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ANNEXE I

Contenu minimal du plan de surveillance (Article 12, paragraphe 1)

1.   CONTENU MINIMAL DU PLAN DE SURVEILLANCE DES INSTALLATIONS

Le plan de surveillance d'une installation contient au moins les informations ci-après:

▼M1

▼B

2.    ►M4  CONTENU MINIMAL DES PLANS DE SURVEILLANCE RELATIFS À L’AVIATION ◄

▼B

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ANNEXE II

Définition des niveaux pour les méthodes fondées sur le calcul applicables aux installations (article 12, paragraphe 1)

1.   DÉFINITION DES NIVEAUX APPLICABLES POUR LES DONNÉES D'ACTIVITÉ

Les seuils d'incertitude indiqués dans le tableau 1 correspondent aux niveaux applicables pour les exigences concernant les données d'activité, conformément à l'article 28, paragraphe 1, point a), à l'article 29, paragraphe 2, premier alinéa, et à l'annexe IV du présent règlement. On entend, par seuil d'incertitude, l'incertitude maximale tolérée pour la détermination des flux sur une période de déclaration.

Lorsque des activités visées à l'annexe I de la directive 2003/87/CE ne figurent pas dans le tableau 1 et que le bilan massique n'est pas utilisé, l'exploitant applique, pour ces activités, les niveaux indiqués dans la rubrique «Combustion de combustibles et combustibles utilisés comme matières entrantes» du tableau 1.

2.   DÉFINITION DES NIVEAUX APPLICABLES POUR LES FACTEURS DE CALCUL DANS LE CAS DES ÉMISSIONS DE COMBUSTION

Les exploitants surveillent les émissions de CO2 qui résultent de tous les types de procédés de combustion qui se déroulent dans le cadre des activités visées à l'annexe I de la directive 2003/87/CE ou incluses dans le système d'échange de quotas d'émission de l'Union en vertu de l'article 24 de ladite directive en appliquant les niveaux définis dans la présente section. ►M1  Lorsque des combustibles ou des matières combustibles générant des émissions de CO2 sont utilisés comme matière entrante dans un procédé, la section 4 de la présente annexe s’applique. ◄ Si des combustibles entrent en ligne de compte dans un bilan massique conformément à l'article 25, paragraphe 1, du présent règlement, les niveaux définis pour les bilans massiques à la section 3 de la présente annexe s'appliquent.

Pour les émissions de procédé dues à l'épuration des effluents gazeux de ce procédé, les niveaux définis conformément aux sections 4 et 5 de la présente annexe s'appliquent, suivant le cas.

2.1    Niveaux applicables pour les facteurs d'émission

Lors de la détermination de la fraction issue de la biomasse d'un combustible ou d'une matière mixte, les niveaux définis s'appliquent au facteur d'émission préliminaire. Dans le cas des combustibles et matières fossiles, les niveaux se rapportent au facteur d'émission.

Niveau 1: L'exploitant applique une des options suivantes:

Niveau 2a: L'exploitant applique les facteurs d'émission spécifiques par pays pour chaque combustible ou matière, conformément à l'article 31, paragraphe 1, points b) et c), ou les valeurs déterminées conformément à l'article 31, paragraphe 1, point d).

Niveau 2b: L'exploitant détermine les facteurs d'émission du combustible à partir de l'une des variables représentatives ci-après, en association avec une corrélation empirique, au moins une fois par an conformément aux articles 32 à 35 et à l'article 39:

L'exploitant s'assure que la corrélation respecte les règles de l'art et qu'elle n'est appliquée qu'aux valeurs de la variable représentative comprises dans la plage de valeurs pour laquelle elle a été établie.

Niveau 3: L'exploitant applique une des options suivantes:

2.2    Niveaux applicables pour le pouvoir calorifique inférieur

Niveau 1: L'exploitant applique une des options suivantes:

Niveau 2a: L'exploitant applique les facteurs d'émission spécifiques par pays pour chaque combustible, conformément à l'article 31, paragraphe 1, point b) ou c), ou les valeurs déterminées conformément à l'article 31, paragraphe 1, point d).

Niveau 2b: Pour les combustibles marchands, on utilise le pouvoir calorifique inférieur déterminé d'après les données d'achat communiquées par le fournisseur, à condition que cette détermination ait été réalisée conformément aux normes nationales ou internationales reconnues.

Niveau 3: L'exploitant détermine le pouvoir calorifique inférieur conformément aux dispositions des articles 32 à 35.

2.3    Niveaux applicables pour les facteurs d'oxydation

Niveau 1: L'exploitant applique un facteur d'oxydation égal à 1.

Niveau 2: L'exploitant applique des facteurs d'oxydation pour chaque combustible conformément à l'article 31, paragraphe 1, point b) ou c).

Niveau 3: Pour les combustibles, l'exploitant calcule des facteurs spécifiques des différentes activités en se fondant sur la teneur en carbone des cendres, des effluents, des autres rejets et sous-produits, ainsi que sur les autres formes gazeuses incomplètement oxydées de carbone émises, à l'exception du monoxyde de carbone. La composition est déterminée conformément aux dispositions des articles 32 à 35.

2.4    Niveaux applicables pour la fraction issue de la biomasse

Niveau 1: L'exploitant applique une des valeurs publiées par l'autorité compétente ou la Commission, ou des valeurs déterminées conformément à l'article 31, paragraphe 1.

Niveau 2: L'exploitant applique une méthode d'estimation approuvée conformément à l'article 39, paragraphe 2, deuxième alinéa.

Niveau 3: L'exploitant applique des analyses conformément à l'article 39, paragraphe 2, premier alinéa, et aux articles 32 à 35.

Lorsqu'un exploitant considère qu'une fraction fossile est égale à 100 % conformément à l'article 39, paragraphe 1, aucun niveau n'est attribué à la fraction issue de la biomasse.

3.   DÉFINITION DES NIVEAUX APPLICABLES POUR LES FACTEURS DE CALCUL DANS LE CADRE DES BILANS MASSIQUES

Lorsqu'un exploitant a recours à un bilan massique conformément à l'article 25, il applique les niveaux définis dans la présente section.

3.1    Niveaux applicables pour la teneur en carbone

L'exploitant applique un des niveaux énumérés au présent point. Pour déterminer la teneur en carbone à partir d'un facteur d'émission, l'exploitant utilise les équations suivantes:

a)	si le facteur d'émission est exprimé en t CO2/TJ: C = (FE × PCI)/f

b)	si le facteur d'émission est exprimé en t CO2/t: C = FE/f

Dans ces formules, c'est la teneur en carbone exprimée sous la forme d'une fraction (tonne de carbone par tonne de produit), FE est le facteur d'émission, PCI est le pouvoir calorifique inférieur et f, le facteur défini à l'article 36, paragraphe 3.

Lors de la détermination de la fraction issue de la biomasse d'un combustible ou d'une matière mixte, les niveaux définis s'appliquent à la teneur totale en carbone. Pour déterminer la fraction de carbone issue de la biomasse, les niveaux définis à la section 2.4 de la présente annexe sont appliqués.

Niveau 1: L'exploitant applique une des options suivantes:

Niveau 2a: L'exploitant détermine la teneur en carbone à partir des facteurs d'émission spécifiques par pays pour le combustible ou la matière correspondants, conformément à l'article 31, paragraphe 1, point b) ou c), ou des valeurs visées à l'article 31, paragraphe 1, point d).

Niveau 2b: L'exploitant détermine la teneur en carbone à partir du facteur d'émission du combustible en utilisant une des variables représentatives ci-après, en association avec une corrélation empirique établie au moins une fois par an conformément aux articles 32 à 35:

L'exploitant s'assure que la corrélation respecte les règles de l'art et qu'elle n'est appliquée qu'aux valeurs de la variable représentative comprises dans la plage de valeurs pour laquelle elle a été établie.

Niveau 3: L'exploitant applique une des options suivantes:

3.2    Niveaux applicables pour le pouvoir calorifique inférieur

Il y a lieu d'appliquer les niveaux définis à la section 2.2 de la présente annexe.

3.3    Niveaux applicables pour la fraction issue de la biomasse

Il y a lieu d'appliquer les niveaux définis à la section 2.4 de la présente annexe.

▼M1

4.    DÉFINITION DES NIVEAUX APPLICABLES POUR LES FACTEURS DE CALCUL DANS LE CAS DES ÉMISSIONS DE CO2 LIÉES AU PROCÉDÉ

Pour toutes les émissions de CO2 liées au procédé, en particulier pour les émissions résultant de la décomposition des carbonates et des matières utilisées dans les procédés contenant du carbone sous une forme autre que des carbonates, y compris l’urée, le coke et le graphite, lorsqu’elles sont surveillées selon la méthode standard conformément à l’article 24, paragraphe 2, les niveaux définis dans la présente section pour les facteurs de calcul applicables sont appliqués.

Dans le cas de matières mixtes, qui contiennent à la fois de formes de carbone inorganique et organique, l’exploitant peut décider:

Pour les émissions résultant de la décomposition des carbonates, l’exploitant peut choisir, pour chaque flux, l’une des méthodes suivantes:

Pour les autres émissions de CO2 liées au procédé, l’exploitant applique uniquement la méthode A.

4.1.    Niveaux applicables pour le facteur d’émission avec la méthode A

Niveau 1: L’exploitant applique une des options suivantes:

Niveau 2: L’exploitant applique un facteur d’émission spécifique par pays, conformément à l’article 31, paragraphe 1, point b) ou c), ou les valeurs déterminées conformément à l’article 31, paragraphe 1, point d).

Niveau 3: L’exploitant détermine le facteur d’émission conformément aux dispositions des articles 32 à 35. Les rapports stœchiométriques indiqués à la section 2 de l’annexe VI sont utilisés, le cas échéant, pour convertir les données relatives à la composition en facteurs d’émission.

4.2.    Niveaux applicables pour le facteur d’émission avec la méthode A

Niveau 1: Un facteur de conversion égal à 1 est utilisé.

Niveau 2: Les carbonates et les autres substances carbonées quittant le procédé sont pris en compte au moyen d’un facteur de conversion dont la valeur est comprise entre 0 et 1. L’exploitant peut considérer que la conversion est complète pour une ou plusieurs matières entrantes et imputer les matières et autres substances carbonées non converties aux matières entrantes restantes. Les autres paramètres chimiques pertinents des produits sont déterminés conformément aux dispositions des articles 32 à 35.

4.3.    Niveaux applicables pour le facteur d’émission avec la méthode B

Niveau 1: L’exploitant applique une des options suivantes:

Niveau 2: L’exploitant applique un facteur d’émission spécifique par pays, conformément à l’article 31, paragraphe 1, point b) ou c), ou les valeurs déterminées conformément à l’article 31, paragraphe 1, point d).

Niveau 3: L’exploitant détermine le facteur d’émission conformément aux dispositions des articles 32 à 35. Les rapports stœchiométriques indiqués dans le tableau 3 de l’annexe VI, section 2, sont utilisés pour convertir les données relatives à la composition en facteurs d’émission, étant entendu que la totalité des oxydes métalliques concernés provient des carbonates correspondants. À cette fin, l’exploitant tient compte au minimum de CaO et de MgO et fournit à l’autorité compétente des éléments probants permettant d’établir quels autres oxydes métalliques sont liés à des carbonates contenus dans les matières premières.

