lignes directrices spécifiques concernant la détermination des émissions résultant des activités aériennes énumérées à l’annexe I de la directive 2003/87/CE

1. Limites et exhaustivité

Les lignes directrices spécifiques de la présente annexe sont utilisées pour surveiller et déclarer les émissions résultant des activités aériennes énumérées à  l’annexe I de la directive 2003/87/CE. L’annexe II relative à la combustion des combustibles ne s’applique pas aux sources mobiles telles que les aéronefs.

Tous les vols couverts par  l’annexe I de la directive 2003/87/CE et effectués par un exploitant d’aéronefs durant la période de déclaration sont inclus. L’indicatif d’appel employé aux fins du contrôle du trafic aérien (CTA) est utilisé pour identifier l’exploitant d’aéronefs unique responsable d’un vol, défini à l’article 3, point o), de la directive 2003/87/CE. L’indicatif d’appel est l’indicateur OACI figurant dans la case 7 du plan de vol ou, à défaut, la marque d’immatriculation de l’aéronef. Si l’identité de l’exploitant de l’aéronef n’est pas connue, le propriétaire de l’aéronef est considéré comme étant l’exploitant de l’aéronef, sauf s’il établit, à la satisfaction de l’autorité compétente, qui était l’exploitant de l’aéronef.

2. Détermination des émissions de CO2

Les émissions de CO2 résultant des activités aériennes sont calculées au moyen de la formule suivante :

Emissions de CO2 = Consommation de carburant * facteur d’émission

2.1. Choix de la méthode

L’exploitant d’aéronefs définit dans le plan de surveillance la méthode de surveillance utilisée pour chaque type d’aéronef. Dans le cas où l’exploitant d’aéronefs a l’intention d’utiliser des aéronefs pris en location ou d’autres types d’aéronefs qui ne sont pas encore inclus dans le plan de surveillance au moment où celui-ci est soumis à l’autorité compétente, il inclut dans le plan de surveillance une description de la procédure prévue pour définir la méthode de surveillance applicable à ces autres types d’aéronefs. L’exploitant d’aéronefs veille à ce que la méthode de surveillance, une fois choisie, soit appliquée de manière cohérente.

L’exploitant d’aéronefs définit dans le plan de surveillance pour chaque type d’aéronef :

a) la formule de calcul qui sera utilisée (méthode A ou méthode B) ;

b) la source d’informations qui est utilisée pour déterminer les données concernant le carburant embarqué et le carburant contenu dans les réservoirs, ainsi que les méthodes de transmission, de stockage et de récupération de ces données ;

c) la méthode utilisée pour déterminer la densité, le cas échéant. En cas d’utilisation de tableaux de correspondance densité-température, l’exploitant précise la source de ces données.

Pour les points b) et c), lorsque des circonstances particulières l’exigent, telles que l’impossibilité pour les fournisseurs de carburant de communiquer toutes les données requises pour une méthode donnée, cette liste des méthodes appliquées peut contenir une liste des divergences par rapport à la méthode générale pour des aérodromes spécifiques.

2.2. Consommation de carburant

La consommation de carburant est exprimée en carburant consommé en unités de masse (tonnes) durant la période de déclaration.

Le carburant consommé est surveillé pour chaque vol et pour chaque carburant, et comprend la quantité de carburant consommée par le groupe auxiliaire de puissance, calculée selon les formules ci-dessous. La quantité de carburant embarquée peut être déterminée sur la base de la quantité mesurée par le fournisseur de carburant, indiquée sur les factures ou les bons de livraison de carburant pour chaque vol. La quantité de carburant embarquée peut également être déterminée au moyen des systèmes de mesure embarqués. Les données sont communiquées par le fournisseur de carburant ou enregistrées dans la documentation de masse et centrage, dans le compte rendu matériel de l’aéronef, ou encore transmises par voie électronique de l’aéronef à l’exploitant de l’aéronef. La quantité de carburant contenue dans le réservoir peut être déterminée au moyen des systèmes de mesure embarqués et enregistrée dans la documentation de masse et centrage, dans le compte rendu matériel de l’aéronef, ou encore transmise par voie électronique de l’aéronef à l’exploitant de l’aéronef.

L’exploitant choisit la méthode qui permet d’obtenir les données les plus complètes et les plus actualisées avec le plus faible degré d’incertitude, sans pour autant entraîner de coûts excessifs.

2.2.1. Formules de calcul

La consommation réelle de carburant est calculée grâce à l’une des deux méthodes suivantes :

Méthode A :

La formule utilisée est la suivante :

Consommation réelle de carburant pour chaque vol (tonnes) = quantité de carburant contenue dans les réservoirs de l’aéronef après l’embarquement du carburant nécessaire au vol (tonnes) - quantité de carburant contenue dans les réservoirs de l’aéronef après l’embarquement du carburant nécessaire au vol suivant (tonnes) + carburant embarqué pour ce vol suivant (tonnes).

S’il n’y a pas d’embarquement de carburant pour le vol ou pour le vol suivant, la quantité de carburant contenue dans les réservoirs de l’aéronef est déterminée au départ bloc pour le vol ou le vol suivant.

Dans le cas exceptionnel où, à l’issue du vol pour lequel la consommation de carburant est surveillée, un aéronef effectue des activités autres qu’un vol, consistant par exemple à subir d’importants travaux de maintenance nécessitant la vidange des réservoirs, l’exploitant d’aéronefs peut remplacer les chiffres correspondant à la “quantité de carburant contenue dans les réservoirs de l’aéronef après l’embarquement du carburant nécessaire au vol suivant + carburant embarqué pour ce vol suivant” par celui correspondant à la “quantité de carburant restant dans les réservoirs au début de l’activité suivante de l’aéronef”, telle que consignée dans les comptes rendus matériels.

Méthode B :

La formule utilisée est la suivante :

Consommation réelle de carburant pour chaque vol (tonnes) = quantité de carburant restant dans les réservoirs de l’aéronef à l’arrivée bloc à la fin du vol précédent (tonnes) + carburant embarqué pour le vol (tonnes) - quantité de carburant contenue dans les réservoirs à l’arrivée bloc à la fin du vol (tonnes).
L’arrivée bloc peut être considérée comme correspondant au moment de l’arrêt des moteurs. Lorsqu’un aéronef n’a pas effectué de vol préalablement au vol pour lequel la consommation de carburant est mesurée, les exploitants d’aéronefs peuvent communiquer la quantité de carburant restant dans les réservoirs de l’aéronef à la fin de l’activité précédente de celui-ci, enregistrée dans les comptes rendus matériels, au lieu de la “quantité de carburant restant dans les réservoirs de l’appareil à l’arrivée bloc à la fin du précédent vol.”

2.2.2. Exigences en matière de quantification

Niveau 1

La consommation de carburant pendant la période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à ± 5 %.

Niveau 2

La consommation de carburant pendant la période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à ± 2,5 %.

Les exploitants d’aéronefs dont les émissions annuelles déclarées moyennes pendant la période d’échanges précédente (ou une estimation ou projection prudente, si les émissions déclarées ne sont pas disponibles ou ne sont plus applicables) sont inférieures ou égales à 50 kilotonnes de CO2 d’origine fossile appliquent au minimum le niveau 1 pour les flux majeurs. Tous les autres exploitants d’aéronefs appliquent le niveau 2 pour les flux majeurs.

2.2.3. Densité du carburant

Si la quantité de carburant embarquée ou la quantité de carburant restant dans les réservoirs est déterminée en unités de volume (litres ou m 3 ), l’exploitant d’aéronefs convertit en unités de masse cette quantité exprimée en unités de volume en se fondant sur les valeurs de la densité réelle. On entend par densité réelle la densité exprimée en kg/litre et déterminée pour la température applicable pour une mesure spécifique. À moins qu’il ne soit possible d’utiliser des systèmes de mesure embarqués, la densité réelle est celle mesurée par le fournisseur de carburant lors de l’embarquement du carburant et enregistrée sur la facture ou le bon de livraison de carburant. En l’absence de ces informations, la densité réelle est déterminée à partir de la température du carburant durant l’embarquement communiquée par le fournisseur de carburant ou précisée pour l’aérodrome où l’embarquement de carburant a lieu, au moyen des tableaux de correspondance standard densité-température. Dans les seuls cas où il est établi, à la satisfaction de l’autorité compétente, que les valeurs réelles ne sont pas disponibles, un facteur de densité standard de 0,8 kg/litre est appliqué.

2.3. Facteur d'émission

Les facteurs de référence suivants exprimés en t CO2 /t carburant, sur la base des pouvoirs calorifiques inférieurs de référence et des facteurs d’émission indiqués à l’annexe I, partie 11, sont utilisés pour chaque carburant aviation :

Tableau 1 : Facteurs d’émission pour les carburants aviation

Aux fins de la déclaration, cette méthode est considérée comme une méthode de niveau 1.

Pour les carburants de substitution pour lesquels aucune valeur de référence n’a été définie, les facteurs d’émission spécifiques de l’activité sont déterminés conformément au point 5.5 et dans la partie 13 de l’annexe I. Dans ce cas, le pouvoir calorifique inférieur est déterminé et déclaré pour mémoire. Si le carburant de substitution contient de la biomasse, les exigences en matière de surveillance et de déclaration de la teneur en biomasse définies à l’annexe I s’appliquent.

Pour les carburants entrant dans la catégorie des combustibles marchands, le facteur d’émission ou la teneur en carbone (qui est utilisée pour calculer le facteur d’émission), la teneur en biomasse et le pouvoir calorifique inférieur peuvent être déterminés sur la base des données d’achat correspondantes communiquées par le fournisseur, à condition que les calculs reposent sur des normes internationales reconnues.

3. Evaluation de l'incertitude

Les exploitants d’aéronefs doivent connaître les principales sources d’incertitude à prendre en compte lors du calcul des émissions. Ils ne sont pas tenus d’effectuer l’évaluation détaillée de l’incertitude prévue au point 7.1 de l’annexe I, pour autant qu’ils identifient les sources d’incertitude et les degrés d’incertitude associés. Ces informations sont utilisées lors du choix de la méthode de surveillance au titre du point 2.2.

Lorsque les quantités de carburant embarquées sont déterminées uniquement sur la base de la quantité de carburant facturée ou d’autres informations appropriées communiquées par le fournisseur de carburant, telles que les bons de livraison pour le carburant embarqué par vol, aucune autre preuve du degré d’incertitude associé n’est requise.

Lorsque des systèmes embarqués sont utilisés pour mesurer la quantité de carburant embarquée, le degré d’incertitude lié aux mesures de carburant est étayé par des certificats d’étalonnage. En l’absence de ces certificats, les exploitants d’aéronefs :
- fournissent les spécifications communiquées par le constructeur d’aéronefs déterminant les degrés d’incertitude des systèmes embarqués de mesure du carburant, et
- fournissent des preuves attestant qu’ils réalisent des contrôles de routine afin de vérifier le bon fonctionnement des systèmes de mesure du carburant.

Les incertitudes concernant tous les autres composants de la méthode de surveillance peuvent être déterminées sur la base d’un jugement d’expert prudent tenant compte de l’estimation du nombre de vols au cours de la période de déclaration. Il n’est pas obligatoire de prendre en compte l’effet cumulé de tous les composants du système de mesure sur l’incertitude des données d’activité annuelles.

L’exploitant d’aéronefs procède régulièrement à des vérifications par recoupement entre la quantité de carburant embarquée telle qu’elle figure sur les factures et la quantité mesurée au moyen des systèmes embarqués, et prend des mesures correctives conformément aux dispositions énoncées au point 10.3.5 si des écarts sont constatés.

4. Procédures simplifiées pour les petits émetteurs

Les exploitants d’aéronefs effectuant pendant trois périodes consécutives de quatre mois moins de 243 vols par période et les exploitants d’aéronefs réalisant des vols dont les émissions annuelles totales sont inférieures à 10 000 tonnes de CO2 par an sont considérés comme de petits émetteurs.

Les exploitants d’aéronefs qui sont de petits émetteurs peuvent estimer la consommation de carburant en utilisant des instruments, mis en oeuvre par Eurocontrol ou une autre organisation compétente, capables de traiter toutes les informations utiles relatives au trafic aérien, telles que celles dont dispose Eurocontrol. Les instruments applicables ne sont utilisés que s’ils sont approuvés par la Commission, notamment pour ce qui est de l’application de facteurs de correction pour compenser toute inexactitude des méthodes de modélisation.

