ISO 6338-1:2024

Calculations of greenhouse gas (GHG) emissions throughout the liquefied natural gas (LNG) chain - Part 1: General

This document: - provides the general part of the method to calculate the greenhouse gas (GHG) emissions throughout the liquefied natural gas (LNG) chain, a means to determine their carbon footprint; - defines preferred units of measurement and necessary conversions; - recommends instrumentation and estimation methods to monitor and report GHG emissions. Some emissions are measured; and some are estimated. This document covers all facilities in the LNG chain. The facilities are considered “under operation”, including emissions associated with initial start-up, maintenance, turnaround and restarts after maintenance or upset. The construction, commissioning, extension and decommissioning phases are excluded from this document but can be assessed separately. This document covers all GHG emissions. These emissions spread across scope 1, scope 2 and scope 3 of the responsible organization. Scope 1, 2 and 3 are defined in this document. All emissions sources are covered including flaring, combustion, cold vents, process vents, fugitive leaks and emissions associated with imported energy. This document describes the allocation of GHG emissions to LNG and other hydrocarbon products where other products are produced (e.g. LPG, domestic gas, condensates, sulfur). This document does not cover specific requirements on natural gas production and transport to LNG plant, liquefaction, shipping and regasification. This document is applicable to the LNG industry.

Calcul des émissions de gaz à effet de serre (GES) dans la chaîne gaz naturel liquéfié (GNL) — Partie 1: Généralités

Le présent document: — fournit les généralités sur la méthode de calcul des émissions de gaz à effet de serre (GES) dans la chaîne gaz naturel liquéfié (GNL), un moyen de déterminer leur empreinte carbone; — définit les unités de mesure privilégiées et les conversions nécessaires; — recommande l'instrumentation et les méthodes d'estimation pour surveiller et déclarer les émissions de GES. Certaines émissions sont mesurées et d'autres estimées. Le présent document couvre toutes les installations de la chaîne GNL. Les installations sont considérées comme étant «en exploitation», cela inclut les émissions associées à la mise en service, au démarrage initial, à la maintenance, à la révision et aux redémarrages après une maintenance ou perturbation. Les phases de construction, de mise en service, d'extension et d'abandon sont exclues, mais peuvent être évaluées séparément. Le présent document couvre toutes les émissions de GES. Ces émissions se répartissent entre la catégorie 1, la catégorie 2 et la catégorie 3 de l'organisme responsable. Les catégories 1, 2 et 3 sont définies dans le présent document. Toutes les sources d'émission sont couvertes, y compris le torchage, la combustion, les évents froids, les évents de procédé, les fuites fugitives et les émissions associées à l'énergie importée. Ce document décrit l'allocation des émissions de GES au GNL et aux autres produits d'hydrocarbures lorsque d'autres produits sont produits (par exemple, GPL, gaz domestique, condensats, soufre, etc.). Ce document ne couvre pas les exigences spécifiques relatives à la production, au transport jusqu'à l'usine GNL, à la liquéfaction, au transport maritime et à la regazéification. Ce document est applicable à l'industrie du GNL.

General Information

• Status: Published
• Publication Date: 29-Jan-2024
• ICS: 13.020.40 - Pollution, pollution control and conservation
• ICS: 75.020 - Extraction and processing of petroleum and natural gas
• Technical Committee: ISO/TC 67/SC 9 - Liquefied natural gas installations and equipment
• Drafting Committee: ISO/TC 67/SC 9 - Liquefied natural gas installations and equipment
• Current Stage: 6060 - International Standard published
• Start Date: 30-Jan-2024
• Due Date: 21-Dec-2024
• Completion Date: 30-Jan-2024

Overview

ISO 6338-1:2024 - Calculations of greenhouse gas (GHG) emissions throughout the liquefied natural gas (LNG) chain - Part 1: General provides a standardized, auditable framework to quantify and report the carbon footprint of the LNG industry. This part sets out the general principles, boundaries and methods for calculating GHG emissions across facilities “under operation” (including start‑up, maintenance and restarts), and covers emissions across Scope 1, Scope 2 and Scope 3 as defined in the standard.

Key features:

• Framework for measuring and estimating emissions across the LNG chain
• Definitions of preferred units and conversion methods
• Guidance on instrumentation, estimation, allocation and reporting
• Coverage of all emission sources: flaring, combustion, cold/process vents, fugitive leaks, imported energy

Key Topics and Technical Requirements

• Principles for GHG inventories: relevance, completeness, consistency, transparency, accuracy and conservativeness.
• Inventory boundaries: what operational phases are included (operations, maintenance) and which are excluded (construction, commissioning, decommissioning).
• Source identification & quantification: methods for fuel combustion, flaring/venting, fugitive emissions, and emissions from imported energy, utilities and consumables.
• Preferred units & conversion factors: recommended units and Annex A conversion guidance to ensure comparability.
• Allocation rules: how to allocate emissions when multiple products are produced (e.g., LNG, LPG, condensates, sulfur).
• Carbon capture: opportunities and methods to quantify captured carbon benefits.
• Quality management: uncertainty estimation, documentation/archiving, quality control and assurance, and requirements for independent review.
• Reporting: content and additional information for transparent GHG disclosure.

Practical Applications

• Establishing an auditable LNG carbon footprint for corporate sustainability reporting.
• Supporting regulatory compliance, investor due diligence and market claims for low‑emission LNG.
• Designing monitoring programs (instrumentation + estimation) and internal GHG reduction strategies.
• Allocating emissions among co‑products to support commercial contracts, offsets or carbon pricing mechanisms.
• Integrating with life cycle assessment (LCA) and corporate GHG inventories.

Who Should Use This Standard

• LNG operators, plant managers and sustainability teams
• Environmental and emissions engineers
• LCA practitioners and corporate GHG accountants
• Auditors, verifiers and regulators
• Investors and commercial teams assessing low‑carbon LNG supply chains

Related Standards

• ISO 14064‑1 (GHG quantification and reporting at organization level)
• ISO 14044 (Life cycle assessment)
• API Consistent Methodology for Estimating GHG Emissions from LNG Operations
• Other parts of the ISO 6338 series (specific chain segments)

ISO 6338-1:2024 is a practical, industry‑focused reference for consistent, transparent calculation and reporting of LNG‑chain GHG emissions and the resulting carbon footprint.

Standards Content (Sample)

International
Standard
ISO 6338-1
First edition
Calculations of greenhouse gas
2024-01
(GHG) emissions throughout the
liquefied natural gas (LNG) chain —
Part 1:
General
Calcul des émissions de gaz à effet de serre (GES) dans la chaîne
gaz naturel liquéfié (GNL) —
Partie 1: Généralités
Reference number
© ISO 2024
All rights reserved. Unless otherwise specified, or required in the context of its implementation, no part of this publication may
be reproduced or utilized otherwise in any form or by any means, electronic or mechanical, including photocopying, or posting on
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CP 401 • Ch. de Blandonnet 8
CH-1214 Vernier, Geneva
Phone: [phone]
Email: [e-mail]
Website: www.iso.org
Published in Switzerland
ii
Contents Page
Foreword .v
Introduction .vi
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms and definitions . 2
4 Principles . 3
4.1 General .3
4.2 Relevance .3
4.3 Completeness .3
4.4 Consistency .3
4.5 Transparency .3
4.6 Accuracy .3
4.7 Conservativeness.3
5 GHG inventory boundaries . 3
6 Quantification of GHG emissions . 4
6.1 Identification of GHG sources and quantification approach .4
6.1.1 General .4
6.1.2 Emissions from fuel combustion . .4
6.1.3 Emissions from flaring and venting .5
6.1.4 Fugitive emissions .6
6.1.5 Emissions associated with imported energy, utilities, and consumables .6
6.2 Calculation of GHG emissions .6
6.2.1 Requirements and guidance .6
6.2.2 GHG inventory . .7
6.2.3 GHG quantification methods for fuel combustion .9
6.2.4 GHG quantification methods for flaring and venting .9
6.2.5 GHG quantification methods for fugitive emissions .10
6.2.6 Quantification methods for emissions from imported energy, utilities, and
consumables .10
6.2.7 Relevant period and frequency .11
6.3 Preferred units .11
6.4 Allocation .11
6.4.1 Principles .11
6.4.2 Methodology . .11
6.5 Carbon capture . 12
6.5.1 Opportunities for carbon capture. 12
6.5.2 Quantification of carbon capture benefit . 13
7 GHG inventory quality management .13
7.1 General . 13
7.2 GHG emission calculation approach .14
7.3 Estimation of inventory uncertainties .14
7.4 Procedures for documentation and archiving .14
7.5 Quality control .14
7.6 Quality assurance . 15
8 GHG reporting .15
8.1 General . 15
8.2 Additional information. 15
8.3 GHG emission reduction .16
8.4 Carbon offset and emission trading . .16
9 Independent review . .16
Annex A (informative) Conversion factors for reference . 17

