Règlement (UE) 2023/2776

«ANNEXE I

MÉTHODES DE SURVEILLANCE DES ÉMISSIONS DE GAZ À EFFET DE SERRE

A. CALCUL DES ÉMISSIONS DE GAZ À EFFET DE SERRE (ARTICLE 9)

1. Formules de calcul des émissions de gaz à effet de serre

Aux fins du calcul des émissions de gaz à effet de serre, les compagnies appliquent la formule suivante:

Les compagnies calculent les émissions de CO2 en additionnant les émissions de CO2 de tous les combustibles «i» utilisés, en appliquant la formule suivante:

Les compagnies calculent les émissions de CH4 en additionnant les émissions de CH4 résultant de la combustion de tous les combustibles «i» utilisés et les émissions dues à un échappement de CH4, en appliquant la formule suivante:

Les compagnies calculent les émissions de N2O en additionnant les émissions de N2O de tous les combustibles «i» utilisés, en appliquant la formule suivante:

La consommation de combustible est calculée séparément pour les émissions résultant de voyages effectués entre des ports relevant de la juridiction d’un État membre, de voyages effectués au départ de ports relevant de la juridiction d’un État membre et de voyages effectués à destination de ports relevant de la juridiction d’un État membre, et pour les émissions produites à l’intérieur de ports relevant de la juridiction d’un État membre. La consommation de combustible à l’intérieur de ports relevant de la juridiction d’un État membre alors que le navire est à quai est calculée séparément.

Terme	Explication
GHGMRV	Émissions de gaz à effet de serre à déclarer en vertu du présent règlement, exprimées en tonnes équivalent CO2. On entend par «équivalent CO2» l’unité de mesure utilisée pour calculer les émissions de CO2, de CH4 et de N2O sur la base de leur potentiel de réchauffement planétaire, en convertissant des quantités de CH4 et de N2O en une quantité équivalente de dioxyde de carbone qui aurait le même potentiel de réchauffement planétaire.
	Émissions de CO2 totales agrégées.
	Émissions de CH4 totales agrégées.
	Émissions de N2O totales agrégées.
	Potentiel de réchauffement planétaire du CH4 sur 100 ans comme indiqué à l’annexe du règlement délégué (UE) 2020/1044 de la Commission (1).
	Potentiel de réchauffement planétaire du N2O sur 100 ans comme indiqué à l’annexe du règlement délégué (UE) 2020/1044.
i	Indice correspondant aux combustibles utilisés à bord du navire au cours de la période de déclaration.
j	Indice correspondant aux sources d’émission à bord du navire. Aux fins du présent règlement, les sources considérées incluent au moins les moteurs principaux, les moteurs auxiliaires, les turbines à gaz, les chaudières et les générateurs de gaz inertes.
Mi	Consommation de combustible, en masse totale du combustible spécifique «i» utilisé (total pour toutes les sources d’émission).
Mi, j	Consommation de combustible, en masse du combustible spécifique «i» utilisé par la source d’émission «j».
Cj	Facteur d’émission du réservoir au sillage du combustible échappé (coefficient d’échappement), en pourcentage de la masse du combustible «i» utilisé par la source d’émission «j» [%]. Cj inclut les émissions diffuses et les émissions d’échappement. Les émissions diffuses et les émissions d’échappement sont des émissions dues à la quantité de carburant qui n’atteint pas la chambre de combustion de la source d’émission ou qui n’est pas consommée par la source d’émission parce qu’elle n’a pas été brûlée ou évacuée ou qu’elle s’est échappée du système.
Mi,NC	Masse totale du combustible «i» non brûlé mais rejeté dans l’atmosphère.
	Quantité de CH4 non brûlée et rejetée dans l’atmosphère. Afin de déterminer cette quantité, les compagnies appliquent la formule suivante:
	Facteur d’émission du réservoir au sillage du CO2 par combustible «i», tel que défini dans le tableau figurant au point 2 de la présente partie.
	Facteur d’émission du réservoir au sillage du CH4 par combustible «i», tel que défini dans le tableau figurant au point 2 de la présente partie.
	Facteur d’émission du réservoir au sillage du N2O par combustible «i», tel que défini dans le tableau figurant au point 2 de la présente partie.

