27 NOVEMBRE 2008. - Arrêté du Gouvernement wallon déterminant les conditions sectorielles relatives aux établissements se livrant à une activité entraînant des émissions de COainfera2bendinferb

Le Gouvernement wallon, Vu le décret du 11 mars 1999 relatif au permis d'environnement, notamment les articles 4, 5, 7, 8 et 9;

Vu l'arrêté du Gouvernement wallon du 10 novembre 2005 déterminant les conditions sectorielles relatives aux établissements se livrant à une activité entraînant des émissions de CO2;

Vu l'avis n° 45.008/2/V du Conseil d'Etat, donné le 2 septembre 2008, en application de l'article 84, § 1er, alinéa 1er, 1°, des lois sur le Conseil d'Etat, coordonnées le 12 janvier 1973;

Sur la proposition du Ministre de l'Agriculture, de la Ruralité, de l'Environnement et du Tourisme;

Après délibération, Arrête : CHAPITRE Ier. - Champ d'application

Article 1er.Les présentes conditions s'appliquent à tout établissement visé à l'annexe Ire de l'arrêté du Gouvernement wallon du 4 juillet 2002 arrêtant la liste des projets soumis à étude d'incidences et activités classées, qui se livre à une activité entraînant des émissions de CO2 et qui comporte une ou plusieurs des installations ou activités énumérées à l'annexe Ire de l'arrêté du Gouvernement wallon du 22 juin 2006 établissant la liste des installations et activités émettant des gaz à effet serre et déterminant les gaz à effet de serre spécifiés visés par le décret du 10 novembre 2004 instaurant un système d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre, créant un Fonds wallon Kyoto et relatif aux mécanismes de flexibilité du Protocole de Kyoto. CHAPITRE II. - Définitions

Art. 2.Au sens du présent arrêté, on entend par : 1° activités : les activités visées à l'annexe Ier de l'arrêté du Gouvernement wallon du 22 juin 2006 établissant la liste des installations et activités émettant des gaz à effet serre et déterminant les gaz à effet de serre spécifiés visés par le décret du 10 novembre 2004 instaurant un système d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre, créant un Fonds wallon Kyoto et relatif aux mécanismes de flexibilité du Protocole de Kyoto;2° permis : le permis d'exploiter, le permis d'environnement ou le permis unique;3° source d'émission : une partie (point ou procédé) séparément identifiable d'une installation à partir de laquelle sont émis les gaz à effet de serre concernés;4° flux : un type particulier de combustible, matière première ou produit dont la consommation ou la production donne lieu à des émissions des gaz à effet de serre concernés à partir d'une ou plusieurs sources d'émission;5° méthode de surveillance : l'ensemble des méthodes utilisées par un exploitant pour déterminer les émissions d'une installation donnée;6° plan de surveillance : une documentation détaillée, complète et transparente concernant la méthode de surveillance d'une installation donnée et couvrant notamment les activités de collecte et de traitement des données, ainsi que le système mis en place pour en contrôler la justesse;7° niveau : un élément spécifique d'une méthode servant à déterminer les données d'activité, les facteurs d'émission et d'oxydation ou les facteurs de conversion;8° annuelle : une période durant une année civile, du 1er janvier au 31 décembre;9° période de déclaration : une année civile pendant laquelle les émissions doivent être surveillées et déclarées;10° période d'échanges : une phase pluriannuelle du système d'échange de quotas d'émission (par exemple 2005-2007 ou 2008-2012) pour laquelle un plan national d'allocation de quotas a été établi conformément à l'article 11, paragraphes 1er et 2, de la Directive 2003/87/CE 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;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° 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;13° CO2 inhérent : le CO2 qui entre dans la composition d'un combustible;14° prudent : un ensemble d'hypothèses défini de manière à éviter toute sous-estimation des émissions annuelles;15° lot : une quantité de combustibles ou de matières échantillonnée et caractérisée de manière représentative et transférée en un seul chargement ou de manière continue pendant une période de temps donnée;16° combustibles marchands : les combustibles d'une composition donnée qui sont commercialisés couramment et librement, si le lot concerné a fait l'objet d'une transaction commerciale entre des parties économiquement indépendantes, dont tous les combustibles marchands ordinaires, le gaz naturel, le fioul léger et lourd, le charbon et le coke de pétrole;17° matières marchandes : les matières d'une composition donnée qui sont commercialisées couramment et librement, si le lot concerné a fait l'objet d'une transaction commerciale entre des parties économiquement indépendantes; 18° combustible marchand ordinaire : les combustibles marchands normalisés au niveau international dont l'intervalle de confiance à 95 % est de + 1 % pour le pouvoir calorifique déclaré, dont le gazole, le fioul léger, l'essence, le pétrole lampant, le kérosène, l'éthane, le propane et le butane;. 19° 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;20° incertitude : un paramètre, associé au résultat de la détermination d'une grandeur et exprimé en pourcentage, caractérisant la dispersion des valeurs qui pourraient raisonnablement être attribuées à la grandeur en question, compte tenu des effets des facteurs aussi bien systématiques qu'aléatoires, et auquel est associé un niveau de confiance de 95 %, en prenant en compte l'asymétrie potentielle de la distribution des valeurs;21° moyenne arithmétique : la somme de toutes les valeurs formant un ensemble, divisée par le nombre d'éléments de cet ensemble;22° mesure : un ensemble d'opérations ayant pour objet de déterminer la valeur d'une grandeur;23° instrument de mesure : un dispositif destiné à être utilisé pour effectuer des mesures, seul ou en association avec d'autres dispositifs;24° système de mesure : un ensemble complet d'instruments de mesure et d'autres équipements, tels que les équipements d'échantillonnage et de traitement des données, utilisés pour la détermination de variables comme les données d'activité, la teneur en carbone, le pouvoir calorifique ou le facteur d'émission des émissions de CO2;25° 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;26° mesure continue des émissions : un ensemble d'opérations ayant pour objet de déterminer la valeur d'une grandeur au moyen de mesures périodiques (plusieurs fois par heure), en recourant soit à des mesures in situ au niveau de la cheminée, soit à des procédures d'extractions au moyen d'un instrument de mesure situé à proximité de la cheminée;sont exclues les méthodes de mesure fondées sur le prélèvement d'échantillons isolés dans la cheminée; 27° conditions standard : une température de 273,15 K (soit 0 °C) et une pression de 101 325 Pa définissant des normo-mètres cubes (Nm3);28° coûts excessifs : des coûts disproportionnés par rapport aux avantages globaux d'une mesure, tels que déterminés par l'administration compétente.S'agissant du choix des niveaux, le seuil peut être défini comme étant la valeur des quotas par rapport à l'amélioration du niveau de précision. Pour les mesures améliorant la qualité des émissions déclarées mais n'exerçant aucun impact direct sur leur précision, on peut considérer que le coût excessif correspond à une fraction dépassant un seuil indicatif d'1 % de la valeur moyenne des données d'émission disponibles déclarées pour la période d'échanges précédente. ÷ défaut, des données provenant d'installations représentatives menant des activités identiques ou comparables sont utilisées comme référence et adaptées en fonction de la capacité des installations concernées; 29° techniquement réalisable : le fait que les ressources techniques nécessaires pour répondre aux besoins d'un système proposé puissent être acquises par l'exploitant en temps voulu;30° flux de minimis : un groupe de flux mineurs défini par l'exploitant d'une installation et dont les émissions conjointes ne dépassent pas 1 kilotonne de CO2 d'origine fossile par an, ou dont la contribution totale représente moins de 2 % (jusqu'à un maximum de 20 kilotonnes de CO2 d'origine fossile par an) des émissions annuelles totales de CO2 d'origine fossile de cette installation avant déduction du CO2 transféré, la valeur retenue étant la plus élevée en termes d'émissions absolues;31° flux majeurs : un groupe de flux n'appartenant pas au groupe des flux mineurs;32° flux mineurs : les flux définis par l'exploitant d'une installation et dont les émissions conjointes ne dépassent pas 5 kilotonnes de CO2 d'origine fossile par an, ou dont la contribution totale représente moins de 10 % (jusqu'à un maximum de 100 kilotonnes de CO2 d'origine fossile par an) des émissions annuelles totales de CO2 d'origine fossile de cette installation avant déduction du CO2 transféré, la valeur retenue étant la plus élevée en termes d'émissions absolues;33° biomasse : les matières organiques non fossilisées et biodégradables provenant de plantes, d'animaux et de micro-organismes, et notamment les produits, sous-produits, résidus et déchets issus de l'agriculture, de la sylviculture et des secteurs connexes, ainsi que les fractions organiques non fossilisées et biodégradables des déchets industriels et municipaux, et notamment les gaz et les liquides issus de la décomposition de matières organiques non fossilisées et biodégradables;34° pur : dans le cas d'une substance, le fait qu'une matière ou un combustible soit composé à 97 % au moins (en masse) de la substance ou de l'élément indiqué, la classification commerciale correspondante étant « purum ».Dans le cas de la biomasse, il s'agit de la fraction de carbone issu de la biomasse par rapport à la quantité totale de carbone contenue dans le combustible ou la matière; 35° 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;36° risque de contrôle : la possibilité qu'un paramètre de la déclaration d'émissions annuelle comporte des assertions inexactes significatives qui ne seront pas évitées ou détectées et corrigées à temps par le système de contrôle;37° risque de détection : le risque que le vérificateur ne détecte pas une irrégularité ou une inexactitude significatives;38° risque inhérent : la possibilité qu'un paramètre de la déclaration d'émissions annuelle comporte des inexactitudes significatives, en supposant qu'il n'y a pas d'activités de contrôle connexes;39° risque d'audit : le risque que le vérificateur exprime un avis incorrect.Le risque d'audit est fonction des risques inhérents, des risques de contrôle et du risque de détection; 40° assurance raisonnable : un degré d'assurance élevé mais non absolu, exprimé formellement dans l'avis, quand à la présence ou à l'absence d'inexactitudes significatives dans la déclaration d'émissions soumise à vérification et quant à la présence ou à l'absence d'irrégularités significatives au niveau de l'installation;41° seuil de signification : le niveau ou seuil quantitatif à appliquer pour parvenir à un avis approprié sur les données d'émission communiquées dans la déclaration d'émissions annuelle;42° degré d'assurance : la mesure dans laquelle le vérificateur estime, dans les conclusions de la vérification, qu'il a été prouvé que les informations communiquées dans la déclaration d'émissions annuelle comportent ou ne comportent pas d'inexactitude significative;43° irrégularité : tout acte ou omission, intentionnel ou non, au niveau de l'installation soumise à vérification, qui est contraire aux prescriptions du plan de surveillance approuvé par l'administration compétente dans le cadre de l'autorisation de l'installation;44° irrégularité significative : une irrégularité, par rapport aux exigences du plan de surveillance approuvé par l'administration compétente dans le cadre de l'autorisation de l'installation, qui pourrait entraîner un traitement différent de l'installation par l'administration compétente;45° inexactitude significative : une inexactitude (omission, déclaration inexacte ou erreur, hormis l'incertitude admissible) dans la déclaration d'émissions annuelle dont le vérificateur estime, dans l'exercice de ses fonctions, qu'elle pourrait exercer une influence sur le traitement réservé par l'administration compétente à la déclaration d'émissions annuelle, par exemple lorsque l'inexactitude dépasse le seuil de signification;46° accréditation : dans le contexte de la vérification, la délivrance, par un organisme d'accréditation, d'une déclaration reposant sur une décision arrêtée à l'issue de l'évaluation détaillée d'un vérificateur, attestant formellement qu'il dispose des compétences et de l'indépendance nécessaires pour effectuer des vérifications conformément à des exigences données;47° vérification : les activités menées par un vérificateur conformément au décret du 10 novembre 2004 instaurant un système d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre, créant un Fonds wallon Kyoto et relatif aux mécanismes de flexibilité du Protocole de Kyoto;48° vérificateur : l'organe de vérification désigné conformément au décret du 10 novembre 2004 instaurant un système d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre, créant un Fonds wallon Kyoto et relatif aux mécanismes de flexibilité du Protocole de Kyoto.49° administration compétente : l'administration compétente pour la lutte contre la pollution atmosphérique et les changements climatiques;50° autorité compétente : l'autorité compétente pour délivrer le permis d'environnement ou le permis unique.51° classement de l'installation : classement des installations selon trois catégories (A, B et C) se basant sur la moyenne des émissions réelles de 2005 à 2007. CHAPITRE III. - Principes généraux relatifs à la surveillance et à la déclaration

Art. 3.L'exploitant surveille et déclare les émissions de CO2 provenant des sources mentionnées dans son permis conformément aux principes généraux suivants : 1° exhaustivité : la procédure de surveillance et de déclaration concernant un établissement doit couvrir toutes les émissions de procédé et de combustion provenant de l'ensemble des sources liées aux activités énumérées à l'article 1er;2° cohérence : les émissions contrôlées et déclarées doivent être comparables dans le temps.Les mêmes méthodes de surveillance et les mêmes recueils de données doivent être utilisés; 3° transparence : les données relatives à la surveillance, y compris les hypothèses, les références, les variables de calcul, les données d'activité, les facteurs d'émission et d'oxydation et les facteurs de conversion, sont recueillies, enregistrées, rassemblées, analysées et étayées de manière que le vérificateur et l'administration compétente puissent reproduire la détermination des émissions;4° justesse : les émissions déterminées ne peuvent pas se situer systématiquement au-delà ou en deçà des émissions réelles, et les incertitudes doivent être réduites autant que possible et quantifiées conformément aux dispositions des présentes conditions sectorielles. En outre, les calculs et les mesures des émissions doivent atteindre un niveau de précision maximum. L'exploitant doit fournir l'assurance raisonnable de la fiabilité des émissions déclarées. Le matériel de mesure servant à recueillir les données de surveillance doit être correctement utilisé, entretenu, étalonné et vérifié. Les tableurs et les autres outils utilisés pour stocker et manipuler les données de surveillance doivent être exempts d'erreurs. La déclaration d'émissions et les documents connexes doivent être exempts d'inexactitude significatives, éviter les biais dans la sélection et la présentation des informations et rendre compte de manière crédible et équilibrée des émissions de l'installation; 5° rapport coût-efficacité : lors du choix de la méthode de surveillance, il convient de mettre en balance les effets positifs d'une précision plus grande et les coûts supplémentaires engendrés.La surveillance et la déclaration des émissions doit par conséquent viser le niveau de précision le plus élevé possible, sauf s'il y a une impossibilité technique ou si les coûts risquent d'être déraisonnablement élevés; 6° fiabilité : la déclaration d'émissions vérifiée doit représenter ce qu'elle est censée représenter ou ce qu'elle doit raisonnablement représenter. CHAPITRE IV. - Exigences en matière de surveillance et de déclaration

Art. 4.§ 1er. Pour la détermination des émissions de son établissement, l'exploitant propose un plan de surveillance.

Le plan de surveillance doit comporter les éléments suivants : 1° la description de l'installation et des activités qui y sont menées et qui doivent être surveillées;2° des informations sur les responsabilités en matière de surveillance et de déclaration au sein de l'installation;3° la liste des sources et flux d'émission à surveiller, pour chaque activité menée dans l'installation;4° une description de la méthode de surveillance fondée : a) soit sur le calcul, appelée "méthode de calcul", qui permet de déterminer les émissions provenant des flux sur la base de données d'activité obtenues au moyen de systèmes de mesure et de paramètres complémentaires issus d'analyses de laboratoire ou de facteurs standard;b) soit sur les mesures, appelée "méthode de mesure", qui permet de déterminer les émissions provenant d'une source en mesurant en continu la concentration du gaz à effet de serre concerné dans les effluents gazeux, ainsi que le débit des effluents gazeux;5° la liste et la description des niveaux de méthode appliqués aux données d'activité, aux facteurs d'émission et aux facteurs d'oxydation et de conversion, pour chacun des flux à surveiller;6° la description, les caractéristiques et la localisation exacte des équipements de mesure destinés à être utilisés, pour chacun des flux à surveiller;7° des éléments établissant le respect des seuils d'incertitude définis pour les données d'activité et les autres paramètres, le cas échéant, pour les niveaux de méthode appliqués pour chaque flux;8° la description, le cas échéant, de la méthode d'échantillonnage des combustibles et des matières choisie pour déterminer, pour chacun des flux, le pouvoir calorifique inférieur, la teneur en carbone, le facteur d'émission, le facteur d'oxydation et le facteur de conversion, ainsi que la teneur en biomasse;9° la description des sources documentaires ou des méthodes d'analyse envisagées pour déterminer, pour chacun des flux, les pouvoirs calorifiques inférieurs, la teneur en carbone, le facteur d'émission, le facteur d'oxydation, le facteur de conversion ou la teneur en biomasse; 10° le cas échéant, la liste et la description des laboratoires non accrédités et des procédures d'analyse correspondantes, accompagnées de la liste des mesures d'assurance qualité mises en oeuvre, telles que les comparaisons interlaboratoires décrites au point 6.5.2 du chapitre Ier de l'annexe; 11° le cas échéant, la description des systèmes de mesure continue des émissions qui seront mis en oeuvre pour surveiller une source d'émission, à savoir les points de mesure, la fréquence des mesures, les équipements utilisés, les procédures d'étalonnage, les méthodes de collecte et de stockage des données, ainsi que l'approche adoptée pour corroborer les calculs et la déclaration des données d'activité, des facteurs d'émission, etc; 12° le cas échéant, en cas d'application de la « méthode alternative » visée au point 2.1.2. du chapitre Ier de l'annexe, une description détaillée de l'approche et de l'analyse d'incertitude, si cette question n'est pas déjà couverte par les points 1° à 11°; 13° une description des procédures de collecte et de traitement des données et des activités de contrôle, ainsi qu'une description des activités;14° le cas échéant, des informations concernant les liens avec les activités entreprises au titre du système communautaire de management environnemental et d'audit (EMAS) et d'autres systèmes de management environnemental (par exemple ISO 14001 : 2004), notamment les procédures et contrôles ayant trait à la surveillance et à la déclaration des émissions de gaz à effet de serre. Par dérogation à l'alinéa 2, l'exploitant d'un établissement dont les émissions déclarées moyennes vérifiées sont inférieures à 25 000 tonnes de CO2 par an pendant la période d'échanges précédente peut proposer à l'administration compétente un plan de surveillance simplifié contenant au minimum les éléments visés aux points 1°, 2°, 3°, 5°, 6°, 11° et 12° ci-dessus. Si les données d'émission ne sont plus valables en raison de modifications apportées aux conditions d'exploitation ou à l'installation proprement dite, ou en l'absence d'historique des émissions vérifiées, il faut, pour que la dérogation soit applicable, que l'administration compétente ait approuvé une projection prudente des émissions pour les cinq années suivantes en vertu de laquelle les émissions de CO2 d'origine fossile seraient inférieures à 25 000 tonnes par an. § 2. Le plan de surveillance visé au § 1er est transmis sous format papier à l'administration compétente pour approbation : 1° soit par lettre recommandée à la poste avec accusé de réception;2° soit par le recours à toute formule similaire permettant de donner date certaine à l'envoi et à la réception de l'acte, quel que soit le service de distribution du courrier utilisé;3° soit par le dépôt de l'acte contre récépissé. L'administration compétente envoie au demandeur, par lettre recommandée, sa décision statuant sur le caractère complet et recevable du plan de surveillance dans un délai de quinze jours à dater du jour de réception de celui-ci. A défaut, la demande est considérée comme complète et recevable.

La demande est incomplète s'il manque des renseignements requis.

Si la demande est incomplète, l'administration compétente indique les renseignements manquants. Le demandeur transmet à l'administration compétente, selon les modalités prévues à l'alinéa 1er, les renseignements manquants. Dans les quinze jours suivant la réception des compléments, l'administration compétente envoie au demandeur sa décision sur le caractère complet et recevable de la demande. A défaut, la demande est considérée comme complète et recevable.

La demande est irrecevable : 1° si elle a été introduite en violation des formes prescrites;2° si elle est jugée incomplète à deux reprises. Si la demande est irrecevable, l'administration compétente indique au demandeur les motifs de l'irrecevabilité.

L'administration compétente envoie sa décision d'approbation du plan de surveillance par lettre recommandée à la poste au demandeur dans un délai de quarante-cinq jours à dater du jour où il a envoyé sa décision attestant le caractère complet et recevable dudit plan.

Un recours contre les décisions visées à alinéa 6 est ouvert à l'exploitant auprès du ministre ayant l'environnement dans ses attributions.

A peine de déchéance, le recours est introduit dans les trente jours de la réception de la décision.

Le recours est introduit selon les modalités prévues à l'alinéa 1er.

Le ministre envoie sa décision par lettre recommandée à la poste au demandeur dans un délai de quarante-cinq jours à dater du jour où il a reçu le recours. § 3. L'exploitant ne peut proposer une méthode de mesure qu'à la condition de démontrer que cette méthode est plus précise que la méthode de calcul correspondante fondée sur une combinaison des niveaux de méthode les plus élevés et que la comparaison entre les méthodes de mesure et de calcul se fonde sur une liste de sources et d'émissions identique.