Un exploitant d’aéronefs qui recourt à la procédure simplifiée et qui dépasse le seuil fixé pour les petits émetteurs au cours d’une année de déclaration en informe l’autorité compétente. À moins que l’exploitant d’aéronefs ne démontre, à la satisfaction de l’autorité compétente, qu’il ne dépassera plus le seuil à compter de la période de déclaration suivante, il met à jour le plan de surveillance pour se conformer aux exigences en matière de surveillance définies aux parties 2 et 3. Le plan de surveillance révisé est soumis sans délai indu à l’autorité compétente pour approbation.

5. Méthodes à adopter en cas de lacunes dans les données

L’exploitant d’aéronefs prend toutes les mesures nécessaires pour éviter qu’il manque des données en mettant en oeuvre des activités de contrôle adéquates conformément aux points 10.2 et 10.3 de l’annexe I des présentes lignes directrices.

Si une autorité compétente, un exploitant d’aéronefs ou le vérificateur constate que, en raison de circonstances non imputables à l’exploitant d’aéronefs, une partie des données nécessaires pour déterminer les émissions résultant d’un vol couvert par  l’annexe I de la directive 2003/87/CE sont manquantes et que ces données ne peuvent pas être déterminées par une autre méthode définie dans le plan de surveillance, les émissions pour ce vol peuvent être estimées par l’exploitant au moyen des outils mentionnés dans la partie 4 ci-dessus. La quantité d’émissions pour laquelle cette approche est utilisée est précisée dans la déclaration d’émissions annuelle.

6. Plan de surveillance

Les exploitants d’aéronefs soumettent leur plan de surveillance à l’autorité compétente pour approbation au moins quatre mois avant le début de la première période de déclaration.

L’autorité compétente veille à ce que l’exploitant d’aéronefs réexamine le plan de surveillance avant le début de chaque période d’échanges et soumette un plan de surveillance révisé, le cas échéant. Après la transmission d’un plan de surveillance pour la déclaration des émissions à compter du 1 er janvier 2010, le plan de surveillance est réexaminé avant le début de la période d’échanges commençant en 2013.

Lors de ce réexamen, l’exploitant d’aéronefs examine, à la satisfaction de l’autorité compétente, si la méthode de surveillance peut être modifiée afin d’améliorer la qualité des données déclarées sans entraîner de coûts excessifs. Les éventuelles modifications qu’il est proposé d’apporter à la méthode de surveillance sont communiquées à l’autorité compétente. Les modifications importantes de la méthode de surveillance qui nécessitent une mise à jour du plan de surveillance sont subordonnées à l’approbation de l’autorité compétente. Ces modifications importantes sont :
- une modification des émissions annuelles déclarées moyennes nécessitant l’application par l’exploitant d’aéronefs d’un niveau différent, conformément au point 2.2.2,
- une modification du nombre de vols ou des émissions annuelles totales entraînant le dépassement par l’exploitantd’aéronefs du seuil fixé pour les petits émetteurs, établi dans la partie 4,
- d’importantes modifications concernant le type de carburants utilisés.

Par dérogation au point 4.3 de l’annexe I, le plan de surveillance contient les informations suivantes :

Pour tous les exploitants d’aéronefs :

1) l’identification de l’exploitant d’aéronefs, l’indicatif d’appel ou tout autre identifiant unique utilisé aux fins du contrôle du trafic aérien, les coordonnées de l’exploitant d’aéronefs et d’une personne responsable auprès de celui-ci, l’adresse de contact ;

2) l’identification de la version du plan de surveillance ;

3) une liste initiale des types d’aéronefs de la flotte de l’exploitant d’aéronefs qui sont en service au moment de la présentation du plan de surveillance et le nombre d’aéronefs par type, et une liste indicative des autres types d’aéronefs qu’il est prévu d’utiliser, y compris, le cas échéant, une estimation du nombre d’aéronefs par type, ainsi que les flux de carburant (types de carburant) associés à chaque type d’aéronef ;

4) une description des procédures, des systèmes et des responsabilités mis en oeuvre pour établir l’exhaustivité de la liste des sources d’émission pendant l’année de surveillance, c’est-à-dire pour garantir l’exhaustivité de la surveillance et de la déclaration des émissions des aéronefs possédés en propre ou pris en location ;

5) une description des procédures utilisées pour surveiller l’exhaustivité de la liste des vols effectués sous l’identifiant unique de l’exploitant d’aéronefs, par paire d’aérodromes, ainsi que des procédures utilisées pour déterminer si les vols sont couverts par  l’annexe I de la directive 2003/87/CE, afin de garantir l’exhaustivité et d’éviter un double comptage ;

6) une description des activités de collecte et de traitement des données et des activités de contrôle, ainsi que des activités de contrôle et d’assurance de la qualité, notamment la maintenance et l’étalonnage de l’équipement de mesure (voir point 10.3 de l’annexe I) ;

7) le cas échéant, des informations concernant les liens avec les activités entreprises dans le cadre du système communautaire de management environnemental et d’audit (EMAS) et d’autres systèmes de management environnemental (voir, par exemple, ISO 14001:2004), notamment les procédures et contrôles ayant trait à la surveillance et à la déclaration des émissions de gaz à effet de serre.

Outre les informations des points 1 à 7, le plan de surveillance de tous les exploitants d’aéronefs, à l’exception des petits émetteurs désireux de recourir à la procédure simplifiée définie dans la partie 4 ci-dessus, contient :

8) une description des méthodes de surveillance de la consommation de carburant, tant des aéronefs possédés en propre que de ceux qui sont pris en location, notamment :

a) la méthode choisie (méthode A ou méthode B) pour le calcul de la consommation de carburant; si la même méthode n’est pas appliquée à tous les types d’aéronefs, il convient de justifier cette approche et de fournir une liste précisant quelle méthode est utilisée dans quelles conditions ;

b) les procédures de mesure du carburant embarqué et du carburant se trouvant déjà dans les réservoirs, y compris les niveaux choisis, ainsi qu’une description des instruments de mesure utilisés et des procédures d’enregistrement, de récupération, de transmission et de stockage des informations concernant les mesures, selon le cas ;

c) une procédure visant à garantir que l’incertitude totale des mesures de carburant respectera les exigences du niveau choisi, avec référence aux certificats d’étalonnage des systèmes de mesure, à la législation nationale, aux clauses des contrats clients ou aux normes de précision des fournisseurs de carburant ;

9) les procédures de mesure de la densité utilisées pour le carburant embarqué et le carburant se trouvant déjà dans les réservoirs, y compris une description des instruments de mesure utilisés, ou, si la mesure n’est pas réalisable, la valeur standard utilisée et une justification de cette approche ;

10) les facteurs d’émission utilisés pour chaque type de carburant ou, en cas de carburants de substitution, les méthodes employées pour déterminer les facteurs d’émission, notamment l’approche en matière d’échantillonnage, les méthodes d’analyse, une description des laboratoires utilisés et de leur accréditation et/ou de leurs procédures d’assurance de la qualité.

Outre les informations des points 1 à 7, le plan de surveillance des petits émetteurs désireux de recourir à la procédure simplifiée définie dans la partie 4 ci-dessus contient :

11) la preuve que les seuils définis pour les petits émetteurs dans la partie 4 sont respectés ;

12) une confirmation de l’instrument, décrit dans la partie 4, qui sera utilisé, ainsi qu’une description de cet instrument.

L’autorité compétente peut imposer à l’exploitant d’aéronefs d’utiliser un modèle électronique pour soumettre le plan de surveillance. La Commission peut publier un modèle électronique normalisé ou une spécification de format de fichier. Dans ce cas, l’autorité compétente accepte que l’exploitant d’aéronefs utilise ce modèle ou cette spécification, à moins que le modèle de l’autorité compétente n’exige au minimum l’introduction des mêmes données.

7. Format de déclaration

Les exploitants d’aéronefs utilisent le format établi dans la partie 8 ci-dessous pour la déclaration de leurs émissions annuelles. L’autorité compétente peut imposer à l’exploitant d’aéronefs d’utiliser un modèle électronique pour soumettre la déclaration d’émissions annuelle. La Commission peut publier un modèle électronique normalisé ou une spécification de format de fichier. Dans ce cas, l’autorité compétente accepte que l’exploitant d’aéronefs utilise ce modèle ou cette spécification, à moins que le modèle de l’autorité compétente n’exige au minimum l’introduction des mêmes données.

Les émissions sont déclarées en tonnes arrondies de CO2 . Les valeurs concernant les facteurs d’émission sont arrondies pour que seuls les chiffres significatifs soient pris en compte lors du calcul et de la déclaration des émissions. La consommation de carburant par vol est utilisée avec tous les chiffres significatifs pour les calculs.

8. Contenu de la déclaration d'émissions annuelle

Chaque exploitant d’aéronefs fait figurer les informations suivantes dans sa déclaration d’émissions annuelle :

1) les données identifiant l’exploitant d’aéronefs précisées à l’annexe IV de la directive 2003/87/CE et l’indicatif d’appel ou tout autre identifiant unique utilisé aux fins du contrôle du trafic aérien, ainsi que les coordonnées utiles ;

2) le nom et l’adresse du vérificateur de la déclaration ;

3) l’année de déclaration ;

4) une référence au plan de surveillance approuvé pertinent et le numéro de version de ce plan ;

5) les changements importants en ce qui concerne les opérations, et les divergences, durant la période de déclaration, par rapport au plan de surveillance approuvé ;

6) les numéros d’identification des aéronefs et les types d’aéronefs que l’exploitant d’aéronefs a utilisés pendant la période couverte par la déclaration pour mener les activités aériennes visées à  l’annexe I de la directive 2003/87/CE ;

7) le nombre total de vols couverts par la déclaration ;

8) les données visées au tableau 2 ci-dessous ;

9) les informations déclarées pour mémoire: quantité de biomasse utilisée comme carburant durant l’année de déclaration (en tonnes ou en m 3 ), ventilée par type de carburant.

Tableau 2 : Format de déclaration des émissions annuelles résultant des activités aériennes

Chaque exploitant d’aéronefs fait figurer les informations suivantes en annexe de sa déclaration d’émissions annuelle :
- émissions annuelles et nombre de vols par an, par paire d’aérodromes.

L’exploitant peut demander que les informations contenues dans la présente annexe soient traitées comme confidentielles.

9. Vérification

Outre les exigences en matière de vérification définies au point 10.4 de l’annexe I, le vérificateur tient compte des éléments suivants:
- l’exhaustivité des données sur les vols et les émissions par rapport aux données relatives au trafic aérien collectées par Eurocontrol,
- la cohérence entre les données déclarées et la documentation de masse et centrage,
- la cohérence entre les données relatives à la consommation de carburant agrégée et les données sur les
carburants achetés ou livrés d’une autre manière à l’aéronef effectuant l’activité aérienne.»

(Décision n° 2009/339/CE du 16 avril 2009, article 1er)

Annexe XV : lignes directrices spécifiques concernant la détermination des données relatives aux tonnes-kilomètres liées aux activités aériennes aux fins de l’introduction d’une demande au titre de l'article 3 sexies ou de l'article 3 septies de la directive 2003/87/CE.»

1. Introduction

La présente annexe contient les lignes directrices générales concernant la surveillance, la déclaration et la vérification des données relatives aux tonnes-kilomètres liées aux activités aériennes énumérées à  l’annexe I de la directive 2003/87/CE.

L’annexe I s’applique à la surveillance, à la déclaration et à la vérification des données relatives aux tonnes-kilomètres, selon le cas. À cette fin, les références aux émissions sont interprétées comme des références aux données relatives aux tonnes-kilomètres. Les points 4.1, 4.2, 5.1, 5.3 à 5.7, ainsi que les parties 6, 7 et 11 à 16 de l’annexe I ne s’appliquent pas aux données relatives aux tonnes-kilomètres.

2. Limites et exhaustivité

Les lignes directrices spécifiques de la présente annexe sont utilisées pour surveiller et déclarer les données relatives aux tonnes-kilomètres liées aux activités aériennes énumérées à  l’annexe I de la directive 2003/87/CE. Tous les vols couverts par l’annexe I de ladite directive et effectués par un exploitant d’aéronefs durant la période de déclaration sont inclus.