4.4.    Niveaux applicables pour le facteur de conversion avec la méthode B

Niveau 1: Un facteur de conversion égal à 1 est utilisé.

Niveau 2: La quantité de composés métalliques autres que des carbonates contenue dans les matières premières, y compris la poussière de retour d’air ou les cendres volantes ou d’autres matières déjà calcinées, est prise en compte au moyen de facteurs de conversion dont la valeur est comprise entre 0 et 1, la valeur 1 correspondant à une conversion totale des carbonates contenus dans les matières premières en oxydes. Les autres paramètres chimiques pertinents des matières entrantes sont déterminés conformément aux dispositions des articles 32 à 35.

4.5.    Niveaux applicables pour le pouvoir calorifique inférieur

Le cas échéant, l’exploitant détermine le pouvoir calorifique inférieur de la matière utilisée dans les procédés en utilisant les niveaux définis à la section 2.2 de la présente annexe. Le pouvoir calorifique inférieur n’est pas considéré comme pertinent pour les flux de minimis ou lorsque la matière n’est pas combustible en tant que telle sans l’ajout d’autres combustibles. En cas de doute, l’exploitant demande à l’autorité compétente de confirmer si le pouvoir calorifique inférieur doit être surveillé et déclaré.

4.6.    Niveaux applicables pour la fraction issue de la biomasse

Le cas échéant, l’exploitant détermine la fraction issue de la biomasse contenue dans la matière utilisée dans les procédés en utilisant les niveaux définis à la section 2.4 de la présente annexe.

▼M1 —————

▼B

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ANNEXE III

▼M4

Méthodes de surveillance pour l’aviation (article 53)

▼B

1.   MÉTHODES DE CALCUL POUR LA DÉTERMINATION DES ÉMISSIONS DE GES DANS LE SECTEUR DE L'AVIATION

Méthode A:

L'exploitant applique la formule suivante:

Consommation réelle de carburant pour chaque vol [t] = quantité de carburant contenue dans les réservoirs de l'aéronef après l'embarquement du carburant nécessaire au vol [t] – quantité de carburant contenue dans les réservoirs de l'aéronef après l'embarquement du carburant nécessaire au vol suivant [t] + carburant embarqué pour ce vol suivant [t].

S'il n'y a pas d'embarquement de carburant pour le vol ou pour le vol suivant, la quantité de carburant contenue dans les réservoirs de l'aéronef est déterminée au départ bloc pour le vol ou le vol suivant. Dans le cas exceptionnel où, à l'issue du vol pour lequel la consommation de carburant est surveillée, un aéronef effectue des activités autres qu'un vol, notamment lorsqu'il fait l'objet d'importants travaux de maintenance nécessitant la vidange des réservoirs, l'exploitant d'aéronef peut remplacer la grandeur «Quantité de carburant contenue dans les réservoirs de l'aéronef après l'embarquement du carburant nécessaire au vol suivant + carburant embarqué pour ce vol suivant» par «Quantité de carburant restant dans les réservoirs au début de l'activité suivante de l'aéronef», telle que consignée dans les comptes rendus matériels.

Méthode B:

L'exploitant applique la formule suivante:

Consommation réelle de carburant pour chaque vol [t] = quantité de carburant restant dans les réservoirs de l'aéronef à l'arrivée bloc à la fin du vol précédent [t] + carburant embarqué pour le vol [t] – quantité de carburant contenue dans les réservoirs à l'arrivée bloc à la fin du vol [t].

L'arrivée bloc peut être considérée comme correspondant au moment de l'arrêt des moteurs. Lorsqu'un aéronef n'effectue pas de vol préalablement au vol pour lequel la consommation de carburant est surveillée, l'exploitant d'aéronef peut remplacer la grandeur «Quantité de carburant restant dans les réservoirs de l'aéronef à l'arrivée bloc à la fin du vol précédent» par «Quantité de carburant restant dans les réservoirs de l'aéronef à la fin de l'activité précédente de l'aéronef», telle que consignée dans les comptes rendus matériels.

2.   FACTEURS D'ÉMISSION POUR LES CARBURANTS ORDINAIRES

▼M4

▼B

3.   CALCUL DE LA DISTANCE ORTHODROMIQUE

Distance [km] = distance orthodromique [km] + 95 km

On entend par distance orthodromique la distance la plus courte entre deux points de la surface de la Terre, calculée au moyen du système visé à l'article 3.7.1.1 de l'annexe 15 de la convention de Chicago (WGS 84).

La latitude et la longitude des aérodromes sont obtenues à partir des données de localisation des aérodromes publiées dans les publications d'information aéronautique (Aeronautical Information Publications, AIP) conformément à l'annexe 15 de la convention de Chicago ou à partir d'une source utilisant des données AIP.

Il est également possible d'utiliser les distances calculées au moyen d'un logiciel ou par un tiers, à condition que la méthode de calcul soit fondée sur la formule figurant dans la présente section, sur des données AIP et sur les exigences WGS 84.

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ANNEXE IV

Méthodes de surveillance spécifiques par activité pour les installations (article 20, paragraphe 2)

1.   RÈGLES DE SURVEILLANCE SPÉCIFIQUES POUR LES ÉMISSIONS LIÉES AUX PROCÉDÉS DE COMBUSTION

A.    Champ d'application

Les exploitants surveillent les émissions de CO2 qui résultent de tous les types de procédés de combustion qui se déroulent dans le cadre des activités visées à l'annexe I de la directive 2003/87/CE ou incluses dans le système d'échange de quotas d'émission de l'Union en vertu de l'article 24 de ladite directive, y compris les procédés d'épuration connexes, conformément aux règles énoncées dans la présente annexe. Les émissions résultant de l'utilisation d'un combustible comme matière entrante dans un procédé sont considérées comme des émissions de combustion pour ce qui est de la surveillance et de la déclaration, sans préjudice des autres classifications des émissions.

Les émissions provenant des moteurs à combustion interne utilisés à des fins de transport ne sont ni surveillées ni déclarées par l'exploitant. L'exploitant attribue à l'installation toutes les émissions qui résultent de la combustion de combustibles dans cette installation, indépendamment de l'exportation de chaleur ou d'électricité vers d'autres installations. L'exploitant n'attribue pas à l'installation importatrice les émissions qui sont associées à la production de chaleur ou d'électricité importée d'autres installations.

L'exploitant tient compte au minimum des sources d'émission suivantes: chaudières, brûleurs, turbines, réchauffeurs, fourneaux, incinérateurs, fours, sécheurs, moteurs, piles à combustible, unités de combustion en boucle chimique, torchères, unités de postcombustion thermique ou catalytique et épurateurs (émissions de procédé) et tout autre équipement ou machine consommant du combustible, à l'exclusion des équipements et des machines équipés de moteurs à combustion utilisés à des fins de transport.

B.    Règles de surveillance spécifiques

Les émissions des procédés de combustion sont calculées conformément à l'article 24, paragraphe 1, à moins que les combustibles ne soient pris en compte dans un bilan massique conformément à l'article 25. Les niveaux définis à la section 2 de l'annexe II s'appliquent. En outre, les émissions de procédé résultant de l'épuration des effluents gazeux font l'objet d'une surveillance conformément aux dispositions de la sous-section C.

Les émissions provenant des torchères sont soumises à des exigences spéciales définies à la sous-section D de la présente section.

Les procédés de combustion qui se déroulent dans les terminaux de traitement du gaz peuvent faire l'objet d'une surveillance au moyen d'un bilan massique conformément à l'article 25.

C.    Épuration des effluents gazeux

C.1    Désulfurisation

Les émissions de CO2 résultant de l'utilisation de carbonates pour l'épuration des effluents gazeux acides sont calculées conformément à l'article 24, paragraphe 2, sur la base de la quantité de carbonates consommée (méthode A ci-dessous) ou de la quantité de gypse produite (méthode B ci-dessous). Les dispositions suivantes s'appliquent par dérogation à la section 4 de l'annexe II

Méthode A: Facteur d'émission

Niveau 1: Le facteur d'émission est déterminé à partir des rapports stœchiométriques indiqués à la section 2 de l'annexe VI. La quantité de CaCO3 et de MgCO3 ou d'autres carbonates contenue dans les matières entrantes est déterminée selon les lignes directrices relatives aux meilleures pratiques publiées par l'industrie.

Méthode B: Facteur d'émission

Niveau 1: Le facteur d'émission est le rapport stœchiométrique entre le gypse sec (CaSO4 × 2H2O) et le CO2 émis: 0,2558 t CO2/t gypse.

Facteur de conversion:

Niveau 1: Un facteur de conversion égal à 1 est utilisé.

C.2    De-NOx

▼M1

Par dérogation à la section 4 de l’annexe II, les émissions de CO2 résultant de l’utilisation d’urée pour l’épuration des effluents gazeux sont calculées conformément à l’article 24, paragraphe 2, en appliquant les niveaux suivants.

▼B

Facteur d'émission:

Niveau 1: La quantité d'urée contenue dans les matières entrantes est déterminée selon les lignes directrices relatives aux meilleures pratiques publiées par l'industrie. Le facteur d'émission est déterminé à partir d'un rapport stœchiométrique égal à 0,7328 t CO2/t urée.

Facteur de conversion:

Seul le niveau 1 est applicable.

D.    Torchères

Pour calculer les émissions provenant des torchères, l'exploitant tient compte du brûlage de routine et du brûlage lié à l'exploitation (interruptions, démarrages, arrêts, cas d'urgence). Il tient également compte du CO2 intrinsèque conformément à l'article 48.

Par dérogation à la section 2.1 de l'annexe II, les niveaux 1 et 2b pour le facteur d'émission sont définis comme suit:

Par dérogation à la section 2.3 de l'annexe II, dans le cas des torchères, seuls les niveaux 1 et 2 sont applicables pour le facteur d'oxydation.

2.   RAFFINAGE DE PÉTROLE, TEL QUE VISÉ À L'ANNEXE I DE LA DIRECTIVE 2003/87/CE

A.    Champ d'application

L'exploitant surveille et déclare l'ensemble des émissions de CO2 résultant des procédés de combustion et de production mis en œuvre dans les raffineries.

L'exploitant tient compte au minimum des sources potentielles d'émission de CO2 suivantes: chaudières, réchauffeurs/épurateurs industriels, moteurs à combustion interne/turbines, réacteurs thermiques et catalytiques, fours de calcination du coke, pompes à eau d'extinction, générateurs de secours/de réserve, torchères, incinérateurs, craqueurs, unités de production d'hydrogène, unités de procédé Claus, régénération des catalyseurs (de craquage catalytique et d'autres procédés de catalyse) et unités de cokéfaction (cokéfaction fluide avec gazéification, cokéfaction différée).

B.    Règles de surveillance spécifiques

La surveillance des activités de raffinage du pétrole est effectuée conformément à la section 1 de la présente annexe en ce qui concerne les émissions de combustion, y compris l'épuration des effluents gazeux. L'exploitant peut choisir d'appliquer la méthode du bilan massique, conformément à l'article 25, à toute la raffinerie ou aux différentes unités de traitement telles que les installations de gazéification des huiles lourdes ou de calcination. Lorsqu'il combine la méthode standard et le bilan massique, l'exploitant démontre à l'autorité compétente que toutes les émissions sont bien prises en compte et qu'il n'y a pas de double comptabilisation.