Pour chaque période de déclaration, l'exploitant doit corroborer par des calculs les émissions mesurées, conformément aux lignes directrices définies en annexe. Les règles de sélection des niveaux appliqués à ces calculs de vérification sont les mêmes que celles appliquées à la méthode de calcul.

L'exploitant peut, avec l'accord de l'administration compétente, combiner les mesures et les calculs concernant différentes sources d'une installation. Il doit garantir et prouver qu'il n'en résulte ni omission ni double comptage des émissions. § 4. Les émissions provenant des moteurs à combustion interne utilisés à des fins de transport sont exclues des estimations. § 5. Si les capacités de production séparées ou combinées ou si les rendements d'une ou de plusieurs activités relevant d'une même catégorie parmi celles visées à l'article 1er dépassent, dans une installation ou sur un site, les valeurs seuils visées à l'article 1er, toutes les émissions de l'ensemble des sources liées aux activités de l'installation ou du site énumérées à l'article 1er doivent être surveillées et déclarées. § 6. Le fait de savoir si une installation de combustion supplémentaire doit être considérée comme faisant partie d'une installation effectuant une autre activité visée à l'article 1er ou comme une installation séparée, dépend des conditions locales et doit figurer dans le permis de l'installation. § 7. Toutes les émissions de l'installation doivent être affectées à celle-ci, indépendamment de l'exportation de chaleur ou d'électricité vers d'autres installations. Les émissions associées à la production de chaleur ou d'électricité provenant d'autres installations ne doivent pas être attribuées à l'installation importatrice. § 8. Sans préjudice de l'application de l'article 65 du décret du 11 mars 1999 relatif au permis d'environnement pour les modifications relatives aux données incluses dans le permis d'environnement ou le permis unique conformément aux articles 19, alinéa 2, et 46, alinéa 2, de l'arrêté du 4 juillet 2002 relatif à la procédure et à diverses mesures d'exécution du décret du 11 mars 1999 relatif au permis d'environnement, toute modification du plan de surveillance est notifiée à l'administration compétente sans retard indu dès que l'exploitant en a connaissance ou pourrait raisonnablement en avoir eu connaissance, sauf disposition contraire du plan de surveillance.

Les pages modifiées du plan de surveillance sont transmise sous format papier à l'administration compétente pour approbation : 1° soit par lettre recommandée à la poste avec accusé de réception;2° soit par le recours à toute formule similaire permettant de donner date certaine à l'envoi et à la réception de l'acte, quel que soit le service de distribution du courrier utilisé;3° soit par le dépôt de l'acte contre récépissé. L'administration compétente envoie sa décision d'approbation de la modification du plan de surveillance par lettre recommandée à la poste au demandeur dans un délai de quarante-cinq jours à dater du jour où il a reçu la modification du plan de surveillance. Elle en informe concomitamment, par courrier ordinaire, le fonctionnaire technique.

Art. 5.La méthode de surveillance est modifiée si la précision des données déclarées s'en trouve améliorée, sauf s'il y a une impossibilité technique ou si les coûts engendrés risquent d'être excessifs.

Art. 6.Toute modification importante de la méthode de surveillance prévue dans le plan de surveillance est subordonnée à l'approbation de l'autorité compétente si elle concerne : 1° un changement dans le classement de l'installation;2° le passage, pour la détermination des émissions, d'une méthode fondée sur le calcul à une méthode fondée sur la mesure, et inversement;3° un accroissement du degré d'incertitude des données d'activité ou d'autres paramètres, le cas échéant, nécessitant un changement de niveau.

Art. 7.Les modifications apportées au plan de surveillance doivent être indiquées clairement, justifiées et dûment étayées dans les registres internes de l'exploitant.

Art. 8.La méthode de surveillance est établie et mise en oeuvre dans le respect des lignes directrices générales et spécifiques définies en annexe.

Les lignes directrices spécifiques présentent des méthodes spécifiques pour déterminer les variables suivantes : données d'activité (elles-mêmes composées des deux variables débit de combustible/flux de matières et pouvoir calorifique inférieur), facteurs d'émission, facteurs d'oxydation ou de conversion. Ces différentes méthodes correspondent à des niveaux. La numérotation ascendante des niveaux, qui commence à partir de 1, reflète des niveaux de précision croissants, la préférence devant être accordée au niveau doté du numéro le plus élevé. Les niveaux équivalents portent le même numéro assorti d'une lettre. Lorsque les lignes directrices prévoient plusieurs méthodes de calcul pour certaines activités, l'exploitant ne peut passer d'une méthode à l'autre que s'il est en mesure de démontrer, à la satisfaction de l'administration compétente, que ce changement permettra d'accroître la précision de la surveillance et de la déclaration des émissions de l'activité concernée.

Les exploitants doivent utiliser le niveau de méthode le plus élevé pour déterminer les variables concernant l'ensemble des flux d'une installation devant être surveillées et déclarées, sous réserve des dérogations suivantes accordées après avis favorable de l'administration compétente : 1° un niveau immédiatement inférieur au niveau de méthode le plus élevé pourra être appliqué à la détermination d'une variable, uniquement s'il a été prouvé, à la satisfaction de l'administration compétente, que l'application du niveau le plus élevé est techniquement impossible ou qu'elle entraînerait des coûts déraisonnablement élevés.Le niveau choisi doit donc refléter le niveau de précision le plus élevé pouvant être techniquement atteint sans entraîner de coûts déraisonnablement élevés; 2° l'exploitant peut choisir le niveau 1 comme niveau minimal pour les variables utilisées pour calculer les émissions provenant de flux mineurs, et appliquer les méthodes de surveillance et de déclaration en utilisant sa propre méthode d'estimation, sans appliquer de niveaux, pour les flux de minimis;3° pour les combustibles et matières issus de la biomasse considérés comme purs, il est possible d'appliquer des approches sans niveaux pour les installations, ou les parties techniquement identifiables d'installations, à moins que la valeur correspondante ne doive être utilisée pour déduire des émissions déterminées par des mesures continues le CO2 issu de la biomasse.La méthode du bilan massique fait partie de ces méthodes dépourvues de niveaux. Les émissions de CO2 dues aux impuretés fossiles présentes dans les combustibles et les matières considérés comme biomasse pure doivent être déclarées au titre du flux « biomasse » et peuvent être estimées au moyen de méthodes dépourvues de niveaux. La caractérisation des mélanges de combustibles et de matières contenant de la biomasse s'effectue sur la base des dispositions du point 6.4 du chapitre Ier de l'annexe, sauf dans le cas des flux de minimis; 4° l'exploitant d'une installation dont les émissions déclarées moyennes vérifiées sont inférieures à 25 000 tonnes de CO2 par an pendant la période d'échanges précédente peut utiliser des niveaux inférieurs, le niveau 1 étant le minimum, pour tous les flux et les variables concernés.Si les données d'émission ne sont plus valables en raison de modifications apportées aux conditions d'exploitation ou à l'installation proprement dite, ou en l'absence d'historique des émissions vérifiées, il faut, pour que la dérogation soit applicable, que l'administration compétente ait approuvé une projection prudente des émissions pour les cinq années suivantes en vertu de laquelle les émissions de CO2 d'origine fossile seraient inférieures à 25 000 tonnes par an.

L'exploitant peut, avec l'accord de l'administration compétente, appliquer différents niveaux de méthode approuvés aux variables entrant dans un calcul (données d'activité, facteurs d'émission, facteurs d'oxydation et de conversion).

Sous réserve des installations visées à l'alinéa 3, 4°, les exploitants sont tenus d'appliquer, pour l'ensemble des principaux flux, au minimum les niveaux indiqués au tableau suivant, sauf en cas d'impossibilité technique : Exigences minimales ("s.o." signifie "sans objet") Colonne A : « installations de catégorie A » [c'est-à-dire les installations dont les émissions annuelles déclarées moyennes pendant la période d'échanges précédente (ou une estimation ou projection prudente, si les émissions déclarées ne sont pas disponibles ou ne sont plus applicables) sont inférieures ou égales à 50 kilotonnes de CO2 d'origine fossile avant déduction du CO2 transféré].

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

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

Pour la consultation du tableau, voir image

Art. 9.L'exploitant doit sans tarder proposer des modifications portant sur les niveaux de méthode dans les cas suivants : 1° lorsque les données accessibles ont changé, ce qui permet de déterminer les émissions de manière plus précise;2° lorsqu'un nouveau type d'émission est apparu;3° lorsque la gamme des combustibles ou des matières premières s'est considérablement modifiée;4° lorsque des erreurs dues à la méthode de surveillance ont été détectées dans les données.

Art. 10.S'il n'est provisoirement pas possible, pour des raisons techniques, d'appliquer le niveau le plus élevé ou le niveau approuvé pour une variable, l'exploitant peut appliquer le niveau le plus élevé possible, jusqu'à ce que les conditions permettant l'application du niveau précédent aient été rétablies. L'exploitant doit démontrer sans tarder à l'administration compétente la nécessité de changer les niveaux de méthode et lui donner des renseignements sur la méthode de surveillance provisoire. Il prend toutes les mesures nécessaires pour que le niveau initial soit à nouveau appliqué dans les meilleurs délais.

Art. 11.Dans tous les cas, les changements de niveau doivent être dûment étayés. Les lacunes mineures dans les données résultant de l'immobilisation des équipements de mesure doivent être traitées conformément aux bonnes pratiques professionnelles, pour autant qu'elles soient acceptées par l'administration compétente, et aux dispositions du document de référence PRIP - Prévention et réduction intégrées de la pollution - sur les principes généraux de surveillance, tel qu'élaboré par la Commission européenne (juillet 2003). Lorsque les niveaux sont modifiés durant la période de déclaration, les résultats portant sur l'activité au cours de la période concernée sont calculés et déclarés à l'administration compétente dans des rubriques séparées de la déclaration annuelle.

Art. 12.Lorsqu'il est techniquement impossible ou excessivement coûteux d'appliquer au moins les exigences de niveau 1 pour tous les flux, à l'exception des flux de minimis, l'exploitant applique une méthode dite « méthode alternative ». Il est alors exempté de l'application des niveaux de méthode et peut élaborer une méthode de surveillance parfaitement adaptée. CHAPITRE V. - Conservation des informations

Art. 13.L'exploitant étaye et archive les données concernant la surveillance des émissions de CO2 provenant des sources des installations et activités mentionnées dans son permis.

Ces données de surveillance doivent être suffisantes pour vérifier la déclaration d'émissions annuelle remise par l'exploitant.

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

Afin que le vérificateur ou une autre partie tierce puisse reproduire l'estimation des émissions, l'exploitant qui utilise la méthode de calcul doit, pour chaque année de déclaration, conserver les documents suivants pendant au moins dix ans après la transmission de la déclaration : 1° la liste de tous les flux surveillés;2° les données d'activité servant à calculer les émissions de chaque flux, classées par procédé et par type de combustible;3° les documents justifiant le choix de la méthode de surveillance et les changements provisoires ou non provisoires de la méthode de surveillance et des niveaux de méthode approuvés par l'autorité compétente;4° la documentation concernant la méthode de surveillance et les résultats issus de l'élaboration des facteurs d'émission spécifiques, des fractions de la biomasse concernant des combustibles spécifiques, ainsi que des facteurs d'oxydation ou de conversion, et les preuves respectives du permis;5° la documentation sur la procédure de collecte des données d'activité de l'établissement;6° les données d'activité et les facteurs d'émission, d'oxydation ou de conversion transmis à l'administration compétente pour préparer le plan national d'octroi de quotas et portant sur les années précédant la période couverte par le système d'échange;7° la documentation sur les responsabilités en matière de surveillance des émissions;8° la déclaration d'émissions annuelle;9° toute autre information dont la conservation est jugée nécessaire par l'administration compétente ou par le vérificateur pour la vérification de la déclaration d'émissions annuelle. Les informations supplémentaires suivantes doivent également être conservées lorsque la méthode de mesure est appliquée : 1° la liste de toutes les sources d'émission surveillées;2° la documentation justifiant le choix de la méthode de mesure en tant que méthode de surveillance;3° les données utilisées pour effectuer l'analyse d'incertitude concernant les émissions de chaque source de CO2, classées par procédé et par type de combustible;4° les données utilisées pour la vérification des calculs;5° la description technique détaillée du système de mesure en continu et les documents prouvant le permis délivré par l'autorité compétente;6° les données brutes et cumulées fournies par le système de mesure en continu, y compris la documentation concernant les changements du système, et le carnet de bord concernant les essais, les immobilisations, les étalonnages, l'entretien et la maintenance;7° la documentation concernant toute modification apportée au système de mesure. CHAPITRE VI. - Contrôle Section 1re - Collecte et traitement des données

Art. 14.L'exploitant met en place, alimente, applique et entretient un système performant de collecte et de traitement des données, ci-après dénommé « activités de gestion du flux de données », pour surveiller et déclarer les émissions de gaz à effet de serre conformément au plan de surveillance approuvé, au permis et aux présentes lignes directrices. Ces activités de gestion du flux de données comprennent la mesure, la surveillance, l'analyse, l'enregistrement, le traitement et le calcul des paramètres nécessaires pour déclarer les émissions de gaz à effet de serre. Section 2. - Système de contrôle

Art. 15.L'exploitant met en place, alimente, applique et entretient un système de contrôle performant pour faire en sorte que la déclaration d'émissions annuelle établie sur la base des activités de gestion du flux de données ne contienne pas d'inexactitudes et soit conforme au plan de surveillance approuvé, au permis et aux présentes lignes directrices.

Le système de contrôle se compose des procédures destinées à garantir l'efficacité de la surveillance et de la déclaration, conçues et mises en oeuvre par les responsables de la déclaration d'émissions annuelle.

Ce système de contrôle comprend les éléments suivants : 1° la procédure d'évaluation du risque inhérent et du risque de contrôle mise en place par l'exploitant lui-même pour éviter la présence d'erreurs et de déclarations inexactes ou d'omissions (inexactitudes) dans la déclaration d'émissions annuelle, ainsi que d'irrégularités par rapport au plan de surveillance approuvé, au permis et aux lignes directrices;2° les activités de contrôle qui contribuent à réduire les risques répertoriés.

Art. 16.L'exploitant évalue et améliore son système de contrôle de manière à faire en sorte que la déclaration d'émissions annuelle soit exempte d'inexactitudes et d'irrégularités significatives. Les évaluations comprennent des vérifications internes du système de contrôle et des données déclarées. Le système de contrôle peut faire référence à d'autres procédures et documents, tels que ceux prévus dans le système communautaire de management environnemental et d'audit (EMAS) ou dans d'autres systèmes, dont la norme ISO 14001 : 2004 (« Système de management environnemental - Spécifications et lignes directrices pour son utilisation »), la norme ISO 9001 :2000 et les systèmes de contrôle financier. En cas de référence à ces systèmes, l'exploitant veille à ce que les exigences définies dans le plan de surveillance approuvé, dans le permis et dans les présentes lignes directrices soient respectées dans le système mis en oeuvre. Section 3. - Activités de contrôle

Sous-section 1re - Principe

Art. 17.Afin de contrôler et de réduire le risque inhérent et le risque de contrôle conformément à la section 2, l'exploitant définit et met en oeuvre des activités de contrôle conformément aux dispositions de la présente section.

Sous-section 2 - Procédures et responsabilités

Art. 18.L'exploitant assigne des responsabilités pour toutes les activités de gestion du flux de données et toutes les activités de contrôle. Les fonctions antagonistes, telles que les activités de traitement et de contrôle, sont séparées dans la mesure du possible.

Si c'est impossible, l'exploitant met en place d'autres procédures de contrôle.

Art. 19.L'exploitant constitue une documentation écrite concernant les activités de gestion du flux de données décrites à l'article 14 et les activités de contrôle prévues aux articles 20 à 25, comprenant notamment : 1° la séquence et l'interaction des activités de collecte et de traitement des données prévues à l'article 14, et notamment les méthodes de calcul ou de mesure utilisées;2° l'évaluation du risque de la définition et des évaluations du système de contrôle, conformément à la section 2;3° la gestion des compétences nécessaires pour prendre en charge les responsabilités assignées conformément à la présente sous-section;4° l'assurance de la qualité des instruments de mesure et des équipements informatiques utilisés le cas échéant, conformément à l'article 20;5° les analyses internes des données déclarées, conformément à l'article 22;6° les procédés externalisés, conformément à l'article 23;7° les corrections et les mesures correctives, conformément à l'article 24;8° les registres et la documentation, conformément à l'article 25. Chacune des procédures visées à l'alinéa 1er couvre, le cas échéant, les éléments suivants : 1° les responsabilités;2° les registres électroniques et physiques, suivant le cas;3° les systèmes d'information utilisés, le cas échéant;4° les intrants et les extrants, avec mise en évidence du lien avec l'activité précédente et suivante;5° la fréquence, le cas échéant. Les procédures doivent être de nature à réduire les risques répertoriés.

Sous-section 3 - Assurance de la qualité

Art. 20.§ 1er. L'exploitant s'assure que l'équipement de mesure est étalonné, réglé et vérifié à intervalles réguliers, y compris avant l'utilisation, et contrôlé par rapport à des normes de mesure correspondant aux normes internationales, lorsqu'elles existent, en fonction des risques répertoriés conformément à la section 2. § 2. L'exploitant indique dans le plan de surveillance si des composants de l'instrument de mesure ne peuvent pas être étalonnés, et propose des activités de contrôle de remplacement, lesquelles sont soumises à l'approbation de l'administration compétente.

Si l'équipement n'est pas jugé conforme aux exigences, l'exploitant prend rapidement les mesures correctrices qui s'imposent. § 3. Les documents relatifs aux résultats de l'étalonnage et à l'homologation sont conservés pendant une période de dix ans. § 4. Si l'exploitant a recours aux technologies de l'information, et notamment à des systèmes informatiques pour la commande de processus, ces systèmes sont conçus, documentés, testés, mis en oeuvre, contrôlés et entretenus de manière à garantir un traitement fiable, précis et en temps utile des données, compte tenu des risques répertoriés conformément à la section 2. Il convient notamment de veiller à la bonne utilisation des formules de calcul consignées dans le plan de surveillance. Le contrôle des systèmes informatiques couvre le contrôle d'accès, les systèmes de secours, la reprise, la pérennité et la sécurité.

Art. 21.L'obligation de prouver la conformité aux exigences en matière d'étalonnage prévues à l'article 20 n'est pas applicable aux installations dont les émissions déclarées moyennes vérifiées sont inférieures à 25 000 tonnes de CO2 par an pendant la période d'échanges précédente.

Si les données d'émission ne sont plus valables en raison de modifications apportées aux conditions d'exploitation ou à l'installation proprement dite, ou en l'absence d'historique des émissions vérifiées, il faut, pour que l'exemption soit applicable, que l'administration compétente ait approuvé une projection prudente des émissions pour les cinq années suivantes en vertu de laquelle les émissions de CO2 d'origine fossile seraient inférieures à 25 000 tonnes par an.

Sous-section 4 - Analyse et validation des données

Art. 22.§ 1er. Pour gérer le flux des données, l'exploitant met en place et effectue l'analyse et la validation des données en fonction des risques répertoriés conformément à la section 2. Ces validations peuvent être manuelles ou électroniques. Elles sont conçues de manière que, dans la mesure du possible, les seuils de rejet des données soient clairs d'emblée. § 2. Les données peuvent être analysées de manière simple et efficace au niveau opérationnel en comparant les valeurs surveillées au moyen de méthodes verticales et horizontales.

La méthode verticale compare les données concernant les émissions surveillées de la même installation sur différentes années. Une erreur est probable si des différences entre les données annuelles ne peuvent pas être expliquées par : 1° des changements dans les niveaux d'activité;2° des changements concernant les combustibles ou les matières entrantes;3° des changements concernant les procédés à l'origine des émissions, notamment l'amélioration de l'efficacité énergétique. La méthode horizontale compare les valeurs obtenues avec différents systèmes de collecte de données d'exploitation, dont : 1° la comparaison des données concernant l'achat de combustibles ou de matières avec les données relatives à la variation des stocks, sur la base des informations sur le stock final et le stock initial, et avec les données sur la consommation pour les flux concernés;2° la comparaison des facteurs d'émission analysés, calculés ou communiqués par le fournisseur de combustibles, avec les facteurs d'émission de référence nationaux ou internationaux de combustibles comparables;3° la comparaison des facteurs d'émission fondée sur les analyses des combustibles avec les facteurs d'émission de référence nationaux ou internationaux de combustibles comparables;4° la comparaison des émissions mesurées avec les émissions calculées. Sous-section 5 - Procédés externalisés

Art. 23.Lorsqu'un exploitant choisit d'externaliser un processus du flux de données, il contrôle la qualité de ces processus en fonction des risques répertoriés conformément à la section 2.

L'exploitant définit des exigences appropriées pour les résultats et les méthodes, et analyser la qualité fournie.

Sous-section 6 - Corrections et mesures correctives

Art. 24.Lorsqu'il apparaît qu'une partie des activités de gestion du flux de données ou des activités de contrôle (dispositif, équipement, membre du personnel, fournisseur, procédure ou autre) ne fonctionne pas de manière efficace ou ne fonctionne pas dans le respect des limites fixées, l'exploitant prend les mesures correctives appropriées et assure la correction des données rejetées.