L’indicatif d’appel employé aux fins du contrôle du trafic aérien (CTA) est utilisé pour identifier l’exploitant d’aéronefs unique responsable d’un vol, défini à l’article 3, point o), de la directive 2003/87/CE. L’indicatif d’appel est l’indicateur OACI figurant dans la case 7 du plan de vol ou, à défaut, la marque d’immatriculation de l’aéronef. Si l’identité de l’exploitant de l’aéronef n’est pas connue, le propriétaire de l’aéronef est considéré comme étant l’exploitant de l’aéronef, sauf s’il établit qui était l’exploitant de l’aéronef.

3. Plan de surveillance

Conformément à l’article 3 octies de la directive 2003/87/CE, les exploitants d’aéronefs soumettent un plan de surveillance définissant les mesures prévues pour la surveillance et la déclaration des données relatives aux tonneskilomètres.

Les exploitants d’aéronefs soumettent leur plan de surveillance à l’autorité compétente pour approbation au moins quatre mois avant le début de la première période de déclaration.

L’exploitant d’aéronefs définit dans le plan de surveillance la méthode de surveillance utilisée pour chaque type d’aéronef. Dans le cas où l’exploitant d’aéronefs a l’intention d’utiliser des aéronefs pris en location ou d’autres types d’aéronefs qui ne sont pas encore inclus dans le plan de surveillance au moment où celui-ci est soumis à l’autorité compétente, il inclut dans le plan de surveillance une description de la procédure prévue pour définir la méthode de surveillance applicable à ces autres types d’aéronefs. L’exploitant d’aéronefs veille à ce que la méthode de surveillance, une fois choisie, soit appliquée de manière cohérente.

Par dérogation au point 4.3 de l’annexe I, le plan de surveillance contient les informations suivantes :

1) l’identification de l’exploitant d’aéronefs, l’indicatif d’appel ou tout autre identifiant unique utilisé aux fins du contrôle du trafic aérien, les coordonnées de l’exploitant d’aéronefs et d’une personne responsable auprès de celui-ci, l’adresse de contact ;

2) l’identification de la version du plan de surveillance ;

3) une liste initiale des types d’aéronefs de la flotte de l’exploitant d’aéronefs qui sont en service au moment de la présentation du plan de surveillance et le nombre d’aéronefs par type, ainsi qu’une liste indicative des autres types d’aéronefs qu’il est prévu d’utiliser, y compris, le cas échéant, une estimation du nombre d’aéronefs par type ;

4) une description des procédures, des systèmes et des responsabilités mis en oeuvre pour établir l’exhaustivité de la liste des sources d’émission pendant l’année de surveillance, c’est-à-dire pour garantir l’exhaustivité de la surveillance et de la déclaration des émissions des aéronefs possédés en propre ou pris en location ;

5) une description des procédures utilisées pour surveiller l’exhaustivité de la liste des vols effectués sous l’identifiant unique de l’exploitant d’aéronefs, par paire d’aérodromes, ainsi que des procédures utilisées pour déterminer si les vols sont couverts par l’annexe I de la directive 2003/87/CE, afin de garantir l’exhaustivité et d’éviter un double comptage ;

6) une description des activités de collecte et de traitement des données et des activités de contrôle conformément au point 10.3 de l’annexe I ;

7) des informations concernant les liens avec les activités entreprises dans le cadre d’un système de gestion de la qualité, notamment les procédures et contrôles ayant trait à la surveillance et à la déclaration des données relatives aux tonnes-kilomètres, le cas échéant ;

8) une description des méthodes employées pour déterminer les données relatives aux tonnes-kilomètres par vol, notamment :

a) les procédures, les responsabilités, les sources d’information et les formules de calcul utilisées pour déterminer et enregistrer la distance par paire d’aérodromes ;

b) une indication précisant si on utilise une masse forfaitaire de 100 kg par passager (niveau 1) ou la masse des passagers figurant dans la documentation de masse et centrage (niveau 2). Dans le cas du niveau 2, une description de la procédure permettant d’obtenir la masse des passagers doit être fournie ;

c) une description des procédures utilisées pour déterminer la masse du fret et du courrier ;

d) une description des dispositifs de mesure utilisés pour mesurer la masse des passagers, du fret et du courrier, selon le cas.

L’autorité compétente peut imposer à l’exploitant d’aéronefs d’utiliser un modèle électronique pour soumettre le plan de surveillance. La Commission peut publier un modèle électronique normalisé ou une spécification de format de fichier. Dans ce cas, l’autorité compétente accepte que l’exploitant d’aéronefs utilise ce modèle ou cette spécification, à moins que le modèle de l’autorité compétente n’exige au minimum l’introduction des mêmes données.

4. Méthode de calcul des données relatives aux tonnes-kilomètres

4.1. Formule de calcul

Les exploitants d’aéronefs surveillent et déclarent les données relatives aux tonnes-kilomètres au moyen d’une méthode fondée sur le calcul. Les données relatives aux tonnes-kilomètres sont calculées grâce à la formule suivante :

tonnes-kilomètres (t km) = distance (km) * charge utile (t)

4.2. Distance

La distance est calculée à l’aide de la formule suivante :

Distance [km] = distance orthodromique [km] + 95 km

On entend par distance orthodromique la distance la plus courte entre deux points de la surface de la Terre, calculée au moyen du système visé à l’article 3.7.1.1 de l’annexe 15 de la convention de Chicago (WGS 84).

La latitude et la longitude des aérodromes sont obtenues à partir des données de localisation des aérodromes publiées dans les publications d’information aéronautique (“Aeronautical Information Publications”, ci-après “AIP”) conformément à l’annexe 15 de la convention de Chicago ou à partir d’une source utilisant ces données AIP.

Il est également possible d’utiliser les distances calculées au moyen d’un logiciel ou par un tiers, à condition que la méthode de calcul soit fondée sur les formules et les données AIP mentionnées ci-dessus.

4.3. Charge utile

La charge utile est calculée à l’aide de la formule suivante :

Charge utile (t) = masse du fret et du courrier (t) + masse des passagers et des bagages enregistrés (t)

4.3.1. Masse du fret et du courrier

La masse réelle ou forfaitaire figurant dans la documentation de masse et centrage pour les vols correspondants est utilisée pour le calcul de la charge utile. Les exploitants d’aéronefs qui ne sont pas tenus d’avoir une documentation de masse et centrage proposent une méthode adéquate pour déterminer la masse du fret et du courrier dans le plan de surveillance pour approbation par l’autorité compétente.

La masse réelle du fret et du courrier exclut la tare de l’ensemble des palettes et des conteneurs qui ne font pas partie de la charge utile, ainsi que le poids en ordre de marche.

4.3.2. Masse des passagers et des bagages enregistrés

Les exploitants d’aéronefs ont le choix entre deux niveaux pour déterminer la masse des passagers. Ils peuvent choisir le niveau 1 comme niveau minimal pour déterminer la masse des passagers et des bagages enregistrés. Pendant une même période d’échanges, le niveau choisi s’applique à tous les vols.

Niveau 1

Une valeur par défaut égale à 100 kg pour chaque passager et ses bagages enregistrés est utilisée.

Niveau 2

La masse des passagers et des bagages enregistrés figurant dans la documentation de masse et centrage pour chaque vol est utilisée.

5. Evaluation de l'incertitude

Les exploitants d’aéronefs doivent connaître les principales sources d’incertitude à prendre en compte lors du calcul des données relatives aux tonnes-kilomètres. Il n’est pas obligatoire de procéder à l’analyse détaillée de l’incertitude prévue dans la partie 7 de l’annexe I en ce qui concerne la méthode de détermination des données relatives aux tonnes-kilomètres.

Les exploitants d’aéronefs mènent régulièrement des activités de contrôle adéquates conformément aux points 10.2 et 10.3 de l’annexe I, et prennent immédiatement des mesures correctives en application des dispositions énoncées au point 10.3.5 si des écarts sont constatés.

6. Déclaration

La déclaration des données relatives aux tonnes-kilomètres est obligatoire aux fins de l’introduction d’une demande au titre de l'article 3 sexies ou de l'article 3 septies de la directive 2003/87/CE, mais uniquement en ce qui concerne les années de surveillance indiquées.

Les exploitants d’aéronefs utilisent le format établi dans la partie 7 ci-dessous pour déclarer leurs données relatives aux tonnes-kilomètres. L’autorité compétente peut imposer à l’exploitant d’aéronefs d’utiliser un modèle électronique pour soumettre la déclaration des données relatives aux tonnes-kilomètres. La Commission peut publier un modèle électronique normalisé ou une spécification de format de fichier. Dans ce cas, l’autorité compétente accepte que l’exploitant d’aéronefs utilise ce modèle ou cette spécification, à moins que le modèle de l’autorité compétente n’exige au minimum l’introduction des mêmes données.

Les tonnes-kilomètres sont déclarées en [t km] arrondies. Pour les calculs, toutes les données par vol sont utilisées avec tous les chiffres significatifs.

7. Contenu de la déclaration des données relatives aux tonnes-kilomètres

Chaque exploitant d’aéronefs fait figurer les informations ci-après dans sa déclaration des données relatives aux tonnes-kilomètres :

1) les données identifiant l’exploitant d’aéronefs précisées à l’annexe IV de la directive 2003/87/CE et l’indicatif d’appel ou tout autre identifiant unique utilisé aux fins du contrôle du trafic aérien, ainsi que les coordonnées utiles ;

2) le nom et l’adresse du vérificateur de la déclaration ;

3) l’année de déclaration ;

4) une référence au plan de surveillance approuvé pertinent et le numéro de version de ce plan ;

5) les changements importants en ce qui concerne les opérations et les divergences, durant la période de déclaration, par rapport au plan de surveillance approuvé ;

6) les numéros d’identification des aéronefs et les types d’aéronefs que l’exploitant d’aéronefs a utilisés pendant la période couverte par la déclaration pour mener les activités aériennes visées à  l’annexe I de la directive 2003/87/CE ;

7) la méthode choisie pour calculer la masse des passagers et des bagages enregistrés, ainsi que celle du fret et du courrier ;

8) le nombre total de passagers-kilomètres et de tonnes-kilomètres pour tous les vols effectués pendant l’année couverte par la déclaration relevant des activités aériennes énumérées à l’annexe I ;

9) pour chaque paire d’aérodromes: l’indicateur OACI des deux aérodromes, la distance (= distance orthodromique + 95 km) en km, le nombre total de vols par paire d’aérodromes pendant la période de déclaration, la masse totale des passagers et des bagages enregistrés (tonnes) durant la période de déclaration par paire d’aérodromes, le nombre total de passagers durant la période de déclaration, le nombre total de passagers * kilomètres par paire d’aérodromes, la masse totale du fret et du courrier (tonnes) pendant la période de déclaration par paire d’aérodromes, le nombre total de tonnes-kilomètres par paire d’aérodromes (t km).

8. Vérification

Outre les exigences en matière de vérification définies au point 10.4 de l’annexe I, le vérificateur tient compte des éléments suivants :
- l’exhaustivité des données sur les vols et des données relatives aux tonnes-kilomètres par rapport aux données relatives au trafic aérien collectées par Eurocontrol, afin de vérifier que seuls les vols concernés ont été pris en compte dans la déclaration des exploitants,
- la cohérence entre les données déclarées et la documentation de masse et centrage.

Pour les données relatives aux tonnes-kilomètres, le seuil de signification est de 5 %. »

(Décision n° 2010/345/UE du 8 juin 2010, article 1er)

Annexe XVI : Lignes directrices spécifiques concernant la détermination des émissions de gaz à effet de serre résultant des activités de captage du CO2 aux fins de son transport et de son stockage géologique dans un site de stockage autorisé en vertu de la directive 2009/31/CE du Parlement européen et du Conseil (*)

(*) JO L 140 du 5.6.2009, p. 114.».

« 1. Limites et exhaustivité

Les lignes directrices spécifiques contenues dans la présente annexe s’appliquent à la surveillance des émissions résultant des activités de captage du CO2.