iii
Annex B (informative) International initiatives on climate ambitions .18
Annex C (informative) Carbon footprint (CFP) of e-methane .20
Bibliography .22

iv
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards
bodies (ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out through
ISO technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical committee
has been established has the right to be represented on that committee. International organizations,
governmental and non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work. ISO collaborates closely
with the International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of electrotechnical standardization.
The procedures used to develop this document and those intended for its further maintenance are described
in the ISO/IEC Directives, Part 1. In particular, the different approval criteria needed for the different types
of ISO document should be noted. This document was drafted in accordance with the editorial rules of the
ISO/IEC Directives, Part 2 (see www.iso.org/directives).
ISO draws attention to the possibility that the implementation of this document may involve the use of (a)
patent(s). ISO takes no position concerning the evidence, validity or applicability of any claimed patent
rights in respect thereof. As of the date of publication of this document, ISO had not received notice of (a)
patent(s) which may be required to implement this document. However, implementers are cautioned that
this may not represent the latest information, which may be obtained from the patent database available at
www.iso.org/patents. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights.
Any trade name used in this document is information given for the convenience of users and does not
constitute an endorsement.
For an explanation of the voluntary nature of standards, the meaning of ISO specific terms and expressions
related to conformity assessment, as well as information about ISO's adherence to the World Trade
Organization (WTO) principles in the Technical Barriers to Trade (TBT), see www.iso.org/iso/foreword.html.
This document was prepared by Technical Committee ISO/TC 67, Oil and gas industries including lower carbon
energy, Subcommittee SC 9, Production, transport and storage facilities for cryogenic liquefied gases.
A list of all parts in the ISO 6338 series can be found on the ISO website.
Any feedback or questions on this document should be directed to the user’s national standards body. A
complete listing of these bodies can be found at www.iso.org/members.html.

v
Introduction
Natural gas will play a key role in the energy transition (e.g. by replacing coal to produce electricity) and the
use of liquefied natural gas (LNG) to transport natural gas is expected to increase. The process of liquefying
natural gas is energy-intensive. Gas producers are increasingly accountable for their greenhouse gas (GHG)
emissions and the ambition to reduce them. Furthermore, there is an emerging marketing demand for GHG
data to enable commercial mechanisms such as offsetting to be utilized.
There is no standardized and auditable methodology to calculate the carbon footprint of the whole LNG
chain (including but not limited to the well, upstream treatment, transportation, liquefaction, shipping,
regasification and end user distribution). Various standards indicate possible approaches but are
inconsistent in their results or not easily applicable.
The ISO 6338 series covers each part of the LNG chain, starting with liquefaction.
Attention should be paid to activities that can occur in different parts (e.g. gas treatment and distribution
upstream of the liquefaction plant).
NOTE It is not possible to make like-for-like comparisons, or define a certification scheme, for one block only.
An example for e-methane is given in Annex C.

vi
International Standard ISO 6338-1:2024(en)
Calculations of greenhouse gas (GHG) emissions throughout
the liquefied natural gas (LNG) chain —
Part 1:
General
1 Scope
This document:
— provides the general part of the method to calculate the greenhouse gas (GHG) emissions throughout the
liquefied natural gas (LNG) chain, a means to determine their carbon footprint;
— defines preferred units of measurement and necessary conversions;
— recommends instrumentation and estimation methods to monitor and report GHG emissions. Some
emissions are measured; and some are estimated.
This document covers all facilities in the LNG chain. The facilities are considered “under operation”, including
emissions associated with initial start-up, maintenance, turnaround and restarts after maintenance or
upset. The construction, commissioning, extension and decommissioning phases are excluded from this
document but can be assessed separately.
This document covers all GHG emissions. These emissions spread across scope 1, scope 2 and scope 3 of the
responsible organization. Scope 1, 2 and 3 are defined in this document. All emissions sources are covered
including flaring, combustion, cold vents, process vents, fugitive leaks and emissions associated with
imported energy.
This document describes the allocation of GHG emissions to LNG and other hydrocarbon products where
other products are produced (e.g. LPG, domestic gas, condensates, sulfur).
This document does not cover specific requirements on natural gas production and transport to LNG plant,
liquefaction, shipping and regasification.
This document is applicable to the LNG industry.
2 Normative references
The following documents are referred to in the text in such a way that some or all of their content constitutes
requirements of this document. For dated references, only the edition cited applies. For undated references,
the latest edition of the referenced document (including any amendments) applies.
ISO 14044, Environmental management — Life cycle assessment — Requirements and guidelines
ISO 14064-1, Greenhouse gases — Part 1: Specification with guidance at the organization level for quantification
and reporting of greenhouse gas emissions and removals
API Consistent Methodology for Estimating Greenhouse Gas Emissions from Liquefied Natural Gas (LNG)
Operations
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the terms and definitions given in ISO 14064-1 and the following apply.
ISO and IEC maintain terminology databases for use in standardization at the following addresses:
— ISO Online browsing platform: available at https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: available at https:// www .electropedia .org/
3.1
global warming potential
GWP
ratio of the time-integrated radiative forcing (warming effect) from the instantaneous release of 1 kg of the
GHG relative to that from the release of 1 kg of CO
3.2
scope 1
direct greenhouse gas emissions
direct GHG emissions
emissions coming from sources that are owned or controlled by the facility
Note 1 to entry: This can be the emissions that are directly created by product fabrication or synthesis, for example,
combustion fumes from a refinery.
3.3
scope 2
indirect greenhouse gas emissions from purchased and consumed energy
indirect GHG emissions from purchased and consumed energy
emissions from the generation of imported electricity, steam, and heating/cooling consumed by the facility
Note 1 to entry: These emissions physically occur at the facility where electricity, steam and cooling or heating are
generated but as a user of the energy, the consuming party is still responsible for the greenhouse gas emissions that
are being created.
3.4
scope 3
other indirect greenhouse gas emissions
other indirect GHG emissions
emissions from sources that are not owned and not directly controlled by the facility
Note 1 to entry: However, they are related to the company’s activities. This is usually considered to be the supply chain
of the company, so emissions caused by vendors within the supply chain, outsourced activities, and employee travel
and commute. In many industries, these emissions account for the biggest amount of GHG emissions. This is due to
the fact that in today’s economy, many tasks are outsourced and few companies own the entire value chain of their
products.
3.5
quality assurance
QA
planned system of review procedures conducted by personnel not directly involved in the inventory
compilation/development process
3.6
quality control
QC
planned system of review procedures conducted by personnel not directly involved in the inventory
compilation/development process

4 Principles
4.1 General
The application of the principles specified in 4.2 to 4.7 is fundamental to guaranteeing that GHG calculations
are a true and fair account.
4.2 Relevance
Use data, methods, criteria, and assumptions that are appropriate for the intended use of reported
information. The quantification and reporting of GHG emissions shall include only information that users –
both internal and external to the plant – need for their decision-making. This information shall thus fit the
intended purpose of the GHG project and meet the expectations or requirements of its users. Data, methods,
criteria, and assumptions that are misleading or that do not conform to this document are not relevant and
shall not be included.
4.3 Completeness
Consider all relevant information that can affect the accounting and quantification of GHG reductions, and
complete all requirements. All relevant information shall be included in the quantification of GHG emissions.
A GHG monitoring plan shall also specify how all data relevant to quantifying GHG reductions will be
collected.
4.4 Consistency
Use data, methods, criteria, and assumptions that allow meaningful and valid comparisons. The credible
quantification of GHG emissions requires that methods and procedures be always in the same manner,
that the same criteria and assumptions be used to evaluate significance and relevance, and that any data
collected and reported be compatible enough to allow meaningful comparisons over time.
4.5 Transparency
Provide clear and sufficient information for reviewers to assess the credibility and reliability of GHG
emissions claims. Transparency is critical for quantifying and reporting GHG reductions, particularly given
the flexibility and policy-relevance of many GHG accounting. GHG information shall be compiled, analysed,
and documented clearly and coherently so that reviewers can evaluate its credibility. Information relating
to the GHG assessment boundary and the estimation of baseline emissions should be sufficient to enable
reviewers to understand how all conclusions were reached.
4.6 Accuracy
Uncertainties with respect to GHG measurements, estimates, or calculations should be reduced as much as
is practical, and measurement and estimation methods shall avoid bias. Acceptable levels of uncertainty
depend on the objectives for implementing a GHG project and the intended use of quantified GHG reductions.
Where accuracy is sacrificed, data and estimates used to quantify GHG reductions shall be conservative.
4.7 Conservativeness
Where data and assumptions are uncertain and where the cost of measures to reduce uncertainty is not
worth the increase in accuracy, best endeavours should be made to use the most probable data, with an
analysis of the impact of likely uncertainty margins.
5 GHG inventory boundaries
Table 1 is a template for the reporting boundaries of the GHG report.

