12.7.2012

FR

Journal officiel de l'Union européenne

L 181/30

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RÈGLEMENT (UE) No 601/2012 DE LA COMMISSION

du 21 juin 2012

relatif à la surveillance et à la déclaration des émissions de gaz à effet de serre au titre de la directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil

(Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)

LA COMMISSION EUROPÉENNE,

vu le traité sur le fonctionnement de l’Union européenne,

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

considérant ce qui suit:

(1)

Il est indispensable, pour le bon fonctionnement du système d’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre mis en place par la directive 2003/87/CE, que la surveillance et la déclaration des émissions de gaz à effet de serre soient effectuées de manière exhaustive, cohérente, transparente et exacte, conformément aux exigences harmonisées définies dans le présent règlement. Au cours du deuxième cycle de mise en conformité prévu par le système d’échange de quotas, c’est-à-dire la période 2008-2012, les exploitants d’entreprises industrielles, les exploitants d’aéronefs, les vérificateurs et les autorités compétentes ont acquis une certaine expérience de la surveillance et de la déclaration au titre de la décision 2007/589/CE de la Commission du 18 juillet 2007 définissant des lignes directrices pour la surveillance et la déclaration des émissions de gaz à effet de serre, conformément à la directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil (2). Il convient que les règles applicables à la troisième période d’échanges du système d’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre de l’Union, qui débute le 1er janvier 2013, ainsi qu’aux périodes d’échanges ultérieures tirent parti de cette expérience.

(2)

Il convient que la définition de la biomasse figurant dans le présent règlement cadre avec la définition des termes «biomasse», «bioliquides» et «biocarburants» figurant à l’article 2 de la directive 2009/28/CE du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables et modifiant puis abrogeant les directives 2001/77/CE et 2003/30/CE (3), en particulier parce que le traitement préférentiel concernant les obligations de restitution de quotas dans le cadre du système d’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre de l’Union établi par la directive 2003/87/CE constitue un «régime d’aide» au sens de l’article 2, point k), de la directive 2009/28/CE et donc une aide financière au sens de l’article 17, paragraphe 1, point c), de cette directive.

(3)

Pour des raisons de cohérence, il convient que les définitions figurant dans la décision 2009/450/CE de la Commission du 8 juin 2009 relative à l’interprétation précise des activités aériennes visées à l’annexe I de la directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil (4) et dans la directive 2009/31/CE du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relative au stockage géologique du dioxyde de carbone et modifiant la directive 85/337/CEE du Conseil, les directives 2000/60/CE, 2001/80/CE, 2004/35/CE, 2006/12/CE et 2008/1/CE et le règlement (CE) no 1013/2006 du Parlement européen et du Conseil (5) s’appliquent au présent règlement.

(4)

Afin d’assurer le fonctionnement optimal du système de surveillance et de déclaration, il convient que les États membres qui désignent plusieurs autorités compétentes veillent à ce que ces autorités compétentes coordonnent leurs travaux respectifs suivant les principes définis dans le présent règlement.

(5)

Le plan de surveillance, qui décrit de façon détaillée, exhaustive et transparente la méthode appliquée par l’exploitant d’une installation spécifique ou par un exploitant d’aéronef donné, devrait être l’élément central du système établi par le présent règlement. Il convient de prévoir des mises à jour régulières de ce plan, à la fois pour tenir compte des constatations du vérificateur et pour procéder à certaines adaptations à l’initiative de l’exploitant ou de l’exploitant d’aéronef. Il convient que l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef demeure le principal responsable de la mise en œuvre de la méthode de surveillance, dont certains aspects sont décrits de façon plus précise dans les procédures prévues par le présent règlement.

(6)

Il est nécessaire de définir des méthodes de base pour la surveillance, de manière à alléger le plus possible la charge pesant sur les exploitants et les exploitants d’aéronefs et à favoriser une surveillance et une déclaration efficaces des émissions de gaz à effet de serre conformément à la directive 2003/87/CE. Il convient que ces méthodes englobent des méthodes de base pour le calcul et la mesure. Parmi les méthodes de calcul, il y a lieu de distinguer les méthodes standard et les méthodes reposant sur le bilan massique. Il est nécessaire de prévoir une certaine souplesse pour permettre la combinaison, au sein d’une même installation, des méthodes de mesure, des méthodes standard de calcul et des méthodes reposant sur le bilan massique, pour autant que l’exploitant veille à éviter les omissions et la double comptabilisation.

(7)

Afin d’alléger encore la charge pesant sur les exploitants et les exploitants d’aéronefs, il convient de simplifier les dispositions concernant l’évaluation de l’incertitude, sans diminuer la précision. Il y a lieu de réduire considérablement les exigences en matière d’évaluation de l’incertitude lorsque les instruments de mesure sont utilisés dans des conditions de «conformité au type», en particulier lorsqu’ils font l’objet d’un contrôle métrologique légal national.

(8)

Il est nécessaire de définir des facteurs de calcul, qui peuvent être soit des facteurs par défaut, soit des facteurs déterminés par analyse. Il convient, en matière d’analyse, de continuer à privilégier le recours à des laboratoires accrédités conformément à la norme harmonisée EN ISO/IEC 17025 (exigences générales concernant la compétence des laboratoires d’étalonnages et d’essais) pour les méthodes d’analyse requises, et de prévoir des exigences plus pragmatiques pour établir l’équivalence en cas de recours à des laboratoires non accrédités, notamment des exigences conformes à la norme harmonisée EN ISO/IEC 9001 (systèmes de management de la qualité – exigences) ou à d’autres systèmes certifiés de gestion de la qualité.

(9)	Il y a lieu d’élaborer une méthode plus transparente et plus cohérente pour déterminer les «coûts excessifs».

(10)

Il convient que les méthodes fondées sur la mesure jouissent d’un même niveau de crédit que les méthodes fondées sur le calcul, afin de rendre compte de la confiance accrue que suscitent les systèmes de surveillance continue des émissions et les procédures d’assurance qualité qui leur sont associées. Il convient à cet effet d’introduire davantage de proportionnalité dans les exigences concernant les recoupements par le calcul et d’expliciter les exigences en matière de traitement des données ainsi que les autres exigences d’assurance qualité.

(11)

Il importe d’éviter d’imposer un effort de surveillance disproportionné aux installations ayant des émissions annuelles plus faibles et moins lourdes de conséquences, tout en garantissant le maintien d’un degré de précision acceptable. À cet égard, il y a lieu de prévoir des conditions spéciales pour les installations considérées comme étant des installations à faible niveau d’émission et pour les exploitants d’aéronefs considérés comme de petits émetteurs.

(12)

L’article 27 de la directive 2003/87/CE autorise les États membres à exclure du système d’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre de l’Union les petites installations qui font l’objet de mesures équivalentes, pour autant que les conditions énoncées audit article soient remplies. Il convient que le présent règlement ne s’applique pas directement aux installations exclues en vertu de l’article 27 de la directive 2003/87/CE, à moins que l’État membre concerné n’en décide autrement.

(13)

Pour prévenir les risques de contournement de la législation liés au transfert de CO2 intrinsèque ou de CO2 pur, il convient de n’autoriser ces transferts que dans des conditions très spécifiques, à savoir uniquement vers d’autres installations du système d’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre de l’Union (SEQE) dans le cas du CO2 intrinsèque, et uniquement aux fins du stockage dans un site de stockage géologique conformément au SEQE de l’Union, qui est actuellement la seule forme de stockage permanent du CO2 acceptée au titre du SEQE dans le cas du CO2 pur. Ces conditions ne devraient toutefois pas exclure la possibilité d’innovations ultérieures.

(14)

Il convient de prévoir des dispositions propres au secteur de l’aviation en ce qui concerne les plans de surveillance et la surveillance des émissions de gaz à effet de serre. Ces dispositions devraient notamment prévoir la possibilité de déterminer la densité, soit au moyen de systèmes de mesure embarqués, soit d’après les factures de carburant, les deux méthodes étant équivalentes. Elles devraient également prévoir le relèvement, de 10 000 à 25 000 tonnes de CO2 par an, du seuil d’émission en deçà duquel un exploitant d’aéronef peut être considéré comme un petit émetteur.

(15)

Il y a lieu de rendre plus cohérente l’estimation des données manquantes, en exigeant le recours à des procédures d’estimation prudentes, reconnues dans le plan de surveillance ou, si cela n’est pas possible, en exigeant l’approbation de l’autorité compétente et l’inclusion d’une procédure appropriée dans le plan de surveillance.

(16)

Il convient de renforcer la mise en œuvre du principe d’amélioration consistant à exiger des exploitants qu’ils réexaminent régulièrement leur méthode de surveillance et qu’ils tiennent compte des recommandations formulées par les vérificateurs dans le cadre de la procédure de vérification. En cas de recours à une méthode qui ne repose pas sur des niveaux, ou s’il n’est pas possible d’appliquer les niveaux les plus élevés, il convient que les exploitants fassent régulièrement état des mesures prises pour appliquer une méthode de surveillance fondée sur le système de niveaux et pour appliquer le niveau le plus élevé prescrit.

(17)

En vertu de l’article 3 sexies, paragraphe 1, de la directive 2003/87/CE, les exploitants d’aéronefs peuvent solliciter une allocation de quotas à titre gratuit pour les activités visées à l’annexe I de ladite directive, sur la base des données relatives aux tonnes-kilomètres vérifiées. Toutefois, eu égard au principe de proportionnalité, lorsqu’un exploitant d’aéronef n’est objectivement pas en mesure de produire les données relatives aux tonnes-kilomètres vérifiées dans les délais requis, en raison de circonstances graves, imprévisibles et indépendantes de sa volonté, cet exploitant d’aéronef devrait pouvoir présenter les meilleures données relatives aux tonnes-kilomètres dont il dispose, pour autant que les garanties nécessaires soient en place.

(18)

Il convient d’encourager le recours à l’informatique et l’élaboration d’exigences relatives aux formats d’échange des données, ainsi que l’utilisation de systèmes automatisés; en conséquence, les États membres devraient être autorisés à imposer l’utilisation de ces systèmes aux opérateurs économiques. Les États membres devraient également être autorisés à élaborer des modèles électroniques et des spécifications de formats de fichiers, lesquels devraient toutefois respecter des normes minimales publiées par la Commission.

(19)

Il y a lieu d’abroger la décision 2007/589/CE. Il convient toutefois de maintenir les effets de ses dispositions pour la surveillance, la déclaration et la vérification des émissions et des données d’activité pendant les première et deuxième périodes d’échanges du système d’échange de quotas d’émission de gaz à effet de serre de l’Union.

(20)

Les États membres devraient disposer d’un délai suffisant pour adopter les mesures nécessaires et établir le cadre institutionnel national approprié pour garantir la bonne application du présent règlement. Il convient donc que le présent règlement s’applique à compter de la date marquant le début de la troisième période d’échanges.

(21)	Les mesures prévues au présent règlement sont conformes à l’avis du comité des changements climatiques,

A ADOPTÉ LE PRÉSENT RÈGLEMENT:

CHAPITRE I

DISPOSITIONS GÉNÉRALES

SECTION 1

Objet et définitions

Article premier

Objet

Le présent règlement définit les règles applicables à la surveillance et à la déclaration des émissions de gaz à effet de serre et des données d’activité au titre de la directive 2003/87/CE pour la période d’échanges du système d’échange de quotas d’émission de l’Union européenne qui commence le 1er janvier 2013 et pour les périodes d’échanges ultérieures.

Article 2

Champ d’application

Le présent règlement s’applique à la surveillance et à la déclaration des émissions de gaz à effet de serre liées aux activités visées à l’annexe I de la directive 2003/87/CE et des données d’activité des installations fixes et des activités aériennes, ainsi qu’à la surveillance et à la déclaration des données relatives aux tonnes-kilomètres liées aux activités aériennes.

Il s’applique aux émissions et aux données d’activité à compter du 1er janvier 2013.

Article 3

Définitions

Aux fins du présent règlement, on entend par:

1.	«données d’activité», la quantité de combustible ou de matière consommée ou produite par un procédé selon qu’il convient pour la méthode de surveillance fondée sur le calcul, exprimée en térajoules, en masse en tonnes ou, pour les gaz, en volume en normomètres cubes, suivant le cas;

2.	«période d’échanges», une des périodes de huit ans visées à l’article 13, paragraphe 1, de la directive 2003/87/CE;

3.	«tonne-kilomètre», une tonne de charge utile transportée sur une distance d’un kilomètre;

4.

«flux»: a) 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; b) un type particulier de combustible, matière première ou produit contenant du carbone et pris en compte dans le calcul des émissions de gaz à effet de serre par la méthode du bilan massique;

5.	«source d’émission», une partie séparément identifiable d’une installation ou un procédé mis en œuvre dans une installation, à partir desquels sont émis les gaz à effet de serre concernés, ou, dans le cas des activités aériennes, un aéronef;

6.

«incertitude», un paramètre associé au résultat de la détermination d’une grandeur et exprimé en pourcentage, qui caractérise la dispersion des valeurs qui pourraient raisonnablement être attribuées à la grandeur en question, compte tenu des effets de facteurs aussi bien systématiques qu’aléatoires, et qui décrit un intervalle de confiance autour de la valeur moyenne dans lequel sont comprises 95 % des valeurs estimées, compte tenu d’une éventuelle asymétrie de la distribution des valeurs;

7.	«facteurs de calcul», le pouvoir calorifique inférieur, le facteur d’émission, le facteur d’émission préliminaire, le facteur d’oxydation, le facteur de conversion, la teneur en carbone ou la fraction issue de la biomasse;

8.	«niveau», une exigence définie, servant à déterminer les données d’activité, les facteurs de calcul, les émissions annuelles et la moyenne horaire annuelle des émissions, ainsi que la charge utile;

9.	«risque inhérent», le risque qu’un paramètre de la déclaration annuelle des émissions ou des tonnes-kilomètres comporte des inexactitudes qui, prises isolément ou cumulées avec d’autres, peuvent être importantes, indépendamment de l’effet de toute activité de contrôle correspondante;

10.

«risque de carence de contrôle», le risque qu’un paramètre de la déclaration annuelle des émissions ou des tonnes-kilomètres comporte des inexactitudes qui, prises isolément ou cumulées avec d’autres, peuvent être importantes et qui ne seront pas évitées ou décelées et corrigées en temps utile par le système de contrôle;

11.	«émissions de combustion», les émissions de gaz à effet de serre survenant lors de la réaction exothermique d’un combustible avec l’oxygène;

12.	«période de déclaration», l’année civile au cours de laquelle les émissions doivent être surveillées et déclarées, ou l’année de surveillance visée aux articles 3 sexies et 3 septies de la directive 2003/87/CE pour les données relatives aux tonnes-kilomètres;

13.	«facteur d’émission», le taux moyen d’émission d’un gaz à effet de serre rapporté aux données d’activité d’un flux, dans l’hypothèse d’une oxydation complète dans le cas de la combustion et d’une conversion complète pour toutes les autres réactions chimiques;

14.	«facteur d’oxydation», le rapport entre le carbone oxydé en CO2 du fait de la combustion et le carbone total contenu dans le combustible, exprimé sous forme de fraction, le monoxyde de carbone (CO) émis dans l’atmosphère étant considéré comme la quantité molaire équivalente de CO2;

15.

«facteur de conversion», la quantité de carbone émise sous forme de CO2 rapportée à la quantité totale de carbone contenue dans le flux avant que le processus d’émission ne débute, exprimée sous forme de fraction, le monoxyde de carbone (CO) émis dans l’atmosphère étant considéré comme la quantité molaire équivalente de CO2;

16.

«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;

17.

«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;

18.	«passagers», les personnes se trouvant à bord de l’aéronef durant un vol, à l’exception des membres de l’équipage qui sont en service;

19.	«prudent», un ensemble d’hypothèses défini de manière à éviter toute sous-estimation des émissions annuelles ou toute surestimation des tonnes-kilomètres;

20.

«biomasse», la fraction biodégradable des produits, des déchets et des résidus d’origine biologique provenant de l’agriculture (y compris les substances végétales et animales), de la sylviculture et des secteurs connexes, y compris la pêche et l’aquaculture, ainsi que la fraction biodégradable des déchets industriels et municipaux; elle comprend les bioliquides et les biocarburants;

21.	«bioliquide», un combustible liquide destiné à des usages énergétiques autres que le transport, y compris la production d’électricité, le chauffage et le refroidissement, et produit à partir de la biomasse;

22.	«biocarburant», un combustible liquide ou gazeux utilisé pour le transport et produit à partir de la biomasse;

23.

