2012R0601 — ES — 30.07.2014 — 002.001

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REGLAMENTO (UE) No 601/2012 DE LA COMISIÓN

de 21 de junio de 2012

sobre el seguimiento y la notificación de las emisiones de gases de efecto invernadero en aplicación de la Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo

(Texto pertinente a efectos del EEE)

CAPÍTULO 1

DISPOSICIONES GENERALES

SECCIÓN 1

Objeto y definiciones

Artículo 1

Objeto

El presente Reglamento establece las normas aplicables al seguimiento y la notificación de las emisiones de gases de efecto invernadero y datos de la actividad, con arreglo a lo dispuesto en la Directiva 2003/87/CE, para el período de aplicación del régimen de comercio de derechos de emisión de la UE que comienza el 1 de enero de 2013 y para los períodos posteriores.

Artículo 2

Ámbito de aplicación

El presente Reglamento se aplicará al seguimiento y la notificación de las emisiones de gases de efecto invernadero especificadas para las actividades enumeradas en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE y a los datos de la actividad correspondientes a las instalaciones fijas y a las actividades de aviación, así como al seguimiento y la notificación de los datos sobre tonelada-kilómetro de las actividades de aviación.

Se aplicará a dichas emisiones y datos de la actividad que se produzcan a partir del 1 de enero de 2013.

Artículo 3

Definiciones

A efectos del presente Reglamento serán de aplicación las siguientes definiciones:

Además de las anteriores, en el presente Reglamento se aplicarán las definiciones de «vuelo» y «aeródromo» incluidas en el anexo de la Decisión 2009/450/CE y las contenidas en el artículo 3, puntos 1, 2, 3, 5, 6 y 22 de la Directiva 2009/31/CE.

SECCIÓN 2

Principios generales

Artículo 4

Obligación general

Los titulares de instalaciones y operadores de aeronaves deberán cumplir las obligaciones relativas al seguimiento y la notificación de las emisiones de gases de efecto invernadero impuestas por la Directiva 2003/87/CE, con arreglo a los principios establecidos en los artículos 5 a 9.

Artículo 5

Exhaustividad

El seguimiento y la notificación deberán ser exhaustivos y abarcar todas las emisiones de proceso y de combustión de todas las fuentes de emisión y flujos fuente correspondientes a las actividades enumeradas en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE, así como a las demás actividades pertinentes incluidas con arreglo al artículo 24 de dicha Directiva, y deberán tenerse en cuenta todos los gases de efecto invernadero asociados específicamente con esas actividades, pero evitando su doble contabilización.

Los titulares de instalaciones u operadores de aeronaves deberán aplicar medidas apropiadas para evitar lagunas de datos dentro del período de notificación.

Artículo 6

Coherencia, comparabilidad y transparencia

1.  El seguimiento y la notificación deberán ser coherentes y comparables a lo largo del tiempo. Para lograrlo, los titulares de instalaciones y operadores de aeronaves deberán aplicar las mismas metodologías de seguimiento y conjuntos de datos, con sujeción a las modificaciones y excepciones aprobadas por la autoridad competente.

2.  Los titulares de instalaciones y operadores de aeronaves deberán obtener, registrar, compilar, analizar y documentar los datos de seguimiento, incluyendo las hipótesis, referencias, datos de la actividad, factores e emisión, de oxidación y de conversión, de una manera transparente que permita al verificador y a la autoridad competente reproducir el proceso de determinación de las emisiones.

Artículo 7

Exactitud

Los titulares de instalaciones y operadores de aeronaves deberán velar por que la determinación de las emisiones no presente inexactitudes de carácter sistemático o deliberado.

Deberán identificar y reducir en lo posible las eventuales fuentes de incertidumbre.

Ejercerán la debida diligencia para asegurarse de que el cálculo y la medición de las emisiones presentan la mayor exactitud alcanzable.

Artículo 8

Integridad de la metodología

Los titulares de instalaciones u operadores de aeronaves deberán cerciorarse razonablemente de la integridad de los datos de emisión objeto de notificación. Deberán determinar las emisiones utilizando las metodologías de seguimiento apropiadas que se detallan en el presente Reglamento.

Los datos de emisión notificados y las restantes informaciones no contendrán inexactitudes importantes, evitarán sesgos en la selección y presentación y proporcionarán una descripción fidedigna y equilibrada de las emisiones del titular de instalaciones u operador de aeronaves.

Al seleccionar una metodología de seguimiento, se contrastarán las mejoras derivadas de una mayor exactitud con los aumentos de costes que conlleven. El seguimiento y la notificación de las emisiones tendrán como objetivo alcanzar la exactitud más alta posible, siempre que sea técnicamente viable y no genere costes irrazonables.

Artículo 9

Mejora continua

Los titulares de instalaciones y operadores de aeronaves deberán tener en cuenta, en sus posteriores actividades de seguimiento y notificación, las recomendaciones incluidas en los informes de verificación emitidos con arreglo al artículo 15 de la Directiva 2003/87/CE.

Artículo 10

Coordinación

Si un Estado miembro designa más de una autoridad competente, de conformidad con el artículo 18 de la Directiva 2003/87/CE, deberá coordinar el trabajo realizado por dichas autoridades en el marco del presente Reglamento.

CAPÍTULO II

PLAN DE SEGUIMIENTO

SECCIÓN 1

Normas generales

Artículo 11

Obligación general

1.  Todos los titulares de instalaciones u operadores de aeronaves realizarán el seguimiento de las emisiones de gases de efecto invernadero basándose en un plan de seguimiento aprobado por la autoridad competente y conforme con las disposiciones del artículo 12, teniendo en cuenta las características y el funcionamiento de la instalación o actividad de aviación a la que se aplica.

El plan de seguimiento se complementará con procedimientos escritos que el titular de instalaciones u operador de aeronaves deberá elaborar, documentar, aplicar y mantener, según proceda, en relación con las actividades incluidas en dicho plan.

2.  El plan de seguimiento mencionado en el apartado 1 expondrá las instrucciones dirigidas al titular de instalaciones u operador de aeronaves de una manera lógica y sencilla, evitando la duplicación de esfuerzos y teniendo en cuenta los sistemas existentes ya implantados en la instalación o utilizados por el titular o por el operador de aeronaves.

Artículo 12

Contenido y presentación del plan de seguimiento

1.  El titular de instalaciones u operador de aeronaves deberá presentar un plan de seguimiento a la autoridad competente para su aprobación.

El plan de seguimiento estará formado por una documentación pormenorizada, completa y clara de la metodología de seguimiento de un titular de instalaciones o un operador de aeronaves concreto, y deberá contener como mínimo los elementos indicados en el anexo I.

Junto con el plan de seguimiento, el titular de instalaciones u operador de aeronaves deberá presentar los siguientes documentos justificativos:

2.  Cuando el anexo I haga referencia a un procedimiento, el titular de instalaciones u operador de aeronaves deberá elaborar, documentar, aplicar y mantener dicho procedimiento de forma independiente del plan de seguimiento.

El titular u operador de aeronaves deberán resumir estos procedimientos en el plan de seguimiento, facilitando la información siguiente:

El titular de instalaciones u operador de aeronaves pondrá a disposición de la autoridad competente y del verificador, a solicitud de estos, cualquier documentación escrita relativa a los procedimientos. También facilitarán dicha documentación para los fines de la verificación contemplada en el Reglamento (UE) no 600/2012 de la Comisión ( 8 ).

3.  Además de los elementos mencionados en los apartados 1 y 2 del presente artículo, los Estados miembros podrán requerir la inclusión de otros elementos adicionales en el plan de seguimientos de las instalaciones para dar cumplimiento a los requisitos del artículo 24, apartado 1, de la Decisión 2011/278/UE de la Comisión, de 27 de abril de 2011, por la que se determinan las normas transitorias de la Unión para la armonización de la asignación gratuita de derechos de emisión con arreglo al artículo 10 bis de la Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo ( 9 ), incluyendo el resumen de un procedimiento dirigido a garantizar:

Artículo 13

Planes de seguimiento normalizados y simplificados

1.  Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 12, apartado 3, los Estados miembros podrán autorizar a los titulares de instalaciones u operadores de aeronaves a aplicar planes de seguimiento normalizados o simplificados.

A tal efecto, los Estados miembros podrán publicar plantillas de estos planes de seguimiento que incluyan la descripción del flujo de datos y procedimientos de control mencionados en los artículos 57 y 58, sobre la base de las plantillas y directrices publicadas por la Comisión.

2.  Antes de aprobar cualquiera de los planes de seguimiento simplificados a los que se refiere el apartado 1, la autoridad competente llevará a cabo una evaluación de riesgo simplificada al objeto de comprobar si las actividades de control propuestas y los procedimientos correspondientes son proporcionales a los riesgos inherentes y a los riesgos para el control identificados, y si se justifica la aplicación de un plan de seguimiento simplificado.

Los Estados miembros podrán exigir al titular de instalaciones u operador de aeronaves, cuando sea procedente, que lleve a cabo por sí mismo la evaluación de riesgo indicada en el párrafo anterior.