2. Facteurs d’émission par défaut

Dans le tableau suivant:

—	AM signifie «à mesurer»;

—	N/D signifie «non disponible»;

—	un tiret signifie «sans objet».

Les valeurs par défaut, telles qu’elles figurent dans le tableau ci-dessous, pour les facteurs d’émission des combustibles et des sources d’émission utilisés à bord du navire sont appliquées aux fins du présent règlement.

Lorsqu’une cellule indique AM ou N/D, il convient d’utiliser la valeur par défaut la plus élevée de la classe de carburant de la même colonne. Lorsque, pour une classe de carburant donnée, toutes les cellules d’une même colonne indiquent soit AM, soit N/D, il convient d’utiliser la valeur par défaut du type de combustible fossile le moins favorable. Cette règle ne s’applique pas à la colonne 6, où AM ou N/D fait référence à des valeurs non disponibles pour la source d’émission. En l’absence de valeur par défaut pour «Cj», il convient d’utiliser une valeur certifiée conformément à l’article 10, paragraphe 6, du règlement (UE) 2023/1805 du Parlement européen et du Conseil (*).

Les compagnies peuvent s’écarter des valeurs par défaut pour les facteurs d’émission figurant dans le tableau ci-dessous, après l’application, le cas échéant, des conditions et restrictions prévues à l’article 10, paragraphes 5 et 6, du règlement (UE) 2023/1805.

Pour les combustibles d’origine non fossile ne figurant pas dans le tableau ci-dessous, la compagnie détermine les facteurs d’émission conformément aux articles 32 à 35 du règlement d’exécution (UE) 2018/2066 de la Commission (**).

En cas de mélange de combustibles, chaque combustible est pris en considération séparément.

1	2	3	4	5	6
Classe de carburant	Type de combustible				Cj En pourcentage (%) de la masse du carburant utilisé par la source d’émission
Carburants fossiles	Fioul lourd (HFO) ISO 8217 Grades RME à RMK	3,114	0,00005	0,00018	–
	Fioul léger (LFO) ISO 8217 Grades RMA à RMD	3,151	0,00005	0,00018	–
	Diesel marin (MDO) Gas-oil à usage maritime (MGO) ISO 8217 Grades DMX à DMB	3,206	0,00005	0,00018	–
	Gaz naturel liquéfié (GNL)	2,750	0	0,00011	3,1 pour les moteurs GNL à cycle Otto (moteur bicarburant à vitesse moyenne)
					1,7 pour les moteurs GNL à cycle Otto (moteur bicarburant)
					0,2 pour les moteurs GNL à cycle diesel (moteur bicarburant)
					2,6 pour les moteurs à gaz à mélange pauvre à allumage par étincelle (LBSI)
	GPL (Butane)	3,03	AM	AM	N/D
	GPL (Propane)	3,00	AM	AM	N/D
	H2 (fossile)	0	0	— pour les piles à combustible	–
				AM pour les moteurs à combustion interne (MCI)
	NH3 (fossile)	0	N/D	AM	N/D
	Méthanol (fossile)	1,375	AM	AM	–
Biocarburants	Éthanol	1,913	AM	AM	–
	Biodiesel	2,834	AM	AM	–
	Huile végétale hydrotraitée (HVO)	3,115	0,00005	0,00018	–
	Biométhane liquéfié en tant que carburant de transport (Bio-GNL)	2,750	0	0,00011	3,1 pour les moteurs GNL à cycle Otto (moteur bicarburant à vitesse moyenne)
					1,7 pour les moteurs GNL à cycle Otto (moteur bicarburant)
					0,2 pour les moteurs GNL à cycle diesel (moteur bicarburant)
					2,6 pour les moteurs à gaz à mélange pauvre à allumage par étincelle (LBSI)
	Biométhanol	1,375	AM	AM	–
	Autre	3,115	0,00005	0,00018	–
	Bio-H2	0	0	0 pour les piles à combustible	–
				AM pour les MCI
Carburants renouvelables d’origine non biologique (RFNBO) — Carburants de synthèse	Diesel de synthèse	3,206	0,00005	0,00018	–
	Méthanol de synthèse	1,375	AM	AM	–
	GNL de synthèse	2,750	0	0,00011	3,1 pour les moteurs GNL à cycle Otto (moteur bicarburant à vitesse moyenne)
					1,7 pour les moteurs GNL à cycle Otto (moteur bicarburant)
					0,2 pour les moteurs GNL à cycle diesel (moteur bicarburant)
					2,6 pour les moteurs à gaz à mélange pauvre à allumage par étincelle (LBSI)
	H2 de synthèse	0	0	0 pour les piles à combustible	–
				AM pour les MCI
	NH3 de synthèse	0	N/D	AM	N/D
	GPL de synthèse	N/D	N/D	N/D	N/D
	DME de synthèse	N/D	N/D	N/D	–

La colonne 1 indique la classe des carburants.

