LISTE DES ANNEXES

ANNEXE I

LIGNES DIRECTRICES GÉNÉRALES

TABLE DES MATIÈRES

1. Introduction

2. Définitions

3. Principes applicables en matière de surveillance et de déclaration

4. Surveillance des émissions de gaz à effet de serre

4.1. Limites

4.2. Méthodes fondées sur le calcul et la mesure

4.3. Plan de surveillance

5. Méthodes fondées sur le calcul pour les émissions de CO 2

5.1. Formules de calcul

5.2. Niveaux de méthode

5.3. Méthodes alternatives

5.4. Données d'activité

5.5. Facteurs d'émission

5.6. Facteurs d'oxydation et de conversion

5.7. CO 2 transféré

6. Méthodes fondées sur la mesure

6.1. Généralités

6.2. Niveaux pour les méthodes fondées sur la mesure

6.3. Autres procédures et exigences à respecter

7. Évaluation de l'incertitude

7.1. Calcul

7.2. Mesure

8. Déclaration

9. Conservation des données

10. Contrôle et vérification

10.1. Collecte et traitement des données

10.2. Système de contrôle

10.3. Activités de contrôle

10.3.1. Procédures et responsabilités

10.3.2. Assurance de la qualité

10.3.3. Analyses et validation des données

10.3.4. Procédés externalisés

10.3.5. Corrections et mesures correctives

10.3.6. Registres et documentation

10.4. Vérification

10.4.1. Principes généraux

10.4.2. Méthode de vérification

11. Facteurs d'émission

12. Liste des biomasses neutres en CO 2

13. Détermination des données et des facteurs spécifiques

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

13.2. Détermination des facteurs d'oxydation spécifiques

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

13.4. Détermination de la fraction issue de la biomasse

13.5. Exigences à remplir pour la détermination des propriétés des combustibles et des matières

13.5.1. Utilisation de laboratoires accrédités

13.5.2. Utilisation de laboratoires non accrédités

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

13.6. Méthodes d'échantillonnage et fréquence des analyses

14. Format de déclaration

14.1. Identification de l'installation

14.2. Vue d'ensemble des activités

14.3. Émissions de combustion (méthode par calcul)

14.4. Émissions de procédé (méthode par calcul)

14.5. Méthode du bilan massique

14.6. Méthode par mesure

15. Catégories aux fins de la déclaration

15.1. Format de déclaration du GIEC

15.2. Codes des catégories de sources

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

1. INTRODUCTION

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

2. DÉFINITIONS

Les définitions de la directive 2003/87/CE s'appliquent aux fins de la présente annexe et des annexes II à XII de la présente décision.

1) En outre, les définitions de base suivantes s'appliquent: a) «activités»: les activités visées à l'annexe I de la directive 2003/87/CE; b) «autorité compétente»: l'autorité ou les autorités compétentes désignées conformément à l'article 18 de la directive 2003/87/CE; c) «source d'émission»: une partie (point ou procédé) séparément identifiable d'une installation à partir de laquelle sont émis les gaz à effet de serre concernés; d) «flux»: un type particulier de combustible, matière première ou produit dont la consommation ou la production donne lieu à des émissions des gaz à effet de serre concernés à partir d'une ou plusieurs sources d'émission; e) «méthode de surveillance»: l'ensemble des méthodes utilisées par un exploitant pour déterminer les émissions d'une installation donnée; f) «plan de surveillance»: une documentation détaillée, complète et transparente concernant la méthode de surveillance d'une installation donnée et couvrant notamment les activités de collecte et de traitement des données, ainsi que le système mis en place pour en contrôler la justesse; g) «niveau»: un élément spécifique d'une méthode servant à déterminer les données d'activité, les facteurs d'émission et d'oxydation ou les facteurs de conversion; h) «annuelle»: une période durant une année civile, du 1er janvier au 31 décembre; i) «période de déclaration»: une année civile pendant laquelle les émissions doivent être surveillées et déclarées; j) «période d'échanges»: une phase pluriannuelle du système d'échange de quotas d'émission (par exemple 2005-2007 ou 2008-2012) pour laquelle l'État membre établit un plan national d'allocation de quotas conformément à l'article 11, paragraphes 1 et 2, de la directive 2003/87/CE.

2) Les définitions suivantes s'appliquent en ce qui concerne les émissions, les combustibles et les matières: a) «émissions de combustion»: les émissions de gaz à effet de serre survenant lors de la réaction exothermique d'un combustible avec l'oxygène; b) «émissions de procédé»: les émissions de gaz à effet de serre autres que les émissions de combustion résultant de réactions intentionnelles et non intentionnelles entre les substances ou de leur transformation, telles que la réduction chimique ou électrolytique des minerais métalliques, la décomposition thermique des substances et la fabrication de substances destinées à être utilisées en tant que produits ou matières de base; c) «CO2 inhérent»: le CO2 qui entre dans la composition d'un combustible; d) «prudent»: un ensemble d'hypothèses défini de manière à éviter toute sous-estimation des émissions annuelles; e) «lot»: une quantité de combustibles ou de matières échantillonnée et caractérisée de manière représentative et transférée en un seul chargement ou de manière continue pendant une période de temps donnée; f) «combustibles marchands»: les combustibles d'une composition donnée qui sont commercialisés couramment et librement, si le lot concerné a fait l'objet d'une transaction commerciale entre des parties économiquement indépendantes, dont tous les combustibles marchands ordinaires, le gaz naturel, le fioul léger et lourd, le charbon et le coke de pétrole; g) «matières marchandes»: les matières d'une composition donnée qui sont commercialisées couramment et librement, si le lot concerné a fait l'objet d'une transaction commerciale entre des parties économiquement indépendantes; h) «combustible marchand ordinaire»: les combustibles marchands normalisés au niveau international dont l'intervalle de confiance à 95 % est de ± 1 % pour le pouvoir calorifique déclaré, dont le gazole, le fioul léger, l'essence, le pétrole lampant, le kérosène, l'éthane, le propane et le butane.

