Article AUTONOME (Arrêté du 31 mars 2008 relatif à la vérification et à la quantification des émissions déclarées dans le cadre du système d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre pour la période 2008-2012)

I-2.g. Le tableau 5 indique les rapports stœchiométriques utilisables pour convertir les données sur la composition en facteurs d'émission dans le cadre du calcul des émissions de procédés.

Tableau 5. ― Rapports stœchiométriques

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JOn° 145 du 22/06/2008 texte numéro 1

I-3. 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 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.

I-4. CO2 transféré

I-4.a. L'exploitant peut retrancher du niveau calculé des émissions de l'installation l'ensemble du 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, à condition que la déduction se traduise par une réduction correspondante pour l'activité et l'installation. La quantité respective de CO2 sera enregistrée pour mémoire. 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, de réfrigérant ou de 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 précipités de carbonates, par exemple ;
― carbonates intégrés dans un produit d'absorption en voie sèche par pulvérisation (SDAP) issu de l'épuration semi-sèche des effluents gazeux.
I-4.b. La masse du CO2 ou des carbonates transférés annuellement 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, à partir de la masse du produit concerné, carbonates ou urée.
I-4.c. Lorsqu'une partie du CO2 transféré est issu de la biomasse, ou lorsqu'une installation ne relève que partiellement du système d'échange de quotas d'émissions, 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 l'article R. 229-5 du code de l'environnement. Les méthodes d'imputation employées doivent se fonder sur des estimations prudentes.

I-5. Exigences minimales
Tableau 6. ― Niveaux de méthodes minimum devant être appliqués, sauf en cas d'impossibilité technique

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 145 du 22/06/2008 texte numéro 1

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II. ― Méthodes fondées sur la mesure
II-1. Taux d'échantillonnage

Des moyennes horaires, correspondant à une « heure de données valide », sont calculées, le cas échéant, pour les éléments nécessaires à la détermination des émissions ― conformément à l'annexe II ― en utilisant toutes les données valides 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 non valide. 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.

II-2. 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 :
Concentrations. Lorsqu'il est impossible d'obtenir une heure de données valide pour un paramètre mesuré directement en concentration, il est calculé une valeur de substitution Csubst pour l'heure en question, comme suit :

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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'inspection des installations classées. Le calcul de la moyenne arithmétique et de l'écart-type seront présentés à l'organisme vérificateur.
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 à l'organisme vérificateur avec les résultats calculés.

II-3. Vérification du calcul des émissions

Il convient, parallèlement à la détermination des émissions au moyen d'une méthode fondée sur la mesure, de déterminer les émissions annuelles de chaque gaz à effet de serre considéré par le calcul, selon la méthode suivante :
― 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.
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 III à X, 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.
Lorsque la comparaison avec les résultats obtenus par calcul indique clairement que les résultats de l'approche fondée sur les mesures ne sont pas valables, l'exploitant utilise les valeurs de substitution décrites dans la présente partie.

III. ― Détermination des données
et des facteurs spécifiques

Les dispositions de la présente partie ne sont contraignantes que pour les parties des lignes directrices qui y font expressément référence. Les dispositions de la présente partie sont sous réserve de celles de l'article 26.
Les procédures utilisées pour déterminer la composition de la matière, la fraction de biomasse, le pouvoir calorifique inférieur, la teneur en carbone, le facteur d'émission, le facteur d'oxydation 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 s'appliquent en l'absence de normes CEN, et les normes nationales en l'absence de normes ISO. 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 les paramètres mentionnés au précédent alinéa doit être conforme aux exigences définies au III-2 de la présente annexe.
La procédure d'échantillonnage et la fréquence des analyses pour la détermination de ces mêmes paramètres doivent respecter les exigences définies au III-3.
La documentation complète concernant les procédures utilisées par le laboratoire pour déterminer les paramètres mentionnés ci-dessus, ainsi que les résultats complets, doivent être conservés de façon à pouvoir être mis à la disposition de l'organisme vérificateur de la déclaration d'émissions.

III-1. 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 I-2.d de la présente annexe, par rapport à la masse totale du carbone contenu dans un échantillon.
Pour que des combustibles ou matières soient considérés comme biomasse pure et soient soumis aux dispositions de surveillance et de déclaration simplifiées prévues au IV de l'article 9, la fraction de la biomasse telle que définie ci-dessus doit être supérieure à 97 %.
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 décrites dans le plan de surveillance de l'installation.
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 proposer une méthode d'estimation dans le plan de surveillance de l'installation.

III-2. Exigences à remplir pour la détermination
des propriétés des combustibles et des matières
III-2.a. Utilisation de laboratoires accrédités

Le laboratoire chargé 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 doit être accrédité EN ISO 17025:2005.

III-2.b. 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 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. L'exploitant devra, en outre, 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 :
Validation. Chacune des méthodes d'analyse employées par le laboratoire non accrédité devra être validée par comparaison à la méthode de référence mise en œuvre par un laboratoire accrédité 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, 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.
Intercomparaison. Une intercomparaison des résultats des méthodes d'analyse sera réalisée au moins une fois par an avec un laboratoire accrédité EN ISO 17025:2005. Elle comportera, 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 (2s) entre les résultats finals obtenus par le laboratoire non accrédité et le laboratoire accrédité sera notifiée à l'inspection des installations classées et immédiatement levée sous la supervision d'un laboratoire accrédité EN ISO 17025:2005.

III-2.c. Analyseurs de gaz en ligne
et chromatographes 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 doit être indiquée dans le plan de surveillance de l'installation. 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. Toutefois, les règles de validation et de vérification des chromatographes utilisés par les fournisseurs d'énergie dans le cadre de transactions commerciales sont réputées satisfaire aux exigences du présent paragraphe.
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 ― Evaluation 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 :
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.
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 (2s) entre les résultats finals de l'analyseur de gaz ou du chromatographe en phase gazeuse et les résultats du laboratoire accrédité sera notifiée à l'inspection des installations classées et immédiatement levée sous la supervision d'un laboratoire accrédité EN ISO 17025:2005.