Artículo 14

Modificaciones del plan de seguimiento

1.  Todo titular de instalaciones u operador de aeronaves comprobará periódicamente si el plan de seguimiento refleja las características y el funcionamiento de la instalación o actividad de aviación, según lo dispuesto en el artículo 7 de la Directiva 2003/87/CE, y si es posible mejorar la metodología de seguimiento utilizada.

2.  El titular de instalaciones u operador de aeronaves deberá modificar el plan de seguimiento en cualquiera de las situaciones siguientes:

Artículo 15

Aprobación de las modificaciones del plan de seguimiento

1.  El titular de instalaciones u operador de aeronaves deberá notificar sin demora injustificada a la autoridad competente las eventuales propuestas de modificación del plan de seguimiento.

No obstante lo anterior, la autoridad competente podrá permitir al titular de instalaciones u operador de aeronaves que notifique antes del 31 de diciembre del mismo año aquellas modificaciones que no sean significativas con arreglo a la definición del apartado 3.

2.  Cualquier modificación significativa del plan de seguimiento con arreglo a la definición de los apartados 3 y 4 deberá someterse a la aprobación de la autoridad competente.

Cuando la autoridad competente considere que una modificación no es significativa, remitirá sin demora injustificada la oportuna comunicación al titular de instalaciones u operador de aeronaves.

3.  Entre las modificaciones significativas del plan de seguimiento de una instalación se incluyen las siguientes:

4.  En el caso del plan de seguimiento de un operador de aeronaves, se consideran modificaciones significativas las siguientes:

Artículo 16

Aplicación de las modificaciones y mantenimiento de los registros correspondientes

1.  El titular de instalaciones u operador de aeronaves podrá realizar el seguimiento y la notificación aplicando el plan de seguimiento modificado, incluso antes de recibir la aprobación o comunicación mencionadas en el artículo 15, apartado 2, cuando pueda suponer razonablemente que las modificaciones propuestas no son significativas, o bien que la realización del seguimiento de acuerdo con el plan anterior produciría datos de emisión incompletos.

En caso de duda, el titular de instalaciones u operador de aeronaves deberá realizar el seguimiento y la notificación aplicando en paralelo tanto el plan actualizado como el anterior, documentando debidamente esta situación provisional.

2.  Una vez recibida la aprobación o comunicación mencionadas en el artículo 15, apartado 2, el titular de instalaciones u operador de aeronaves deberá utilizar exclusivamente los datos obtenidos a través del plan de seguimiento modificado, y llevar a cabo todo el seguimiento y la notificación aplicando exclusivamente este último.

3.  El titular de instalaciones u operador de aeronaves deberá mantener registros de todas las modificaciones del plan de seguimiento, incluyendo lo siguiente:

SECCIÓN 2

Viabilidad técnica y costes irrazonables

Artículo 17

Viabilidad técnica

Cuando un titular de instalaciones u operador de aeronaves alegue que la aplicación de una metodología de seguimiento específica es técnicamente inviable, la autoridad competente procederá a evaluar la viabilidad técnica teniendo en cuenta las justificaciones aportadas por el titular u operador. Estas justificaciones deberán partir de la base de que el titular de instalaciones u operador de aeronaves posee los recursos técnicos necesarios para satisfacer las exigencias del sistema o requisito propuesto que puede aplicarse en los plazos necesarios a efectos del presente Reglamento. Estos recursos incluirán la disponibilidad de las técnicas y equipos necesarios.

Artículo 18

Costes irrazonables

1.  Cuando un titular de instalaciones u operador de aeronaves alegue que la aplicación de una metodología de seguimiento específica genera costes irrazonables, la autoridad competente procederá a evaluar el carácter irrazonable de los costes teniendo en cuenta las justificaciones aportadas por el titular u operador.

La autoridad competente considerará que los costes son irrazonables cuando la estimación de los mismos supere a los beneficios. A estos efectos, se calcularán los beneficios multiplicando un factor de mejora por un precio de referencia de 20 EUR por derecho de emisión, y en los costes se incluirá un período de amortización adecuado, basado en la vida útil de los equipos.

2.  Por cuanto se refiere a la evaluación del carácter irrazonable de los costes en relación con la elección del nivel correspondiente a los datos de la actividad, la autoridad competente utilizará como factor de mejora al que se refiere el apartado 1 la diferencia entre el grado de incertidumbre actual y el umbral de incertidumbre del nivel correspondiente a la mejora, multiplicada por las emisiones medias anuales generadas por el flujo fuente durante los tres últimos años.

A falta del dato correspondiente a las emisiones medias anuales generadas por el flujo fuente durante los tres últimos años, el titular de instalaciones u operador de aeronaves deberá utilizar una estimación prudente de las emisiones medias anuales, excluyendo el CO2 procedente de la biomasa y antes de deducir el CO2 transferido. En el caso de los instrumentos de medida sujetos al control metrológico legal nacional, el grado de incertidumbre alcanzado actualmente se podrá sustituir por el error máximo de funcionamiento permitido por la legislación nacional aplicable.

3.  Por cuanto se refiere a la evaluación del carácter irrazonable de los costes en relación con las medidas dirigidas a mejorar la calidad de los informes de emisiones sin afectar directamente a la exactitud de los datos de la actividad, la autoridad competente utilizará un factor de mejora igual al 1 % de las emisiones medias anuales de los flujos fuentes respectivos durante los tres últimos períodos de notificación. Estas medidas de mejora podrán incluir:

4.  Se considerará que las medidas relacionadas con la mejora de la metodología de seguimiento de una instalación con arreglo al artículo 69 no generan costes irrazonables si su importe acumulado no supera los 2 000  EUR para cada período de notificación. En el caso de instalaciones de bajas emisiones, este importe máximo será de 500 EUR para cada período de notificación.

CAPÍTULO III

SEGUIMIENTO DE LAS EMISIONES DE INSTALACIONES FIJAS

SECCIÓN 1

Disposiciones generales

Artículo 19

Clasificación de las instalaciones y de los flujos fuente

1.  A los efectos del seguimiento de las emisiones y de la determinación de los requisitos mínimos de los niveles, cada titular deberá definir la categoría de su instalación con arreglo al siguiente apartado 2 y, cuando proceda, la de cada uno de los flujos fuentes con arreglo al apartado 3.

2.  El titular clasificará cada instalación en una de las categorías siguientes:

3.  El titular deberá clasificar cada flujo fuente en una de las siguientes categorías, comparándolo con la suma de todos los valores absolutos de CO2 fósil y de CO2(e) correspondientes a todos los flujos fuente incluidos en metodologías basadas en el cálculo y de todas las emisiones de las fuentes de emisión objeto de seguimiento mediante metodologías basadas en la medición, antes de deducir el CO2 transferido:

4.  Cuando las emisiones medias anuales verificadas de la instalación, correspondientes al período de comercio inmediatamente anterior al actual, no se hallen disponibles o contengan inexactitudes, el titular podrá determinar la categoría de la instalación mediante una estimación prudente de las emisiones medias anuales, excluyendo el CO2 procedente de la biomasa y antes de deducir el CO2 transferido.

Artículo 20

Límites del seguimiento

1.  Los titulares deberán definir los límites de seguimiento correspondientes a cada una de sus instalaciones.

Dentro de estos límites, el titular deberá incluir todas las emisiones de gases de efecto invernadero relevantes procedentes de todas las fuentes de emisión o flujos fuente correspondientes a las actividades realizadas en la instalación y enumeradas en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE, así como las actividades y gases de efecto invernadero incluidos por el Estado miembro con arreglo al artículo 24 de la Directiva 2003/87/CE.

El titular incluirá asimismo las emisiones resultantes tanto del funcionamiento normal como de los acontecimientos anormales, como arranques, paradas y situaciones de emergencia ocurridas durante el período de notificación, a excepción de las emisiones de maquinaria móvil utilizada para fines de transporte.

2.  Al definir el proceso de seguimiento y notificación, el titular deberá incluir los requisitos específicos del sector establecidos en el anexo IV.

3.  Si se detectan fugas en un complejo de almacenamiento conforme a la Directiva 2009/31/CE que provoquen emisiones o liberación de CO2 a la columna de agua, se considerarán fuentes de emisión de la instalación de que se trate y serán objeto del seguimiento correspondiente de acuerdo con la sección 23 del anexo IV del presente Reglamento.

La autoridad competente podrá autorizar la exclusión de las emisiones de estas fugas del proceso de seguimiento y notificación una vez que se hayan adoptado las medidas correctoras contempladas en el artículo 16 de la Directiva 2009/31/CE y no se detecte ya ninguna emisión ni liberación a la columna de agua procedente de dicha fuga.

Artículo 21

Elección de la metodología de seguimiento

1.  Para el seguimiento de las emisiones de una instalación, el titular de la misma podrá optar por aplicar una metodología basada en el cálculo o una basada en la medición, con sujeción a las disposiciones específicas del presente Reglamento.