Le captage du CO2 est assuré soit par des installations spécialisées qui reçoivent le CO2 transféré par d’autres installations, soit par les installations dans lesquelles sont menées les activités émettant le CO2 destiné à être capté au titre de la même autorisation d’émettre des gaz à effet de serre. Toutes les parties de l’installation qui jouent un rôle dans le captage, le stockage intermédiaire et le transfert du CO2 vers un réseau de transport de CO2 ou vers un site de stockage géologique du CO2 sont mentionnées dans l’autorisation d’émettre des gaz à effet de serre. Si d’autres activités relevant de la directive 2003/87/CE sont menées dans l’installation, les émissions résultant de ces activités font l’objet d’une surveillance conformément aux annexes correspondantes des présentes lignes directrices.

2. Émissions résultant des activités de captage du CO2

Lors des opérations de captage du CO2, les sources d’émission potentielles de CO2 sont notamment :
- le CO2 transféré vers les installations de captage,
- la combustion et les autres activités réalisées dans l’installation (en rapport avec le captage), c’est-à-dire la consommation de combustibles et de matières entrantes.

3. Quantification du CO2 transféré et émis

3.1. Quantification au niveau de l'installation

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe XIII)

Les émissions sont calculées à l’aide d’un bilan massique complet, tenant compte des émissions de CO2 susceptibles de résulter de tous les procédés émetteurs qui se déroulent dans l’installation, ainsi que des quantités de CO2 captées et transférées vers le réseau de transport.

Les émissions de l’installation sont calculées à l’aide de la formule suivante :

de080610_03.JPG (2049 octets)

Einstallation de captage = total des émissions de gaz à effet de serre de l’installation de captage ;

Tentrée = quantité de CO2 transférée vers l’installation de captage, déterminée conformément à l’annexe XII et au point 5.7 de l’annexe I. Si l’exploitant parvient à démontrer à l’autorité compétente que toutes les émissions de CO2 de l’installation émettrice sont transférées vers l’installation de captage, l’autorité compétente peut autoriser l’exploitant à utiliser les émissions de l’installation déterminées conformément aux annexes I à XII « et XIX à XXIV » au lieu de recourir à des systèmes de mesure continue des émissions ;

Esans captage = émissions de l’installation si le CO2 n’était pas capté, c’est-à-dire somme des émissions résultant de toutes les autres activités menées dans l’installation et faisant l’objet d’une surveillance conformément aux annexes correspondantes ;

Tpour stockage = quantité de CO2 transférée vers un réseau de stockage ou un site de stockage, déterminée conformément à l’annexe XII et au point 5.7 de l’annexe I.

Dans les cas où le captage du CO2 est assuré par la même installation que celle d’où provient le CO2 capté, T entrée est égal à zéro.

Dans le cas d’installations de captage autonomes, E sans captage représente la quantité d’émissions provenant d’autres sources que le CO2 transféré vers l’installation aux fins de son captage, notamment les émissions de combustion en provenance des turbines, des compresseurs et des chaudières. Ces émissions peuvent être déterminées par calcul ou par mesure conformément à l’annexe spécifique appropriée.

Dans le cas d’installations de captage autonomes, l’installation qui transfère le CO2 vers l’installation de captage déduit la quantité T entrée de ses propres émissions.

3.2. Détermination du CO2 transféré

La quantité de CO2 transférée à partir de l’installation de captage ou vers celle-ci est déterminée conformément au point 5.7 de l’annexe I au moyen de SMCE, selon les prescriptions de l’annexe XII. Le niveau minimal à appliquer est le niveau 4 défini à l’annexe XII. Un niveau immédiatement inférieur ne pourra être appliqué pour la source d’émission concernée que s’il est prouvé, à la satisfaction de l’autorité compétente, que l’application du niveau 4 n’est pas techniquement possible. »

(Décision n° 2010/345/UE du 8 juin 2010, article 1er )

« Annexe XVII :  Lignes directrices spécifiques concernant la détermination des émissions de gaz à effet de serre résultant du transport du CO2 par pipeline aux fins de son stockage géologique dans un site de stockage autorisé en vertu de la directive 2009/31/CE

1. Limites et exhaustivité

Les limites définies pour la surveillance et la déclaration des émissions résultant du transport du CO2 par pipeline sont spécifiées dans l’autorisation d’émettre des gaz à effet de serre du réseau de transport, y compris les installations fonctionnellement raccordées au réseau de transport telles que les stations de compression et les chaudières. Chaque réseau de transport comporte au minimum un point de départ et un point final, reliés chacun à d’autres installations assurant une ou plusieurs des activités de captage, de transport ou de stockage géologique du CO2 . Le point de départ et le point final peuvent inclure des bifurcations du réseau de transport et des frontières nationales. Le point de départ et le point final ainsi que les installations auxquelles ils sont reliés doivent être précisés dans l’autorisation d’émettre des gaz à effet de serre.

2. Quantification des émissions de CO2

Lors du transport de CO2 par pipeline, les sources d’émission potentielles de CO2 comprennent :
- la combustion et les autres procédés intervenant dans les installations fonctionnellement raccordées aux réseaux de transport, comme les stations de compression,
- les émissions fugitives à partir du réseau de transport,
- les émissions de purge à partir du réseau de transport,
- les émissions dues à des fuites dans le réseau de transport.

Un réseau de transport utilisant la méthode B décrite ci-après ne doit pas ajouter au niveau calculé de ses émissions le CO2 reçu d’une autre installation relevant du SCEQE, pas plus qu’il ne doit déduire de ce niveau calculé le CO2 transféré à une autre installation relevant du SCEQE.

2.1. Méthode de quantification

Les exploitants des réseaux de transport peuvent choisir l’une des deux méthodes suivantes :

Méthode A

Les émissions du réseau de transport sont déterminées par un bilan massique, selon la formule suivante :

de080610_04.JPG (3172 octets)

Émissions = total des émissions de CO2 du réseau de transport [t CO2 ] ;

Eactivité propre = émissions résultant de l’activité propre du réseau de transport (et non du CO2 transporté), notamment de la consommation de combustible dans les stations de compression, et faisant l’objet d’une surveillance conformément aux annexes correspondantes des présentes lignes directrices ;

TENTRÉE, i = quantité de CO2 transférée vers le réseau de transport, au point d’entrée i, déterminée conformément à l’annexe XII et au point 5.7 de l’annexe I ;

TSORTIE, j = quantité de CO2 transférée hors du réseau de transport, au point de sortie j, déterminée conformément à l’annexe XII et au point 5.7 de l’annexe I

Méthode B

Les émissions sont calculées en tenant compte des émissions de CO2 susceptibles de résulter de tous les procédés émetteurs qui se déroulent dans l’installation, ainsi que des quantités de CO2 captées et transférées vers le réseau de transport, à l’aide de la formule suivante :

Émissions [t CO2 ]= CO2 fugitives + CO2 purge + CO2 fuites + CO2 installations

Émissions = total des émissions de CO2 du réseau de transport [t CO2 ] ;

CO2 fugitives = quantité d’émissions fugitives [t CO2 ] dues au transport de CO2 dans le réseau de transport, notamment à partir des joints, des soupapes, des stations de compression intermédiaires et des installations de stockage intermédiaires ;

CO2 purge = quantité d’émissions de purge [t CO2 ] dues au transport de CO2 dans le réseau de transport ;

CO2fuites = quantité de CO2 [t CO2 ] transportée dans le réseau de transport, émise du fait d’une défaillance de l’un ou de plusieurs des éléments du réseau de transport ;

CO2installations = quantité de CO2 [t CO2 ] émise du fait de la combustion ou d’autres procédés fonctionnellement associés au transport par pipeline dans le réseau de transport, faisant l’objet d’une surveillance conformément aux annexes correspondantes des présentes lignes directrices.

2.2. Exigences de quantification

Lors du choix de la méthode A ou B, l’exploitant devra démontrer à l’autorité compétente que la méthode choisie permettra d’obtenir des résultats plus fiables et de réduire l’incertitude associée aux émissions globales grâce à l’application des meilleures techniques et connaissances disponibles au moment de l’introduction de la demande d’autorisation d’émettre des gaz à effet de serre, le tout sans pour autant entraîner de coûts excessifs. Si la méthode B est retenue, l’exploitant devra démontrer à l’autorité compétente que l’incertitude globale associée au niveau annuel des émissions de gaz à effet de serre de son réseau de transport ne dépasse pas 7,5 %.

2.2.1. Exigences particulières pour la méthode A

La quantité de CO2  transférée à partir du réseau de transport ou vers celui-ci est déterminée conformément au point 5.7 de l’annexe I au moyen de SMCE, selon les prescriptions de l’annexe XII. Le niveau minimal à appliquer est le niveau 4 défini à l’annexe XII. Un niveau immédiatement inférieur ne pourra être appliqué pour la source d’émission concernée que s’il est prouvé, à la satisfaction de l’autorité compétente, que l’application du niveau 4 n’est pas techniquement possible.

2.2.2. Exigences particulières pour la méthode B

2.2.2.1. Émissions de combustion

Les émissions de combustion potentielles dues à la consommation de combustible font l’objet d’une surveillance conformément à l’annexe II.

2.2.2.2. Émissions fugitives à partir du réseau de transport

Les émissions fugitives comprennent les émissions provenant des types d’équipement suivants :
- joints,
- dispositifs de mesure,
- soupapes,
- stations de compression intermédiaires,
- installations de stockage intermédiaires.

Au début de l’exploitation du réseau de transport, et au plus tard à la fin de la première année de déclaration durant laquelle le réseau est exploité, l’exploitant détermine les facteurs d’émission moyens (EF) (exprimés en g CO2 /unité de temps) par élément d’équipement/circonstance pouvant donner lieu à des émissions fugitives.

L’exploitant réexamine ces facteurs au moins une fois tous les cinq ans en tenant compte des meilleures techniques disponibles dans ce domaine.

Les émissions globales sont calculées en multipliant le nombre d’éléments d’équipement de chaque catégorie par le facteur d’émission et en additionnant les résultats obtenus pour la catégorie concernée, suivant l’équation ci- dessous :

de080610_05.JPG (4203 octets)

Le nombre de circonstances est le nombre d’éléments d’un équipement au sein d’une catégorie, multiplié par le nombre d’unités de temps par année.

2.2.2.3. Émissions dues à des fuites

L’exploitant du réseau de transport doit apporter la preuve de l’intégrité du réseau au moyen de données de température et de pression représentatives (dans l’espace et dans le temps). Si ces données indiquent qu’une fuite s’est produite, l’exploitant calcule la quantité de CO2 qui s’est échappée par une méthode appropriée décrite dans le plan de surveillance, conformément aux lignes directrices sur les meilleures pratiques publiées par l’industrie, par exemple en utilisant les écarts de température et de pression obtenus comparés aux valeurs moyennes de température et de pression qui caractérisent l’intégrité du système.

2.2.2.4. Émissions de purge

L’exploitant fait figurer dans le plan de surveillance une analyse des situations susceptibles de donner lieu à des émissions de purge, notamment pour des raisons de maintenance ou en cas d’urgence, et propose une méthode dûment documentée pour calculer la quantité de CO2 émise par purge, selon les lignes directrices sur les meilleures pratiques publiées par l’industrie.

2.2.2.5. Validation du résultat des calculs pour les émissions fugitives et les émissions dues aux fuites

Étant donné que le CO2 transféré vers le réseau de transport ou à partir de celui-ci fait en tout état de cause l’objet d’une surveillance pour des raisons commerciales, l’exploitant d’un réseau de transport devra, au moins une fois par an, utiliser la méthode A pour valider les résultats de la méthode B. À cet égard, il est possible d’appliquer, pour les mesures du CO2, les niveaux inférieurs définis à l’annexe XII. »

(Décision n° 2010/345/UE du 8 juin 2010, article 1er)

« Annexe XVIII  : Lignes directrices spécifiques concernant le stockage géologique du CO2 dans un site de stockage autorisé en vertu de la directive 2009/31/CE

1. Limites

Les limites définies pour la surveillance et la déclaration des émissions résultant du stockage géologique du CO2 sont propres aux sites et sont déterminées par la délimitation du site et du complexe de stockage qui est indiquée dans le permis en vertu de la directive 2009/31/CE. Toutes les sources d’émission de l’installation d’injection de CO2 sont prises en compte dans l’autorisation d’émettre des gaz à effet de serre. Lorsque des fuites sont détectées dans le complexe de stockage et donnent lieu à des émissions ou à des rejets de CO2 dans la colonne d’eau, ces fuites sont comptabilisées en tant que sources d’émission de l’installation concernée, jusqu’à ce que des mesures correctives soient prises conformément à l’article 16 de la directive 2009/31/CE et que les émissions ou les rejets dans la colonne d’eau qui résultent de ces fuites ne soient plus détectables.