«contrôle métrologique légal», le contrôle des fonctions de mesurage aux fins de l’application d’un instrument de mesure, pour des motifs d’intérêt, de santé, de sécurité et d’ordre publics, de protection de l’environnement, de perception de taxes et de droits, de protection du consommateur et de loyauté des transactions commerciales;

24.	«erreur maximale tolérée», l’erreur de mesure tolérée spécifiée à l’annexe I et dans les annexes spécifiques par instrument de la directive 2004/22/CE du Parlement européen et du Conseil (6), ou dans la réglementation nationale relative au contrôle métrologique légal, selon le cas;

25.	«activités de gestion du flux de données», les activités liées à l’acquisition, au traitement et à la gestion des données qui sont nécessaires pour établir une déclaration d’émissions à partir de données issues de sources primaires.

26.	«tonne de CO2(e)», une tonne métrique de CO2 ou de CO2(e);

27.	«CO2(e)», tout gaz à effet de serre, autre que le CO2, visé à l’annexe II de la directive 2003/87/CE, dont le potentiel de réchauffement planétaire équivaut à celui du CO2;

28.

«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, utilisé 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;

29.	«pouvoir calorifique inférieur» (PCI), la quantité spécifique d’énergie libérée sous forme de chaleur lors de la combustion complète d’un combustible ou d’une matière en présence d’oxygène dans des conditions normalisées, compte non tenu de la chaleur de vaporisation de l’eau éventuellement formée;

30.

«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;

31.

«combustible marchand ordinaire», les combustibles marchands normalisés au niveau international dont l’intervalle de confiance à 95 % est de 1 % maximum pour le pouvoir calorifique déclaré, tels que le gazole, le fioul léger, l’essence, le pétrole lampant, le kérosène, l’éthane, le propane, le butane, le kérosène (jet A1 ou jet A), le carburéacteur large coupe (jet B) et l’essence aviation (AvGas);

32.	«lot», une quantité de combustible ou de matière échantillonnée de manière représentative et caractérisée et transférée en un seul chargement ou de manière continue pendant une période de temps donnée;

33.	«combustible mixte», un combustible contenant à la fois de la biomasse et du carbone fossile;

34.	«matière mixte», une matière contenant à la fois de la biomasse et du carbone fossile;

35.	«facteur d’émission préliminaire», le facteur d’émission total présumé d’un combustible ou d’une matière mixte, évalué d’après la teneur totale en carbone de la fraction issue de la biomasse et de la fraction fossile, avant multiplication par la fraction fossile pour donner le facteur d’émission;

36.	«fraction fossile», la part de carbone fossile dans la quantité totale de carbone contenue dans un combustible ou une matière, exprimée sous la forme d’une fraction;

37.	«fraction issue de la biomasse», la part de carbone issu de la biomasse dans la quantité totale de carbone contenue dans un combustible ou une matière, exprimée sous la forme d’une fraction;

38.

«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;

39.

«mesure continue des émissions», un ensemble d’opérations ayant pour but de déterminer la valeur d’une grandeur au moyen de mesures périodiques sous la forme de mesures in situ au niveau de la cheminée ou de procédures extractives au moyen d’un instrument de mesure situé à proximité de la cheminée, à l’exclusion des méthodes de mesure fondées sur le prélèvement d’échantillons isolés dans la cheminée;

40.	«CO2 intrinsèque»: le CO2 qui entre dans la composition d’un combustible;

41.	«carbone fossile», le carbone inorganique et le carbone organique non issu de la biomasse;

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

43.

«documentation de masse et centrage», la documentation indiquée dans les textes internationaux ou nationaux mettant en œuvre les normes et pratiques recommandées (Standards and Recommended Practices, SARP) définies à l’annexe 6 de la convention relative à l’aviation civile internationale, signée à Chicago le 7 décembre 1944, et à l’annexe III, sous-partie J, du règlement (CEE) no 3922/91 du Conseil (7), ou dans les réglementations internationales équivalentes en vigueur;

44.	«distance», la distance orthodromique entre l’aérodrome de départ et l’aérodrome d’arrivée, qui s’ajoute à un facteur fixe de 95 km;

45.	«aérodrome de départ», l’aérodrome dans lequel débute un vol constituant une activité aérienne visée à l’annexe I de la directive 2003/87/CE;

46.	«aérodrome d’arrivée», l’aérodrome dans lequel se termine un vol constituant une activité aérienne visée à l’annexe I de la directive 2003/87/CE;

47.	«charge utile», la masse totale du fret, du courrier, des passagers et des bagages transportés à bord de l’aéronef durant un vol;

48.	«émissions fugitives», les émissions irrégulières ou non intentionnelles à partir de sources qui ne sont pas localisées ou qui sont trop disparates ou trop petites pour faire l’objet d’une surveillance individuelle;

49.	«paire d’aérodromes», la paire constituée de l’aérodrome de départ et de l’aérodrome d’arrivée;

50.	«conditions standard», une température de 273,15 K et une pression de 101 325 Pa définissant des normomètres cubes (Nm3);

51.	«captage du CO2», l’activité consistant à capter, dans les flux de gaz, le dioxyde de carbone (CO2) qui serait sinon émis, aux fins de son transport et de son stockage géologique dans un site de stockage autorisé en vertu de la directive 2009/31/CE;

52.	«transport du CO2», le transport du CO2 par pipeline aux fins de son stockage géologique dans un site de stockage agréé au titre de la directive 2009/31/CE;

53.	«émissions de purge», les émissions délibérément rejetées hors de l’installation grâce à la mise en place d’un point d’émission défini;

54.	«récupération assistée des hydrocarbures», la récupération d’hydrocarbures en plus de ceux qui sont extraits par injection d’eau ou par d’autres moyens;

55.

«variables représentatives», des valeurs annuelles corroborées de manière empirique ou provenant de sources reconnues, qui sont utilisées par un exploitant pour remplacer les données d’activité ou les facteurs de calcul afin de garantir l’exhaustivité de la déclaration, lorsque la méthode de surveillance applicable ne permet pas d’obtenir toutes les données d’activité et tous les facteurs de calcul requis;

En outre, la définition des termes «vol» et «aérodrome» figurant à l’annexe de la décision 2009/450/CE et les définitions figurant à l’article 3, points 1, 2, 3, 5, 6 et 22 de la directive 2009/31/CE s’appliquent aux fins du présent règlement.

SECTION 2

Principes généraux

Article 4

Obligation générale

Les exploitants et les exploitants d’aéronefs s’acquittent de leurs obligations en matière de surveillance et de déclaration des émissions de gaz à effet de serre au titre de la directive 2003/87/CE, conformément aux principes énoncés aux articles 5 à 9.

Article 5

Exhaustivité

La surveillance et la déclaration sont exhaustives et couvrent toutes les émissions de procédé et de combustion provenant de l’ensemble des sources d’émission et des flux liés aux activités énumérées à l’annexe I de la directive 2003/87/CE et aux autres activités incluses en application de l’article 24 de cette directive, ainsi que les émissions de tous les gaz à effet de serre indiqués en rapport avec ces activités, tout en évitant une double comptabilisation.

Les exploitants et les exploitants d’aéronefs appliquent des mesures appropriées pour éviter toute lacune dans les données au cours de la période de déclaration.

Article 6

Cohérence, comparabilité et transparence

1.   La surveillance et la déclaration sont cohérentes et comparables dans le temps. À cet effet, les exploitants et les exploitants d’aéronefs utilisent les mêmes méthodes de surveillance et les mêmes séries de données, sous réserve des modifications et dérogations approuvées par l’autorité compétente.

2.   Les exploitants et les exploitants d’aéronefs recueillent, enregistrent, rassemblent, analysent et étayent 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, de manière transparente, de façon à permettre au vérificateur et à l’autorité compétente de reproduire la détermination des émissions.

Article 7

Précision

Les exploitants et les exploitants d’aéronefs veillent à ce que la détermination des émissions ne soit ni systématiquement ni sciemment inexacte.

Ils repèrent et limitent autant que possible toute source d’inexactitude.

Ils font preuve de la diligence nécessaire pour faire en sorte que le calcul et la mesure des émissions présentent le degré de précision le plus élevé possible.

Article 8

Intégrité des méthodes

L’exploitant et l’exploitant d’aéronef permettent d’établir avec une assurance raisonnable l’intégrité des données d’émission à déclarer. Ils déterminent les émissions en recourant aux méthodes de surveillance appropriées décrites dans le présent règlement.

La déclaration des émissions et les documents connexes sont exempts d’inexactitudes importantes, évitent le biais dans la sélection et la présentation des informations et rendent compte de manière crédible et équilibrée des émissions d’une installation ou d’un exploitant d’aéronef.

Lors du choix de la méthode de surveillance, les avantages d’une précision plus grande sont mis en balance avec les coûts supplémentaires engendrés. La surveillance et la déclaration des émissions visent le degré de précision le plus élevé possible, sauf si cela n’est pas techniquement réalisable ou risque d’entraîner des coûts excessifs.

Article 9

Amélioration continue

Les exploitants et les exploitants d’aéronefs tiennent compte des recommandations figurant dans les rapports de vérification délivrés conformément à l’article 15 de la directive 2003/87/CE pour leurs exercices ultérieurs de surveillance et de déclaration.

Article 10

Coordination

Lorsqu’un État membre désigne plusieurs autorités compétentes conformément à l’article 18 de la directive 2003/87/CE, il coordonne les travaux entrepris par ces autorités en vertu du présent règlement.

CHAPITRE II

PLAN DE SURVEILLANCE

SECTION 1

Règles générales

Article 11

Obligation générale

1.   Chaque exploitant ou exploitant d’aéronef surveille ses émissions de gaz à effet de serre sur la base d’un plan de surveillance approuvé par l’autorité compétente conformément à l’article 12, qui tient compte de la nature et du fonctionnement de l’installation ou de l’activité aérienne à laquelle il s’applique.

Le plan de surveillance est complété par des procédures écrites que l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef établit, consigne, met en œuvre et tient à jour, selon qu’il convient, pour les activités relevant du plan de surveillance.

2.   Le plan de surveillance visé au paragraphe 1 fournit des instructions logiques et simples à l’exploitant ou à l’exploitant d’aéronef, en évitant les opérations redondantes et en tenant compte des systèmes déjà mis en place dans l’installation ou utilisés par l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef.

Article 12

Contenu du plan de surveillance et soumission de celui-ci

1.   L’exploitant ou l’exploitant d’aéronef soumet un plan de surveillance à l’approbation de l’autorité compétente.

Le plan de surveillance décrit de façon détaillée, exhaustive et transparente la méthode de surveillance appliquée par une installation spécifique ou par un exploitant d’aéronef donné, et contient au moins les éléments indiqués à l’annexe I.

En plus du plan de surveillance, l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef présente toutes les pièces justificatives suivantes:

a)	pour chaque flux et source d’émission, la preuve du respect des seuils d’incertitude définis pour les données d’activité et les facteurs de calcul, le cas échéant, pour les niveaux de méthode appliqués définis à l’annexe II et à l’annexe III;

b)	les résultats d’une évaluation des risques établissant que les activités de contrôle proposées et les procédures associées sont proportionnées aux risques inhérents et aux risques de carence de contrôle mis en évidence.

2.   Si l’annexe I fait référence à une procédure, l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef établit, consigne, met en œuvre et tient à jour cette procédure séparément du plan de surveillance.

L’exploitant ou l’exploitant d’aéronef résume les procédures dans le plan de surveillance en fournissant les informations suivantes:

a)	l’intitulé de la procédure;

b)	une référence traçable et vérifiable, permettant d’identifier la procédure;

c)	la désignation du poste ou du service chargé de mettre en œuvre la procédure et responsable des données générées ou gérées par la procédure;

d)	une brève description de la procédure permettant à l’exploitant ou à l’exploitant d’aéronef, à l’autorité compétente et au vérificateur de comprendre les paramètres essentiels et les principales opérations effectuées;

e)	la localisation des dossiers et des informations pertinents;

f)	le nom du système informatique utilisé, le cas échéant;

g)	la liste des normes EN ou des autres normes appliquées, le cas échéant.

Sur demande, l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef met toute documentation relative aux procédures à la disposition de l’autorité compétente. Il met également cette documentation à disposition aux fins de la vérification au titre du règlement (UE) no 600/2012 de la Commission (8).

3.   Outre les éléments visés aux paragraphes 1 et 2 du présent article, les États membres peuvent exiger que d’autres éléments figurent dans le plan de surveillance des installations pour répondre aux exigences de l’article 24, paragraphe 1, de la décision 2011/278/UE de la Commission du 27 avril 2011 définissant des règles transitoires pour l’ensemble de l’Union concernant l’allocation harmonisée de quotas d’émission à titre gratuit conformément à l’article 10 bis de la directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil (9), notamment le résumé d’une procédure garantissant:

a)	que l’exploitant vérifie régulièrement que les informations concernant toute modification prévue ou effective de la capacité, du niveau d’activité ou de l’exploitation d’une installation sont pertinentes en vertu de cette décision;

b)	que l’exploitant transmet les informations visées au point a) à l’autorité compétente chaque année, au plus tard le 31 décembre.

Article 13

Plans de surveillance normalisés et simplifiés

1.   Sans préjudice des dispositions de l’article 12, paragraphe 3, les États membres peuvent autoriser les exploitants et les exploitants d’aéronefs à utiliser des plans de surveillance normalisés ou simplifiés.

À cet effet, les États membres peuvent publier des modèles de ces plans de surveillance, y compris la description des procédures de gestion du flux de données et de contrôle visées respectivement à l’article 57 et à l’article 58, fondés sur les modèles et les lignes directrices publiés par la Commission.

2.   Avant d’approuver un plan de surveillance simplifié tel que visé au paragraphe 1, l’autorité compétente procède à une évaluation des risques simplifiée pour déterminer si les activités de contrôle proposées et les procédures s’y rapportant sont adaptées aux risques inhérents et aux risques de carence de contrôle mis en évidence, et elle justifie le recours à un tel plan de surveillance simplifié.

Le cas échéant, les États membres peuvent demander à l’exploitant ou à l’exploitant d’aéronef de réaliser lui-même l’évaluation des risques visée à l’alinéa précédent.

Article 14

Modifications du plan de surveillance

1.   Chaque exploitant ou exploitant d’aéronef vérifie régulièrement que le plan de surveillance est adapté à la nature et au fonctionnement de l’installation ou de l’activité aérienne conformément à l’article 7 de la directive 2003/87/CE, et étudie la nécessité d’une amélioration de la méthode de surveillance.

2.   L’exploitant ou l’exploitant d’aéronef modifie le plan de surveillance dans les cas suivants:

a)	lorsque de nouvelles émissions se produisent, parce que de nouvelles activités sont menées ou parce que de nouveaux combustibles ou de nouvelles matières sont utilisés, dont le plan de surveillance ne fait pas encore état;

b)	lors d’un changement dans la disponibilité des données, du fait de l’utilisation de nouveaux types d’instruments de mesure ou de nouvelles méthodes d’échantillonnage ou d’analyse, ou pour d’autres raisons, qui se traduit par une plus grande précision dans la détermination des émissions;

c)	lorsque les données obtenues par la méthode de surveillance précédemment appliquée se sont révélées incorrectes;

d)	lorsque la modification du plan de surveillance améliore la précision des données déclarées, sauf si cela n’est pas techniquement réalisable ou risque d’engendrer des coûts excessifs;

e)	lorsque le plan de surveillance ne répond pas aux exigences du présent règlement et que l’autorité compétente invite l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef à le modifier;

f)	lorsqu’il est nécessaire de donner suite aux suggestions d’amélioration du plan de surveillance contenues dans le rapport de vérification.

Article 15

Approbation des modifications du plan de surveillance

1.   L’exploitant ou l’exploitant d’aéronef notifie toute proposition de modification du plan de surveillance à l’autorité compétente dans les meilleurs délais.

L’autorité compétente peut toutefois autoriser l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef à lui notifier, au plus tard le 31 décembre de la même année, les modifications du plan de surveillance qui ne sont pas importantes au sens du paragraphe 3.

2.   Toute modification importante, au sens des paragraphes 3 et 4, du plan de surveillance est soumise à l’approbation de l’autorité compétente.

Si l’autorité compétente estime qu’une modification ne revêt pas un caractère important, elle en informe l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef dans les meilleurs délais.

3.   Les modifications importantes du plan de surveillance comprennent notamment:

a)	les changements de catégorie de l’installation;

b)	sans préjudice des dispositions de l’article 47, paragraphe 8, les changements concernant le statut de l’installation en tant qu’installation à faible niveau d’émission;

c)	les changements concernant les sources d’émission;

d)	le passage, pour la détermination des émissions, d’une méthode fondée sur le calcul à une méthode fondée sur la mesure, et inversement;

e)	un changement de niveau de méthode;

f)	l’introduction de nouveaux flux;

g)	un changement dans la catégorisation des flux d’émission, c’est-à-dire entre flux majeurs, mineurs ou de minimis;

h)	une modification de la valeur par défaut d’un facteur de calcul, si cette valeur doit être consignée dans le plan de surveillance;

i)	la mise en place de nouvelles procédures pour l’échantillonnage, l’analyse ou l’étalonnage, lorsque la modification de ces procédures a une incidence directe sur la précision des données d’émission;

j)	l’application ou l’adaptation d’une méthode de quantification des émissions résultant de fuites au niveau des sites de stockage.