Table 1 — List of facilities
In scope of Out of scope
Relevant part of ISO 6338 Comment
the report of the report
Facility A X
Facility B X
The organization having financial and/or operational control over the facilities shall report all GHG
emissions and removals within the reporting boundaries at least on an annual average basis.
6 Quantification of GHG emissions
6.1 Identification of GHG sources and quantification approach
6.1.1 General
The main emission sources to consider derive from fuel combustion, flaring, releases to atmosphere
(including fugitive emissions) and emissions associated with imported energy or consumables. Tables 2 to 5
give an initial checklist of emission sources to consider, and an overview of typical quantification methods
suitable for different emission sources.
The chosen method of quantification per emissions source differs from one facility to another. Different
facilities have access to a varying number of flow meters, composition analysis equipment and level meters
available.
Operators shall develop a GHG quantification plan to map out how all emission sources can best be identified
in the facility, with a preference to obtain primary data for all major emission sources. The measurement
plan shall also include an assessment of data accuracy and impact on the total GHG emissions calculation.
This assessment allows the operator to assess if there is a need to further improve the amount or accuracy of
instruments available for the total assessment. Guidance on this assessment is detailed in ISO 14064-1:2018,
Annex C.
A list of activity data shall be defined based on reliability as primary and secondary data:
— primary data: quantified value of a process or an activity obtained from a direct measurement or a
calculation based on direct measurements;
— secondary data: data obtained from sources other than primary data.
Primary data shall be used. Only in the absence of primary data, secondary data may be used, which can
include estimated quantities and industry average emission factors.
Typically, primary data are recorded to enable GHG quantification contributing > 5 % of the site’s total
GHG emissions. For smaller individual sources a calculated approach is acceptable. CEN/TS 17874 defines
material and non-material methane emissions.
6.1.2 to 6.1.5 describe sources to consider and typical quantification approach for the main emissions
sources.
6.1.2 Emissions from fuel combustion
Table 2 is a template for describing the quantification approaches for emissions from fuel combustion.

Table 2 — Emissions from fuel combustion
Source Examples Quantification approach
Gas turbine Primary liquefaction drivers, power genera- Typically, primary data are recorded to ena-
drivers tion drivers, other refrigeration drivers (e.g. ble GHG quantification. As a minimum, fuel gas
fractionation), CO sequestration compres- consumption and composition are required. (Fuel
sor drivers composition at an LNG plant can vary widely de-
pending on operating mode.)
Diesel drivers Firewater pumps, power generation, boiler Operator may report typical annual diesel con-
feed water pumps sumption and include resulting annual emissions
as a nominal allowance in the GHG calculation.
Boilers Steam for turbine drivers, steam for process Typically, primary data are recorded to enable
heating GHG quantification for major fuel consumers (con-
tributing >5 % of the total GHG emissions.) As a
minimum, fuel gas consumption and composition
shall be measured.
Fired heaters Regeneration gas heater, heating medium If fuel measurements are available, operator
heater, direct fired reboilers should record total fuel gas consumption and
composition. If direct fuel measurements are not
available, a calculation based on operating duty
and efficiency is acceptable.
Incinerators Acid gas vent incinerator, thermal oxidizers, As above.
catalytic oxidizers, waste disposal
Unburned hydrocarbons shall be taken into account in all sections. If fuel measurements are available, operator
should record total fuel gas consumption combined with combustion efficiency data for the fired equipment used.
Ideally, combustion efficiency should be validated with measured emission data.
6.1.3 Emissions from flaring and venting
Table 3 is a template for describing the quantification approaches for emissions from flaring and venting.
Table 3 — Emissions from flaring and venting
Source Examples Quantification approach
Atmospheric waste Acid gas vent, sulfur plant tail gas Typically, primary data are recorded to enable
disposal from GHG quantification from venting contributing
treating units >5 % of the site’s total GHG emissions. For smaller
individual sources a calculated approach based
on heat and material balance data is acceptable.
As a minimum, fuel gas consumption and compo-
sition are required.
Atmospheric vent- Feed gas pipeline blowdown, storage tank Typically, primary data are recorded for signifi-
ing of unburned venting and pressure protection, loading cant venting events, such as pipeline blowdown.
hydrocarbon arm blowdown, compressor blowdown, flare A calculated approach is acceptable for venting
operation with failed ignition events contributing <5 % of total annual emis-
sions.
Flares Process plant pressure protection, depres- Typically, primary data are recorded to enable
surising, storage tank pressure protection, GHG quantification from flaring contributing
boil-off gas management, refrigerant compo- >5 % of the site’s total GHG emissions. For smaller
sition management, purge gas and pilots individual sources a calculated approach is ac-
ceptable.
Nitrogen vents Nitrogen vents from NRUs can contain meth- If primary data are not available, a calculated
from nitrogen ane and are generally routed to atmosphere allowance using licensor composition data may be
rejection units used.
(NRUs)
Unburned hydrocarbons shall be taken into account in all sections. Operator should record total flare gas, combined
with combustion efficiency data for the flare tip used. Ideally, combustion efficiency should be validated with meas-
ured emission data.
6.1.4 Fugitive emissions
Table 4 is a template for describing the quantification approaches for fugitive emissions.
Table 4 — Fugitive emissions
Source Examples Quantification approach
Permeation Emissions through porous materials Can be calculated with emissions factors for dif-
ferent materials.
Gas leaks Leaks from pipes and fittings, rotating Typically done via calculation using equipment
equipment seals, storage tank seals count and standard leakage factors. Measured
leakage data from atmospheric monitoring may
be used to adjust the leakage factors applied.
6.1.5 Emissions associated with imported energy, utilities, and consumables
Emissions associated with imports require data from the exporter. Contractual relationship with the
exporter should include a requirement to provide emissions data. In the absence of reliable GHG data for
imports, the calculation shall account for the complete supply chain for the imported commodity. The cut-off
criteria for reporting shall be defined in accordance with ISO 14044.
Table 5 is a template for quantification approaches for emissions associated with imported energy, utilities
and consumables.
Table 5 — Emissions associated with imported energy, utilities, and consumables
Source Examples Quantification approach
Electric power Power from third party fossil fuel combus- Primary data are recorded for total power con-
tion, power from grid sumed. GHG quantification requires intensity
data from the supplier. In case of supply from a
grid, the average intensity from all suppliers to
the grid is required.
Heat or steam Steam or heating medium from third party Primary data are recorded for total imported
heating utility. GHG quantification requires
intensity data from the supplier. In case of heat
generated from waste heat, emissions from pri-
mary fuel use may be excluded, but supplemental
emissions such as pumping power, or back up
fired heaters or boilers shall be included.
Other utilities Cooling, air, nitrogen, water Primary data are recorded for total imported
utility. GHG quantification requires intensity data
from the supplier. Secondary data are acceptable
if primary data are not available.
Imported Refrigerant not produced on site Primary data are recorded for quantities con-
consumables sumed. GHG quantification from consumables
requires intensity data from the supplier. Second-
ary data are acceptable if primary data are not
available.
6.2 Calculation of GHG emissions
6.2.1 Requirements and guidance
This subclause provides requirements and guidance regarding the evaluation of activity data and emission
factors required to convert emission source data to GHG emissions. In some cases, emissions are measured
directly (e.g. in case of venting), but most commonly a calculation is required to convert measured data to
reported emissions (e.g. in case of fuel combustion).