2. Détermination des émissions de CO2

Les sources d’émission potentielles de CO2 du complexe de stockage de CO2 sont notamment :
- la consommation de combustible dans les stations de compression et les autres activités de combustion, notamment dans les centrales électriques sur place,
- la purge lors de l’injection ou des opérations de récupération assistée des hydrocarbures,
- les émissions fugitives lors de l’injection,
- le CO2 qui se dégage lors des opérations de récupération assistée des hydrocarbures,
- les fuites. Un site de stockage ne doit pas ajouter au niveau calculé de ses émissions le CO2 reçu d’une autre installation, pas plus qu’il ne doit déduire de ce niveau calculé le CO2 transféré à une autre installation ou stocké dans des formations géologiques dans le site de stockage.

2.1. Émissions résultant de la consommation de combustibles

Les émissions de combustion résultant des activités menées en surface sont déterminées conformément à l’annexe II.

2.2. Émissions de purge et émissions fugitives résultant de l'injection

Les émissions de purge et les émissions fugitives sont déterminées à l’aide de la formule suivante :

CO2 émis [tCO2 ] = V CO2 [tCO 2 ] + F CO2 [tCO2 ]

V CO2 = quantité de CO2 émise par purge ;

F CO2 = quantité de CO2 due aux émissions fugitives.

La valeur de V CO2 est déterminée au moyen de SMCE conformément à l’annexe XII des présentes lignes directrices. Au cas où le recours à des SMCE entraîne des frais excessifs, l’exploitant pourra prévoir, dans le plan de surveillance, une méthode appropriée fondée sur les meilleures pratiques du secteur, sous réserve de l’approbation de l’autorité compétente.

F CO2 est considéré comme une source unique, c’est-à-dire que les exigences en matière d’incertitude énoncées à l’annexe XII et au point 6.2 de l’annexe I s’appliquent à la valeur totale et non à chaque point d’émission. L’exploitant fait figurer dans le plan de surveillance une analyse concernant les sources potentielles d’émissions fugitives et propose une méthode dûment documentée, fondée sur les lignes directrices relatives aux meilleures pratiques publiées par l’industrie, pour calculer ou mesurer F CO2. Pour la détermination de F CO2, il sera possible d’utiliser les données concernant l’installation d’injection recueillies conformément à l’article 13 et à l’annexe II, paragraphe 1.1, points e) à h), de la directive 2009/31/CE, pour autant que ces données répondent aux exigences des présentes lignes directrices.

2.3. Émissions de purge et émissions fugitives résultant des opérations de récupération assistée des hydrocarbures

L’association de la récupération assistée des hydrocarbures (RAH) et du stockage géologique du CO2 constituera probablement un flux supplémentaire d’émissions, en raison notamment du dégagement de CO2 lors de l’extraction des hydrocarbures. Les sources d’émission supplémentaires résultant des opérations de RAH comprennent :
- les unités de séparation pétrole-gaz et l’installation de recyclage du gaz, au niveau desquelles des émissions fugitives de CO2 sont possibles,
- la torchère, qui peut être source d’émissions du fait de l’application de systèmes de purge positive continue et lors de la dépressurisation de l’installation d’extraction des hydrocarbures,
- le système de purge du CO2, qui a pour but d’éviter que des concentrations élevées de CO2 ne provoquent l’extinction de la torche.

Toute émission fugitive est généralement réacheminée, au moyen d’un système de confinement du gaz, vers la torchère ou vers le système de purge du CO2. Ces émissions fugitives ou toute émission de CO2 résultant d’une purge au niveau, par exemple, du système de purge du CO2, sont déterminées conformément au point 2.2 de la présente annexe.

Les émissions provenant de la torchère sont déterminées conformément à l’annexe II, en tenant compte, le cas échéant, de la teneur intrinsèque en CO2 du gaz de torchère.

3. Fuites au niveau du complexe de stockage

La surveillance démarre dès lors que des fuites donnent lieu à des émissions ou à des rejets dans la colonne d’eau. Les émissions résultant d’un rejet de CO2 dans la colonne d’eau sont réputées égales à la quantité rejetée dans la colonne d’eau.

La surveillance des émissions ou des rejets dans la colonne d’eau qui résultent d’une fuite se poursuit jusqu’à ce que des mesures correctives soient prises conformément à l’article 16 de la directive 2009/31/CE et que les émissions ou rejets dans la colonne d’eau ne soient plus détectables.

Les émissions et rejets dans la colonne d’eau sont quantifiés comme suit :

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L CO2 = masse de CO2 émise ou rejetée à cause d’une fuite, par jour civil. Elle est calculée, pour chaque jour civil durant lequel la fuite fait l’objet d’une surveillance, comme la moyenne de la masse émise ou rejetée par heure [tCO2 /h], multipliée par 24. La masse émise ou rejetée du fait d’une fuite est déterminée conformément aux dispositions du plan de surveillance approuvé pour le site de stockage et la fuite. Pour chaque jour civil précédant le début de la surveillance, la masse émise ou rejetée par jour est considérée comme égale à la masse émise ou rejetée par jour le premier jour de la surveillance.

T début = la plus récente des dates suivantes :

a) la dernière date à laquelle aucune émission ou aucun rejet dans la colonne d’eau provenant de la source considérée n’a été signalé ;

b) la date à laquelle l’injection de CO2 a débuté ;

c) toute autre date pour laquelle il existe des éléments propres à convaincre l’autorité compétente que l’émission ou le rejet dans la colonne d’eau ne peut avoir débuté avant cette date.

T fin = la date à partir de laquelle des mesures correctives ont été prises conformément à l’article 16 de la directive 2009/31/CE de sorte qu’aucun rejet ou émission dans la colonne d’eau n’est plus détectable.

D’autres méthodes de quantification des émissions ou des rejets dans la colonne d’eau dus à des fuites peuvent être appliquées, sous réserve de l’approbation de l’autorité compétente et pour autant qu’elles offrent un degré de précision supérieur à celui de la méthode proposée ci-dessus.

La quantité de CO2 émise ou rejetée par le complexe de stockage en raison de fuites doit être déterminée, pour chaque fuite, avec une incertitude globale maximale de ± 7,5 % sur la période de déclaration. Au cas où l’incertitude globale de la méthode de quantification appliquée dépasserait ± 7,5 %, l’ajustement suivant serait effectué :

CO2déclaré [tCO2 ] = CO2quantifié [tCO2] × (1 + (Incertitudesystème [%]/100) – 0,075)

CO2déclaré : quantité de CO2 à inclure dans la déclaration d’émissions annuelle, pour la fuite en question ;

CO2quantifié : quantité de CO2 déterminée par la méthode de quantification appliquée pour la fuite en question ;

Incertitudesystème : niveau d’incertitude associé à la méthode de quantification utilisée pour la fuite en question, déterminé conformément à la partie 7 de l’annexe I des présentes lignes directrices. »

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe XIV)

« Annexe XIX : Lignes directrices spécifiques concernant la production de soude et de bicarbonate de sodium visée à l’annexe I de la directive 2003/87/CE

1. Limites et exhaustivité

Les lignes directrices spécifiques énoncées à la présente annexe s’appliquent aux émissions des installations destinées à la production de soude et de bicarbonate de sodium visée à l’annexe I de la directive 2003/87/CE.

2. Détermination des émissions de CO2

Dans les installations de production de soude et de bicarbonate de sodium, les émissions de CO2 proviennent des sources et flux d’émission suivants :
- combustibles utilisés pour les procédés de combustion, par exemple pour la production d’eau chaude ou de vapeur,
- matières premières (par exemple, les gaz évacués résultant de la calcination du calcaire, dans la mesure où ils ne sont pas utilisés pour la carbonatation),
- effluents gazeux résultant du lavage ou de la filtration réalisés après la carbonatation, dans la mesure où ils ne sont pas utilisés pour la carbonatation.

2.1. Calcul des émissions de CO2

Étant donné que la soude et le bicarbonate de sodium contiennent du carbone provenant des matières utilisées pour alimenter le procédé, les émissions de procédé sont calculées selon la méthode du bilan massique indiquée au point 2.1.1. Les émissions résultant de la combustion de combustibles peuvent soit faire l’objet d’une surveillance distincte conformément au point 2.1.2, soit être prises en compte dans la méthode du bilan massique.

2.1.1. Méthode du bialn massique

La méthode du bilan massique prend en considération l’ensemble du carbone présent dans les intrants, les stocks, les produits et les autres exportations hors de l’installation pour quantifier les émissions de gaz à effet de serre pendant la période de déclaration, à l’exclusion des sources d’émission faisant l’objet d’une surveillance conformément au point 2.1.2 de la présente annexe. La quantité de CO2 utilisée pour la production de bicarbonate de sodium à partir de soude est considérée comme ayant été émise. La formule suivante doit être utilisée :

avec :
- intrants [t C] : la totalité du carbone entrant dans les limites de l’installation,
- produits [t C] : la totalité du carbone présente dans les produits (1) et les matières, y compris dans les sous- produits, sortant des limites de l’installation,
- exportations [t C] : le carbone exporté en dehors des limites de l’installation en phase liquide et/ou solide, c’est-à- dire rejeté dans les égouts, mis en décharge ou perdu. Les exportations ne comprennent pas les rejets de gaz à effet de serre ou de monoxyde de carbone dans l’atmosphère,
- variations des stocks [t C] : l’augmentation des stocks de carbone dans les limites du bilan massique.

Le calcul se fait de la manière suivante :

avec :
a) Données d’activité
L’exploitant analyse et déclare les flux massiques entrant dans l’installation et en sortant, ainsi que la variation des stocks de tous les combustibles et matières, en les indiquant séparément. Lorsque la teneur en carbone d’un flux massique est généralement liée au contenu énergétique (combustibles), l’exploitant peut déterminer et utiliser la teneur en carbone du flux massique concerné rapportée à son contenu énergétique [tC/TJ] pour le calcul du bilan massique.

Niveau 1
Les données d’activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale inférieure à ± 7,5 %.
Niveau 2
Les données d’activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale inférieure à ± 5 %.
Niveau 3
Les données d’activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale inférieure à ± 2,5 %.
Niveau 4
Les données d’activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale inférieure à ± 1,5 %.
b) Teneur en carbone
Niveau 1
La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée sur la base des facteurs d’émission de référence des combustibles ou des matières énumérés à la partie 11 de l’annexe I ou dans d’autres annexes spécifiques des présentes lignes directrices. Elle est calculée comme suit :

Niveau 2
L’exploitant applique, pour chaque combustible ou matière, la teneur en carbone spécifique par pays indiquée par l’État membre dans le dernier inventaire national communiqué au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.
Niveau 3
La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée conformément aux dispositions de la partie 13 de l’annexe I pour tout ce qui concerne l’échantillonnage représentatif des combustibles, des produits et des sous-produits, ainsi que la détermination de leur teneur en carbone et de la fraction de la biomasse.

(1) Aux fins de ce bilan massique, l’ensemble du bicarbonate de sodium produit à partir de soude est considéré comme de la soude.

2.1.2. Émissions de combustion

Les émissions résultant de la combustion de combustibles sont surveillées et déclarées conformément aux dispositions de l’annexe II, à moins qu’elles ne soient prises en compte dans le bilan massique prévu au point 2.1.1.

2.2. Mesure des émissions de CO2

Il convient d’appliquer les consignes en matière de mesure figurant aux annexes I et XII. »

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe XV)

« Annexe XX : Lignes directrices spécifiques concernant la production d’ammoniac visée à l’annexe I de la directive 2003/87/CE

1. Limites et exhaustivité

Les lignes directrices spécifiques de la présente annexe sont utilisées pour surveiller les émissions provenant des installations produisant de l’ammoniac visées à l’annexe I de la directive 2003/87/CE.

Les installations de production d’ammoniac peuvent faire partie d’installations intégrées du secteur chimique ou du raffinage, ce qui implique des échanges intenses d’énergie et de matières. Les émissions de CO2 peuvent résulter de la combustion de combustibles ainsi que de l’utilisation de combustibles comme matières entrantes pour la production d’ammoniac. Dans bon nombre d’installations produisant de l’ammoniac, le CO2 résultant du procédé de production est capté et utilisé dans d’autres procédés, par exemple pour la production d’urée.