L'exploitant évalue la validité des résultats obtenus à l'issue des différentes étapes, détermine la cause du dysfonctionnement ou de l'erreur et prend les mesures correctives appropriées.

Les activités prévues dans la présente partie sont menées à bien conformément à la section 2, dans une approche fondée sur le risque.

Sous-section 7 - Registres et documentation

Art. 25.§ 1er. Afin de pouvoir démontrer et garantir la conformité et d'être en mesure de reconstituer les données d'émission déclarées, l'exploitant conserve pendant au moins dix ans les informations concernant toutes les activités de contrôle, y compris l'assurance/le contrôle de la qualité des équipements et des systèmes informatiques, ainsi que l'analyse et la validation des données et les corrections, et l'ensemble des informations énumérées à l'article 13.

L'exploitant veille à ce que les documents concernés soient disponibles au moment et à l'endroit où ils sont nécessaires aux fins des activités de gestion du flux des données et des activités de contrôle. L'exploitant se dote d'une procédure lui permettant d'identifier, de produire, de distribuer et de contrôler la version de ces documents. § 2. Les activités évoquées dans la présente partie sont menées à bien suivant l'approche fondée sur le risque prévue à la section 2.

Art. 26.L'arrêté du Gouvernement wallon du 10 novembre 2005 déterminant les conditions sectorielles relatives aux établissements se livrant à une activité entraînant des émissions de CO2 est abrogé.

Art. 27.Le présent arrêté est applicable aux établissements existants.

Art. 28.Le présent arrêté produit ses effets le 1er janvier 2008.

Art. 29.Le Ministre qui a l'Environnement dans ses attributions est chargé de l'exécution du présent arrêté.

Namur, le 27 novembre 2008.

Le Ministre Président, R. DEMOTTE Le Ministre de l'Agriculture, de la Ruralité, de l'Environnement et du Tourisme B. LUTGEN

Annexe. - Lignes directrices générales et spécifiques pour la surveillance des émissions CHAPITRE Ier. - Lignes directrices générales 1. Délimitation de la surveillance La surveillance des émissions englobe les émissions provenant d'opérations normales et d'événements exceptionnels, tels que le démarrage, l'arrêt de l'installation et les situations d'urgence survenus au cours de la période de déclaration. Toutes les émissions de l'installation doivent être affectées à celle-ci, indépendamment de l'exportation de chaleur ou d'électricité vers d'autres installations. Les émissions associées à la production de chaleur ou d'électricité provenant d'autres installations ne doivent pas être attribuées à l'installation importatrice. 2. Détermination des émissions 2.1. Méthode de calcul 2.1.1. Formules de calcul Les émissions de CO2 sont calculées au moyen de la formule suivante : émissions CO2 = données d'activité x facteur d'émission x facteur d'oxydation ou au moyen d'une autre méthode définie dans les lignes directrices spécifiques.

Dans cette équation, les émissions de combustion et de procédé sont spécifiées de la manière suivante : Emissions de combustion : Les données d'activité se fondent sur la consommation de combustibles.

La quantité de combustibles consommée est exprimée en contenu énergétique, c'est-à-dire en TJ. Le facteur d'émission est exprimé en tCO2/TJ. Lorsque l'énergie est consommée, tout le carbone contenu dans le combustible ne s'oxyde pas en CO2. Les imperfections du processus de combustion entraînent une oxydation incomplète. Une partie du carbone n'est pas brûlée, une partie est oxydée sous forme de suie ou de cendre. Le carbone non oxydé est pris en compte dans le facteur d'oxydation, qui est exprimé en fraction. Lorsque le facteur d'oxydation est pris en compte dans le facteur d'émission, il n'est pas nécessaire d'appliquer un facteur d'oxydation séparé. Le facteur d'oxydation est exprimé en pourcentage. Il en résulte la formule de calcul suivante : émissions CO2 = débit de combustible [t ou Nm3] x pouvoir calorifique inférieur [TJ/t ou TJ/Nm3] x facteur d'émission [tCO2/TJ] x facteur d'oxydation Le calcul des émissions de combustion est également décrit dans les lignes directrices spécifiques.

Emissions de procédé : Les données d'activité se fondent sur la consommation et le transfert de matières ou sur la production, et sont exprimées en t ou m3. Le facteur d'émission est exprimé en [t CO2/t ou t CO2/m3]. Le carbone contenu dans les matières entrantes qui n'est pas transformé en CO2 au cours du procédé de combustion est pris en compte dans le facteur de conversion, qui est exprimé en fraction. Lorsque le facteur de conversion est pris en compte dans le facteur d'émission, il n'est pas nécessaire d'appliquer un facteur de conversion séparé. La quantité de matières entrantes utilisée est exprimée en masse ou en volume [t ou m3].

Il en résulte la formule de calcul suivante : émissions CO2 = données d'activité [t ou m3] x facteur d'émission [t CO2/t ou m3] x facteur de conversion Le calcul des émissions de procédé est également décrit dans les lignes directrices spécifiques, où des facteurs de référence spécifiques sont parfois indiqués. 2.1.2. Méthode alternative L'exploitant doit démontrer, à la satisfaction de l'administration compétente, que l'application de cette méthode de surveillance alternative à l'ensemble de l'installation permet de respecter les seuils d'incertitude indiqués au tableau suivant pour le niveau annuel des émissions de gaz à effet de serre de l'ensemble de l'installation.

L'analyse d'incertitude quantifie les incertitudes de tous les paramètres et variables utilisés pour le calcul du niveau d'émission annuel en tenant compte du Guide ISO pour l'expression de l'incertitude de mesure (1995) (1) et de la norme ISO 5168 : 2005.

L'analyse doit être réalisée avant l'approbation du plan de surveillance par l'administration compétente sur la base des données de l'année précédente, et doit être actualisée chaque année. Cette actualisation annuelle est préparée parallèlement à la déclaration d'émissions annuelle, et est soumise à vérification.

Dans la déclaration d'émissions annuelle, l'exploitant détermine et notifie les valeurs (lorsqu'elles sont disponibles), ou les estimations les plus précises des données d'activité, des pouvoirs calorifiques inférieurs, des facteurs d'émission, des facteurs d'oxydation et d'autres paramètres, en recourant, le cas échéant, à des analyses de laboratoire. Les méthodes employées doivent figurer dans le plan de surveillance et être approuvées par l'administration compétente. Le tableau suivant ne s'applique pas aux installations dont les émissions de gaz à effet de serre sont déterminées au moyen de systèmes de surveillance continue des émissions, conformément au point 11 du chapitre II de la présente annexe.

Seuils d'incertitude globaux alternatifs

Catégorie d'installation

Seuil d'incertitude à respecter pour la valeur des émissions annuelles totales

A

+ 7,5 %

B

+ 5,0 %

C

+ 2,5 %

2.1.3. CO2 Transféré Sous réserve de l'approbation de l'administration compétente, l'exploitant peut retrancher du niveau calculé des émissions de l'installation l'ensemble du CO2 qui n'est pas émis par l'installation, mais transféré hors de l'installation sous forme de substance pure, ou qui est utilisé et intégré directement dans des produits ou comme matière première, à condition que la déduction se traduise par une réduction correspondante pour l'activité et l'installation déclarée dans l'inventaire national soumis au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques. La quantité respective de CO2 sera enregistrée pour mémoire.

Un « transfert de CO2 » hors d'une installation peut notamment avoir lieu dans les situations suivantes : - CO2 pur utilisé pour gazéifier les boissons; - CO2 pur utilisé sous forme de neige carbonique à des fins de réfrigération; - CO2 pur utilisé comme agent d'extinction d'incendie, de réfrigérant ou de gaz de laboratoire; - CO2 pur utilisé pour désinfecter les céréales; - CO2 pur utilisé comme solvant dans l'industrie agroalimentaire ou chimique; - CO2 utilisé et intégré dans des produits ou des matières premières dans l'industrie chimique et papetière (urée ou précipités de carbonates, par exemple); - carbonates intégrés dans un produit d'absorption en voie sèche par pulvérisation (SDAP) issu de l'épuration semi-sèche des effluents gazeux.

La masse du CO2 ou des carbonates transférés annuellement est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à 1,5 %, soit directement, au moyen de débitmètres volumiques ou massiques ou par pesage, soit, le cas échéant, indirectement, à partir de la masse du produit concerné (carbonates ou urée).

Lorsqu'une partie du CO2 transféré est issu de la biomasse, ou lorsqu'une installation ne relève que partiellement de la Directive 2003/87/CE, l'exploitant ne déduit que la fraction correspondante de la masse de CO2 transféré qui provient de combustibles fossiles et de matières premières utilisés dans le cadre d'activités couvertes par la directive. Les méthodes d'imputation employées doivent se fonder sur des estimations prudentes et être approuvées par l'administration compétente. 2.1.4. Données d'activité Les données d'activités englobent les informations sur les flux de matières, la consommation de combustibles, les matières entrantes ou la production. Elles sont exprimées en contenu énergétique [TJ] et en pouvoir calorifique inférieur pour les combustibles, et en masse ou volume pour les matières entrantes ou sortantes [t ou m3].

Lorsque les données d'activité servant à calculer les émissions de procédé ne peuvent pas être mesurées directement avant le démarrage du procédé et qu'aucun des niveaux de méthode figurant dans les lignes directrices spécifiques ne prévoit d'exigences particulières à ce sujet, les données d'activité sont déterminées en estimant la variation des stocks : Matières C = Matières P + (Matières S - Matières E) - Matières O où : Matières C = matières transformées au cours de la période de déclaration Matières P = matières achetées au cours de la période de déclaration Matières S = stock de matières au début de la période de déclaration Matières E = stock de matières à la fin de la période de déclaration Matières O = matières utilisées à d'autres fins (transport ou revente) Lorsqu'il est techniquement impossible ou trop cher de déterminer les "matières S" et les "matières E" par des mesures, l'exploitant peut estimer ces deux quantités en se fondant sur les données des années précédentes et en établissant des corrélations avec la production obtenue pendant la période de déclaration. L'exploitant doit ensuite corroborer ces estimations au moyen de calculs documentés et d'états financiers correspondants. Cette disposition ne concerne pas les autres critères de sélection des niveaux, c'est-à-dire, par exemple, que les "matières P" et les "matières O" et les émissions ou les facteurs d'oxydation correspondants doivent être déterminés conformément aux lignes directrices spécifiques.

Lorsqu'il est techniquement impossible ou excessivement coûteux de déterminer les données d'activité annuelles pour une période couvrant exactement une année civile, l'exploitant peut choisir le premier jour ouvrable approprié pour séparer une année de déclaration de l'année de déclaration suivante. Les écarts éventuels concernant un ou plusieurs flux doivent être clairement consignés, constituer la base d'une valeur représentative de l'année civile, et être pris en compte de manière cohérente pour l'année suivante. 2.1.5. Facteurs d'émission Les facteurs d'émission reposent sur la teneur en carbone des combustibles ou des matières entrantes et sont exprimés en t CO2/TJ (émissions de combustion), en t CO2/t ou en t CO2/Nm3 (émissions de procédé).

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

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

Les facteurs d'émission et les dispositions relatives à l'élaboration des facteurs d'émission spécifiques figurent dans les points 4 et 6.

La biomasse est considérée comme ayant un bilan CO2 neutre. Un facteur d'émission de 0 [t CO2/TJ ou t ou Nm3] lui est appliqué.

Un facteur d'émission pondéré sera appliqué pour les combustibles ou les matières contenant à la fois du carbone d'origine fossile et du carbone issu de la biomasse. Ce facteur sera défini en fonction de la part de carbone d'origine fossile dans la teneur en carbone totale du combustible. Ce calcul devra être transparent et documenté conformément aux règles et aux procédures du point 6.

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

Sous réserve de l'approbation de l'administration compétente, le CO2 inhérent provenant d'un flux mais transféré par la suite hors d'une installation en tant que composant d'un combustible peut être déduit des émissions de cette installation, qu'il soit ou non acheminé vers une autre installation relevant du SCEQE. En tout état de cause, il doit être enregistré pour mémoire. 2.1.6. Facteurs d'oxydation et de conversion La proportion de carbone qui n'est pas oxydée ou convertie lors du procédé est représentée au moyen d'un facteur d'oxydation pour les émissions de combustion ou d'un facteur de conversion pour les émissions de procédé. Dans le cas des facteurs d'oxydation, il est dérogé à l'obligation d'appliquer le niveau le plus élevé possible.

Lorsque plusieurs types de combustibles ou de matières sont utilisés dans une installation et que les facteurs d'oxydation spécifiques sont calculés, l'exploitant peut, sous réserve de l'approbation de l'administration compétente, déterminer un facteur d'oxydation agrégé pour l'activité et l'appliquer à l'ensemble des combustibles ou matières, ou attribuer une oxydation incomplète à un flux majeur de combustibles ou de matières et appliquer une valeur de 1 aux autres flux, sauf en cas d'utilisation de la biomasse. 2.2. Méthode de mesure 2.2.1. Généralités Les procédures de mesure des concentrations de CO2, ainsi que du débit massique ou volumique des effluents gazeux à la cheminée devront se fonder sur les normes CEN correspondantes dès que celles-ci seront disponibles. Les normes ISO ou les normes nationales s'appliquent en l'absence de normes CEN. En l'absence de normes applicables, les procédures sont si possible effectuées conformément aux projets de normes ou aux lignes directrices sur les meilleures pratiques publiées par l'industrie, pour autant qu'ils soient acceptés par l'administration compétente.

La fraction de la biomasse des émissions de CO2 mesurées doit être soustraite en fonction de la méthode de calcul et enregistrée pour mémoire. 2.2.2. Niveaux pour les méthodes fondées sur la mesure Les exploitant doivent utiliser le niveau le plus élevé prévu au point 11 du chapitre II pour chaque source d'émission visée dans le permis et dont les émissions de gaz à effet de serre sont déterminées au moyen d'un SMC. Un niveau immédiatement inférieur ne pourra être appliqué pour la source d'émission concernée que s'il est prouvé, à la satisfaction de l'administration compétente, que l'application du niveau le plus élevé est techniquement impossible ou qu'elle entraînerait des coûts excessifs. Le niveau choisi doit donc, pour chaque source d'émission, refléter le niveau de précision le plus élevé pouvant être techniquement atteint sans entraîner de coûts excessifs. Le choix des niveaux nécessite l'approbation de l'administration compétente.

Pour les périodes de déclaration 2008-2012, le niveau minimal à appliquer est le niveau 2 du point 11 du chapitre II, sauf en cas d'impossibilité technique. 2.2.3. Autres procédures et exigences à respecter a) Taux d'échantillonnage Des moyennes horaires correspondant à une « heure de données valide » sont calculées, le cas échéant, pour les éléments nécessaires à la détermination des émissions - conformément au point 11 du chapitre II - en utilisant tous les relevés de données horaires disponibles pour l'heure considérée.Dans le cas d'un équipement impossible à contrôler ou hors service pendant une partie de l'heure, la moyenne horaire sera calculée au pro rata des relevés de données restants pour l'heure considérée. S'il est impossible de calculer une heure de données valide pour un élément de la détermination des émissions, le nombre de relevés de données horaires disponibles étant inférieur à 50 % du nombre maximal(2), l'heure est considérée comme perdue. Chaque fois qu'il est impossible de calculer une heure de données valide, on calculera des valeurs de substitution conformément aux disposition de la présente partie. b) Données manquantes Lorsqu'il est impossible d'obtenir une heure de données valide pour un ou plusieurs éléments du calcul des émissions du fait que l'équipement est hors contrôle (par exemple dans le cas d'erreurs d'étalonnage ou de problèmes d'interférences) ou hors service, l'exploitant détermine des valeurs de substitution pour chaque heure de données manquante, suivant les indications ci-après : i) Concentrations Lorsqu'il est impossible d'obtenir une heure de données valide pour un paramètre mesuré directement en concentration (gaz à effet de serre, O2, etc.), il est calculé une valeur de substitution C*subst pour l'heure en question, comme suit : C*subst 1/4 C rhô sigmaC avec : C : moyenne arithmétique de la concentration du paramètre concerné, sigmaC_ : meilleure estimation de l'écart-type de la concentration du paramètre concerné.

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

Le calcul de la moyenne arithmétique et de l'écart-type seront présentés au vérificateur. ii) Autres paramètres Lorsqu'il est impossible d'obtenir une heure de donnée valide pour les paramètres qui ne sont pas mesurés directement en concentration, il est calculé des valeurs de substitution en recourant à la méthode du bilan massique ou à la méthode du bilan énergétique. Les autres éléments mesurés entrant dans le calcul des émissions seront utilisés pour la validation des résultats.

La méthode du bilan massique ou énergétique et les hypothèses sur lesquelles elle reposent seront clairement étayées et présentées au vérificateur avec les résultats calculés. c) Vérification du calcul des émissions Il convient, parallèlement à la détermination des émissions au moyen d'une méthode fondée sur la mesure, de déterminer les émissions annuelles de chaque gaz à effet de serre considéré par calcul, suivant sur l'une des options suivantes : a) calcul des émissions conformément à l'annexe correspondant à chaque activité.Pour le calcul des émissions, on peut généralement appliquer les niveaux inférieurs (soit au minimum le niveau 1), ou b) calcul des émissions conformément aux lignes directrices du GIEC 2006, par exemple en recourant aux méthodes du niveau 1. Des écarts peuvent se produire entre les résultats des mesures et les résultats obtenus par calcul. L'exploitant examine la corrélation entre les résultats obtenus par mesure et par calcul, en tenant compte de la possibilité d'un écart inhérent à l'utilisation de deux approches différentes. Compte tenu de cette corrélation, l'exploitant utilisera les résultats obtenus par calcul pour vérifier les résultats obtenus par mesure.

Dans la déclaration d'émissions annuelle, l'exploitant détermine et notifie les données utiles lorsqu'elles sont disponibles, ou les estimations les plus précises des données d'activité, des pouvoirs calorifiques inférieurs, des facteurs d'émission, des facteurs d'oxydation et des autres paramètres utilisés pour déterminer les émissions conformément aux points 1 à 10 du chapitre II de la présente annexe, en recourant, le cas échéant, à des analyses de laboratoire.

Les différentes approches adoptées, ainsi que la méthode retenue pour le calcul de vérification, doivent être consignées dans le plan de surveillance et approuvées par l'administration compétente.

Lorsque la comparaison avec les résultats obtenus par calcul indique clairement que les résultats de l'approche fondée sur les mesures ne sont pas valables, l'exploitant utilise les valeurs de substitution décrites dans la présente partie. 3. Evaluation de l'incertitude 3.1. Calcul L'exploitant doit connaître les principales sources d'incertitude lors du calcul des émissions.

Dans le cas de la méthode fondée sur le calcul, conformément à l'article 8, l'administration compétente approuve la combinaison des niveaux pour chaque flux de l'installation, ainsi que tous les autres aspects concernant la méthode de surveillance tels qu'ils figurent dans l'autorisation de l'installation. Ce faisant, elle accepte l'incertitude résultant directement de l'application correcte de la méthode de surveillance agréée, ce qui apparaît dans le contenu du permis.

L'indication de la combinaison des niveaux dans la déclaration d'émissions revient à déclarer l'incertitude. Il n'y a donc pas d'autres exigences en matière de déclaration de l'incertitude lorsque la méthode fondée sur le calcul est appliquée.

L'incertitude déterminée pour le système de mesure dans le cadre de la combinaison de niveaux choisie englobe l'incertitude spécifiée pour les instruments de mesure employés, l'incertitude d'étalonnage et toute autre incertitude liée au mode d'utilisation des instruments de mesure. Les valeurs seuils indiquées dans le cadre des niveaux choisis correspondent à l'incertitude associée à une valeur donnée pour une période de déclaration Dans le cas des matières ou combustibles marchands, l'administration compétente peut autoriser l'exploitant à déterminer le flux annuel de combustibles/matières sur la seule base de la quantité de combustibles ou de matières facturée, sans exiger d'autres preuves pour les incertitudes connexes, à condition que la législation ou l'application attestée des normes régionales, nationales ou internationales en vigueur garantisse le respect des exigences correspondantes en matière d'incertitude applicables aux données d'activité pour les transactions commerciales.

Dans tous les autres cas, l'exploitant doit apporter une preuve écrite du degré d'incertitude lié à la détermination des données d'activité pour chaque flux, afin de démontrer la conformité aux seuils d'incertitude définis dans les points 1 à 10 du chapitre II de la présente annexe. Pour effectuer les calculs, l'exploitant se fonde sur les spécifications indiquées par le fournisseur des instruments de mesure. En l'absence de spécifications, l'exploitant prévoit une évaluation de l'incertitude liée à l'instrument de mesure. Dans les deux cas, il apporte à ces spécifications les corrections nécessaires compte tenu des effets liés aux conditions réelles d'utilisation, et notamment à l'âge de l'équipement, aux caractéristiques de l'environnement physique, à l'étalonnage et à la maintenance. Ces corrections peuvent requérir un jugement d'expert prudent.