La metodología basada en el cálculo consistirá en la determinación de las emisiones de un flujo fuente a partir de datos de la actividad obtenidos mediante sistemas de medición y otros parámetros resultantes de análisis de laboratorio o valores por defecto. Para aplicarla se podrá utilizar la metodología normalizada descrita en el artículo 24 o la de balance de masas descrita en el artículo 25.

La metodología basada en la medición consistirá en la determinación de las emisiones de una fuente de emisión mediante la medición continua de la concentración del gas de efecto invernadero pertinente en los gases de salida y del propio flujo del gas de salida, incluyendo el seguimiento de las transferencias de CO2 entre instalaciones cuando sean objeto de medición la concentración de CO2 y el flujo de gas transferido.

Cuando aplique la metodología basada en el cálculo, el titular deberá indicar en el plan de seguimiento, para cada uno de los flujos fuente, si utiliza la metodología normalizada o la del balance de masas, indicando el nivel del anexo II que corresponda.

2.  El titular podrá, con la aprobación de la autoridad competente, combinar la metodología normalizada, la del balance de masas y la basada en la medición para diferentes fuentes de emisión y flujos fuente de una misma instalación, siempre que no se produzcan lagunas ni dobles contabilizaciones en la determinación de las emisiones.

3.  Si el titular opta por una metodología distinta de la basada en la medición, deberá aplicar la indicada en la sección correspondiente del anexo IV, salvo que justifique ante las autoridades competentes que ello resulta técnicamente inviable o genera costes irrazonables, o que otra metodología aporta una exactitud global superior en los datos de las emisiones.

Artículo 22

Metodología de seguimiento no basada en niveles

Como excepción a lo dispuesto en el artículo 21, apartado 1, el titular podrá aplicar una metodología de seguimiento no basada en niveles (denominada en lo sucesivo «metodología alternativa») a determinadas fuentes de emisión o flujos fuente, siempre que se cumplan todas las condiciones siguientes:

Artículo 23

Cambios temporales de la metodología de seguimiento

1.  Cuando por motivos técnicos no sea posible aplicar durante un tiempo el nivel indicado en el plan de seguimiento correspondiente a los datos de la actividad o a los factores de cálculo de un combustible o material con arreglo a lo aprobado por la autoridad competente, el titular de que se trate aplicará el nivel más alto que pueda alcanzar, en tanto se restablezcan las condiciones que permitan la aplicación del nivel aprobado en el plan de seguimiento.

El titular deberá adoptar todas las medidas necesarias para lograr el rápido restablecimiento del nivel correspondiente al plan de seguimiento aprobado por la autoridad competente.

2.  El titular correspondiente deberá notificar a la autoridad competente sin demora injustificada el cambio temporal de la metodología de seguimiento, contemplado en el apartado 1, especificando lo siguiente:

SECCIÓN 2

Metodología basada en el cálculo

Subsección 1

Disposiciones generales

Artículo 24

Cálculo de las emisiones mediante la metodología normalizada

1.  Con la metodología normalizada, el titular deberá calcular las emisiones de combustión de cada flujo fuente multiplicando los datos de la actividad relativos a la cantidad de combustible quemado, expresados en forma de terajulios basados en el valor calorífico neto (VCN), por el factor de emisión correspondiente, expresado en forma de toneladas de CO2 por terajulio (t CO2/TJ), coherente con el uso del VCN, y por el factor de oxidación correspondiente.

La autoridad competente podrá autorizar el empleo de factores de emisión para los combustibles, expresados en forma de t CO2/t o de t CO2/Nm3. En este último supuesto, el titular deberá calcular las emisiones de combustión multiplicando los datos de la actividad relativos a la cantidad de combustible consumida, expresada en toneladas o metros cúbicos normales, por el factor de emisión y el factor de oxidación correspondientes.

2.  El titular determinará las emisiones del proceso por cada flujo fuente multiplicando los datos de la actividad relativos al consumo de materiales, la capacidad de producción o la producción resultante, expresados en toneladas o metros cúbicos normales, por el factor de emisión, expresado en t CO2/t o t CO2/Nm3, y el factor de conversión correspondientes.

3.  Cuando un factor de emisión de nivel 1 o 2 incorpore ya el efecto de las reacciones químicas incompletas, los factores de oxidación o de conversión asumirán el valor 1.

Artículo 25

Cálculo de las emisiones mediante la metodología del balance de masas

1.  Con la metodología del balance de masas, el titular calculará la cantidad de CO2 correspondiente a cada flujo fuente incluido en el balance de masas multiplicando los datos de la actividad relativos a la cantidad de material que entra o sale de los límites del balance de masas, por el contenido de carbono del material multiplicado por ►C1  3,664 t CO2/t C, ◄ en aplicación de lo establecido en la sección 3 del anexo II.

2.  No obstante lo establecido en el artículo 49, las emisiones totales del proceso al que se aplica el balance de masas serán la suma de las cantidades de CO2 correspondientes a todos los flujos fuente incluidos en dicho balance. El CO emitido a la atmósfera se determinará en el balance de masas como la emisión de la cantidad molar equivalente de CO2.

Artículo 26

Niveles aplicables

1.  Para definir los niveles pertinentes con arreglo al artículo 21, apartado 1, a efectos de la determinación de los datos de la actividad y de los factores de cálculo, el titular deberá aplicar:

Sin embargo, el titular podrá aplicar el nivel inmediatamente inferior al requerido con arreglo al primer párrafo en las instalaciones de la categoría C, y hasta dos niveles inferiores en las instalaciones de las categorías A y B, siendo el mínimo el nivel 1, cuando demuestre a satisfacción de la autoridad competente que el nivel requerido con arreglo al primer párrafo es técnicamente inviable o genera costes irrazonables.

La autoridad competente podrá autorizar al titular, durante un período transitorio máximo de tres años, a aplicar niveles inferiores a los indicados en el segundo párrafo, siendo el mínimo el nivel 1, a condición de que cumpla las dos condiciones siguientes:

2.  Por cuanto se refiere a los datos de la actividad y factores de cálculo correspondientes a flujos fuente secundarios, el titular deberá aplicar el nivel más alto que sea técnicamente viable y no genere costes irrazonables, siendo el mínimo el nivel 1.

3.  Por cuanto se refiere a los datos de actividad y factores de cálculo correspondientes a los flujos fuente de minimis, el titular podrá determinarlos haciendo uso de estimaciones prudentes en lugar de niveles, salvo que pueda alcanzarse, sin esfuerzos adicionales, uno de los niveles definidos.

4.  Por cuanto se refiere a los factores de oxidación y de conversión, el titular deberá aplicar al menos los niveles más bajos de los indicados en el anexo II.

5.  Cuando la autoridad competente haya autorizado para los combustibles el uso de factores de emisión expresados como t CO2/t o t CO2/Nm3, incluyendo los combustibles utilizados como insumos de un proceso o en los balances de masas con arreglo al artículo 25, se podrá realizar el seguimiento del valor calorífico neto aplicando niveles inferiores al máximo indicado en el anexo III.

Subsección 2

Datos de la actividad

Artículo 27

Determinación de los datos de la actividad

1.  El operador determinará los datos de la actividad de un flujo fuente aplicando uno de los procedimientos siguientes:

2.  A los efectos de la letra b) del apartado 1, la cantidad de combustible o material procesados durante el período de notificación se calculará sobre la base de la cantidad de combustible o material comprado durante ese período, deduciendo las cantidades exportadas fuera de la instalación y las existencias al final del período de notificación, y añadiendo las existencias al inicio de dicho período.

Cuando la determinación de las existencias por medición directa sea técnicamente inviable o genere costes irrazonables, el titular podrá realizar una estimación de las mismas basándose en:

Cuando la determinación de los datos de la actividad correspondientes a un año natural completo sea técnicamente inviable o genere costes irrazonables, el titular podrá elegir a su conveniencia la fecha de corte entre un período de notificación y el siguiente, efectuando los ajustes correspondientes al año natural exigido. Las desviaciones que puedan aplicarse a uno o varios flujos fuente se registrarán de forma clara, servirán de base para calcular un valor representativo del año natural y se conciliarán con los datos del año siguiente.

Artículo 28

Sistemas de medición sujetos al control del titular

1.  Para determinar los datos de la actividad con arreglo al artículo 27, el titular utilizará los resultados registrados por los sistemas de medición sujetos a su control en la instalación, siempre que cumpla las dos condiciones siguientes:

Cuando se superen los umbrales correspondientes al nivel aprobados con arreglo al artículo 12, o se compruebe que los equipos no son conformes con cualquier otro requisito, el titular adoptará sin demora injustificada medidas correctoras y las notificará a la autoridad competente.

2.  El titular deberá facilitar la evaluación de incertidumbre a que se refiere la letra a) del apartado 1 a la autoridad competente cuando notifique un nuevo plan de seguimiento o cuando sea pertinente para una modificación del plan de seguimiento aprobado.