Le CO2 ainsi capté est considéré comme émis.

2. Détermination des émissions de CO2

Dans les installations de production d’ammoniac, les émissions de CO2 proviennent des sources et flux d’émission suivants :
- combustion des combustibles fournissant la chaleur nécessaire pour le reformage ou l’oxydation partielle,
- combustibles utilisés pour alimenter le procédé de production d’ammoniac (reformage ou oxydation partielle),
- combustibles utilisés pour d’autres procédés de combustion, par exemple pour la production d’eau chaude ou de vapeur.

2.1. Calcul des émissions de CO2

2.1.1. Émissions de combustion

Les émissions résultant de la combustion de combustibles qui ne sont pas utilisés pour alimenter le procédé sont surveillées et déclarées conformément à l’annexe II.

2.1.2. Émissions liées aux combustibles utilisés pour alimenter le procédé de production d'ammoniac

Les émissions liées aux combustibles qui sont utilisés pour alimenter le procédé sont surveillées et déclarées conformément à l’annexe II.

2.2. Mesure des émissions de CO2

Il convient d’appliquer les consignes en matière de mesure figurant aux annexes I et XII. »

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe XVI)

« Annexe XXI : Lignes directrices spécifiques concernant la production d’hydrogène et de gaz de synthèse visée à l’annexe I de la directive 2003/87/CE

1. Limites et exhaustivité

Les lignes directrices spécifiques de la présente annexe sont utilisées pour surveiller les émissions provenant des installations produisant de l’hydrogène ou des gaz de synthèse visées à l’annexe I de la directive 2003/87/CE. Lorsque la production d’hydrogène est techniquement intégrée à une raffinerie d’huiles minérales, l’exploitant de cette installation utilisera les dispositions applicables de l’annexe III au lieu des dispositions de la présente annexe.
Les installations de production d’hydrogène ou de gaz de synthèse peuvent faire partie d’installations intégrées du secteur chimique ou du raffinage, ce qui implique des échanges intenses d’énergie et de matières. Les émissions de CO2 peuvent résulter de la combustion de combustibles ainsi que de l’utilisation de combustibles pour alimenter le procédé.

2. Détermination des émissions de CO2

Dans les installations de production d’hydrogène ou de gaz de synthèse, les émissions de CO2 proviennent des sources et flux d’émission suivants :
- combustibles utilisés dans le procédé de production d’hydrogène ou de gaz de synthèse (reformage ou oxydation partielle),
- combustibles utilisés pour d’autres procédés de combustion, par exemple pour la production d’eau chaude ou de vapeur.

2.1. Calcul des émissions de CO2

2.1.1. Émissions de combustion

Les émissions résultant de la combustion de combustibles qui ne sont pas utilisés pour alimenter le procédé de production d’hydrogène ou de gaz de synthèse, mais pour d’autres procédés de combustion, sont surveillées et déclarées conformément à l’annexe II.

2.1.2. Émissions liées aux combustibles utilisés pour alimenter le procédé

Les émissions liées aux combustibles utilisés pour alimenter le procédé de production d’hydrogène sont calculées au moyen de la méthode fondée sur les intrants définie au point 2.1.2.1. Pour la production de gaz de synthèse, il y a lieu d’utiliser un bilan massique conformément au point 2.1.2.2. Lorsqu’une même installation produit à la fois de l’hydrogène et du gaz de synthèse, l’exploitant peut choisir de calculer les émissions respectives des deux procédés de production au moyen d’un seul bilan massique conformément au point 2.1.2.2.

2.1.2.1. Prodcution d'hydrogène

Les émissions liées aux combustibles utilisés pour alimenter le procédé sont calculées au moyen de la formule suivante :

dans laquelle :
- les données d’activité sont exprimées sous la forme du contenu énergétique net du combustible utilisé pour alimenter le procédé [TJ] ou, en cas d’utilisation d’un facteur d’émission exprimé en masse ou en volume, sous la forme de la quantité de combustible utilisée pour alimenter le procédé ([t ou Nm3 ],
- le facteur d’émission est exprimé en tonnes de CO2 /TJ, en tonnes de CO2 /t ou en tonnes de CO2 /Nm3 de combustible utilisé pour alimenter le procédé.

Les exigences de niveau ci-après sont applicables :

a) Données d’activité

Les données d’activité sont généralement exprimées sous la forme du contenu énergétique net du combustible utilisé [TJ] au cours de la période de déclaration. Le contenu énergétique du combustible utilisé est calculé au moyen de la formule suivante.

Contenu énergétique du combustible consommé [TJ] = combustible consommé [t ou Nm3 ] * pouvoir calorifique inférieur du combustible [TJ/t ou TJ/Nm3 ]

Si le facteur d’émission utilisé est exprimé en masse ou en volume [tCO2 /t ou tCO2 /Nm3 ], les données d’activité sont exprimées sous la forme de la quantité de combustible consommée [t ou Nm3 ].
avec :

a1) Combustible consommé

Niveau 1
Quantité de combustible consommée pour alimenter le procédé [t ou Nm3 ] pendant la période de déclaration, calculée avec une incertitude maximale de ± 7,5 %.

Niveau 2
Quantité de combustibles consommée pour alimenter le procédé [t ou Nm3 ] pendant la période de déclaration, calculée avec une incertitude maximale de ± 5,0 %.

Niveau 3
Quantité de combustibles consommée pour alimenter le procédé [t ou Nm3 ] pendant la période de déclaration, calculée avec une incertitude maximale de ± 2,5 %.

Niveau 4
Quantité de combustibles consommée pour alimenter le procédé [t ou Nm3 ] pendant la période de déclaration, calculée avec une incertitude maximale de ± 1,5 %.

a2) Pouvoir calorifique inférieur

Niveau 1
Les valeurs de référence applicables à chaque combustible sont utilisées conformément aux dispositions de la partie 11 de l’annexe I.

Niveau 2a
L’exploitant applique, pour chaque combustible, le pouvoir calorifique inférieur spécifique par pays indiqué par l’État membre dans le dernier inventaire national communiqué au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 2b
Pour les combustibles marchands, on utilise le pouvoir calorifique inférieur déterminé sur la base des données d’achat communiquées par le fournisseur, à condition que cette valeur ait été calculée sur la base de normes nationales ou internationales reconnues.

Niveau 3
Le pouvoir calorifique inférieur représentatif du combustible utilisé dans une installation est mesuré par l’exploitant, par un laboratoire sous contrat ou par le fournisseur du combustible conformément aux dispositions de la partie 13 de l’annexe I.

b) Facteur d’émission

Niveau 1
Il y a lieu d’utiliser les valeurs de référence indiquées à la partie 11 de l’annexe I des présentes lignes directrices.

Niveau 2a
L’exploitant applique, pour chaque combustible, le facteur d’émission spécifique par pays indiqué par l’État membre dans le dernier inventaire national remis au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 2b
L’exploitant détermine les facteurs d’émission des combustibles à partir de l’une des variables représentatives suivantes :
- mesure de la densité d’huiles ou de gaz utilisés couramment, par exemple, dans l’industrie du raffinage ou la sidérurgie, et
- pouvoir calorifique inférieur de certains types de charbon,
en association avec une corrélation empirique déterminée au moins une fois par an, conformément aux dispositions de la partie 13 de l’annexe I. L’exploitant doit s’assurer que la corrélation respecte les règles de l’art et qu’elle n’est appliquée qu’aux valeurs des variables représentatives qui sont situées dans la plage pour laquelle elles ont été définies.

Niveau 3
Application d’un facteur d’émission spécifique [CO2 /TJ ou CO2 /t ou CO2 /Nm3 charge d’alimentation] calculé à partir de la teneur en carbone du combustible utilisé, déterminée conformément aux dispositions de la partie 13 de l’annexe I.

2.1.2.2. Production de gaz de synthèse

Étant donné qu’une partie du carbone présent dans les combustibles utilisés pour alimenter le procédé est contenue dans les gaz de synthèse produits, il y a lieu d’employer la méthode du bilan massique pour calculer les émissions de gaz à effet de serre.
La méthode du bilan massique prend en considération l’ensemble du carbone présent dans les intrants, les stocks, les produits et les autres exportations hors de l’installation pour quantifier les émissions de gaz à effet de serre pendant la période de déclaration, à l’exclusion des sources d’émission faisant l’objet d’une surveillance conformément aux points 2.1.1 et 2.1.2.1 de la présente annexe. La formule suivante doit être utilisée :

avec :
- intrants [t C] : la totalité du carbone entrant dans les limites de l’installation,
- produits [t C] : la totalité du carbone présent dans les produits et les matières, y compris dans les sous-produits, sortant des limites de l’installation,
- exportations [t C] : le carbone exporté en dehors des limites de l’installation, c’est-à-dire rejeté dans les égouts, mis en décharge ou perdu. Les exportations ne comprennent pas les rejets de gaz à effet de serre ou de monoxyde de carbone dans l’atmosphère,
- variations des stocks [t C] : l’augmentation des stocks de carbone dans les limites du bilan massique.

Le calcul se fait de la manière suivante :

avec :

a) Données d’activité

L’exploitant analyse et déclare les flux massiques entrant dans l’installation et en sortant, ainsi que la variation des stocks de tous les combustibles et matières concernés, en les indiquant séparément. Lorsque la teneur en carbone d’un flux massique est généralement liée au contenu énergétique (combustibles), l’exploitant peut déterminer et utiliser la teneur en carbone du flux massique concerné rapportée à son contenu énergétique [tC/TJ] pour le calcul du bilan massique.

Niveau 1
Les données d’activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale inférieure à ± 7,5 %.

Niveau 2
Les données d’activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale inférieure à ± 5 %.

Niveau 3
Les données d’activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale inférieure à ± 2,5 %.

Niveau 4
Les données d’activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale inférieure à ± 1,5 %.

b) Teneur en carbone

Niveau 1
La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée sur la base des facteurs d’émission de référence des combustibles ou des matières énumérés à la partie 11 de l’annexe I ou dans d’autres annexes spécifiques des présentes lignes directrices. Elle est calculée comme suit:
teneur en C [t/t ou TJ] = facteur d’émission [t CO2 /t ou TJ]/3,664 [t CO2 /t C]

Niveau 2
L’exploitant applique, pour chaque combustible ou matière, la teneur en carbone spécifique par pays indiquée par l’État membre dans le dernier inventaire national communiqué au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 3
La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée conformément aux dispositions de la partie 13 de l’annexe I pour tout ce qui concerne l’échantillonnage représentatif des combustibles, des produits et des sous-produits, ainsi que la détermination de leur teneur en carbone et de la fraction de la biomasse.

2.2. Mesure des émissions de CO2

Il convient d’appliquer les consignes en matière de mesure figurant aux annexes I et XII. »

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe XVII)

« Annexe XXII : Lignes directrices spécifiques concernant la production de produits chimiques organiques en vrac visée à l’annexe I de la directive 2003/87/CE

1. Limites et exhaustivité

Les lignes directrices spécifiques de la présente annexe sont utilisées pour surveiller les émissions résultant de la production de produits chimiques organiques en vrac visée à l’annexe I de la directive 2003/87/CE. Lorsque cette production est techniquement intégrée dans une raffinerie d’huiles minérales, l’exploitant de cette installation utilisera les dispositions applicables de l’annexe III au lieu des dispositions de la présente annexe, en particulier pour ce qui concerne les émissions liées au craquage catalytique.
Les installations de production de produits chimiques organiques en vrac peuvent faire partie d’installations intégrées du secteur chimique ou du raffinage, ce qui implique des échanges intenses d’énergie et de matières. Les émissions de CO2 peuvent résulter de la combustion de combustibles ainsi que de l’utilisation de combustibles ou de matières pour alimenter le procédé.

2. Détermination des émissions de CO2

Les sources potentielles d’émission de CO2 sont notamment les combustibles et les matières entrantes des procédés suivants :
- craquage (catalytique et autre),
- reformage,
- oxydation partielle ou totale,
- procédés similaires entraînant des émissions de CO2 dues au carbone présent dans les matières entrantes à base d’hydrocarbures,
- combustion des effluents gazeux et mise en torchère,
- autre combustion de combustibles aux fins de la fourniture de chaleur aux procédés susmentionnés.