3) Les définitions suivantes s'appliquent en ce qui concerne les mesures: a) «précision»: le degré de concordance entre le résultat d'une mesure et la valeur réelle de la grandeur à mesurer (ou une valeur de référence déterminée de manière empirique au moyen de matériels d'étalonnage et de méthodes normalisées reconnus à l'échelle internationale et traçables), compte tenu à la fois des facteurs aléatoires et systématiques; b) «incertitude»: un paramètre, associé au résultat de la détermination d'une grandeur et exprimé en pourcentage, caractérisant la dispersion des valeurs qui pourraient raisonnablement être attribuées à la grandeur en question, compte tenu des effets des facteurs aussi bien systématiques qu'aléatoires, et auquel est associé un niveau de confiance de 95 %, en prenant en compte l'asymétrie potentielle de la distribution des valeurs; c) «moyenne arithmétique»: la somme de toutes les valeurs formant un ensemble, divisée par le nombre d'éléments de cet ensemble; d) «mesure»: un ensemble d'opérations ayant pour objet de déterminer la valeur d'une grandeur; e) «instrument de mesure»: un dispositif destiné à être utilisé pour effectuer des mesures, seul ou en association avec d'autres dispositifs; f) «système de mesure»: un ensemble complet d'instruments de mesure et d'autres équipements, tels que les équipements d'échantillonnage et de traitement des données, utilisés pour la détermination de variables comme les données d'activité, la teneur en carbone, le pouvoir calorifique ou le facteur d'émission des émissions de CO2; g) «étalonnage»: l'ensemble des opérations qui déterminent, dans des conditions données, les rapports entre les valeurs indiquées par un instrument ou un système de mesure, ou les valeurs représentées par une mesure matérialisée ou un matériel de référence, et les valeurs correspondantes d'une grandeur découlant d'une norme de référence; h) «mesure continue des émissions»: un ensemble d'opérations ayant pour objet de déterminer la valeur d'une grandeur au moyen de mesures périodiques (plusieurs fois par heure), en recourant soit à des mesures in situ au niveau de la cheminée, soit à des procédures d'extractions au moyen d'un instrument de mesure situé à proximité de la cheminée; sont exclues les méthodes de mesure fondées sur le prélèvement d'échantillons isolés dans la cheminée; i) «conditions standard»: une température de 273,15 K (soit 0 oC) et une pression de 101 325 Pa définissant des normo-mètres cubes (Nm3).

4) Les définitions suivantes s'appliquent en ce qui concerne les méthodes fondées sur le calcul et les méthodes fondées sur la mesure pour les émissions de CO2: a) «coûts excessifs»: des coûts disproportionnés par rapport aux avantages globaux d'une mesure, tels que déterminés par l'autorité compétente. S'agissant du choix des niveaux, le seuil peut être défini comme étant la valeur des quotas par rapport à l'amélioration du niveau de précision. Pour les mesures améliorant la qualité des émissions déclarées mais n'exerçant aucun impact direct sur leur précision, on peut considérer que le coût excessif correspond à une fraction dépassant un seuil indicatif de 1 % de la valeur moyenne des données d'émission disponibles déclarées pour la période d'échanges précédente. À défaut, des données provenant d'installations représentatives menant des activités identiques ou comparables sont utilisées comme référence et adaptées en fonction de la capacité des installations concernées; b) «techniquement réalisable»: le fait que les ressources techniques nécessaires pour répondre aux besoins d'un système proposé puissent être acquises par l'exploitant en temps voulu; c) «flux de minimis»: un groupe de flux mineurs défini par l'exploitant d'une installation et dont les émissions conjointes ne dépassent pas 1 kilotonne de CO2 d'origine fossile par an, ou dont la contribution totale représente moins de 2 % (jusqu'à un maximum de 20 kilotonnes de CO2 d'origine fossile par an) des émissions annuelles totales de CO2 d'origine fossile de cette installation avant déduction du CO2 transféré, la valeur retenue étant la plus élevée en termes d'émissions absolues; d) «flux majeurs»: un groupe de flux n'appartenant pas au groupe des «flux mineurs»; e) «flux mineurs»: les flux définis par l'exploitant d'une installation et dont les émissions conjointes ne dépassent pas 5 kilotonnes de CO2 d'origine fossile par an, ou dont la contribution totale représente moins de 10 % (jusqu'à un maximum de 100 kilotonnes de CO2 d'origine fossile par an) des émissions annuelles totales de CO2 d'origine fossile de cette installation avant déduction du CO2 transféré, la valeur retenue étant la plus élevée en termes d'émissions absolues; f) «biomasse»: les matières organiques non fossilisées et biodégradables provenant de plantes, d'animaux et de micro-organismes, et notamment les produits, sous-produits, résidus et déchets issus de l'agriculture, de la sylviculture et des secteurs connexes, ainsi que les fractions organiques non fossilisées et biodégradables des déchets industriels et municipaux, et notamment les gaz et les liquides issus de la décomposition de matières organiques non fossilisées et biodégradables; g) «pur»: dans le cas d'une substance, le fait qu'une matière ou un combustible soit composé à 97 % au moins (en masse) de la substance ou de l'élément indiqué — la classification commerciale correspondante étant «purum». Dans le cas de la biomasse, il s'agit de la fraction de carbone issu de la biomasse par rapport à la quantité totale de carbone contenue dans le combustible ou la matière; h) «méthode du bilan énergétique»: une méthode permettant d'évaluer la quantité d'énergie utilisée comme combustible dans une chaudière, calculée en additionnant la chaleur utilisable et l'ensemble des pertes d'énergie survenant par rayonnement et transmission, ainsi que par l'intermédiaire des effluents gazeux.