III-3. Méthodes d'échantillonnage 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 prélevés pendant une période donnée, 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 inférieure 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 7 ci-dessous. En cas d'impossibilité d'appliquer ces seuils, ou lorsque l'exploitant estime qu'ils ne sont pas adaptés, celui-ci pourra proposer une méthode d'échantillonnage avec une fréquence d'analyse spécifique. Ce choix devra être explicité et justifié dans le plan de surveillance de l'installation.

Tableau 7. ― Fréquence minimale indicative des analyses

IV. ― Conservation des données

Tout écart par rapport aux dispositions du présent chapitre IV devra être clairement indiqué dans le plan de surveillance. Si l'exploitant n'est pas en mesure d'appliquer une ou plusieurs de ces dispositions, il doit le justifier dans le plan de surveillance, et engager une démarche permettant la régularisation de sa situation avant le 30 septembre 2009.
L'exploitant d'une installation doit, pour toutes les sources d'émission et/ou tous les flux liés aux activités visées à l'article R. 229-5 du code de l'environnement, 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 R. 229-20 du code de l'environnement.
Les données qui ne font pas partie de la déclaration d'émissions annuelle ne doivent être ni déclarées ni rendues publiques.
Afin que l'organisme vérificateur ou une autre tierce partie 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 susvisée.
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 etles changements temporaires ou permanents concernant la méthode de surveillance et les niveaux de méthode acceptés par le préfet ;
― 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 ;
― 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'inspection des installations classées 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 SMC ;
― les données brutes et agrégées fournies par le SMC, 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 SMC.

V. ― Contrôle

Les modalités de contrôle des émissions sont sous réserve des dispositions de l'article 26.
Tout écart par rapport aux dispositions du présent chapitre V devra être clairement indiqué dans le plan de surveillance. Si l'exploitant n'est pas en mesure d'appliquer une ou plusieurs de ces dispositions, il doit le justifier dans le plan de surveillance, et engager une démarche permettant la régularisation de sa situation avant le 30 septembre 2009.

V-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 accepté, 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.

V-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 accepté, 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 œuvre par les responsables de la déclaration d'émissions annuelle. Ce système de contrôle comprend les éléments suivants :
― 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 dans la déclaration d'émissions annuelle, ainsi que d'irrégularités par rapport au plan de surveillance accepté, à l'autorisation et aux lignes directrices ;
― 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 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 accepté, dans le permis et dans les présentes lignes directrices soient respectées dans le système mis en œuvre.

V-3. Activités de contrôle

Afin de contrôler et de réduire le risque inhérent et le risque de contrôle conformément au V-2, l'exploitant définit et met en œuvre des activités de contrôle conformément aux points V-3.a à V-3.f ci-après.

V-3.a. 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 V-1 et aux activités de contrôle prévues aux points V-3.b à V-3.f, comprenant notamment :
― la séquence et l'interaction des activités de collecte et de traitement des données prévues au point V-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 V-2 ;
― la gestion des compétences nécessaires pour prendre en charge les responsabilités assignées conformément au point V-3.a ;
― l'assurance de la qualité des instruments de mesure et des équipements informatiques utilisés, le cas échéant, conformément au point V-3.b ;
― les analyses internes des données déclarées, conformément au point V-3.c ;
― les procédés externalisés, conformément au point V-3.d ;
― les corrections et les mesures correctives, conformément au point V-3.e ;
― les registres et la documentation, conformément au point V-3.f.
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 ;
― les intrants et les extrants, avec mise en évidence du lien avec l'activité précédente et suivante ;
― la fréquence.
Les procédures doivent être de nature à réduire les risques répertoriés.

V-3.b. 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 V-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. 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 œuvre, 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 V-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.

V-3.c. 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 V-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 l'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.

V-3.d. 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 V-2. L'exploitant doit définir des exigences appropriées pour les résultats et les méthodes, et analyser la qualité fournie.

V-3.e. Corrections et mesures correctives

Lorsqu'il apparaît qu'une partie des activités de gestion du flux de données ou des activités de contrôle 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 V-2.

V-3.f. Registres et documentation

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 et 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 au IV 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 V-2.

A N N E X E I I
INCERTITUDES
I. ― Méthodes fondées sur le calcul

La présente partie est sous réserve de l'article 26. L'exploitant doit connaître les principales sources d'incertitude lors du calcul des émissions.
I-1. Dans le cas de la méthode fondée sur le calcul, la combinaison des niveaux pour chaque flux de l'installation ainsi que tous les autres aspects concernant la méthode de surveillance sont approuvés au moment de l'acceptation du plan de surveillance par le préfet. De même, l'incertitude résultant directement de l'application correcte de la méthode de surveillance est également approuvée. 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.
I-2. 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.
I-3. Les flux annuels de combustibles/matières consommés doivent être déterminés en intégrant, le cas échéant, l'effet des variations de stock.
Dans le cas des matières ou combustibles marchands, les exploitants peuvent déterminer l'incertitude sur 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 telles que la composition moyenne du combustible ou la variation des stocks. Les informations communiquées par les fournisseurs sont réputées avoir la précision requise.
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 III à X du présent arrêté.
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, 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 :

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 145 du 22/06/2008 texte numéro 1

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, l'organisme vérificateur s'assurera de la bonne application de la méthode de surveillance acceptée et vérifiera le traitement et la réduction des incertitudes résiduelles au moyen des procédures de contrôle et d'assurance de la qualité mises en œuvre par l'exploitant.