Emission calculations shall be performed in accordance with API Consistent Methodology for Estimating
Greenhouse Gas Emissions from Liquefied Natural Gas (LNG) Operations.
The key input data required to derive an emission factor are flowrate, composition, and combustion
efficiency.
For flowrate, measured data should be used. However, in the absence or failure of measurement
instrumentation, calculated approaches may be used, e.g. based on heat and material balances, or other data
such as pressure drop which may be used to estimate a flowrate.
For composition, measured data should also be used. However, in the absence of measured data, calculated
and estimated approaches may be used, e.g. based on periodic sampling or calculation from the heat and
material balance. For sources with predictable composition (e.g. diesel fuel) standard emission factors may
[14]
be used. See API GHG Compendium for emissions standards and approach.
For combustion efficiency, measured data should be used. However, in the absence of directly measured
data, the equipment vendor can supply efficiency data based on factory testing of their equipment or refer to
[14]
API GHG Compendium for typical values.
[7]
For methane emissions, CEN/TS 17874 defines that generic emission factors can only be used for non-
material emissions
Each time a GHG emission evaluation is reported, the calculation approach shall also be stated, recognising
that the quality of data available for this calculation impacts the accuracy of the results.
LNG plant GHG emissions are estimated using a combination of methodologies. Elements of the method
consists of:
— direct measurements including mass balance approaches;
— emission factors including those provided by equipment manufacturers;
— engineering calculations that are based on process knowledge.
6.2.2 GHG inventory
6.2.2.1 General
A GHG emissions inventory is comprised of measured, calculated and estimated emissions from individual
emission sources that are aggregated to produce the inventory, in accordance with the following steps.
— Define the purpose and content of the GHG inventory, GHG emissions sources and assessment boundary
and the reference base year.
— Select activity data and emission factors: provide sector-specific good practice guidance and references
for emission factors (see Clause 6).
— Select measuring technologies or calculation methods: describe different quantification methods
depending on the availability of site-specific activity data and emission factors.
— Define the data recording and reporting criteria, and related documentation.
GHG Inventory methodology and process shall include the following elements:
— base year;
— GHG emission sources;
— activity data inputs;
— GHG emission factors;
— Global warming potentials.
The plant owner shall define requirements for the GHG inventory records, reports and documentation and
archive it in a consistent manner.
6.2.2.2 Base year definition
A meaningful and consistent comparison of emissions over time requires that companies set a performance
datum with which to compare current emissions. This performance datum is referred to as the base year
emissions. It describes an activity or a set of activities that result in GHG emissions against which current
activity emissions can be compared for the purpose of quantifying GHG reductions.
The selection of base year shall represent and be consistent to the following criteria:
— same boundary of activities;
— same technologies or practices;
— same plant configuration, deployment, implementation, operation;
— same type, quality, and similar quantity of product(s) or service(s) as the current year.
For consistent tracking of emissions overtime, the past base year emissions shall be recalculated, according
to the new reporting boundary, when significant structural changes occur for any of the above criteria
during the year of reporting.
6.2.2.3 GHG emission sources
The plant owner shall define a GHG assessment boundary through the following steps:
— identify the plant activities that comprise the GHG project;
— identifying the primary (major sources) and secondary (minor sources) effects associated with each
plant activity listed in 6.1;
— thoroughly analysing the secondary effects to determine which are significant for the purpose of
estimating and quantifying GHG reductions.
For complete, accurate and transparent quantification of GHG reductions, the GHG assessment boundary
shall be clearly defined and reported. The GHG assessment boundary shall include the primary and
significant secondary effects of all operational activities. Specific exclusions or inclusions shall be clearly
identified and justified/explained; and exclusions shall not exceed 5 % of the aggregate GHG emissions in
scope 1 and scope 2.
6.2.2.4 GHG emission factors
Different types of emission factors are used to convert activity data and upstream/downstream data into
GHG emissions data.
a) Material emission factors
1) Life cycle materials emission factors, which include emissions that occur at every stage of a
material/product’s life, from raw material acquisition or generation of natural resource to end of
life.
2) Cradle-to-gate (“upstream”) emission factors, which include all emissions that occur in the life cycle
of a material/product up to the point of sale by the producer.
b) Energy emission factors
1) Life cycle fuel emission factors, which include not only the emissions that occur from combusting
the fuel (Combustion emissions factors) but all other emissions that occur in the life cycle of the fuel
such as emissions from extraction, processing, and transportation of fuels (Well-to-tank emission
factors).
2) Combustion emission factors, which include only the emissions that occur from combusting the
fuel.
c) Upstream and downstream transportation factors often included in specific international models such
as the GHG protocol.
Company shall define emission factors used to convert activity data and upstream/downstream data into
GHG emissions data, record and archive it in a consistent manner.
6.2.2.5 GHG global warming potentials
Each GHG has a unique atmospheric lifetime and heat-trapping potential. To express emissions based on
their global warming potential, the mass of emissions of each GHG is multiplied by its corresponding GWP.
The result is referred to as the CO -equivalent (CO -eq) emissions. Because the GWP of CO is always 1, the
2 2 2
mass emissions of CO and the CO -eq emissions are identical. Global warming potentials are calculated
2 2
over different time periods, typically ranging from 20 years to 500 years. The most common time period for
expressing GWPs is 100 years.
The reporting entity shall define GWP reference used to convert GHG data into GHG equivalent and record
and archive it in a consistent manner.
6.2.3 GHG quantification methods for fuel combustion
One of the features of LNG operations is that the carbon content of the fuel gas can vary throughout the
operations chain and can also vary in different operating modes. During liquefaction, the fuel gas used
typically has lower carbon content than the feed stream used for producing the LNG, since it consists mostly
of lower molecular weight boil-off gas and most of the inlet gas stream’s inert nitrogen.
6.2.4 GHG quantification methods for flaring and venting
6.2.4.1 General
GHG quantification shall follow the requirements and should follow the guidance in 6.2.1. Additional
considerations are given in 6.2.4.2 to 6.2.4.3.
6.2.4.2 Flaring
The flare system at LNG facilities operates as an emergency facility. It is a critical part of the safety system
and is designed to prevent escalation of accidents and dangerous situations. It is mainly used to eliminate
any discharge from the pressure relief system. Any waste gas sent to the flare (i.e. gas from the process
which is not recovered, such as dehydrator vents or compressor seal gas) is usually insignificant compared
with other industrial processes such as petrochemical or refining.
In principal, operators should avoid operational flaring, however it is possible that small quantities
of planned releases occur into the flare system, including fuel for pilots and purging, and exceptional
operational releases such as for defrosting or refrigerant composition management. In these cases, the
source gas entering the flare system should be known; and emissions factors may be derived.
In case of emergency flaring, an incident investigation should identify the source of a release; and this
information may be used to derive an emission factor to apply to the event.
Measurement-based methane destruction efficiency, destruction efficiency determined through the
application of correlations based on representative sampling, or in some cases process simulation and/
or engineering calculations may be used for emissions quantification at the flare. These emissions
quantifications shall be validated against relevant field data.
Measured combustion efficiency factors may also be used, recognizing they provide a conservative reported
value compared to destruction efficiency. More information can be found in API Consistent Methodology for
Estimating Greenhouse Gas Emissions from Liquefied Natural Gas (LNG) Operations, 2015.

6.2.4.3 Venting
Venting from the acid gas removal unit is often a significant contributor to total LNG plant emissions. The
flowrate and composition of the vent gas are required to assess GHG emissions directly and may include co-
absorbed methane. In some cases, this vent stream is fed an incinerator to destroy hazardous molecules such
as benzene. In these cases an emission factor should be applied to account for the oxidation of hydrocarbons
to CO , including the fuel used for incineration.
6.2.5 GHG quantification methods for fugitive emissions
Screening or direct measurement provides a more accurate overview of fugitive leaks and the effectiveness
of mitigation measures. However, it may not be feasible in all the locations.
In the absence of directly measured data, a conservative allowance for fugitive emissions should be applied.
Alternatively, the operator may estimate fugitive emissions based on a component count with average
emission factor, considering mitigation measures or technologies applied. Only equipment containing gases
contributing to greenhouse gas potential (notably methane and CO ) shall be counted, and credit may be
taken for systems where the methane or CO is diluted with other components that do not contribute to GHG
potential. In the absence of composition data for a hydrocarbon gas stream, assume 100 % methane for this
calculation.
Quantification of fugitive emissions can be carried out by applying component-level emission factors: see
EPA AP-42 and EPA Method-21.
[7]
Infrared cameras can be used for direct measurement; see CEN/TS 17874 .
Options for estimating fugitive GHG emissions (mainly methane emissions) include:
a) component counts and emission factors;
b) monitoring to detect leaking components;
c) engineering calculations using p
...