5) Les définitions suivantes s'appliquent en ce qui concerne le contrôle et la vérification: a) «risque de contrôle»: la possibilité qu'un paramètre de la déclaration d'émissions annuelle comporte des assertions inexactes significatives qui ne seront pas évitées ou détectées et corrigées à temps par le système de contrôle; b) «risque de détection»: le risque que le vérificateur ne détecte pas une irrégularité ou une inexactitude significatives; c) «risque inhérent»: la possibilité qu'un paramètre de la déclaration d'émissions annuelle comporte des inexactitudes significatives, en supposant qu'il n'y a pas d'activités de contrôle connexes; d) «risque d'audit»: le risque que le vérificateur exprime un avis incorrect. Le risque d'audit est fonction des risques inhérents, des risques de contrôle et du risque de détection; e) «assurance raisonnable»: un degré d'assurance élevé mais non absolu, exprimé formellement dans l'avis, quand à la présence ou à l'absence d'inexactitudes significatives dans la déclaration d'émissions soumise à vérification et quant à la présence ou à l'absence d'irrégularités significatives au niveau de l'installation; f) «seuil de signification»: le niveau ou seuil quantitatif à appliquer pour parvenir à un avis approprié sur les données d'émission communiquées dans la déclaration d'émissions annuelle; g) «degré d'assurance»: la mesure dans laquelle le vérificateur estime, dans les conclusions de la vérification, qu'il a été prouvé que les informations communiquées dans la déclaration d'émissions annuelle comportent ou ne comportent pas d'inexactitude significative; h) «irrégularité»: tout acte ou omission, intentionnel ou non, au niveau de l'installation soumise à vérification, qui est contraire aux prescriptions du plan de surveillance approuvé par l'autorité compétente dans le cadre de l'autorisation de l'installation; i) «irrégularité significative»: une irrégularité, par rapport aux exigences du plan de surveillance approuvé par l'autorité compétente dans le cadre de l'autorisation de l'installation, qui pourrait entraîner un traitement différent de l'installation par l'autorité compétente; j) «inexactitude significative»: une inexactitude (omission, déclaration inexacte ou erreur, hormis l'incertitude admissible) dans la déclaration d'émissions annuelle dont le vérificateur estime, dans l'exercice de ses fonctions, qu'elle pourrait exercer une influence sur le traitement réservé par l'autorité compétente à la déclaration d'émissions annuelle, par exemple lorsque l'inexactitude dépasse le seuil de signification; k) «accréditation»: dans le contexte de la vérification, la délivrance, par un organisme d'accréditation, d'une déclaration reposant sur une décision arrêtée à l'issue de l'évaluation détaillée d'un vérificateur, attestant formellement qu'il dispose des compétences et de l'indépendance nécessaires pour effectuer des vérifications conformément à des exigences données; l) «vérification»: les activités menées par un vérificateur afin d'être en mesure d'émettre un avis conformément à l'article 15 et à l'annexe V de la directive 2003/87/CE; m) «vérificateur»: un organisme de vérification compétent, indépendant et accrédité chargé de mener à bien le processus de vérification et de rendre compte à ce sujet, conformément aux exigences détaillées définies par l'État membre conformément à l'annexe V de la directive 2003/87/CE.

3. PRINCIPES APPLICABLES EN MATIÈRE DE SURVEILLANCE ET DE DÉCLARATION

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

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

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

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

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

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

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

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

4. SURVEILLANCE DES ÉMISSIONS DE GAZ À EFFET DE SERRE

4.1. LIMITES

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

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

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

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

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

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

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

4.2. MÉTHODES FONDÉES SUR LE CALCUL ET LA MESURE

Conformément à l'annexe IV de la directive 2003/87/CE, les émissions peuvent être déterminées par l'une ou l'autre des méthodes ci-après:

— une méthode fondée sur le calcul, qui permet de déterminer les émissions provenant des flux sur la base de données d'activité obtenues au moyen de systèmes de mesure et de paramètres complémentaires issus d'analyses de laboratoire ou de facteurs standard,

— une méthode fondée sur la mesure, qui permet de déterminer les émissions provenant d'une source en mesurant en continu la concentration du gaz à effet de serre concerné dans les effluents gazeux, ainsi que le débit des effluents gazeux.

L'exploitant peut proposer d'employer une méthode fondée sur la mesure s'il peut démontrer:

— qu'elle donne normalement, pour les émissions annuelles de l'installation, une valeur plus précise qu'une autre méthode fondée sur le calcul, sans pour autant entraîner des coûts excessifs, et

— que la comparaison entre la méthode fondée sur la mesure et la méthode fondée sur le calcul repose sur un ensemble identique de sources et de flux d'émission.

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

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

4.3. PLAN DE SURVEILLANCE

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

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

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

Sous réserve de la partie 16, le plan de surveillance doit comporter les éléments suivants:

a) la description de l'installation et des activités qui y sont menées et qui doivent être surveillées;

b) des informations sur les responsabilités en matière de surveillance et de déclaration au sein de l'installation;

c) la liste des sources et flux d'émission à surveiller, pour chaque activité menée dans l'installation;

d) une description de la méthode fondée sur le calcul ou de la méthode fondée sur la mesure utilisée;

e) la liste et la description des niveaux de méthode appliqués aux données d'activité, aux facteurs d'émission et aux facteurs d'oxydation et de conversion, pour chacun des flux à surveiller;

f) la description, les caractéristiques et la localisation exacte des équipements de mesure destinés à être utilisés, pour chacun des flux à surveiller;

g) des éléments établissant le respect des seuils d'incertitude définis pour les données d'activité et les autres paramètres (le cas échéant), pour les niveaux de méthode appliqués pour chaque flux;

h) la description, le cas échéant, de la méthode d'échantillonnage des combustibles et des matières choisie pour déterminer, pour chacun des flux, le pouvoir calorifique inférieur, la teneur en carbone, le facteur d'émission, le facteur d'oxydation et le facteur de conversion, ainsi que la teneur en biomasse;

i) la description des sources documentaires ou des méthodes d'analyse envisagées pour déterminer, pour chacun des flux, les pouvoirs calorifiques inférieurs, la teneur en carbone, le facteur d'émission, le facteur d'oxydation, le facteur de conversion ou la teneur en biomasse;

j) le cas échéant, la liste et la description des laboratoires non accrédités et des procédures d'analyse correspondantes, accompagnées de la liste des mesures d'assurance qualité mises en œuvre, telles que les comparaisons interlaboratoires décrites au point 13.5.2;

k) le cas échéant, la description des systèmes de mesure continue des émissions qui seront mis en œuvre pour surveiller une source d'émission, à savoir les points de mesure, la fréquence des mesures, les équipements utilisés, les procédures d'étalonnage, les méthodes de collecte et de stockage des données, ainsi que l'approche adoptée pour corroborer les calculs et la déclaration des données d'activité, des facteurs d'émission, etc.;

l) le cas échéant, en cas d'application de la «méthode alternative» (point 5.3): une description détaillée de l'approche et de l'analyse d'incertitude, si cette question n'est pas déjà couverte par les rubriques a) à k) de la présente liste;

m) une description des procédures de collecte et de traitement des données et des activités de contrôle, ainsi qu'une description des activités (voir points 10.1 à 10.3);