II. ― Méthodes fondées sur la mesure

Comme l'indique l'article 3, 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. Il doit pour ce faire rapporter 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'inspection des installations classées peut approuver l'emploi par l'exploitant d'un SMC 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 le plan de surveillance de l'installation. Ce faisant, elle accepte l'incertitude résultant directement de l'application correcte de la méthode de surveillance acceptée.
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'inspection des installations classées, 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. 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, l'organisme vérificateur s'assurera de la bonne application de la méthode de surveillance acceptée et vérifiera le traitement et la réduction des incertitudes résiduelles au moyen des procédures de contrôle et d'assurance de la qualité mises en œuvre par l'exploitant.

A N N E X E I I I
LIGNES DIRECTRICES APPLICABLES
AUX ÉMISSIONS DE COMBUSTION

Cette annexe définit les modalités spécifiques pour la déclaration des émissions de CO2 des installations suivantes :
― activités relevant du I-A de l'article R. 229-5 du code de l'environnement : installations de combustion d'une puissance thermique supérieure à 20 MW, à l'exception des installations de gestion de déchets dangereux ou de déchets municipaux ;
― activités relevant du I-B ou du II de l'article R. 229-5 du code de l'environnement : installations de combustion, quelle que soit leur puissance thermique.
La surveillance des émissions dues aux procédés de combustion vise 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.

I. ― Identification des sources et flux

Les installations de combustion et les procédés d'épuration émettant du CO2 qui doivent être pris en compte dans le calcul des émissions diffèrent selon l'activité considérée.
I-1. Installations de combustion et procédés d'épuration relevant du I-B ou du II du tableau de l'article R. 229-5 du code de l'environnement
Est à prendre en compte tout équipement ou machine consommant du combustible, sous réserve de l'article 3 du présent arrêté.
Cela comprend notamment les chaudières, les brûleurs, les turbines, les appareils de chauffage, les hauts-fourneaux, les incinérateurs, les fours, les sécheurs, les étuves, les moteurs, les torchères et les laveurs (émissions dues aux procédés d'épuration mettant en œuvre des carbonates).
I-2. Installations de combustion et procédés d'épuration relevant du I-A du tableau de l'article R. 229-5 du code de l'environnement
I.-2.a. Sont à prendre en compte, sous réserve du I-2.b ci-dessous :
― toutes les chaudières, turbines et moteurs à combustion ;
― les installations de combustion utilisées pour la fabrication d'éthylène ou de propylène ;
― les installations de combustion liées à la fabrication de noir de carbone et connexes à celles-ci ;
― les torchères destinées à exploiter le pétrole et le gaz dans des stations en mer, pour l'exploration, l'analyse, le stockage et le traitement de ces substances, ainsi que les torchères dans des terminaux de réception terrestres du pétrole et du gaz exploités dans ces stations ;
― les installations de combustion utilisées dans la fabrication de la laine de roche ;
― les installations de séchage direct utilisées sur les sites de fabrication de produits amylacés et de produits laitiers.
I-2.b. Les équipements suivants sont exclus de la surveillance des émissions :
― les installations utilisant de façon directe un produit de combustion dans un procédé de fabrication, notamment les fours industriels et les installations de réchauffement ou de séchage directs ;
― les dispositifs de régénération des catalyseurs de craquage ;
― les dispositifs de conversion de l'hydrogène sulfuré en soufre ;
― les réacteurs utilisés dans l'industrie chimique ;
― les chaudières de secours destinées uniquement à alimenter des systèmes de sécurité ou à prendre le relais de l'installation principale en cas de défaillance ou lors d'une opération de maintenance de celle-ci ;
― les groupes électrogènes utilisés exclusivement en alimentation de secours.

II. ― Calcul des émissions de combustion
II-1. Activités générales de combustion

Les émissions de CO2 provenant des installations de combustion sont calculées selon la formule suivante. Le calcul doit être effectué pour chaque combustible et pour chaque activité :

Emissions de CO2 (tCO2) = CC × PCI* × FE × FO

(*) pour le gaz naturel, on pourra utiliser le PCS.
avec :
― CC : quantité de combustible consommé au cours de la période de déclaration (t ou Nm³) ;
― PCI : pouvoir calorifique inférieur du combustible (TJ/t ou TJ/Nm³) ;
― PCS : pouvoir calorifique supérieur du combustible (MW.h/Nm³) ;
― FE : facteur d'émission du combustible (tc°2/TJ PCI ou tc°2/MW.h PCS pour le gaz naturel) ;
― FO : facteur d'oxydation du combustible.
L'exploitant peut aussi utiliser des facteurs d'émission exprimés en tc°2/Nm³combustible ou tc°2/tcombustible, la formule à appliquer est alors la suivante :

Emissions de CO2 = CC × FE × FO

Pour le gaz naturel, c'est également cette formule qui s'applique lorsque l'exploitant utilise une quantité de combustible consommé (CC) exprimée en MW.h PCS et un facteur d'émission exprimé en kgCO2/MW.h PCS.
Les quantités de combustibles consommés et les pouvoirs calorifiques doivent être exprimés sur des bases homogènes (teneur en eau, avec ou sans cendres).