La colonne 2 indique le nom des types de combustible concernés pour chaque classe.

La colonne 3 indique le facteur d’émission EF pour le dioxyde de carbone, exprimé en gCO2/gfuel.

La colonne 4 indique le facteur d’émission EF pour le méthane, exprimé en gCH4/gfuel.

La colonne 5 indique le facteur d’émission EF pour le protoxyde d’azote, exprimé en gN2O/gfuel.

La colonne 6 indique la quantité de carburant perdue en émissions diffuses et échappées (Cj), exprimée en pourcentage (%) de la masse du carburant utilisé par la source d’émission spécifique. Pour les carburants tels que le GNL pour lesquels il existe des émissions diffuses et échappées, la quantité d’émissions diffuses et échappées telle qu’indiquée dans le tableau est exprimée en pourcentage (%) de la masse du carburant utilisé. Les valeurs de Cj indiquées dans le tableau sont calculées à 50 % de la pleine charge du moteur.

(*)	Règlement (UE) 2023/1805 du Parlement européen et du Conseil du 13 septembre 2023 relatif à l’utilisation de carburants renouvelables et bas carbone dans le transport maritime et modifiant la directive 2009/16/CE (JO L 234 du 22.9.2023, p. 48).

(**)

Règlement d’exécution (UE) 2018/2066 de la Commission du 19 décembre 2018 relatif à la surveillance et à la déclaration des émissions de gaz à effet de serre au titre de la directive 2003/87/CE du Parlement européen et du Conseil et modifiant le règlement (UE) no 601/2012 de la Commission (JO L 334 du 31.12.2018, p. 1).

B. MÉTHODES DE DÉTERMINATION DES ÉMISSIONS DE GAZ À EFFET DE SERRE

La compagnie indique, dans le plan de surveillance, la méthode de surveillance à utiliser pour déterminer les émissions de gaz à effet de serre pour chaque navire relevant de sa responsabilité et veille à ce que cette méthode soit ensuite systématiquement appliquée.

Les méthodes A, B, C et D suivantes, basées sur l’approche par calcul ou sur l’approche par mesure, peuvent être utilisées.

Selon l’approche par calcul (méthodes A, B et C), les émissions sont calculées au moyen des formules indiquées dans la partie A. À cet effet, la consommation réelle de combustible pour chaque voyage est déterminée en utilisant l’une des méthodes A, B ou C décrites ci-après et utilisées aux fins du calcul. Les sources d’incertitude et les niveaux d’incertitude associés sont pris en considération lors du choix de l’une des méthodes A, B ou C. La compagnie effectue régulièrement des activités de contrôle appropriées, y compris des vérifications par recoupement entre la quantité soutée telle qu’indiquée dans les notes de livraison de soutes (BDN) et la quantité soutée mesurée au moyen des systèmes embarqués, et prend des mesures correctives si elle constate des écarts importants.

Dans le cadre de l’approche par mesure (méthode D), des mesures directes des émissions de gaz à effet de serre sont utilisées.

Toute combinaison des méthodes A, B, C et D, une fois évaluée par le vérificateur, peut être utilisée si elle améliore la précision globale de la mesure.

1. Méthode A: BDN et inventaires périodiques des soutes à combustible

Cette méthode est basée sur la quantité et le type de combustible tels qu’ils sont indiqués dans la BDN, complétés par les inventaires périodiques des soutes à combustible établis d’après les relevés. Le combustible consommé sur la période considérée se compose du combustible disponible au début de la période, plus les livraisons, déduction faite du combustible disponible à la fin de la période et du combustible vidangé entre le début et la fin de la période.