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

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

Toute modification importante de la méthode de surveillance prévue dans le plan de surveillance est subordonnée à l'approbation de l'autorité compétente si elle concerne:

— un changement dans le classement de l'installation tel qu'il figure au tableau 1,

— le passage, pour la détermination des émissions, d'une méthode fondée sur le calcul à une méthode fondée sur la mesure, et inversement,

— un accroissement du degré d'incertitude des données d'activité ou d'autres paramètres (le cas échéant) nécessitant un changement de niveau.

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

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

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

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

5. MÉTHODES FONDÉES SUR LE CALCUL POUR LES ÉMISSIONS DE CO2

5.1. FORMULES DE CALCUL

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

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

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

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

Émissions de combustion

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

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

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

Émissions de procédé

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

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

Le calcul des émissions de procédé est décrit de manière plus détaillée dans les lignes directrices spécifiques qui figurent aux annexes II à XI. Toutes les méthodes de calcul des annexes II à XI n'utilisent pas de facteur de conversion.

5.2. NIVEAUX DE MÉTHODE

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

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

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

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

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

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

L'exploitant devra sans tarder proposer des modifications portant sur les niveaux de méthode dans les cas suivants:

— les données accessibles ont changé, ce qui permet de déterminer les émissions de manière plus précise,

— un nouveau type d'émission est apparu,

— la gamme des combustibles ou des matières premières concernés s'est considérablement modifiée,

— des erreurs dues à la méthode de surveillance ont été détectées dans les données,

— l'autorité compétente a demandé une modification.

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

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

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

Tableau 1

Exigences minimales

(«s.o.» signifie «sans objet»)

Colonne A: «installations de catégorie A» [c'est-à-dire les installations dont les émissions annuelles déclarées moyennes pendant la période d'échanges précédente (ou une estimation ou projection prudente, si les émissions déclarées ne sont pas disponibles ou ne sont plus applicables) sont inférieures ou égales à 50 kilotonnes de CO2 d'origine fossile avant déduction du CO2 transféré].

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

Colonne C: «installations de catégorie C» [c'est-à-dire les installations dont les émissions annuelles déclarées moyennes pendant la période d'échanges précédente (ou une estimation ou projection prudente, si les émissions déclarées ne sont pas disponibles ou ne sont plus applicables) sont supérieures à 500 kilotonnes de CO2 d'origine fossile avant déduction du CO2 transféré].

Données d'activité Facteur d'émission Données sur la composition Facteur d'oxydation Facteur de conversion Flux de combustible Pouvoir calorifique inférieur Annexe/activité A B C A B C A B C A B C A B C A B C II: Combustion Combustibles marchands ordinaires 2 3 4 2a/2b 2a/2b 2a/2b 2a/2b 2a/2b 2a/2b s.o. s.o. s.o. 1 1 1 s.o. s.o. s.o. Autres combustibles gazeux et liquides 2 3 4 2a/2b 2a/2b 3 2a/2b 2a/2b 3 s.o. s.o. s.o. 1 1 1 s.o. s.o. s.o. Combustibles solides 1 2 3 2a/2b 3 3 2a/2b 3 3 s.o. s.o. s.o. 1 1 1 s.o. s.o. s.o. Méthode du bilan massique pour la production de noir de carbone et les terminaux de traitement du gaz 1 2 3 s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. 1 2 2 s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. Torchères 1 2 3 s.o. s.o. s.o. 1 2a/b 3 s.o. s.o. s.o. 1 1 1 s.o. s.o. Épuration Carbonate 1 1 1 s.o. s.o. s.o. 1 1 1 s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. Gypse 1 1 1 s.o. s.o. s.o. 1 1 1 s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o.





Données d'activité Facteur d'émission Données sur la composition Facteur de conversion Flux de matières Pouvoir calorifique inférieur A B C A B C A B C A B C A B C III: Raffineries Régénération des catalyseurs de craquage catalytique 1 1 1 s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. Production d'hydrogène 1 2 2 s.o. s.o. s.o. 1 2 2 s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. IV: Cokeries Bilan massique 1 2 3 s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. 2 3 3 s.o. s.o. s.o. Combustible employé pour alimenter le procédé 1 2 3 2 2 3 2 3 3 s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. V: Grillage et frittage de minerai métallique Bilan massique 1 2 3 s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. 2 3 3 s.o. s.o. s.o. Apport de carbonates 1 1 2 s.o. s.o. s.o. 1 1 1 s.o. s.o. s.o. 1 1 1 VI: Fer et acier Bilan massique 1 2 3 s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. 2 3 3 s.o. s.o. s.o. Combustible employé pour alimenter le procédé 1 2 3 2 2 3 2 3 3 s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. VII: Ciment Sur la base de la charge du four 1 2 3 s.o. s.o. s.o. 1 1 1 s.o. s.o. s.o. 1 1 2 Production de clinker 1 1 2 s.o. s.o. s.o. 1 2 3 s.o. s.o. s.o. 1 1 2. Poussières des fours à ciment (CKD) 1 1 2 s.o. s.o. s.o. 1 2 2 s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. Carbone non issu de carbonates 1 1 2 s.o. s.o. s.o. 1 1 2 s.o. s.o. s.o. 1 1 2 VIII: Chaux Carbonates 1 2 3 s.o. s.o. s.o. 1 1 1 s.o. s.o. s.o. 1 1 2 Oxydes alcalino-terreux 1 1 2 s.o. s.o. s.o. 1 1 1 s.o. s.o. s.o. 1 1 2. IX: Verre Carbonates 1 1 2 s.o. s.o. s.o. 1 1 1 s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. X: Céramique Apports de carbone 1 1 2 s.o. s.o. s.o. 1 2 3 s.o. s.o. s.o. 1 1 2 Oxyde alcalin 1 1 2 s.o. s.o. s.o. 1 2 3 s.o. s.o. s.o. 1 1 2 Épuration 1 1 1 s.o. s.o. s.o. 1 1 1 s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. XI: Papier et pâte à papier Méthode standard 1 1 1 s.o. s.o. s.o. 1 1 1 s.o. s.o. s.o. s.o. s.o. s.o.