II-1.a. Données d'activité (combustible consommé)

II-1.b. Pouvoir calorifique inférieur

II-1.c. Facteur d'émission

II-1.d. Facteur d'oxydation

II-2. Méthode du bilan massique pour la production
de noir de carbone et les 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 :

Emissions de CO2 [t CO2] = (intrants ― produits ― exportations
― variation des stocks) * 3,664

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 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 dans l'atmosphère ;
― variation des stocks [t C] : l'augmentation des stocks de carbone dans les limites de l'installation.
Le calcul se fait de la manière suivante :

Emissions de CO2 (t CO2) = [∑ (données d'activitéintrants *
teneur en carboneintrants) ― ∑ (données d'activitéproduits *
teneur en carboneproduits) ― ∑ (données d'activitéexportations *
teneur en carboneexportations)― ∑ (données d'activitévariation des stocks *
teneur en carbonevariation des stocks)] * 3,664
II-2.a. Données d'activité

II-2.c. Teneur en carbone

II-3. Torchères

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), selon la formule :

Emissions de CO2 = données d'activité × FE × FO
II-3.a. Données d'activité

II-3.b. Facteur d'émission

II-3.c. Facteur d'oxydation

III. ― Calcul des émissions de procédé

Les émissions de CO2 dues à l'emploi de carbonate pour désulfurer les effluents gazeux sont calculées soit à partir du carbonate acheté, soit à partir du gypse produit. Ces deux méthodes de calcul sont équivalentes.
Le calcul est effectué comme suit :

Emissions de CO2 (tco2) = DA × FE × FC
[A]

avec :
― DA : données d'activités pour le procédé d'épuration ;
― FE : facteur d'émission pour le procédé d'épuration ;
― FC : facteur de conversion.
Il convient d'utiliser un facteur de conversion lorsque le facteur d'émission ne reflète pas la proportion de carbone oxydée. Par défaut, il sera pris égal à 1.
L'élaboration de facteurs de conversion spécifiques devra être faite conformément aux dispositions du III de l'annexe I.

III-1. Méthode basée sur la quantité de carbonates employée

La quantité de CO2 émise au cours du procédé d'épuration est calculée selon la formule [A] visée plus plus haut, où :
― la donnée d'activité correspond à la quantité de carbonate sec (exprimée en tonnes) consommée par an par le procédé d'épuration. Cette quantité est mesurée par l'exploitant ou le fournisseur avec une incertitude maximale de ± 7,5 % ;
― le facteur d'émission correspond à l'application des rapports stœchiométriques de conversion des carbonates [t CO2/t carbonate sec] indiqués dans le tableau 5 de l'annexe I. La valeur peut être ajustée en fonction de la teneur en humidité du carbonate employé et des gangues.

III-2. Méthode basée sur la quantité de gypse produite

La quantité de CO2 émise au cours du procédé d'épuration est calculée selon la formule [A] visée plus haut, où :
― la donnée d'activité correspond à la quantité de gypse sec (exprimée en tonnes) produit par an par le procédé d'épuration. Cette quantité est mesurée par l'exploitant ou le fournisseur avec une incertitude maximale de ± 7,5 % ;
― le facteur d'émission correspond à l'application du rapport stœchiométrique du gypse déshydraté (CaSO4, 2H2O) et du CO2 dans le procédé, soit FE = 0,2558 t CO2/t gypse.

IV. ― Mesure des émissions de combustion

Il convient d'appliquer les dispositions de l'annexe XI.

V. ― Calcul des émissions par défaut

Le calcul par défaut sera basé sur la puissance installée de l'installation de combustion. Si l'arrêté d'exploitation précise le combustible utilisé, l'administration pourra utiliser la formule spécifique au combustible mentionné.
En cas d'utilisation de plusieurs combustibles, la formule correspondant au combustible le plus majorant parmi les combustibles consommés sera utilisée. En cas d'absence de précision sur le combustible utilisé, la formule correspondant au calcul des émissions pour une installation au charbon (cas le plus pénalisant pour l'exploitant) sera utilisée.
Dans les formules suivantes, P/installée correspond à la puissance thermique nominale de l'installation exprimée en MW :
Installation fonctionnant au charbon :

émissions (t CO2/an) = 2736 × Pinstallée ;

installation fonctionnant au fioul lourd :

émissions (t CO2/an) = 2246 × Pinstallée ;

Installation fonctionnant au fioul domestique :

émissions (t CO2/an) = 2160 × Pinstallée ;

Installation fonctionnant au gaz naturel :

émissions (t CO2 /an) = 1642 x Pinstallée.
A N N E X E I V
LIGNES DIRECTRICES SPÉCIFIQUES
RAFFINERIES DE PÉTROLE

Cette annexe définit les modalités spécifiques pour la déclaration des émissions de CO2 des raffineries de pétrole, mentionnées à l'article R. 229-5 du code de l'environnement.

I. ― Identification des sources et flux

La surveillance des émissions d'une installation englobe toutes les émissions dues aux installations de combustion et de procédés mises en œuvre dans les raffineries et couvertes par l'arrêté préfectoral d'exploitation.

II. ― Calcul des émissions de combustion

Les émissions de combustion seront calculées conformément à l'annexe III.

III. ― Calcul des émissions de procédé

III-2. Production d'hydrogène

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 selon la formule suivante :

Emissions de CO2 (tCO2) = Données_d'activitéint rants × FE

La donnée d'activité correspond à la quantité d'hydrocarbures traitée.

III-2.a. Données d'activité

III-2.b. Facteur d'émission

IV. ― Mesure des émissions de combustion

Il convient d'appliquer les dispositions de l'annexe XI.

V. ― Calcul des émissions par défaut

La formule retenue pour le calcul par défaut des émissions des raffineries est :

Emissions (tCO2/an) = Capacité de traitement de la raffinerie
(t brut/an) × 0,23

La capacité de traitement est celle fixée par l'arrêté préfectoral d'autorisation.