S'il emploie des systèmes de mesure, l'exploitant doit tenir compte de l'effet cumulé de tous les composants du système de mesure sur l'incertitude des données d'activité annuelles en utilisant la loi de propagation des erreurs (3), qui permet d'obtenir deux règles pratiques pour combiner des incertitudes non corrélées, par addition et multiplication, ou au moyen des approximations prudentes correspondantes dans le cas d'incertitudes interdépendantes : a) Pour l'incertitude d'une somme (par exemple la somme des contributions individuelles à une valeur annuelle) : - pour les incertitudes non corrélées : Pour la consultation du tableau, voir image - pour les incertitudes interdépendantes : Pour la consultation du tableau, voir image avec : Utotal : incertitude de la somme, exprimée en pourcentage en pourcentage; xi et Ui : quantités incertaines et leurs pourcentages d'incertitude respectifs. b) Pour l'incertitude d'un produit (par exemple le produit des différents paramètres utilisés pour convertir l'indice d'un compteur en données de flux massique) : - pour les incertitudes non corrélées : Pour la consultation du tableau, voir image - pour les incertitudes interdépendantes : Pour la consultation du tableau, voir image avec : Utotal : incertitude du produit, exprimée en pourcentage; Ui : pourcentage d'incertitude associé à chaque quantité.

L'exploitant devra, au moyen de la procédure d'assurance et de contrôle de la qualité, traiter et réduire les incertitudes subsistant dans les données d'émission indiquées dans la déclaration d'émissions. 3.2. Mesure Un exploitant peut justifier l'utilisation d'une méthode fondée sur le calcul si elle permet de manière fiable de réduire l'incertitude par rapport à la méthode correspondante fondée sur la mesure (voir article 2). Il doit pour ce faire rapporter les résultats quantitatifs d'une analyse d'incertitude plus vaste dans laquelle les sources d'incertitude ci-après sont examinées, compte tenu de la norme EN 14181 : - incertitude spécifiée pour l'équipement de mesure continue; - incertitudes d'étalonnage; - toute autre incertitude liée au mode d'utilisation de l'équipement de surveillance.

Au vu des justifications invoquées par l'exploitant, l'administration compétente peut approuver l'emploi par l'exploitant d'un système de mesure continue des émissions pour un certain nombre ou pour la totalité des sources de l'installation, ainsi que tous les autres aspects de la méthode de surveillance appliquée à ces sources et qui doivent figurer dans l'autorisation de l'installation. Ce faisant, elle accepte l'incertitude résultant directement de l'application correcte de la méthode de surveillance agréée, ce qui apparaît dans le contenu du permis.

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

L'exploitant devra, au moyen de la procédure d'assurance et de contrôle de la qualité, traiter et réduire les incertitudes subsistant dans les données d'émission indiquées dans la déclaration d'émissions. 3.3. Disposition particulière Le présent point est applicable aux installations dont les émissions déclarées moyennes vérifiées sont inférieures à 25 000 tonnes de CO2 par an pendant la période d'échanges précédente. Si les données d'émission ne sont plus valables en raison de modifications apportées aux conditions d'exploitation ou à l'installation proprement dite, ou en l'absence d'historique des émissions vérifiées, il faut, pour que le présent point s'applique, que l'administration compétente ait approuvé une projection prudente des émissions pour les cinq années suivantes en vertu de laquelle les émissions de CO2 d'origine fossile seraient inférieures à 25 000 tonnes par an.

En cas de besoin, l'exploitant peut, pour évaluer l'incertitude des données d'activité, utiliser les informations communiquées par le fournisseur des instruments de mesure concernés, quelles que soient les conditions d'utilisation spécifiques. 4. Facteurs d'émission Le présent point précise les facteurs d'émission de référence applicables à la méthode de niveau 1, qui permet d'utiliser des facteurs d'émission non spécifiques pour la combustion de combustibles.Lorsqu'un combustible n'appartient pas à une catégorie de combustibles existante, l'exploitant doit recourir à son expérience pour l'affecter à une catégorie correspondante, sous réserve de l'accord de l'administration compétente.

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

Description du type de combustible

Facteur d'émission (t CO2/TJ)

Pouvoir calorifique inférieur (TJ/Gg)

Lignes directrices du GIEC 2006 (sauf biomasse)

Lignes directrices du GIEC 2006

Pétrole brut

73,3

42,3

Orimulsion

76,9

27,5

Gaz naturel

64,1

44,2

Essence automobile

69,2

44,3

Kérosène

71,8

43,8

Huile de schiste

73,3

38,1

Gazole/carburant diesel

74,0

43,0

Mazout résiduel

77,3

40,4

Gaz de pétrole liquéfié

63,0

47,3

Ethane

61,6

46,4

Naphtha

73,3

44,5

Bitume

80,6

40,2

Lubrifiants

73,3

40,2

Coke de pétrole

97,5

32,5

Charges de raffinage du pétrole

73,3

43,0

Gaz de raffinerie

51,3

49,5

Paraffines

73,3

40,2

White spirit et essences spéciales

73,3

40,2

Autres produits pétroliers

73,3

40,2

Anthracite

98,2

26,7

Charbon cokéfiable

94,5

28,2

Autres charbons bitumineux

94,5

25,8

Charbon subbitumineux

96,0

18,9

Lignite

101,1

11,9

Schistes bitumineux et sables asphaltiques

106,6

8,9

Agglomérés

97,5

20,7

Coke de four et coke de lignite

107,0

28,2

Coke de gaz

107,0

28,2

Coke de houille

80,6

28,0

Gaz d'usine à gaz

44,7

38,7

Gaz de cokeries

44,7

38,7

Gaz de haut fourneau

259,4

2,5

Gaz de convertisseur à l'oxygène

171,8

7,1

Gaz naturel

56,1

48,0

Déchets industriels

142,9

s.o.

Huiles usagées

73,3

40,2

Tourbe

105,9

9,8

Bois/déchets de bois

0,0

15,6

Autre biomasse primaire solide

0,0

11,6

Charbon de bois

0,0

29,5

Bioessence

0,0

27,0

Biodiesels

0,0

27,0

Autres biocarburants liquides

0,0

27,4

Gaz de décharge

0,0

50,4

Gaz de boues d'épuration

0,0

50,4

Autres biogaz

0,0

50,4

Autres sources

Autres sources

Pneus usagés

85,0

s.o.

Monoxyde de carbone

155,2

10,1

Méthane

54,9

50,0

5. Liste de biomasses neutres en CO2 La liste présentée ci-après répertorie un certain nombre de matières qui sont considérées comme de la biomasse aux fins des présentes lignes directrices et qui doivent être pondérées d'un facteur d'émission de 0 [t CO2/TJ ou t ou Nm3].La tourbe et les fractions fossiles des matières énumérées ci-dessous ne sont pas considérées comme de la biomasse. Il n'est pas nécessaire de mettre en oeuvre des procédures d'analyses pour démontrer la pureté des substances des groupes 1 et 2 ci-dessous, sauf en cas de preuve visuelle ou olfactive de contamination par d'autres matières ou combustibles.

Groupe 1 - Plantes et parties de plantes : - paille, - foin et herbe, - feuilles, bois, racines, souches, écorce, - cultures, par exemple, maïs et triticale.

Groupe 2 - Déchets, produits et sous-produits issus de la biomasse : - déchets de bois industriel (déchets provenant du travail et des opérations de traitement du bois et déchets provenant des activités de l'industrie du bois), - bois usagé (produits usagés en bois, matériaux en bois), produits et sous-produits des opérations de traitement du bois, - déchets à base de bois provenant de l'industrie papetière, comme la liqueur noire (contenant uniquement du carbone issu de la biomasse), - tall oil brut, tall oil et pitch oil provenant de la production de pâte à papier, - résidus forestiers, - lignine provenant de la transformation de plantes contenant de la lignocellulose, - nourriture pour animaux et pour poissons, denrées alimentaires, graisses, huiles, suif, - résidus primaires issus de la production d'aliments et de boissons, - huiles et graisses végétales, - lisier, - résidus de plantes agricoles, - boues d'épuration, - biogaz issu de la digestion, de la fermentation ou de la gazéification de la biomasse, - boues portuaires et autres boues et sédiments provenant de masses d'eau, - gaz de décharge, - charbon de bois.

Groupe 3 - Fractions issues de la biomasse dans les matières mixtes : - fraction issue de la biomasse dans les objets flottants provenant de la gestion des masses d'eau, - fraction issue de la biomasse dans les résidus mixtes provenant de la production d'aliments et de boissons, - fraction issue de la biomasse dans les matériaux composites contenant du bois, - fraction issue de la biomasse dans les déchets textiles, - fraction issue de la biomasse dans le papier, le carton, le carton contrecollé, - fraction issue de la biomasse dans les déchets municipaux et industriels, - fraction issue de la biomasse dans la liqueur noire contenant du carbone d'origine fossile, - fraction issue de la biomasse dans les résidus issus du traitement des déchets ménagers et industriels, - fraction de l'éthyl-tertio-butyl-éther (ETBE) issue de la biomasse, - fraction du butanol issue de la biomasse.

Groupe 4 - Combustibles dont les composants et les produits intermédiaires sont tous issus de la biomasse, notamment : - bioéthanol, - biodiesel, - bioéthanol estérifié, - biométhanol, - biodiméthyléther, - bio-huile (mazout produit par pyrolyse), biogaz. 6. Détermination des données et des facteurs spécifiques 6.1 Détermination des pouvoirs calorifiques inférieurs et des facteurs d'émission des combustibles La procédure permettant de déterminer le facteur d'émission spécifique, y compris la procédure d'échantillonnage d'un type de combustible particulier, doit être choisie en accord avec l'administration compétente avant le début de la période de déclaration au cours de laquelle elle sera appliquée.

Les procédures utilisées pour échantillonner le combustible et déterminer le pouvoir calorifique inférieur, la teneur en carbone et le facteur d'émission doivent se fonder sur les normes CEN correspondantes (fréquence d'échantillonnage, procédures d'échantillonnage, détermination du pouvoir calorifique supérieur et inférieur, teneur en carbone des différents types de combustibles, par exemple), dès que celles-ci sont disponibles. Les normes ISO ou les normes nationales s'appliquent en l'absence de normes CEN. En l'absence de normes applicables, les procédures sont si possible effectuées conformément aux projets de normes ou aux lignes directrices sur les meilleures pratiques publiées par l'industrie, pour autant qu'ils soient acceptés par l'administration compétente.

Le laboratoire chargé de déterminer le facteur d'émission, la teneur en carbone et le pouvoir calorifique inférieur doit être conforme aux exigences définies au point 6.5. Le nombre d'échantillons nécessaire sera plus grand pour les matières très hétérogènes comme les déchets municipaux solides, et beaucoup plus petit pour la plupart des combustibles gazeux ou liquides disponibles sur le marché.

La procédure d'échantillonnage et la fréquence des analyses pour la détermination de la teneur en carbone, du pouvoir calorifique inférieur et du facteur d'émission doivent respecter les exigences définies au point 6.6.

La documentation complète concernant les procédures utilisées par le laboratoire pour déterminer le facteur d'émission, ainsi que les résultats complets doivent être conservés et mis à la disposition du vérificateur de la déclaration d'émissions. 6.2. Détermination des facteurs d'oxydation spécifiques La procédure servant à déterminer le facteur d'oxydation spécifique par activité, y compris la procédure d'échantillonnage appliquée à un certain type de combustible et d'installation, doit être choisie en accord avec l'administration compétente avant le début de la période de déclaration au cours de laquelle elle sera appliquée.

Les procédures appliquées pour déterminer les facteurs d'oxydation par activité spécifique (à travers la teneur en carbone de la suie, des cendres, des effluents et d'autres déchets ou sous-produits, par exemple) doivent se fonder sur les normes CEN correspondantes dès que celles-ci sont disponibles. Les normes ISO ou les normes nationales s'appliquent en l'absence de normes CEN. En l'absence de normes applicables, les procédures sont si possible effectuées conformément aux projets de normes ou aux lignes directrices sur les meilleures pratiques publiées par l'industrie, pour autant qu'ils soient acceptés par l'administration compétente.

Le laboratoire chargé de déterminer le facteur d'oxydation ou les données de base doit respecter les exigences définies au point 6.5. La procédure d'échantillonnage et la fréquence des analyses pour la détermination des variables (par exemple la teneur en carbone des cendres) utilisées pour le calcul des facteurs d'oxydation doivent respecter les exigences définies au point 6.6.

La documentation complète concernant les procédures utilisées par le laboratoire pour déterminer les facteurs d'oxydation, ainsi que les résultats complets doivent être conservés et mis à la disposition du vérificateur de la déclaration d'émissions. 6.3. Détermination des facteurs d'émission de procédé et des données relatives à la composition La procédure permettant de déterminer le facteur d'émission spécifique par activité, y compris la procédure d'échantillonnage d'une matière spécifique, doit être choisie en accord avec l'administration compétente avant le début de la période de déclaration au cours de laquelle elle sera appliquée.

Les procédures utilisées pour échantillonner et déterminer la composition de la matière concernée ou pour calculer un facteur d'émission de procédé doivent se fonder sur les normes CEN correspondantes dès que celles-ci sont disponibles. Les normes ISO ou les normes nationales s'appliquent en l'absence de normes CEN. En l'absence de normes applicables, les procédures sont si possible effectuées conformément aux projets de normes ou aux lignes directrices sur les meilleures pratiques publiées par l'industrie, pour autant qu'ils soient acceptés par l'administration compétente.

Le laboratoire utilisé doit être conforme aux exigences définies au point 6.5. La procédure d'échantillonnage et la fréquence des analyses doivent respecter les exigences du point 6.6.

La documentation complète concernant les procédures utilisées par le laboratoire pour déterminer le facteur d'émission ou les données concernant la composition, ainsi que les résultats complets doivent être conservés et mis à la disposition du vérificateur de la déclaration d'émissions. 6.4. Détermination de la fraction de la biomasse Pour les besoins des présentes lignes directrices, le terme "fraction de la biomasse" correspond au pourcentage massique en carbone issu de la biomasse, par rapport à la teneur en carbone totale d'un mélange combustible.

Pour être considérés comme biomasse pure et être soumis aux dispositions de surveillance et de déclaration simplifiées prévues à l'article 8, les combustibles et matières doivent avoir une teneur en composants non issus de la biomasse ne dépassant pas 3 % de la quantité totale du combustible ou de la matière concernée.

La procédure permettant de déterminer la fraction de la biomasse d'un type de combustible particulier, y compris la procédure d'échantillonnage, doit être choisie en accord avec l'administration compétente avant le début de la période de déclaration au cours de laquelle elle sera appliquée.

Les procédures appliquées pour échantillonner le combustible et déterminer la fraction de la biomasse doivent se fonder sur les normes CEN correspondantes dès que celles-ci sont disponibles. Les normes ISO ou les normes nationales s'appliquent en l'absence de normes CEN. En l'absence de normes applicables, les procédures sont si possible effectuées conformément aux projets de normes ou aux lignes directrices sur les meilleures pratiques publiées par l'industrie, pour autant qu'ils soient acceptés par l'administration compétente.

Les méthodes appliquées pour déterminer la fraction de la biomasse dans un combustible vont du tri manuel des composants constituant les matières mixtes, à l'application de méthodes différentielles pour déterminer les pouvoirs calorifiques d'un mélange binaire et de ses deux composants purs, à l'analyse isotopique (carbone 14), selon la nature du mélange combustible concerné. Pour les combustibles ou les matières issus d'un procédé de production dont les flux entrants sont connus et traçables, l'exploitant peut également déterminer la fraction de la biomasse sur la base d'un bilan massique du carbone d'origine fossile et du carbone issu de la biomasse à l'entrée et à la sortie du procédé. Les méthodes correspondantes doivent être approuvées par l'administration compétente.

Le laboratoire chargé de déterminer la fraction de la biomasse doit être conforme aux exigences définies au point 6.5.

La procédure d'échantillonnage et la fréquence des analyses pour la détermination de la fraction des combustibles et des matières issue de la biomasse doivent respecter les exigences définies au point 6.6.

La documentation complète concernant les procédures utilisées par le laboratoire pour déterminer la fraction de la biomasse, ainsi que les résultats complets, doivent être conservés et mis à la disposition du vérificateur de la déclaration d'émissions.

Si la détermination de la fraction de la biomasse dans un mélange combustible n'est techniquement pas possible ou risque d'entraîner des coûts déraisonnablement élevés, l'exploitant peut supposer que le combustible contient 0 % de biomasse (c'est-à-dire que la totalité du carbone contenu dans le combustible est exclusivement d'origine fossile) ou soumettre une méthode d'estimation à l'approbation de l'administration compétente. 6.5. Exigences à remplir pour la détermination des propriétés des combustibles et des matières 6.5.1. Utilisation de laboratoires accrédités Le laboratoire chargé de déterminer le facteur d'émission, le pouvoir calorifique inférieur, le facteur d'oxydation, la teneur en carbone, la fraction de la biomasse ou les données sur la composition doit être accrédité EN ISO 17025 : 2005 (« Prescriptions générales concernant la compétence des laboratoires d'étalonnages et d'essais »). 6.5.2. Utilisation de laboratoires non accrédités Il convient de recourir de préférence à des laboratoires accrédités EN ISO 17025 : 2005. L'utilisation de laboratoires non accrédités doit être limitée aux situations dans lesquelles l'exploitant peut démontrer à l'administration compétente que le laboratoire répond à des exigences équivalentes à celles de la norme EN ISO 17025 : 2005.

Les laboratoires et les procédures d'analyse correspondants doivent être répertoriés dans le plan de surveillance de l'installation. En ce qui concerne la gestion de la qualité, l'équivalence peut être établie au moyen d'une certification EN ISO 9001 : 2000 du laboratoire. Il conviendra en outre de prouver que le laboratoire est techniquement compétent et capable de produire des résultats techniquement valables au moyen des procédures d'analyse concernées.

Sous la responsabilité de l'exploitant, chaque laboratoire non accrédité utilisé par l'exploitant pour déterminer les résultats servant de base au calcul des émissions prend les mesures suivantes : a) Validation Chacune des méthodes d'analyse employées par le laboratoire non accrédité devra être validée par rapport à la méthode de référence par un laboratoire accrédité conformément à la norme EN ISO 17025 : 2005. La procédure de validation est menée avant ou au début de la relation contractuelle entre l'exploitant et le laboratoire. Elle comporte un nombre suffisant de répétitions de l'analyse d'un ensemble composé d'au moins cinq échantillons représentatifs pour la fourchette de valeurs attendue, dont un échantillon témoin, pour chaque paramètre et combustible ou matière considéré, de manière à établir la reproductibilité de la méthode et à calculer la courbe d'étalonnage de l'instrument. b) Intercomparaison Au moins une fois par an, les résultats des méthodes d'analyse seront soumis par un laboratoire accrédité EN ISO 17025 : 2005 à une intercomparaison comportant, pour chaque paramètre et combustible ou matière considéré, au moins cinq répétitions de l'analyse d'un échantillon représentatif au moyen de la méthode de référence. L'exploitant procédera à des adaptations prudentes (c'est-à-dire visant à éviter toute sous-estimation des émissions) de toutes les données utiles de l'année considérée lorsque la différence observée entre les résultats obtenus par le laboratoire non accrédité et ceux obtenus par le laboratoire accrédité risque d'entraîner une sous-estimation des émissions. Toute différence statistiquement significative (2sigma) entre les résultats finals (les données sur la composition, par exemple) obtenus par le laboratoire non accrédité et le laboratoire accrédité sera notifiée à l'administration compétente et immédiatement levée sous la supervision d'un laboratoire accrédité EN ISO 17025 : 2005. 6.5.3. Analyseurs de gaz en ligne et chromatographes en phase gazeuse L'utilisation de chromatographes en phase gazeuse et d'analyseurs de gaz avec ou sans extraction pour la détermination des émissions au titre des présentes lignes directrices nécessite l'accord de l'administration compétente. L'utilisation de ces systèmes est limitée à la détermination des données sur la composition des combustibles et matières gazeux. Les exploitants utilisant ces systèmes doivent se conformer aux exigences de la norme EN ISO 9001 : 2000. La preuve que le système répond à ces exigences peut être apportée par certification du système. L'exploitant ne peut recourir qu'à des services d'étalonnage et des fournisseurs de gaz d'étalonnage accrédités EN ISO 17025 : 2005.