4.   Les modifications importantes du plan de surveillance d’un exploitant d’aéronef comprennent notamment:

a)

en ce qui concerne le plan de surveillance des émissions: i) un changement dans les niveaux de méthode appliqués pour la consommation de carburant; ii) une modification des valeurs des facteurs d’émission indiquées dans le plan de surveillance; iii) une modification des méthodes de calcul présentées à l’annexe III; iv) l’introduction de nouveaux flux; v) un changement de catégorie d’un flux, de flux mineur en flux majeur; vi) le changement de statut d’un exploitant d’aéronef considéré comme un petit émetteur au sens de l’article 54, paragraphe 1;

b)

en ce qui concerne le plan de surveillance des données relatives aux tonnes-kilomètres: i) le changement de statut du service de transport aérien proposé, du statut de service non commercial à celui de service commercial; ii) un changement de l’objet du service de transport aérien, à savoir passagers, fret ou courrier.

Article 16

Mise en œuvre et consignation des modifications

1.   Avant d’obtenir l’approbation ou l’information visées à l’article 15, paragraphe 2, l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef peut procéder à la surveillance et à la déclaration sur la base du plan de surveillance modifié s’il peut raisonnablement considérer que les modifications proposées ne revêtent pas un caractère important, ou si la surveillance sur la base du plan de surveillance initial risque de se traduire par des données d’émission incomplètes.

En cas de doute, l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef procède en parallèle, dans l’intervalle, à l’ensemble des activités de surveillance et de déclaration, y compris la consignation des informations s’y rapportant, en s’appuyant à la fois sur la version modifiée et sur la version initiale du plan de surveillance.

2.   Après avoir obtenu l’approbation ou l’information visées à l’article 15, paragraphe 2, l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef utilise uniquement les données qui se rapportent au plan de surveillance modifié et procède à l’ensemble des activités de surveillance et de déclaration sur la seule base du plan modifié.

3.   L’exploitant ou l’exploitant d’aéronef conserve la trace de toutes les modifications apportées au plan de surveillance dans des dossiers dans lesquels sont consignées:

a)	la description claire et précise de la modification;

b)	la justification de la modification;

c)	la date de notification de la modification à l’autorité compétente;

d)	la date d’accusé de réception, par l’autorité compétente, de la notification visée à l’article 15, paragraphe 1, le cas échéant, et la date de l’approbation ou de la transmission de l’information visées à l’article 15, paragraphe 2;

e)	la date de début d’application du plan de surveillance modifié, conformément au paragraphe 2 du présent article.

SECTION 2

Faisabilité technique et coûts excessifs

Article 17

Faisabilité technique

Lorsqu’un exploitant ou un exploitant d’aéronef déclare que l’application d’une méthode de surveillance donnée n’est techniquement pas réalisable, l’autorité compétente évalue la faisabilité technique en tenant compte de la justification fournie par l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef. Cette justification établit que l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef dispose de ressources techniques répondant aux besoins d’un système donné ou à une exigence particulière et pouvant être mobilisées dans les délais requis aux fins du présent règlement. Ces ressources techniques englobent les techniques et le matériel ou équipement nécessaires.

Article 18

Coûts excessifs

1.   Lorsqu’un exploitant ou un exploitant d’aéronef déclare que l’application d’une méthode de surveillance donnée entraîne des coûts excessifs, l’autorité compétente analyse le caractère excessif des coûts en tenant compte de la justification de l’exploitant.

L’autorité compétente considère les coûts comme étant excessifs lorsque les coûts estimés sont supérieurs aux bénéfices. Dans ce contexte, les bénéfices sont calculés en multipliant le prix de référence de 20 EUR par quota par un facteur d’amélioration, et les coûts tiennent compte d’une période d’amortissement appropriée, fondée sur la durée de vie économique des équipements.

2.   Lorsqu’elle analyse le caractère excessif des coûts pour ce qui est du choix des niveaux pour les données d’activité, l’autorité compétente utilise comme facteur d’amélioration visé au paragraphe 1 la différence entre l’incertitude constatée et le seuil d’incertitude associé au niveau qui serait appliqué du fait de l’amélioration, multipliée par les émissions annuelles moyennes provoquées par le flux en question au cours des trois dernières années.

Si les émissions annuelles moyennes provoquées par le flux au cours des trois dernières années ne sont pas disponibles, l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef utilise une estimation prudente des émissions annuelles moyennes qui tient compte du CO2 transféré, mais pas du CO2 issu de la biomasse. Pour les instruments de mesure faisant l’objet d’un contrôle métrologique légal au niveau national, l’incertitude constatée peut être remplacée par l’erreur maximale en service tolérée par la législation nationale applicable.

3.   Lorsqu’elle analyse le caractère excessif des coûts pour ce qui est des mesures qui améliorent la qualité des émissions déclarées mais n’ont pas d’incidence directe sur la précision des données d’activité, l’autorité compétente applique un facteur d’amélioration qui correspond à 1 % des émissions annuelles moyennes des différents flux au cours des trois dernières périodes de déclaration. Ces mesures peuvent comprendre:

a)	le recours à des analyses, plutôt qu’à l’application de valeurs par défaut, pour déterminer les facteurs de calcul;

b)	une augmentation du nombre d’analyses par flux;

c)

lorsque la tâche de mesurage spécifique ne relève pas du contrôle métrologique légal national, le remplacement des instruments de mesure par des instruments répondant aux exigences du contrôle métrologique légal de l’État membre applicables dans des applications similaires, ou par des instruments de mesure conformes à la réglementation nationale adoptée en vertu de la directive 2004/22/CE ou de la directive 2009/23/CE du Parlement européen et du Conseil (10);

d)	un raccourcissement des intervalles d’étalonnage et de maintenance des instruments de mesure;

e)	des améliorations des activités de gestion du flux de données et des activités de contrôle qui réduisent sensiblement le risque inhérent ou le risque de carence de contrôle.

4.   Les mesures visant à améliorer la méthode de surveillance d’une installation conformément à l’article 69 dont le coût global n’excède pas 2 000 EUR par période de déclaration ne sont pas considérées comme étant d’un coût excessif. Dans le cas des installations à faible niveau d’émission, ce seuil est de 500 EUR par période de déclaration.

CHAPITRE III

SURVEILLANCE DES ÉMISSIONS DES INSTALLATIONS FIXES

SECTION 1

Dispositions générales

Article 19

Catégorisation des installations et des flux

1.   Aux fins de la surveillance des émissions et de la détermination des exigences minimales requises pour les différents niveaux, chaque exploitant détermine la catégorie de son installation conformément au paragraphe 2 et, le cas échéant, la catégorie de chaque flux conformément au paragraphe 3.

2.   L’exploitant classe chaque installation dans une des catégories suivantes:

a)	catégorie A, si les émissions annuelles moyennes vérifiées de la période d’échanges précédant immédiatement la période d’échanges en cours sont inférieures ou égales à 50 000 tonnes de CO2(e), compte non tenu du CO2 issu de la biomasse et avant déduction du CO2 transféré;

b)

catégorie B, si les émissions annuelles moyennes vérifiées de la période d’échanges précédant immédiatement la période d’échanges en cours sont supérieures à 50 000 tonnes de CO2(e) et inférieures ou égales à 500 000 tonnes de CO2(e), compte non tenu du CO2 issu de la biomasse et avant déduction du CO2 transféré;

c)	catégorie C, si les émissions annuelles moyennes vérifiées de la période d’échanges précédant immédiatement la période d’échanges en cours sont supérieures à 500 000 tonnes de CO2(e), compte non tenu du CO2 issu de la biomasse et avant déduction du CO2 transféré;

3.   L’exploitant classe chaque flux dans une des catégories ci-après en comparant le flux à la somme de toutes les valeurs absolues de CO2 fossile et de CO2(e) correspondant à l’ensemble des flux pris en considération par les méthodes fondées sur le calcul et de toutes les émissions provenant des sources surveillées à l’aide de méthodes fondées sur la mesure, avant déduction du CO2 transféré:

a)	«flux mineurs», lorsque les flux sélectionnés par l’exploitant représentent ensemble moins de 5 000 tonnes de CO2 fossile par an ou moins de 10 %, jusqu’à une contribution totale maximale de 100 000 tonnes de CO2 fossile par an, la quantité la plus élevée en valeur absolue étant retenue.

b)	«flux de minimis», lorsque les flux sélectionnés par l’exploitant représentent ensemble moins de 1 000 tonnes de CO2 fossile par an ou moins de 2 %, jusqu’à une contribution totale maximale de 20 000 tonnes de CO2 fossile par an, la quantité la plus élevée en valeur absolue étant retenue;

c)	«flux majeurs», lorsque les flux n’entrent ni dans la catégorie visée au point a) ni dans celle visée au point b).

4.   Si les émissions annuelles moyennes vérifiées de l’installation pour la période d’échanges précédant immédiatement la période d’échanges en cours ne sont pas disponibles ou sont inexactes, l’exploitant utilise pour déterminer la catégorie de l’installation une estimation prudente des émissions annuelles moyennes tenant compte du CO2 transféré, mais pas du CO2 issu de la biomasse.

Article 20

Limites de la surveillance

1.   L’exploitant définit, pour chaque installation, les limites de la surveillance.

À l’intérieur de ces limites, l’exploitant prend en considération l’ensemble des émissions des gaz à effet de serre concernés, provenant de toutes les sources et de tous les flux liés aux activités menées dans l’installation et visées à l’annexe I de la directive 2003/87/CE, ainsi que les émissions liées aux activités et au gaz à effet de serre inclus par un État membre en vertu de l’article 24 de ladite directive.

L’exploitant tient également compte des émissions liées aux opérations normales et aux événements exceptionnels, tels que le démarrage et l’arrêt de l’installation et les situations d’urgence survenues au cours de la période de déclaration, à l’exception des émissions provenant des engins mobiles destinés au transport.

2.   Lorsqu’il définit le processus de surveillance et de déclaration, l’exploitant tient compte des exigences sectorielles énoncées à l’annexe IV.

3.   Lorsque des fuites sont détectées dans un complexe de stockage au sens de la directive 2009/31/CE et donnent lieu à des émissions ou à des dégagements de CO2 dans la colonne d’eau, ces fuites sont comptabilisées comme des sources d’émission pour l’installation correspondante et font l’objet d’une surveillance conformément à la section 23 de l’annexe IV du présent règlement.

L’autorité compétente peut accepter qu’une source d’émission par fuite ne soit pas prise en compte dans le processus de surveillance et de déclaration dès lors que des mesures correctives ont été prises conformément à l’article 16 de la directive 2009/31/CE et que les émissions ou dégagements dans la colonne d’eau résultant de cette fuite ne sont plus détectables.

Article 21

Choix de la méthode de surveillance

1.   Aux fins de la surveillance des émissions d’une installation, l’exploitant choisit d’appliquer une méthode fondée sur le calcul ou une méthode fondée sur la mesure, sous réserve des dispositions spécifiques du présent règlement.

La méthode fondée sur le calcul consiste à déterminer les émissions des différents flux à partir des données d’activité obtenues au moyen de systèmes de mesure et de paramètres complémentaires issus d’analyses de laboratoire, ou de valeurs par défaut. La méthode fondée sur le calcul peut être mise en œuvre sous la forme de la méthode standard définie à l’article 24 ou de la méthode du bilan massique définie à l’article 25.

La méthode fondée sur la mesure consiste à déterminer les émissions des différentes sources par une mesure continue de la concentration des gaz à effet de serre concernés dans les effluents gazeux ainsi que du débit de ces effluents, et par une surveillance des transferts de CO2 entre les installations dans lesquelles sont mesurés la concentration de CO2 et le débit du gaz transféré.

Si l’exploitant applique la méthode fondée sur le calcul, il indique dans le plan de surveillance, pour chaque flux, s’il s’agit de la méthode standard ou de la méthode du bilan massique et précise les niveaux applicables conformément à l’annexe II.

2.   Sous réserve de l’approbation de l’autorité compétente, l’exploitant peut combiner la méthode standard, la méthode du bilan massique et la méthode fondée sur la mesure pour différentes sources d’émission et différents flux d’une même installation, à condition qu’il n’en résulte ni omission ni double comptabilisation des émissions.

3.   S’il n’applique pas la méthode fondée sur la mesure, l’exploitant choisit la méthode prescrite à la section pertinente de l’annexe IV, à moins qu’il ne démontre aux autorités compétentes que l’utilisation d’une telle méthode n’est pas techniquement réalisable ou risque d’entraîner des coûts excessifs, ou qu’une autre méthode permet d’obtenir un plus haut degré de précision globale des données d’émission.

Article 22

Méthode de surveillance ne reposant pas sur des niveaux

Par dérogation à l’article 21, paragraphe 1, l’exploitant peut recourir à une méthode de surveillance qui ne repose par sur des niveaux (ci-après dénommée «méthode alternative») pour certains flux ou sources d’émission, à condition que les conditions suivantes soient réunies:

a)

l’application du niveau 1 au minimum, dans le cadre de la méthode fondée sur le calcul, pour un ou plusieurs flux majeurs ou mineurs, et d’une méthode fondée sur la mesure pour au moins une source d’émission liée aux mêmes flux, n’est pas techniquement réalisable ou risque d’entraîner des coûts excessifs;

b)

l’exploitant évalue et quantifie chaque année les incertitudes associées à tous les paramètres utilisés pour la détermination des émissions annuelles conformément au guide ISO pour l’expression de l’incertitude de mesure (JCGM 100:2008) ou à une autre norme équivalente reconnue au niveau international, et fait figurer les résultats dans la déclaration d’émissions annuelle;

c)

l’exploitant prouve de manière concluante à l’autorité compétente qu’en appliquant cette méthode alternative de surveillance, les seuils d’incertitude globale associés au niveau annuel des émissions de gaz à effet de serre de l’ensemble de l’installation ne dépassent pas 7,5 % dans le cas des installations de catégorie A, 5,0 % dans le cas des installations de catégorie B et 2,5 % dans le cas des installations de catégorie C.

Article 23

Modifications temporaires de la méthode de surveillance

1.   Lorsque, pour des raisons techniques, l’application du niveau indiqué, pour les données d’activité et pour chaque facteur de calcul d’un flux de combustible ou de matière, dans le plan de surveillance approuvé par l’autorité compétente se révèle temporairement impossible, l’exploitant concerné applique le niveau le plus élevé possible jusqu’à ce que les conditions permettant l’application du niveau approuvé dans le plan de surveillance soient rétablies.

L’exploitant prend toutes les mesures nécessaires pour permettre le rétablissement rapide du niveau indiqué dans le plan de surveillance, tel qu’approuvé par l’autorité compétente.

2.   L’exploitant concerné notifie à l’autorité compétente dans les meilleurs délais la modification temporaire de la méthode de surveillance visée au paragraphe 1, en précisant:

a)	les raisons du changement de niveau;

b)	la méthode de surveillance provisoire appliquée par l’exploitant pour déterminer les émissions dans l’attente du rétablissement des conditions permettant l’application du niveau indiqué dans le plan de surveillance;

c)	les mesures prises par l’exploitant pour rétablir les conditions permettant l’application du niveau indiqué dans le plan de surveillance approuvé par l’autorité compétente;

d)	la date à laquelle il est prévu que le niveau approuvé par l’autorité compétente pourra à nouveau être appliqué.

SECTION 2

Méthode fondée sur le calcul

Sous-section 1

Généralités

Article 24

Calcul des émissions par la méthode standard

1.   Dans la méthode standard, l’exploitant calcule les émissions de combustion, pour chaque flux, en multipliant les données d’activité liées à la quantité de combustible consommée, exprimées en térajoules sur la base du pouvoir calorifique inférieur (PCI), par le facteur d’émission correspondant, exprimé en tonnes de CO2 par térajoule (t CO2/TJ), en accord avec l’utilisation du PCI, et par le facteur d’oxydation correspondant.

Pour les combustibles, l’autorité compétente peut autoriser l’utilisation de facteurs d’émission exprimés en t CO2/t ou en t CO2/Nm3. Dans ce cas, l’exploitant détermine les émissions de combustion en multipliant les données d’activité liées à la quantité de combustible consommée, exprimées en tonnes ou en normomètres cubes, par le facteur d’émission et par le facteur d’oxydation correspondants.

2.   L’exploitant détermine les émissions de procédé, pour chaque flux, en multipliant les données d’activité liées à la consommation de matière, au débit ou au rendement, exprimées en tonnes ou en normomètres cubes, par le facteur d’émission correspondant exprimé en t CO2/t ou en t CO2/Nm3 et par le facteur de conversion correspondant.