La surveillance des émissions provenant des unités de production d'hydrogène dédiées s'effectue conformément à la section 19 de la présente annexe.

Par dérogation aux articles 24 et 25, la surveillance des émissions provenant de la régénération des catalyseurs de craquage, de la régénération d'autres catalyseurs et des unités de cokéfaction fluide avec gazéification est réalisée au moyen d'un bilan massique, qui tient compte de l'état de l'air entrant et des effluents gazeux. Tout CO contenu dans les effluents gazeux est comptabilisé comme du CO2, au moyen de la relation massique suivante: t CO2 = t CO * 1,571. L'analyse de l'air entrant et des effluents gazeux et le choix des niveaux sont effectués conformément aux dispositions des articles 32 à 35. La méthode de calcul spécifique doit être approuvée par l'autorité compétente.

3.   PRODUCTION DE COKE VISÉE À L'ANNEXE I DE LA DIRECTIVE 2003/87/CE

A.    Champ d'application

L'exploitant tient compte au minimum des sources potentielles d'émission de CO2 suivantes: matières premières (y compris charbon ou coke de pétrole), combustibles classiques (y compris gaz naturel), gaz de procédé (y compris gaz de haut fourneau – GHF), autres combustibles et épuration des effluents gazeux.

B.    Règles de surveillance spécifiques

Pour la surveillance des émissions associées à la production de coke, l'exploitant peut choisir d'appliquer la méthode du bilan massique conformément à l'article 25 et à la section 3 de l'annexe II, ou la méthode standard conformément à l'article 24 et aux sections 2 et 4 de l'annexe II.

4.   GRILLAGE ET FRITTAGE DE MINERAI MÉTALLIQUE, VISÉS À L'ANNEXE I DE LA DIRECTIVE 2003/87/CE

A.    Champ d'application

L'exploitant tient compte au minimum des sources potentielles d'émission de CO2 suivantes: matières premières (calcination de calcaire, de dolomite et de minerais de fer carbonatés, y compris FeCO3), combustibles classiques (y compris gaz naturel et coke/poussier de coke), gaz de procédé (y compris gaz de cokerie et gaz de haut fourneau), résidus de procédé utilisés comme matières entrantes, y compris la poussière filtrée provenant de l'unité de frittage, du convertisseur et du haut fourneau, autres combustibles et épuration des effluents gazeux.

▼M1

B.    Règles de surveillance spécifiques

Pour la surveillance des émissions associées au grillage, au frittage ou à l’agglomération par bouletage de minerai métallique, l’exploitant peut choisir d’appliquer la méthode du bilan massique conformément à l’article 25 et à la section 3 de l’annexe II, ou la méthode standard conformément à l’article 24 et aux sections 2 et 4 de l’annexe II.

▼B

5.   PRODUCTION DE FONTE ET D'ACIER VISÉE À L'ANNEXE I DE LA DIRECTIVE 2003/87/CE

A.    Champ d'application

L'exploitant tient compte au minimum des sources potentielles d'émission de CO2 suivantes: matières premières (calcination de calcaire, de dolomite et de minerais de fer carbonatés, y compris FeCO3), combustibles classiques (gaz naturel, charbon et coke), agents réducteurs (y compris coke, charbon et matières plastiques), gaz de procédé (gaz de cokerie, gaz de haut fourneau et gaz de convertisseur à l'oxygène), consommation d'électrodes en graphite, autres combustibles et épuration des effluents gazeux.

B.    Règles de surveillance spécifiques

Pour la surveillance des émissions associées à la production de fonte et d'acier, l'exploitant peut choisir d'appliquer la méthode du bilan massique conformément à l'article 25 et à la section 3 de l'annexe II, ou la méthode standard conformément à l'article 24 et aux sections 2 et 4 de l'annexe II, au moins pour une partie des flux, en veillant à éviter les omissions ou la double comptabilisation des émissions.

Par dérogation à la section 3.1 de l'annexe II, le niveau 3 est défini comme suit pour la teneur en carbone:

Niveau 3: L'exploitant détermine la teneur en carbone des flux entrants ou sortants conformément aux dispositions des articles 32 à 35 sur la base d'échantillons représentatifs des combustibles, des produits et des sous-produits, à partir de leur teneur en carbone et de la fraction issue de la biomasse. L'exploitant détermine la teneur en carbone des produits ou des produits semi-finis sur la base d'analyses annuelles réalisées conformément aux dispositions des articles 32 à 35, ou sur la base des données moyennes relatives à la composition spécifiées par les normes nationales ou internationales applicables.

6.   PRODUCTION OU TRANSFORMATION DE MÉTAUX FERREUX ET NON FERREUX VISÉE À L'ANNEXE I DE LA DIRECTIVE 2003/87/CE

A.    Champ d'application

L'exploitant n'applique pas les dispositions de la présente section pour la surveillance et la déclaration des émissions de CO2 liées à la production de fonte et d'acier et d'aluminium primaire.

L'exploitant tient compte au minimum des sources potentielles d'émission de CO2 suivantes: combustibles traditionnels; combustibles de substitution, y compris granulés de matière plastique provenant des installations de post-broyage; agents réducteurs, y compris coke, électrodes en graphite; matières premières, y compris calcaire et dolomite; minerais et concentrés métalliques carbonés; et matières premières secondaires.

B.    Règles de surveillance spécifiques

Lorsque le carbone présent dans les combustibles ou les matières entrantes utilisés dans l'installation reste dans les produits ou autres matières produites, l'exploitant applique la méthode du bilan massique conformément à l'article 25 et à la section 3 de l'annexe II. Si tel n'est pas le cas, l'exploitant calcule les émissions de combustion et les émissions de procédé séparément, en appliquant la méthode standard conformément à l'article 24 et aux sections 2 et 4 de l'annexe II.

S'il a recours au bilan massique, l'exploitant peut choisir d'inclure les émissions résultant des procédés de combustion dans le bilan, ou bien d'appliquer la méthode standard conformément à l'article 24 et à la section 1 de la présente annexe pour une partie des flux, en veillant à éviter les omissions ou la double comptabilisation des émissions.

7.   ÉMISSIONS DE CO2 DUES À LA PRODUCTION OU À LA TRANSFORMATION D'ALUMINIUM PRIMAIRE VISÉE À L'ANNEXE I DE LA DIRECTIVE 2003/87/CE

A.    Champ d'application

L'exploitant applique les dispositions de la présente section pour la surveillance et la déclaration des émissions de CO2résultant de la production d'électrodes destinées à la fusion d'aluminium primaire, y compris les émissions des installations autonomes de production de ces électrodes, et la consommation des électrodes durant l'électrolyse.

L'exploitant tient compte au minimum des sources potentielles d'émission de CO2 suivantes: combustibles pour la production de chaleur ou de vapeur, production d'électrodes, réduction de Al2O3 lors de l'électrolyse liée à la consommation d'électrodes, utilisation de soude ou d'autres carbonates pour l'épuration des effluents gazeux.

Les émissions associées d'hydrocarbures perfluorés (PFC) résultant des effets d'anode, y compris les émissions fugitives, sont surveillées conformément à la section 8 de la présente annexe.

B.    Règles de surveillance spécifiques

L'exploitant détermine les émissions de CO2 résultant de la production ou de la transformation d'aluminium primaire par la méthode du bilan massique, conformément à l'article 25. La méthode du bilan massique prend en compte l'ensemble du carbone présent dans les intrants, les stocks, les produits et les autres exportations résultant de la préparation de la pâte, du moulage, de la cuisson et du recyclage des électrodes ainsi que de la consommation des électrodes lors de l'électrolyse. En cas d'utilisation d'anodes précuites, il est possible de procéder soit à des bilans massiques distincts pour la production et la consommation, soit à un seul bilan massique commun prenant en compte à la fois la production et la consommation des électrodes. Pour les cuves Søderberg, l'exploitant réalisera un bilan massique commun.

Pour ce qui est des émissions des procédés de combustion, l'exploitant peut choisir de les inclure dans le bilan massique ou d'appliquer la méthode standard conformément à l'article 24 et à la section 1 de la présente annexe, au moins pour une partie des flux, en veillant à éviter les omissions ou la double comptabilisation des émissions.

8.   ÉMISSIONS DE PFC DUES À LA PRODUCTION OU À LA TRANSFORMATION D'ALUMINIUM PRIMAIRE VISÉE À L'ANNEXE I DE LA DIRECTIVE 2003/87/CE

A.    Champ d'application

L'exploitant applique les dispositions ci-après pour les émissions d'hydrocarbures perfluorés (PFC) résultant des effets d'anode, y compris les émissions fugitives de PFC. Pour les émissions associées de CO2, y compris celles dues à la production des électrodes, l'exploitant applique les dispositions de la section 7 de la présente annexe. L'exploitant calcule en outre les émissions de PFC non liées aux effets d'anode sur la base de méthodes d'estimation conformes aux meilleures pratiques de l'industrie, et aux lignes directrices publiées à cette fin par la Commission.

B.    Détermination des émissions de PFC

Les émissions de PFC sont calculées à partir des émissions mesurables dans une conduite ou une cheminée («émissions de sources ponctuelles») et des émissions fugitives, compte tenu de l'efficacité de collecte de la conduite:

émissions de PFC (totales) = émissions de PFC (conduite)/efficacité de collecte

L'efficacité de collecte est mesurée lorsque les facteurs d'émission spécifiques de l'installation sont définis. Elle est déterminée sur la base de la version la plus récente des indications concernant le niveau 3 figurant à la section 4.4.2.4 des lignes directrices 2006 du GIEC.

L'exploitant calcule les émissions de CF4 et de C2F6 rejetées par l'intermédiaire d'une conduite ou d'une cheminée selon l'une des deux méthodes ci-après:

Méthode de calcul A – méthode des pentes:

L'exploitant détermine les émissions de PFC à l'aide des équations suivantes:

où:

AEM = Durée des effets d'anode en minutes/cuve-jour;

SEFCF4 = Facteur d'émission de pente [(kg CF4 / t Al produite) / (durée des effets d'anode en minutes/cuve-jour)]. Si différents types de cuves sont utilisés, il est possible d'appliquer des facteurs d'émission de pente différents.

PrAl = Production annuelle d'aluminium primaire [t];

FC2F6 = Fraction massique de C2F6 (t C2F6 / t CF4).

La durée des effets d'anode en minutes par cuve-jour exprime la fréquence des effets d'anode (nombre d'effets d'anode/cuve-jour) multipliée par la durée moyenne des effets d'anode (durée de l'effet d'anode en minutes/événement):

AEM = fréquence × durée moyenne

Facteur d'émission: Le facteur d'émission pour le CF4 (facteur d'émission de pente SEFCF4) exprime la quantité [kg] de CF4 émise par tonne d'aluminium produite par minute d'effet d'anode/cuve-jour. Le facteur d'émission du C2F6 (fraction massique FC2F6) exprime la quantité [t] de C2F6 émise en proportion de la quantité [t] de CF4 émise.