On entend par «période» l’intervalle de temps entre deux escales ou le temps passé dans un port. Pour le combustible utilisé pendant une période, il est nécessaire de préciser le type de combustible et sa teneur en soufre.

Cette méthode n’est pas utilisée en l’absence de BDN à bord des navires, en particulier lorsque la cargaison sert de combustible. On peut citer l’exemple de l’évaporation du gaz naturel liquéfié (GNL).

La BDN est obligatoire en vertu de l’annexe VI de la réglementation Marpol, elle doit être conservée à bord pendant 3 ans après la livraison du combustible et pouvoir être consultée à tout moment. L’inventaire périodique des soutes à combustible à bord repose sur les relevés des soutes à combustible. Il nécessite d’utiliser des tables correspondant à chaque soute à combustible pour déterminer le volume au moment du relevé de la soute à combustible. L’incertitude associée à la BDN est précisée dans le plan de surveillance. Les relevés des soutes à combustible sont effectués par des méthodes appropriées telles que des systèmes automatisés, des sondages et des rubans gradués lestés. La méthode utilisée pour le sondage des soutes, ainsi que l’incertitude associée à cette méthode, sont indiquées dans le plan de surveillance.

Si la quantité de combustible embarquée ou la quantité de combustible restant dans les citernes est exprimée en unités de volume (mètres cubes), la compagnie convertit cette quantité en unités de masse en utilisant les valeurs de densité réelle. La compagnie détermine la densité réelle par l’une des méthodes suivantes:

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

b)	à partir de la densité mesurée par le fournisseur de combustible lors de l’embarquement du combustible et qui figure sur la facture ou sur la BDN;

c)	à partir de la densité mesurée, le cas échéant, par un laboratoire accrédité lors d’une analyse effectuée sur le combustible.

La densité réelle est exprimée en kg/m3 et est déterminée pour la température applicable pour une mesure spécifique. En l’absence de valeurs de densité réelle, un facteur de densité standard pour le type de combustible concerné est appliqué, après évaluation par le vérificateur.

2. Méthode B: surveillance des soutes à combustible à bord

Cette méthode est fondée sur les relevés de toutes les soutes à combustible à bord. Les relevés sont effectués chaque jour lorsque le navire est en mer et lors de chaque soutage ou vidange des soutes.

Les variations cumulées du niveau de combustible dans les soutes entre deux relevés correspondent au combustible consommé sur la période considérée.

On entend par «période» l’intervalle de temps entre deux escales ou le temps passé dans un port. Pour le combustible utilisé pendant une période, il est nécessaire de préciser le type de combustible et sa teneur en soufre.

Les relevés des soutes à combustible sont effectués par des méthodes appropriées telles que des systèmes automatisés, des sondages et des rubans gradués lestés. La méthode utilisée pour le sondage des soutes, ainsi que l’incertitude associée à cette méthode, sont indiquées dans le plan de surveillance.

Si la quantité de combustible embarquée ou la quantité de combustible restant dans les citernes est exprimée en unités de volume (mètres cubes), la compagnie convertit cette quantité en unités de masse en utilisant les valeurs de densité réelle. La compagnie détermine la densité réelle par l’une des méthodes suivantes:

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

b)	à partir de la densité mesurée par le fournisseur de combustible lors de l’embarquement du combustible et qui figure sur la facture ou sur la BDN;

c)	à partir de la densité mesurée, le cas échéant, par un laboratoire accrédité lors d’une analyse effectuée sur le combustible.

La densité réelle est exprimée en kg/m3 et est déterminée pour la température applicable pour une mesure spécifique. En l’absence de valeurs de densité réelle, un facteur de densité standard pour le type de combustible concerné est appliqué, après évaluation par le vérificateur.

3. Méthode C: utilisation de débitmètres pour les procédés de combustion concernés

Cette méthode repose sur les débits de combustible mesurés à bord. Il s’agit de cumuler les données fournies par tous les débitmètres reliés aux sources d’émissions de gaz à effet de serre à prendre en considération afin de déterminer la consommation totale de combustible sur une période donnée.

On entend par «période» l’intervalle de temps entre deux escales ou le temps passé dans un port. Pour le combustible utilisé pendant une période, il est nécessaire de surveiller le type de combustible et sa teneur en soufre.

Les méthodes d’étalonnage utilisées, ainsi que l’incertitude associée aux débitmètres, sont indiquées dans le plan de surveillance.