5.3. MÉTHODES ALTERNATIVES

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

L'analyse d'incertitude quantifie les incertitudes de tous les paramètres et variables utilisés pour le calcul du niveau d'émission annuel en tenant compte du Guide ISO pour l'expression de l'incertitude de mesure (1995) (2) et de la norme ISO 5168:2005. L'analyse doit être réalisée avant l'approbation du plan de surveillance par l'autorité compétente sur la base des données de l'année précédente, et doit être actualisée chaque année. Cette actualisation annuelle est préparée parallèlement à la déclaration d'émissions annuelle, et est soumise à vérification.

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

Tableau 2

Seuils d'incertitude globaux alternatifs

Catégorie d'installation Seuil d'incertitude à respecter pour la valeur des émissions annuelles totales A ±7,5 % B ±5,0 % C ±2,5 %

5.4. DONNÉES D'ACTIVITÉ

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

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

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

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

dans laquelle:

matières C : matières transformées pendant la période de déclaration considérée matières P : matières achetées pendant la période de déclaration considérée matières S : stock de matières au début de la période de déclaration considérée matières E : stock de matières à la fin de la période de déclaration considérée matières O : matières utilisées à d'autres fins (transport ou revente)

Lorsqu'il est techniquement impossible ou excessivement coûteux de déterminer les «matières S» et les «matières E» par des mesures directes, l'exploitant peut évaluer ces deux quantités en se fondant

— sur les données des années précédentes et sur des corrélations avec la production obtenue pendant l'année de déclaration, ou

— sur des méthodes documentées et sur les données correspondantes figurant dans les états financiers vérifiés couvrant la période de déclaration.

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

5.5. FACTEURS D'ÉMISSION

Les facteurs d'émission reposent sur la teneur en carbone des combustibles ou des matières entrantes et sont exprimés en t CO2/TJ (émissions de combustion), en t CO2/t ou en t CO2/Nm3 (émissions de procédé).

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

Le facteur de conversion suivant (3) (3,664) [t CO2/t C] est utilisé pour convertir le carbone en équivalent CO2.

Les facteurs d'émission et les dispositions relatives à l'élaboration des facteurs d'émission spécifiques figurent dans les parties 11 et 13 de la présente annexe.

La biomasse est considérée comme ayant un bilan CO2 neutre. Un facteur d'émission de 0 [t CO2/TJ ou t ou Nm3] lui est appliqué. Une liste indicative des différents types de matières acceptées en tant que biomasse figure à la partie 12 de la présente annexe.

Un facteur d'émission pondéré sera appliqué pour les combustibles ou les matières contenant à la fois du carbone d'origine fossile et du carbone issu de la biomasse. Ce facteur sera défini en fonction de la part de carbone d'origine fossile dans la teneur en carbone totale du combustible. Ce calcul devra être transparent et documenté conformément aux règles et aux procédures de la partie 13 de la présente annexe.

Le CO2 inhérent qui est transféré en tant que composant d'un combustible dans une installation relevant du SCEQE (système communautaire d'échange de quotas d'émission) (par exemple gaz de haut fourneau, gaz de cokerie ou gaz naturel) est comptabilisé dans le facteur d'émission défini pour ce combustible.

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

5.6. FACTEURS D'OXYDATION ET DE CONVERSION

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

5.7. CO2 TRANSFÉRÉ

Sous réserve de l'approbation de l'autorité compétente, 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 que l'État membre concerné déclare dans l'inventaire national soumis au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques. La quantité respective de CO2 sera enregistrée pour mémoire. Les États membres doivent notifier les installations concernées à la Commission européenne dans le cadre des obligations qui leur incombent en vertu de l'article 21 de la directive 2003/87/CE. 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.

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).

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

6. MÉTHODES FONDÉES SUR LA MESURE

6.1. GÉNÉRALITÉS

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

Les procédures suivies pour mesurer les concentrations et les débits massiques ou volumiques doivent, le cas échéant, être conformes à une méthode normalisée permettant de limiter le biais d'échantillonnage et de mesure, et dont le degré d'incertitude de mesure est connu. Il conviendra, si elles existent, d'utiliser les normes du CEN (Comité européen de normalisation). En l'absence de normes CEN, il conviendra d'appliquer les normes ISO (Organisation internationale de normalisation) ou les normes nationales appropriées. En l'absence de normes applicables, les procédures sont si possible menées conformément aux projets de normes appropriés ou aux lignes directrices sur les meilleures pratiques publiées par l'industrie.

Les normes ISO appropriées sont notamment les suivantes:

— ISO 12039:2001 «Émissions de sources fixes — Détermination de la concentration de monoxyde de carbone, de dioxyde de carbone et d'oxygène — Caractéristiques de fonctionnement et étalonnage de systèmes automatiques de mesure»,

— ISO 10396:2006 «Émissions de sources fixes — Échantillonnage pour la détermination automatique des concentrations de gaz»,

— ISO 14164:1999 «Émissions de sources fixes — Détermination du débit-volume des courants gazeux dans des conduites — Méthode automatisée».

La fraction des émissions de CO2 mesurées issue de la biomasse doit être soustraite suivant la méthode de calcul et enregistrée pour mémoire (voir partie 14 de la présente annexe).

6.2. NIVEAUX POUR LES MÉTHODES FONDÉES SUR LA MESURE

Les exploitant d'installations doivent utiliser le niveau le plus élevé prévu à l'annexe XII pour chaque source d'émission visée dans l'autorisation d'émettre des gaz à effet de serre et dont les émissions de gaz à effet de serre sont déterminées au moyen d'un SMC.