Le cas échéant, une validation initiale, puis annuelle, de l'instrument peut être effectuée par un laboratoire accrédité EN ISO 17025 : 2005 au moyen de la norme EN ISO 10723 : 1995 « Gaz naturel - Evaluation des performances des systèmes d'analyse en ligne ». Dans tous les autres cas, l'exploitant fait procéder à une validation initiale et à une intercomparaison annuelle. a) Validation initiale La validation doit être effectuée avant le 31 janvier 2008 ou à l'occasion de la mise en service d'un nouveau système.Elle comporte un nombre approprié de répétitions de l'analyse d'un ensemble d'au moins cinq échantillons représentatifs pour la fourchette de valeurs attendue, dont un échantillon témoin, pour chaque paramètre et combustible ou matière considéré, de manière à caractériser la reproductibilité de la méthode et à calculer la courbe d'étalonnage de l'instrument. b) Intercomparaison annuelle Au moins une fois par an, les résultats des méthodes d'analyse seront soumis par un laboratoire accrédité EN ISO 17025 : 2005 à une intercomparaison comportant, pour chaque paramètre et combustible ou matière considéré, un nombre approprié de répétitions de l'analyse d'un échantillon représentatif au moyen de la méthode de référence. L'exploitant procédera à des adaptations prudentes (c'est-à-dire visant à éviter toute sous-estimation des émissions) de toutes les données utiles de l'année considérée lorsque la différence observée entre les résultats de l'analyseur de gaz ou du chromatographe en phase gazeuse et ceux obtenus par le laboratoire accrédité risque d'entraîner une sous-estimation des émissions. Toute différence statistiquement significative (2sigma) entre les résultats finals (les données sur la composition, par exemple) de l'analyseur de gaz ou du chromatographe en phase gazeuse et les résultats du laboratoire accrédité sera notifiée à l'administration compétente et immédiatement levée sous la supervision d'un laboratoire accrédité EN ISO 17025 : 2005. 6.5.4. Dispositions particulières Le présent point est applicable aux installations dont les émissions déclarées moyennes vérifiées sont inférieures à 25 000 tonnes de CO2 par an pendant la période d'échanges précédente. Si les données d'émission ne sont plus valables en raison de modifications apportées aux conditions d'exploitation ou à l'installation proprement dite, ou en l'absence d'historique des émissions vérifiées, il faut, pour que le présent point soit applicable, que l'administration compétente ait approuvé une projection prudente des émissions pour les cinq années suivantes en vertu de laquelle les émissions de CO2 d'origine fossile seraient inférieures à 25 000 tonnes par an. a) Il peut être dérogé aux exigences concernant l'accréditation EN ISO 17025 : 2005 si le laboratoire en question : - prouve de manière concluante qu'il est techniquement compétent et qu'il est capable de produire des résultats techniquement valables au moyen des procédures d'analyse concernées, et - participe chaque année à des comparaisons interlaboratoires à l'issue desquelles il prend, le cas échéant, les mesures correctives nécessaires.b) Les utilisations de combustibles ou de matières peuvent être déterminées sur la base des données d'achat et d'estimations des variations de stock sans prendre en compte les incertitudes. 6.6. Méthodes d'échantillonnage et fréquence des analyses La détermination du facteur d'émission, du pouvoir calorifique inférieur, du facteur d'oxydation, du facteur de conversion, de la teneur en carbone, de la fraction de la biomasse ou des données sur la composition doit être conforme aux pratiques généralement reconnues en matière d'échantillonnage représentatif, pour autant qu'elles soient acceptées par l'administration compétente. L'exploitant doit fournir la preuve que les échantillons obtenus sont représentatifs et exempts de biais. La valeur respective ne doit être utilisée que pour la période de livraison ou le lot de combustible ou de matières pour lequel elle est représentative.

L'analyse portera généralement sur un échantillon résultant du mélange d'un plus grand nombre d'échantillons (10 à 100, par exemple) prélevés pendant une période donnée (d'un jour à plusieurs mois, par exemple), à condition que la matière ou le combustible échantillonné puisse être stocké sans que sa composition se modifie.

La procédure d'échantillonnage et la fréquence des analyses devront permettre de garantir que la moyenne annuelle du paramètre considéré soit déterminée avec une incertitude maximale intérieure au tiers de l'incertitude maximale requise par le niveau de méthode approuvé pour les données d'activité concernant le même flux.

Si l'exploitant n'est pas en mesure de respecter l'incertitude maximale admissible pour la valeur annuelle ou de démontrer la conformité aux seuils, il appliquera au minimum la fréquence d'analyse prévue au tableau suivant, le cas échéant. Dans tous les autres cas, la fréquence des analyses sera définie par l'administration compétente.

Fréquence minimale indicative des analyses

Combustible/matière

Fréquence des analyses

Gaz naturel

Au moins hebdomadaire

Gaz de procédé (mélange de gaz de raffinerie, gaz de cokerie, gaz de haut fourneau et gaz de convertisseur)

Au moins journalière - suivant les procédures appropriées aux différents moments de la journée

Fioul

Toutes les 20 000 tonnes, et au moins six fois par an

Charbon, charbon à coke, coke de pétrole

Toutes les 20 000 tonnes, et au moins six fois par an

Déchets solides (déchets fossiles purs ou mélange déchets issus de la biomasse/déchets fossiles)

Toutes les 5 000 tonnes, et au moins quatre fois par an

Déchets liquides

Toutes les 10 000 tonnes, et au moins quatre fois par an

Minéraux carbonés (calcaire et dolomie, par exemple)

Toutes les 50 000 tonnes, et au moins quatre fois par an

Argiles et schistes

Quantités de matières correspondant à 50 000 tonnes de CO2, au moins quatre fois par an

Autres flux entrants et sortants comptabilisés dans le bilan massique (ne s'applique pas aux combustibles et aux agents réducteurs)

Toutes les 20 000 tonnes, et au moins une fois par mois

Autres matières

Suivant le type de matière et la variation, quantités de matière correspondant à 50 000 tonnes de CO2, au moins quatre fois par an

CHAPITRE II. - Lignes directrices spécifiques 1. Lignes directrices spécifiques concernant les émissions de combustion 1.1. Délimitation et portée de la surveillance Il convient d'appliquer les lignes directrices spécifiques présentées ci-dessous pour surveiller les émissions de CO2 provenant d'installations de combustion d'une puissance thermique supérieure à 20 MW (à l'exception des installations de gestion de déchets dangereux ou de déchets municipaux), telles que mentionnées à l'article 1er du présent arrêté, ainsi que les émissions de combustion dues à d'autres activités mentionnées à ce même article et dans les autres points ci-dessous. Le point 2 de ce chapitre peut également être appliqué aux procédés concernés de l'industrie pétrochimique, s'ils sont couverts par l'article 1er du présent arrêté.

La surveillance des émissions de CO2 dues aux procédés de combustion comprend les émissions provenant de la combustion de tous les types de combustibles se trouvant dans l'installation, ainsi que les émissions issues des procédés d'épuration, tels que ceux destinés à éliminer le SO2, par exemple. Les émissions provenant des moteurs à combustion interne utilisés à des fins de transport ne sont ni surveillées ni déclarées. Toutes les émissions de CO2 dues à la combustion de combustibles dans l'installation doivent être affectées à celle-ci, indépendamment de l'exportation de chaleur ou d'électricité vers d'autres installations. Les émissions associées à la production de chaleur ou d'électricité importée d'autres installations ne doivent pas être affectées à l'installation importatrice.

Les émissions d'une installation de combustion adjacente à une aciérie intégrée dont elle dérive son combustible principal, mais exploitée sur la base d'un permis d'émettre des gaz à effet de serre distincte, peuvent être calculées comme faisant partie du bilan massique de cette aciérie si l'exploitant peut prouver à l'administration compétente que cette méthode réduira l'incertitude globale de la détermination des émissions. 1.2. Détermination des émissions de CO2 Sont indiquées ci-après quelques sources d'émission de CO2 dues aux installations de combustion et aux procédés : - chaudières - brûleurs - turbines - étuves - appareils de chauffage - hauts fourneaux - incinérateurs - fours - sécheurs - moteurs - torchères - laveurs (émissions dues aux procédés) - tout autre équipement ou machine consommant du combustible, à l'exclusion des équipements ou des machines équipés de moteurs à combustion utilisés à des fins de transport. 1.2.1. Calcul des émissions de CO2 1.2.1.1. Emissions de combustion 1.2.1.1.1. Activités générales de combustion Les émissions de CO2 provenant de sources de combustion sont calculées en multipliant le contenu énergétique de chaque combustible utilisé par un facteur d'émission et un facteur d'oxydation. Le calcul suivant doit être effectué pour chaque combustible et pour chaque activité : émissions CO2 = données d'activité x facteur d'émission x facteur d'oxydation où : a) Données d'activité : Les données d'activité sont exprimées en tant que contenu énergétique net du combustible consommé [TJ] au cours de la période de déclaration.Le contenu énergétique du combustible consommé est calculé au moyen de la formule suivante : Contenu énergétique du combustible consommé [TJ] = combustible consommé [t ou Nm3] x pouvoir calorifique inférieur du combustible [TJ/t ou TJ/Nm3] (4) Si le facteur d'émission utilisé est exprimé en masse ou en volume [t CO2/t ou t CO2/Nm3], les données d'activité sont exprimées en quantité de combustible consommée [t ou Nm3]. avec : a1) Combustible consommé : Niveau 1 : La consommation de combustible pendant la période de déclaration est déterminée par l'exploitant avec une incertitude maximale inférieure à + 7,5 %, compte tenu, le cas échéant, de l'effet des variations de stock. Niveau 2 : La consommation de combustible pendant la période de déclaration est déterminée par l'exploitant avec une incertitude maximale inférieure à + 5 %, compte tenu, le cas échéant, de l'effet des variations de stock.

Niveau 3 : La consommation de combustible pendant la période de déclaration est déterminée par l'exploitant avec une incertitude maximale inférieure à + 2,5 %, compte tenu, le cas échéant, de l'effet des variations de stock.

Niveau 4 : La consommation de combustible pendant la période de déclaration est déterminée par l'exploitant avec une incertitude maximale inférieure à + 1,5 %, compte tenu, le cas échéant, de l'effet des variations de stock. a2) Pouvoir calorifique inférieur : Niveau 1 : Les valeurs de référence applicables à chaque combustible sont utilisées conformément aux dispositions du point 4 du chapitre Ier de la présente annexe. Niveau 2a : L'exploitant applique au combustible les pouvoirs calorifiques inférieurs spécifiques par pays indiqués dans le dernier inventaire national remis au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 2b : Pour les combustibles marchands, on utilise le pouvoir calorifique inférieur déterminé sur la base des données d'achat communiquées par le fournisseur, à condition que cette valeur ait été calculée sur la base de normes régionales, nationales ou internationales reconnues.

Niveau 3 : L'exploitant fait en sorte que le pouvoir calorifique inférieur du combustible d'une installation soit mesuré conformément aux dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe. b) Facteur d'émission : Niveau 1 : Les facteurs de référence applicables à chaque combustible sont utilisés conformément aux dispositions du point 4 du chapitre Ier de la présente annexe. Niveau 2a : L'exploitant applique au combustible les facteurs d'émission indiqués par la Région wallonne dans l'inventaire national le plus récent des émissions de gaz à effet de serre, tel qu'approuvé par la Commission nationale Climat instituée par l'accord de coopération du 14 novembre 2002 entre l'Etat fédéral, la Région flamande, la Région wallonne et la Région de Bruxelles-Capitale relatif à l'établissement, l'exécution et le suivi d'un Plan national Climat, ainsi que l'établissement de rapports, dans le cadre de la Convention-cadre des Nations unies sur les Changements climatiques et du Protocole de Kyoto.

Niveau 2b : L'exploitant détermine les facteurs d'émission pour chaque lot de combustibles à partir d'un des indicateurs suivants : ? mesure de la densité d'huiles ou de gaz utilisés dans l'industrie du raffinage ou la sidérurgie, ? pouvoir calorifique inférieur de certains types de charbons, et d'une relation empirique déterminée au moins une fois par an, conformément aux dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe. L'exploitant doit s'assurer que la corrélation respecte les règles de l'art, acceptées par l'administration compétente, et qu'elle n'est appliquée que dans la plage des valeurs pour laquelle l'indicateur a été établi.

Niveau 3 : L'exploitant détermine ou fait déterminer les facteurs d'émission spécifiques pour chaque lot, conformément aux dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe. c) Facteur d'oxydation : L'exploitant peut choisir le niveau approprié pour sa méthode de surveillance. Niveau 1 : On utilise un facteur d'oxydation de 1,0 (5).

Niveau 2 : L'exploitant applique au combustible les facteurs d'oxydation indiqués dans le dernier inventaire national remis au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 3 : Les facteurs spécifiques des combustibles sont calculés par l'exploitant en se fondant sur la teneur en carbone des cendres, des effluents, des autres rejets et sous-produits et des autres émissions de carbone non entièrement oxydé sous forme gazeuse. Les données sur la composition sont déterminées conformément aux dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe. 1.2.1.1.2. Méthode du bilan massique - production de noir de carbone et terminaux de traitement du gaz La méthode du bilan massique peut être appliquée aux installations produisant du noir de carbone et aux terminaux de traitement du gaz.

L'ensemble du carbone présent dans les intrants, les stocks, les produits et les autres exportations hors de l'installation doit être pris en compte aux fins de la détermination des émissions de gaz à effet de serre, selon l'équation suivante : émissions de CO2 [t CO2] = (intrants - produits - exportations - variation des stocks) * facteur de conversion CO2/C avec : - intrants [tC] : la totalité du carbone entrant dans les limites de l'installation, - produits [tC] : la totalité du carbone présent dans les produits et les matières, y compris les sous-produits, sortant des limites de l'installation - exportations [tC] : le carbone exporté en dehors des limites de l'installation, c'est-à-dire rejeté dans les égouts, mis en décharge ou perdu. Les exportations ne comprennent pas les rejets de gaz à effet de serre dans l'atmosphère, - variation des stocks [tC] : l'augmentation des stocks de carbone dans les limites de l'installation.

Le calcul se fait de la manière suivante : émissions de CO2 [t CO2] = (sigma (données d'activitéintrants * teneur en carbone contentintrants) - sigma (données d'activitéproduits * teneur en carboneproduits) - sigma (données d'activitéexportations * teneur en carboneexportations) - sigma (données d'activitévariation des stocks * teneur en carbonevariation des stocks)) * 3,664 avec : a) Données d'activité L'exploitant analyse et déclare les flux massiques entrant dans l'installation et en sortant, ainsi que la variation des stocks de tous les combustibles et matières concernés, en les indiquant séparément.Lorsque la teneur en carbone d'un flux massique est généralement liée au contenu énergétique (combustibles), l'exploitant peut déterminer et utiliser la teneur en carbone du flux massique concerné par rapport au contenu énergétique [t C/TJ] pour le calcul du bilan massique.

Niveau 1 : Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de + 7,5 %.

Niveau 2 : Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de + 5 %.

Niveau 3 : Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de + 2,5 %.

Niveau 4 : Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de + 1,5 %. b) Teneur en carbone Niveau 1 : La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée sur la base des facteurs d'émission standard des combustibles ou des matières énumérés du point 4 du chapitre Ier de la présente annexe ou dans les points 3 à 5 du présent chapitre.La teneur en carbone est déterminée comme suit : Pour la consultation du tableau, voir image Niveau 2 : La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée conformément aux dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe pour tout ce qui concerne l'échantillonnage représentatif des combustibles, des produits et des sous-produits, et la détermination de leur teneur en carbone et de la fraction de la biomasse. 1.2.1.1.3. Torchères Les émissions en provenance des torchères englobent le brûlage de routine et le brûlage lié à l'exploitation (interruptions, démarrages, arrêts, cas d'urgence).

Les émissions de CO2 sont calculées à partir de la quantité de gaz brûlé à la torche [m3] et de la teneur en carbone du gaz brûlé [tCO2/ m3] (carbone non organique inclus). émissions CO2 = données d'activité x facteur d'émission x facteur d'oxydation où : a) Données d'activité Niveau 1 : Quantité de gaz brûlé [m3] utilisée pendant la période de déclaration, déterminée par mesure volumétrique, avec une limite d'erreur tolérée de + 17,5 %. Niveau 2 : Quantité de gaz brûlé [m3] utilisée pendant la période de déclaration, déterminée par mesure volumétrique, avec une incertitude maximale tolérée de + 12,5 %.

Niveau 3 : Quantité de gaz brûlé [m3] utilisée pendant la période de déclaration, déterminée par mesure volumétrique, avec une incertitude maximale tolérée de + 7,5 %. b) Facteur d'émission : Niveau 1 : Application d'un facteur d'émission de référence de 0,00393 t CO2/ m3 (dans des conditions normales).Cette valeur, qui est dérivée de la combustion d'éthane pur utilisé comme indicateur du gaz brûlé, garantit une bonne marge de sécurité.

Niveau 2a : L'exploitant applique au combustible les facteurs d'émission indiqués dans le dernier inventaire national remis au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 2b : Les facteurs d'émission des installations sont déterminées à partir d'une estimation du poids moléculaire du flux brûlé à la torchère, en utilisant une méthode de modélisation du procédé reconnue par l'industrie, par modélisation des processus sur la base de modèles standardisés. Une moyenne annuelle pondérée est obtenue pour le poids moléculaire du gaz brûlé en examinant les proportions relatives et les poids moléculaires de chacun des flux concourants.

Niveau 3 : Calcul du facteur d'émission [t CO2/m3 gaz brûlé] à partir de la teneur en carbone du gaz brûlé, conformément aux dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe. c) Facteur d'oxydation : Il est possible d'appliquer les niveaux inférieurs. Niveau 1 : Taux d'oxydation de 1,0.

Niveau 2 : L'exploitant applique le facteur d'oxydation indiqué dans le dernier inventaire national remis au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques. 1.2.1.2. Emissions de procédé Les émissions de CO2 dues à l'emploi de carbonate pour désulfurer les effluents gazeux sont calculées à partir du carbonate acheté (méthode de calcul de niveau 1a) ou du gypse produit (méthode de calcul de niveau 1b). Ces deux méthodes de calcul sont équivalentes. Le calcul est effectué comme suit : émissions CO2 [t]= données d'activité x facteur d'émission où : Méthode de calcul A "fondée sur le carbonate" Le calcul des émissions se fonde sur la quantité de carbonate employée : a) Données d'activité : Niveau 1 : Poids en t de carbonate sec consommé par an dans le procédé, mesuré par l'exploitant avec une incertitude maximale tolérée inférieure à + 7,5 %.b) Facteur d'émission : Niveau 1 : Application des rapports stoechiométriques de conversion des carbonates [t CO2/t carbonate sec] indiqués dans le tableau 1 ci-après. Tableau 1 : Facteurs d'émission stoechiométriques Pour la consultation du tableau, voir image Méthode de calcul B "fondée sur le gypse" Le calcul des émissions se fonde sur la quantité de gypse produite : a) Données d'activité : Niveau 1 : Poids en t de gypse sec (CaSO4 x 2H2O) produit par an, mesuré par l'exploitant ou le producteur de gypse, avec une incertitude maximale tolérée inférieure à + 7,5 %.b) Facteur d'émission : Niveau 1 : Rapport stoechiométrique du gypse déshydraté (CaSO4 x 2H2O) et du CO2 dans le procédé : 0,2558 t CO2/t gypse. 1.2.2. Mesures des émissions de CO2.

Il convient d'appliquer les lignes directrices définies au point 11 du présent chapitre. 2. Lignes directrices spécifiques concernant les raffineries de pétrole 2.1. Délimitation et portée de la surveillance La surveillance des émissions de CO2 d'une installation englobe toutes les émissions dues aux procédés de combustion et de production mis en oeuvre dans les raffineries. Les émissions dues à des procédés mis en oeuvre dans des installations adjacentes du site chimique non mentionnées à l'article 1er du présent arrêté et qui ne font pas partie de la chaîne de raffinage ne doivent pas être comptabilisées. 2.2. Détermination des émissions de CO2 Les sources potentielles d'émission de CO2 sont notamment les suivantes : a) Combustion énergétique : - Chaudières - Réchauffeurs industriels/épurateurs - Moteurs à combustion interne/turbines - Réacteurs thermiques et catalytiques - Fours de calcination du coke - Pompage d'eau d'extinction - Générateurs de secours/de réserve - Torchères - Incinérateurs - Unités de craquage b) Procédés - Installations de production d'hydrogène - Régénération catalytique (craquage catalytique et autres procédés de catalyse) - Unités de cokéfaction (cokéfaction fluide avec gazéification, cokéfaction différée) 2.2.1. Calcul des émissions de CO2 2.2.1.1. Emissions de combustion Les émissions dues à la combustion sont surveillées conformément aux dispositions du point 1° du présent chapitre. 2.2.1.2. Emissions de procédé Les procédés spécifiques entraînant des émissions de CO2 sont notamment les suivants : 1. Régénération des catalyseurs de craquage catalytique, régénération dans les autres procédés de catalyse et unités de cokéfaction fluide avec gazéification Le coke déposé sur le catalyseur à la suite du procédé de craquage est brûlé dans le régénérateur afin de réactiver le catalyseur.D'autres procédés de raffinage comme le reformage catalytique demandent de régénérer le catalyseur.

Les émissions sont calculées au moyen d'un bilan matières, avec prise en compte de l'état de l'air entrant et des effluents gazeux.

L'ensemble du CO présent dans les effluents gazeux doit être comptabilisé comme CO2 (6) L'analyse de l'air entrant et des effluents gazeux et le choix du niveau sont effectués conformément aux dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe.

L'approche par calcul employée doit être approuvée par l'administration compétente dans le cadre de l'évaluation du plan et de la méthode de surveillance.