Niveau 1: L'exploitant utilise les facteurs d'émission par technologie figurant dans le tableau 1 de la présente section de l'annexe IV.

Niveau 2: L'exploitant utilise les facteurs d'émission spécifiques par installation établis pour le CF4 et le C2F6 au moyen de mesures in situ continues ou intermittentes. L'exploitant détermine ces facteurs d'émission sur la base de la version la plus récente des indications concernant le niveau 3 figurant à la section 4.4.2.4 des lignes directrices 2006 du GIEC ( 13 ). Le facteur d'émission prend également en compte les émissions liées aux effets autres que les effets d'anode. L'exploitant détermine chaque facteur d'émission avec une incertitude maximale de ± 15 %.

L'exploitant détermine les facteurs d'émission au minimum tous les trois ans, ou plus fréquemment si nécessaire, du fait de modifications importantes dans l'installation. On entend par «modification importante» une modification de la répartition des effets d'anode sur le plan de la durée, ou une modification de l'algorithme de commande influant sur la gamme des types d'effets d'anode ou sur la nature de la procédure de suppression de l'effet d'anode.

Méthode de calcul B – méthode de la surtension:

En cas de mesure de la surtension d'effet d'anode, l'exploitant détermine les émissions de PFC à l'aide des équations suivantes:

▼M1

▼B

où:

OVC = coefficient de surtension («facteur d'émission») exprimé en kg de CF4 par tonne d'aluminium produite par mV de surtension;

AEO = surtension d'effet d'anode par cuve [mV], définie comme l'intégrale de (temps × tension au-dessus de la tension-cible) divisée par le temps (durée) de collecte des données;

CE = rendement de courant moyen du procédé de production d'aluminium [%];

PrAl = production annuelle d'aluminium primaire [t];

▼M1

FC2F6 = fraction massique de C2F6 (t C2F6/t CF4);

▼B

Le terme AEO/CE (surtension d'effet d'anode/rendement de courant) exprime la surtension d'effet d'anode moyenne [mV de surtension], intégrée dans le temps, rapportée au rendement de courant moyen [%].

Facteur d'émission: Le facteur d'émission pour le CF4 («coefficient de surtension» ou OVC) exprime la quantité [kg] de CF4 émise par tonne d'aluminium produite par millivolt de surtension [mV]. Le facteur d'émission du C2F6 (fraction massique FC2F6) exprime la quantité [t] de C2F6 émise en proportion de la quantité [t] de CF4 émise.

Niveau 1: L'exploitant applique les facteurs d'émission par technologie figurant dans le tableau 2 de la présente section de l'annexe IV.

Niveau 2: L'exploitant utilise les facteurs d'émission spécifiques par installation établis pour le CF4 [(kg CF4 / t Al ) / (mV)] et le C2F6 [t C2F6/ t CF4] au moyen de mesures in situ continues ou intermittentes. L'exploitant détermine ces facteurs d'émission sur la base de la version la plus récente des indications concernant le niveau 3 figurant à la section 4.4.2.4 des lignes directrices 2006 du GIEC. L'exploitant détermine chaque facteur d'émission avec une incertitude maximale de ± 15 %.

L'exploitant détermine les facteurs d'émission au minimum tous les trois ans, ou plus fréquemment si nécessaire, du fait de modifications importantes dans l'installation. On entend par «modification importante» une modification de la répartition des effets d'anode sur le plan de la durée, ou une modification de l'algorithme de commande influant sur la gamme des types d'effets d'anode ou sur la nature de la procédure de suppression de l'effet d'anode.

C.    Détermination des émissions en CO2(e)

L'exploitant calcule les émissions de CF4 et de CC2F6 exprimées en CO2(e) comme suit, en appliquant les potentiels de réchauffement planétaire (PRP) indiqués dans le tableau 6 figurant à la section 3 de l'annexe VI:

Émissions de PFC [t CO2(e)] = émissions de CF4 [t] * PRPCF4 + émissions de C2F6 [t] * PRPC2F6

9.   PRODUCTION DE CLINKER VISÉE À L'ANNEXE I DE LA DIRECTIVE 2003/87/CE

▼M1

A.    Champ d’application

L’exploitant tient compte au minimum des sources potentielles d’émission de CO2 suivantes: calcination du calcaire contenu dans les matières premières, combustibles fossiles classiques alimentant les fours, combustibles fossiles et matières premières de substitution alimentant les fours, combustibles issus de la biomasse alimentant les fours (déchets de la biomasse), combustibles non destinés à alimenter les fours, carbone non issu de carbonates contenu dans le calcaire et les schistes, et matières premières utilisées pour l’épuration des effluents gazeux.

▼B

B.    Règles de surveillance spécifiques

La surveillance des émissions de combustion s'effectue conformément à la section 1 de la présente annexe. La surveillance des émissions de procédé liées aux constituants de la farine crue s'effectue conformément à la section 4 de l'annexe II, sur la base de la teneur en carbonates des matières entrantes (méthode de calcul A) ou de la quantité de clinker produite (méthode de calcul B). Dans le cas de la méthode A, les carbonates à prendre en considération incluent au moins CaCO3, MgCO3 et FeCO3. Dans le cas de la méthode B, l'exploitant tient compte au minimum de CaO et de MgO et fournit à l'autorité compétente des éléments de preuve permettant de déterminer dans quelle mesure il convient de prendre en compte d'autres sources de carbone.

▼M1

Les émissions de CO2 dues aux poussières éliminées du procédé et au carbone non issu de carbonates présent dans les matières premières sont ajoutées conformément aux sous-sections C et D de la présente section.

▼B

Méthode de calcul A: sur la base de la charge du four

Lorsque la poussière des fours à ciment (CDK) et la poussière de bypass quittent le système de fours, l'exploitant ne considère pas les matières premières correspondantes comme des matières entrantes, mais calcule les émissions liées aux poussières des fours à ciment conformément à la sous-section C.

À moins que la farine crue ne soit caractérisée, l'exploitant applique les exigences relatives à l'incertitude des données d'activité séparément pour chacune des matières carbonées entrant dans le four, en évitant la double comptabilisation ou les omissions liées aux matières réintroduites dans le procédé ou empruntant le bypass. Si les données d'activité sont déterminées sur la base de la quantité de clinker produite, la quantité nette de farine crue peut être déterminée au moyen d'un rapport empirique farine crue/clinker propre. Ce rapport doit être actualisé au moins une fois par an sur la base des lignes directrices relatives aux meilleures pratiques de l'industrie.

Méthode de calcul B: sur la base de la quantité de clinker produite

L'exploitant détermine les données d'activité exprimées sous la forme de la quantité de clinker produite [t] au cours de la période de déclaration de l'une des deux façons suivantes:

L'exploitant détermine le rapport clinker/ciment pour chacun des produits de ciment sur la base des dispositions des articles 32 à 35, ou calcule ce rapport à partir de la différence entre les livraisons et la variation des stocks de ciment et l'ensemble des matières utilisées comme additifs dans le ciment, y compris les poussières de bypass et les poussières des fours à ciment.

Par dérogation à la section 4 de l'annexe II, le niveau 1 pour le facteur d'émission est défini comme suit:

Niveau 1: L'exploitant applique un facteur d'émission de 0,525 t CO2/t clinker.

C.    Émissions liées aux poussières éliminées

L'exploitant ajoute les émissions de CO2 dues aux poussières de bypass ou aux poussières des fours à ciment (CDK) quittant le système de fours, corrigées d'un facteur de calcination partielle des poussières de fours à ciment, qui sont calculées en tant qu'émissions de procédé conformément à l'article 24, paragraphe 2. Par dérogation à la section 4 de l'annexe II, les niveaux 1 et 2 pour le facteur d'émission sont définis comme suit:

où:

EFCKD = facteur d'émission des poussières de four à ciment partiellement calcinées [t CO2/t CKD];

EFCli = facteur d'émission du clinker, spécifique de l'installation [t CO2/t clinker];

d = degré de calcination des poussières de four à ciment (dégagement de CO2 en % du CO2 total issu des carbonates contenus dans le mélange brut).

Le niveau 3 n'est pas applicable pour le facteur d'émission.

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

L'exploitant détermine les émissions liées au carbone non issu de carbonates présent en particulier dans le calcaire, le schiste ou d'autres matières premières (comme les cendres volantes) entrant dans la composition de la farine crue dans le four, conformément à l'article 24, paragraphe 2.

▼M1

Par dérogation à la section 4 de l’annexe II, les niveaux suivants sont définis pour le facteur d’émission:

Par dérogation à la section 4 de l’annexe II, les niveaux suivants sont définis pour le facteur de conversion:

▼B

10.   PRODUCTION DE CHAUX OU CALCINATION DE DOLOMITE OU DE MAGNÉSITE VISÉES À L'ANNEXE I DE LA DIRECTIVE 2003/87/CE

▼M4

A.    Champ d’application

L’exploitant tient compte au minimum des sources potentielles d’émission de CO2 suivantes: calcination du calcaire, de la dolomite ou de la magnésite contenus dans les matières premières, carbone non issu de carbonates dans les matières premières, combustibles fossiles classiques alimentant les fours, combustibles fossiles et matières premières de substitution alimentant les fours, combustibles issus de la biomasse alimentant les fours (déchets de la biomasse) et autres combustibles.

Lorsque la chaux vive et le CO2 issus du calcaire sont utilisés dans des procédés de purification, de sorte qu’approximativement la même quantité de CO2 se trouve à nouveau sous forme liée, il n’est pas nécessaire de faire figurer séparément la décomposition des carbonates et ledit procédé d’épuration dans le plan de surveillance de l’installation.

B.    Règles de surveillance spécifiques

La surveillance des émissions de combustion s’effectue conformément à la section 1 de la présente annexe. La surveillance des émissions de procédé des carbonates présents dans les matières premières s’effectue conformément à la section 4 de l’annexe II. Les carbonates de calcium et de magnésium sont toujours pris en considération. Il est tenu compte des autres carbonates et du carbone non issu de carbonates présent dans les matières premières, lorsqu’ils sont utiles aux fins du calcul des émissions.

Dans le cas de la méthode fondée sur les matières entrantes, les valeurs de la teneur en carbonates sont corrigées en fonction de la teneur en humidité et en gangue des matières. Dans le cas de la production de magnésie, il y a lieu de prendre en compte les minéraux contenant du magnésium autres que les carbonates, selon qu’il convient.

Il convient d’éviter la double comptabilisation ou les omissions liées aux matières réintroduites ou empruntant le bypass. Si la méthode B est appliquée, la poussière de four à chaux est considérée comme un flux distinct, le cas échéant.

▼M1

C.    Émissions liées au carbone non issu de carbonates présent dans les matières premières

L’exploitant détermine les émissions liées au carbone non issu de carbonates présent en particulier dans le calcaire, le schiste ou d’autres matières premières dans le four, conformément à l’article 24, paragraphe 2.

Par dérogation à la section 4 de l’annexe II, les niveaux suivants sont définis pour le facteur d’émission:

Niveau 1: La teneur en carbone non issu de carbonates de la matière première considérée est déterminée sur la base des lignes directrices sur les meilleures pratiques publiées par l’industrie.