A N N E X E V
LIGNES DIRECTRICES SPÉCIFIQUES
COKERIES
PRODUCTION ET TRANSFORMATION
DE MÉTAUX FERREUX

Cette annexe définit les modalités spécifiques pour la déclaration des émissions de CO2 des cokeries, des installations de grillage ou de frittage de minerai métallique, et des installations de production de fonte et d'acier, mentionnées à l'article R. 229-5 du code de l'environnement.
Ces trois types d'installation peuvent faire partie d'aciéries dans lesquelles elles sont directement reliées entre elles, ce qui entraîne des échanges d'énergie et de matières intenses et réguliers (gaz de haut-fourneau, gaz de cokerie, coke, par exemple). Si l'autorisation préfectorale délivrée à l'installation englobe la totalité de l'aciérie, et pas seulement un type d'installation, les émissions de CO2 de l'ensemble de l'aciérie intégrée peuvent également être surveillées, en appliquant la méthode du bilan massique indiquée au point II 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 III.
Deux méthodes de calcul peuvent être appliquées par l'exploitant : le bilan massique (cf. II ci-après) ou le calcul différencié par source (cf. III et IV ci-après).
Dans le cas de complexe intégré, l'exploitant pourra appliquer l'une ou l'autre de ces deux méthodes sur tout ou partie de ces sources. Dans le cas où l'exploitant choisirait la méthode du bilan massique, le détail des émissions par source ne sera pas exigé.

I. ― Identification des sources et flux

Les installations sidérurgiques visées par le présent règlement sont :
― les cokeries ;
― les installations de grillage et de frittage de minerai métallique ;
― les unités de production de fonte et d'acier.
Dans les installations sidérurgiques, les émissions de CO2 proviennent notamment des sources suivantes :
― matières premières (coke, charbon, carbonates, fonte...) ;
― combustibles (gaz naturel, coke, gaz de haut-fourneau...) ;
― agents réducteurs (coke, charbon...) ;
― consommation d'électrodes de graphite.

II. ― 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 :

Emissions 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 :

Emissions de CO2 [t CO2] =
[∑ (données d'activitéintrants × teneur en carboneintrants) ―
∑ (données d'activitéproduits × teneur en carboneproduits) ―
∑ (données d'activitéexportations × teneur en carboneexportations) ―
∑ (données d'activitévariations des stocks ×
teneur en carbonevariations des stocks)] × 3,664

L'exploitant doit respecter les dispositions du III de l'annexe I pour tout ce qui concerne l'échantillonnage représentatif des combustibles, des produits et sous-produits et l'estimation de leur teneur en carbone et de l'humidité. La comptabilité des matières et combustibles solides (charbon, coke...) sera corrigée de l'humidité.
L'exploitant déclarera également le contenu énergétique des différents flux de matière et de combustible.
L'acier contient des quantités de carbone qui sont extrêmement faibles. Le carbone contenu dans les aciers entrant et sortant n'a pas à être pris en compte dans le bilan carbone.
Les teneurs en carbone associées aux charbons seront déterminées selon les principes ci-dessous :
― si les tas de charbons sont homogènes et correspondent aux chargements de bateaux identifiés, la teneur en carbone associée est celle des analyses effectuées sur le chargement ;
― si les tas de charbons ne sont pas homogènes (c'est-à-dire correspondent au stockage indifférencié de différentes livraisons de charbon), un coefficient moyen pondéré de teneur en carbone peut être retenu sur la base des analyses et des tonnages des chargements. Ce calcul peut être appliqué si l'exploitant réalise une analyse de la teneur en charbon des stocks annuellement pour s'assurer de la cohérence du coefficient moyen pondéré, et qu'il applique cette méthode dans le cas de combustibles de qualité stable, la variabilité de cette qualité devant être documentée.

II-1. Données d'activité

II-2. Teneur en carbone

III. ― Calcul des émissions de combustion par type d'activité

Pour les cokeries, les émissions des procédés de combustion mettant en œuvre des combustibles (coke, charbon, gaz naturel, par exemple) qui ne sont pas inclus dans la méthode du bilan massique seront calculées conformément à l'annexe III.
Pour les installations de grillage ou de frittage de minerai métallique et les installations de production de fonte et d'acier, les émissions des procédés de combustion 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 III.

IV. ― Calcul des émissions de procédé par type d'activité
IV-1. Cokeries

Le calcul se fait de la manière suivante :

Emissions de CO2 [t CO2] =
[∑ (données d'activitéintrants × FEintrants) ―
∑ (données d'activitéextrants × FEextrants)
IV-1.a. Données d'activité

IV-1.b. Facteur d'émission

IV-2. Installations de production de fonte et d'acier

Le calcul se fait de la manière suivante :

Emissions de CO2 [t CO2] =
∑ (données d'activitéintrants × FEintrants) ―
∑ (données d'activitéextrants × FEextrants)
IV-2.a. Données d'activité

IV-2.b. Facteur d'émission

Tableau 8. ― Facteurs d'émission de référence

IV-3. Installations de grillage
ou de frittage de minerai métallique

Le calcul se fait de la manière suivante :

Emissions de CO2 [t CO2] =
∑ (données d'activitéintrants du procédé × FE × FC)
IV-3.a. Données d'activité

IV-3.b. Facteur d'émission

IV-3.c. Facteur de conversion

V. ― Mesure des émissions de CO2

Il convient d'appliquer les dispositions de l'annexe XI.

VI. ― Calcul des émissions par défaut

Deux formules sont proposées en fonction du type de l'installation concernée : aciérie électrique ou aciérie à l'oxygène. Pour cette dernière on considérera l'ensemble des émissions du site intégré. La capacité de production est celle fixée par l'arrêté préfectoral d'autorisation.
Les formules retenues pour le calcul par défaut des émissions sont :
Aciérie électrique
Emissions (tCO2/an) = Capacité de production de l'aciérie électrique (tacier/an) × 0,5
Site sidérurgique intégré
Emissions (tCO2/an) = Capacité de production du site intégré (tacier ou tfonte/an) × 2

A N N E X E V I
LIGNES DIRECTRICES SPÉCIFIQUES
PRODUCTION DE CIMENT CLINKER

Cette annexe définit les modalités spécifiques pour la déclaration des émissions de CO2 des installations de production de ciment clinker, mentionnées à l'article R. 229-5 du code de l'environnement.
Pour le calcul des émissions de CO2 issues de la décarbonatation, seules les émissions directes de CO2 sont retenues, les émissions indirectes (achat de clinker, laitier, cendres ou électricité externe) ne sont pas comptabilisées.