3.   Lorsqu’un facteur d’émission de niveau 1 ou de niveau 2 tient déjà compte de l’effet de réactions chimiques incomplètes, le facteur d’oxydation ou le facteur de conversion prend la valeur 1.

Article 25

Calcul des émissions par la méthode du bilan massique

1.   Dans la méthode du bilan massique, l’exploitant calcule la quantité de CO2 correspondant à chaque flux pris en considération dans le bilan en multipliant les données d’activité, liées à la quantité de matière entrant ou sortant des limites du bilan massique, par la teneur en carbone de la matière multipliée par 3 664 t CO2/t C, conformément à la section 3 de l’annexe II.

2.   Nonobstant les dispositions de l’article 49, les émissions de l’ensemble du procédé qui sont incluses dans le bilan massique sont obtenues en additionnant les quantités de CO2 correspondant à chacun des flux pris en considération dans le bilan massique. Aux fins du bilan massique, l’émission de CO dans l’atmosphère est calculée comme étant l’émission de la quantité molaire équivalente de CO2.

Article 26

Niveaux applicables

1.   Lorsqu’il définit les niveaux applicables, conformément à l’article 21, paragraphe 1, pour déterminer les données d’activité et chaque facteur de calcul, l’exploitant indique les niveaux suivants:

a)	au minimum, les niveaux indiqués à l’annexe V dans le cas des installations de catégorie A, ou lorsqu’un facteur de calcul est requis pour un flux qui correspond à un combustible marchand ordinaire;

b)	le niveau le plus élevé défini à l’annexe II dans les cas autres que ceux visés au point a).

L’exploitant peut toutefois appliquer un niveau immédiatement inférieur aux niveaux prescrits au premier alinéa dans le cas des installations de catégorie C et descendre jusqu’à deux niveaux en dessous pour les installations des catégories A et B, le niveau 1 étant un minimum, s’il démontre de manière concluante à l’autorité compétente que le niveau prescrit au premier alinéa n’est pas techniquement réalisable ou risque d’entraîner des coûts excessifs.

L’autorité compétente peut autoriser un exploitant à appliquer des niveaux inférieurs à ceux visés au deuxième alinéa – le niveau 1 étant un minimum – pendant une période de transition n’excédant pas trois ans, à condition que les conditions suivantes soient réunies:

a)	l’exploitant démontre de manière concluante à l’autorité compétente que le niveau prescrit au deuxième alinéa n’est pas techniquement réalisable ou risque d’entraîner des coûts excessifs;

b)	l’exploitant fournit un plan d’amélioration indiquant comment et quand il sera possible d’appliquer au minimum le niveau prescrit au deuxième alinéa.

2.   Dans le cas des flux mineurs, l’exploitant applique, pour les données d’activité et pour chaque facteur de calcul, le niveau le plus élevé techniquement réalisable et n’entraînant pas de coût excessif, et au minimum le niveau 1.

3.   Dans le cas des flux de minimis, l’exploitant peut déterminer les données d’activité et chaque facteur de calcul en utilisant des estimations prudentes au lieu de recourir aux niveaux, à moins qu’il ne soit possible d’appliquer un niveau donné sans effort supplémentaire.

4.   Pour le facteur d’oxydation et le facteur de conversion, l’exploitant applique, au minimum, les niveaux les plus bas indiqués à l’annexe II.

5.   Si l’autorité compétente a autorisé l’utilisation de facteurs d’émission exprimés en t CO2/t ou en t CO2/Nm3 pour les combustibles, et pour les combustibles utilisés comme matières entrantes ou dans les bilans massiques conformément à l’article 25, il est possible d’appliquer des niveaux inférieurs au niveau le plus élevé défini à l’annexe II pour surveiller le pouvoir calorifique inférieur.

Sous-section 2

Données d’activité

Article 27

Détermination des données d’activité

1.   L’exploitant détermine les données d’activité d’un flux de l’une des deux façons suivantes:

a)	par mesurage en continu au niveau du procédé responsable des émissions;

b)	par cumul des mesures des quantités livrées séparément, compte tenu des variations des stocks.

2.   Aux fins du paragraphe 1, point b), la quantité de combustible ou de matière transformée au cours de la période de déclaration est calculée en déduisant de la quantité de combustible ou de matière achetée au cours de la période de déclaration la quantité de combustible ou de matière exportée hors de l’installation, et en y ajoutant la quantité de combustible ou de matière en stock au début de la période de déclaration, moins la quantité de combustible ou de matière en stock à la fin de la période de déclaration.

S’il n’est pas techniquement réalisable de déterminer les quantités en stock par une mesure directe, ou si cela risque d’entraîner des coûts excessifs, l’exploitant peut estimer ces quantités de l’une des deux façons suivantes:

a)	en se fondant sur les données des années précédentes, corrélées avec la production obtenue pendant la période de déclaration;

b)	en se fondant sur les procédures consignées par écrit et sur les données correspondantes figurant dans les états financiers vérifiés couvrant la période de déclaration.

Lorsqu’il n’est pas techniquement réalisable de déterminer les données d’activité pour une période couvrant exactement une année civile, ou si cela risque d’entraîner des coûts excessifs, l’exploitant peut choisir le jour le plus approprié pour séparer une année de déclaration de l’année de déclaration suivante et reconstituer ainsi l’année civile en question. Les écarts éventuels concernant un ou plusieurs flux sont clairement consignés; ils constituent la base d’une valeur représentative de l’année civile et sont pris en compte de manière cohérente pour l’année suivante.

Article 28

Systèmes de mesure sous le contrôle de l’exploitant

1.   Pour déterminer les données d’activité conformément à l’article 27, l’exploitant utilise les résultats de mesurage fournis par les systèmes de mesure placés sous son propre contrôle dans l’installation, pour autant que les conditions suivantes soient réunies:

a)	l’exploitant est tenu de réaliser une évaluation de l’incertitude et de veiller à ce que le seuil d’incertitude correspondant au niveau applicable soit respecté;

b)

l’exploitant est tenu de faire en sorte que, au moins une fois par an et après chaque étalonnage des instruments de mesure, les résultats de l’étalonnage multipliés par un facteur de correction prudent, fondé sur une série chronologique appropriée d’étalonnages antérieurs de l’instrument en question ou d’instruments similaires, afin de tenir compte de l’effet de l’incertitude en service, soient comparés aux seuils d’incertitude requis.

En cas de dépassement des seuils associés aux niveaux approuvés conformément à l’article 12 ou en cas de non-conformité de l’équipement à d’autres exigences, l’exploitant prend des mesures correctives dans les meilleurs délais et en informe l’autorité compétente.

2.   L’exploitant fournit l’évaluation de l’incertitude visée au paragraphe 1, point a), à l’autorité compétente lorsqu’il notifie un nouveau plan de surveillance, ou si cela s’avère nécessaire en raison d’une modification du plan de surveillance approuvé.

Cette évaluation englobe l’incertitude spécifiée des instruments de mesure employés, l’incertitude associée à l’étalonnage et toute autre incertitude liée au mode d’utilisation des instruments de mesure. L’incertitude liée aux variations des stocks est incluse dans l’évaluation de l’incertitude si les installations de stockage peuvent contenir 5 % au moins de la quantité du combustible ou de la matière considérés utilisée chaque année. Lorsqu’il procède à l’évaluation, l’exploitant tient compte du fait que les valeurs déclarées qui servent à définir les seuils d’incertitude associés aux niveaux figurant à l’annexe II se rapportent à l’incertitude sur l’ensemble de la période de déclaration.

L’exploitant peut simplifier l’évaluation de l’incertitude en considérant que l’erreur maximale tolérée pour l’instrument de mesure en service ou, si elle est inférieure, l’incertitude associée à l’étalonnage multipliée par un facteur de correction prudent pour tenir compte de l’effet de l’incertitude en service, correspond à l’incertitude sur l’ensemble de la période de déclaration, conformément aux niveaux définis à l’annexe II, pour autant que les instruments de mesure soient installés dans un environnement adapté à leurs caractéristiques de fonctionnement.

3.   Nonobstant les dispositions du paragraphe 2, l’autorité compétente peut autoriser l’exploitant à utiliser les résultats de mesurage fournis par les systèmes de mesure placés sous son propre contrôle dans l’installation, si l’exploitant apporte la preuve que les instruments de mesure utilisés font l’objet d’un contrôle métrologique légal national.

À cet effet, l’erreur maximale tolérée en service admise par la législation nationale relative au contrôle métrologique légal pour la tâche de mesurage en question peut être utilisée comme valeur d’incertitude, sans autre justificatif.

Article 29

Systèmes de mesure non placés sous le contrôle de l’exploitant

1.   Lorsqu’une évaluation simplifiée de l’incertitude fait apparaître que l’utilisation de systèmes de mesure non placés sous le contrôle de l’exploitant, plutôt que de systèmes placés sous le contrôle de l’exploitant conformément à l’article 28, permet à l’exploitant d’appliquer un niveau au moins aussi élevé, donne des résultats plus fiables et présente un moindre risque de carence de contrôle, l’exploitant détermine les données d’activité au moyen de systèmes de mesure qui ne sont pas placés sous son contrôle.

À cet effet, l’exploitant peut recourir à l’une des sources d’information suivantes:

a)	les quantités figurant sur les factures émises par un partenaire commercial, sous réserve de la passation d’une transaction commerciale entre deux partenaires indépendants;

b)	les valeurs directement fournies par les instruments de mesure.

2.   L’exploitant veille à assurer le respect du niveau applicable conformément à l’article 26.

À cet effet, l’erreur maximale tolérée en service admise par la législation nationale relative au contrôle métrologique légal pour la transaction commerciale en question peut être utilisée comme valeur d’incertitude, sans autre justificatif.

Lorsque les exigences applicables dans le cadre du contrôle métrologique légal sont moins strictes que celles requises par le niveau applicable en vertu de l’article 26, l’exploitant se fait confirmer l’incertitude applicable par le partenaire commercial responsable du système de mesure.

Sous-section 3

Facteurs de calcul

Article 30

Détermination des facteurs de calcul

1.   L’exploitant détermine les facteurs de calcul soit sous la forme de valeurs par défaut, soit sur la base d’analyses, en fonction du niveau applicable.

2.   L’exploitant détermine et déclare toujours les facteurs de calcul en se référant à l’état du combustible ou de la matière qui est utilisé pour les données d’activité correspondantes, c’est-à-dire l’état dans lequel se trouve le combustible ou la matière lors de l’achat ou de l’utilisation dans le procédé responsable des émissions, avant séchage ou autre traitement en vue des analyses de laboratoire.

Si cette méthode risque d’entraîner des coûts excessifs, ou si une plus grande précision est possible, l’exploitant peut systématiquement déterminer les données d’activité et les facteurs de calcul en se référant à l’état du combustible ou de la matière au moment où les analyses de laboratoire sont effectuées.

Article 31

Valeurs par défaut des facteurs de calcul

1.   Lorsque l’exploitant détermine les facteurs de calcul sous la forme de valeurs par défaut, il utilise, conformément aux exigences requises par le niveau applicable tel que défini aux annexes II et VI, une des valeurs suivantes:

a)	les facteurs standard et les facteurs stœchiométriques énumérés à l’annexe VI;

b)	les facteurs standard utilisés par l’État membre dans l’inventaire national qu’il soumet au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques;

c)	les valeurs de la littérature approuvées par l’autorité compétente, notamment les facteurs standard publiés par l’autorité compétente, qui sont compatibles avec les facteurs visés au point b), mais qui sont représentatives de flux plus spécifiques de combustibles;

d)	les valeurs spécifiées et garanties par le fournisseur d’une matière, si l’exploitant peut prouver de manière concluante à l’autorité compétente que la teneur en carbone présente un intervalle de confiance à 95 % qui n’excède pas 1 %;

e)	les valeurs issues d’analyses effectuées antérieurement, si l’exploitant peut prouver de manière concluante à l’autorité compétente que ces valeurs sont représentatives des futurs lots de la même matière.

2.   L’exploitant précise toutes les valeurs par défaut utilisées dans le plan de surveillance.

En cas de changement des valeurs par défaut d’une année sur l’autre, l’exploitant précise la source autorisée applicable pour la valeur en question dans le plan de surveillance.

3.   L’autorité compétente ne peut approuver le changement des valeurs par défaut d’un facteur de calcul dans le plan de surveillance conformément à l’article 15, paragraphe 2, que si l’exploitant prouve que la nouvelle valeur par défaut permet une détermination plus précise des émissions.

4.   À la demande de l’exploitant, l’autorité compétente peut autoriser, pour la détermination du pouvoir calorifique inférieur et des facteurs d’émission des combustibles, l’application des mêmes niveaux que ceux requis pour les combustibles marchands ordinaires, à condition que l’exploitant prouve, au minimum tous les trois ans, que l’intervalle de 1 % pour le pouvoir calorifique inférieur spécifié a été respecté au cours des trois dernières années.

Article 32

Détermination des facteurs de calcul par analyse

1.   L’exploitant veille à ce que les analyses, l’échantillonnage, les étalonnages et les validations nécessaires à la détermination des facteurs de calcul soient réalisés au moyen de méthodes fondées sur les normes EN correspondantes.

En l’absence de telles normes, les méthodes sont fondées sur les normes ISO ou les normes nationales pertinentes. En l’absence de norme publiée, l’exploitant s’appuie sur des projets de normes, sur des lignes directrices concernant les meilleures pratiques publiées par l’industrie ou sur d’autres méthodes scientifiquement validées permettant de limiter l’erreur d’échantillonnage et de mesure.

2.   En cas d’utilisation d’appareils de chromatographie en phase gazeuse en ligne ou d’analyseurs de gaz avec ou sans extraction pour la détermination des émissions, l’exploitant sollicite l’autorisation préalable de l’autorité compétente. Ces appareils sont uniquement utilisés pour déterminer la composition des matières et combustibles gazeux. À titre de mesure minimale d’assurance de la qualité, l’exploitant veille à ce que l’instrument fasse l’objet d’une validation initiale renouvelée chaque année.

3.   Les résultats des analyses ne sont utilisés que pour la période de livraison ou pour le lot de combustible ou de matière pour lesquels les échantillons ont été prélevés et dont ils sont censés être représentatifs.

Pour la détermination d’un paramètre donné, l’exploitant utilise les résultats de toutes les analyses effectuées qui se rapportent à ce paramètre.

Article 33

Plan d’échantillonnage

1.   Lorsque les facteurs de calcul sont déterminés au moyen d’analyses, l’exploitant, pour chaque combustible ou matière, soumet à l’approbation de l’autorité compétente un plan d’échantillonnage, sous la forme d’une procédure écrite, qui précise les modalités de préparation des échantillons, et en particulier les responsabilités, ainsi que les lieux, les fréquences de prélèvement, les quantités à prélever et les méthodes de stockage et de transport des échantillons.

L’exploitant veille à ce que les échantillons prélevés soient représentatifs du lot ou de la période de livraison concernés et exempts de biais. Les principaux éléments du plan d’échantillonnage sont approuvés par le laboratoire réalisant les analyses du combustible ou de la matière en question, et la preuve de cette approbation figure dans le plan. L’exploitant met le plan à disposition aux fins de la vérification au titre du règlement (UE) no 600/2012.

2.   En accord avec le laboratoire réalisant les analyses du combustible ou de la matière concernés et sous réserve de l’approbation de l’autorité compétente, l’exploitant adapte les éléments du plan d’échantillonnage si les résultats d’analyse révèlent que l’hétérogénéité du combustible ou de la matière diffère sensiblement des données relatives à l’hétérogénéité sur la base desquelles le plan d’échantillonnage initial de ce combustible ou de cette matière a été établi.

Article 34

Recours aux laboratoires

1.   L’exploitant veille à ce que les laboratoires auxquels il est fait appel pour réaliser les analyses en vue de la détermination des facteurs de calcul soient accrédités conformément à la norme EN ISO/IEC 17025 pour les méthodes d’analyse en question.

2.   Il ne peut être fait appel à des laboratoires non accrédités conformément à la norme EN ISO/IEC 17025 pour la détermination des facteurs de calcul que si l’exploitant peut prouver de manière concluante à l’autorité compétente qu’il n’est pas techniquement possible de faire appel aux laboratoires visés au paragraphe 1, ou que cela risque d’entraîner des coûts excessifs, et que les laboratoires non accrédités répondent à des exigences équivalentes à celles définies dans la norme EN ISO 17025.

3.   L’autorité compétente considère qu’un laboratoire répond à des exigences équivalentes à celles définies dans la norme EN ISO/IEC 17025, au sens du paragraphe 2, lorsque l’exploitant fournit, dans la mesure du possible sous une forme et avec un niveau de détail semblables à ceux requis pour les procédures prescrites à l’article 12, paragraphe 2, les preuves requises conformément au deuxième et au troisième alinéa du présent paragraphe.