Dicha evaluación de incertidumbre incluirá la incertidumbre especificada de los instrumentos de medida utilizados, la asociada a la calibración y cualquier otra fuente de incertidumbre adicional relacionada con la utilización de los instrumentos de medida en la práctica. Se incluirá en la evaluación de incertidumbre la correspondiente a los cambios de las existencias cuando las instalaciones de almacenamiento tengan capacidad suficiente para almacenar como mínimo el 5 % de la cantidad de combustible o material utilizada anualmente. Al realizar la evaluación, el titular tendrá en cuenta el hecho de que los valores indicados en el anexo II para definir los umbrales de incertidumbre asociados a cada nivel se refieren a la incertidumbre correspondiente al período de notificación completo.

El titular podrá simplificar la evaluación de incertidumbre asumiendo que los errores máximos admisibles especificados para los instrumentos de medida en servicio o, cuando sean inferiores, los valores de la incertidumbre obtenidos por calibración, multiplicados por un factor de ajuste prudente para tener en cuenta el efecto de la incertidumbre en el funcionamiento, representan adecuadamente la incertidumbre correspondiente al período de notificación completo requerida por las definiciones de los niveles con arreglo al anexo II, siempre que los instrumentos de medida hayan sido instalados en un entorno correspondiente a sus especificaciones de uso.

3.  No obstante lo dispuesto en el apartado 2, la autoridad competente podrá autorizar al titular a utilizar los resultados registrados por los sistemas de medición sujetos a su control en la instalación cuando demuestre que los instrumentos de medida utilizados están sujetos al control metrológico legal nacional.

A estos efectos se podrá utilizar como valor de la incertidumbre, sin necesidad de aportar otras pruebas, el error máximo de funcionamiento admisible con arreglo a la legislación nacional pertinente en materia de control metrológico legal para la tarea de medición correspondiente.

Artículo 29

Sistemas de medición no sujetos al control del titular

1.  Cuando, sobre la base de una evaluación de incertidumbre simplificada, la utilización de instrumentos de medida no sujetos al control del titular permita a este cumplir un nivel al menos tan elevado como el que resultaría de la utilización de los instrumentos sujetos a su control a los que se refiere el artículo 28, así como obtener resultados más fiables y menos expuestos a riesgos para el control, el titular deberá determinar los datos de la actividad utilizando tales sistemas de medición no sujetos a su control.

A tales efectos, el titular podrá recurrir a una de las fuentes de datos siguientes:

2.  El operador deberá garantizar la conformidad con el nivel aplicable de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 26.

A estos efectos se podrá utilizar como valor de la incertidumbre, sin necesidad de aportar otras pruebas, el error máximo de funcionamiento admisible con arreglo a la legislación pertinente en materia de control metrológico legal nacional para la transacción comercial correspondiente.

Cuando los requisitos aplicables con arreglo al control metrológico legal nacional sean menos estrictos que los correspondientes al nivel aplicable de acuerdo con el artículo 26, el titular deberá obtener, del socio comercial responsable del sistema de medición, la documentación justificativa del grado de incertidumbre aplicable.

Subsección 3

Factores de cálculo

Artículo 30

Determinación de los factores de cálculo

1.  El titular deberá determinar los factores de cálculo correspondientes, ya sea utilizando valores por defecto, ya sea mediante análisis, dependiendo del nivel aplicable.

2.  Los factores de cálculo se determinarán y notificarán de forma coherente con el estado utilizado para determinar los datos de la actividad, es decir, con el estado en que el combustible o material se compra o utiliza en el proceso que genera las emisiones, antes de su secado o tratamiento de otro tipo para someterse a los análisis de laboratorio.

Cuando este procedimiento genere costes irrazonables, o cuando sea posible alcanzar una exactitud mayor, el titular podrá notificar los datos de la actividad y los factores de cálculo de forma coherente con el estado del material en que se llevan a cabo los análisis de laboratorio.

Artículo 31

Valores por defecto de los factores de cálculo

1.  Cuando el titular aplique como factores de cálculo valores por defecto, deberá utilizar alguno de los siguientes, con arreglo a los requisitos del nivel aplicable definidos en los anexos II y VI:

2.  El titular deberá especificar todos los valores por defecto utilizados en el plan de seguimiento.

Cuando los valores por defecto se modifiquen con carácter anual, el titular deberá especificar la fuente autorizada en que se basan los nuevos valores utilizados en el plan de seguimiento.

3.  La autoridad competente solamente podrá autorizar un cambio en los valores por defecto de un factor de cálculo del plan de seguimiento al que se refiere el artículo 15, apartado 2, cuando el titular demuestre que el nuevo valor por defecto permite determinar las emisiones con mayor exactitud.

4.  A solicitud del titular, la autoridad competente podrá autorizar que el valor calorífico neto y los factores de emisión de los combustibles se determinen utilizando el mismo nivel requerido para los combustibles comerciales estándar, a condición de que el operador justifique, cada tres años como mínimo, que durante el último período de tres años se ha cumplido el intervalo del 1 % respecto al valor calorífico especificado.

Artículo 32

Factores de cálculo basados en análisis

1.  El titular deberá asegurarse de que los análisis, muestreos, calibraciones y validaciones empleados para la determinación de los factores de cálculo se lleven a cabo aplicando métodos basados en las normas EN correspondientes.

Cuando no existan tales normas, los métodos se basarán en las normas ISO o en las normas nacionales apropiadas. Cuando no haya ninguna norma publicada aplicable, se utilizarán los proyectos de normas más adecuados, las directrices sobre buenas prácticas industriales u otras metodologías con base científica dirigidas a reducir los sesgos de muestreo y de medición.

2.  Cuando se utilicen cromatógrafos de gases en línea o analizadores de gases, extractivos o no extractivos, para la determinación de las emisiones, el titular deberá obtener la aprobación de la autoridad competente para utilizar tales equipos, que se emplearán exclusivamente para recoger datos sobre la composición de los combustibles y materiales gaseosos. Como medida mínima para el aseguramiento de la calidad, el titular deberá velar por que se realice una validación inicial del instrumento y se renueve la validación posteriormente con carácter anual.

3.  Los resultados de cualquiera de los análisis efectuados se aplicarán exclusivamente al período de suministro o a la partida de combustible o material del que se hayan tomado muestras consideradas representativas de dicho período o partida.

Para la determinación de un parámetro específico, el titular deberá utilizar los resultados de todos los análisis realizados en relación con dicho parámetro.

Artículo 33

Plan de muestreo

1.  En los casos en que los factores de cálculo se determinen mediante análisis, el titular deberá someter a la aprobación de la autoridad competente, para cada combustible o material, un plan de muestreo consistente en un procedimiento escrito con información sobre los metodologías empleadas para preparar las muestras, detallando en particular las responsabilidades, lugares, frecuencias, cantidades y procedimientos para el almacenamiento y transporte de las mismas.

El titular deberá asegurarse de que las muestras obtenidas son representativas de la partida o período de suministro correspondiente y están libres de sesgos. Los aspectos relevantes del plan de muestreo deberán acordarse con el laboratorio que realiza los análisis del combustible o material correspondiente, incluyendo documentación de dicho acuerdo como parte del plan. El titular deberá facilitar el plan para los fines de la verificación contemplada en el Reglamento (UE) no 600/2012.

2.  El titular, de común acuerdo con el laboratorio que realice los análisis del combustible o material correspondiente, y con aprobación de la autoridad competente, modificará los elementos del plan de muestreo cuando los resultados analíticos indiquen que la heterogeneidad efectiva del combustible o material difiere significativamente de la información sobre heterogeneidad en que se basaba el plan de muestreo original relativo a dicho combustible o material.

Artículo 34

Utilización de laboratorios

1.  El titular deberá asegurarse de que los laboratorios encargados de realizar los análisis para la determinación de los factores de cálculo están acreditados con arreglo a la norma EN ISO/IEC 17025 para los métodos analíticos correspondientes.

2.  Los laboratorios no acreditados con arreglo a la norma EN ISO/IEC 17025 solamente podrán utilizarse para la determinación de los factores de cálculo cuando el titular pueda demostrar a satisfacción de la autoridad competente que la intervención de los laboratorios indicados en el apartado 1 es técnicamente inviable o genera costes irrazonables, y que el laboratorio no acreditado cumple unos requisitos equivalentes a los establecidos en la norma EN ISO/IEC 17025.

3.  La autoridad competente considerará que un laboratorio cumple unos requisitos equivalentes a los de la norma EN ISO/IEC 17025, con arreglo a lo dispuesto en el apartado 2, cuando el titular aporte pruebas justificativas con arreglo a lo dispuesto en los párrafos segundo y tercero del presente apartado, las cuales, en la medida de lo posible, deberán presentarse en la misma forma y con un nivel de detalle similar al requerido para los procedimientos a los que se refiere el artículo 12, apartado 2.

En el aspecto de la gestión de la calidad, el titular deberá presentar un certificado acreditativo del laboratorio de conformidad con la norma EN ISO/IEC 9001, o con otro sistema de gestión de la calidad que certifique al laboratorio en cuestión. A falta de tales sistemas certificados de gestión de la calidad, el titular aportará otros elementos de prueba que demuestren que el laboratorio tiene capacidad para gestionar su personal, procedimientos, documentación y tareas de manera fiable.