Un niveau immédiatement inférieur ne pourra être appliqué pour la source d'émission concernée que s'il est prouvé, à la satisfaction de l'autorité compétente, que l'application du niveau le plus élevé est techniquement impossible ou qu'elle entraînerait des coûts excessifs. Le niveau choisi doit donc, pour chaque source d'émission, refléter le niveau de précision le plus élevé pouvant être techniquement atteint sans entraîner de coûts excessifs. Le choix des niveaux nécessite l'approbation de l'autorité compétente (voir point 4.3).

Pour les périodes de déclaration 2008-2012, le niveau minimal à appliquer est le niveau 2 de l'annexe XII, sauf en cas d'impossibilité technique.

6.3. AUTRES PROCÉDURES ET EXIGENCES À RESPECTER

a) 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 XII — en utilisant tous les relevés de données horaires 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 pro rata des relevés de données restants pour l'heure considérée. S'il est impossible de calculer une heure de données valide pour un élément de la détermination des émissions, le nombre de relevés de données horaires disponibles étant inférieur à 50 % du nombre maximal (4), l'heure est considérée comme perdue. Chaque fois qu'il est impossible de calculer une heure de données valide, on calculera des valeurs de substitution conformément aux disposition de la présente partie.

b) Données manquantes

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

i) Concentrations

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

avec:

: moyenne arithmétique de la concentration du paramètre concerné,

σ C_ : meilleure estimation de l'écart-type de la concentration du paramètre concerné.

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

Le calcul de la moyenne arithmétique et de l'écart-type seront présentés au vérificateur.

ii) Autres paramètres

Lorsqu'il est impossible d'obtenir une heure de donnée valide pour les paramètres qui ne sont pas mesurés directement en concentration, il est calculé des valeurs de substitution en recourant à la méthode du bilan massique ou à la méthode du bilan énergétique. Les autres éléments mesurés entrant dans le calcul des émissions seront utilisés pour la validation des résultats.

La méthode du bilan massique ou énergétique et les hypothèses sur lesquelles elle reposent seront clairement étayées et présentées au vérificateur avec les résultats calculés.

c) Vérification du calcul des émissions

Il convient, parallèlement à la détermination des émissions au moyen d'une méthode fondée sur la mesure, de déterminer les émissions annuelles de chaque gaz à effet de serre considéré par calcul, suivant sur l'une des options suivantes:

a) calcul des émissions conformément à l'annexe correspondant à chaque activité. Pour le calcul des émissions, on peut généralement appliquer les niveaux inférieurs (soit au minimum le niveau 1), ou

b) calcul des émissions conformément aux lignes directrices du GIEC 2006, par exemple en recourant aux méthodes du niveau 1.

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

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

Lorsque la comparaison avec les résultats obtenus par calcul indique clairement que les résultats de l'approche fondée sur les mesures ne sont pas valables, l'exploitant utilise les valeurs de substitution décrites dans la présente partie.

7. ÉVALUATION DE L'INCERTITUDE

7.1. CALCUL

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

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

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

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

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

S'il emploie des systèmes de mesure, l'exploitant doit tenir compte de l'effet cumulé de tous les composants du système de mesure sur l'incertitude des données d'activité annuelles en utilisant la loi de propagation des erreurs (5), qui permet d'obtenir deux règles pratiques pour combiner des incertitudes non corrélées, par addition et multiplication, ou au moyen des approximations prudentes correspondantes dans le cas d'incertitudes interdépendantes:

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

pour les incertitudes non corrélées:

pour les incertitudes interdépendantes:

avec:

Utotal: incertitude de la somme, exprimée en pourcentage en pourcentage;

xi et Ui: quantités incertaines et leurs pourcentages d'incertitude respectifs.

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

pour les incertitudes non corrélées:

pour les incertitudes interdépendantes:

avec:

Utotal: incertitude du produit, exprimée en pourcentage;

Ui: pourcentage d'incertitude associé à chaque quantité.

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

7.2 MESURE

Comme l'indique le point 4.2, un exploitant peut justifier l'utilisation d'une méthode fondée sur le calcul si elle permet de manière fiable de réduire l'incertitude par rapport à la méthode correspondante fondée sur la mesure (voir point 4.2). 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'autorité compétente peut approuver l'emploi par l'exploitant d'un système de mesure continue des émissions pour un certain nombre ou pour la totalité des sources de l'installation, ainsi que tous les autres aspects de la méthode de surveillance appliquée à ces sources et qui doivent figurer dans l'autorisation de l'installation. Ce faisant, elle accepte l'incertitude résultant directement de l'application correcte de la méthode de surveillance agréée, ce qui apparaît dans le contenu de l'autorisation.

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

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

8. DÉCLARATION

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

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

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

L'autorité compétente met les déclarations d'émissions à la disposition du public dans les conditions définies dans la directive 2003/4/CE du Parlement européen et du Conseil du 28 janvier 2003 concernant l'accès du public à l'information en matière d'environnement et abrogeant la directive 90/313/CEE du Conseil (6). En ce qui concerne l'application de l'exception définie à l'article 4, paragraphe 2, point d), de cette directive, l'exploitant peut indiquer dans la déclaration les informations qu'il juge sensibles sur le plan commercial.

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

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

2) pour toutes les sources et/ou flux d'émission, le total des émissions, la méthode adoptée (mesure ou calcul), les niveaux et la méthode choisis (le cas échéant), les données d'activité (7), les facteurs d'émission (8) et les facteurs d'oxydation et de conversion (9). Les informations suivantes, qui ne sont pas prises en compte dans les émissions, seront mentionnées pour mémoire: quantité de biomasse brûlée [TJ] ou employée dans des procédés [t ou m3]; émissions de CO2 [t CO2] provenant de la biomasse lorsque les émissions sont déterminées par une méthode de mesure, CO2 transféré à partir d'une installation [t CO2]; CO2 inhérent quittant l'installation en tant que composant d'un combustible;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Les différents types de déchets et les émissions résultant de leur utilisation comme combustibles ou matières entrantes doivent également être déclarés. Les types de déchets sont déclarés en utilisant la classification de la liste communautaire de déchets établie dans la décision 2000/532/CE de la Commission du 3 mai 2000 remplaçant la décision 94/3/CE établissant une liste de déchets en application de l'article 1er, point a), de la directive 75/442/CEE du Conseil relative aux déchets et la décision 94/904/CE du Conseil établissant une liste de déchets dangereux en application de l'article 1er, paragraphe 4, de la directive 91/689/CEE du Conseil relative aux déchets dangereux (10). Les codes à six chiffres respectifs doivent être ajoutés au nom des types de déchets correspondants utilisés dans l'installation.