I. ― Identification des sources et flux

Lors de la fabrication du ciment et du clinker, les émissions de CO2 ont deux origines :
― émissions liées à la combustion :
― combustibles fossiles classiques alimentant les fours ;
― combustibles fossiles dérivés et autres combustibles carbonés de substitution ;
― combustibles issus de la biomasse (déchets de la biomasse) ;
― combustibles consommés dans des équipements connexes (hors fours) ;
― épuration des effluents gazeux ;
― émission liées au procédé :
― calcination des carbonates contenus dans les matières premières.

II. ― Calcul des émissions de combustion

Les émissions de combustion seront calculées conformément à l'annexe III.
Dans les fours à ciment, la combustion incomplète des combustibles fossiles est négligeable, en raison des températures de combustion très élevées, du temps de séjour prolongé dans les fours et de la faible teneur en carbone résiduel du clinker. Le carbone contenu dans les combustibles alimentant les fours doit donc être considéré comme totalement oxydé (facteur d'oxydation = 1).

III. ― Calcul des 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 ;
― de la calcination partielle ou totale des poussières des fours à ciment ou des poussières de by-pass retirées du procédé ;
― et, dans certains cas, du carbone non issu de carbonates présent dans les matières premières.
Le CO2 dégagé lors de la calcination des poussières des fours à ciment ou de by-pass doit être pris en compte pour les installations dans lesquelles ces poussières quittent le système du four (voir III-2), de même que les émissions potentielles liées au carbone non issu de carbonates présent dans la farine crue (voir III-3). Les émissions liées à la production de clinker, aux poussières des fours à ciment ou de by-pass dans les matières entrantes sont calculées séparément et ajoutées au total des émissions :

Emissions de CO2 total procédé =
émissions de CO2 clinker + émissions de CO2 poussières
+ émissions de CO2 carbone non issu de carbonates
III-1. Emissions de CO2 liées à la production de clinker

Deux méthodes sont disponibles pour déterminer les émissions de CO2 issues de la décarbonatation :
― la méthode A basée sur la teneur en carbonates des matières utilisées pour alimenter le procédé ;
― la méthode B basée sur la production de clinker.
Ces méthodes sont considérées comme équivalentes et chacune d'elles peut être utilisée par l'exploitant pour procéder à une validation croisée des résultats.
L'exploitant ne peut passer d'une méthode à l'autre que s'il est en mesure de démontrer que ce changement permettra d'accroître ou maintenir la précision de la surveillance et de la quantification des émissions.

III-1.a. Méthode A : matières entrantes

Le calcul se fonde sur la teneur en carbonate des matières utilisées pour alimenter le procédé (y compris les cendres volantes ou le laitier de haut fourneau), les poussières des fours à ciment et de by-pass étant déduites de la consommation de matières premières et les émissions correspondantes étant calculées conformément au III-2 de la présente annexe, dans le cas où les poussières des fours à ciment et de by-pass quittent le système du four. Le carbone non issu de carbonates étant pris en compte dans cette méthode, le III-3 de la présente annexe ne s'applique pas.
Les émissions de CO2 sont calculées selon la formule suivante :

émissions CO2 clinker = ∑ [données activité ×
facteur d'émission × facteur de conversion]
i) Données d'activité

ii) Facteur d'émission

iii) Facteur de conversion

III-1.b. Méthode B : quantité de clinker produite

Le calcul se fonde sur la quantité de clinker produite.
Les émissions de CO2 sont calculées selon la formule suivante :

émissions CO2 clinker = données activité ×
facteur d'émission × facteur d'oxydation
i) 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 du III 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 de by-pass et les poussières des fours à ciment ;
― soit sur la base du clinker consommé pour la fabrication 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] =
clinker consommé pour la fabrication du ciment [t]
― clinker fourni [t] + clinker expédié [t]
― variation du stock de clinker [t]

ii) Facteur d'émission

iii) Facteur de conversion

III-2. Emissions de CO2 liées aux poussières éliminées

Le CO2 provenant des poussières de by-pass ou des poussières des fours à ciment 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 :

émissions de CO2 poussières = données d'activité × facteur d'émission
III-2.a. Données d'activité

III-2.b. Facteur d'émission

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 145 du 22/06/2008 texte numéro 1

III-3. Emissions de CO2 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 :

émissions de CO2 carbone non issu de carbonates dans la farine crue =
données d'activité × facteur d'émission × facteur de conversion
III-3.a. Données d'activité

III-3.b. Facteur d'émission

III-3.c. Facteur de conversion

IV. ― Mesure des émissions de CO2

Il convient d'appliquer les dispositions de l'annexe XI.

V. ― Calcul des émissions par défaut

La formule retenue pour le calcul par défaut des émissions des installations de production de clinker est :

émissions (t CO2/an) = capacité de production
de la cimenterie (t clinker/an) × 0,9

La capacité de production est celle fixée par l'arrêté préfectoral d'autorisation.

A N N E X E V I I
LIGNES DIRECTRICES SPÉCIFIQUES
PRODUCTION DE CHAUX

Cette annexe définit les modalités spécifiques pour la déclaration des émissions de CO2 des installations destinées à la production de chaux, mentionnées à l'article R. 229-5 du code de l'environnement.
Pour le calcul des émissions de CO2 issues de la décarbonatation, seules les émissions directes de CO2 sont retenues, les émissions indirectes telles que l'électricité externe ne sont pas comptabilisées car déclarées par ailleurs.

I. ― Identification des sources et flux

Lors de la fabrication de chaux, les émissions de CO2 ont deux origines :
― émissions liées à la combustion :
― combustibles fossiles classiques alimentant les fours ;
― combustibles fossiles dérivés et autres combustibles carbonés de substitution ;
― combustibles issus de la biomasse (déchets de la biomasse) ;
― autres combustibles ;
― épuration des effluents gazeux ;
― émission liées au procédé :
― calcination du calcaire et de la dolomie contenus dans les matières premières.