En el aspecto de la competencia técnica, el titular deberá aportar elementos de prueba de que el laboratorio dispone de las capacidades necesarias para producir resultados técnicamente válidos mediante los procedimientos analíticos correspondientes. Estos elementos de prueba incluirán como mínimo los siguientes aspectos:

Artículo 35

Frecuencia de los análisis

1.  El titular deberá aplicar las frecuencias mínimas para los análisis de los combustibles y materiales pertinentes que se indican en el anexo VII. Dicho anexo se revisará periódicamente y, por primera vez, en el plazo máximo de dos años desde la fecha de entrada en vigor del presente Reglamento.

2.  La autoridad competente podrá autorizar al titular a aplicar frecuencias distintas de las mencionadas en el apartado 1 cuando no se hayan establecido frecuencias mínimas o cuando el titular pueda demostrar:

Subsección 4

Factores de cálculo específicos

Artículo 36

Factores de emisión para el CO2

1.  El titular deberá determinar los factores de emisión específicos de la actividad para las emisiones de CO2.

2.  Los factores de emisión de los combustibles, incluyendo los utilizados como insumos de un proceso, se expresarán en t CO2/TJ.

La autoridad competente podrá autorizar al titular a utilizar un factor de emisión de un combustible expresado en t CO2/t o t CO2/Nm3 para las emisiones de combustión, cuando la utilización del factor expresado en t CO2/TJ genere costes irrazonables o cuando aplicando un factor de aquel tipo se pueda alcanzar una exactitud al menos equivalente en el cálculo de las emisiones.

3.  Para la conversión del contenido de carbono en el valor correspondiente de un factor de emisión de CO2 y viceversa, el titular deberá aplicar el factor ►C1  3,664 t CO2/t C. ◄

Artículo 37

Factores de oxidación y de conversión

1.  El titular deberá aplicar como mínimo el nivel 1 para determinar los factores de oxidación o de conversión. El titular deberá utilizar el valor 1 para el factor de oxidación o de conversión cuando el factor de emisión incluya los efectos de la oxidación o conversión incompleta.

No obstante lo anterior, la autoridad competente podrá exigir a los operadores que apliquen siempre el nivel 1.

2.  Cuando una instalación utilice distintos tipos de combustible y se deba aplicar el nivel 3 para el factor de oxidación específico, el titular podrá solicitar a la autoridad competente que lo autorice a utilizar uno de los procedimientos siguientes, o bien ambos a la vez:

Cuando se utilice biomasa o combustibles mezclados, el titular deberá aportar elementos de prueba de que los procedimientos indicados en las letras a) o b) del párrafo anterior no implicarían una subestimación de las emisiones.

Subsección 5

Tratamiento de la biomasa

Artículo 38

Flujos fuente de la biomasa

1.  El titular podrá determinar los datos de la actividad de los flujos fuentes procedentes de la biomasa sin necesidad de aplicar niveles ni de aportar pruebas analíticas sobre el contenido de dicha biomasa, cuando los flujos fuente procedan exclusivamente de ella y el titular pueda garantizar que no está contaminada con otros materiales o combustibles.

2.  En el caso de la biomasa, el factor de emisión será cero.

Si se trata de combustible o material mezclado, dicho factor se calculará y notificará como factor preliminar de emisión, determinado con arreglo al artículo 30, multiplicado por la fracción fósil del combustible o material correspondiente.

3.  La turba, la xilita y la fracción fósil de los combustibles y materiales mezclados no tendrán la consideración de biomasa.

4.  Si la fracción de biomasa de los combustibles o materiales mezclados es igual o superior al 97 %, o si, como consecuencia del volumen de emisiones asociadas a la fracción fósil del combustible o material, procede clasificar este como flujo fuente de minimis, la autoridad competente podrá autorizar al titular a aplicar metodologías no basadas en niveles, incluida en particular la basada en el balance de energía, para determinar los datos de la actividad y los factores de cálculo correspondientes, salvo que los valores respectivos vayan a utilizarse para deducir de las emisiones determinadas por medición continua el CO2 procedente de la biomasa.

Artículo 39

Determinación de la fracción de biomasa y de la fracción fósil

1.  Cuando el titular determine mediante análisis la fracción de biomasa de un combustible o material específico, con sujeción a los requisitos correspondientes al nivel y a la disponibilidad de los valores por defecto apropiados a los que hace referencia el artículo 31, apartado 1, dicha determinación se realizará basándose en una norma aplicable y en los métodos analíticos incluidos en la misma, y únicamente con la aprobación de la autoridad competente.

2.  Si la determinación mediante análisis de la fracción de biomasa de un combustible o material mezclado a la que se refiere el apartado 1 es técnicamente inviable o genera costes irrazonables, el titular deberá determinarla aplicando las directrices publicadas por la Comisión relativas a los factores de emisión y valores de la fracción de biomasa estándar correspondientes a los combustibles y materiales mezclados, y a los métodos de estimación.

A falta de estos factores de emisión y valores estándar, el titular asumirá una fracción de biomasa igual a cero, o bien someterá a la aprobación de la autoridad competente un método que permita determinar dicha fracción. En el caso de combustibles o materiales que se originan en un proceso de producción con flujos de entrada definidos y trazables, el titular podrá basar dicha determinación en un balance de las masas del carbono fósil y de biomasa que entran y salen del proceso.

3.  Como excepción a lo dispuesto en los anteriores apartados 1 y 2 y en el artículo 30, cuando se haya establecido la garantía de origen conforme a lo dispuesto en el artículo 2, letra j), y en el artículo 15 de la Directiva 2009/28/CE, respecto al biogás inyectado en una red gasística y posteriormente retirado de la misma, el titular no determinará la fracción de biomasa mediante análisis.

SECCIÓN 3

Metodología basada en la medición

Artículo 40

Aplicación de la metodología de seguimiento basada en la medición

El titular deberá aplicar metodologías basadas en la medición en todas las emisiones de óxido nitroso (N2O) con arreglo a lo dispuesto en el anexo IV, y en la cuantificación del CO2 transferido con arreglo al artículo 49.

Podrá aplicarlas igualmente a las fuentes de emisión de CO2 si demuestra que, para cada una de estas fuentes, se observan los requisitos de nivel establecidos en el artículo 41.

Artículo 41

Requisitos de nivel

1.  En cada fuente de emisión que emita más de 5 000 toneladas anuales de CO2(e), o que contribuya con más del 10 % a las emisiones totales anuales de la instalación, si esta última cantidad fuera mayor en términos de emisiones absolutas, el titular deberá aplicar el nivel más alto de los enumerados en la sección 1 del anexo VIII. Deberá aplicar a las restantes fuentes de emisión, como mínimo, el nivel inmediatamente inferior al más elevado.

2.  Únicamente si el titular demuestra a satisfacción de la autoridad competente que la aplicación del nivel requerido en el apartado 1 y la de una metodología basada en el cálculo que utilice los niveles requeridos por el artículo 26 son técnicamente inviables o generan costes irrazonables, podrá aplicar a una fuente de emisión determinada un nivel inmediatamente inferior, siendo el mínimo el nivel 1.

Artículo 42

Normas y laboratorios para la medición

1.  Todas las mediciones se realizarán aplicando métodos basados en las normas EN 14181: Fuentes de emisiones estacionarias — Aseguramiento de la calidad de los sistemas automáticos de medida, EN 15259: Calidad del aire — Medición de emisiones de fuentes estacionarias — Requisitos para las secciones y sitios de medición y para el objetivo, plan e informe de medición, así como en las restantes normas EN aplicables.

Cuando no se disponga de tales normas, los métodos se basarán en las normas ISO, en las normas publicadas por la Comisión o en las normas nacionales apropiadas. Cuando no haya ninguna norma publicada aplicable, se utilizarán los proyectos de normas más adecuados, las directrices sobre buenas prácticas industriales u otras metodologías con base científica dirigidas a reducir los sesgos de muestreo y de medición.

El titular deberá tener en cuenta todos los aspectos relevantes del sistema de medición continua, en particular los relativos a la ubicación de los equipos, calibración, medición, aseguramiento y control de calidad.

2.  El titular deberá comprobar que los laboratorios encargados de realizar las mediciones, calibraciones y revisiones de los equipos utilizados en los sistemas de medición continua de emisiones (SMCE) están acreditados según la norma EN ISO/IEC 17025 para los métodos analíticos o actividades de calibración que correspondan.

Si el laboratorio no dispone de dicha acreditación, el titular deberá comprobar que cumple unos requisitos equivalentes con arreglo al dispuesto en el artículo 34, apartados 2 y 3.

Artículo 43

Determinación de las emisiones

1.  El titular determinará las emisiones anuales de una fuente de emisión durante el período de notificación sumando todos los valores horarios de la concentración de los gases de efecto invernadero medidos, multiplicados por los valores horarios del flujo de gas de salida, siendo tales valores horarios la media de todos los resultados de las distintas mediciones realizadas durante la hora de funcionamiento correspondiente.