Si la quantité de combustible consommée est exprimée en unités de volume (mètres cubes), la compagnie convertit cette quantité en unités de masse en utilisant les valeurs de densité réelle. La compagnie détermine la densité réelle par l’une des méthodes suivantes:

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

b)	à partir de la densité mesurée par le fournisseur de combustible lors de l’embarquement du combustible et qui figure sur la facture ou sur la BDN;

c)	à partir de la densité mesurée, le cas échéant, par un laboratoire accrédité lors d’une analyse effectuée sur le combustible.

La densité réelle est exprimée en kg/m3 et est déterminée pour la température applicable pour une mesure spécifique. En l’absence de valeurs de densité réelle, un facteur de densité standard pour le type de combustible concerné est appliqué, après évaluation par le vérificateur.

4. Méthode D: mesure directe des émissions de gaz à effet de serre

La mesure directe des émissions de gaz à effet de serre peut être utilisée pour les voyages et pour les émissions de gaz à effet de serre se produisant dans les ports qui relèvent de la juridiction d’un État membre. Dans le cas des navires pour lesquels la déclaration de CO2 est basée sur cette méthode appliquée à toutes les sources d’émission à bord du navire, la consommation de combustible est calculée à partir des émissions de CO2 mesurées et des facteurs d’émission applicables pour les combustibles et sources d’émission concernés.

Cette méthode repose sur la détermination des flux d’émissions de gaz à effet de serre dans les cheminées, qui s’obtient en multipliant les concentrations de gaz à effet de serre des gaz de combustion par le débit de ces gaz.

L’application de cette méthode pour déterminer les émissions d’un gaz à effet de serre n’empêche pas les compagnies d’appliquer toute autre méthode décrite dans la présente partie pour déterminer tout autre gaz à effet de serre.

Les méthodes d’étalonnage appliquées, ainsi que l’incertitude associée aux dispositifs utilisés, sont indiquées dans le plan de surveillance.

C. GESTION ET CONTRÔLE DES DONNÉES

1. Système de contrôle

1.1.

La compagnie procède à une évaluation des risques afin de recenser les sources des risques d’erreur dans le flux de données, depuis les données primaires jusqu’aux données finales de la déclaration d’émissions, et établit, consigne, met en œuvre et tient à jour un système de contrôle efficace pour faire en sorte que les rapports résultant des activités de gestion du flux de données ne contiennent pas d’inexactitudes et soient conformes au plan de surveillance et respectent le présent règlement. Si la demande lui en est faite, la compagnie met l’évaluation des risques visée au premier alinéa à la disposition de l’autorité responsable. La compagnie met aussi à disposition l’évaluation des risques aux fins de sa vérification.

1.2.

Aux fins du point 1.1, premier alinéa, la compagnie établit, consigne, met en œuvre et tient à jour des procédures écrites, séparément du plan de surveillance, pour les activités de gestion du flux de données ainsi que pour les activités de contrôle, et inclut des références à ces procédures ainsi que leur description dans le plan de surveillance. Si la demande lui en est faite, la compagnie met toute documentation écrite des procédures à la disposition de l’autorité responsable. La compagnie met aussi à disposition cette documentation aux fins de sa vérification.

1.3.

Les activités de contrôle visées au point 1.2 incluent, selon le cas: a) l’assurance de la qualité de l’équipement de mesure concerné; b) l’assurance de la qualité des systèmes informatiques garantissant que les systèmes concernés sont conçus, décrits, testés, mis en œuvre, contrôlés et entretenus de manière à garantir un traitement fiable, précis et en temps utile des données en fonction des risques recensés conformément au point 1.1; c) la séparation des fonctions parmi les activités de gestion du flux de données et les activités de contrôle, ainsi que la gestion des compétences nécessaires; d) les analyses et la validation internes des données; e) les corrections et mesures correctives; f) le contrôle des activités externalisées; g) l’archivage et la documentation, y compris la gestion des différentes versions des documents.

1.4.

Aux fins du point 1.3 a), la compagnie s’assure que tout l’équipement de mesure nécessaire 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, et qu’il est adapté aux risques mis en évidence. Lorsque des composants des systèmes de mesure ne peuvent pas être étalonnés, la compagnie recense ces composants dans le plan de surveillance et propose des activités de contrôle de remplacement. Si l’équipement n’est pas jugé conforme aux exigences en matière de performance, la compagnie prend rapidement les mesures correctives qui s’imposent.