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

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

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

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

b) code GIEC figurant à l'annexe I du règlement (CE) no 166/2006 sur le Registre européen des émissions de polluants (EPER) (voir point 15.2 ci-après).

9. CONSERVATION DES DONNÉES

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

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

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

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

Pour les méthodes fondées sur le calcul:

— la liste de tous les flux surveillés,

— les données d'activité servant à calculer les émissions pour chaque flux, classées par procédé et par type de combustible ou de matière,

— les documents justifiant le choix de la méthode de surveillance et les changements temporaires ou permanents concernant la méthode de surveillance et les niveaux de méthode approuvés par l'autorité compétente,

— la documentation concernant la méthode de surveillance et les résultats issus de l'élaboration des facteurs d'émission spécifiques, des fractions de la biomasse concernant des combustibles spécifiques, ainsi que des facteurs d'oxydation ou de conversion, et les preuves respectives de l'agrément délivré par l'autorité compétente,

— la documentation sur la procédure de collecte des données d'activité concernant l'installation et ses flux,

— les données d'activité et les facteurs d'émission, d'oxydation ou de conversion transmis à l'autorité compétente pour préparer le plan national d'allocation de quotas et portant sur les années précédant la période couverte par le système d'échange,

— la documentation sur les responsabilités en matière de surveillance des émissions,

— la déclaration d'émissions annuelle, et

— toute autre information jugée nécessaire pour vérifier la déclaration d'émissions annuelle.

Dans le cas des méthodes fondées sur la mesure, les données supplémentaires à conserver sont les suivantes:

— la liste de toutes les sources d'émission surveillées,

— la documentation justifiant le choix d'une méthode fondée sur la mesure,

— les données utilisées pour effectuer l'analyse d'incertitude concernant les émissions de chaque source, classées par procédé,

— les données utilisées pour la vérification des calculs,

— la description technique détaillée du système de mesure continue et les documents prouvant l'agrément délivré par l'autorité compétente,

— les données brutes et agrégées fournies par le système de mesure continue, y compris la documentation concernant l'évolution du système, et le carnet de bord concernant les essais, les immobilisations, les étalonnages, l'entretien et la maintenance,

— la documentation concernant toute modification apportée au système de mesure continue.

10. CONTRÔLE ET VÉRIFICATION

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

10.1. COLLECTE ET TRAITEMENT DES DONNÉES

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

10.2 SYSTÈME DE CONTRÔLE

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

Le système de contrôle de l'exploitant se compose des procédures destinées à garantir l'efficacité de la surveillance et de la déclaration, conçues et mises en œuvre par les responsables de la déclaration d'émissions annuelle. Ce système de contrôle comprend les éléments suivants:

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

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

10.3. ACTIVITÉS DE CONTRÔLE

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

10.3.1. PROCÉDURES ET RESPONSABILITÉS

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

L'exploitant constitue une documentation écrite concernant les activités de gestion du flux de données décrites au point 10.1 et aux activités de contrôle prévues aux points 10.3.2 à 10.3.6, comprenant notamment:

— la séquence et l'interaction des activités de collecte et de traitement des données prévues au point 10.1, et notamment les méthodes de calcul ou de mesure utilisées,

— l'évaluation du risque de la définition et des évaluations du système de contrôle, conformément au point 10.2,

— la gestion des compétences nécessaires pour prendre en charge les responsabilités assignées conformément au point 10.3.1,

— l'assurance de la qualité des instruments de mesure et des équipements informatiques utilisés (le cas échéant), conformément au point 10.3.2,

— les analyses internes des données déclarées, conformément au point 10.3.3,

— les procédés externalisés, conformément au point 10.3.4,

— les corrections et les mesures correctives, conformément au point 10.3.5,

— les registres et la documentation, conformément au point 10.3.6.

Chacune de ces procédures couvre (le cas échéant) les éléments suivants:

— les responsabilités,

— les registres (électroniques et physiques, suivant le cas),

— les systèmes d'information utilisés (le cas échéant),

— les intrants et les extrants, avec mise en évidence du lien avec l'activité précédente et suivante,

— la fréquence (le cas échéant).

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

10.3.2. ASSURANCE DE LA QUALITÉ

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

Si l'exploitant a recours aux technologies de l'information, et notamment à des systèmes informatiques pour la commande de processus, ces systèmes doivent être conçus, documentés, testés, mis en 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 10.2. Il conviendra notamment de veiller à la bonne utilisation des formules de calcul consignées dans le plan de surveillance. Le contrôle des systèmes informatiques doit couvrir le contrôle d'accès, les systèmes de secours, la reprise, la pérennité et la sécurité.

10.3.3. ANALYSES ET VALIDATION DES DONNÉES

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

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

La méthode verticale compare les données concernant les émissions surveillées de la même installation sur différentes années. Une erreur est probable si des différences entre les données annuelles ne peuvent pas être expliquées par:

— des changements dans les niveaux d'activité,

— des changements concernant les combustibles ou les matières entrantes,

— des changements concernant les procédés à l'origine des émissions (par exemple, amélioration de l'efficacité énergétique).

La méthode horizontale compare les valeurs obtenues avec différents systèmes de collecte de données d'exploitation, dont:

— la comparaison des données concernant l'achat de combustibles ou de matières avec les données relatives à la variation des stocks (sur la base des informations sur le stock final et le stock initial) et avec les données sur la consommation pour les flux concernés;

— la comparaison des facteurs d'émission analysés, calculés ou communiqués par le fournisseur de combustibles, avec les facteurs d'émission de référence nationaux ou internationaux de combustibles comparables,

— la comparaison des facteurs d'émission fondée sur les analyses des combustibles avec les facteurs d'émission de référence nationaux ou internationaux de combustibles comparables,

— la comparaison des émissions mesurées avec les émissions calculées.