Niveau 1 : Pour chaque source d'émission, l'incertitude totale associée aux émissions globales pendant la période de déclaration doit être inférieure à + 10 %.

Niveau 2 : Pour chaque source d'émission, l'incertitude totale associée aux émissions globales pendant la période de déclaration doit être inférieure à + 7,5 %.

Niveau 3 : Pour chaque source d'émission, l'incertitude totale associée aux émissions globales pendant la période de déclaration doit être inférieure à + 5 %.

Niveau 4 : Pour chaque source d'émission, l'incertitude totale associée aux émissions globales pendant la période de déclaration doit être inférieure à + 2,5 %. 2. Production d'hydrogène dans les raffineries Le CO2 émis provient de la teneur en carbone du gaz d'alimentation.Il convient donc de calculer les émissions de CO2 en fonction de l'intrant. émissions CO2 = données d'activitéintrant x facteur d'émission où : a) Données d'activité : Niveau 1 : Quantité d'hydrocarbures [t charge] traitée pendant la période de déclaration, obtenue par une mesure volumétrique, avec une incertitude maximale tolérée de + 7,5 %. Niveau 2 : Quantité d'hydrocarbures [t charge] traitée pendant la période de déclaration, obtenue par une mesure volumétrique, avec une incertitude maximale tolérée de + 2,5 %. b) Facteur d'émission : Niveau 1 : Application d'une valeur de référence de 2,9 t de CO2 par tonne de charge traitée. Niveau 2 : Application d'un facteur d'émission spécifique [CO2/t charge] calculé à partir de la teneur en carbone du gaz d'alimentation, déterminée conformément aux dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe. 2.2.2. Mesures des émissions de CO2 Il convient d'appliquer les lignes directrices définies au chapitre Ier de la présente annexe. 3. Lignes directrices spécifiques concernant les cokeries 3.1. Délimitation et portée de la surveillance Les cokeries peuvent faire partie d'aciéries directement reliées à des installations de frittage, de production de fonte et d'acier et de coulée continue, ce qui entraîne des échanges d'énergie et de matières intenses et réguliers (gaz de haut fourneau, gaz de cokerie, coke, par exemple).

Si l'autorisation délivrée à l'installation englobe la totalité de l'aciérie, et pas seulement la cokerie, les émissions de CO2 de l'ensemble de l'aciérie intégrée peuvent également être surveillées, en appliquant la méthode du bilan massique indiquée au point 3.2.1.1 ci-dessous.

Si les effluents gazeux de l'installation sont épurés et que les émissions qui en résultent ne sont pas calculées parmi les émissions de procédé de l'installation, il convient de les calculer conformément aux dispositions du chapitre Ier de la présente annexe. 3.2. Détermination des émissions de CO2 Dans les cokeries, les émissions de CO2 proviennent des sources suivantes : - matières premières (charbon ou coke de pétrole) - combustibles classiques (gaz naturel, par exemple) - gaz de procédé (gaz de haut fourneau, par exemple) - autres combustibles - épuration des effluents gazeux 3.2.1. Calcul des émissions de CO2 Si la cokerie fait partie d'une aciérie intégrée, l'exploitant peut calculer les émissions : a) de l'ensemble de l'aciérie intégrée, en appliquant la méthode du bilan massique ou b) de la cokerie, en tant qu'activité spécifique de l'aciérie intégrée. 3.2.1.1. Méthode du bilan massique La méthode du bilan massique consiste à analyser le carbone total contenu dans les intrants, dans les accumulations, dans les produits et dans les exportations et à évaluer les émissions de CO2 de l'installation, au moyen de l'équation suivante : émissions CO2 [t CO2] = (intrant - produits - exportations - variation des stocks) x facteur de conversion CO2/C où : - Intrant [t C] : la totalité du carbone entrant dans les limites de l'installation - Produits [t C] : la totalité du carbone entrant dans les produits et les matériaux, y compris dans les sous-produits, et quittant les limites du bilan massique - Exportations [t C] : le carbone exporté en dehors des limites du bilan massique, c-à-d. rejeté dans les égouts, mis en décharge ou perdu. Les exportations ne comprennent pas les rejets de CO2 dans l'atmosphère. - Variation des stocks [t C] : augmentation du carbone présent dans les limites de l'installation.

Le calcul se fait de la manière suivante : Emissions CO2 [t CO2] = (sigma (données d'activitéintrant x teneur en carboneintrant) - sigma (données d'activitéproduits x teneur en carboneproduits) - sigma (données d'activitéexportation x teneur en carboneexportation) - sigma (données d'activitévariation des stocks x teneur en carbonevariation des stocks)) x 3,664 où : a) Données d'activité L'exploitant analyse et déclare les flux massiques entrant et sortant de l'installation, ainsi que les variations de stocks de tous les combustibles et matières, en les indiquant séparément.Lorsque la teneur en carbone d'un flux massique est généralement liée au contenu énergétique (combustibles), l'exploitant peut déterminer et utiliser la teneur en carbone du flux massique correspondant par rapport au contenu énergétique [t C/TJ] pour le calcul du bilan massique.

Niveau 1 Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de + 7,5 %.

Niveau 2 Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de + 5 %.

Niveau 3 Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de + 2,5 %.

Niveau 4 Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de + 1,5 %. b) Teneur en carbone Niveau 1 La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée sur la base des facteurs d'émission standard des combustibles ou des matières énumérés au point 4 du chapitre Ier de la présente annexe ou dans les points 3 à 9 du présent chapitre.La teneur en carbone est calculée comme suit : Pour la consultation du tableau, voir image Niveau 2 L'exploitant applique au combustible ou à la matière la teneur en carbone spécifique indiquée dans le dernier inventaire national communiqué au secrétariat de la Convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 3 La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée conformément aux dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe pour tout ce qui concerne l'échantillonnage représentatif des combustibles, des produits et des sous-produits, ainsi que la détermination de leur teneur en carbone et de la fraction de la biomasse. 3.2.1.2. Emissions de combustion Les procédés de combustion dans des cokeries mettant en oeuvre des combustibles (coke, charbon, gaz naturel, par exemple) qui ne sont pas utilisés comme agents réducteurs ou qui ne sont pas issus de réactions métallurgiques, sont surveillés et déclarés conformément aux dispositions du chapitre Ier de la présente annexe. 3.2.1.3. Emissions de procédé Le gaz brut de cokerie issu du procédé de carbonisation contient de nombreux composants carbonés, dont le dioxyde de carbone (CO2), le monoxyde de carbone (CO), le méthane (CH4) et les hydrocarbures (CxHy).

Les émissions totales de CO2 émises par les cokeries sont calculées de la manière suivante : Emissions CO2 [t CO2] = (sigma (données d'activitéintrant x facteur d'émissionintrant) - sigma (données d'activitéextrant x facteur d'émissionextrant) où : a) Données d'activité Les données d'activitéINTRANT peuvent comprendre le charbon en tant que matière première, le poussier de coke, le coke de pétrole, les huiles de pétrole, le gaz de haut fourneau, le gaz de cokerie et autres.Les données d'activitéEXTRANT peuvent comprendre le coke, les goudrons, les huiles légères, le gaz de cokerie et autres. a1) Combustible employé pour alimenter le procédé Niveau 1 Le flux massique des combustibles entrant et sortant de l'installation est estimé en utilisant des appareils de mesure qui, pour la méthode de mesure employée, aboutissent à une incertitude maximale tolérée inférieure à + 7,5 %. Niveau 2 Le flux massique des combustibles entrant et sortant de l'installation est estimé en utilisant des appareils de mesure qui, pour la méthode de mesure employée, aboutissent à une incertitude maximale tolérée inférieure à + 5 %.

Niveau 3 Le flux massique des combustibles entrant et sortant de l'installation est estimé au moyen d'appareils de mesure, avec une incertitude maximale tolérée inférieure à + 2,5 %.

Niveau 4 Le flux massique des combustibles entrant et sortant de l'installation est estimé au moyen d'appareils de mesure, avec une incertitude maximale tolérée inférieure à + 1,5 %. a2) Pouvoir calorifique inférieur Niveau 1 Les valeurs de référence applicables à chaque combustible sont utilisées conformément aux dispositions du point 4 du chapitre Ier de la présente annexe. Niveau 2 : L'exploitant applique au combustible les pouvoirs calorifiques inférieurs spécifiques indiqués dans le dernier inventaire national remis au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 3 : L'exploitant fait en sorte que le pouvoir calorifique inférieur de chaque lot de combustible d'une installation soit mesuré conformément aux dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe. b) Facteur d'émission Niveau 1 Application des facteurs de référence prévus au point 4 du chapitre Ier de la présente annexe. Niveau 2 L'exploitant applique au combustible les facteurs d'émission indiqués dans le dernier inventaire national remis au secrétariat de la Convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 3 Les facteurs d'émission spécifiques sont déterminés conformément aux dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe. 3.2.2. Mesures des émissions de CO2.

Il convient d'appliquer les lignes directrices définies aux deux chapitres de la présente annexe. 4. Lignes directrices spécifiques concernant les installations de grillage et de frittage de minerai métallique 4.1. Délimitation et portée de la surveillance Les installations de grillage et de frittage de minerai métallique peuvent faire partie intégrante d'aciéries directement reliées à des fours à coke et à des installations de production de fonte et d'acier et de coulée continue, ce qui entraîne des échanges d'énergie et de matières intenses et réguliers (gaz de haut fourneau, gaz de cokerie, coke, calcaire, par exemple). Si l'autorisation délivrée à l'installation englobe la totalité de l'aciérie, et non seulement l'installation de grillage ou de frittage, les émissions de CO2 de l'ensemble de l'aciérie intégrée peuvent également être surveillées.

On peut dans ce cas utiliser la méthode du bilan massique (point 4.2.1.1. ci-dessous).

Si les effluents gazeux de l'installation sont épurés et que les émissions qui en résultent ne sont pas calculées parmi les émissions de procédé de l'installation, il convient de les calculer conformément aux dispositions du chapitre Ier de la présente annexe. 4.2. Détermination des émissions de CO2 Dans les installations de grillage, de frittage et d'agglomération par bouletage, les émissions de CO2 proviennent des sources suivantes : - matières premières (calcination du calcaire, de la dolomite et des minerais de fer carbonatés, par exemple FeCO3) - combustibles classiques (gaz naturel et coke/poussier de coke) - gaz de procédé (gaz de cokerie et gaz de haut fourneau, par exemple) - résidus de procédé utilisés comme matières entrantes, dont la poussière filtrée provenant de l'unité de frittage, du convertisseur et du haut fourneau - autres combustibles - épuration des effluents gazeux. 4.2.1. Calcul des émissions de CO2 Dans le cas d'installations de grillage, de frittage ou d'agglomération par bouletage faisant partie d'une aciérie intégrée, l'exploitant peut calculer les émissions : a) de l'ensemble de l'aciérie intégrée, en appliquant la méthode du bilan massique, ou b) de l'installation de grillage, de frittage ou d'agglomération par bouletage, en tant qu'activité spécifique de l'aciérie intégrée. 4.2.1.1. Méthode du bilan massique La méthode du bilan massique consiste à analyser le carbone total contenu dans les intrants, dans les accumulations, dans les produits et dans les exportations et à évaluer les émissions de CO2 de l'installation, au moyen de l'équation suivante : émissions CO2 [t CO2] = (intrant - produits - exportations - variation des stocks) x facteur de conversion CO2/C où : ? Intrant [t C] : la totalité du carbone entrant dans les limites de l'installation ? Produits [t C] : la totalité du carbone entrant dans les produits et les matériaux, y compris dans les sous-produits, et quittant les limites du bilan massique ? Exportations [t C] : le carbone exporté en dehors des limites du bilan massique, c-à-d rejeté dans les égouts, mis en décharge ou perdu. Les exportations ne comprennent pas les rejets de CO2 dans l'atmosphère. ? Variation des stocks [t C] : augmentation du carbone présent dans les limites de l'installation Le calcul se fait de la manière suivante : Emissions CO2 [t CO2] = (sigma (données d'activitéintrant x teneur en carboneintrant) - sigma (données d'activitéproduits x teneur en carboneproduits) - sigma (données d'activitéexportation x teneur en carboneexportation) - sigma (données d'activitévariation des stocks x teneur en carbonevariation des stocks)) x 3,664 où : a) Données d'activité L'exploitant analyse et déclare les flux massiques entrant et sortant de l'installation, ainsi que les variations de stocks de tous les combustibles et matières, en les indiquant séparément.Lorsque la teneur en carbone d'un flux massique est généralement liée au contenu énergétique (combustibles), l'exploitant peut déterminer et utiliser la teneur en carbone du flux massique correspondant par rapport au contenu énergétique [t C/TJ] pour le calcul du bilan massique.

Niveau 1 Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de + 7,5 %.

Niveau 2 Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de + 5 %.

Niveau 3 Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de + 2,5 %.

Niveau 4 Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de + 1,5 %. b) Teneur en carbone Niveau 1 La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée sur la base des facteurs d'émission standard des combustibles ou des matières énumérés au point 4 du chapitre Ier de la présente annexe ou dans les points 3 à 9 du présent chapitre.Elle est calculée comme suit : Pour la consultation du tableau, voir image Niveau 2 L'exploitant applique au combustible ou à la matière la teneur en carbone spécifique indiquée dans le dernier inventaire national communiqué au secrétariat de la Convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 3 La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée conformément aux dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe pour tout ce qui concerne l'échantillonnage représentatif des combustibles, des produits et des sous-produits, ainsi que la détermination de leur teneur en carbone et de la fraction de la biomasse. 4.2.1.2. Emissions de combustion Les procédés de combustion mis en oeuvre dans les installations de grillage, de frittage et d'agglomération par bouletage du minerai métallique où les combustibles ne sont pas utilisés comme agents réducteurs et ne sont pas issus de réactions métallurgiques sont surveillés et déclarés conformément aux dispositions du chapitre Ier de la présente annexe. 4.2.1.3. Emissions de procédé Au cours de la calcination sur la grille, du CO2 se dégage des matières entrantes, c.-à-d. du mélange brut (généralement libéré par le carbonate) et des résidus de procédé réemployés.

Pour chaque type de matière entrante utilisée, la quantité de CO2 est calculée au moyen de la formule suivante : émissions CO2 = sigma (données d'activitéintrant x facteur d'émission x facteur de conversion) a) Données d'activité Niveau 1 Pesage, par l'exploitant, des quantités [t]de carbonates [tCaCO3, tMgCO3 ou tCaCO3-MgCO3] et de résidus de procédé utilisées comme matières entrantes dans le procédé, avec une incertitude maximale tolérée inférieure à + 5 %. Niveau 2 Pesage, par l'exploitant, des quantités [t]de carbonates [tCaCO3, tMgCO3 ou tCaCO3-MgCO3] et de résidus de procédé utilisées comme matières entrantes dans le procédé, avec une incertitude maximale tolérée inférieure à + 2,5 %. b) Facteur d'émission Niveau 1 En ce qui concerne les carbonates : application des rapports stoechiométriques figurant dans le tableau 1 ci-après : Tableau 1 : Facteurs d'émission stoechiométriques

facteur d'émission

CaCO3

0,440 tCO2/tCaCO3

MgCO3

0,522 tCO2/tMgCO3

FeCO3

0,380 tCO2/tFeCO3

Ces valeurs sont ajustées en fonction de la teneur en humidité des carbonates employés et des gangues. Résidus de procédés : les facteurs spécifiques sont déterminés conformément aux dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe. c) Facteur de conversion Niveau 1 Facteur de conversion : 1 Niveau 2 Les facteurs spécifiques sont déterminés conformément aux dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe, en estimant la quantité de carbone contenue dans les produits de frittage et dans la poussière filtrée.Si de la poussière filtrée est réemployée dans le procédé, la quantité de carbone [t]qui y est contenue ne doit pas être prise en compte afin d'éviter un double comptage. 4.2.2. Mesures des émissions de CO2 Il convient d'appliquer les lignes directrices définies aux deux chapitres de la présente annexe. 5. Lignes directrices spécifiques concernant les installations pour la production de fonte et d'acier, y compris les équipements pour coulée continue 5.1. Délimitation et portée de la surveillance Les présentes lignes directrices concernent les émissions provenant d'installations de production de fonte et d'acier, y compris des équipements de coulée continue. Ces lignes directrices englobent la production primaire [haut fourneau et convertisseur à l'oxygène] et secondaire [four à arc électrique] d'acier.

Les installations de production de fonte et d'acier, y compris les équipements de coulée continue, font généralement partie intégrante d'aciéries directement reliées à des fours à coke et à des unités de frittage, ce qui entraîne des échanges d'énergie et de matières intenses et réguliers (gaz de haut fourneau, gaz de cokerie, coke, calcaire, par exemple). Si l'autorisation délivrée à l'installation englobe la totalité de l'aciérie, et non seulement le haut fourneau, les émissions de CO2 de l'aciérie intégrée peuvent également être surveillées. On peut dans ce cas utiliser la méthode du bilan massique présentée au point 5.2.1.1. ci-dessous.

Si les effluents gazeux de l'installation sont épurés et que les émissions qui en résultent ne sont pas calculées parmi les émissions de procédé de l'installation, il convient de les calculer conformément aux dispositions du point 1° du présent chapitre. 5.2. Détermination des émissions de CO2 Dans les installations pour la production de fonte et d'acier et dans les unités de coulée continue, les émissions de CO2 résultent des sources suivantes : - matières premières (calcination du calcaire, de la dolomite et des minerais de fer carbonatés, par exemple FeCO3) - combustibles classiques (gaz naturel, charbon et coke) - agents réducteurs (coke, charbon, matières plastiques, etc.) - gaz de procédé (gaz de cokerie, gaz de haut fourneau, convertisseur à l'oxygène) - consommation d'électrodes de graphite - autres combustibles - épuration des effluents gazeux. 5.2.1. Calcul des émissions de CO2 Dans le cas d'installations de production de fonte et d'acier faisant partie d'une aciérie intégrée, l'exploitant peut calculer les émissions : a) de l'ensemble de l'aciérie intégrée, en appliquant la méthode du bilan massique, ou b) de l'installation de production de fonte et d'acier, en tant qu'activité spécifique de l'aciérie intégrée. 5.2.1.1. Méthode du bilan massique La méthode du bilan massique consiste à analyser le carbone total contenu dans les intrants, dans les accumulations, dans les produits et dans les exportations et à évaluer les émissions de CO2 de l'installation, au moyen de l'équation suivante : Emissions CO2 [t O2] = (intrant - produits - exportations - variation des stocks) x facteur de conversion CO2/C où : - Intrant [t] : la totalité du carbone entrant dans les limites de l'installation - Produits [t] : la totalité du carbone entrant dans les produits et les matériaux, y compris dans les sous-produits, et quittant les limites du bilan massique - Exportations [t] : le carbone exporté en dehors des limites du bilan massique, c.-à-d. rejeté dans les égouts, mis en décharge ou perdu.

Les exportations ne comprennent pas les rejets de CO2 dans l'atmosphère. - Variation des stocks [t] : augmentation du carbone présent dans les limites de l'installation.

Le calcul se fait de la manière suivante : Emissions CO2 [t O2] = (sigma (données d'activitéintrant x teneur en carboneintrant) - sigma (données d'activitéproduits x teneur en carboneproduits) - sigma (données d'activitéexportation x teneur en carboneexportation) - sigma (données d'activitévariation des stocks x teneur en carbonevariation des stocks)) x 3,664 où : a) Données d'activité L'exploitant analyse et déclare les flux massiques entrant et sortant de l'installation, ainsi que les variations de stocks de tous les combustibles et matières, en les indiquant séparément.Lorsque la teneur en carbone d'un flux massique est généralement liée au contenu énergétique (combustibles), l'exploitant peut déterminer et utiliser la teneur en carbone du flux massique correspondant par rapport au contenu énergétique [t C/TJ] pour le calcul du bilan massique.

Niveau 1 Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de + 7,5 %.

Niveau 2 Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de + 5 %.

Niveau 3 Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de + 2,5 %.

Niveau 4 Les données d'activité pendant la période de déclaration sont déterminées avec une incertitude maximale de + 1,5 %. b) Teneur en carbone Niveau 1 La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée sur la base des facteurs d'émission standard des combustibles ou des matières énumérés au point 4 du chapitre Ier de la présente annexe ou dans les points 3 à 9 du présent chapitre.Elle est calculée comme suit : Pour la consultation du tableau, voir image Niveau 2 L'exploitant applique au combustible ou à la matière la teneur en carbone spécifique indiquée dans le dernier inventaire national communiqué au secrétariat de la Convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 3 La teneur en carbone des flux entrants ou sortants est déterminée conformément aux dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe pour tout ce qui concerne l'échantillonnage représentatif des combustibles, des produits et des sous-produits, ainsi que la détermination de leur teneur en carbone et de la fraction de la biomasse.