Niveau 2: La teneur en carbone non issu de carbonates présent dans la matière première considérée est déterminée au moins une fois par an conformément aux dispositions des articles 32 à 35.

Par dérogation à la section 4 de l’annexe II, les niveaux suivants sont définis pour le facteur de conversion:

Niveau 1: Un facteur de conversion égal à 1 est utilisé.

Niveau 2: Le facteur de conversion est calculé conformément aux meilleures pratiques publiées par l’industrie.

▼B

11.   FABRICATION DE VERRE, DE FIBRES DE VERRE OU DE MATÉRIAUX ISOLANTS À BASE DE LAINE DE ROCHE VISÉE À L'ANNEXE I DE LA DIRECTIVE 2003/87/CE

A.    Champ d'application

L'exploitant applique les dispositions de la présente section également aux installations destinées à la production de verres solubles et de laine de roche.

L'exploitant tient compte au minimum des sources potentielles d'émission de CO2 suivantes: décomposition des carbonates alcalins et alcalino-terreux résultant de la fusion des matières premières, combustibles fossiles classiques, combustibles fossiles et matières premières de substitution, combustibles issus de la biomasse (déchets de la biomasse), autres combustibles, additifs carbonés, y compris poussière de coke et de houille et graphite, post-combustion et épuration des effluents gazeux.

▼M4

B.    Règles de surveillance spécifiques

La surveillance des émissions de combustion, y compris l’épuration des effluents gazeux, s’effectue conformément à la section 1 de la présente annexe. Les émissions de procédé liées aux matières premières non carbonatées, y compris le coke, le graphite et la poussière de houille, s’effectue conformément à la section 4 de l’annexe II. Les carbonates à prendre en considération incluent au minimum CaCO3, MgCO3, Na2CO3, NaHCO3, BaCO3, Li2CO3, K2CO3, et SrCO3. Seule la méthode A est applicable.

Par dérogation à la section 4 de l’annexe II, les niveaux suivants sont définis pour le facteur d’émission des matières premières contenant des carbonates:

Niveau 1: les rapports stœchiométriques indiqués à la section 2 de l’annexe VI sont utilisés. La pureté des matières entrantes concernées est déterminée sur la base des meilleures pratiques publiées par l’industrie.

Niveau 2: la quantité de carbonates à prendre en considération contenue dans chaque matière entrante est déterminée conformément aux dispositions des articles 32 à 35.

Par dérogation à la section 4 de l’annexe II pour le facteur de conversion, seul le niveau 1 s’applique à toutes les émissions de procédé liées aux matières premières carbonatées et non carbonatées.

▼B

12.   FABRICATION DE PRODUITS CÉRAMIQUES VISÉE À L'ANNEXE I DE LA DIRECTIVE 2003/87/CE

▼M1

A.    Champ d’application

L’exploitant tient compte au minimum des sources potentielles d’émission de CO2 suivantes: combustibles alimentant les fours, calcination du calcaire/de la dolomite et des autres carbonates présents dans les matières premières, calcaire et autres carbonates utilisés pour la réduction des émissions de polluants atmosphériques et d’autres techniques d’épuration des effluents gazeux, additifs fossiles/issus de la biomasse utilisés pour améliorer la porosité, y compris polystyrène, résidus de l’industrie papetière ou sciure de bois, teneur en carbone non issu de carbonates de l’argile et d’autres matières premières.

▼B

B.    Règles de surveillance spécifiques

▼M1

La surveillance des émissions de combustion, y compris l’épuration des effluents gazeux, s’effectue conformément à la section 1 de la présente annexe. La surveillance des émissions de procédé liées aux constituants et additifs de la farine crue s’effectue conformément à la section 4 de l’annexe II. Pour les céramiques fabriquées à partir d’argile purifiées ou synthétiques, l’exploitant peut appliquer soit la méthode A, soit la méthode B. Dans le cas des produits céramiques fabriqués à partir d’argiles brutes et en cas d’utilisation d’argiles ou d’additifs à teneur élevée en carbone non issu de carbonates, l’exploitant applique la méthode A. Les carbonates de calcium sont toujours pris en considération. Il est tenu compte des autres carbonates et du carbone non issu de carbonates présent dans les matières premières, lorsqu’ils sont utiles aux fins du calcul des émissions.

▼B

Les données d'activité concernant les matières entrantes pour la méthode A peuvent être déterminées par un rétrocalcul approprié basé sur les meilleures pratiques publiées par l'industrie, approuvé par l'autorité compétente. Ce calcul rétroactif prend en compte le type de système de mesure disponible pour les produits verts séchés ou les produits cuits, ainsi que les sources de données appropriées relatives à l'humidité de l'argile et des additifs, ainsi que la perte par recuit (perte au feu) des matières concernées.

Par dérogation à la section 4 de l'annexe II, les niveaux suivants sont définis pour les facteurs d'émission, en ce qui concerne les émissions de procédé liées aux matières premières contenant des carbonates:

Méthode A (sur la base des matières entrantes):

Niveau 1: Au lieu de se fonder sur les résultats d'analyse, on utilise, pour le calcul du facteur d'émission, une valeur estimative prudente de 0,2 tonne de CaCO3 (correspondant à 0,08794 tonne de CO2) par tonne d'argile sèche. Tout le carbone inorganique et organique contenu dans l'argile est considéré comme inclus dans cette valeur. Les additifs sont considérés comme non inclus dans cette valeur.

Niveau 2: Pour chaque flux, un facteur d'émission est déterminé et actualisé au moins une fois par an, sur la base des meilleures pratiques publiées par l'industrie, en tenant compte des conditions spécifiques du site et de la gamme de produits de l'installation.

Niveau 3: La composition des matières premières est déterminée conformément aux dispositions des articles 32 à 35. Les rapports stœchiométriques indiqués à la section 2 de l'annexe VI sont utilisés, le cas échéant, pour convertir les données relatives à la composition en facteurs d'émission.

Méthode B (sur la base des matières produites):

Niveau 1: Au lieu de se fonder sur les résultats d'analyse, on utilise, pour le calcul du facteur d'émission, une valeur estimative prudente égale à 0,123 tonne de CaO (correspondant à 0,09642 tonne de CO2) par tonne de produit. Tout le carbone inorganique et organique contenu dans l'argile est considéré comme inclus dans cette valeur. Les additifs sont considérés comme non inclus dans cette valeur.

Niveau 2: Un facteur d'émission est déterminé et actualisé au moins une fois par an, sur la base des meilleures pratiques publiées par l'industrie, en tenant compte des conditions spécifiques du site et de la gamme de produits de l'installation.

Niveau 3: La composition des produits est déterminée conformément aux dispositions des articles 32 à 35. Les rapports stœchiométriques indiqués dans le tableau 3 de l'annexe VI, section 2, sont utilisés, le cas échéant, pour convertir les données relatives à la composition en facteurs d'émission, étant entendu que la totalité des oxydes métalliques concernés provient des carbonates correspondants.

Par dérogation à la section 1 de la présente annexe, dans le cas de l'épuration des effluents gazeux, le niveau suivant est défini pour le facteur d'émission:

Niveau 1: L'exploitant applique le rapport stœchiométrique du CaCO3 indiqué à la section 2 de l'annexe VI.

Aucun autre niveau ni aucun facteur de conversion n'est appliqué dans le cas de l'épuration. Il convient d'éviter la double comptabilisation du calcaire utilisé qui est recyclé pour être employé comme matière première dans la même installation.

13.   PRODUCTION DE PRODUITS À BASE DE GYPSE ET DE PLAQUES DE PLÂTRE VISÉE À L'ANNEXE I DE LA DIRECTIVE 2003/87/CE

A.    Champ d'application

L'exploitant tient compte au minimum des émissions de CO2 résultant de tous les types d'activités de combustion.

B.    Règles de surveillance spécifiques

La surveillance des émissions de combustion s'effectue conformément à la section 1 de la présente annexe.

14.   PRODUCTION DE PÂTE À PAPIER ET DE PAPIER VISÉE À L'ANNEXE I DE LA DIRECTIVE 2003/87/CE

A.    Champ d'application

L'exploitant tient compte au minimum des sources potentielles d'émission de CO2 suivantes: chaudières, turbines à gaz et autres systèmes de combustion produisant de la vapeur ou de l'électricité, chaudières de récupération et autres dispositifs brûlant les lessives résiduaires de cuisson, incinérateurs, fours à chaux et fours de calcination, épuration des effluents gazeux et sécheurs alimentés par des combustibles (tels que sécheurs à infrarouge).

B.    Règles de surveillance spécifiques

La surveillance des émissions de combustion, y compris l'épuration des effluents gazeux, s'effectue conformément à la section 1 de la présente annexe.

La surveillance des émissions de procédé liées aux matières premières utilisées comme produits chimiques d'appoint, y compris au moins le calcaire et la soude, est réalisée selon la méthode A, conformément à la section 4 de l'annexe II. Les émissions de CO2 résultant de la récupération du lait de chaux lors de la production de la pâte à papier sont considérées comme des émissions de CO2 issu de biomasse recyclée. On admet que seule la quantité de CO2 proportionnelle à la quantité de produits chimiques d'appoint introduite dans le procédé génère des émissions de CO2 d'origine fossile.

Dans le cas des émissions associées aux produits chimiques d'appoint, les niveaux suivants sont définis pour le facteur d'émission:

Pour le facteur de conversion, seul le niveau 1 est applicable.

15.   PRODUCTION DE NOIR DE CARBONE VISÉE À L'ANNEXE I DE LA DIRECTIVE 2003/87/CE

A.    Champ d'application

L'exploitant considère comme sources d'émission de CO2 au moins tous les combustibles utilisés pour la combustion et tous les combustibles utilisés comme matières entrantes dans le procédé.

B.    Règles de surveillance spécifiques

Les émissions associées à la production de noir de carbone peuvent faire l'objet d'une surveillance soit en tant qu'émissions d'un procédé de combustion, épuration des effluents gazeux associés comprise, conformément à la section 1 de la présente annexe, soit au moyen d'un bilan massique conformément à l'article 25 et à la section 3 de l'annexe II.

16.   DÉTERMINATION DES ÉMISSIONS DE PROTOXYDE D'AZOTE (N2O) LIÉES À LA PRODUCTION D'ACIDE NITRIQUE, D'ACIDE ADIPIQUE, DE CAPROLACTAME, DE GLYOXAL ET D'ACIDE GLYOXYLIQUE VISÉE À L'ANNEXE I DE LA DIRECTIVE 2003/87/CE

A.    Champ d'application

Pour chaque activité donnant lieu à des émissions de N2O, l'exploitant prend en considération toutes les sources émettant du N2O dans le cadre de procédés de production, y compris lorsque les émissions de N2O liées à la production sont canalisées au moyen d'un dispositif antipollution quelconque, et notamment:

Ces dispositions ne s'appliquent pas aux émissions de N2O résultant de la combustion de combustibles.

B.    Détermination des émissions de N2O

B.1.    Émissions annuelles de N2O

L'exploitant surveille les émissions de N2O associées à la production d'acide nitrique par mesure continue des émissions. Il surveille les émissions de N2O liées à la production d'acide adipique, de caprolactame, de glyoxal et d'acide glyoxylique en appliquant une méthode fondée sur la mesure dans le cas des émissions traitées au moyen d'un dispositif antipollution, et une méthode fondée sur le calcul (bilan massique) lors des périodes pendant lesquelles les émissions ne sont pas traitées par un dispositif antipollution.