10.3.4. PROCÉDÉS EXTERNALISÉS

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

10.3.5. CORRECTIONS ET MESURES CORRECTIVES

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

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

10.3.6. REGISTRES ET 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/le contrôle de la qualité des équipements et des systèmes informatiques, ainsi que l'analyse et la validation des données et les corrections) et l'ensemble des informations énumérées à la partie 9 de la présente annexe.

L'exploitant veille à ce que les documents concernés soient disponibles au moment et à l'endroit où ils sont nécessaires aux fins des activités de gestion du flux des données et des activités de contrôle. L'exploitant doit se doter d'une procédure lui permettant d'identifier, de produire, de distribuer et de contrôler la version de ces documents.

Les activités évoquées dans la présente partie sont menées à bien suivant l'approche fondée sur le risque prévue à la partie 10.2.

10.4. VÉRIFICATION

10.4.1. PRINCIPES GÉNÉRAUX

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

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

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

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

10.4.2. MÉTHODE DE VÉRIFICATION

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

La procédure de vérification comprend les étapes suivantes:

a) Analyse stratégique

Le vérificateur doit:

— vérifier que le plan de surveillance a bien été approuvé par l'autorité compétente et que la version utilisée est correcte. Si tel n'est pas le cas, le vérificateur ne poursuit pas la vérification, sauf en ce qui concerne les éléments qui ne sont manifestement pas influencés par l'absence d'approbation,

— connaître chaque activité entreprise par l'installation, les sources d'émission et les flux présents dans l'installation, les équipements de mesure utilisés pour surveiller ou mesurer les données d'activité, l'origine et l'application des facteurs d'émission et des facteurs d'oxydation/de conversion, les autres données utilisées pour calculer ou mesurer les émissions, ainsi que l'environnement d'exploitation de l'installation,

— comprendre le plan de surveillance de l'exploitant, le flux des données et le système de contrôle; il devra également comprendre l'organisation globale de l'installation en ce qui concerne la surveillance et la déclaration,

— appliquer le seuil de signification défini dans le tableau 3 ci-dessous. Tableau 3 Seuils de signification Seuil de signification Installations des catégories A et B 5 % Installations de la catégorie C 2 %

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

b) Analyse des risques

Le vérificateur doit:

— analyser les risques inhérents et les risques de contrôle liés à la portée et à la complexité des activités de l'exploitant et des sources et flux d'émission susceptibles d'entraîner des déclarations inexactes et des irrégularités significatives,

— établir un plan de vérification proportionné à cette analyse des risques. Le plan de vérification décrit les modalités des activités de vérification. Il contient un programme de vérification et un plan d'échantillonnage des données. Le programme de vérification indique la nature des activités, le moment où elles doivent être exécutées et la portée qu'elles doivent avoir pour que le plan de vérification soit mené à bien. Le plan d'échantillonnage des données précise les données à analyser pour parvenir à un avis.

c) Vérification

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

Le vérificateur doit en outre:

— appliquer le plan de vérification en recueillant des données, ainsi que toute autre information utile, dans le cadre des procédures d'échantillonnage, des tests de cheminement, des analyses documentaires, des procédures d'analyse et des procédures d'examen des données prévus, qui serviront de base à l'avis,

— confirmer la validité des informations utilisées pour calculer le degré d'incertitude indiqué dans le plan de surveillance approuvé,

— vérifier que le plan de surveillance approuvé est effectivement mis en œuvre et s'assurer de sa mise à jour,

— demander à l'exploitant de fournir les données manquantes ou de compléter les chapitres manquants des journaux d'audit, d'expliquer les variations apparaissant dans les données d'émission ou de revoir les calculs, avant de formuler un avis définitif. Le vérificateur doit, d'une manière ou d'une autre, signaler à l'exploitant toutes les irrégularités et les inexactitudes relevées.

L'exploitant corrige toutes les inexactitudes signalées. Cette correction porte sur l'ensemble du jeu de données d'où provient l'échantillon.

Le vérificateur, tout au long de la procédure de vérification, recherche les inexactitudes et les irrégularités en examinant si:

— le plan de surveillance a été mis en œuvre de manière à permettre la détection des irrégularités,

— les éléments de preuve recueillis lors de la collecte des données sont suffisamment clairs et objectifs pour permettre la détection des inexactitudes.

d) Rapport de vérification interne

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

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

e) Rapport de vérification

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

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

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

11. FACTEURS D'ÉMISSION

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

Tableau 4

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

Description du type de combustible Facteur d'émission (t CO2/TJ) Pouvoir calorifique inférieur (TJ/Gg) Lignes directrices du GIEC 2006 (sauf biomasse) Lignes directrices du GIEC 2006 Pétrole brut 73,3 42,3 Orimulsion 76,9 27,5 Gaz naturel 64,1 44,2 Essence automobile 69,2 44,3 Kérosène 71,8 43,8 Huile de schiste 73,3 38,1 Gazole/carburant diesel 74,0 43,0 Mazout résiduel 77,3 40,4 Gaz de pétrole liquéfié 63,0 47,3 Éthane 61,6 46,4 Naphtha 73,3 44,5 Bitume 80,6 40,2 Lubrifiants 73,3 40,2 Coke de pétrole 97,5 32,5 Charges de raffinage du pétrole 73,3 43,0 Gaz de raffinerie 51,3 49,5 Paraffines 73,3 40,2 White spirit et essences spéciales 73,3 40,2 Autres produits pétroliers 73,3 40,2 Anthracite 98,2 26,7 Charbon cokéfiable 94,5 28,2 Autres charbons bitumineux 94,5 25,8 Charbon subbitumineux 96,0 18,9 Lignite 101,1 11,9 Schistes bitumineux et sables asphaltiques 106,6 8,9 Agglomérés 97,5 20,7 Coke