Norme
internationale
ISO 6338-1
Première édition
Calcul des émissions de gaz à effet
2024-01
de serre (GES) dans la chaîne gaz
naturel liquéfié (GNL) —
Partie 1:
Généralités
Calculations of greenhouse gas (GHG) emissions throughout the
liquefied natural gas (LNG) chain —
Part 1: General
Numéro de référence
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publication ne peut être reproduite ni utilisée sous quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique,
y compris la photocopie, ou la diffusion sur l’internet ou sur un intranet, sans autorisation écrite préalable. Une autorisation peut
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Case postale 401 • Ch. de Blandonnet 8
CH-1214 Vernier, Genève
Tél.: [phone]
E-mail: [e-mail]
Web: www.iso.org
Publié en Suisse
ii
Sommaire Page
Avant-propos .v
Introduction .vi
1 Domaine d'application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes et définitions . 2
4 Principes . 3
4.1 Généralités .3
4.2 Pertinence .3
4.3 Complétude .3
4.4 Cohérence .3
4.5 Transparence .3
4.6 Exactitude .3
4.7 Approche prudente .4
5 Périmètres de l'inventaire des GES . 4
6 Quantification des émissions de GES. 4
6.1 Identification des sources de GES et approche de quantification .4
6.1.1 Généralités .4
6.1.2 Émissions issues de la combustion .5
6.1.3 Émissions issues du torchage et de la mise à l'évent .5
6.1.4 Émissions fugitives .6
6.1.5 Émissions associées à l'importation d'énergie, d'utilités et de consommables .6
6.2 Calcul des émissions de GES .7
6.2.1 Exigences et conseils .7
6.2.2 Inventaire des GES .8
6.2.3 Méthodes de quantification de GES pour la combustion .10
6.2.4 Méthodes de quantification de GES pour le torchage et la mise à l'évent .10
6.2.5 Méthodes de quantification de GES pour les émissions fugitives .11
6.2.6 Méthodes de quantification pour les émissions issues de l'importation d'énergie,
d'utilités et de consommables . 12
6.2.7 Période et fréquence pertinentes . 12
6.3 Unités privilégiées . 12
6.4 Allocation . 12
6.4.1 Principes . 12
6.4.2 Méthodologie . 13
6.5 Captage du carbone .14
6.5.1 Opportunités pour le captage du carbone .14
6.5.2 Quantification du bénéfice du captage du carbone .14
7 Management de la qualité de l'inventaire des GES .15
7.1 Généralités . 15
7.2 Approche de calcul des émissions de GES . 15
7.3 Estimation des incertitudes de l'inventaire . 15
7.4 Procédures pour la documentation et l'archivage . 15
7.5 Contrôle qualité .16
7.6 Assurance qualité .16
8 Rapport GES. 17
8.1 Généralités .17
8.2 Informations additionnelles .17
8.3 Réduction des émissions de GES .18
8.4 Compensation carbone et échange des quotas d'émission .18
9 Examen indépendant.18
Annexe A (informative) Facteurs de conversion de référence . 19

iii
Annexe B (informative) Initiatives internationales sur les ambitions climatiques .20
Annexe C (informative) Empreinte carbone (EC) du e-méthane .23
Bibliographie .25

iv
Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes nationaux
de normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est en général
confiée aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit de faire
partie du comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non
gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux. L'ISO collabore étroitement avec
la Commission électrotechnique internationale (IEC) en ce qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les procédures utilisées pour élaborer le présent document et celles destinées à sa mise à jour sont
décrites dans les Directives ISO/IEC, Partie 1. Il convient, en particulier de prendre note des différents
critères d'approbation requis pour les différents types de documents ISO. Le présent document
a été rédigé conformément aux règles de rédaction données dans les Directives ISO/IEC, Partie 2
(voir www.iso.org/directives).
L'attention est attirée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable
de ne pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence. Les détails concernant les
références aux droits de propriété intellectuelle ou autres droits analogues identifiés lors de l'élaboration du
document sont indiqués dans l'Introduction et/ou dans la liste des déclarations de brevets reçues par l'ISO
(voir www.iso.org/brevets).
Les appellations commerciales éventuellement mentionnées dans le présent document sont données pour
information, par souci de commodité, à l'intention des utilisateurs et ne sauraient constituer un engagement.
Pour une explication de la nature volontaire des normes, la signification des termes et expressions
spécifiques de l'ISO liés à l'évaluation de la conformité, ou pour toute information au sujet de l'adhésion de
l'ISO aux principes de l'Organisation mondiale du commerce (OMC) concernant les obstacles techniques au
commerce (OTC), voir www.iso.org/iso/fr/avant-propos.
Le présent document a été élaboré par le comité technique ISO/TC 67, Industries du pétrole et du gaz,
y compris les énergies à faible teneur en carbone, sous-comité SC 9, Installations de production, de transport et
de stockage de gaz liquéfiés cryogéniques.
Une liste de toutes les parties de la série ISO 6338 se trouve sur le site web de l'ISO.
Il convient que l'utilisateur adresse tout retour d'information ou toute question concernant le présent
document à l'organisme national de normalisation de son pays. Une liste exhaustive desdits organismes se
trouve à l'adresse www.iso.org/fr/members.html.

v
Introduction
Le gaz naturel jouera un rôle clé dans la transition énergétique (par exemple, en remplaçant le charbon
pour la production d'électricité) et l'utilisation du GNL pour transporter le gaz naturel devrait croître. Le
processus de liquéfaction du gaz naturel est énergivore. Les producteurs de gaz ont une responsabilité
grandissante quant à leurs émissions de gaz à effet de serre (GES) et à la nécessité de les réduire. Il y a, en
outre, une demande commerciale émergente liée aux données sur les GES, afin de rendre possibles certains
mécanismes commerciaux tels que la compensation.
Il n'existe pas de méthodologie normalisée et auditable pour calculer l'empreinte carbone de l'ensemble
de la chaîne GNL (cela inclut sans s’y limiter le puits, le traitement en amont, le transport, la liquéfaction,
le transport maritime, la regazéification et la distribution à l'utilisateur final). Diverses normes indiquent
des approches possibles, mais ces dernières ne permettent pas d'obtenir des résultats cohérents ou sont
difficiles à mettre en œuvre.
La série ISO 6338 couvre chaque maillon de la chaîne du GNL, à commencer par la liquéfaction.
Il convient de prêter attention aux activités qui peuvent intervenir dans différentes parties (par exemple le
traitement et la distribution du gaz en amont de l'usine de liquéfaction).
NOTE Il ne sera pas possible d'effectuer des comparaisons directes, ni de définir un système de certification pour
un seul bloc.
Un exemple pour le e-méthane est donné dans l’Annexe C.