2.1. Calcul des émissions de CO2

Dans le cas des procédés de combustion dans lesquels les combustibles utilisés n’interviennent pas dans les réactions chimiques mises en oeuvre pour la production de produits chimiques organiques en vrac ou ne résultent pas de telles réactions, par exemple lorsque les combustibles sont utilisés pour la production de chaleur industrielle ou d’électricité, les émissions sont surveillées et déclarées conformément au point 2.1.1. Dans tous les autres cas, les émissions résultant de la production de produits chimiques organiques en vrac sont calculées selon la méthode du bilan massique indiquée au point 2.1.2. L’ensemble du CO présent dans les effluents gazeux doit être comptabilisé comme CO2 . Avec l’approbation de l’autorité compétente, il est possible d’appliquer, au lieu de la méthode du bilan massique, une méthode fondée sur les intrants comme celle définie à l’annexe II, tenant compte des meilleures pratiques du secteur, pour autant que l’exploitant soit en mesure de prouver qu’elle est plus rentable et permet d’atteindre un niveau de précision comparable.

2.1.1. Émissions de combustion

Les émissions résultant des procédés de combustion sont surveillées conformément aux dispositions de l’annexe II. Si les effluents gazeux sont épurés dans l’installation et que les émissions qui en résultent ne sont pas calculées suivant la méthode du bilan massique indiquée au point 2.1.2, il convient de les calculer conformément aux dispositions de l’annexe II.

2.1.2. Méthode du bilan massique

La méthode du bilan massique prend en considération l’ensemble du carbone présent dans les intrants, les stocks, les produits et les autres exportations hors de l’installation pour déterminer les émissions de gaz à effet de serre, à l’exclusion des sources d’émission faisant l’objet d’une surveillance conformément au point 2.1.1 de la présente annexe. La formule suivante doit être utilisée :
émissions [tCO2 ] = (intrants – produits – exportations – variation des stocks) * facteur de conversion CO2 /C
avec :
- intrants [t C] : la totalité du carbone entrant dans les limites de l’installation,
- produits [t C] : la totalité du carbone présent dans les produits et les matières, y compris dans les sous-produits, sortant des limites de l’installation,
- exportations [t C] : le carbone exporté en dehors des limites de l’installation, c’est-à-dire rejeté dans les égouts, mis en décharge ou perdu. Les exportations ne comprennent pas les rejets de gaz à effet de serre ou de monoxyde de carbone dans l’atmosphère,
— variations des stocks [t C] : l’augmentation des stocks de carbone dans les limites de l’installation.

Le calcul se fait de la manière suivante :

avec :

a) Données d’activité
L’exploitant analyse et déclare les flux massiques entrant dans l’installation et en sortant, ainsi que la variation des stocks de tous les combustibles et matières concernés, en les indiquant séparément. Lorsque la teneur en carbone d’un flux massique est généralement liée au contenu énergétique (combustibles), l’exploitant peut déterminer et utiliser la teneur en carbone du flux massique concerné rapportée à son contenu énergétique [tC/TJ] pour le calcul du bilan massique.

Niveau 1
Les données d’activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale inférieure à ± 7,5 %.

Niveau 2
Les données d’activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale inférieure à ± 5,0 %.

Niveau 3
Les données d’activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale inférieure à ± 2,5 %.

Niveau 4
Les données d’activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale inférieure à ± 1,5 %.

b) Teneur en carbone

Niveau 1
La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée sur la base des facteurs d’émission de référence des combustibles ou des matières énumérés à la partie 11 de l’annexe I, dans le tableau ci-dessous ou dans d’autres annexes spécifiques des présentes lignes directrices. Elle est calculée comme suit :
teneur en C [t/t ou TJ] = facteur d’émission [tCO2 /t ou TJ]/3,664 [tCO2 /t C]
Les exploitants peuvent calculer la teneur en carbone des substances qui ne figurent pas à la partie 11 de l’annexe I ou dans une autre annexe spécifique des présentes lignes directrices à partir de la teneur stoechiométrique en carbone de la substance pure et de la concentration de la substance dans le flux entrant ou sortant.

Tableau : Facteurs d’émission de référence (1)

Niveau 2
L’exploitant applique, pour chaque combustible ou matière, la teneur en carbone spécifique par pays indiquée par l’État membre dans le dernier inventaire national communiqué au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 3
La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée conformément aux dispositions de la partie 13 de l’annexe I pour tout ce qui concerne l’échantillonnage représentatif des combustibles, des produits et des sous-produits, ainsi que la détermination de leur teneur en carbone et de la fraction de la biomasse.

2.2. Mesure des émissions de CO2

Il convient d’appliquer les consignes en matière de mesure figurant aux annexes I et XII. »

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe XVIII)

« Annexe XXIII : Lignes directrices spécifiques concernant la production ou la transformation de métaux ferreux et non ferreux visées à l’annexe I de la directive 2003/87/CE

1. Limites et exhaustivité

Les lignes directrices spécifiques contenues dans la présente annexe s’appliquent aux émissions résultant de la production ou de la transformation de métaux ferreux et non ferreux visées à l’annexe I de la directive 2003/87/CE, à l’exclusion de la production de fonte, d’acier et d’aluminium primaire.

2. Détermination des émissions de CO2

Dans les installations de production et de traitement de métaux ferreux et non ferreux, les émissions de CO2 proviennent des sources et flux d’émission suivants :
- combustibles classiques (par exemple, le gaz naturel, le charbon et le coke, le fioul lourd),
- autres combustibles (les plastiques, issus par exemple du recyclage des batteries, les granulés (organiques) provenant des installations de postbroyage),
- agents réducteurs (par exemple, le coke, les électrodes de graphite),
- matières premières (par exemple, la calcination de calcaire, de dolomite et de minerais métalliques et de concentrés contenant du carbone),
- matières premières secondaires (par exemple, les matières organiques contenues dans la ferraille).

2.1. Calcul des émissions de CO2

Pour les installations dans lesquelles le carbone présent dans les combustibles ou les matières entrantes utilisés reste dans les produits ou les autres extrants, comme dans le cas de la réduction des minerais métalliques, il convient d’utiliser la méthode du bilan massique (voir point 2.1.1). Pour les autres installations, les émissions de combustion et les émissions de procédé doivent être calculées séparément (voir les points 2.1.2 et 2.1.3).

2.1.1. Méthode du bilan massique

La méthode du bilan massique prend en considération l’ensemble du carbone présent dans les intrants, les stocks, les produits et les autres exportations hors de l’installation pour déterminer le niveau des émissions de gaz à effet de serre pendant la période de déclaration, selon la formule suivante :
émissions [t CO2 ] = (intrants – produits – exportations – variation des stocks) * facteur de conversion CO2 /C
avec :
- intrants [t C] : la totalité du carbone entrant dans les limites de l’installation,
- produits [t C] : la totalité du carbone présent dans les produits et les matières, y compris dans les sous-produits, sortant des limites de l’installation,
- exportations [t C] : le carbone exporté en dehors des limites de l’installation, c’est-à-dire rejeté dans les égouts, mis en décharge ou perdu. Les exportations ne comprennent pas les rejets de gaz à effet de serre ou de monoxyde de carbone dans l’atmosphère,
- variations des stocks [t C] : l’augmentation des stocks de carbone dans les limites du bilan massique.

Le calcul se fait de la manière suivante :

avec :

a) Données d’activité

L’exploitant analyse et déclare les flux massiques entrant dans l’installation et en sortant, ainsi que la variation des stocks de tous les combustibles et matières concernés, en les indiquant séparément. Lorsque la teneur en carbone d’un flux massique est généralement liée au contenu énergétique (combustibles), l’exploitant peut déterminer et utiliser la teneur en carbone du flux massique concerné rapportée à son contenu énergétique [tC/TJ] pour le calcul du bilan massique.

Niveau 1
Les données d’activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale inférieure à ± 7,5 %.

Niveau 2
Les données d’activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale inférieure à ± 5 %.

Niveau 3
Les données d’activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale inférieure à ± 2,5 %.

Niveau 4
Les données d’activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale inférieure à ± 1,5 %.

b) Teneur en carbone

Niveau 1
La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée sur la base des facteurs d’émission de référence des combustibles ou des matières énumérés à la partie 11 de l’annexe I ou dans d’autres annexes spécifiques des présentes lignes directrices. Elle est calculée comme suit:
teneur en C [t/t ou TJ] = facteur d’émission [tCO2 /t ou TJ]/3,664 [tCO2 /tC]

Niveau 2
L’exploitant applique, pour chaque combustible ou matière, la teneur en carbone spécifique par pays indiquée par l’État membre dans le dernier inventaire national communiqué au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 3
La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée conformément aux dispositions de la partie 13 de l’annexe I pour tout ce qui concerne l’échantillonnage représentatif des combustibles, des produits et des sous-produits, ainsi que la détermination de leur teneur en carbone et de la fraction de la biomasse.

2.1.2. Émissions de combustion

Les émissions des procédés de combustion mis en oeuvre dans les installations de production ou de transformation de métaux ferreux et non ferreux qui ne font pas l’objet d’une surveillance sur la base de la méthode du bilan massique sont surveillées et déclarées conformément à l’annexe II .

2.1.3. Émissions de procédé

Pour chaque type de matière entrante utilisée, la quantité de CO2 est calculée selon la formule suivante :

avec

a) Données d’activité

Niveau 1
Les quantités [t] de matières entrantes et de résidus de procédé utilisés comme matières entrantes dans le procédé qui ne sont pas déclarées au titre du point 2.1.2 de la présente annexe durant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale inférieure à ± 5,0 %.

Niveau 2
Les quantités [t] de matières entrantes et de résidus de procédé utilisés comme matières entrantes dans le procédé qui ne sont pas déclarées au titre du point 2.1.2 de la présente annexe durant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale inférieure à ± 2,5 %.

b) Facteur d’émission

Niveau 1
En ce qui concerne les carbonates: application des rapports stoechiométriques figurant dans le tableau ci-après :

Tableau : Facteurs d’émission stoechiométriques

Ces valeurs sont ajustées en fonction de la teneur en humidité et en gangue des carbonates employés.
Pour les résidus de procédé et les matières entrantes autres que les carbonates qui ne sont pas déclarés au titre du point 2.1.2 de la présente annexe, les facteurs spécifiques doivent être déterminés conformément aux dispositions de la partie 13 de l’annexe 1.

c) Facteur de conversion

Niveau 1
Facteur de conversion : 1,0.

Niveau 2
Les facteurs spécifiques sont déterminés conformément aux dispositions de la partie 13 de l’annexe I, en déterminant la quantité de carbone contenue dans les produits de frittage, le laitier et les autres extrants pertinents, ainsi que dans la poussière filtrée. Si de la poussière filtrée est réemployée dans le procédé, la quantité de carbone [t] qui y est contenue ne doit pas être prise en compte afin d’éviter une double comptabilisation.

2.2. Mesure des émissions de CO2

Il convient d’appliquer les consignes en matière de mesure figurant aux annexes I et XII. »

(Décision n° 2011/540/UE du 18 août 2011, annexe XIX)

« Annexe XXIV : Lignes directrices spécifiques concernant la production ou la transformation d’aluminium primaire visée à l’annexe I de la directive 2003/87/CE

1. Limites et exhaustivité

Les lignes directrices spécifiques de la présente annexe s’appliquent aux émissions des installations de production ou de transformation d’aluminium primaire visées à l’annexe I de la directive 2003/87/CE.

La présente annexe contient les lignes directrices applicables à la surveillance des émissions résultant de la production d’électrodes destinées à la fusion d’aluminium primaire, qui s’appliquent également aux installations autonomes de production de ces électrodes.

2. Détermination des émissions de gaz à effet de serre

Dans les installations de production ou de transformation d’aluminium primaire, les émissions de CO2 proviennent des sources et flux d’émission suivants :
- combustibles utilisés pour la production de chaleur ou d’électricité,
- production d’anodes (CO2),
- réduction de l’Al2O3 lors de l’électrolyse (CO2) liée à la consommation d’électrodes,
- utilisation de soude ou d’autres carbonates pour l’épuration des effluents gazeux (CO2),
- effets d’anode (PFC), y compris les émissions fugitives de PFC.