En ce qui concerne la gestion de la qualité, l’exploitant produit une certification accréditée du laboratoire conformément à la norme EN ISO/IEC 9001 ou à d’autres systèmes certifiés de gestion de la qualité qui couvrent le laboratoire. En l’absence de tels systèmes certifiés de gestion de la qualité, l’exploitant fournit d’autres éléments appropriés prouvant que le laboratoire est capable de gérer de façon fiable son personnel, ses procédures, ses documents et ses tâches.

En ce qui concerne la compétence technique, l’exploitant démontre que le laboratoire est compétent et capable d’obtenir des résultats valables sur le plan technique en utilisant les procédures d’analyse appropriées. Cette démonstration porte au moins sur les éléments suivants:

a)	gestion de la compétence du personnel pour les tâches spécifiques à accomplir;

b)	adéquation des conditions d’hébergement et des conditions ambiantes;

c)	choix des méthodes d’analyse et des normes applicables;

d)	le cas échéant, gestion de l’échantillonnage et de la préparation des échantillons, et contrôle de leur intégrité;

e)	le cas échéant, mise au point et validation de nouvelles méthodes d’analyse ou application de méthodes ne relevant pas de normes nationales ou internationales;

f)	estimation de l’incertitude;

g)	gestion de l’équipement, y compris des procédures d’étalonnage, de correction, de maintenance et de réparation de l’équipement, et tenue de dossiers s’y rapportant;

h)	gestion et contrôle des données, des documents et des logiciels;

i)	gestion des éléments d’étalonnage et des matériaux de référence;

j)	assurance qualité des résultats de l’étalonnage et des essais, y compris participation régulière à des programmes d’essais d’aptitude dans le cadre desquels les méthodes d’analyse sont appliquées à des matériaux de référence certifiés, ou comparaisons avec un laboratoire accrédité;

k)	gestion des procédés externalisés,

l)	gestion des attributions et des plaintes des clients, et prise des mesures correctives en temps voulu.

Article 35

Fréquence des analyses

1.   L’exploitant applique les fréquences d’analyse minimales indiquées à l’annexe VII pour les différents combustibles et matières. L’annexe VII est réexaminée à intervalles réguliers et, pour la première fois, au plus tard deux ans après l’entrée en vigueur du présent règlement.

2.   L’autorité compétente peut autoriser l’exploitant à appliquer une fréquence différente de celle visée au paragraphe 1 lorsque aucune fréquence minimale n’est indiquée ou lorsque l’exploitant démontre l’existence d’une des situations suivantes:

a)

d’après les données historiques, y compris les valeurs d’analyse obtenues pour les combustibles ou matières concernés au cours de la période de déclaration précédant immédiatement la période de déclaration en cours, la variation des valeurs d’analyse obtenues pour les différents combustibles ou matières n’excède pas un tiers de la valeur d’incertitude que l’exploitant doit respecter pour la détermination des données d’activité des combustibles ou matières correspondants;

b)	l’application de la fréquence prescrite risque d’entraîner des coûts excessifs.

Sous-section 4

Facteurs de calcul spécifiques

Article 36

Facteurs d’émission pour le CO2

1.   L’exploitant détermine, pour les émissions de CO2, les facteurs d’émission spécifiques des différentes activités.

2.   Les facteurs d’émission des combustibles, y compris lorsqu’ils sont utilisés comme matières entrantes, sont exprimés en t CO2/TJ.

Dans le cas des émissions de combustion, l’autorité compétente peut autoriser l’exploitant à utiliser un facteur d’émission exprimé en t CO2/t ou en t CO2/Nm3 pour un combustible, lorsque cela permet de calculer les émissions avec une précision au moins équivalente ou lorsque l’utilisation d’un facteur d’émission exprimé en t CO2/TJ risque d’entraîner des coûts excessifs.

3.   Pour convertir la teneur en carbone en valeur correspondante d’un facteur d’émission relatif au CO2 ou inversement, l’exploitant applique le facteur 3 664 t CO2/t C.

Article 37

Facteurs d’oxydation et de conversion

1.   L’exploitant applique au minimum le niveau 1 pour déterminer les facteurs d’oxydation ou de conversion. L’exploitant donne la valeur 1 au facteur d’oxydation ou de conversion si le facteur d’émission tient compte de l’effet d’une oxydation ou d’une conversion incomplète.

L’autorité compétente peut toutefois exiger que les exploitants appliquent systématiquement le niveau 1.

2.   Lorsque plusieurs combustibles sont utilisés dans une installation et que le niveau 3 doit être appliqué pour le facteur d’oxydation spécifique, l’exploitant peut demander l’autorisation de l’autorité compétente pour recourir à l’une des possibilités suivantes:

a)	déterminer un facteur d’oxydation global pour l’ensemble du processus de combustion, et l’appliquer à tous les combustibles;

b)	attribuer une oxydation incomplète à un flux majeur et donner la valeur 1 au facteur d’oxydation des autres flux.

En cas d’utilisation de la biomasse ou de combustibles mixtes, l’exploitant démontre que l’application du point a) ou b) du premier alinéa n’entraîne pas une sous-estimation des émissions.

Sous-section 5

Traitement de la biomasse

Article 38

Flux de biomasse

1.   L’exploitant peut déterminer les données d’activité des flux de biomasse sans recourir aux niveaux et sans fournir d’analyse attestant la teneur en biomasse, si le flux est exclusivement constitué de biomasse et si l’exploitant peut garantir qu’il n’est pas contaminé par d’autres matières ou combustibles.

2.   Le facteur d’émission pour la biomasse est égal à zéro.

Le facteur d’émission d’un combustible ou d’une matière mixte qui figure dans la déclaration est obtenu en multipliant le facteur d’émission préliminaire déterminé conformément à l’article 30 par la fraction fossile du combustible ou de la matière.

3.   La tourbe, la xylite et les fractions fossiles des combustibles ou matières mixtes ne sont pas considérées comme de la biomasse.

4.   Lorsque la fraction issue de la biomasse de combustibles ou matières mixtes est supérieure ou égale à 97 % ou que, du fait de la quantité d’émissions associée à la fraction fossile du combustible ou de la matière, les conditions caractérisant un flux de minimis sont réunies, l’autorité compétente peut autoriser l’exploitant à appliquer des méthodes ne reposant pas sur des niveaux, et notamment la méthode du bilan énergétique, pour déterminer les données d’activité et les facteurs de calcul pertinents, à moins que la valeur correspondante ne soit utilisée pour déduire le CO2 issu de la biomasse des émissions déterminées par mesure continue.

Article 39

Détermination de la fraction issue de la biomasse et de la fraction fossile

1.   Lorsque, en fonction du niveau appliqué et de la disponibilité des valeurs par défaut visées à l’article 31, paragraphe 1, la fraction issue de la biomasse d’un combustible ou d’une matière spécifique est déterminée au moyen d’analyses, l’exploitant détermine cette fraction issue de la biomasse conformément à une norme pertinente et aux méthodes d’analyse qu’elle prescrit, et il n’applique cette norme que si elle est approuvée par l’autorité compétente.

2.   Lorsqu’il n’est pas techniquement possible de déterminer au moyen d’analyses la fraction issue de la biomasse d’un combustible ou d’une matière mixte conformément au paragraphe précédent, ou si cela risque d’entraîner des coûts excessifs, l’exploitant fonde son calcul sur des facteurs d’émission et des valeurs standard de fraction issue de la biomasse des combustibles et matières mixtes, ainsi que sur des méthodes d’estimation publiées par la Commission.

En l’absence de tels facteurs et valeurs standard, l’exploitant considère que la part de la biomasse est nulle, ou bien soumet une méthode permettant d’estimer la fraction issue de la biomasse à l’approbation de l’autorité compétente. Pour les combustibles ou les matières issus d’un procédé de production dont les flux entrants sont connus et traçables, l’exploitant peut fonder cette estimation sur un bilan massique du carbone d’origine fossile et du carbone issu de la biomasse à l’entrée et à la sortie du procédé.

3.   Par dérogation aux dispositions des paragraphes 1 et 2 et de l’article 30, lorsque la garantie d’origine a été établie conformément à l’article 2, point j), et à l’article 15 de la directive 2009/28/CE pour le biogaz injecté dans un réseau de gaz puis extrait de celui-ci, l’exploitant n’a pas recours à des analyses pour déterminer la fraction issue de la biomasse.

SECTION 3

Méthode fondée sur la mesure

Article 40

Utilisation d’une méthode de surveillance fondée sur la mesure

L’exploitant applique une méthode fondée sur la mesure pour toutes les émissions de protoxyde d’azote (N2O), comme indiqué à l’annexe IV, ainsi que pour la quantification du CO2 transféré conformément à l’article 49.

L’exploitant peut en outre utiliser une méthode fondée sur la mesure pour les sources d’émission de CO2 s’il peut prouver que, pour chaque source d’émission, les niveaux requis conformément à l’article 41 sont respectés.

Article 41

Niveaux applicables

1.   Pour chaque source d’émission émettant plus de 5 000 tonnes de CO2(e) par an ou représentant plus de 10 % des émissions annuelles totales de l’installation, la quantité la plus élevée en valeur absolue étant retenue, l’exploitant applique le niveau le plus élevé indiqué à la section 1 de l’annexe VIII. Pour toutes les autres sources d’émission, l’exploitant applique au minimum le niveau immédiatement inférieur au niveau le plus élevé.

2.   L’exploitant ne peut appliquer un niveau encore plus bas (le niveau 1 étant un minimum) pour la source d’émission considérée que s’il peut prouver de manière concluante à l’autorité compétente que l’application du niveau requis au paragraphe 1, de même que l’application d’une méthode de calcul avec les niveaux requis à l’article 26, n’est pas techniquement réalisable ou risque d’entraîner des coûts excessifs.

Article 42

Normes et laboratoires de mesure

1.   Toutes les mesures sont réalisées à l’aide de méthodes fondées sur la norme EN 14181 Émissions de sources fixes – assurance qualité des systèmes automatiques de mesure, sur la norme EN 15259 Qualité de l’air – mesurage des émissions de sources fixes – exigences relatives aux sections et aux sites de mesurage et relatives à l’objectif, au plan et au rapport de mesurage, ainsi que sur d’autres normes EN correspondantes.

En l’absence de telles normes, les méthodes sont fondées sur les normes ISO, les normes publiées par la Commission ou les normes nationales pertinentes. En l’absence de norme publiée, l’exploitant s’appuie sur les projets de normes, sur les lignes directrices sur les meilleures pratiques publiées par l’industrie ou sur d’autres méthodes scientifiquement validées, permettant de limiter l’erreur d’échantillonnage et de mesure.

L’exploitant prend en considération tous les aspects du système de mesure continue, en particulier l’emplacement de l’équipement, l’étalonnage, le mesurage, l’assurance qualité et le contrôle de la qualité.

2.   L’exploitant veille à ce que les laboratoires réalisant les mesures et procédant à l’étalonnage et au contrôle des équipements des systèmes de mesure continue des émissions (SMCE) soient accrédités conformément à la norme ISO/IEC 17025 pour les méthodes d’analyse ou les activités d’étalonnage concernées.

Si le laboratoire ne dispose pas de cette accréditation, l’exploitant veille à ce que les exigences équivalentes énoncées à l’article 34, paragraphes 2 et 3, soient respectées.

Article 43

Détermination des émissions

1.   L’exploitant détermine les émissions annuelles d’une source d’émission au cours de la période de déclaration en additionnant toutes les valeurs horaires mesurées de la concentration de gaz à effet de serre sur la période de déclaration et en les multipliant par les valeurs horaires du débit d’effluents gazeux (les valeurs horaires étant des moyennes de tous les résultats de mesure obtenus pour l’heure d’exploitation considérée).

Dans le cas des émissions de CO2, l’exploitant détermine les émissions annuelles à l’aide de l’équation 1 de l’annexe VIII. Le CO émis dans l’atmosphère est considéré comme la quantité molaire équivalente de CO2.

Dans le cas du protoxyde d’azote (N2O), l’exploitant détermine les émissions annuelles à l’aide de l’équation figurant à l’annexe IV, section 16, sous-section B.1.

2.   Lorsque plusieurs sources d’émission coexistent dans une installation et que les émissions ne peuvent pas être mesurées globalement, l’exploitant mesure séparément les émissions provenant de ces sources et additionne les résultats pour obtenir les émissions totales du gaz concerné au cours de la période de déclaration.

3.   L’exploitant détermine la concentration de gaz à effet de serre dans les effluents gazeux par mesure continue en un point représentatif, de l’une des façons suivantes:

a)	par mesure directe;

b)

en cas de forte concentration dans les effluents gazeux, par calcul de la concentration au moyen d’une mesure indirecte de la concentration, à l’aide de l’équation 3 de l’annexe VIII, compte tenu des concentrations mesurées de tous les autres constituants du flux de gaz conformément au plan de surveillance de l’exploitant.

4.   Le cas échéant, l’exploitant détermine séparément toute quantité de CO2 issu de la biomasse au moyen d’une méthode de surveillance fondée sur le calcul, et déduit cette quantité des émissions totales mesurées de CO2.

5.   L’exploitant détermine le débit d’effluents gazeux aux fins du calcul visé au paragraphe 1 par une des méthodes suivantes:

a)

par calcul, au moyen d’un bilan massique approprié, tenant compte de tous les paramètres importants à l’entrée, notamment, pour les émissions de CO2, au moins des charges de matières entrantes, du débit d’air entrant et du rendement du procédé, ainsi que des paramètres à la sortie, y compris au moins de la quantité de produit fabriquée et des concentrations de O2, de SO2 et de NOX;

b)	par mesure continue du débit en un point représentatif.

Article 44

Agrégation des données

1.   L’exploitant calcule des moyennes horaires pour chaque paramètre, notamment la concentration et le débit des effluents gazeux, servant à la détermination des émissions par une méthode fondée sur la mesure en utilisant tous les relevés disponibles pour l’heure considérée.

Si l’exploitant est en mesure de produire des données pour des périodes de référence plus courtes sans générer de coût supplémentaire, il utilise ces périodes de référence pour déterminer les émissions annuelles conformément à l’article 43, paragraphe 1.

2.   Si l’équipement de mesure continue d’un paramètre est en dérangement, mal réglé ou hors service pendant une partie de l’heure ou de la période de référence visée au paragraphe 1, l’exploitant calcule la moyenne horaire correspondante au prorata des relevés restants pour l’heure ou la période de référence plus courte considérée, à condition qu’au moins 80 % du nombre maximal de relevés pouvant être obtenus pour un paramètre soient disponibles. Les paragraphes 2 à 4 de l’article 45 s’appliquent lorsque moins de 80 % du nombre maximal de relevés pouvant être obtenus pour un paramètre sont disponibles.

Article 45

Données manquantes

1.   Lorsqu’un élément de l’équipement de mesure faisant partie du système de surveillance continue des émissions est hors service pendant plus de cinq jours consécutifs au cours d’une année civile, l’exploitant en informe l’autorité compétente dans les meilleurs délais et propose des mesures appropriées pour améliorer la qualité du système de mesure continue des émissions concerné.

2.   Lorsque, en raison d’un dérangement, d’un mauvais réglage ou d’un dysfonctionnement de l’équipement, il est impossible d’obtenir une heure de données valides ou des données valides sur une période de référence plus courte au sens de l’article 44, paragraphe 1, pour un ou plusieurs des paramètres de la méthode fondée sur la mesure, l’exploitant détermine des valeurs de substitution pour chaque heure de données manquantes.

3.   Lorsqu’il est impossible d’obtenir une heure de données valides ou des données valides sur une période de référence plus courte pour un paramètre mesuré directement en tant que concentration, l’exploitant calcule une valeur de substitution en additionnant la concentration moyenne et deux fois l’écart-type associé à cette moyenne, à l’aide de l’équation 4 de l’annexe VIII.

Lorsque la période de déclaration ne convient pas pour la détermination de ces valeurs de substitution en raison de modifications techniques importantes intervenues dans l’installation, l’exploitant convient avec l’autorité compétente d’un intervalle de temps représentatif, correspondant si possible à une année, pour déterminer la moyenne et l’écart-type.

4.   Lorsqu’il n’est pas possible d’obtenir une heure de données valides pour un paramètre autre que la concentration, l’exploitant calcule des valeurs de substitution de ce paramètre à l’aide d’un modèle approprié de bilan massique ou d’un bilan énergétique du procédé. L’exploitant valide les résultats en utilisant les autres paramètres mesurés de la méthode fondée sur la mesure et les données obtenues dans des conditions de fonctionnement normales, pour une période de même durée que celle pour laquelle les données sont manquantes.

Article 46

Corroboration par calcul des émissions

L’exploitant corrobore les émissions déterminées par une méthode fondée sur la mesure, à l’exception des émissions de protoxyde d’azote (N2O) liées à la production d’acide nitrique et des gaz à effet de serre transférés vers un réseau de transport ou dans un site de stockage, en calculant les émissions annuelles de chaque gaz à effet de serre considéré, pour les mêmes sources d’émission et les mêmes flux.