II. ― Calcul des émissions de combustion

Les émissions de combustion seront calculées conformément à l'annexe III.

III. ― Calcul des 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, du CO2 se dégage des carbonates contenus dans les matières premières. Le CO2 provenant de la calcination est directement lié à la production de chaux.
Au niveau de l'installation le CO2 provenant de la calcination peut être calculé selon deux méthodes :
― une méthode A basée sur la teneur en carbonates contenus dans les matières utilisées (principalement calcaire et dolomie) convertis lors du procédé de fabrication ;
― une méthode B basée sur la quantité d'oxydes alcalino-terreux contenus dans la chaux produite.
Ces méthodes sont considérées comme équivalentes et chacune d'elles peut être utilisée par l'exploitant pour procéder à une validation croisée des résultats.
L'exploitant ne peut passer d'une méthode à l'autre que s'il est en mesure de démontrer que ce changement permettra d'accroître ou maintenir la précision de la surveillance et de la déclaration des émissions.

III-1. Méthode A : Carbonates

Le calcul se fonde sur la quantité de carbonate de calcium et de carbonate de magnésium présente dans les matières premières consommées.
Les émissions de CO2 sont calculées selon la formule suivante :

émissions CO2 = ∑ [données activitéint rants × facteur d'émission × facteur de conversion]
III-1.a. Données d'activité

III-1.b. Facteur d'émission

III-1.c. Facteur de conversion

III-2. Méthode 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 produite. 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 contenant du CaO ou du MgO. La poussière de four à chaux sortant du système du four est prise en compte de manière appropriée.
Les émissions de CO2 sont calculées selon la formule suivante :

émissions CO2 = ∑ [données activitéextrants
× facteur d'émission × facteur de conversion]
III-2.a. Données d'activité

III-2.b. Facteur d'émission

III-2.c. Facteur de conversion

IV. ― Mesure des émissions de CO2

Il convient d'appliquer les dispositions de l'annexe XI.

V. ― Calcul des émissions par défaut

La formule par défaut retenue pour le calcul des émissions des installations de production de chaux est :

Emissions (tCO2/an) = Capacité de production de l'installation (tchaux/an) × 1,1

La capacité de production est celle fixée par l'arrêté préfectoral d'autorisation.

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LIGNES DIRECTRICES SPÉCIFIQUES
PRODUCTION DE VERRE

Cette annexe définit les modalités spécifiques pour la déclaration des émissions de CO2 des installations destinées à la production de verre, mentionnées à l'article R. 229-5 du code de l'environnement. Elle s'applique également aux installations destinées à la production de verres solubles et de laine de roche.
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 III.

I. ― Identification des sources et flux

Dans les installations de production de verre, les émissions de CO2 peuvent avoir deux origines :
― émissions liées à la combustion :
― combustibles fossiles classiques consommés sur le site (fuel lourd et gaz naturel) ;
― autres combustibles (par exemple propane, butane) ;
― émissions de procédé :
― transformation des carbonates contenus dans la matière première ;
― additifs contenant du carbone (par exemple coke sous ses diverses formes).

II. ― Calcul des émissions de combustion

Les émissions de combustion seront calculées conformément à l'annexe III.

III. ― Calcul des émissions de procédé

Le CO2 est libéré lors de la fusion dans le four 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 four 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 :

émissions CO2 = ∑ [données activité × facteur d'émission]
+ ∑ [additif × facteur d'émission]
III-1. Données d'activité

III-2. Facteur d'émission

IV. ― Mesure des émissions de CO2

Il convient d'appliquer les dispositions de l'annexe XI.

V. ― Calcul des émissions par défaut

Les émissions de CO2 des verreries sont très dépendantes du type de verre fabriqué (verre plat, verre d'emballage, verre domestique et flaconnage, fibres de verre [renforcement], laine de verre, verre technique et autres).
La capacité de production est celle fixée par l'arrêté préfectoral d'autorisation.
Les formules par défaut retenues pour le calcul des émissions sont les suivantes :
Verre plat :
Emissions (tCO2/an) = Capacité de production de la verrerie (t/an) × 0,75
Verre d'emballage (bouteilles et pots) :
Emissions (tCO2/an) = Capacité de production de la verrerie (t/an) × 0,7
Verre domestique, flaconnage :
Emissions (tCO2/an) = Capacité de production de la verrerie (t/an) × 1,7
Laine de verre :
Emissions (tCO2/an) = Capacité de production de la verrerie (t/an) × 0,6
Fibres de renforcement :
Emissions (tCO2/an) = Capacité de production de la verrerie (t/an) × 1
Verres techniques et autres :
Emissions (tCO2/an) = Capacité de production de la verrerie (t/an) × 1,3

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LIGNES DIRECTRICES SPÉCIFIQUES
FABRICATION DE PRODUITS CÉRAMIQUES

Cette annexe définit les modalités spécifiques pour la déclaration des émissions de CO2 des installations destinées à la fabrication par cuisson de produits céramiques, mentionnées à l'article R. 229-5 du code de l'environnement.
Pour le calcul des émissions de CO2 issues de la décarbonatation, seules les émissions directes de CO2 sont retenues, les émissions indirectes telles que l'électricité externe ne sont pas comptabilisées, car déclarées par ailleurs.