vi
Norme internationale ISO 6338-1:2024(fr)
Calcul des émissions de gaz à effet de serre (GES) dans la
chaîne gaz naturel liquéfié (GNL) —
Partie 1:
Généralités
1 Domaine d'application
Le présent document:
— fournit les généralités sur la méthode de calcul des émissions de gaz à effet de serre (GES) dans la chaîne
gaz naturel liquéfié (GNL), un moyen de déterminer leur empreinte carbone;
— définit les unités de mesure privilégiées et les conversions nécessaires;
— recommande l'instrumentation et les méthodes d'estimation pour surveiller et déclarer les émissions de
GES. Certaines émissions sont mesurées et d'autres estimées.
Le présent document couvre toutes les installations de la chaîne GNL. Les installations sont considérées
comme étant «en exploitation», cela inclut les émissions associées à la mise en service, au démarrage initial,
à la maintenance, à la révision et aux redémarrages après une maintenance ou perturbation. Les phases
de construction, de mise en service, d'extension et d'abandon sont exclues, mais peuvent être évaluées
séparément.
Le présent document couvre toutes les émissions de GES. Ces émissions se répartissent entre la catégorie 1,
la catégorie 2 et la catégorie 3 de l'organisme responsable. Les catégories 1, 2 et 3 sont définies dans le
présent document. Toutes les sources d'émission sont couvertes, y compris le torchage, la combustion, les
évents froids, les évents de procédé, les fuites fugitives et les émissions associées à l'énergie importée.
Ce document décrit l'allocation des émissions de GES au GNL et aux autres produits d'hydrocarbures lorsque
d'autres produits sont produits (par exemple, GPL, gaz domestique, condensats, soufre, etc.).
Ce document ne couvre pas les exigences spécifiques relatives à la production, au transport jusqu'à l'usine
GNL, à la liquéfaction, au transport maritime et à la regazéification.
Ce document est applicable à l'industrie du GNL
2 Références normatives
Les documents suivants sont cités dans le texte de sorte qu'ils constituent, pour tout ou partie de leur
contenu, des exigences du présent document. Pour les références datées, seule l'édition citée s'applique. Pour
les références non datées, la dernière édition du document de référence s'applique (y compris les éventuels
amendements).
ISO 14044, Management environnemental — Analyse du cycle de vie — Exigences et lignes directrices
ISO 14064-1, Gaz à effet de serre — Partie 1: Spécifications et lignes directrices, au niveau des organismes, pour
la quantification et la déclaration des émissions et des suppressions des gaz à effet de serre
API Consistent Methodology for Estimating Greenhouse Gas Emissions from Liquefied Natural Gas (LNG)
Operations
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et les définitions de l'ISO 14064-1 ainsi que les suivants
s'appliquent.
L'ISO et l'IEC tiennent à jour des bases de données terminologiques destinées à être utilisées en normalisation,
consultables aux adresses suivantes:
— ISO Online browsing platform: disponible à l’adresse https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: disponible à l’adresse https:// www .electropedia .org/
3.1
potentiel de réchauffement global
PRG
rapport du forçage radiatif intégré dans le temps (effet de réchauffement) de la libération instantanée de
1 kg de GES par rapport à celui de la libération de 1 kg de CO2
3.2
Catégorie 1
émissions directes de gaz à effet de serre
émissions directes de GES
émissions provenant de sources qui appartiennent à l'installation ou qui sont sous son contrôle
Note 1 à l'article: Il pourrait s'agir des émissions résultant directement de la production de biens, par exemple les
fumées d'usine.
3.3
Catégorie 2
émissions indirectes de gaz à effet de serre provenant de l'énergie achetée et consommée
émissions indirectes de GES provenant de l'énergie achetée et consommée
émissions provenant de la génération d'électricité, de vapeur et de chaleur/refroidissement importé,
consommé par l'installation
Note 1 à l'article: Ces émissions sont produites physiquement dans les installations où l'électricité, la vapeur et le
refroidissement/la chaleur sont générés. Cependant, en tant qu'utilisateur de l'énergie, la partie consommatrice reste
responsable des émissions de gaz à effet de serre créées.
3.4
catégorie 3
autres émissions indirectes de gaz à effet de serre
autres émissions indirectes de GES
émissions provenant de sources qui n'appartiennent pas à l'installation et qui ne sont pas directement sous
son contrôle
Note 1 à l'article: Elles sont toutefois liées aux activités de l'entreprise. Elles sont généralement considérées comme
faisant partie de la chaîne d'approvisionnement de l'entreprise et comprennent donc les émissions causées par les
fournisseurs au sein de la chaîne d'approvisionnement, les activités externalisées, ainsi que les trajets au travail et
déplacements des employés. Dans de nombreuses industries, les émissions relevant de la catégorie 3 représentent la
plus grande part des émissions de GES. En effet, dans l'économie actuelle, de nombreuses tâches sont externalisées et
peu d'entreprises possèdent l'intégralité de la chaîne de valeur de leurs produits.
3.5
assurance qualité
AQ
système planifié de procédures d'examen menées par du personnel qui n'est pas directement impliqué dans
le processus de compilation/d'élaboration de l'inventaire

3.6
contrôle qualité
CQ
système planifié de procédures d'examen menées par du personnel qui n'est pas directement impliqué dans
le processus de compilation/d'élaboration de l'inventaire
4 Principes
4.1 Généralités
L'application des principes définis dans les 4.2 à 4.7 est essentielle pour garantir que les calculs relatifs aux
GES sont exacts et justes.
4.2 Pertinence
Utiliser des données, des méthodes, des critères et des hypothèses appropriés à l'utilisation prévue des
informations communiquées. La quantification et la déclaration des émissions de GES ne doivent inclure que
les informations dont les utilisateurs — tant internes qu'externes à la centrale — ont besoin pour leur prise
de décision. Ces informations doivent ainsi correspondre à la finalité du projet GES et répondre aux attentes
ou exigences de ses utilisateurs. Les données, méthodes, critères et hypothèses qui sont trompeurs ou qui ne
sont pas conformes au présent document ne sont pas pertinents et ne doivent pas être inclus.
4.3 Complétude
Tenir compte de toutes les informations pertinentes qui peuvent avoir une incidence sur la comptabilisation
et la quantification des réductions de GES, et remplir toutes les exigences. Toutes les informations
pertinentes doivent être incluses dans la quantification des émissions de GES. Un plan de surveillance des
GES doit également préciser comment toutes les données pertinentes pour quantifier les réductions de GES
seront collectées.
4.4 Cohérence
Utiliser des données, des méthodes, des critères et des hypothèses qui permettent des comparaisons
significatives et valides. La quantification crédible des émissions de GES exige que les méthodes et les
procédures soient toujours de la même manière, que les mêmes critères et hypothèses soient utilisés
pour évaluer l'importance et la pertinence, et que toutes les données recueillies et communiquées soient
suffisamment compatibles pour permettre des comparaisons significatives dans le temps.
4.5 Transparence
Fournir des informations claires et suffisantes aux examinateurs pour évaluer la crédibilité et la fiabilité
des déclarations d'émissions de GES. La transparence est essentielle pour quantifier et rendre compte des
réductions de GES, en particulier compte tenu de la flexibilité et de la pertinence politique de nombreux
comptes de GES. Les informations sur les GES doivent être compilées, analysées et documentées de
manière claire et cohérente afin que les examinateurs puissent évaluer leur crédibilité. Il convient que les
informations relatives au périmètre d'évaluation des GES, l'estimation des émissions de référence soient
suffisantes pour permettre aux examinateurs de comprendre comment toutes les conclusions ont été tirées.
4.6 Exactitude
Il convient que les incertitudes concernant les mesures, les estimations ou les calculs de GES soient
réduites autant que possible, et les méthodes de mesure et d'estimation doivent éviter les biais. Les niveaux
d'incertitude acceptables dépendront des objectifs de mise en œuvre d'un projet de GES et de l'utilisation
prévue des réductions de GES quantifiées. Lorsque l'exactitude est sacrifiée, les données et les estimations
utilisées pour quantifier les réductions de GES doivent être conservatrices.