L’application de méthodes fondées sur des niveaux n’est pas obligatoire.

SECTION 4

Dispositions spéciales

Article 47

Installations à faible niveau d’émission

1.   L’autorité compétente peut autoriser l’exploitant à présenter un plan de surveillance simplifié conformément à l’article 13, pour autant que celui-ci exploite une installation à faible niveau d’émission.

Le premier alinéa ne s’applique pas aux installations menant des activités pour lesquelles le N2O est inclus conformément à l’annexe I de la directive 2003/87/CE.

2.   Aux fins du paragraphe 1, premier alinéa, une installation est considérée comme une installation à faible niveau d’émission lorsqu’au moins une des conditions suivantes est respectée:

a)

les émissions annuelles moyennes de l’installation qui ont été consignées dans les déclarations d’émissions vérifiées au cours de la période d’échanges précédant immédiatement la période d’échanges en cours étaient inférieures à 25 000 tonnes de CO2(e) par an, compte non tenu du CO2 issu de la biomasse et avant déduction du CO2 transféré;

b)

les émissions annuelles moyennes visées au point a) ne sont pas disponibles ou ne sont plus utilisables en raison de modifications apportées aux limites de l’installation ou aux conditions d’exploitation, mais, sur la base d’une estimation prudente, les émissions annuelles de cette installation au cours des cinq prochaines années seront inférieures à 25 000 tonnes de CO2(e) par an, compte non tenu du CO2 issu de la biomasse et avant déduction du CO2 transféré.

3.   L’exploitant d’une installation à faible niveau d’émission n’est pas tenu de présenter les justificatifs mentionnés à l’article 12, paragraphe 1, troisième alinéa, et il est dispensé de l’obligation de faire état des améliorations apportées visées à l’article 69, paragraphe 4.

4.   Par dérogation aux dispositions de l’article 27, l’exploitant d’une installation à faible niveau d’émission peut déterminer la quantité de combustible ou de matière en utilisant les données d’achat consignées et les estimations des variations des stocks. L’exploitant est également dispensé de l’obligation de fournir à l’autorité compétente l’évaluation de l’incertitude visée à l’article 28, paragraphe 2.

5.   L’exploitant d’une installation à faible niveau d’émission est dispensé de l’obligation, énoncée à l’article 28, paragraphe 2, de déterminer les données relatives aux stocks au début et à la fin de la période de déclaration afin d’inclure l’incertitude liée aux variations des stocks dans l’évaluation de l’incertitude, lorsque les installations de stockage peuvent contenir au moins 5 % de la consommation annuelle de combustible ou de matière pendant la période de déclaration.

6.   Par dérogation aux dispositions de l’article 26, paragraphe 1, l’exploitant d’une installation à faible niveau d’émission peut appliquer au minimum le niveau 1 pour déterminer les données d’activité et les facteurs de calcul pour chaque flux (à moins qu’un niveau de précision plus élevé ne puisse être obtenu sans effort supplémentaire de sa part) sans avoir à démontrer que l’application de niveaux plus élevés n’est pas techniquement réalisable ou risque d’entraîner des coûts excessifs.

7.   Aux fins de la détermination des facteurs de calcul sur la base d’analyses conformément à l’article 32, l’exploitant d’une installation à faible niveau d’émission peut recourir à tout laboratoire techniquement compétent et capable de produire des résultats valables sur le plan technique à l’aide des méthodes d’analyse appropriées, et il atteste l’existence des mesures d’assurance de la qualité visées à l’article 34, paragraphe 3.

8.   Lorsqu’une installation à faible niveau d’émission faisant l’objet d’une surveillance simplifiée dépasse le seuil visé au paragraphe 2 au cours d’une année civile, son exploitant en informe l’autorité compétente dans les meilleurs délais.

L’exploitant soumet sans tarder une modification importante au sens de l’article 15, paragraphe 3, point b), du plan de surveillance à l’approbation de l’autorité compétente.

Toutefois, l’autorité compétente autorise l’exploitant à poursuivre la surveillance simplifiée si celui-ci lui prouve de manière concluante que le seuil visé au paragraphe 2 n’a pas déjà été dépassé au cours des cinq dernières périodes de déclaration et qu’il ne sera plus dépassé à compter de la période de déclaration suivante.

Article 48

CO2 intrinsèque

1.   Le CO2 intrinsèque qui est transféré dans une installation, y compris celui contenu dans le gaz naturel ou dans les effluents gazeux comme le gaz de haut fourneau ou le gaz de cokerie, est comptabilisé dans le facteur d’émission défini pour ce combustible.

2.   Lorsque le CO2 intrinsèque provient d’activités visées à l’annexe I de la directive 2003/87/CE ou incluses conformément à l’article 24 de cette directive et est ensuite transféré en tant que constituant d’un combustible dans une autre installation et aux fins d’une activité relevant de ladite directive, il n’est pas comptabilisé dans les émissions de l’installation d’origine.

Toutefois, lorsque le CO2 intrinsèque est émis ou transféré à partir de l’installation vers des entités qui ne relèvent pas de la directive 2003/87/CE, il est comptabilisé dans les émissions de l’installation d’origine.

3.   Les exploitants peuvent déterminer les quantités de CO2 intrinsèque transférées hors de l’installation à la fois au niveau de l’installation qui transfère et au niveau de l’installation réceptrice. Les quantités de CO2 intrinsèque respectivement transférées et réceptionnées sont alors identiques.

Lorsque les quantités de CO2 transférées et réceptionnées ne sont pas identiques et que l’écart entre les deux valeurs est imputable à l’incertitude des systèmes de mesure, c’est la moyenne arithmétique des deux valeurs mesurées qui est utilisée dans la déclaration d’émissions de l’installation expéditrice et dans celle de l’installation réceptrice. En pareil cas, la déclaration d’émissions fait état de l’ajustement de cette valeur.

Si l’écart entre les valeurs ne peut s’expliquer par la plage d’incertitude approuvée des systèmes de mesure, les exploitants des installations expéditrice et réceptrice rapprochent les valeurs en procédant à des ajustements prudents approuvés par l’autorité compétente.

Article 49

CO2 transféré

1.   L’exploitant déduit des émissions de l’installation toute quantité de CO2 provenant du carbone fossile utilisé dans le cadre d’activités visées à l’annexe I de la directive 2003/87/CE qui n’est pas émise par l’installation, mais qui est transférée par celle-ci vers l’une des entités suivantes:

a)	une installation de captage aux fins du transport et du stockage géologique à long terme dans un site de stockage autorisé en vertu de la directive 2009/31/CE;

b)	un réseau de transport aux fins du stockage géologique à long terme dans un site de stockage autorisé en vertu de la directive 2009/31/CE;

c)	un site de stockage autorisé en vertu de la directive 2009/31/CE aux fins du stockage géologique à long terme.

Pour tous les autres types de transfert de CO2, les émissions de l’installation ne peuvent faire l’objet d’aucune déduction de CO2.

2.   L’exploitant de l’installation à partir de laquelle le CO2 est transféré indique, dans sa déclaration d’émissions annuelle, le code d’identification de l’installation réceptrice conformément au règlement (UE) no 1193/2011 de la Commission du 18 novembre 2011 établissant le registre de l’Union pour la période d’échanges débutant le 1er janvier 2013 et pour les périodes d’échanges suivantes du système d’échange de quotas d’émission de l’Union conformément à la directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil et à la décision no 280/2004/CE du Parlement européen et du Conseil et modifiant les règlements de la Commission (CE) no 2216/2004 et (UE) no 920/2010 (11).

Le premier alinéa s’applique également à l’installation réceptrice en ce qui concerne le code d’identification de l’installation expéditrice.

3.   Pour déterminer la quantité de CO2 transférée d’une installation vers une autre, l’exploitant applique une méthode fondée sur la mesure et procède conformément aux dispositions des articles 43, 44 et 45. La source d’émission correspond au point de mesure, et les émissions sont exprimées en quantité de CO2 transférée.

4.   Pour déterminer la quantité de CO2 transférée d’une installation vers une autre, l’exploitant applique le niveau 4 défini à la section I de l’annexe VIII.

Il peut toutefois appliquer le niveau immédiatement inférieur s’il démontre que l’application du niveau 4 tel que défini à la section 1 de l’annexe VIII n’est pas techniquement faisable ou risque d’entraîner des coûts excessifs.

5.   Les exploitants peuvent déterminer les quantités de CO2 transférées hors de l’installation à la fois au niveau de l’installation qui transfère et au niveau de l’installation réceptrice. En pareil cas, les dispositions de l’article 48, paragraphe 3, s’appliquent.

CHAPITRE IV

SURVEILLANCE DES ÉMISSIONS ET DES DONNÉES RELATIVES AUX TONNES-KILOMÈTRES LIÉES AUX ACTIVITÉS AÉRIENNES

Article 50

Dispositions générales

1.   Chaque exploitant d’aéronef surveille et déclare les émissions liées aux activités aériennes de tous les vols visés à l’annexe I de la directive 2003/87/CE qu’il a assurés au cours de la période de déclaration et dont il est responsable.

À cet effet, l’exploitant assigne tous les vols à une année civile en fonction de leur heure de départ, mesurée en temps universel coordonné.

2.   L’exploitant d’aéronef qui prévoit de demander une allocation de quotas à titre gratuit conformément à l’article 3 sexies ou 3 septies de la directive 2003/87/CE surveille également les données relatives aux tonnes-kilomètres des mêmes vols au cours des années de surveillance correspondantes.

3.   L’indicatif d’appel employé aux fins du contrôle du trafic aérien est utilisé pour identifier l’exploitant d’aéronef unique visé à l’article 3, point o), de la directive 2003/87/CE, qui est responsable d’un vol. L’indicatif d’appel correspond:

a)	à l’indicateur OACI figurant dans la case 7 du plan de vol;

b)	à défaut de l’indicateur OACI de l’exploitant d’aéronef, à la marque d’immatriculation de l’aéronef.

4.   Si l’identité de l’exploitant d’aéronef n’est pas connue, l’autorité compétente considère que l’exploitant d’aéronef est le propriétaire de l’aéronef, à moins que ce dernier n’établisse l’identité de l’exploitant d’aéronef responsable.

Article 51

Soumission des plans de surveillance

1.   Au moins quatre mois avant d’entreprendre des activités aériennes visées à l’annexe I de la directive 2003/87/CE, les exploitants d’aéronefs présentent à l’autorité compétente un plan de surveillance en vue de la surveillance et de la déclaration des émissions conformément à l’article 12.

Par dérogation aux dispositions du premier alinéa, un exploitant d’aéronef qui effectue pour la première fois une activité aérienne visée à l’annexe I de la directive 2003/87/CE qui n’était pas prévisible quatre mois auparavant soumet un plan de surveillance à l’autorité compétente dans les meilleurs délais, et au plus tard six semaines après la réalisation de l’activité. L’exploitant d’aéronef fournit une justification appropriée à l’autorité compétente pour expliquer la non-présentation d’un plan de surveillance quatre mois à l’avance.

Si l’État membre responsable visé à l’article 18 bis de la directive 2003/87/CE n’est pas connu à l’avance, l’exploitant d’aéronef présente le plan de surveillance dans les meilleurs délais dès que les informations relatives à l’autorité compétente de l’État membre responsable sont disponibles.

2.   Si l’exploitant d’aéronef prévoit de demander une allocation de quotas à titre gratuit conformément à l’article 3 sexies ou à l’article 3 septies de la directive 2003/87/CE, il présente également un plan de surveillance en vue de la surveillance et de la déclaration des données relatives aux tonnes-kilomètres. Ce plan de surveillance est présenté au plus tard quatre mois avant le début de l’une des périodes définies ci-dessous:

a)	l’année de surveillance mentionnée à l’article 3 sexies, paragraphe 1, de la directive 2003/87/CE dans le cas des demandes présentées au titre de cet article;

b)	la deuxième année civile de la période visée à l’article 3 quater, paragraphe 2, de la directive 2003/87/CE dans le cas des demandes présentées au titre de l’article 3 septies de ladite directive.

Article 52

Méthode de surveillance des émissions liées aux activités aériennes

1.   Chaque exploitant d’aéronef détermine les émissions annuelles de CO2 liées aux activités aériennes en multipliant la consommation annuelle de chaque carburant, exprimée en tonnes, par le facteur d’émission correspondant.

2.   Chaque exploitant d’aéronef détermine la consommation de carburant pour chaque vol et pour chaque carburant, y compris le carburant consommé par le groupe auxiliaire de puissance. À cet effet, l’exploitant d’aéronef utilise une des méthodes décrites à la section 1 de l’annexe III. L’exploitant d’aéronef choisit la méthode qui permet d’obtenir les données les plus complètes et les plus actualisées avec le plus faible degré d’incertitude, sans pour autant entraîner de coûts excessifs.

3.   Chaque exploitant d’aéronef détermine la quantité de carburant embarquée visée à la section 1 de l’annexe III en s’appuyant sur l’un des types de données suivants:

a)	la quantité mesurée par le fournisseur de carburant, telle qu’elle est indiquée sur les factures ou les bons de livraison de carburant pour chaque vol;

b)	les données fournies par les systèmes de mesure embarqués qui sont consignées dans la documentation de masse et centrage ou dans le compte rendu matériel de l’aéronef, ou transmises par voie électronique de l’aéronef à l’exploitant de l’aéronef.

4.   L’exploitant d’aéronef détermine la quantité de carburant contenue dans le réservoir à l’aide des données fournies par les systèmes de mesure embarqués et consignées dans la documentation de masse et centrage ou dans le compte rendu matériel de l’aéronef, ou transmises par voie électronique de l’aéronef à l’exploitant de l’aéronef.

5.   Les exploitants d’aéronefs appliquent le niveau 2 défini à la section 2 de l’annexe III.

Toutefois, les exploitants d’aéronefs ayant déclaré, pour la période d’échanges précédant immédiatement la période d’échanges en cours, des émissions annuelles moyennes inférieures ou égales à 50 000 tonnes de CO2 d’origine fossile peuvent appliquer au minimum le niveau 1 tel que défini à la section 2 de l’article III. Tous les exploitants d’aéronefs peuvent appliquer au minimum le niveau 1 défini à la section 2 de l’annexe III pour les flux qui représentent, ensemble, moins de 5 000 tonnes de CO2 d’origine fossile par an ou moins de 10 %, jusqu’à une contribution maximale de 100 000 tonnes de CO2 d’origine fossile par an, la quantité la plus élevée en valeur absolue étant retenue. Lorsque les émissions déclarées ne sont pas disponibles ou ne sont plus utilisables aux fins du présent alinéa, l’exploitant d’aéronef peut utiliser une estimation ou une projection prudente pour déterminer les émissions annuelles moyennes.

6.   Si la quantité de carburant embarquée ou la quantité de carburant restant dans les réservoirs est exprimée en unités de volume (litres), l’exploitant d’aéronef convertit cette quantité en unités de masse en utilisant les valeurs de la densité réelle. L’exploitant d’aéronef détermine la densité réelle de l’une des façons suivantes:

a)	à l’aide des systèmes de mesure embarqués;

b)	à partir de la densité mesurée par le fournisseur de carburant lors de l’embarquement du carburant et qui figure sur la facture ou sur le bon de livraison.

La densité réelle est exprimée en kg/litre et est déterminée pour la température applicable pour une mesure spécifique.

En l’absence de valeur de densité réelle, un facteur de densité standard de 0,8 kg/litre est appliqué, après approbation de l’autorité compétente.

7.   Aux fins du calcul visé au paragraphe 1, l’exploitant d’aéronef utilise les facteurs d’émission par défaut indiqués dans le tableau 2 de l’annexe III.

Aux fins de la déclaration, cette méthode est considérée comme le niveau 1. Pour les carburants qui ne figurent pas dans ce tableau, l’exploitant d’aéronef détermine le facteur d’émission conformément à l’article 32, ce qui correspond au niveau 2. Dans ce cas, le pouvoir calorifique inférieur est déterminé et déclaré pour mémoire.

8.   Par dérogation aux dispositions du paragraphe 7 et sous réserve de l’approbation de l’autorité compétente, l’exploitant d’aéronef peut déterminer le facteur d’émission – ou la teneur en carbone, qui permet de le calculer – ou le pouvoir calorifique inférieur des carburants marchands à partir des données d’achat de ces carburants communiquées par le fournisseur, à condition que les déterminations reposent sur des normes internationales reconnues et que les facteurs d’émission figurant dans le tableau 2 de l’annexe III ne puissent être appliqués.

Article 53

Dispositions spécifiques pour la biomasse

Les dispositions de l’article 39 s’appliquent à la détermination de la fraction issue de la biomasse d’un combustible mixte.

Nonobstant les dispositions de l’article 39, paragraphe 2, l’autorité compétente autorise l’utilisation, le cas échéant, d’une méthode uniformément applicable dans tous les États membres pour déterminer la fraction issue de la biomasse.