1.5.

Aux fins du point 1.3 d), la compagnie analyse et valide les données résultant des activités de gestion du flux de données visées au point 1.2. Ces analyses et validation des données incluent les éléments suivants: a) la vérification de l’exhaustivité des données; b) la comparaison des données que la compagnie a obtenues, surveillées et déclarées sur plusieurs années; c) la comparaison des données et des valeurs résultant de différentes méthodes de surveillance lorsque plusieurs méthodes de surveillance sont appliquées.

1.6.

Aux fins du point 1.3 e), la compagnie veille à ce que, lorsque des activités de gestion du flux de données ou des activités de contrôle se révèlent inefficaces ou ne respectent pas les règles fixées dans les documents décrivant les procédures applicables à ces activités, des mesures correctives soient prises et les données concernées corrigées dans les meilleurs délais.

1.7.

Aux fins du point 1.3 f), lorsque la compagnie externalise une ou plusieurs activités de gestion du flux de données ou de contrôle visées au point 1.1, elle procède à la totalité des actions suivantes: a) elle contrôle la qualité des activités de gestion du flux de données ou activités de contrôle externalisées conformément au présent règlement; b) elle indique les exigences appropriées applicables aux résultats des activités externalisées ainsi qu’aux méthodes utilisées dans le cadre de ces activités; c) elle contrôle la qualité des résultats et méthodes visés au point b); d) elle veille à ce que les activités externalisées soient menées de manière à prévenir les risques inhérents et les risques de carence de contrôle mis en évidence lors de l’évaluation des risques visée au point 1.1.

1.8.

La compagnie surveille l’efficacité du système de contrôle, notamment en procédant à des analyses internes et en tenant compte des constatations du vérificateur lors de la vérification des déclarations d’émissions et des rapports effectuée aux fins de l’article 11, paragraphe 2. Si la compagnie constate que le système de contrôle est inefficace ou inadapté aux risques mis en évidence, elle s’efforce d’améliorer ce système et de mettre à jour le plan de surveillance ou les procédures écrites sur lesquelles celui-ci repose pour ce qui concerne les activités de gestion du flux de données, les évaluations des risques et les activités de contrôle, selon qu’il convient.

2. Lacunes dans les données

2.1.

Lorsque des données utiles pour déterminer les émissions de gaz à effet de serre d’un navire pour un ou plusieurs voyages sont manquantes, la compagnie utilise des données de remplacement calculées conformément à la ou aux méthodes de remplacement indiquées dans le plan de surveillance évalué par le vérificateur et, le cas échéant, approuvé par l’autorité responsable. Lorsque des données utiles pour déterminer les émissions de gaz à effet de serre d’un navire pour un ou plusieurs voyages sont manquantes, et que le plan de surveillance ne mentionne pas de méthodes de surveillance ou sources de données de remplacement pour corroborer les données ou pour combler les lacunes dans les données, la compagnie utilise une méthode d’estimation appropriée pour déterminer des données de remplacement prudentes pour la période et le paramètre manquant concernés.

2.2.

Lorsque, pour des raisons techniques, il n’est temporairement pas possible d’appliquer le plan de surveillance évalué de manière satisfaisante par le vérificateur et, le cas échéant, approuvé par l’autorité responsable, la compagnie applique une méthode fondée sur d’autres sources de données énumérées dans le plan de surveillance pour effectuer les contrôles de corroboration ou, si le plan de surveillance ne contient pas de tels éléments, une autre méthode fournissant des données de remplacement ou une estimation prudente, jusqu’à ce que les conditions permettant l’application du plan de surveillance approuvé soient rétablies. La compagnie prend toutes les mesures nécessaires pour que le plan de surveillance puisse être rapidement appliqué.

2.3.

Lorsqu’une méthode d’estimation est utilisée conformément au point 2.1, ou lorsqu’un écart temporaire par rapport au plan de surveillance se produit conformément au point 2.2, la compagnie établit dans les meilleurs délais une procédure écrite pour éviter à l’avenir ce type de lacunes dans les données et modifie le plan de surveillance conformément à l’article 7.