Pour chaque source dont les émissions sont mesurées en continu, l'exploitant détermine les émissions annuelles totales en additionnant toutes les émissions horaires, à l'aide de l'équation 1 indiquée dans la section 3 de l'annexe VIII.

B.2.    Émissions horaires de N2O

Pour chaque source dont les émissions sont mesurées en continu, l'exploitant détermine les émissions horaires annuelles moyennes à l'aide de l'équation 2 indiquée dans la section 3 de l'annexe VIII.

L'exploitant détermine les concentrations horaires de N2O dans les effluents gazeux de chaque source d'émission par mesure continue en un point représentatif, en aval du dispositif de réduction des émissions de NOx/N2O, le cas échéant. L'exploitant applique des techniques permettant de mesurer les concentrations de N2O de toutes les sources, avec ou sans dispositif de réduction des émissions. Si l'incertitude augmente pendant ces périodes, il convient d'en tenir compte lors de l'évaluation de l'incertitude.

Si nécessaire, l'exploitant corrige toutes les mesures pour les rapporter au gaz sec et déclare les valeurs correspondantes.

B.3.    Détermination du débit des effluents gazeux

Pour mesurer le débit des effluents gazeux aux fins de la surveillance des émissions de N2O, l'exploitant applique les méthodes indiquées à l'article 43, paragraphe 5, pour la surveillance du débit des effluents gazeux. En ce qui concerne la production d'acide nitrique, l'exploitant applique la méthode indiquée à l'article 43, paragraphe 5, point a), sauf si cela n'est pas techniquement réalisable. En pareil cas et sous réserve de l'approbation de l'autorité compétente, l'exploitant applique une autre méthode, notamment la méthode du bilan massique, en s'appuyant sur des paramètres significatifs tels que la charge d'ammoniac, ou la détermination du débit par mesure en continu des émissions.

Le débit des effluents gazeux est calculé à l'aide de la formule suivante:

Vdébit des effluents gazeux [Nm3/h] = Vair * (1 - O2,air) / (1 - O2, effluents gazeux)

où:

Vair = débit total d'air entrant en Nm3/h dans des conditions standard;

O2, air = fraction volumique de O2 dans l'air sec [= 0,2095];

O2, effluents gazeux = fraction volumique de O2 dans les effluents gazeux.

Vair est calculé en additionnant tous les débits d'air entrant dans l'usine de production d'acide nitrique.

L'exploitant applique la formule suivante, sauf indication contraire du plan de surveillance:

Vair = Vprim + Vsec + Vétanchéité

où:

Vprim = débit d'air entrant primaire en Nm3/h dans des conditions standard;

Vsec = débit d'air entrant secondaire en Nm3/h dans des conditions standard;

Vétanchéité = débit d'air entrant au niveau de l'étanchéité en Nm3/h dans des conditions standard.

L'exploitant détermine Vprim par mesure continue du débit avant le mélange avec l'ammoniac. Il détermine Vsec par mesure continue du débit, y compris en amont de l'unité de récupération de chaleur. Pour Vétanchéité, l'exploitant prend en considération le flux d'air évacué dans le cadre du procédé de production d'acide nitrique.

Pour les flux d'air entrant représentant cumulativement moins de 2,5 % du débit d'air total, l'autorité compétente peut accepter des méthodes d'estimation proposées par l'exploitant sur la base des meilleures pratiques publiées par l'industrie pour la détermination de ce débit d'air.

L'exploitant prouve, au moyen de mesures effectuées dans des conditions d'exploitation normales, que le débit des effluents gazeux mesuré est suffisamment homogène pour permettre l'application de la méthode de mesure proposée. Si ces mesures confirment que le débit n'est pas homogène, l'exploitant tient compte de cette information pour déterminer les méthodes de surveillance appropriées et pour calculer l'incertitude associée aux émissions de N2O.

L'exploitant corrige toutes les mesures pour les rapporter au gaz sec et déclare les valeurs correspondantes.

B.4.    Concentrations d'oxygène (O2)

L'exploitant mesure les concentrations d'oxygène dans les effluents gazeux lorsque celles-ci sont nécessaires pour calculer le débit des effluents gazeux conformément à la sous-section B.3 de la présente section de l'annexe IV. Pour ce faire, il respecte les exigences applicables aux mesures de la concentration énoncées à l'article 41, paragraphes 1 et 2. Pour déterminer l'incertitude associée aux émissions de N2O, l'exploitant tient compte de l'incertitude associée aux mesures de la concentration d'O2.

Si nécessaire, l'exploitant corrige toutes les mesures pour les rapporter au gaz sec et déclare les valeurs correspondantes.

B.5.    Calcul des émissions de N2O

Pour certaines périodes durant lesquelles les émissions de N2O liées à la production d'acide adipique, de caprolactame, de glyoxal et d'acide glyoxylique ne sont pas traitées par un dispositif antipollution, y compris en cas de purge de sécurité et de défaillance du dispositif antipollution, et lorsqu'une surveillance continue des émissions de N2O n'est pas techniquement réalisable, l'exploitant peut, sous réserve de l'approbation de l'autorité compétente, recourir à la méthode du bilan massique pour calculer les émissions de N2O. À cet effet, l'incertitude globale est similaire à celle obtenue par l'application des niveaux requis à l'article 41, paragraphes 1 et 2. L'exploitant fonde la méthode de calcul sur le taux d'émission de N2O maximal susceptible de résulter de la réaction chimique se produisant au moment de l'émission et pendant la période considérée.

L'exploitant tient compte de l'incertitude inhérente à toute valeur d'émission obtenue par calcul pour une source d'émission donnée pour déterminer l'incertitude associée à la moyenne horaire annuelle des émissions de cette source.

B.6.    Détermination des cadences de production de l'activité

Les cadences de production sont calculées sur la base des rapports de production journaliers et des heures d'exploitation.

B.7.    Taux d'échantillonnage

Des moyennes horaires ou calculées sur des périodes de référence plus courtes sont établies conformément à l'article 44 pour:

C.    Détermination des équivalents CO2 annuels - CO2(e)

L'exploitant convertit les émissions annuelles totales de N2O de toutes les sources, mesurées en tonnes avec une précision de trois décimales, en CO2(e) annuels, exprimés en tonnes arrondies, à l'aide de la formule suivante et des valeurs du PRP figurant à la section 3 de l'annexe VI:

CO2(e) [t] = N2Oannuelles[t] * PRPN2O

où:

N2Oannuelles = émissions annuelles totales de N2O, calculées conformément à l'équation 1 indiquée à la section 3 de l'annexe VIII.

Les équivalents CO2 annuels (CO2(e)] générés par toutes les sources d'émission et toutes les émissions directes de CO2provenant d'autres sources d'émission couvertes par l'autorisation d'émettre des gaz à effet de serre sont ajoutés aux émissions annuelles totales de CO2 produites par l'installation et utilisés pour la déclaration et la restitution des quotas.

Les émissions annuelles totales de N2O sont déclarées en tonnes avec une précision de trois décimales et en CO2(e) en tonnes arrondies.

17.   PRODUCTION D'AMMONIAC VISÉE À L'ANNEXE I DE LA DIRECTIVE 2003/87/CE

A.    Champ d'application

L'exploitant tient compte au minimum des sources potentielles d'émission de CO2 suivantes: combustion des combustibles fournissant la chaleur nécessaire pour le reformage ou l'oxydation partielle, combustibles utilisés pour alimenter le procédé de production d'ammoniac (reformage ou oxydation partielle), combustibles utilisés pour d'autres procédés de combustion, y compris aux fins de la production d'eau chaude ou de vapeur.

B.    Règles de surveillance spécifiques

Pour la surveillance des émissions résultant de procédés de combustion ou de l'utilisation de combustibles comme matières entrantes dans un procédé, il y a lieu d'appliquer la méthode standard conformément aux dispositions de l'article 24 et à la section 1 de la présente annexe.

Lorsque le CO2 issu de la production d'ammoniac est utilisé comme matière première pour produire de l'urée ou d'autres produits chimiques, ou est transféré en dehors de l'installation à des fins non couvertes par l'article 49, paragraphe 1, la quantité correspondante de CO2 est considérée comme étant émise par l'installation qui a produit le CO2.

18.   PRODUCTION DE PRODUITS CHIMIQUES ORGANIQUES EN VRAC VISÉE À L'ANNEXE I DE LA DIRECTIVE 2003/87/CE

A.    Champ d'application

L'exploitant tient compte au minimum des sources potentielles d'émission de CO2 suivantes: craquage (catalytique ou non), reformage, oxydation partielle ou totale, procédés similaires entraînant des émissions de CO2 dues au carbone présent dans les matières premières à base d'hydrocarbures, combustion des effluents gazeux et mise en torchère, et combustion de combustibles dans d'autres procédés de combustion.

B.    Règles de surveillance spécifiques

Lorsque la production de produits chimiques organiques en vrac est techniquement intégrée dans une raffinerie d'huiles minérales, l'exploitant de cette installation applique les dispositions pertinentes de la section 2 de la présente annexe.

Nonobstant le premier alinéa, pour la surveillance des émissions dues aux procédés de combustion dans lesquels les combustibles utilisés ne participent pas aux réactions chimiques mises en œuvre pour la production de produits chimiques organiques en vrac ou ne résultent pas de telles réactions, l'exploitant applique la méthode standard conformément à l'article 24 et à la section 1 de la présente annexe. Dans tous les autres cas, l'exploitant peut choisir de surveiller les émissions associées à la production de produits chimiques organiques en vrac au moyen d'un bilan massique conformément à l'article 25, ou de la méthode standard conformément à l'article 24. S'il a recours à la méthode standard, l'exploitant démontre à l'autorité compétente que cette méthode couvre toutes les émissions pertinentes qui seraient également prises en considération par un bilan massique.

Pour la détermination de la teneur en carbone au niveau 1, les facteurs d'émission de référence indiqués dans le tableau 5 de l'annexe VI sont appliqués. Pour les substances ne figurant pas dans le tableau 5 de l'annexe VI ni visées par d'autres dispositions du présent règlement, l'exploitant calcule la teneur en carbone à partir de la teneur stœchiométrique en carbone de la substance pure et de la concentration de la substance dans le flux entrant ou sortant.

19.   PRODUCTION D'HYDROGÈNE ET DE GAZ DE SYNTHÈSE VISÉE À L'ANNEXE I DE LA DIRECTIVE 2003/87/CE

A.    Champ d'application

L'exploitant tient compte au minimum des sources potentielles d'émission de CO2 suivantes: combustibles utilisés dans le procédé de production d'hydrogène ou de gaz de synthèse (reformage ou oxydation partielle) et combustibles utilisés dans d'autres procédés de combustion, y compris pour la production d'eau chaude ou de vapeur. Le gaz de synthèse produit est considéré comme un flux dans la méthode du bilan massique.

B.    Règles de surveillance spécifiques

Pour la surveillance des émissions associées aux procédés de combustion ou résultant de l'utilisation de combustibles comme matières entrantes aux fins de la production d'hydrogène, la méthode standard est appliquée, conformément à l'article 24 et à la section 1 de la présente annexe.