Dans le cadre de cette méthode, la fraction issue de la biomasse, le pouvoir calorifique inférieur et le facteur d’émission ou la teneur en carbone du carburant utilisé pour une activité aérienne relevant du SEQE-UE visée à l’annexe I de la directive 2003/87/CE sont déterminés au moyen des données d’achat de ce carburant.

La méthode prend en considération les lignes directrices publiées par la Commission pour faciliter son application cohérente dans tous les États membres.

L’utilisation de biocarburants pour l’aviation fait l’objet d’une évaluation conformément aux dispositions de l’article 18 de la directive 2009/28/CE.

Article 54

Petits émetteurs

1.   Les exploitants d’aéronefs qui effectuent moins de 243 vols par période pendant trois périodes consécutives de quatre mois et les exploitants d’aéronefs qui réalisent des vols dont les émissions annuelles totales sont inférieures à 25 000 tonnes de CO2 par an sont considérés comme de petits émetteurs.

2.   Par dérogation aux dispositions de l’article 52, les petits émetteurs peuvent estimer la consommation de carburant au moyen d’instruments, mis en œuvre par Eurocontrol ou par une autre organisation compétente, qui sont capables de traiter toutes les informations utiles relatives au trafic aérien, telles que celles dont dispose Eurocontrol, et évitent toute sous-estimation des émissions.

Ces instruments ne peuvent être utilisés que sur approbation de la Commission et moyennant application de facteurs de correction pour compenser toute inexactitude des méthodes de modélisation.

3.   Par dérogation aux dispositions de l’article 12, un petit émetteur qui prévoit d’utiliser un des instruments visés au paragraphe 2 du présent article peut se contenter de fournir les informations ci-après dans le plan de surveillance des émissions:

a)	les informations requises à la section 2, point 1, de l’annexe I;

b)	la preuve du respect des seuils définis pour les petits émetteurs au paragraphe 1 du présent article;

c)	le nom ou la référence de l’instrument visé au paragraphe 2 du présent article qui sera utilisé pour estimer la consommation de carburant.

Les petits émetteurs sont dispensés de l’obligation de fournir les pièces justificatives requises à l’article 12, paragraphe 1, troisième alinéa.

4.   Lorsqu’un exploitant d’aéronef utilise un des instruments visés au paragraphe 2 et qu’il dépasse les seuils mentionnés au paragraphe 1 au cours d’une année de déclaration, il en informe l’autorité compétente dans les meilleurs délais.

Dans les meilleurs délais, l’exploitant d’aéronef soumet à l’approbation de l’autorité compétente une modification importante, au sens de l’article 15, paragraphe 4, point a) vi), du plan de surveillance.

Cependant, l’autorité compétente autorise l’exploitant d’aéronef à continuer d’utiliser un instrument visé au paragraphe 2 si l’exploitant d’aéronef lui prouve de manière concluante que les seuils visés au paragraphe 1 n’ont pas déjà été dépassés au cours des cinq dernières périodes de déclaration et qu’ils ne seront plus dépassés à compter de la période de déclaration suivante.

Article 55

Sources d’incertitude

1.   L’exploitant d’aéronef recense les sources d’incertitude et détermine le degré d’incertitude associé. L’exploitant d’aéronef tient compte de ces informations pour le choix de la méthode de surveillance conformément à l’article 52, paragraphe 2.

2.   Lorsque l’exploitant d’aéronef détermine les quantités de carburant embarquées conformément aux dispositions de l’article 52, paragraphe 3, point a), il n’est pas tenu de fournir une autre preuve du degré d’incertitude associé.

3.   Lorsque des systèmes embarqués sont utilisés pour mesurer la quantité de carburant embarquée ou contenue dans les réservoirs conformément à l’article 52, paragraphe 3, point b), le degré d’incertitude associé aux mesures du carburant est établi à l’aide de tous les éléments suivants:

a)	les spécifications communiquées par le constructeur de l’aéronef, qui déterminent les degrés d’incertitude des systèmes embarqués de mesure du carburant;

b)	la preuve des contrôles de routine réalisés pour vérifier le bon fonctionnement des systèmes de mesure du carburant.

4.   Nonobstant les dispositions des paragraphes 2 et 3, l’exploitant d’aéronef peut se fonder sur un jugement d’expert prudent tenant compte du nombre estimé de vols au cours de la période de déclaration pour déterminer les degrés d’incertitude associés à tous les autres composants de la méthode de surveillance.

5.   L’exploitant d’aéronef procède régulièrement à des activités de contrôle appropriées, notamment par recoupement entre la quantité de carburant embarquée telle qu’elle figure sur les factures et la quantité mesurée au moyen des systèmes embarqués, et prend des mesures correctives s’il constate des écarts importants.

Article 56

Détermination des données relatives aux tonnes-kilomètres

1.   L’exploitant d’aéronef qui prévoit de demander une allocation de quotas à titre gratuit conformément à l’article 3 sexies ou 3 septies de la directive 2003/87/CE surveille les données relatives aux tonnes-kilomètres de tous les vols visés à l’annexe I de ladite directive au cours des années de surveillance pertinentes.

2.   L’exploitant d’aéronef calcule les données relatives aux tonnes-kilomètres en multipliant la distance, déterminée conformément aux dispositions de la section 4 de l’annexe III et exprimée en kilomètres (km), par la charge utile calculée en additionnant la masse du fret et du courrier et la masse des passagers et des bagages enregistrés exprimées en tonnes (t).

3.   L’exploitant d’aéronef détermine la masse du fret et du courrier sur la base de la masse réelle ou standard indiquée dans la documentation de masse et centrage des vols concernés.

Les exploitants d’aéronefs qui ne sont pas tenus d’avoir une documentation de masse et centrage proposent, dans le plan de surveillance, une méthode appropriée pour déterminer la masse du fret et du courrier, laquelle exclut la tare de l’ensemble des palettes et des conteneurs qui ne font pas partie de la charge utile, ainsi que le poids en ordre de marche.

4.   L’exploitant d’aéronef détermine la masse des passagers en appliquant un des niveaux suivants:

a)	Niveau 1: utilisation d’une valeur par défaut égale à 100 kg par passager, bagages enregistrés compris.

b)	Niveau 2: utilisation de la masse des passagers et des bagages enregistrés indiquée dans la documentation de masse et centrage pour chaque vol.

Le niveau choisi s’applique toutefois à tous les vols réalisés au cours des années de surveillance prises en considération pour les demandes au titre de l’article 3 sexies ou 3 septies de la directive 2003/87/CE.

CHAPITRE V

GESTION ET CONTRÔLE DES DONNÉES

Article 57

Activités de gestion du flux de données

1.   L’exploitant ou l’exploitant d’aéronef établit, consigne, met en œuvre et tient à jour des procédures écrites concernant les activités de gestion du flux de données en vue de la surveillance et de la déclaration des émissions de gaz à effet de serre et veille à ce 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, aux procédures écrites susmentionnées et au présent règlement.

Lorsque l’exploitant d’aéronef prévoit de demander une allocation de quotas à titre gratuit conformément à l’article 3 sexies ou à l’article 3 septies de la directive 2003/87/CE, le premier alinéa s’applique également à la surveillance et à la déclaration des données relatives aux tonnes-kilomètres.

2.   Les descriptions des procédures écrites concernant les activités de gestion du flux de données contenues dans le plan de surveillance comprennent au minimum les éléments suivants:

a)	les informations énumérées à l’article 12, paragraphe 2;

b)	l’identification des sources de données primaires;

c)	chaque étape du flux de données depuis les données primaires jusqu’aux données relatives aux émissions annuelles ou aux tonnes-kilomètres afin de rendre compte de la succession des activités de gestion du flux de données et de leur interaction;

d)	les étapes de traitement pertinentes liées à chaque activité spécifique de gestion du flux de données, et les formules et données employées pour déterminer les émissions ou les données relatives aux tonnes-kilomètres;

e)	les systèmes électroniques de traitement et de stockage de données utilisés ainsi que l’interaction entre ces systèmes et d’autres saisies de données, notamment manuelles;

f)	la manière dont les résultats des activités de gestion du flux de données sont enregistrés.

Article 58

Système de contrôle

1.   L’exploitant ou l’exploitant d’aéronef établit, consigne, met en œuvre et tient à jour un système de contrôle performant pour faire en sorte que la déclaration d’émissions annuelle et, le cas échéant, la déclaration relative aux tonnes-kilomètres, établies sur la base des activités de gestion du flux de données, ne contiennent pas d’inexactitudes et soient conformes au plan de surveillance et au présent règlement.

2.   Le système de contrôle visé au paragraphe 1 comprend les éléments suivants:

a)	une évaluation des risques inhérents et des risques de carence de contrôle, réalisée par l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef;

b)	les procédures écrites correspondant aux activités de contrôle destinées à atténuer les risques mis en évidence.

3.   Les procédures écrites correspondant aux activités de contrôle visées au paragraphe 2, point b), portent au minimum sur les aspects suivants:

a)	l’assurance de la qualité de l’équipement de mesure;

b)	l’assurance de la qualité du système informatique utilisé pour réaliser les activités de gestion du flux de données, y compris les systèmes informatiques de commande de processus;

c)	la séparation des fonctions parmi les activités de gestion du flux de données et les activités de contrôle ainsi que la gestion des compétences nécessaires;

d)	les analyses internes et la validation des données;

e)	les corrections et mesures correctives;

f)	le contrôle des activités externalisées;

g)	l’archivage et la documentation, y compris la gestion des différentes versions des documents.

4.   L’exploitant ou l’exploitant d’aéronef surveille l’efficacité du système de contrôle, notamment en procédant à des analyses internes et en tenant compte des constatations formulées par le vérificateur lors de la vérification des déclarations d’émissions annuelles et, le cas échéant, des déclarations des données relatives aux tonnes-kilomètres réalisée conformément au règlement (UE) no 600/2012.

S’il s’avère que le système de contrôle est inefficace ou inadapté aux risques mis en évidence, l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef s’efforce d’améliorer ce système et de mettre à jour le plan de surveillance ou les procédures écrites sur lesquelles celui-ci repose pour ce qui concerne les activités de gestion du flux de données, l’évaluation des risques et les activités de contrôle, selon qu’il convient.

Article 59

Assurance de la qualité

1.   Aux fins de l’article 58, paragraphe 3, point a), l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef s’assure que l’ensemble de l’équipement de mesure utilisé est étalonné, réglé et vérifié à intervalles réguliers, y compris avant son utilisation, et contrôlé par rapport à des normes de mesure correspondant aux normes internationales, lorsqu’elles existent, conformément aux exigences du présent règlement et proportionnellement aux risques mis en évidence.

Lorsque des composants des systèmes de mesure ne peuvent pas être étalonnés, l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef l’indique dans le plan de surveillance et propose des activités de contrôle de remplacement.

Si l’équipement n’est pas jugé conforme aux exigences requises, l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef prend rapidement les mesures correctives qui s’imposent.

2.   En ce qui concerne les systèmes de mesure continue des émissions, l’exploitant applique une assurance qualité conforme à la norme EN 14181 (assurance qualité des systèmes automatiques de mesure) et fait notamment procéder, au moins une fois par mois, à des mesures en parallèle, réalisées suivant les méthodes de référence, par un personnel compétent.

Lorsque de telles activités d’assurance qualité nécessitent l’utilisation de valeurs limites d’émission (VLE) en tant que paramètres pour les contrôles d’étalonnage et de fonctionnement, la concentration horaire annuelle moyenne du gaz à effet de serre tient lieu de VLE. Si l’exploitant constate que les exigences d’assurance qualité ne sont pas respectées et qu’il faut notamment procéder à un nouvel étalonnage, il en informe l’autorité compétente et prend des mesures correctives dans les meilleurs délais.

Article 60

Assurance de la qualité des systèmes informatiques

Aux fins de l’article 58, paragraphe 3, point b), l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef s’assure que les systèmes informatiques sont conçus, décrits, 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 mis en évidence conformément à l’article 58, paragraphe 2, point a).

Le contrôle des systèmes informatiques couvre le contrôle d’accès, le contrôle des systèmes de sauvegarde, la restauration, la pérennité et la sécurité.

Article 61

Séparation des fonctions

Aux fins de l’article 58, paragraphe 3, point c), l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef désigne des responsables pour toutes les activités de gestion du flux de données et pour toutes les activités de contrôle, en veillant à séparer les fonctions incompatibles. En l’absence d’autres activités de contrôle, il fait en sorte que, pour toutes les activités de gestion du flux de données proportionnées aux risques inhérents mis en évidence, toute information ou donnée utile soit confirmée par au moins une personne qui n’est pas intervenue dans la détermination et l’enregistrement de cette information ou donnée.

L’exploitant ou l’exploitant d’aéronef gère les compétences nécessaires pour assumer les responsabilités en jeu, en particulier l’attribution adéquate des responsabilités, la formation et les évaluations des performances.

Article 62

Analyses et validation internes des données

1.   Aux fins de l’article 58, paragraphe 3, point d), et sur la base des risques inhérents et des risques de carence de contrôle mis en évidence lors de l’évaluation des risques visée à l’article 58, paragraphe 2, point a), l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef analyse et valide les données issues des activités de gestion du flux de données visées à l’article 57.

L’analyse et la validation de ces données comprennent au minimum:

a)	la vérification de l’exhaustivité des données;

b)	la comparaison sur plusieurs années des données que l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef a obtenues, surveillées et déclarées;

c)

la comparaison des données et valeurs obtenues au moyen de différents systèmes de collecte de données d’exploitation, et notamment, le cas échéant: i) la comparaison des données concernant l’achat de combustibles ou de matières avec les données relatives à la variation des stocks et avec les données relatives à la consommation pour les flux concernés; ii) la comparaison des facteurs de calcul qui ont été déterminés par analyse, calculés ou obtenus auprès du fournisseur des combustibles ou des matières avec les facteurs de référence nationaux ou internationaux de combustibles ou de matières comparables; iii) la comparaison des émissions déterminées par les méthodes fondées sur la mesure avec les résultats du calcul de corroboration conformément à l’article 46; iv) la comparaison des données brutes avec les données agrégées.

2.   L’exploitant ou l’exploitant d’aéronef fait en sorte que, dans la mesure du possible, les critères de rejet des données dans le cadre de l’analyse et de la validation soient connus à l’avance. À cette fin, les critères de rejet des données sont définis dans la documentation concernant les procédures écrites correspondantes.

Article 63

Corrections et mesures correctives

1.   Lorsqu’il apparaît qu’une partie des activités de gestion du flux de données visées à l’article 57 ou des activités de contrôle visées à l’article 58 ne se déroule pas de manière efficace ou ne se déroule pas dans le respect des limites fixées dans la documentation concernant les procédures relatives aux activités de gestion du flux de données et aux activités de contrôle, l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef procède aux corrections appropriées et corrige les données rejetées en veillant à éviter toute sous-estimation des émissions.

2.   Aux fins du paragraphe 1, l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef réalise au minimum les activités suivantes:

a)	il évalue la validité des résultats obtenus à l’issue des différentes étapes des activités de gestion du flux de données visées à l’article 57 ou des activités de contrôle visées à l’article 58;

b)	il détermine la cause du dysfonctionnement ou de l’erreur en cause;

c)	il prend les mesures correctives appropriées, notamment en corrigeant toute donnée concernée dans la déclaration d’émissions ou dans la déclaration relative aux tonnes-kilomètres, selon qu’il convient.

3.   L’exploitant ou l’exploitant d’aéronef effectue les corrections et prend les mesures correctives visées au paragraphe 1 du présent article de manière à prévenir les risques inhérents et les risques de carence de contrôle mis en évidence lors de l’évaluation des risques visée à l’article 58.

Article 64

Activités externalisées

Lorsqu’il externalise une ou plusieurs des activités de gestion du flux de données visées à l’article 57 ou des activités de contrôle visées à l’article 58, l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef:

a)	contrôle la qualité des activités de gestion du flux de données ou activités de contrôle externalisées conformément au présent règlement;

b)	définit les exigences appropriées applicables aux résultats des activités externalisées ainsi que les méthodes utilisées dans le cadre de ces activités;

c)	contrôle la qualité des résultats et méthodes visés au point b) du présent article;

d)	veille à ce que les activités externalisées soient menées de manière à prévenir les risques inhérents et les risques de carence de contrôle mis en évidence lors de l’évaluation des risques visée à l’article 58.

Article 65

Traitement des lacunes dans les données

1.   Lorsque des données utiles pour déterminer les émissions d’une installation sont manquantes, l’exploitant utilise une méthode appropriée d’estimation prudente pour déterminer des données de remplacement pour la période et le paramètre manquant correspondants.

Si l’exploitant d’aéronef n’a pas décrit la méthode d’estimation dans une procédure écrite, il établit cette procédure écrite et soumet une modification appropriée du plan de surveillance à l’approbation de l’autorité compétente conformément à l’article 15.