I. ― Identification des sources et flux

Lors de la fabrication de produits céramiques par cuisson, les émissions de CO2 ont deux origines :
― émissions liées à la combustion :
― combustibles fossiles classiques alimentant les fours ;
― combustibles fossiles dérivés et matières premières de substitution ;
― combustibles issus de la biomasse (déchets de la biomasse) ;
― autres combustibles ;
― émission du procédé :
― calcination du calcaire et de la dolomie contenus dans les matières premières ;
― matières organiques contenues dans les matières premières argileuses ;
― additifs destinés à augmenter la porosité (sciure de bois, résidus de l'industrie papetière ou polystyrène) ;
― additifs destinés à améliorer les caractéristiques physico-chimiques des produits en œuvre (CaCO3, BaCO3) ;
― calcaire destiné à réduire les polluants atmosphériques.

II. ― Calcul des émissions de combustion

Les émissions de combustion seront calculées conformément à l'annexe III.

III. ― Calcul des 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 = émissions de CO2 matières entrantes
+ émissions de CO2 épuration des effluents gazeux
III-1. Emissions 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.

III-1.a. Méthode 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.
Les émissions de CO2 sont calculées selon la formule suivante :

émissions CO2 = ∑ [données activitéintrants
× facteur d'émission × facteur de conversion]
i) Données d'activité

ii) Facteur d'émission

iii) Facteur de conversion

III-1.b. Méthode B : Oxydes alcalino-terreux

La calcination du CO2 est calculée à partir des quantités de céramiques produites et du CaO, du MgO et des 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.
Les émissions de CO2 sont calculées selon la formule suivante :

émissions CO2 = ∑ [données activité × facteur d'émission
× facteur de conversion]
i) Données d'activité

ii) Facteur d'émission

iii) Facteur de conversion

émissions de CO2 = données d'activité × facteur d'émission
III-2.a. Données d'activité

III-2.b. Facteur d'émission

IV. ― Mesure des émissions de CO2

Il convient d'appliquer les dispositions de l'annexe XI.

V. ― Calcul des émissions par défaut

La formule par défaut retenue pour le calcul des émissions des installations de production de produits céramiques est :

Emissions (tCO2/an) = Capacité de production
de l'installation (t de produit fabriqué) × 0,48

La capacité de production est celle fixée par l'arrêté préfectoral d'autorisation.
Toutefois, compte tenu de la variabilité des émissions spécifiques des différents process, un coefficient d'émission spécifique adapté pourra être appliqué.

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LIGNES DIRECTRICES SPÉCIFIQUES
PRODUCTION DE PAPIER ET PÂTE À PAPIER

Cette annexe définit les modalités spécifiques pour la déclaration des émissions de CO2 des installations destinées à la fabrication de papier et de pâte à papier, mentionnées à l'article R. 229-5 du code de l'environnement.
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 III.

I. ― Identification des sources et flux

Lors de la production de pâte à papier et papier, les émissions de CO2 ont deux origines :
― émissions liées à la combustion :
― chaudières, turbines à gaz et autres appareils de combustion produisant de la vapeur ou de l'électricité ;
― chaudières de régénération et autres appareils brûlant de la liqueur noire ;
― incinérateurs ;
― fours à chaux et fours de calcination ;
― épuration des effluents gazeux ;
― sécheurs consommant du gaz ou d'autres combustibles fossiles (par exemple, sécheurs à infrarouge) ;
― émissions du procédé :
― émissions dues à l'utilisation de carbonates comme produit chimique d'appoint.
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, n'entre pas dans le champ de la présente annexe.

II. ― Calcul des émissions de combustion

Les émissions de combustion seront calculées conformément à l'annexe III.

III. ― Calcul des émissions de procédé

Les émissions de procédé sont dues à l'utilisation de carbonates comme produits chimiques d'appoint. Bien que les pertes de sodium et de calcium du système de récupération et de la zone de caustification soient généralement compensées par des 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 suppose que le carbone contenu dans ces substances chimiques est émis sous forme de CO2 par le four à chaux ou le four de récupération. Ces émissions sont déterminées en supposant que la totalité du carbone contenue dans le CaCO3 et le Na2CO3 utilisés dans les zones de récupération et de caustification est émise dans l'atmosphère.
Un apport de calcium est nécessaire en raison des pertes en provenance de la zone de caustification, et il peut être noté que ces pertes sont pour la plupart sont sous forme de carbonate de calcium.
Dans le cas où les apports ne sont pas sous forme de chaux mais de carbonate, les émissions de CO2 du procédé sont déterminées à l'aide de la formule suivante :

émissions CO2 = ∑ [données activité × facteur d'émission]
III-1. Données d'activité

III-2. Facteur d'émission

IV. ― Mesure des émissions de CO2

Il convient d'appliquer les dispositions de l'annexe XI.

V. ― Calcul des émissions par défaut

Compte tenu de la part très marginale des émissions liées aux procédés et du manque de données relatives à ces émissions, seules les émissions de la combustion seront prises en compte dans le calcul des émissions par défaut. Elles seront déterminées conformément au V de l'annexe III.

A N N E X E X I
LIGNES DIRECTRICES
POUR LA MESURE EN CONTINU DES ÉMISSIONS

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 145 du 22/06/2008 texte numéro 1

avec :
― concentration de GES : la concentration de GES dans les effluents gazeux est déterminée par mesure continue en un point représentatif ;
― débit volumique des effluents gazeux : le débit volumique des effluents gazeux secs peut être déterminé au moyen de l'une des méthodes ci-après.
La concentration et le débit volumique doivent être exprimés dans des conditions homogènes de température et de pression, sur gaz sec, et rapportés à la même teneur en oxygène.

MÉTHODE A

Le débit volumique des effluents gazeux Qe est calculé suivant la méthode du bilan massique, en tenant compte de tous les paramètres importants, tels que, notamment, les charges de matières entrantes, le débit d'air entrant, le rendement du procédé, et, côté sortie, la quantité de produit fabriquée, les concentrations de O2, SO2, NOx.
La méthode de calcul employée doit être approuvée par l'inspection des installations classées dans le cadre de l'évaluation du plan de surveillance et de la méthode de surveillance qu'il prévoit.

MÉTHODE B

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