2.1. Calcul des émissions de CO2

2.1.1. Émissions de combustion

Les émissions résultant de la combustion de combustibles, y compris l’épuration des effluents gazeux, sont surveillées et déclarées conformément aux dispositions de l’annexe II, à moins qu’elles ne soient prises en compte dans le bilan massique prévu au point 2.1.2.

2.1.2. Bilan massique

Les émissions de procédé résultant de la production et de la consommation d’anodes sont calculées selon la méthode du bilan massique. La méthode du bilan massique prend en compte l’ensemble du carbone présent dans les intrants, les stocks, les produits et les autres exportations, résultant de la préparation de la pâte, du moulage, de la cuisson et du recyclage des anodes ainsi que de la consommation d’électrodes lors de l’électrolyse. En cas d’utilisation d’anodes précuites, il est possible de procéder soit à des bilans massiques distincts pour la production et la consommation, soit à un seul bilan massique commun prenant en compte à la fois la production et la consommation des électrodes. Pour les cuves Søderberg, l’exploitant réalisera un bilan massique commun. Le bilan massique, qu’il s’agisse d’un bilan massique commun ou de bilans massiques distincts, déterminera le niveau des émissions de gaz à effet de serre sur l’ensemble de la période de déclaration, selon l’équation suivante :

avec :
- intrants [t C] : la totalité du carbone entrant dans les limites du bilan massique, par exemple, brai, coke, coke de remplissage, anodes achetées,
- produits [t C] : la totalité du carbone présent dans les produits et les matières, y compris les sous-produits et les déchets, sortant des limites du bilan massique, par exemple les anodes vendues,
- exportations [t C] : le carbone exporté en dehors des limites du bilan massique, c’est-à-dire rejeté dans les égouts, mis en décharge ou perdu. Les exportations ne comprennent pas les rejets de gaz à effet de serre dans l’atmosphère,
- variations des stocks [t C] : l’augmentation des stocks de carbone dans les limites du bilan massique.

Le calcul se fait de la manière suivante :

avec :

a) Données d’activité
L’exploitant analyse et déclare les flux massiques entrant et sortant de l’installation, ainsi que les variations de stocks de tous les combustibles et matières concernés (par exemple, le brai, le coke, le coke de remplissage), en les indiquant séparément. Lorsque la teneur en carbone d’un flux massique est généralement liée au contenu énergétique (combustibles), l’exploitant peut déterminer et utiliser la teneur en carbone du flux massique concerné rapportée à son contenu énergétique [t C/TJ] pour le calcul du bilan massique.

Niveau 1
Les données d’activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale inférieure à ± 7,5 %.

Niveau 2
Les données d’activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale inférieure à ± 5 %.

Niveau 3
Les données d’activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale inférieure à ± 2,5 %.

Niveau 4
Les données d’activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale inférieure à ± 1,5 %.

b) Teneur en carbone

Niveau 1
La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée sur la base des facteurs d’émission de référence des combustibles ou des matières énumérés à la partie 11 de l’annexe I ou dans d’autres annexes spécifiques des présentes lignes directrices. Elle est calculée comme suit :
teneur en C [t/t ou TJ] = facteur d’émission [tCO2 /t ou TJ]/3,664 [tCO2 /tC]

Niveau 2
L’exploitant applique, pour chaque combustible ou matière, la teneur en carbone spécifique par pays indiquée par l’État membre dans le dernier inventaire national communiqué au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 3
La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée conformément aux dispositions de la partie 13 de l’annexe I pour tout ce qui concerne l’échantillonnage représentatif des combustibles, des produits et des sous-produits, ainsi que la détermination de leur teneur en carbone et de la fraction de la biomasse.
La teneur en carbone peut être calculée par analyse directe ou indirecte, en déduisant de la quantité totale les quantités respectives mesurées des composants connus (tels que le soufre, l’hydrogène et les cendres); l’utilisation de cette méthode est soumise à l’approbation de l’autorité compétente.

2.2. Mesure des émissions de CO2

Il convient d’appliquer les consignes en matière de mesure figurant aux annexes I et XII.

3. Détermination des émissions de PCF

Les émissions de PFC résultant de la production d’aluminium primaire comprennent les émissions de CF4 et de C2 F6 exprimées en équivalent CO2 :
émissions de PFC [tCO2(e) ] = émissions de CF4 [tCO2(e) ] + émissions de C2 F6 [tCO2(e) ]

Les équivalents dioxyde de carbone [tCO2(e) ] sont calculés à l’aide des valeurs du potentiel de réchauffement planétaire (PRP) définies dans le deuxième rapport d’évaluation du groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat (valeurs PRP GIEC 1995). Ces valeurs sont les suivantes :

Les émissions totales de PFC sont obtenues en ajoutant aux émissions mesurables dans une conduite ou une cheminée (“ émissions de sources ponctuelles ”) les émissions fugitives, calculées en se fondant sur l’efficacité de collecte de la conduite :
émissions de PFC (totales) = émissions de PFC (conduite)/efficacité de collecte

L’efficacité de collecte est mesurée lorsque les facteurs d’émission spécifiques de l’installation sont définis. Elle est déterminée sur la base de la version la plus récente des indications concernant le niveau 3 figurant au point 4.4.2.4 des lignes directrices 2006 du GIEC.

Les émissions de CF4 et de C2 F6 rejetées par l’intermédiaire d’une conduite ou d’une cheminée sont calculées selon l’une des deux méthodes ci-après, en fonction des technologies de réduction des émissions employées. La méthode de calcul A est utilisée en cas d’enregistrement de la durée des effets d’anode en minutes par cuve-jour; la méthode de calcul B est utilisée en cas d’enregistrement de la surtension de l’effet d’anode.

Méthode de calcul A – méthode des pentes

En cas d’enregistrement de la durée des effets d’anode en minutes par cuve-jour (AEM), il convient d’appliquer les formules suivantes pour déterminer les émissions de PFC :

avec :
AEM … Durée des effets d’anode en minutes/cuve-jour
SEF CF4 … (1) Facteur d’émission de pente [(kg CF4 /t Al produite)/(durée des effets d’anode en minutes/cuve-jour)]
Pr Al … Production annuelle d’aluminium primaire [t]
F C 2 F 6 … Fraction massique de C2 F6 (t C2 F6 /t CF4 )
avec

Données d’activité

a) Production d’aluminium primaire

Niveau 1
La production d’aluminium primaire pendant la période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à ± 2,5 %.

Niveau 2
La production d’aluminium primaire pendant la période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à ± 1,5 %.

b) Durée des effets d’anode en minutes (AEM)
La durée des effets d’anode en minutes par cuve-jour exprime la fréquence des effets d’anode [nombre d’effets d’anode/cuve-jour] multipliée par la durée moyenne des effets d’anode [durée de l’effet d’anode en minutes/ événement] :
AEM = fréquence × durée moyenne

Niveau 1
La fréquence et la durée moyenne des effets d’anode pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale inférieure à ± 2,5 %.

Niveau 2
La fréquence et la durée moyenne des effets d’anode pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale inférieure à ± 1,5 %.

Facteur d’émission
Le facteur d’émission pour le CF4 (facteur d’émission de pente SEF CF4 ) exprime la quantité [kg] de CF4 émise par tonne d’aluminium produite par minute d’effet d’anode/cuve-jour. Le facteur d’émission (fraction massique F C2 F6) pour le C2 F6 exprime la quantité [t] de C2 F6 émise en proportion de la quantité [t] de CF4 émise.

Niveau 1
Les facteurs d’émission utilisés sont les facteurs d’émission spécifiques par technologie indiqués au tableau 1.

Tableau 1 : Facteurs d’émission spécifiques par technologie pour la méthode des pentes

Niveau 2
Il y a lieu d’utiliser les facteurs d’émission spécifiques par installation établis pour le CF4 et le C2 F6 au moyen de mesures in situ continues ou intermittentes. Ces facteurs d’émission seront déterminés sur la base de la version la plus récente des indications concernant le niveau 3 figurant au point 4.4.2.4 des lignes directrices 2006 du GIEC (2). Chacun de ces facteurs doit être déterminé avec une incertitude maximale de ± 15 %.
Les facteurs d’émission sont déterminés au moins tous les trois ans, et plus fréquemment si des modifications importantes apportées à l’installation l’exigent. On entend par “modification importante” une modification de la répartition des effets d’anode en termes de durée, ou une modification de l’algorithme de commande influant sur la gamme des types d’effets d’anode ou sur la nature de la procédure de suppression de l’effet d’anode.

Méthode de calcul B – méthode de la surtension :

En cas de mesure de la surtension de l’effet d’anode, les émissions de PFC seront déterminées au moyen des formules suivantes :

avec
OVC … Coefficient de surtension (“facteur d’émission”) exprimé en kg de CF4 par tonne d’aluminium produite par mV de surtension.
AEO … Surtension de l’effet d’anode par cuve [mV], définie comme l’intégrale de (temps × tension au-dessus de la tension-cible) divisée par le temps (durée) de collecte des données
CE … rendement de courant moyen du procédé de production d’aluminium [%]
Pr Al … Production annuelle d’aluminium primaire [t]
FC2 F6 … Fraction massique de C2 F6 (t C2 F6 /t CF4 )

Données d’activité

a) Production d’aluminium primaire

Niveau 1
La production d’aluminium primaire pendant la période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à ± 2,5 %.

Niveau 2
La production d’aluminium primaire pendant la période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à ± 1,5 %.

b) Surtension de l’effet d’anode

Le terme AEO/CE (surtension de l’effet d’anode/rendement de courant) exprime la surtension d’effet d’anode moyenne [mV de surtension], intégrée dans le temps, rapportée au rendement de courant moyen [%].

Niveau 1
La surtension de l’effet d’anode et le rendement de courant pendant la période de déclaration sont déterminés avec une incertitude maximale de ± 2,5 %.

Niveau 2
La surtension de l’effet d’anode et le rendement de courant pendant la période de déclaration sont déterminés avec une incertitude maximale de ± 1,5 %.
Facteur d’émission
Le facteur d’émission pour le CF4 (“coefficient de surtension” ou OVC) exprime la quantité [kg] de CF4 émise par tonne d’aluminium produite par millivolt de surtension [mV]. Le facteur d’émission pour le C2 F6 (fraction massique F C2 F6 ) exprime la quantité [t] de C2 F6 émise en proportion de la quantité [t] de CF4 émise.

Niveau 1
Les facteurs d’émission utilisés sont les facteurs d’émission spécifiques par technologie indiqués au tableau 2 :

Tableau 2 : Facteurs d’émission spécifiques par technologie pour les données d’activité de surtension

Niveau 2
Il y a lieu d’utiliser les facteurs d’émission spécifiques par installation établis pour le CF4 [(kg CF4 /t Al)/mV] et le C2 F6 [tC2 F6 /tCF4 ] au moyen de mesures in situ continues ou intermittentes. Ces facteurs d’émission seront déterminés sur la base de la version la plus récente des indications concernant le niveau 3 figurant au point 4.4.2.4 des lignes directrices 2006 du GIEC. Chacun (2) de ces facteurs doit être déterminé avec une incertitude maximale de ± 15 %.
Les facteurs d’émission sont déterminés au moins tous les trois ans, et plus fréquemment si des modifications importantes apportées à l’installation l’exigent. On entend par “modification importante” une modification de la répartition des effets d’anode en termes de durée, ou une modification de l’algorithme de commande influant sur la gamme des types d’effets d’anode ou sur la nature de la procédure de suppression de l’effet d’anode.

(1) Il est possible d’appliquer des facteurs d’émission de pente différents en cas d’utilisation de différents types de cuves.
(2) Institut international de l'aluminium, “ The Aluminium Sector Greenhouse Gas Protocol ” (protocole relatif aux gaz à effet de serre dans le secteur de l’aluminium), octobre 2006; Agence américaine pour la protection de l’environnement et Institut international de l’aluminium, “Protocol for Measurement of Tetrafluoromethane (CF4) and Hexafluoroethane (C2 F6) Émissions from Primary Aluminum Production” [protocole relatif à la mesure des émissions de tétrafluorométhane (CF4) et d’hexafluorométhane (C2 F6) liées à la production d’aluminium primaire], avril 2008. »

 

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Type
Décision communautaire
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abrogé
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