4.7 Approche prudente
Lorsque les données et les hypothèses sont incertaines et lorsque le coût des mesures visant à réduire
l'incertitude ne vaut pas l'augmentation de l’exactitude, il convient d'utiliser les données les plus probables,
avec une analyse de l'impact des marges d'incertitude probables.
5 Périmètres de l'inventaire des GES
Le Tableau 1 est un modèle pour les périmètres de l’inventaire dans le rapport GES.
Tableau 1 — Liste des installations
Dans le domaine Hors du domaine
Partie de l'ISO 6338 concernée Commentaire
d'application d'application
Installation A X
Installation B X
L'organisation exerçant un contrôle financier et/ou opérationnel sur les installations doit déclarer toutes les
émissions et absorptions de GES dans les limites de déclaration au moins sur une base annuelle moyenne.
6 Quantification des émissions de GES
6.1 Identification des sources de GES et approche de quantification
6.1.1 Généralités
Les principales sources d'émission à prendre en considération proviennent de la combustion, du torchage, des
rejets à l'atmosphère (y compris les émissions fugitives) et des émissions associées à l'importation d'énergie
ou de consommables. Les Tableaux 2 à 5 donnent une première liste des sources d'émission à prendre en
compte, ainsi qu'un aperçu des méthodes de quantification types qui sont adaptées aux différentes sources
d'émission.
La méthode de quantification choisie en fonction de la source d'émission différera d'une installation à l'autre.
Les différentes installations auront accès à un nombre variable de débitmètres, d'équipements d'analyse de
la composition et de dispositifs de mesure du niveau mis à leur disposition.
Les exploitants doivent élaborer un plan de mesure des GES afin d'établir la meilleure façon d'identifier
l'ensemble des sources d'émission dans l'installation, en privilégiant l'obtention de données primaires pour
chacune des principales sources d'émission. Le plan de mesure doit également comporter une évaluation de
l'exactitude des données et de l'impact sur le calcul des émissions de GES totales. Cette évaluation permettra
ensuite à l'exploitant de déterminer s'il est nécessaire d'augmenter davantage le nombre ou l'exactitude des
instruments disponibles pour l'évaluation globale. Des recommandations relatives à cette évaluation sont
données dans l'ISO 14064-1:2018, Annexe C.
Une liste des données d'activité doit être définie en fonction de leur fiabilité en tant que données primaires
et secondaires:
— données primaires: valeurs quantifiées d'un processus ou d'une activité obtenues à partir d'un mesurage
direct ou d'un calcul basé sur des mesurages directs;
— données secondaires: données obtenues à partir de sources autres que les données primaires.
Les données primaires doivent être utilisées. Ce n'est qu'en l'absence de données primaires que des données
secondaires peuvent être utilisées, qui pourraient inclure des quantités estimées et des facteurs d'émission
moyens de l'industrie.
En règle générale, les données primaires sont enregistrées pour permettre la quantification des GES
contribuant à plus de 5 % des émissions totales de GES du site. Pour les sources individuelles plus petites,

une approche par calcul est acceptable. La CEN/TS 17874 définit les émissions de méthane matérielles et
non matérielles.
Les 6.1.2 à 6.1.5 décrivent les sources à prendre en considération et l'approche de quantification type pour
les principales sources d'émission.
6.1.2 Émissions issues de la combustion
Le Tableau 2 est un modèle pour décrire les approches de quantification des émissions provenant de la
combustion de carburants.
Tableau 2 — Émissions issues de la combustion
Source Exemples Approche de quantification
Entraînements Entraînements primaires pour la liquéfaction, Généralement, les données primaires sont en-
par turbine à gaz entraînements pour la production d'électricité, registrées pour permettre la quantification des
autres entraînements pour la réfrigération (par GES. Au minimum, la consommation et la com-
exemple, fractionnement), entraînements de position du combustible gazeux sont requises.
compresseur pour la séquestration du CO . (À noter que la composition du combustible
dans une usine GNL peut varier considérable-
ment en fonction du mode de fonctionnement).
Entraînements Pompes d'eau incendie, production d'électri- L'exploitant peut déclarer la consommation
diesel cité, pompes pour eau de chaudière. annuelle type en diesel et inclure les émissions
annuelles résultantes sous forme d'un quota
nominal pour les calculs de GES.
Chaudières Vapeur pour les entraînements à turbine, Généralement, les données primaires sont
vapeur pour le chauffage du procédé. enregistrées pour permettre la quantification
des GES pour les consommateurs majeurs de
combustibles (contribuant à > 5 % des émis-
sions totales de GES). Au minimum, la consom-
mation et la composition du combustible
gazeux doivent être mesurées.
Chauffages à com- Chauffage de gaz de régénération, chauffage Si des mesures de combustible sont dispo-
bustion système, rebouilleurs à combustion directe. nibles, il convient que l'exploitant enregistre la
consommation totale de combustible gazeux
et sa composition. Si les mesures directes du
combustible ne sont pas disponibles, un calcul
reposant sur le rendement opérationnel et
l'efficacité est acceptable.
Incinérateurs Incinérateur des évents de gaz acides, oxyda- Comme ci-dessus.
teurs thermiques, oxydateurs catalytiques,
élimination des déchets.
Les hydrocarbures non brûlés provenant de la combustion doivent être pris en compte dans toutes les sections.
Si des mesures de combustible sont disponibles, il convient que l'exploitant enregistre la consommation totale de
combustible gazeux, combinée aux données d'efficacité de combustion pour les équipements de combustion utilisés.
Idéalement, il convient que l'efficacité de combustion soit validée par des données d'émission mesurées.
6.1.3 Émissions issues du torchage et de la mise à l'évent
Le Tableau 3 est un modèle pour décrire les approches de quantification des émissions provenant du
torchage et de la mise à l'évent.

Tableau 3 — Émissions issues du torchage et de la mise à l'évent
Source Exemples Approche de quantification
Élimination des Évent des gaz acides, gaz résiduel d'une Généralement, les données primaires sont enre-
déchets atmosphé- usine de soufre. gistrées pour permettre la quantification des GES
riques des unités issus de la mise à l'évent, contribuant à > 5 % des
de traitement émissions totales de GES du site. Pour les sources
individuelles plus petites, une approche par calcul
reposant sur les données de bilan thermique et
de bilan massique est acceptable. Au minimum, la
consommation et la composition du combustible
gazeux sont requises.
Mise à l'évent Purge des canalisations d'alimentation, mise Généralement, les données primaires sont enre-
atmosphérique à l'évent et protection contre la pression gistrées pour les événements de mise à l'évent
d'hydrocarbures des réservoirs de stockage, purge des bras significatifs, tels que les purges de canalisations.
non brûlés de chargement, purge des compresseurs, Une approche par calcul est acceptable pour les
torchage en cas d'échec de l'allumage. événements de mise à l'évent contribuant à < 5 %
des émissions annuelles totales.
Torches Protection contre la pression du procédé de Généralement, les données primaires sont enre-
l'usine, dépressurisation, protection contre gistrées pour permettre la quantification des
la pression des réservoirs de stockage, GES issus du torchage, contribuant à > 5 % des
gestion des gaz d'évaporation, gestion de la émissions totales de GES du site. Pour les sources
composition des réfrigérants, gaz de purge individuelles plus petites, une approche par calcul
et veilleuses. est acceptable.
Mises à l'évent de Les mises à l'évent de l'azote par des uni- Si les données primaires ne sont pas disponibles,
l'azote des NRU tés de rejet d'azote peuvent contenir du un quota calculé à partir des données de composi-
(unités de rejet méthane et sont généralement dirigées vers tion du concédant peut être utilisé.
d'azote) l'atmosphère.
Les hydrocarbures non brûlés provenant de la combustion doivent être pris en compte dans toutes les sections. Il
convient que l'exploitant enregistre la consommation totale de combustible gazeux, combinée aux données d'effica-
cité de combustion pour les équipements de combustion utilisés. Idéalement, il convient que l'efficacité de combus-
tion soit validée par des données d'émission mesurées.
6.1.4 Émissions fugitives
Le Tableau 4 est un modèle pour décrire les approches de quantification des émissions fugitives.
Tableau 4 — Émissions fugitives
Source Exemples Approche de quantification
Perméation Émissions à travers les matières poreuses Peut être calculé avec des facteurs d'émission
pour différents matériaux.
Fuites de gaz Fuites de tuyaux et de raccords, joints Généralement réalisé par calcul en utilisant le
d'équipements rotatifs, joints de réservoirs nombre d'équipements et les facteurs de fuite
de stockage standard. Les données de fuites mesurées par la
surveillance atmosphérique peuvent être utili-
sées pour ajuster les facteurs de fuites appliqués.
6.1.5 Émissions associées à l'importation d'énergie, d'utilités et de consommables
Les émissions associées aux importations nécessitent des données de la part de l'exportateur. Il convient
que la relation contractuelle avec l'exportateur inclue une exigence de fourniture des données d'émissions.
En l'absence de données fiables sur les GES pour les importations, le calcul doit prendre en compte la chaîne
d'approvisionnement complète de la ressource importée. Les critères de limite pour le reporting doivent
être définis conformément à la norme ISO 14044.
Le Tableau 5 est un modèle pour les approches de quantification des émissions associées à l’importation
d’énergie, d’utilités et de consommables.