Cuando las emisiones sean de CO2, el titular podrá determinarlas aplicando la ecuación 1 del anexo VIII. El CO emitido a la atmósfera se tratará como la cantidad molar equivalente de CO2.

En el caso del óxido nitroso (N2O), el titular determinará las emisiones anuales aplicando la ecuación incluida en la subsección B.1 de la sección 16 del anexo IV.

2.  En caso de que en una instalación existan varias fuentes de emisión y no puedan medirse como una única fuente, el titular deberá medir sus emisiones por separado y sumar los resultados correspondientes, a fin de calcular las cantidades totales del gas específico emitidas durante el período de notificación.

3.  El titular deberá determinar la concentración de gases de efecto invernadero en el gas de salida mediante medición continua en un punto representativo:

4.  Cuando proceda, el titular deberá determinar por separado las eventuales cantidades de CO2 procedentes de la biomasa utilizando metodologías de seguimiento basadas en el cálculo, y deducirá dichas cantidades de las emisiones totales de CO2 medidas.

5.  El titular determinará el flujo de gas de salida a efectos del cálculo mencionado en el apartado 1 aplicando uno de los métodos siguientes:

Artículo 44

Agregación de los datos

1.  El titular calculará las medias horarias correspondientes a cada parámetro relevante para la determinación de las emisiones, en particular las concentraciones y el flujo de gas de salida, mediante una metodología basada en la medición, utilizando todos los puntos de medición disponibles durante el período de referencia de una hora específica.

Cuando el titular pueda obtener datos correspondientes a unos períodos de referencia más cortos sin incurrir en costes adicionales, utilizará dichos períodos para la determinación de las emisiones anuales de conformidad con el artículo 43, apartado 1.

2.  Cuando el equipo de medición continua de un parámetro se encuentre fuera de control, de rango o de servicio durante una parte de la hora o período de referencia mencionado en el apartado 1, el titular deberá calcular la media horaria correspondiente mediante prorrateo de los valores registrados en los restantes puntos de medición durante la hora o período de referencia más corto, siempre que el número de puntos de medición disponibles para un determinado parámetro sea como mínimo el 80 % del total. Cuando se disponga de menos del 80 % del número máximo de puntos de medición para un parámetro, se aplicará el artículo 45, apartados 2 a 4.

Artículo 45

Datos no disponibles

1.  Si alguno de los equipos de medición utilizados en el sistema de seguimiento continuo de las emisiones permanece fuera de servicio durante más de cinco días consecutivos de un año natural, el titular deberá notificarlo sin demora injustificada a la autoridad competente, proponiendo las medidas oportunas para mejorar la calidad del sistema de seguimiento continuo afectado.

2.  Cuando no sea posible obtener datos válidos correspondientes a una hora o período de referencia más corto con arreglo al artículo 44, apartado 1, para uno o más parámetros de la metodología basada en la medición, debido a que los equipos se encuentran fuera de control, de rango o de servicio, el titular deberá determinar los valores de sustitución correspondientes a cada período de datos no disponibles.

3.  Cuando no sea posible obtener datos válidos correspondientes a una hora o período de referencia más corto para un parámetro medido directamente en forma de concentración, el titular deberá determinar un valor de sustitución para dicho período utilizando la suma de la concentración media y el doble de la desviación típica correspondiente a esta media, y aplicando la ecuación 4 del anexo VIII.

Cuando los valores de sustitución así determinados no sean aplicables al período de notificación debido a la introducción de modificaciones técnicas significativas en la instalación, el titular acordará con la autoridad competente otro período de tiempo representativo, si es posible de un año de duración, para determinar la media y la desviación típica.

4.  Cuando no sea posible obtener datos válidos correspondientes a una hora para un parámetro distinto de la concentración, el titular deberá obtener valores de sustitución de dicho parámetro a través de un modelo apropiado de balance de masas o de energía del proceso. Validará los resultados así obtenidos comparándolos con los demás parámetros y datos resultantes de la metodología basada en la medición en condiciones de funcionamiento normales, tomando un período de tiempo equivalente al de no disponibilidad de datos.

Artículo 46

Cálculo de corroboración de las emisiones

El titular deberá corroborar las emisiones determinadas mediante metodologías basadas en la medición, a excepción de las emisiones de óxido nitroso (N2O) resultantes de la producción de ácido nítrico, y de los gases de efecto invernadero transferidos de una red de distribución o un emplazamiento de almacenamiento, calculando las emisiones anuales de cada gas analizado para las mismas fuentes de emisión y flujos fuente.

Para ello no será necesario aplicar metodologías basadas en niveles.

SECCIÓN 4

Disposiciones particulares

Artículo 47

Instalaciones de bajas emisiones

1.  La autoridad competente podrá autorizar al titular a presentar un plan de seguimiento simplificado de acuerdo con el artículo 13 cuando opere una instalación de bajas emisiones.

El párrafo primero no será de aplicación a las instalaciones que realizan actividades incluidas en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE por sus emisiones de N2O.

2.  A los efectos del primer párrafo del apartado 1, se considerará instalación de bajas emisiones la que cumpla al menos una de las condiciones siguientes:

3.  El titular de una instalación de bajas emisiones no estará obligado a presentar los documentos justificativos mencionados en el artículo 12, apartado 1, párrafo tercero, y estará exento del requisito de notificar las mejoras a que se refiere el artículo 69, apartado 4.

4.  Como excepción a lo dispuesto en el artículo 27, el titular de una instalación de bajas emisiones podrá determinar las cantidades de combustible o material basándose en los registros de compras disponibles y documentados y en los cambios estimados en los niveles de las existencias. El titular estará exento igualmente del requisito de presentar a la autoridad competente la evaluación de incertidumbre a que hace referencia el artículo 28, apartado 2.

5.  El titular de una instalación de bajas emisiones estará exento del requisito del artículo 28, apartado 2, relativo a la determinación de las existencias iniciales y finales del período de notificación, siempre que la instalación pueda almacenar como mínimo el 5 % del combustible o material consumido anualmente durante el período de notificación, al objeto de incluir la incertidumbre correspondiente en una evaluación de incertidumbre.

6.  Como excepción a lo dispuesto en el artículo 26, apartado 1, el titular de una instalación de bajas emisiones podrá aplicar como mínimo el nivel 1 para determinar los datos de la actividad y los factores de cálculo de todos los flujos fuente sin necesidad de justificar que la aplicación de otros niveles superiores es técnicamente inviable o genera costes irrazonables, salvo que el logro de una mayor exactitud no le suponga esfuerzos adicionales.

7.  Al objeto de determinar los factores de cálculo basados en análisis con arreglo al artículo 32, el titular de una instalación de bajas emisiones podrá hacer uso de cualquier laboratorio técnicamente competente y capaz de ofrecer resultados válidos a través de los procedimientos analíticos correspondientes, debiendo aportar los elementos de prueba relativos a los procedimientos para el aseguramiento de la calidad que se mencionan en el artículo 34, apartado 3.

8.  El titular de una instalación de bajas emisiones objeto de seguimiento simplificado que supere los umbrales mencionados en el apartado 2 durante un año natural deberá notificarlo sin demora injustificada a la autoridad competente.

Someterá asimismo sin demora injustificada a la aprobación de la autoridad competente cualquier modificación significativa del plan de seguimiento a que se refiere la letra b) del artículo 15, apartado 3.

No obstante lo anterior, la autoridad competente autorizará al titular a continuar con el seguimiento simplificado siempre que demuestre a satisfacción de dicha autoridad que el umbral correspondiente indicado en el apartado 2 no se ha superado durante los cinco últimos períodos de notificación y que tampoco se superará en los períodos de notificación posteriores.

Artículo 48

CO2 inherente

1.  El CO2 inherente transferido a una instalación, en particular el contenido en el gas natural o en un gas residual, incluyendo el de alto horno o de coquería, se incluirá en el factor de emisión del combustible correspondiente.

2.  El CO2 inherente procedente de las actividades enumeradas en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE o incluidas en virtud del artículo 24 de la misma, y transferido posteriormente fuera de la instalación como componente de un combustible, no se contabilizará como emisión de la instalación donde se origina, siempre que sea transferido a otra instalación y actividad sujetas también a la mencionada Directiva.

Sin embargo, cuando se emita CO2 inherente o se transfiera fuera de la instalación a entidades no contempladas en dicha Directiva, se contabilizará como emisión de la instalación donde se origina.

3.  Los titulares podrán determinar las cantidades de CO2 inherente transferidas fuera de la instalación tanto en la instalación de origen como en la de destino. En este caso, las cantidades de CO2 inherente transferidas y recibidas deberán coincidir.

Si las cantidades transferidas y recibidas de CO2 no coinciden, se utilizará la media aritmética de los valores medidos en la instalación de transferencia y en la receptora indicados en los informes de emisiones, siempre que la desviación entre dichos valores pueda explicarse por la incertidumbre de los sistemas de medición. En tal caso, los informes de emisión harán referencia a la corrección introducida en estos valores.

