LIGNES DIRECTRICES GÉNÉRALES 
I. ― Méthodes fondées sur le calcul 
Les émissions de CO2 sont calculées soit au moyen de la formule suivante : 
Emissions de CO2 = données d'activité × facteur d'émission × facteur d'oxydation / conversion 
soit au moyen d'une autre méthode définie dans les lignes directrices spécifiques des annexes III à X. 
Dans cette équation, les émissions de combustion et de procédé sont spécifiées de la manière suivante : 
Emissions 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 : 
Emissions de CO2 = débit de combustible [t ou Nm ³] × pouvoir calorifique inférieur [TJ / t ou TJ / Nm ³] × facteur d'émission [t CO2 / TJ] × facteur d'oxydation 
Le calcul des émissions de combustion est décrit de manière détaillée à l'annexe III. 
Emissions 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 Nm ³. Le facteur d'émission est exprimé en [t CO2 / t ou t CO2 / Nm ³]. 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 Nm ³]. Il en résulte la formule de calcul suivante : 
Emissions de CO2 = données d'activité [t ou Nm ³] × facteur d'émission [t CO2 / t ou Nm ³] × facteur de conversion 
Le calcul des émissions de procédé est décrit de manière plus détaillée dans les lignes directrices spécifiques qui figurent aux annexes III à X. Toutes les méthodes de calcul des annexes III à X n'utilisent pas de facteur de conversion. 
Pour le calcul des émissions, pour chaque flux de matière ou de combustible, l'ensemble des paramètres devra refléter un même état de la matière ou du combustible considéré, de préférence l'état sec.
I-1. Données d'activité 
I-1. a. Les données d'activité englobent les informations sur les flux de matières, la consommation de combustibles, les matières entrantes ou la production. Elles sont généralement exprimées en contenu énergétique [TJ] ou [MW. h pcs] (elles peuvent également être exprimées en masse ou en volume [t ou Nm ³], voir le I-2) pour les combustibles et en masse ou volume pour les matières premières ou les produits [t ou Nm ³].
I-1. b.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 III à X.
I-1. c. 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 T = matières A + (matières D ― matières F) ― matières E 
dans laquelle : 
― matières T : matières transformées pendant la période de déclaration considérée ; 
― matières A : matières achetées pendant la période de déclaration considérée ; 
― matières D : stock de matières au début de la période de déclaration considérée ; 
― matières F : stock de matières à la fin de la période de déclaration considérée ; 
― matières E : matières exportées ou utilisées à d'autres fins. 
Lorsqu'il est techniquement impossible ou excessivement coûteux de déterminer les matières D  et les matières F  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.
I-1. d. 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.
I-2. Facteurs d'émission 
I-2. a. Les facteurs d'émission reposent sur la teneur en carbone des combustibles ou des matières entrantes et sont généralement exprimés en t CO2 / TJ pour les émissions de combustion, en t CO2 / t ou en t CO2 / Nm ³ pour les émissions de procédé. 
Dans un souci de transparence et de cohérence optimale avec les inventaires nationaux des émissions de gaz à effet de serre, il est recommandé pour les émissions de combustion d'utiliser préférentiellement des facteurs d'émission exprimés en t CO2 / TJ.
I-2. b. Un facteur de conversion de 3, 664 tCO2 / tC est utilisé pour convertir le carbone en équivalent CO2.
I-2. c. Les facteurs d'émission et les dispositions relatives à l'élaboration des facteurs d'émission spécifiques figurent au tableau 4 ci-dessous et au III de la présente annexe.
I-2. d. La biomasse est considérée comme ayant un bilan CO2 neutre. Un facteur d'émission de 0 [t CO2 / TJ ou t ou Nm ³] lui est appliqué. Une liste indicative des différents types de matières acceptées en tant que biomasse figure au tableau 3 ci-dessous. 
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 du III de la présente annexe. 
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 œuvre 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. 
Tableau 3. ― Matières considérées comme de la biomasse aux fins du présent arrêté 
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). 
Tallol brut, tallol et poix 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.
I-2. e. Le CO2 inhérent qui est transféré en tant que composant d'un combustible dans une installation relevant du système d'échange de quotas d'émission est comptabilisé dans le facteur d'émission défini pour ce combustible. 
Le CO2 inhérent, à l'exception de celui contenu dans les gaz visés au cinquième alinéa de l'article L. 229-7 du code de l'environnement 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 système d'échange de quotas d'émission. En tout état de cause, il doit être enregistré pour mémoire.
I-2. f. Le tableau 4 indique les facteurs d'émission indiqués par la France dans le dernier inventaire national remis au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques. 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. 
Tableau 4. ― Facteurs d'émission et PCI nationaux par défaut 
Les PCI et FE s'appliquent aux combustibles quels que soient leur humidité, leur teneur en cendres et leur taux de soufre. 
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO n° 145 du 22 / 06 / 2008 texte numéro 1 
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 
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO n° 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 JO n° 145 du 22 / 06 / 2008 texte numéro 1 
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO n° 145 du 22 / 06 / 2008 texte numéro 1 
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 : 
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO n° 145 du 22 / 06 / 2008 texte numéro 1 
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 
COMBUSTIBLE / MATIÈRE 
FRÉQUENCE DES ANALYSES 
Gaz naturel. 
Au moins hebdomadaire. 
Gaz de procédé (mélange de gaz de raffinerie, gaz de cokerie, gaz de haut fourneau et gaz de convertisseur). 
Au moins journalière, suivant les procédures appropriées aux différents moments de la journée. 
Fioul. 
Toutes les 20 000 tonnes, et au moins six fois par an. 
Charbon, charbon à coke, coke de pétrole. 
Toutes les 20 000 tonnes, et au moins six fois par an. 
Déchets solides (déchets fossiles purs ou mélange déchets issus de la biomasse / déchets fossiles). 
Toutes les 5 000 tonnes, et au moins quatre fois par an. 
Déchets liquides. 
Toutes les 10 000 tonnes, et au moins quatre fois par an. 
Minéraux carbonés (calcaire et dolomie, par exemple). 
Toutes les 50 000 tonnes, et au moins quatre fois par an. 
Argiles et schistes. 
Quantités de matières correspondant à 50000 tonnes de CO2, au moins quatre fois par an. 
Autres flux entrants et sortants comptabilisés dans le bilan massique (ne s'applique pas aux combustibles et aux agents réducteurs). 
Toutes les 20 000 tonnes, et au moins une fois par mois. 
Autres matières. 
Suivant le type de matière et la variation, quantités de matière correspondant à 50 000 tonnes de CO2, au moins quatre fois par an. 
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. 
(7) m ³ exprimés dans des conditions normales de température et de pression. 
(8) Le facteur d'émission de CO2 rapporté à l'énergie est identique pour les deux types de gaz.