Tableau 5 — Émissions associées à l'importation d'énergie, d'utilités et de consommables
Source Exemples Approche de quantification
Énergie électrique Énergie issue de la combustion de com- Les données primaires sont enregistrées pour
bustibles fossiles par des tiers, énergie du l'énergie totale consommée. La quantification des
réseau électrique. GES nécessite des données d'intensité de la part
du fournisseur. En cas d'approvisionnement par
un réseau électrique, l'intensité moyenne de tous
les fournisseurs du réseau est requise.
Chaleur Vapeur ou chauffage par un tiers. Les données primaires sont enregistrées pour
les importations totales d'utilités de chauffage.
La quantification des GES nécessite des données
d'intensité de la part du fournisseur. En cas de
chaleur produite par la chaleur résiduelle, les
émissions provenant de l'utilisation du com-
bustible primaire peuvent être exclues, mais les
émissions supplémentaires (telles que l'énergie de
pompage ou les chauffages ou chaudières à com-
bustion de secours) doivent être incluses.
Autres utilités Eau de refroidissement, air, azote, eau. Les données primaires sont enregistrées pour les
importations totales d'utilités. La quantification
des GES nécessite des données d'intensité de la
part du fournisseur. Les données secondaires sont
acceptables si les données primaires ne sont pas
disponibles.
Consommables Réfrigérants non produits sur le site. Les données primaires sont enregistrées pour les
importés quantités consommées. La quantification des GES
issus des consommables nécessite des données
d'intensité de la part du fournisseur. Les données
secondaires sont acceptables si les données pri-
maires ne sont pas disponibles.
6.2 Calcul des émissions de GES
6.2.1 Exigences et conseils
Ce sous-article fournit des recommandations relatives à l'évaluation des données d'activité et des facteurs
d'émission requis pour convertir les données de sources d'émission en émissions de GES. Dans certains cas,
les émissions sont mesurées directement (par exemple, en cas de mise à l'évent), mais, le plus souvent, un
calcul est nécessaire pour convertir les données mesurées en émissions déclarées (par exemple, en cas de
combustion).
Les calculs d'émissions doivent être réalisés conformément à la Consistent Methodology for Estimating
Greenhouse Gas Emissions from Liquefied Natural Gas (LNG) Operations de l'API.
Les données d'entrée clés, nécessaires pour déterminer un facteur d'émission, sont le débit, la composition et
l'efficacité de combustion.
Pour le débit, il convient d’utiliser des données mesurées. Cependant, en l'absence d'instruments de mesure
ou dans le cas de leur défaillance, des approches par calcul et estimation peuvent être utilisées, par exemple
sur la base des bilans thermiques et massiques, ou d'autres données telles que la perte de charge qui peuvent
être utilisées pour estimer un débit.
Pour la composition, il convient d’utiliser des données mesurées. Cependant, en l'absence de données
mesurées, des approches par calcul et estimation peuvent être utilisées, par exemple sur la base d'un
échantillonnage périodique ou d'un calcul à partir des bilans thermiques et massiques. Pour les sources
ayant une composition prévisible (par exemple, le diesel), des facteurs d'émission standard peuvent être
[14]
utilisés. Se référer à l'édition en vigueur de l'« API GHG Compendium » pour les normes et l'approche
relatives aux émissions.
Pour l'efficacité de combustion, il convient d’utiliser des données mesurées. Cependant, en l'absence de
données mesurées directement, le fournisseur de l'équipement peut fournir des données d'efficacité reposant
sur les essais en usine de l'équipement ou se référer à l'édition en vigueur de l'« API GHG Compendium » pour
les valeurs types.
S'agissant des émissions de méthane, le document CEN/TS 17874 indique que les facteurs d'émission
génériques ne peuvent être utilisés que pour les émissions non matérielles.
Chaque fois qu'une évaluation des émissions de GES est déclarée, l'approche par calcul doit également
être indiquée, en reconnaissant que la qualité des données disponibles pour ce calcul a une incidence sur
l'exactitude des résultats.
Les émissions de GES d'une usine GNL seraient estimées en utilisant une combinaison de méthodologies. La
méthode comprend les éléments suivants:
— les mesures directes, y compris les approches relatives au bilan massique;
— les facteurs d'émission, y compris ceux fournis par les fabricants d'équipements;
— les calculs techniques reposant sur la connaissance du procédé.
6.2.2 Inventaire des GES
6.2.2.1 Généralités
Un inventaire des émissions de GES est composé d'émissions mesurées, calculées et estimées provenant de
sources d'émission individuelles qui sont agrégées pour produire l'inventaire, conformément aux étapes
suivantes:
— définir l'objectif et le contenu de l'inventaire des GES, les sources d'émissions de GES et le périmètre
d'évaluation ainsi que l'année de référence;
— sélectionner les données d'activité et les facteurs d'émission: fournir des orientations et des références
de bonnes pratiques spécifiques au secteur pour les facteurs d'émission (voir Article 6);
— sélectionner les technologies de mesure ou les méthodes de calcul: décrire les différentes méthodes de
quantification en fonction de la disponibilité des données d'activité et des facteurs d'émission spécifiques
au site;
— définir les critères d'enregistrement et de rapport des données, ainsi que la documentation connexe.
La méthodologie et le processus de l'inventaire des GES doivent inclure les éléments suivants:
— année de référence;
— sources d'émission de GES;
— entrées de données d'activité;
— facteurs d'émission de GES;
— potentiels de réchauffement global.
Le propriétaire de l'usine doit définir les exigences pour les enregistrements, les rapports et la documentation
de l'inventaire des GES et les archiver de manière cohérente.
6.2.2.2 Définition de l'année de référence
Une comparaison significative et cohérente des émissions au fil du temps nécessite que les entreprises
définissent une donnée de performance avec laquelle comparer les émissions actuelles. Cette donnée de
performance est appelée les émissions de l'année de référence. Elle décrit une activité ou un ensemble

d'activités qui entraînent des émissions de GES auxquelles les émissions des activités actuelles peuvent être
comparées dans le but de quantifier les réductions de GES.
La sélection de l'année de référence doit représenter et être conforme aux critères suivants:
— même périmètre d'activités;
— mêmes technologies ou pratiques;
— même configuration, déploiement, mise en œuvre, exploitation;
— même type, qualité et quantité similaire de produit(s) ou service(s) que l'année en cours.
Pour un suivi cohérent des émissions dans le temps, les émissions de l'année de référence précédente doivent
être recalculées, conformément au nouveau périmètre de déclaration, lorsque des changements structurels
importants se produisent pour l'un des critères ci-dessus au cours de l'année de déclaration.
6.2.2.3 Sources d'émission de GES
Le propriétaire de l'usine doit définir un périmètre d'évaluation des GES en suivant les étapes suivantes:
— identifier les activités de l'usine qui composent le projet GES;
— identifier les effets primaires (sources majeures) et secondaires (sources mineures) associés à chaque
activité de l'usine décrite en 6.1;
— analyser en profondeur les effets secondaires pour déterminer ceux qui sont significatifs aux fins
d'estimer et de quantifier les réductions de GES.
Pour une quantification complète, précise et transparente des réductions de GES, le périmètre d'évaluation
des GES doit être clairement défini et communiqué. Le périmètre d'évaluation des GES doit inclure les effets
secondaires primaires et significatifs de toutes les activités opérationnelles. Les exclusions ou inclusions
spécifiques doivent être clairement identifiées et justifiées/expliquées et les exclusions ne doivent pas
dépasser 5 % des émissions totales de GES dans les catégories 1 et 2.
6.2.2.4 Facteurs d'émission de GES
Différents types de facteurs d'émission sont utilisés pour convertir les données d'activité et les données
amont/aval en données d'émissions de GES:
a) facteurs d'émission des matériaux:
1) facteurs d'émission des matériaux du cycle de vie, qui incluent les émissions qui se produisent
à chaque étape de la vie d'un matériau/produit, de l'acquisition des matières premières ou de la
génération de ressources naturelles à la fin de vie;
2) facteurs d'émission du berceau à la porte (« en amont »), qui incluent toutes les émissions qui se
produisent dans le cycle de vie d'un matériau/produit jusqu'au point de vente par le producteur;
b) facteurs d'émission énergétique:
1) facteurs d'émission de carburant du cycle de vie, qui incluent non seulement les émissions qui se
produisent lors de la combustion du carburant (f
...