La teneur en carbone des produits ou des produits semi-finis peut être déterminée sur la base des analyses annuelles effectuées conformément aux dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe, ou sur la base de données moyennes sur la composition issues des normes régionales, nationales ou internationales applicables. 5.2.1.2. Emissions de combustion Les procédés de combustion mis en oeuvre dans les installations produisant de la fonte et de l'acier et dans les unités de coulée continue, dans lesquelles les combustibles (coke, charbon, gaz naturel, par exemple) ne sont pas utilisés comme agents réducteurs ou ne sont pas issus de réactions métallurgiques, sont surveillés et déclarés conformément aux dispositions du chapitre Ier de la présente annexe. 5.2.1.3. Emissions de procédé Les émissions totales de CO2 émises par les installations de production de fonte et d'acier, y compris par les unités de coulée continue, sont calculées de la manière suivante : Emissions CO2 [t CO2] = sigma (données d'activitéintrant x facteur d'émissionintrant) - sigma (données d'activitéextrant x facteur d'émissionextrant) a) Données d'activité a1) Flux massiques pertinents Niveau 1 Le flux massique des combustibles entrant et sortant de l'installation est estimé en utilisant des appareils de mesure qui, pour la méthode de mesure employée, aboutissent à une incertitude maximale tolérée inférieure à + 7,5 %. Niveau 2 Le flux massique des combustibles entrant et sortant de l'installation est estimé en utilisant des appareils de mesure qui, pour la méthode de mesure employée, aboutissent à une incertitude maximale tolérée inférieure à + 5 %.

Niveau 3 Le flux massique des combustibles entrant et sortant de l'installation est estimé en utilisant des appareils de mesure qui, pour la méthode de mesure employée, aboutissent à une incertitude maximale tolérée inférieure à + 2,5 %.

Niveau 4 Le flux massique des combustibles entrant et sortant de l'installation est estimé en utilisant des appareils de mesure qui, pour la méthode de mesure employée, aboutissent à une incertitude maximale tolérée inférieure à + 1,5 %. a2) Pouvoir calorifique inférieur (le cas échéant) Niveau 1 Les valeurs de référence applicables à chaque combustible sont utilisées conformément aux dispositions du point 4 du chapitre Ier de la présente annexe. Niveau 2 L'exploitant applique au combustible les pouvoirs calorifiques spécifiques indiqués dans le dernier inventaire national communiqué au secrétariat de la Convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 3 L'exploitant fait en sorte que le pouvoir calorifique inférieur de chaque lot de combustible d'une installation soit mesuré conformément aux dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe. b) Facteur d'émission Le facteur d'émission applicable aux données d'activitéEXTRANT correspond à la quantité de carbone "non CO2" contenue dans les produits issus du procédé, exprimée en t CO2/t de produits issus du procédé, afin d'améliorer la comparabilité. Niveau 1 Application des facteurs de référence concernant les matières entrantes et sortantes indiqués dans les tableaux 1 et 2 ci-après, ainsi que les facteurs d'émission approuvés par la Région wallonne.

Tableau 1 : Facteurs d'émission de référence

Facteur d'émission

Source du facteur d'émission

CaCO3

0,44 t CO2/t CaCO3

Rapport stoechiométrique

CaCO3-MgCO3

0,477 t CO2/t CaCO3-MgCO3

Rapport stoechiométrique

FeCO3

0,380 t CO2/t FeCO3

Rapport stoechiométrique

Fer préréduit

0,07 t CO2/t

LD GIEC 2006

Electrodes de carbone pour four à arc électrique

3,00 t CO2/t électrodes

LD GIEC 2006

Carbone de charge pour four à arc électrique

3,04 t CO2/t

LD GIEC 2006

Fer aggloméré à chaud

0,07 t CO2/t

LD GIEC 2006

Gaz de convertisseur à l'oxygène

1,28 t CO2/t

LD GIEC 2006

Coke de pétrole

3,19 t CO2/t

LD GIEC 2006

Fonte achetée

0,15 t CO2/t

LD GIEC 2006

Ferraille

0,15 t CO2/t

LD GIEC 2006

Acier

0,04 t CO2/t

LD GIEC 2006

Niveau 2 L'exploitant applique au combustible les facteurs d'émission spécifiques indiqués par l'Etat membre dans le dernier inventaire national remis au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques.

Niveau 3 Les facteurs d'émission spécifiques [t CO2/tINTRANT ou/tEXTRANT] applicables aux matières entrantes et sortantes sont établis conformément aux dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe. 5.2.2. Mesures des émissions de CO2.

Il convient d'appliquer les lignes directrices définies aux deux chapitres de la présente annexe. 6. Lignes directrices spécifiques concernant les installations destinées à la production de ciment clinker 6.1. Délimitation et portée de la surveillance Sans objet. 6.2. Détermination des émissions de CO2 Dans les installations de production de ciment, les émissions de CO2 proviennent des sources suivantes : - calcination du calcaire contenu dans les matières premières - combustibles fossiles classiques alimentant les fours - combustibles fossiles et matières premières de substitution - combustibles issus de la biomasse (déchets de la biomasse) - combustibles non destinés à alimenter les fours - carbone organique contenu dans le calcaire et les schistes - épuration des effluents gazeux. 6.2.1. Calcul des émissions de CO2 6.2.1.1. Emissions de combustion Les procédés de combustion mis en oeuvre dans les installations de production de ciment clinker et utilisant différents types de combustibles (charbon, coke de pétrole, fioul lourd, gaz naturel et toute la gamme des combustibles provenant de déchets) sont surveillés et déclarés conformément aux dispositions du chapitre Ier de la présente annexe. 6.2.1.2. Emissions de procédé Les émissions de CO2 liées au procédé résultent de la calcination des carbonates dans les matières premières utilisées pour produire le clinker (6.2.1.2.1), de la calcination partielle ou totale des poussières des fours à ciment ou des poussières des fours à précalcination/préchauffage retirées du procédé (6.2.1.2.2) et, dans certains cas, du carbone non issu de carbonates présent dans les matières premières (6.2.1.2.3). 6.2.1.2.1. Emissions de CO2 dues à la production de clinker Les émissions sont calculées en se fondant sur la teneur en carbonate des matières utilisées pour alimenter le procédé (calcul selon la méthode A) ou sur la quantité de clinker produite (calcul selon la méthode B). Ces méthodes sont estimées équivalentes et chacune d'elles peut être utilisée par l'exploitant pour procéder à une validation croisée des résultats.

Méthode de calcul A : Matières entrantes (charge) dans le four Le calcul se fonde sur la teneur en carbonates des matières utilisées pour alimenter le procédé (y compris les cendres volantes ou les gaz de haut fourneau, les poussières des fours à ciment et des fours à précalcination/préchauffage étant déduites de la consommation de matières premières et les émissions correspondantes étant calculées conformément au point 6.2.1.2.2, dans le cas où les poussières des fours à ciment et des fours à précalcination/préchauffage quittent le système du four. Le carbone non issu de carbonates étant pris en compte dans cette méthode, le point 6.2.1.2.3 ne s'applique pas). Le CO2 est calculé selon la formule suivante : émissions CO2clinker = S (données d'activité x facteur d'émission x facteur de conversion) où : a) Données d'activité Sauf aux fins de la caractérisation de la farine crue, ces exigences s'appliquent séparément à chacune des matières entrantes carbonées (autre que les combustibles), comme le calcaire ou le schiste, en évitant la double comptabilisation et les omissions liées aux matières réintroduites ou « bypassées ».La quantité nette de farine crue peut être déterminée au moyen d'un rapport empirique farine crue/clinker propre à chaque installation, lequel doit être actualisé au moins une fois par an sur la base des meilleures pratiques publiées par l'industrie.

Niveau 1 La quantité nette de matières entrantes [t] consommées pendant la période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à + 7,5 %.

Niveau 2 La quantité nette de matières entrantes [t] consommées pendant la période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à + 5,0 %.

Niveau 3 La quantité nette de matières entrantes [t] consommées pendant la période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à + 2,5 %. b) Facteur d'émission Les facteurs d'émission sont calculés et déclarés en unités de masse de CO2 rejeté par tonne de chacune des matières entrantes.Les rapports stoechiométriques indiqués dans le tableau 1 ci-après sont utilisés pour convertir les données sur la composition en facteurs d'émission.

Niveau 1 La quantité de carbonates, dont CaCO3 et MgCO3, dans chaque matière entrante alimentant le four est déterminée conformément au point 6 du chapitre Ier de la présente annexe. Il est possible de recourir à des méthodes thermogravimétriques.

Tableau 1 : Facteurs d'émission stoechiométriques

Substances

Facteur d'émission

CaCO3

0,440 [t CO2/t CaCO3]

MgCO3

0,522 [t CO2/t MgCO3]

FeCO3

0,380 [t CO2/t FeCO3]

C

3,664 [t CO2/t C]

c) Facteur de conversion : Niveau 1 Facteur de conversion : 1 Niveau 2 Les carbonates et les autres substances carbonées quittant le four dans le clinker sont pris en compte au moyen d'un facteur de conversion compris entre 0 et 1.L'exploitant peut considérer que la conversion est complète pour une ou plusieurs matières entrantes et imputer les carbonates et autres substances carbonées non convertis aux matières entrantes restantes. La détermination des paramètres chimiques utiles des produits est effectuée au point 6 du chapitre Ier de la présente annexe.

Méthode de calcul B : production de clinker Cette méthode de calcul se fonde sur la quantité de clinker produite.

Le CO2 est calculé selon la formule suivante : émissions CO2clinker = données d'activité x facteur d'émission x facteur de conversion Le CO2 dégagé lors de la calcination des poussières des fours à ciment ou des poussières des fours à précalcination/préchauffage doit être pris en compte pour les installations dans lesquelles ces poussières quittent le système du four (voir 6.2.1.2.2), de même que les émissions potentielles liées au carbone non issu de carbonates présent dans la farine crue (voir 6.2.1.2.3). Les émissions liées à la production de clinker, aux poussières des fours à ciment ou des poussières des fours à précalcination/préchauffage dans les matières entrantes sont calculées séparément et ajoutées au total des émissions : émissions CO2 total procédé [t] = émissions CO2clinker [t] + émissions CO2poussières [t] + émissions de CO2carbone non issu de carbonates Emissions liées à la production de clinker a) Données d'activité : La production de clinker [t] pendant la période de déclaration est déterminée : - soit par pesage direct du clinker, - soit sur la base des livraisons de ciment, selon la formule suivante (bilan matières avec prise en compte du clinker expédié, du clinker livré et de la variation des stocks de clinker) : clinker produit [t] = ((livraisons de ciment [t]- variation des stocks de ciment [t]) * rapport clinker/ciment [t clinker/t ciment]) - (clinker fourni [t]) + (clinker expédié [t]) - (variation du stock de clinker [t]) Le rapport ciment/clinker est soit déterminé pour chacun des produits en ciment sur la base des dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe, soit calculé à partir de la différence entre les livraisons et la variation des stocks de ciment et l'ensemble des matières utilisées comme additifs dans le ciment, y compris les poussières « bypassées » et les poussières des fours à ciment. Niveau 1 La quantité de clinker produite [t]pendant une période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à + 5,0 %.

Niveau 2 La quantité de clinker produite [t]pendant une période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à + 2,5 %. b) Facteur d'émission : Niveau 1 Facteur d'émission : 0,525 t CO2/t clinker Niveau 2 L'exploitant applique le facteur d'émission spécifique indiqué dans le dernier inventaire national remis au secrétariat de la convention-cadre des Nations unies sur les changements climatiques. Niveau 3 La quantité de CaO et de MgO présente dans le produit est déterminée conformément aux dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe.

Les rapports stoechiométriques indiqués dans le tableau 2 sont utilisés pour convertir les données sur la composition en facteurs d'émission, en considérant que la quantité totale de CaO et de MgO provient des carbonates correspondants.

Tableau 2 : Facteurs d'émission stoechiométriques applicables à CaO et MgO (production nette)

Oxydes

Facteur d'émission

CaO

0,785 [t CO2/CaO]

MgO

1,092 [t CO2/MgO]

c) Facteur de conversion : Niveau 1 Facteur de conversion : 1 Niveau 2 La quantité de CaO et de MgO (autres que carbonates) dans les matières premières se traduit par des facteurs de conversion dont la valeur se situe entre 0 et 1, la valeur 1 correspondant à une conversion totale des carbonates contenus dans les matières premières en oxydes.La détermination des paramètres chimiques des matières premières est effectuée conformément au point 6 du chapitre Ier de la présente annexe. Il est possible de recourir à des méthodes thermo-gravimétriques. 6.2.1.2.2. Emissions liées aux poussières éliminées Le CO2 provenant des poussières "bypassées" ou des poussières des fours à ciment (CKD) est calculé en fonction des quantités de poussières sortant du système du four et du facteur d'émission du clinker, corrigé de la calcination partielle des poussières des fours à ciment. Les émissions sont calculées de la façon suivante : émissions CO2poussières = données d'activité x facteur d'émission où : a) Données d'activité : Niveau 1 La quantité [t] de poussières des fours à ciment (CKD) ou de poussières « bypassées » (le cas échéant) quittant le système du four est déterminée sur la base des lignes directrices sur les meilleures pratiques publiées par l'industrie. Niveau 2 La quantité [t]de poussières des fours à ciment (CKD) ou de poussières « bypassées » (le cas échéant) sortant du système du four pendant une période donnée est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à 7,5 %. b) Facteur d'émission : Niveau 1 Application de la valeur de référence de 0,525 t CO2 par tonne de clinker aux poussières de fours à ciment (CKD) et aux poussières "bypassées" sortant du système du four. Niveau 2 Le facteur d'émission [t CO2/t] pour les poussières de fours à ciment (CKD) et les poussières « bypassées » sortant du système du four est calculé sur la base du degré de calcination et de la composition. Le degré de calcination et la composition sont déterminés au moins une fois par an conformément aux dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe.

La relation entre le degré de calcination des CKD et les émissions de CO2 par tonne de CKD est non linéaire. Elle est calculée selon la formule suivante : Pour la consultation du tableau, voir image dans laquelle : EFCKD = facteur d'émission de poussières de four partiellement calcinées [t CO2/t CKD] EFCli = facteur d'émission du clinker spécifique à l'installation [CO2/t clinker] d = degré de calcination des CKD (rejet de CO2 total du carbonate contenu dans le mélange brut) 6.2.1.2.3. Emissions liées au carbone non issu de carbonates dans la farine crue Les émissions liées au carbone non issu de carbonates présent dans le calcaire, le schiste ou d'autres matières premières (comme les cendres volantes) entrant dans la composition de la farine crue dans le four sont déterminées au moyen de l'expression suivante : émissions de CO2 carbone non issu de carbonates dans la farine crue = données d'activité * facteur d'émission * facteur de conversion avec : a) Données d'activité Niveau 1 La quantité de matière première [t] consommée pendant une période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à + 15 %. Niveau 2 La quantité de matière première [t] consommée pendant une période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à + 7,5 %. b) 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 de la matière première considérée est déterminée au moins une fois par an conformément aux dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe. c) Facteur de conversion Niveau 1 Facteur de conversion : 1,0. Niveau 2 Le facteur de conversion est calculé en appliquant les meilleures pratiques publiées par l'industrie. 6.2.2. Mesures des émissions de CO2.

Il convient d'appliquer les lignes directrices définies au chapitre Ier de la présente annexe. 7. Lignes directrices spécifiques concernant les installations de production de chaux 7.1. Délimitation et portée de la surveillance Sans objet. 7.2. Détermination des émissions de CO2 Dans les installations de production de chaux, les émissions de CO2 proviennent des sources suivantes : - calcination du calcaire et de la dolomite contenus dans les matières premières - combustibles fossiles classiques alimentant les fours - combustibles fossiles et matières premières de substitution - combustibles issus de la biomasse (déchets de la biomasse) - autres combustibles. 7.2.1. Calcul des émissions de CO2 7.2.1.1. Emissions de combustion Les procédés de combustion mis en oeuvre dans les installations de production de chaux et utilisant différents types de combustibles (charbon, coke de pétrole, gaz naturel, fioul lourd et toute la gamme des combustibles provenant de déchets) sont surveillés et déclarés conformément aux dispositions du chapitre Ier de la présente annexe. 7.2.1.2. Emissions de procédé Les émissions de procédé sont liées à la calcination et à l'oxydation du carbone organique présent dans les matières premières. Au cours de la calcination dans le four, du CO2 se dégage des carbonates contenus dans les matières premières. Le CO2 provenant de la calcination est directement lié à la production de chaux. Au niveau de l'installation, le CO2 issu de la calcination peut être calculé de deux manières : en se fondant sur la quantité de carbonates contenue dans les matières premières (principalement calcaire et dolomite) convertie lors du procédé de fabrication (méthode de calcul A) ou sur la quantité d'oxydes alcalins contenus dans la chaux produite (méthode de calcul B). Les deux méthodes sont estimées équivalentes et peuvent être utilisées par l'exploitant pour procéder à une validation croisée.

Méthode de calcul A : carbonates Le calcul se fonde sur la quantité de carbonates consommée. Il convient d'appliquer la formule suivante : émissions CO2 [t CO2] = sigma {données d'activitéINTRANTS x facteur d'émission x facteur de conversion} où : a) Données d'activité Ces exigences s'appliquent séparément à chacune des matières entrantes du four (autre que les combustibles), comme la craie ou le calcaire, en évitant la double comptabilisation et les omissions liées aux matières réintroduites ou « bypassées ». Niveau 1 La quantité de matières entrantes [t] consommée pendant la période de déclaration est déterminée par l'exploitant avec une incertitude maximale inférieure à + 7,5 %.

Niveau 2 La quantité de matières entrantes [t] consommée pendant la période de déclaration est déterminée par l'exploitant avec une incertitude maximale inférieure à + 5,0 %.

Niveau 3 La quantité de matières entrantes [t] consommée pendant la période de déclaration est déterminée par l'exploitant avec une incertitude maximale inférieure à + 2,5 %. b) Facteur d'émission Niveau 1 Les facteurs d'émission sont calculés et déclarés en unités de masse de CO2 rejeté par tonne de chacune des matières entrantes, la conversion étant présumée complète.Les rapports stoechiométriques indiqués dans le tableau 1 ci-après sont utilisés pour convertir les données sur la composition en facteurs d'émission.

La quantité de CaCO3, de MgCO3 et de carbone organique (le cas échéant) dans chacune des matières entrantes est déterminée conformément aux dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe.

Tableau 1 : Facteurs d'émission stoechiométriques

Carbonate

Facteur d'émission [t CO2/t Ca-, Mg- ou autre carbonate]

CaCO3

0,440

MgCO3

0,522

c) Facteur de conversion Niveau 1 Facteur de conversion : 1 Niveau 2 Les carbonates sortant du four dans la chaux sont déterminés au moyen d'un facteur de conversion compris entre 0 et 1.L'exploitant peut considérer que la conversion est complète pour une ou plusieurs matières entrantes et imputer les carbonates non convertis aux matières entrantes restantes. La détermination des paramètres chimiques des produits est effectuée conformément au point 6 du chapitre Ier de la présente annexe.

Méthode de calcul B : oxydes alcalino-terreux Le CO2 est calculé à partir des quantités de CaO, de MgO et d'autres oxydes alcalino-terreux ou alcalins contenus dans la chaux produite.

Il convient de tenir compte du Ca et du Mg calciné entrant dans le four, par exemple sous forme de cendre volante, et des combustibles et matières premières de substitution ayant une teneur en CaO ou MgO correspondante.

Il convient d'appliquer la formule de calcul suivante : émissions CO2 [t CO2] = sigma {données d'activitéEXTRANTS x facteur d'émission x facteur de conversion} où : a) Données d'activité Niveau 1 La quantité de chaux [t]produite pendant la période de déclaration est déterminée par l'exploitant avec une incertitude maximale inférieure à + 5,0 %. Niveau 2 La quantité de chaux [t]produite pendant la période de déclaration est déterminée par l'exploitant avec une incertitude maximale inférieure à + 2,5 %. b) Facteurs d'émission Niveau 1 La quantité de CaO et de MgO présente dans le produit est déterminée conformément aux dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe. Les rapports stoechiométriques indiqués dans le tableau 2 sont utilisés pour convertir les données sur la composition en facteurs d'émission, en considérant que la quantité totale de CaO et de MgO provient des carbonates correspondants.

Tableau 2 : Facteurs d'émission stoechiométriques

Carbonate

Facteur d'émission [t CO2/t Ca-, Mg- ou autre oxyde]

CaO

0,785

MgO

1,092

c) Facteur de conversion Niveau 1 Facteur de conversion : 1 Niveau 2 La quantité de CaO et de MgO déjà présente dans les matières premières se traduit par des facteurs de conversion dont la valeur se situe entre 0 et 1, la valeur 1 correspondant à une conversion totale des carbonates contenus dans les matières premières en oxydes.La détermination des paramètres chimiques des matières premières est effectuée conformément au point 6 du chapitre Ier de la présente annexe. 7.2.2. Mesures des émissions de CO2.

Il convient d'appliquer les lignes directrices définies au chapitre Ier de la présente annexe. 8. Lignes directrices spécifiques concernant les installations destinées à la fabrication du verre 8.1. Délimitation et portée de la surveillance Si les effluents gazeux de l'installation sont épurés et que les émissions qui en résultent ne sont pas calculées parmi les émissions de procédé de l'installation, il convient de les calculer conformément aux dispositions du chapitre Ier de la présente annexe.