Pour la surveillance des émissions liées à la production de gaz de synthèse, un bilan massique est appliqué, conformément à l'article 25. Si les émissions proviennent de plusieurs procédés de combustion distincts, l'exploitant peut choisir d'inclure ces émissions dans le bilan massique, ou bien d'appliquer la méthode standard, conformément à l'article 24, au moins pour une partie des flux, en veillant à éviter les omissions ou la double comptabilisation des émissions.

Lorsque l'hydrogène et le gaz de synthèse sont produits dans la même installation, l'exploitant calcule les émissions de CO2 en recourant à des méthodes distinctes pour l'hydrogène et pour le gaz de synthèse comme indiqué dans les deux premiers paragraphes de la présente sous-section, ou bien en appliquant un bilan massique commun.

20.   PRODUCTION DE SOUDE ET DE BICARBONATE DE SODIUM VISÉE À L'ANNEXE I DE LA DIRECTIVE 2003/87/CE

A.    Champ d'application

Dans les installations de production de soude et de bicarbonate de sodium, les émissions de CO2 proviennent des sources et flux d'émission suivants:

B.    Règles de surveillance spécifiques

Pour la surveillance des émissions liées à la production de soude et de bicarbonate de sodium, l'exploitant applique un bilan massique conformément à l'article 25. Pour les émissions dues aux procédés de combustion, l'exploitant peut choisir d'inclure ces émissions dans le bilan massique, ou bien d'appliquer la méthode standard, conformément à l'article 24, au moins pour une partie des flux, en veillant à éviter les omissions ou la double comptabilisation des émissions.

Lorsque le CO2 issu de la production de soude est utilisé pour produire du bicarbonate de sodium, la quantité de CO2concernée est considérée comme ayant été émise par l'installation qui produit le CO2.

21.   DÉTERMINATION DES ÉMISSIONS DE GAZ À EFFET DE SERRE RÉSULTANT DES ACTIVITÉS DE CAPTAGE DU CO2 EN VUE DE SON TRANSPORT ET DE SON STOCKAGE GÉOLOGIQUE DANS UN SITE DE STOCKAGE AGRÉÉ AU TITRE DE LA DIRECTIVE 2009/31/CE

A.    Champ d'application

Le captage du CO2 est assuré soit par une installation spécialisée qui reçoit le CO2 transféré par une ou plusieurs autres installations, soit par la même installation qui mène les activités émettant le CO2 capté au titre de la même autorisation d'émettre des gaz à effet de serre. Toutes les parties de l'installation en rapport le captage, le stockage intermédiaire et le transfert du CO2 vers un réseau de transport de CO2 ou vers un site de stockage géologique du CO2 sont mentionnées dans l'autorisation d'émettre des gaz à effet de serre et sont prises en compte dans le plan de surveillance associé. Dans le cas des installations dans lesquelles sont menées d'autres activités relevant de la directive 2003/87/CE, les émissions qui résultent de ces activités font l'objet d'une surveillance conformément aux autres sections de la présente annexe.

L'exploitant qui exerce une activité de captage de CO2 tient compte au minimum des sources potentielles d'émission de CO2 suivantes:

B.    Quantification du CO2 transféré et émis

B.1.    Quantification au niveau de l'installation

Chaque exploitant calcule les émissions en tenant compte des émissions de CO2 susceptibles de résulter de tous les procédés émetteurs qui se déroulent dans l'installation, ainsi que des quantités de CO2 captées et transférées vers le réseau de transport, à l'aide de la formule suivante:

Einstallation de captage = Tentrée + Esans captage – Tpour stockage

où:

Einstallation de captage = total des émissions de gaz à effet de serre de l'installation de captage;

Tentrée = quantité de CO2 transférée vers l'installation de captage, déterminée conformément aux articles 40 à 46 et à l'article 49;

Esans captage = émissions de l'installation si le CO2 n'était pas capté, c'est-à-dire somme des émissions résultant de toutes les autres activités menées dans l'installation et faisant l'objet d'une surveillance conformément aux sections pertinentes de l'annexe IV;

Tpour stockage = quantité de CO2 transférée vers un réseau de transport ou un site de stockage, déterminée conformément aux articles 40 à 46 et à l'article 49.

Dans les cas où le captage du CO2 est assuré par la même installation que celle d'où provient le CO2 capté, l'exploitant donne la valeur zéro à Tentrée.

Dans le cas d'installations de captage autonomes, l'exploitant considère que Esans captage représente la quantité d'émissions qui ne proviennent pas du CO2 transféré vers l'installation en vue de son captage. L'exploitant détermine ces émissions conformément aux dispositions du présent règlement.

Dans le cas d'installations de captage autonomes, l'exploitant de l'installation qui transfère le CO2 vers l'installation de captage déduit la quantité Tentrée des émissions de son installation, conformément à l'article 49.

B.2.    Détermination du CO2 transféré

Chaque exploitant détermine la quantité de CO2 transférée de et vers l'installation de captage conformément à l'article 49 au moyen de méthodes de mesure mises en œuvre conformément aux articles 40 à 46.

Pour autant que l'exploitant de l'installation qui transfère le CO2 à l'installation de captage prouve de manière concluante à l'autorité compétente que le CO2 est transféré en totalité vers l'installation de captage et avec une précision au moins équivalente, l'autorité compétente peut autoriser cet exploitant à appliquer une méthode fondée sur le calcul conformément à l'article 24 ou à l'article 25 plutôt qu'une méthode fondée sur la mesure conformément aux articles 40 à 46 et à l'article 49 pour déterminer la quantité Tentrée.

22.   DÉTERMINATION DES ÉMISSIONS DE GAZ À EFFET DE SERRE RÉSULTANT DU TRANSPORT DU CO2 PAR PIPELINE EN VUE DE SON STOCKAGE GÉOLOGIQUE DANS UN SITE DE STOCKAGE AGRÉÉ AU TITRE DE LA DIRECTIVE 2009/31/CE

A.    Champ d'application

Les limites définies pour la surveillance et la déclaration des émissions résultant du transport du CO2 par pipeline sont spécifiées dans l'autorisation d'émettre des gaz à effet de serre du réseau de transport, y compris toutes les installations auxiliaires fonctionnellement raccordées au réseau de transport telles que les stations de compression et les chaudières. Chaque réseau de transport comporte au minimum un point de départ et un point final, reliés chacun à d'autres installations assurant une ou plusieurs des activités de captage, de transport ou de stockage géologique du CO2. Les points de départ et les points finals peuvent comprendre des bifurcations du réseau de transport et se situer de part et d'autre de frontières nationales. Le point de départ et le point final ainsi que les installations auxquelles ils sont raccordés doivent être précisés dans l'autorisation d'émettre des gaz à effet de serre.

Chaque exploitant tient compte au minimum des sources potentielles d'émission de CO2 suivantes: la combustion et les autres procédés intervenant dans les installations fonctionnellement raccordées aux réseaux de transport, comme les stations de compression, les émissions fugitives à partir du réseau de transport, les émissions de purge à partir du réseau de transport, et les émissions dues à des fuites dans le réseau de transport.

B.    Méthodes dequantification du CO2

L'exploitant de réseaux de transport détermine les émissions par une des méthodes suivantes:

Lors du choix de la méthode A ou B, chaque exploitant démontre à l'autorité compétente que la méthode choisie permettra d'obtenir des résultats plus fiables et de réduire l'incertitude associée aux émissions globales grâce à l'application des meilleures techniques et connaissances disponibles au moment de l'introduction de la demande d'autorisation d'émettre des gaz à effet de serre et de l'approbation du plan de surveillance, sans pour autant entraîner de coûts excessifs. Si la méthode B est retenue, chaque exploitant démontre de manière concluante à l'autorité compétente que l'incertitude globale associée au niveau annuel des émissions de gaz à effet de serre de son réseau de transport ne dépasse pas 7,5 %.

L'exploitant d'un réseau de transport qui utilise la méthode B n'ajoute pas au niveau calculé de ses émissions le CO2 qu'il a reçu d'une autre installation autorisée conformément à la directive 2003/87/CE, pas plus qu'il ne déduit de ce niveau calculé le CO2 qu'il transfère à une autre installation autorisée en vertu de la directive 2003/87/CE.

Au moins une fois par an, chaque exploitant d'un réseau de transport utilise la méthode A pour valider les résultats obtenus par la méthode B. Lors de cette validation, l'exploitant peut appliquer des niveaux inférieurs pour la méthode A.

B.1.    Méthode A

Chaque exploitant détermine les émissions à l'aide de la formule suivante:

où:

Émissions = total des émissions de CO2 du réseau de transport [t CO2];

Eactivité propre = émissions résultant de l'activité propre du réseau de transport, ce qui exclut les émissions liées au transport du CO2 mais inclut celles qui résultent de la consommation de combustible dans les stations de compression; ces émissions font l'objet d'une surveillance conformément aux sections pertinentes de l'annexe IV;

TENTRÉE,i = quantité de CO2 transférée vers le réseau de transport, au point d'entrée i, déterminée conformément aux articles 40 à 46 et à l'article 49.

TSORTIE,i = quantité de CO2 transférée en dehors du réseau de transport, par le point de sortie i, déterminée conformément aux articles 40 à 46 et à l'article 49.

B.2.    Méthode B

Chaque exploitant détermine les émissions en tenant compte de tous les procédés émetteurs qui se déroulent dans l'installation, ainsi que des quantités de CO2 captées et transférées vers le réseau de transport, à l'aide de la formule suivante:

Émissions [t CO2] = CO2 fugitives + CO2 purge + CO2 fuites + CO2 installations

où:

Émissions = total des émissions de CO2 du réseau de transport [t CO2];

CO2 fugitives = quantité d'émissions fugitives [t CO2] dues au transport de CO2 dans le réseau de transport, notamment à partir des joints, des soupapes, des stations de compression intermédiaires et des installations de stockage intermédiaires;

CO2 purge = quantité d'émissions de purge [t CO2] dues au transport de CO2 dans le réseau de transport;

CO2 fuites = quantité de CO2 [t CO2] transportée dans le réseau de transport, émise du fait d'une défaillance de l'un ou de plusieurs des éléments du réseau de transport;

CO2 installations = quantité de CO2 [t CO2] émise du fait de la combustion ou d'autres procédés fonctionnellement liés au transport par pipeline dans le réseau de transport, faisant l'objet d'une surveillance conformément aux sections pertinentes de l'annexe IV.

B.2.1.    Émissions fugitives provenant du réseau de transport

L'exploitant prend en considération les émissions fugitives provenant des types d'équipement suivants:

Au début de l'exploitation du réseau de transport et au plus tard à la fin de la première année de déclaration au cours de laquelle le réseau est exploité, l'exploitant détermine des facteurs d'émission moyens (EF) (exprimés en g CO2/unité de temps) par élément d'équipement et par circonstance pouvant donner lieu à des émissions fugitives. L'exploitant réexamine ces facteurs au moins une fois tous les cinq ans en tenant compte des meilleures techniques et connaissances disponibles.