En caso de que la desviación entre los valores medidos no pueda explicarse por el margen de incertidumbre aprobado de los sistemas de medición, los titulares de las instalaciones de origen y de destino conciliarán los valores medidos aplicando ajustes prudentes que hayan sido aprobados por la autoridad competente.

Artículo 49

CO2 transferido

1.  El titular deducirá de las emisiones de la instalación las cantidades de CO2 generadas a partir de carbono fósil, en las actividades incluidas en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE, que no se hayan emitido en la instalación, sino que se hayan transferido fuera de ella hacia:

En ningún otro tipo de transferencias de CO2 fuera de la instalación se permitirá deducir el CO2 de las emisiones de la misma.

2.  El titular de la instalación que haya transferido CO2 fuera de la misma deberá indicar en su informe anual de emisiones el código de identificación de la instalación receptora registrada de acuerdo con el Reglamento (UE) no 1193/2011 de la Comisión, de 18 de noviembre de 2011, por el que se establece el Registro de la Unión para el período de comercio que comienza el 1 de enero de 2013, y para los períodos de comercio posteriores, del régimen de comercio de derechos de emisión de la Unión de conformidad con la Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo y con la Decisión no 280/2004/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, y por el que se modifican los Reglamentos (CE) no 2216/2004 y (UE) no 920/2010 de la Comisión ( 11 ).

El párrafo anterior se aplicará igualmente a la instalación receptora, por lo que se refiere al código de identificación de la instalación que efectúa la transferencia.

3.  Para la determinación de las cantidades de CO2 transferidas de una instalación a otra, el titular aplicará una metodología basada en la medición, que se ajustará, entre otras disposiciones, a lo dispuesto en los artículos 43, 44 y 45. La fuente de emisión deberá corresponder al punto de medición, y las emisiones se indicarán como cantidades de CO2 transferidas.

4.  Para la determinación de las cantidades de CO2 transferidas de una instalación a otra, el titular aplicará el nivel 4 de acuerdo con la definición de la sección 1 del anexo VIII.

No obstante lo anterior, el titular podrá aplicar el nivel inferior siguiente, siempre que demuestre que la aplicación del nivel 4 con arreglo a la sección 1 del anexo VIII es técnicamente inviable o genera costes irrazonables.

5.  Los titulares podrán determinar las cantidades del CO2 transferidas fuera de la instalación tanto en la instalación de origen como en la de destino. En este caso será de aplicación el artículo 48, apartado 3.

CAPÍTULO IV

SEGUIMIENTO DE LAS EMISIONES Y DATOS SOBRE TONELADAS-KILÓMETRO DE LAS ACTIVIDADES DE AVIACIÓN

Artículo 50

Disposiciones generales

1.  Todo operador de aeronaves deberá efectuar el seguimiento y la notificación de las emisiones generadas por las actividades de aviación correspondientes a todos los vuelos incluidos en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE realizados bajo su responsabilidad durante el período de notificación.

Para ello, todos los vuelos se asignarán al año natural en función de la hora de salida, medida en tiempo universal coordinado (UTC).

2.  Cuando el operador de aeronaves tenga intención de solicitar la asignación de derechos de emisión gratuitos en virtud de los artículos 3 sexies o 3 septies de la Directiva 2003/87/CE, deberá efectuar también el seguimiento de los datos sobre toneladas-kilómetro para los mismos vuelos durante los años de seguimiento respectivos.

3.  Para la identificación del operador de aeronaves único responsable del vuelo, definido en el artículo 3, letra o) de la Directiva 2003/87/CE, se utilizará el indicativo de llamada empleado a efectos de control del tráfico aéreo. Dicho indicativo de llamada será uno de los siguientes:

4.  Si se desconoce la identidad del operador de aeronaves, la autoridad competente considerará operador al propietario de la aeronave, salvo que este demuestre quién es el operador de aeronaves responsable.

Artículo 51

Presentación de los planes de seguimiento

1.  Como mínimo cuatro meses antes de iniciar las actividades de aviación incluidas en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE, el operador de aeronaves deberá presentar a la autoridad competente un plan para el seguimiento y la notificación de las emisiones con arreglo a lo dispuesto en el artículo 12.

Como excepción a lo dispuesto en el párrafo primero, el operador de aeronaves que realice por primera vez una actividad de aviación incluida en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE, la cual no pudiera preverse con cuatro meses de antelación, presentará un plan de seguimiento a la autoridad competente sin ningún retraso injustificado y dentro del plazo máximo de seis semanas tras la realización de la actividad. El operador de aeronaves aportará ante la autoridad competente una justificación adecuada de no haber podido presentar un plan de seguimiento con una antelación de cuatro meses respecto a la realización de la actividad.

Si el Estado miembro responsable de la gestión con arreglo al artículo 18 bis de la Directiva 2003/87/CE no es conocido de antemano, el operador de aeronaves presentará sin demora injustificada el plan de seguimiento tan pronto como disponga de información sobre la autoridad competente del Estado miembro responsable de la gestión.

2.  Si el operador de aeronaves tiene intención de solicitar la asignación de derechos de emisión gratuitos en virtud de los artículos 3 sexies y 3 septies de la Directiva 2003/87/CE, deberá presentar asimismo un plan de seguimiento y notificación de los datos sobre toneladas-kilómetro. Dicho plan de seguimiento se deberá presentar, como mínimo, cuatro meses antes de que comience:

Artículo 52

Metodología de seguimiento para las emisiones procedentes de las actividades de aviación

1.  Todos los operadores de aeronaves deberán determinar las emisiones anuales de CO2 procedentes de las actividades de aviación multiplicando el consumo anual de cada combustible, expresado en toneladas, por el factor de emisión correspondiente.

2.  Todos los operadores de aeronaves deberán determinar el consumo de combustible para cada vuelo y tipo de combustible, incluyendo el combustible consumido por la unidad de potencia auxiliar. Con este fin deberán aplicar uno de los dos métodos definidos en la sección 1 del anexo III. Cada operador de aeronaves elegirá el método que, sin generar costes irrazonables, proporcione los datos más completos y puntuales, junto con el grado de incertidumbre menor.

3.  Deberá determinar el abastecimiento de combustible al que se refiere la sección 1 del anexo III mediante uno de los métodos siguientes:

4.  El operador de aeronaves determinará el combustible que queda en los depósitos mediante los datos de los sistemas de medición embarcados registrados en la documentación de masa y centrado o en el registro técnico de la aeronave, o transmitidos electrónicamente desde la aeronave al operador.

5.  Los operadores de aeronaves deberán aplicar el nivel 2 definido en la sección 2 del anexo III.

No obstante lo anterior, el operador de aeronaves que haya notificado unas emisiones anuales medias durante el período de comercio inmediatamente anterior al período actual que sean iguales o inferiores a 50 000 toneladas de CO2 fósil podrá aplicar como mínimo el nivel 1 definido en la sección 2 del anexo III. Todos los operadores de aeronaves podrán aplicar como mínimo dicho nivel 1 definido en la sección 2 del anexo III a los flujos fuente que aporten conjuntamente menos de 5 000 toneladas anuales de CO2 fósil, o menos del 10 %, hasta una aportación máxima de 100 000 toneladas anuales de CO2 fósil, si este valor es mayor en términos absolutos. Cuando, a los efectos del presente párrafo, no se disponga de emisiones notificadas o estas no sean ya aplicables, el operador de aeronaves podrá determinar las emisiones anuales medias mediante una estimación o proyección prudente.

6.  Si la cantidad de combustible recibido o la cantidad de combustible que queda en los depósitos se determina en unidades de volumen expresado en litros, el operador de aeronaves deberá convertir dicha cantidad de volumen a masa aplicando los coeficientes de densidad real. El operador de aeronaves determinará la densidad real mediante uno de los métodos siguientes:

La densidad real se expresará en kg/litro y se determinará mediante una medición específica a la temperatura aplicable.

En los casos en que no se disponga de los valores de la densidad real se aplicará, con la aprobación de la autoridad competente, un coeficiente de densidad normalizado de 0,8 kg/litro.

7.  Para realizar el cálculo al que se refiere el apartado 1, el operador de aeronaves deberá aplicar los factores de emisión por defecto indicados en el cuadro 2 del anexo III.

A efectos de notificación, este planteamiento se considerará de nivel 1. En el caso de los combustibles que no figuren en dicho cuadro, el operador de aeronaves deberá determinar el factor de emisión de conformidad con el artículo 32, considerándolo como de nivel 2. Para estos combustibles se determinará y notificará el valor calorífico neto como dato de carácter informativo.

8.  Como excepción a lo dispuesto en el apartado 7, y previa autorización de la autoridad competente, el operador de aeronaves podrá deducir el factor de emisión o el contenido de carbono en que se basa este, o el valor calorífico neto de los combustibles objeto de intercambios comerciales, a partir de los registros de compra proporcionados por el proveedor de combustible correspondiente, siempre que se hayan obtenido de acuerdo con normas aceptadas internacionalmente y no sea posible aplicar los factores de emisión indicados en el cuadro 2 del anexo III.