La présente annexe s'applique également aux installations destinées à la production de verres solubles et de laine de roche. 8.2. Détermination des émissions de CO2 Dans les installations de production de verre, les émissions de CO2 proviennent des sources suivantes : - fusion des carbonates alcalins et alcalino-terreux contenus dans la matière première - combustibles fossiles classiques alimentant les fours - combustibles fossiles et matières premières de substitution - combustibles issus de la biomasse (déchets de la biomasse) - autres combustibles - additifs contenant du carbone, y compris poussier de coke et de charbon - épuration des effluents gazeux 8.2.1. Calcul des émissions de CO2 8.2.1.1. Emissions de combustion Les procédés de combustion mis en oeuvre dans les installations de fabrication du verre sont surveillés et déclarés conformément aux dispositions du chapitre Ier de la présente annexe. 8.2.1.2. Emissions de procédé Le CO2 est libéré lors de la fusion dans le four des carbonates contenus dans les matières premières et de la neutralisation du HF, du HCl et du SO2 contenus dans les effluents gazeux par l'ajout de calcaire ou d'autres carbonates. Les émissions dues à la décomposition des carbonates pendant la fusion et lors de l'épuration des effluents gazeux font partie des émissions de l'installation. Elles doivent donc être ajoutées au total des émissions mais déclarées à part, si possible.

Le CO2 provenant des carbonates contenus dans les matières premières et qui est libéré lors de la fusion dans le four, est directement lié à la fabrication du verre. et doit être en se fondant sur la quantité de carbonates convertie (principalement soude, chaux/calcaire, dolomite et autres carbonates alcalins et alcalino-terreux additionnés de débris de verre recyclés - ou calcin).

Le calcul se fonde sur la quantité de carbonates consommée. Il convient d'appliquer la formule suivante : émissions CO2 [tCO2] = sigma {données d'activité x facteur d'émission} + sigma {additif x facteur d'émission} où : a) Données d'activité Les données d'activité correspondent à la quantité [t] de CaCO3, MgCO3, Na2CO3, BaCO3 ou d'autres carbonates alcalino-terreux ou alcalins contenue dans les matières premières (soude, chaux/calcaire, dolomite) et consommée pendant la période de déclaration, et à la quantité d'additifs contenant du carbone consommée au cours de la même période. Niveau 1 La masse totale [t] de matières premières carbonatées ou d'additifs carbonés consommé pendant la période de déclaration est déterminée, par type de matière première, par l'exploitant, avec une incertitude maximale de + 2,5 %.

Niveau 2 La masse totale [t] de matières premières carbonatées ou d'additifs carbonés consommée pendant la période de déclaration est déterminée, par type de matière première, par l'exploitant, avec une incertitude maximale de + 1,5 %. b) Facteur d'émission Carbonates : Les facteurs d'émission sont calculés et déclarés en unités de masse de CO2 rejeté par tonne de chacune des matières premières carbonatées. Les rapports stoechiométriques indiqués dans le tableau 1 ci-après sont utilisés pour convertir les données sur la composition en facteurs d'émission.

Niveau 1 La pureté des matières entrantes concernées est déterminée sur la base des meilleures pratiques publiées par l'industrie. Les valeurs obtenues sont ajustées en fonction de la teneur en humidité des carbonates et des gangues.

Niveau 2 La quantité de carbonates présente dans chaque matière entrante est déterminée conformément aux dispositions du point 6 du chapitre Ier de la présente annexe.

Tableau 1 : Facteurs d'émission stoechiométriques Pour la consultation du tableau, voir image 8.2.2. Mesures des émissions de CO2.

Il convient d'appliquer les lignes directrices définies au chapitre Ier de la présente annexe. 9. Lignes directrices spécifiques concernant les installations destinées à la fabrication de produits céramiques 9.1. Délimitation et portée de la surveillance Sans objet. 9.2. Détermination des émissions de CO2 Dans les installations de fabrication de produits céramiques, les émissions de CO2 proviennent des sources et flux d'émission suivants : - combustibles fossiles classiques alimentant les fours - combustibles fossiles de substitution alimentant les fours - combustibles issus de la biomasse alimentant les fours - calcination du calcaire/de la dolomie et des autres carbonates contenus dans les matières premières - calcaire et autres carbonates utilisés pour la réduction des émissions de polluants atmosphériques et d'autres activités d'épuration des effluents gazeux - additifs fossiles/issus de la biomasse utilisés pour améliorer la porosité, tels que polystyrène, résidus de l'industrie papetière ou sciure de bois, - matières organiques fossiles présentes dans l'argile et les autres matières premières. 9.2.1. Calcul des émissions de CO2 9.2.1.1. Emissions de combustion Les procédés de combustion mis en oeuvre dans les installations de fabrication de produits céramiques sont surveillés et déclarés conformément aux dispositions du chapitre Ier de la présente annexe. 9.2.1.2. Emissions de procédé Le CO2 est libéré lors de la calcination des matières premières dans le four et de l'oxydation des matières organiques de l'argile et des additifs, ainsi que la neutralisation du HF, du HCl et du SO2 contenus dans les effluents gazeux par l'ajout de calcaire ou d'autres carbonates. Les émissions dues à la décomposition des carbonates, à l'oxydation des matières organiques dans le four et lors de l'épuration des effluents gazeux font partie des émissions de l'installation.

Elles doivent donc être ajoutées au total des émissions, mais déclarées à part, si possible. Le calcul est effectué comme suit : émissions CO2total [t] = émissions CO2matières premières + émissions CO2épuration [t] 9.2.1.2.1. Emissions de CO2 provenant des matières premières Les émissions de CO2 provenant des carbonates et du carbone contenus dans d'autres matières premières sont calculées de deux manières : en se fondant sur la quantité de carbonates contenue dans les matières premières (principalement calcaire et dolomite) convertie lors du procédé de fabrication (méthode de calcul A) ou sur la quantité d'oxydes alcalins contenue dans les céramiques produites (méthode de calcul B). Ces deux méthodes sont considérées comme équivalentes pour les céramiques fabriquées à partir d'argiles purifiées ou synthétiques. La méthode de calcul A doit être appliquée pour les produits céramiques fabriqués à partir d'argiles brutes et en cas d'utilisation d'argiles ou d'additifs à teneur élevée en matières organiques.

Méthode de calcul A : apports de carbone Le calcul se fonde sur l'apport en carbone (organique et inorganique) de chacune des matières premières (différents types d'argiles, mélanges d'argiles ou additifs). Le quartz/la silice, le feldspath, le kaolin et la stéatite ne constituent généralement pas des sources importantes de carbone.

Les données d'activité, le facteur d'émission et le facteur de conversion doivent concerner le même état de la matière, de préférence l'état sec.

Il convient d'appliquer la formule de calcul suivante : émissions de CO2 [t CO2] = sigma {données d'activité * facteur d'émission * facteur de conversion} a) Données d'activité Ces exigences s'appliquent séparément à chacune des matières premières carbonées (autre que les combustibles), comme l'argile ou les additifs, en évitant la double comptabilisation et les omissions liées aux matières réintroduites ou « bypassées ». Niveau 1 La quantité de chacune des matières premières ou de chacun des additifs [t] consommée pendant la période de déclaration (hormis les pertes) est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à + 7,5 %.

Niveau 2 La quantité de chacune des matières premières ou de chacun des additifs [t] consommée pendant la période de déclaration (hormis les pertes) est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à + 5,0 %.

Niveau 3 La quantité de chacune des matières premières ou de chacun des additifs [t] consommée pendant la période de déclaration (hormis les pertes) est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à + 2,5 %. b) Facteur d'émission Un facteur d'émission agrégé comprenant le carbone organique et inorganique (« carbone total (CT) ») peut être appliqué pour chaque flux (c'est-à-dire pour chaque mélange de matières premières ou additif).Il est également possible d'appliquer deux facteurs d'émission différents pour le « carbone inorganique total (CIT) » et le « carbone organique total (COT) » pour chaque flux. Le cas échéant, les rapports stoechiométriques indiqués dans le tableau 1 ci-dessous seront appliqués pour convertir les données sur la composition pour les différents carbonates. La fraction de la biomasse dans les additifs non considérés comme biomasse pure est déterminée conformément aux dispositions du point 6.4 du chapitre Ier de la présente annexe.

Tableau 1 : Facteurs d'émission stoechiométriques Pour la consultation du tableau, voir image Niveau 1 Par mesure de prudence, on utilise, pour le calcul des émissions, une valeur de 0,2 tonne de CaCO3 (correspondant à 0,08794 tonne de CO2) par tonne d'argile sèche, au lieu de se fonder sur des résultats d'analyse.

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 et en tenant compte des conditions spécifiques du site et de la gamme de produits de l'installation.

Niveau 3 La composition des matières premières concernées est déterminée conformément au point 6 du chapitre Ier de la présente annexe. c) Facteur de conversion Niveau 1 Facteur de conversion : 1 Niveau 2 Les carbonates et le carbone sortant du four se traduisent par des facteurs de conversion d'une valeur située entre 0 et 1, la valeur 1 correspondant à une conversion complète des carbonates ou du carbone. La détermination des paramètres chimiques des produits est effectuée conformément au point 6 du chapitre Ier de la présente annexe.

Méthode de calcul B : oxydes alcalins La calcination du CO2 est calculée à partir des quantités de céramiques produites et du CaO, du MgO et les autres oxydes alcalins ou alcalino-terreux contenus dans les céramiques (données d'activitéEXTRANTS). Le facteur d'émission doit être corrigé afin de tenir compte du Ca et du Mg déjà calcinés et des autres oxydes alcalins ou alcalino-terreux entrant dans le four (données d'activitéINTRANTS), comme les combustibles et les matières premières de substitution contenant du CaO ou du MgO. Il convient d'appliquer la formule de calcul suivante : émissions de CO2 [t CO2] = sigma {données d'activité * facteur d'émission * facteur de conversion} où : a) Données d'activité Les données d'activité des produits concernent la production brute, y compris les produits rejetés et le calcin des fours, ainsi que des expéditions. Niveau 1 La masse des produits fabriqués [t] pendant la période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à + 7,5 %.

Niveau 2 La masse des produits fabriqués [t] pendant une période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à + 5,0 %.

Niveau 3 La masse des produits fabriqués [t] pendant une période de déclaration est déterminée avec une incertitude maximale inférieure à + 2,5 %. b) Facteur d'émission Un facteur d'émission agrégé sera calculé sur la base de la teneur du produit en oxydes métalliques concernés (CaO, MgO, BaO, etc.), au moyen des rapports stoechiométriques du tableau 2.

Tableau 2 : Facteurs d'émission stoechiométriques Pour la consultation du tableau, voir image Niveau 1 Par mesure de prudence, on utilise, pour le calcul des facteurs d'émission, une valeur de 0,123 tonne de CaO (correspondant à 0,09642 tonne de CO2) par tonne de produit, au lieu de se fonder sur des résultats d'analyse.

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 et 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 au point 6 du chapitre Ier de la présente annexe. c) Facteur de conversion Niveau 1 Facteur de conversion : 1 Niveau 2 Les oxydes présents dans les matières premières se traduisent par des facteurs de conversion dont la valeur se situe entre 0 et 1, la valeur 0 devant être utilisée lorsque la quantité totale de l'oxyde concerné est déjà dans la matière première au départ.La détermination des paramètres chimiques des matières premières est effectuée conformément conformément au point 6 du chapitre Ier de la présente annexe. 9.2.1.2.2. CO2 provenant du calcaire utilisé pour limiter les polluants atmosphériques et dans les autres opérations d'épuration des effluents gazeux Le CO2 provenant du calcaire utilisé pour limiter les polluants atmosphériques et dans les autres opérations d'épuration des effluents gazeux est calculé à partir de la quantité de CaCO3 employée. Il convient d'éviter une double comptabilisation du calcaire utilisé qui est recyclé pour être employé comme matière première dans la même installation.Il convient d'appliquer la formule de calcul suivante : émissions CO2 [t CO2] = données d'activité x facteur d'émission où : a) Données d'activité Niveau 1 La quantité [t] de CaCO3 sec consommée pendant la période de déclaration est déterminée par pesage, par l'exploitant, avec une incertitude maximale inférieure à + 7,5 %.b) Facteur d'émission Niveau 1 Application des rapports stoechiométriques du CaCO3. Carbonates

Facteur d'émission

CaCO3

0,440 [tCO2/CaCO3]

9.2.2. Mesures des émissions de CO2.

Il convient d'appliquer les lignes directrices définies au chapitre Ier de la présente annexe. 10. Lignes directrices spécifiques concernant les installations destinées à la fabrication de pâte à papier et de papier mentionnées 10.1. Délimitation et portée de la surveillance Sous réserve de l'accord de l'administration compétente, si l'installation exporte du CO2 en provenance de combustibles fossiles, par exemple vers une installation adjacente de production de carbonate de calcium précipité (CCP), ces exportations ne doivent pas être incluses dans les émissions de l'installation.

Si les effluents gazeux de l'installation sont épurés et que les émissions qui en résultent ne sont pas calculées parmi les émissions de procédé de l'installation, il convient de les calculer conformément aux dispositions du chapitre Ier de la présente annexe. 10.2. Détermination des émissions de CO2 Les procédés de fabrication de papier et de pâte à papier entraînent notamment les émissions de CO2 suivantes : - chaudières, turbines à gaz et autres appareils de combustion produisant de la vapeur ou de l'électricité pour l'installation - chaudières de régénération et autres appareils brûlant de la lessive noire - incinérateurs - fours à chaux et fours de calcination - épuration des effluents gazeux - sécheurs consommant du gaz ou d'autres combustibles fossiles (sécheurs à infrarouge, par exemple) Le traitement des eaux usées et les décharges, dont le traitement anaérobie des effluents liquides ou la digestion des boues et les décharges destinées à recevoir les déchets de l'installation, ne sont pas mentionnés à l'article 1er du présent arrêté. Les émissions qui en résultent ne sont donc pas couvertes par celui-ci. 10.2.1. Calcul des émissions de CO2 10.2.1.1. Emissions de combustion Les émissions provenant des procédés de combustion mis en oeuvre dans les installations de fabrication de pâte à papier et de papier sont surveillées conformément aux dispositions du chapitre Ier de la présente annexe. 10.2.1.2. Emissions de procédé Les émissions sont dues à l'utilisation de carbonates comme produits chimiques d'appoint. Bien que le sodium et le calcium provenant du système de récupération et de la zone de caustification soient généralement additionnés de substances chimiques ne contenant pas de carbone, du carbonate de calcium (CaCO3) et du carbonate de sodium (Na2CO3), qui entraînent des émissions de CO2, sont parfois utilisés en faibles quantités. Le carbone contenu dans ces substances chimiques est généralement d'origine fossile, mais il peut dans certains cas provenir de la biomasse (Na2CO3 acheté à des installations fabriquant du papier mi-chimique à base de soude).

On suppose que le carbone contenu dans ces substances chimiques est émis sous forme de CO2 par le four à chaux ou le four de récupération.

Ces émissions sont déterminées en supposant que la totalité du carbone contenue dans le CaCO3 et le Na2CO3 utilisés dans les zones de récupération et de caustification est émise à l'atmosphère.

Un apport de calcium est nécessaire en raison des pertes en provenance de la zone de caustification, dont la plupart sont sous forme de carbonate de calcium.

Les émissions de CO2 sont calculées de la manière suivante : émissions CO2 = sigma {(données d'activitécarbonate x facteur d'émission)} où : a) Données d'activité : Les "données d'activitécarbonate" correspondent aux quantités de CaCO3 et de Na2CO3 employées dans le procédé. Niveau 1 Quantités [t] de CaCO3 et de Na2CO3 employées dans le procédé, pesées par l'exploitant, avec une incertitude maximale tolérée inférieure à + 2,5 %.

Niveau 2 Quantités [t] de CaCO3 et de Na2CO3 employées dans le procédé, pesées par l'exploitant, avec une incertitude maximale tolérée inférieure à + 1,5 %. b) Facteur d'émission : Niveau 1 Application des rapports stoechiométriques [tCO2/tCaCO3] et [tCO2/t Na2CO3] concernant les carbonates non issus de la biomasse indiqués dans le tableau 1 ci-après.Les carbonates issus de la biomasse sont pondérés d'un facteur d'émission de 0 [tCO2/t carbonate].

Tableau 1 : Facteurs d'émission stoechiométriques

Type et origine du carbonate utilisé

Facteur d'émission

CaCO3 (produit chimique d'appoint)

0,440

Na2CO3 (produit chimique d'appoint)

0,415

CaCO3 provenant de la biomasse

0

Na2CO3 provenant de la biomasse

0

Ces valeurs sont ajustées en fonction de la teneur en humidité des carbonates et des gangues. 10.2.2. Mesures des émissions de CO2.

Il convient d'appliquer les lignes directrices définies au chapitre Ier de la présente annexe. 11. Lignes directrices pour la détermination des émissions de gaz à effet de serre au moyen de systèmes de mesure continue des émissions 11.1. Limites et exhaustivité Les dispositions de la présente annexe concernent les émissions de gaz à effet de serre liées aux activités couvertes par la Directive 2003/87/CE. Les émissions de CO2 peuvent survenir au niveau de plusieurs sources d'émission dans une installation. 11.2. Détermination des émissions de gaz à effet de serre Niveau 1 Pour chaque source d'émission, l'incertitude totale associée aux émissions globales pendant la période de déclaration doit être inférieure à + 10 %.

Niveau 2 Pour chaque source d'émission, l'incertitude totale associée aux émissions globales pendant la période de déclaration doit être inférieure à + 7,5 %.

Niveau 3 Pour chaque source d'émission, l'incertitude totale associée aux émissions globales pendant la période de déclaration doit être inférieure à + 5 %.

Niveau 4 Pour chaque source d'émission, l'incertitude totale associée aux émissions globales pendant la période de déclaration doit être inférieure à + 2,5 %.

Approche générale Les émissions totales d'un gaz à effet de serre (GES) à partir d'une source d'émission pendant la période de déclaration sont déterminées au moyen de la formule ci-après. Les paramètres de détermination de la formule sont conformes aux dispositions de la partie 6 de la présente annexe. Lorsqu'une installation comprend plusieurs sources d'émission qu'il est impossible de mesurer conjointement, les émissions provenant de ces sources sont mesurées séparément et additionnées aux émissions totales du gaz considéré de l'ensemble de l'installation pendant la période de déclaration.

Pour la consultation du tableau, voir image avec : Concentration de GES La concentration de GES dans les effluents gazeux est déterminée par mesure continue en un point représentatif.

Débit des effluents gazeux Le débit des effluents gazeux secs peut être déterminé au moyen de l'une des méthodes ci-après.

METHODE A Le débit des effluents gazeux Qe est calculé suivant la méthode du bilan massique, en tenant compte de tous les paramètres importants, tels que les charges de matières entrantes, le débit d'air entrant, le rendement du procédé, etc., et, côté sortie, la quantité de produit fabriquée, les concentrations de O2, SO2, NOx, etc.

La méthode de calcul employée doit être approuvée par l'administration compétente dans le cadre de l'évaluation du plan de surveillance et de la méthode de surveillance qu'il prévoit.

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

Vu pour être annexé à l'arrêté du Gouvernement wallon du 27 novembre 2008 déterminant les conditions sectorielles relatives aux établissements se livrant à une activité entraînant des émissions de CO2.

Namur, le 27 novembre 2008.

Le Ministre Président, R. DEMOTTE Le Ministre de l'Agriculture, de la Ruralité, de l'Environnement et du Tourisme B. LUTGEN _______ Notes (1) "Guide pour l'expression de l'incertitude de mesure", ISO/TAG 4. Publié par l'ISO en 1993 (corrigé et réimprimé en 1995) au nom du BIPM, de la CEI, de l'IFCC, de l'UICPA, de l'UIPPA et de l'OIML. (2) Le nombre maximal de relevés de données horaires dépend de la fréquence de mesure. (3) Voir : Annexe 1re du Guide des bonnes pratiques 2000 et annexe 1re des lignes directrices révisées du GIEC, version de 1996 (Instructions pour la communication des résultats) : http://www.ipcc-nggip.iges.or.jp/public/public.htm. - Guide ISO/TAG 4 pour l'expression de l'incertitude de mesure publié par l'ISO en 1993 (corrigé et réimprimé en 1995) au nom du BIPM, de la CEI, de l'IFCC, de l'UICPA, de l'UIPPA et de l'OIML. - ISO-5168 : 2005 Mesure de débit des fluides - Procédures pour le calcul de l'incertitude. (4) En cas d'utilisation d'unités de volume, l'exploitant devra effectuer les conversions nécessaires pour refléter les différences de pression et de température de l'appareil de mesure et tenir compte des conditions de base dans lesquelles le pouvoir calorifique inférieur du combustible a été estimé.(5) Voir les lignes directrices du GIEC 2006 pour les inventaires nationaux de gaz à effet de serre. (6) En appliquant la relation massique : t CO2 = t CO * 1,571.