2.   Lorsque des données utiles pour déterminer les émissions d’un exploitant d’aéronef pour un ou plusieurs vols sont manquantes, l’exploitant d’aéronef utilise des données de remplacement pour la période correspondante, calculées conformément à la méthode alternative définie dans le plan de surveillance.

Si les données de remplacement ne peuvent pas être déterminées conformément au premier alinéa du présent paragraphe, l’exploitant d’aéronef peut estimer les émissions du ou des vols en question d’après la consommation de carburant déterminée au moyen d’un instrument visé à l’article 54, paragraphe 2.

Article 66

Archivage et documentation

1.   L’exploitant ou l’exploitant d’aéronef conserve une trace de toutes les données et informations utiles, y compris les informations énumérées à l’annexe IX, pendant au moins dix ans.

Les données de surveillance consignées et archivées permettent la vérification de la déclaration d’émissions annuelle ou des données relatives aux tonnes-kilomètres conformément au règlement (UE) no 600/2012. Les données déclarées par l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef et contenues dans un système électronique de déclaration et de gestion de données mis en place par l’autorité compétente sont considérées comme étant conservées par l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef s’il a accès à ces données.

2.   L’exploitant ou l’exploitant d’aéronef veille à ce que les documents pertinents soient disponibles au moment et à l’endroit où ils sont nécessaires aux fins des activités de gestion du flux de données et des activités de contrôle.

Sur demande, l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef communique ces informations à l’autorité compétente ainsi qu’au vérificateur de la déclaration d’émissions ou de la déclaration des données relatives aux tonnes-kilomètres conformément au règlement (UE) no 600/2012.

CHAPITRE VI

EXIGENCES DE DÉCLARATION

Article 67

Calendrier et obligations de déclaration

1.   L’exploitant ou l’exploitant d’aéronef remet à l’autorité compétente, au plus tard le 31 mars de chaque année, une déclaration d’émissions qui couvre les émissions annuelles au cours de la période de déclaration et qui fait l’objet d’une vérification conformément au règlement (UE) no 600/2012.

Les autorités compétentes peuvent toutefois exiger des exploitants ou des exploitants d’aéronefs qu’ils présentent la déclaration d’émissions annuelle vérifiée avant le 31 mars et au plus tôt le 28 février.

2.   Lorsque l’exploitant d’aéronef choisit de demander une allocation de quotas à titre gratuit conformément à l’article 3 sexies ou 3 septies de la directive 2003/87/CE, il présente à l’autorité compétente, au plus tard le 31 mars de l’année suivant l’année de surveillance visée à l’article 3 sexies ou 3 septies de ladite directive, une déclaration des données relatives aux tonnes-kilomètres qui couvre les données relatives aux tonnes-kilomètres de l’année de surveillance et qui est vérifiée conformément aux dispositions du règlement (UE) no 600/2012.

3.   Les déclarations d’émissions annuelles et les déclarations des données relatives aux tonnes-kilomètres contiennent au minimum les informations énumérées à l’annexe X.

Article 68

Force majeure

1.   Lorsqu’un exploitant d’aéronef ne peut pas présenter les données relatives aux tonnes-kilomètres vérifiées à l’autorité compétente dans les délais prévus à l’article 3 sexies, paragraphe 1, de la directive 2003/87/CE en raison de circonstances graves, imprévisibles et indépendantes de sa volonté, cet exploitant d’aéronef présente à l’autorité compétente, aux fins de cette disposition, les meilleures données relatives aux tonnes-kilomètres dont il peut disposer compte tenu des circonstances, y compris, si nécessaire, des données fondées sur des estimations crédibles.

2.   Dans les circonstances visées au paragraphe 1, l’État membre, aux fins de la demande visée à l’article 3 sexies, paragraphe 1, de la directive 2003/87/CE et conformément au paragraphe 2 dudit article, présente à la Commission les données reçues pour l’exploitant d’aéronef concerné, accompagnées d’une explication des circonstances ayant conduit à la non-présentation d’une déclaration vérifiée conformément au règlement (UE) no 600/2012.

La Commission et les États membres utilisent ces données aux fins de l’article 3 sexies, paragraphes 3 et 4, de la directive 2003/87/CE.

3.   Lorsque l’État membre présente les données reçues pour un exploitant d’aéronef à la Commission conformément au paragraphe 2 du présent article, l’exploitant d’aéronef concerné fait en sorte de soumettre les données relatives aux tonnes-kilomètres présentées à une vérification conformément au règlement (UE) no 600/2012 dès que possible et en tout état de cause dès la disparition des circonstances visées au paragraphe 1 du présent article.

L’exploitant d’aéronef présente les données vérifiées à l’autorité compétente dans les meilleurs délais.

Le cas échéant, l’autorité compétente concernée revoit l’allocation à la baisse et publie le nombre révisé de quotas alloués gratuitement à l’exploitant d’aéronef conformément à l’article 3 sexies, paragraphe 4, de la directive 2003/87/CE. L’allocation n’est pas augmentée. S’il y a lieu, l’exploitant d’aéronef restitue les quotas excédentaires qui lui ont été délivrés conformément à l’article 3 sexies, paragraphe 5, de ladite directive.

4.   L’autorité compétente met en place des mesures efficaces pour faire en sorte que l’exploitant d’aéronef concerné s’acquitte des obligations qui lui incombent conformément au paragraphe 3.

Article 69

Rapports relatifs aux améliorations apportées à la méthode de surveillance

1.   Chaque exploitant ou exploitant d’aéronef évalue régulièrement s’il est possible d’améliorer la méthode de surveillance employée.

L’exploitant d’une installation soumet à l’approbation de l’autorité compétente un rapport contenant les informations visées au paragraphe 2 ou 3, selon le cas, dans les délais suivants:

a)	tous les quatre ans, le 30 juin au plus tard, s’il s’agit d’une installation de catégorie A;

b)	tous les deux ans, le 30 juin au plus tard, s’il s’agit d’une installation de catégorie B;

c)	chaque année, le 30 juin au plus tard, s’il s’agit d’une installation de catégorie C.

L’autorité compétente peut cependant fixer une autre date de remise du rapport, qui ne doit toutefois pas être postérieure au 30 septembre de la même année.

2.   Lorsque l’exploitant n’applique pas au minimum les niveaux requis conformément à l’article 26, paragraphe 1, premier alinéa, et à l’article 41, paragraphe 1, il fournit une justification indiquant la raison pour laquelle l’application des niveaux requis n’est pas techniquement réalisable ou entraînerait des coûts excessifs.

Cependant, s’il est prouvé que les mesures nécessaires pour appliquer ces niveaux sont devenues techniquement réalisables et ne risquent plus d’entraîner des coûts excessifs, l’exploitant notifie à l’autorité compétente des modifications appropriées du plan de surveillance conformément à l’article 15 et présente des propositions concernant la mise en œuvre des mesures prévues et le calendrier de cette mise en œuvre.

3.   Lorsque l’exploitant applique une méthode de surveillance alternative visée à l’article 22, il fournit une justification indiquant pourquoi il est techniquement impossible d’appliquer au minimum le niveau 1 pour un ou plusieurs flux majeurs ou mineurs ou pourquoi cela risque d’entraîner des coûts excessifs.

Cependant, s’il est prouvé que les mesures nécessaires pour appliquer au minimum le niveau 1 pour ces flux sont devenues techniquement réalisables et ne risquent plus d’entraîner des coûts excessifs, l’exploitant notifie à l’autorité compétente des modifications appropriées du plan de surveillance conformément à l’article 15, et présente des propositions concernant la mise en œuvre des mesures prévues et le calendrier de cette mise en œuvre.

4.   Lorsque le rapport de vérification établi conformément au règlement (UE) no 600/2012 fait état d’irrégularités non rectifiées ou de recommandations d’améliorations conformément aux articles 27, 29 et 30 dudit règlement, l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef soumet un rapport à l’approbation à l’autorité compétente, au plus tard le 30 juin de l’année de publication du rapport de vérification par le vérificateur. Ce rapport décrit quand et comment l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef a rectifié les irrégularités répertoriées par le vérificateur, ou quand et comment il prévoit de les rectifier et de mettre en œuvre les améliorations recommandées.

Le cas échéant, ce rapport peut être intégré au rapport visé au paragraphe 1 du présent article.

Lorsque l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef estime que les améliorations recommandées ne permettront pas d’améliorer la méthode de surveillance, il justifie cette opinion. S’il estime que les améliorations recommandées risquent d’entraîner des coûts excessifs, l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef démontre la nature excessive des coûts.

Article 70

Détermination des émissions par l’autorité compétente

1.   L’autorité compétente procède à une estimation prudente des émissions d’une installation ou d’un exploitant d’aéronef lorsqu’une des situations suivantes se présente:

a)	l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef n’a pas présenté de déclaration d’émissions annuelle vérifiée dans les délais requis conformément à l’article 67, paragraphe 1;

b)	la déclaration d’émissions annuelle vérifiée visée à l’article 67, paragraphe 1, n’est pas conforme aux dispositions du présent règlement;

c)	la déclaration d’émissions d’un exploitant ou exploitant d’aéronef n’a pas été vérifiée conformément au règlement (UE) no 600/2012.

2.   Lorsqu’un vérificateur a fait état, dans le rapport de vérification établi conformément au règlement (UE) no 600/2012, d’inexactitudes non importantes qui n’ont pas été rectifiées par l’exploitant ou l’exploitant d’aéronef avant la délivrance de la conclusion de vérification, l’autorité compétente évalue ces inexactitudes et procède, le cas échéant, à une estimation prudente des émissions de l’installation ou de l’exploitant d’aéronef. L’autorité compétente indique à l’exploitant ou à l’exploitant d’aéronef s’il est nécessaire d’apporter des corrections à la déclaration d’émissions et, le cas échéant, précise lesquelles. L’exploitant ou l’exploitant d’aéronef fait suivre ces informations au vérificateur.

3.   Les États membres organisent un échange efficace d’informations entre les autorités compétentes responsables de l’approbation des plans de surveillance et les autorités compétentes responsables de l’acceptation des déclarations d’émissions annuelles.

Article 71

Accès à l’information

L’autorité compétente met les déclarations d’émissions qu’elle détient à la disposition du public, sous réserve des règles nationales adoptées en vertu de la directive 2003/4/CE. En ce qui concerne l’application de la dérogation définie à l’article 4, paragraphe 2, point d), de cette directive, les exploitants ou exploitants d’aéronefs peuvent signaler dans leur déclaration les informations qu’ils jugent sensibles sur le plan commercial.

Article 72

Arrondissement des données

1.   Les émissions annuelles totales sont déclarées en tonnes de CO2 ou CO2(e) arrondies.

Les tonnes-kilomètres sont déclarées en tonnes-kilomètres arrondies.

2.   Toutes les variables utilisées pour calculer les émissions sont arrondies pour inclure tous les chiffres significatifs aux fins du calcul et de la déclaration des émissions.

3.   Toutes les données par vol sont arrondies pour inclure tous les chiffres significatifs aux fins du calcul de la distance et de la charge utile conformément à l’article 56, et aux fins de la déclaration des données relatives aux tonnes-kilomètres.

Article 73

Concordance avec les autres systèmes de notification

Chacune des activités visées à l’annexe I de la directive 2003/87/CE qui est effectuée par un exploitant ou un exploitant d’aéronef est répertoriée à l’aide des codes utilisés par les systèmes de notification suivants:

a)	format de rapport commun des systèmes nationaux d’inventaire des gaz à effet de serre approuvé par les organes compétents de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques;

b)	numéro d’identification de l’installation dans le registre européen des rejets et des transferts de polluants conformément au règlement (CE) no 166/2006 du Parlement européen et du Conseil (12);

c)	activité IPPC figurant à l’annexe I du règlement (CE) no 166/2006;

d)	code NACE conformément au règlement (CE) no 1893/2006 du Parlement européen et du Conseil (13).

CHAPITRE VII

EXIGENCES RELATIVES AUX TECHNOLOGIES DE L’INFORMATION

Article 74

Formats d’échange de données par voie électronique

1.   Les États membres peuvent exiger que les exploitants ou les exploitants d’aéronefs utilisent des modèles électroniques ou des formats de fichiers spécifiques pour soumettre leurs plans de surveillance et les corrections apportées à ces plans, ainsi que pour remettre leurs déclarations annuelles d’émissions et de données relatives aux tonnes-kilomètres, leurs rapports de vérification et leurs rapports relatifs aux améliorations apportées.

Ces modèles ou spécifications de formats de fichiers établis par les États membres contiennent au minimum les informations contenues dans les modèles électroniques et les spécifications de formats de fichiers publiés par la Commission.

2.   Pour l’établissement des modèles ou spécifications de formats de fichiers visés au paragraphe 1, les États membres peuvent choisir l’une et/ou l’autre des solutions suivantes:

a)	des spécifications de formats de fichiers utilisant un langage électronique normalisé (dénommé ci-après «langage SEQE-UE») fondé sur XML et destiné à être utilisé avec des systèmes automatisés avancés;

b)	des modèles publiés sous une forme utilisable par les logiciels de bureautique standard, tels que tableurs et fichiers de traitement de texte.

Article 75

Recours aux systèmes automatisés

1.   Lorsqu’un État membre choisit de recourir à des systèmes automatisés pour l’échange de données électronique utilisant le langage SEQE-UE visé au point a) de l’article 74, paragraphe 2, ces systèmes garantissent, de manière efficace sur le plan des coûts, par la mise en œuvre de mesures technologiques correspondant à l’état actuel de la technologie:

a)	l’intégrité des données, de façon à empêcher la modification des messages électroniques lors de leur transmission;

b)	la confidentialité des données, par l’application de techniques de sécurisation, en particulier de techniques de cryptage, de sorte que les données ne soient accessibles qu’à la partie à laquelle elles sont destinées et qu’aucune donnée ne puisse être interceptée par des parties non autorisées;

c)	l’authenticité des données, de sorte que l’identité tant de l’expéditeur que du destinataire des données soit connue et vérifiée;

d)

la non-répudiation des données, de sorte qu’une partie intervenant dans une transaction ne puisse nier avoir reçu la transaction et que l’autre partie ne puisse nier l’avoir envoyée, par l’application de méthodes telles que les techniques de signature ou l’audit indépendant des sauvegardes de système.

2.   Tous les systèmes automatisés fondés sur le langage SEQE-UE qui sont utilisés par les États membres pour la communication entre l’autorité compétente, l’exploitant, l’exploitant d’aéronef, le vérificateur et l’organisme d’accréditation au sens du règlement (UE) no 600/2012 satisfont, grâce à la mise en œuvre de mesures technologiques répondant à l’état actuel de la technologie, aux exigences non fonctionnelles suivantes:

a)

contrôle de l’accès, de sorte que le système ne soit accessible qu’aux parties autorisées et qu’aucune donnée ne puisse être lue, écrite ou mise à jour par des parties non autorisées, par la mise en œuvre de mesures technologiques permettant: i) la restriction de l’accès physique à l’équipement utilisé pour le fonctionnement des systèmes automatisés, au moyen de barrières physiques; ii) la restriction de l’accès logique aux systèmes automatisés, par l’utilisation de technologies d’identification, d’authentification et d’autorisation;

b)	disponibilité, de sorte que l’accès aux données soit assuré, même après un certain temps et l’introduction éventuelle d’un nouveau logiciel;

c)	journal des modifications, de sorte que les modifications apportées aux données puissent toujours être retrouvées et analysées rétrospectivement.

CHAPITRE VIII

DISPOSITIONS FINALES

Article 76

Abrogation de la décision 2007/589/CE et dispositions transitoires

1.   La décision 2007/589/CE est abrogée.

2.   Les dispositions de la décision 2007/589/CE continuent de s’appliquer à la surveillance, à la déclaration et à la vérification des émissions et, le cas échéant, des données d’activité antérieures au 1er janvier 2013.

Article 77

Entrée en vigueur

Le présent règlement entre en vigueur le vingtième jour suivant celui de sa publication au Journal officiel de l’Union européenne.

Il s’applique à compter du 1er janvier 2013.

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(1)  JO L 275 du 25.10.2003, p. 32.

(2)  JO L 229 du 31.8.2007, p. 1.

(3)  JO L 140 du 5.6.2009, p. 16.

(4)  JO L 149 du 12.6.2009, p. 69.

(5)  JO L 140 du 5.6.2009, p. 114.

(6)  JO L 135 du 30.4.2004, p. 1.

(7)  JO L 373 du 31.12.1991, p. 4.

(8)  Voir page 1 du présent Journal officiel.

(9)  JO L 130 du 17.5.2011, p. 1.

(10)  JO L 122 du 16.5.2009, p. 6.

(11)  JO L 315 du 29.11.2011, p. 1.

(12)  JO L 33 du 4.2.2006, p. 1.

(13)  JO L 393 du 30.12.2006, p. 1.

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