Il calcule les émissions fugitives en multipliant le nombre d'éléments d'équipement de chaque catégorie par le facteur d'émission et en additionnant les résultats obtenus pour la catégorie concernée, selon l'équation suivante:

Le nombre de circonstances (Ncirconst) est le nombre d'éléments d'un équipement au sein d'une catégorie, multiplié par le nombre d'unités de temps par année.

B.2.2.    Émissions dues à des fuites

L'exploitant d'un réseau de transport démontre l'intégrité du réseau en utilisant des données de température et de pression représentatives (dans l'espace et dans le temps). Si ces données indiquent qu'une fuite s'est produite, l'exploitant calcule la quantité de CO2 qui s'est échappée par une méthode appropriée décrite dans le plan de surveillance, conformément aux lignes directrices sur les meilleures pratiques publiées par l'industrie, notamment en utilisant les écarts de température et de pression par rapport aux valeurs moyennes de température et de pression qui caractérisent l'intégrité du système.

B.2.3.    Émissions de purge

Chaque exploitant fait figurer dans le plan de surveillance une analyse des situations susceptibles de donner lieu à des émissions de purge, notamment pour des raisons de maintenance ou en cas d'urgence, et décrit une méthode appropriée pour calculer la quantité de CO2 émise par purge, sur la base des lignes directrices sur les meilleures pratiques publiées par l'industrie.

23.   STOCKAGE GÉOLOGIQUE DU CO2 DANS UN SITE DE STOCKAGE AGRÉÉ AU TITRE DE LA DIRECTIVE 2009/31/CE

A.    Champ d'application

L'autorité compétente définit les limites de la surveillance et de la déclaration des émissions résultant du stockage géologique du CO2 d'après la délimitation du site et du complexe de stockage qui est indiquée dans le permis délivré au titre de la directive 2009/31/CE. Lorsque des fuites sont détectées dans le complexe de stockage et donnent lieu à des émissions ou à des dégagements de CO2 dans la colonne d'eau, l'exploitant prend immédiatement toutes les dispositions suivantes:

Ce n'est que lorsque des mesures correctives au sens de l'article 16 de la directive 2009/31/CE ont été prises et que les émissions ou dégagements dans la colonne d'eau résultant de ces fuites ne sont plus détectables que l'exploitant supprime la source d'émission correspondant à ces fuites dans le plan de surveillance et cesse de surveiller et de déclarer ces émissions.

Chaque exploitant exerçant une activité de stockage géologique tient compte au minimum des différentes sources potentielles d'émission de CO2 suivantes: consommation de combustible dans les stations de compression et les autres activités de combustion, notamment dans les centrales électriques sur place, purge lors de l'injection ou des opérations de récupération assistée des hydrocarbures, émissions fugitives lors de l'injection, dégagement de CO2 lors des opérations de récupération assistée des hydrocarbures, et fuites.

B.    Quantification des émissions de CO2

L'exploitant exerçant une activité de stockage géologique n'ajoute pas au niveau calculé de ses émissions le CO2 reçu d'une autre installation, pas plus qu'il ne déduit de ce niveau calculé le CO2 stocké dans des formations géologiques sur le site de stockage ou transféré à une autre installation.

B.1.    Émissions de purge et émissions fugitives résultant de l'injection

L'exploitant détermine les émissions de purge et les émissions fugitives comme suit:

CO2 émis [t CO2 ] = V CO2 [t CO2] + F CO2 [t CO2]

où:

V CO2 = quantité de CO2 émise par purge;

F CO2 = quantité de CO2 due aux émissions fugitives.

Chaque exploitant détermine V CO2 par des méthodes de mesure conformément aux articles 41 à 46 du présent règlement. Par dérogation à la première phrase, et sous réserve de l'approbation de l'autorité compétente, lorsque l'application de méthodes fondées sur la mesure risque d'entraîner des coûts excessifs, l'exploitant peut faire figurer dans le plan de surveillance une méthode appropriée pour déterminer V CO2 sur la base des meilleures pratiques publiées par l'industrie.

L'exploitant considère F CO2 comme une seule source, ce qui signifie que les exigences en matière d'incertitude qui sont associées aux niveaux indiqués à la section 1 de l'annexe VIII s'appliquent à la valeur totale et non à chaque point d'émission. Chaque exploitant fait figurer dans le plan de surveillance une analyse concernant les sources potentielles d'émissions fugitives et décrit une méthode appropriée, fondée sur les lignes directrices relatives aux meilleures pratiques publiées par l'industrie, pour calculer ou mesurer F CO2. Pour la détermination de F CO2, l'exploitant peut utiliser les données concernant l'installation d'injection recueillies conformément aux articles 32 à 35 et à l'annexe II, paragraphe 1.1, points e) à h), de la directive 2009/31/CE, pour autant que ces données répondent aux exigences du présent règlement.

B.2.    Émissions de purge et émissions fugitives résultant des opérations de récupération assistée des hydrocarbures

Chaque exploitant tient compte des sources potentielles d'émission supplémentaires suivantes dans le cadre de la récupération assistée des hydrocarbures:

Chaque exploitant détermine les émissions fugitives ou les émissions de CO2 résultant d'une purge conformément à la sous-section B.1 de la présente section de l'annexe IV.

Chaque exploitant détermine les émissions provenant de la torchère conformément à la sous-section D de la section 1 de la présente annexe, en tenant compte de la présence éventuelle de CO2 intrinsèque dans le gaz de torchère conformément à l'article 48.

B.3.    Fuites au niveau du complexe de stockage

Les émissions et dégagements dans la colonne d'eau sont quantifiés comme suit:

où:

L CO

2

=

masse de CO2 émise ou dégagée par jour civil en raison d'une fuite, compte tenu de ce qui suit:

T

début

=

la plus récente des dates suivantes:

Tfin = la date à partir de laquelle des mesures correctives ont été prises conformément à l'article 16 de la directive 2009/31/CE, de sorte qu'aucune émission ni aucun dégagement de CO2 dans la colonne d'eau n'est plus détectable.

L'autorité compétente approuve et autorise l'utilisation d'autres méthodes pour quantifier les émissions ou dégagements de CO2 dans la colonne d'eau dus à des fuites si l'exploitant lui prouve de manière concluante que ces méthodes permettent d'atteindre un degré de précision plus élevé que la méthode décrite dans la présente sous-section.

L'exploitant quantifie, pour chaque fuite, les émissions du complexe de stockage qui en résultent, avec une incertitude globale maximale de ± 7,5 % sur la période de déclaration. Si l'incertitude globale de la méthode de quantification appliquée dépasse ± 7,5 %, chaque exploitant procède à l'ajustement suivant:

CO2,déclaré [t CO2] = CO2,quantifié [t CO2] * (1 + (Incertitudesystème [%]/100) – 0,075)

où:

CO2,déclaré = quantité de CO2 à faire figurer dans la déclaration d'émissions annuelle, pour la fuite en question;

CO2,quantifié = quantité de CO2 déterminée par la méthode de quantification appliquée, pour la fuite en question;

Incertitudesystème = degré d'incertitude associé à la méthode de quantification appliquée pour la fuite en question.

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ANNEXE V

Niveaux minimaux requis pour les méthodes fondées sur le calcul dans les installations de catégorie A et pour les facteurs de calcul concernant les combustibles marchands ordinaires utilisés dans les installations de catégorie B et C (article 26, paragraphe 1)

▼C1

▼B

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ANNEXE VI

Valeurs de référence des facteurs de calcul (article 31, paragraphe 1, point a)]

1.   FACTEURS D'ÉMISSION DES COMBUSTIBLES EN FONCTION DU POUVOIR CALORIFIQUE INFÉRIEUR (PCI)

2.   FACTEURS D'ÉMISSION LIÉS AUX ÉMISSIONS DE PROCÉDÉ

3.   POTENTIELS DE RÉCHAUFFEMENT PLANÉTAIRE DES GAZ À EFFET DE SERRE AUTRES QUE LE CO2

▼M1

▼B

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ANNEXE VII

Fréquence minimale des analyses (article 35)

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ANNEXE VIII

Méthodes fondées sur la mesure (article 41)

1.   DÉFINITION DES NIVEAUX APPLICABLES POUR LES MÉTHODES FONDÉES SUR LA MESURE

Les méthodes fondées sur la mesure sont approuvées pour les niveaux correspondant aux incertitudes maximales tolérées ci-après qui sont associées aux émissions horaires annuelles moyennes calculées à l'aide de l'équation 2 figurant dans la section 3 de la présente annexe.

2.   NIVEAUX MINIMAUX REQUIS POUR LES INSTALLATIONS DE CATÉGORIE A

3.   DÉTERMINATION DES ÉMISSIONS DE GES PAR DES MÉTHODES FONDÉES SUR LA MESURE

Équation 1: calcul des émissions annuelles conformément à l'article 43, paragraphe 1:

Équation 2: détermination des émissions horaires moyennes:

Équation 2a: Détermination de la concentration horaire moyenne de GES aux fins de la déclaration conformément au point 9 b), de l'annexe X, section 1:

Équation 2b: Détermination du débit horaire moyen des effluents gazeux aux fins de la déclaration conformément au point 9 b), de l'annexe X, section 1:

Équation 2c: Calcul des émissions annuelles aux fins de la déclaration annuelle d'émissions conformément au point 9 b), de l'annexe X, section 1:

Les abréviations suivantes sont utilisées dans les équations 1 à 2c:

L'indice i fait référence à l'heure d'exploitation considérée. Lorsqu'un exploitant utilise des périodes de référence plus courtes conformément à l'article 44, paragraphe 1, cette période de référence est utilisée au lieu des heures pour ces calculs.

GES Émtotales = total des émissions annuelles de GES en tonnes

GES conchoraire, i = concentration horaire des émissions de GES en g/Nm3 dans les effluents gazeux, mesurée lorsque l'installation est en service pendant l'heure i;

Vhoraire, i = volume des effluents gazeux en Nm3 pendant l'heure i (c'est-à-dire, débit intégré sur une heure ou une période de référence plus courte);

GES Émmoyennes = moyenne horaire annuelle des émissions de la source, en kg/h;

HeuresExp = nombre total d'heures pour lequel la méthode fondée sur la mesure est appliquée, y compris les heures pour lesquelles des données ont été substituées conformément à l'article 45, paragraphes 2 à 4;

GES concmoyenne = concentration horaire moyenne annuelle des émissions de GES en g/Nm3;

Débitmoyen = débit moyen annuel des effluents gazeux en Nm3/h

4.   CALCUL DE LA CONCENTRATION PAR MESURE INDIRECTE DE LA CONCENTRATION

Équation 3: Calcul de la concentration

5.   SUBSTITUTION DES DONNÉES DE CONCENTRATION MANQUANTES DANS LE CAS DES MÉTHODES FONDÉES SUR LA MESURE

Équation 4: Substitution des données manquantes dans le cas des méthodes fondées sur la mesure

où:

= moyenne arithmétique de la concentration du paramètre considéré sur toute la période de déclaration, ou, en cas de circonstances particulières lors de la perte des données, sur une période appropriée tenant compte de ces circonstances;

σ C_ = meilleure estimation de l'écart-type de la concentration du paramètre considéré sur toute la période de déclaration, ou, en cas de circonstances particulières lors de la perte des données, sur une période appropriée tenant compte de ces circonstances.