Artículo 53

Disposiciones específicas para la biomasa

La determinación de la fracción de biomasa de un combustible mezclado se llevará a cabo de conformidad con el artículo 39.

No obstante lo dispuesto en el artículo 39, apartado 2, la autoridad competente podrá autorizar, cuando proceda, el uso de una metodología aplicable de manera uniforme en todos los Estados miembros para la determinación de la fracción de biomasa.

De acuerdo con esta metodología, la fracción de biomasa, el valor calorífico neto, el factor de emisión o el contenido de carbono del combustible utilizado en cualquier actividad de aviación sujeta al RCDE UE y contemplada en el anexo I de la Directiva 2003/87/EC, se determinarán utilizando los registros de compra de combustible.

Dicha metodología deberá basarse en las directrices publicadas por la Comisión al objeto de facilitar su aplicación uniforme en todos los Estados miembros.

La utilización de biocombustibles de aviación se evaluará de conformidad con el artículo 18 de la Directiva 2009/28/CE.

Artículo 54

Pequeños emisores

1.  Los operadores de aeronaves que realicen menos de 243 vuelos por período durante tres períodos consecutivos de cuatro meses, o que realicen vuelos cuyas emisiones anuales totales sean inferiores a 25 000 toneladas de CO2, se considerarán pequeños emisores.

2.  Como excepción a lo dispuesto en el artículo 52, los pequeños emisores podrán estimar el consumo de combustible utilizando los instrumentos aplicados por Eurocontrol o por otra organización pertinente con el fin de procesar toda la información relevante sobre tráfico aéreo correspondiente a la disponible en Eurocontrol, evitando así cualquier subestimación de las emisiones.

Los instrumentos aplicables solamente se utilizarán si son aprobados por la Comisión, incluida la aplicación de factores de corrección para compensar cualquier inexactitud de los métodos de modelización.

3.  Como excepción a lo dispuesto en el artículo 12, los pequeños emisores que pretendan utilizar alguno de los instrumentos a los que se refiere el apartado 2 del presente artículo solamente estarán obligados a facilitar los siguientes datos en su plan de seguimiento de las emisiones:

Los pequeños emisores estarán exentos del requisito de presentar los documentos justificativos mencionados en el tercer párrafo del artículo 12, apartado 1.

4.  Cuando un operador de aeronaves que utilice alguno de los instrumentos a los que se refiere el apartado 2 supere los umbrales establecidos en el apartado 1 durante un período de notificación, deberá comunicarlo sin demora injustificada a la autoridad competente.

Someterá asimismo sin demora injustificada a la aprobación de la autoridad competente cualquier modificación significativa del plan de seguimiento a que se refiere el artículo 15, apartado 4, letra a), inciso vi).

No obstante lo anterior, la autoridad competente autorizará al operador de aeronaves a seguir utilizando los instrumentos mencionados en el apartado 2 siempre que demuestre a satisfacción de dicha autoridad que los umbrales establecidos en el apartado 1 no se han superado durante los cinco últimos períodos de notificación y que tampoco se superarán en los períodos de notificación posteriores.

Artículo 55

Fuentes de incertidumbre

1.  El operador de aeronaves deberá identificar las fuentes de incertidumbre y los niveles de incertidumbre asociados a las mismas. Deberá tener en cuenta esta información al seleccionar la metodología de seguimiento con arreglo al artículo 52, apartado 2.

2.  Cuando el operador de aeronaves determine las cantidades de combustible recibido de acuerdo con lo establecido en el artículo 52, apartado 3, letra a), no estará obligado a aportar otros justificantes sobre el nivel de incertidumbre asociado.

3.  Cuando se utilicen sistemas embarcados para medir el suministro de combustible o el contenido de los depósitos de acuerdo con lo establecido en el artículo 52, apartado 3, letra b), se deberá justificar el nivel de incertidumbre asociado mediante todos los métodos siguientes:

4.  Como excepción a lo dispuesto en los apartados 2 y 3, el operador de aeronaves podrá basar la determinación de los niveles de incertidumbre correspondientes a los demás componentes de la metodología de seguimiento en el criterio prudente de los expertos, teniendo en cuenta el número estimado de vuelos durante el período de notificación.

5.  El operador de aeronaves deberá realizar periódicamente las actividades de comprobación adecuadas, en particular controles cruzados entre las cantidades de combustible suministrado según las facturas y las mismas cantidades indicadas por los instrumentos de medida embarcados, y adoptar medidas correctoras si se observan desviaciones notables.

Artículo 56

Determinación de los datos sobre toneladas-kilómetro

1.  Cuando el operador de aeronaves tenga intención de solicitar la asignación de derechos de emisión gratuitos en virtud de los artículos 3 sexies y 3 septies de la Directiva 2003/87/CE, deberá efectuar el seguimiento de los datos sobre toneladas-kilómetro para todos los vuelos indicados en el anexo I de la misma Directiva, durante los años de seguimiento correspondientes a dichas solicitudes.

2.  El operador de aeronaves deberá calcular los datos sobre toneladas-kilómetro multiplicando la distancia, calculada con arreglo a lo dispuesto en la sección 4 del anexo III y expresada en kilómetros (km), por la carga útil, calculada como la suma de la masa de carga, correo, pasajeros y equipaje facturado, expresada en toneladas (t).

3.  El operador de aeronaves determinará la masa de carga y correo basándose en los datos de masa real o estándar que figuren en la documentación de masa y centrado de los vuelos pertinentes.

Los operadores de aeronaves no sujetos a la obligación de disponer de documentación de masa y centrado deberán someter a la aprobación de la autoridad competente una metodología adecuada para determinar la masa de carga y correo en el plan de seguimiento, excluyendo la tara de todas las paletas y contenedores que no formen parte de la carga útil y el peso en orden de marcha.

4.  El operador de aeronaves determinará el peso de los pasajeros utilizando uno de los niveles siguientes:

No obstante lo anterior, el nivel seleccionado se aplicará a todos los vuelos correspondientes a las solicitudes acogidas a los artículos 3 sexies y 3 septies de la Directiva 2003/87/CE.

CAPÍTULO V

GESTIÓN Y CONTROL DE LOS DATOS

Artículo 57

Actividades de flujo de datos

1.  El titular de instalaciones u operador de aeronaves elaborará, documentará, aplicará y mantendrá procedimientos escritos relativos a las actividades de flujo de datos para el seguimiento y la notificación de las emisiones de gases de efecto invernadero, y se asegurará de que el informe anual de emisiones resultante de estas actividades no contenga inexactitudes y sea conforme con el plan de seguimiento, con los referidos procedimientos escritos y con el presente Reglamento.

Si el operador de aeronaves tiene intención de solicitar la asignación de derechos de emisión gratuitos en virtud de los artículos 3 sexies y 3 septies de la Directiva 2003/87/CE, el párrafo primero será aplicable asimismo al seguimiento y notificación de los datos sobre toneladas-kilómetro.

2.  La descripción de los procedimientos escritos relativos a las actividades de flujo de datos incluidos en el plan de seguimiento deberá abarcar, como mínimo, lo siguiente:

Artículo 58

Sistema de control

1.  El titular de instalaciones u operador de aeronaves elaborará, documentará, aplicará y mantendrá un sistema eficaz de control para garantizar que los informes anuales de emisiones y, en su caso, de datos sobre toneladas-kilómetro resultantes de las actividades de flujo de datos no contienen inexactitudes y son conformes con el plan de seguimiento y con el presente Reglamento.

2.  El sistema de control al que se refiere el apartado 1 consistirá en:

3.  Los procedimientos escritos mencionados en la letra b) del apartado 2 incluirán como mínimo lo siguiente:

4.  El titular de instalaciones u operador de aeronaves deberá comprobar la eficacia del sistema de control, lo que incluirá la realización de revisiones internas y la aplicación de las medidas derivadas de las conclusiones del verificador correspondientes a las verificaciones de los informes anuales de emisiones y, cuando sea aplicable, de los informes sobre toneladas-kilómetro, realizadas de conformidad con el Reglamento (UE) no 600/2012.

Siempre que se compruebe que el sistema de control es ineficaz o no resulta proporcionado a los riesgos identificados, el titular de instalaciones u operador de aeronaves deberá tratar de mejorarlo y de actualizar el plan de seguimiento o los procedimientos escritos correspondientes en relación con las actividades de flujo de datos, las evaluaciones de riesgos y las actividades de control, según proceda.

Artículo 59

Aseguramiento de la calidad

1.  A los efectos del artículo 58, apartado 3, letra a), el titular de instalaciones u operador de aeronaves se asegurará de que todos los equipos de medida correspondientes se calibran, ajustan y comprueban a intervalos regulares, incluida la fase previa a su puesta en servicio, y se contrastan con patrones de medición basados en normas internacionales, si existen, de conformidad con los requisitos del presente Reglamento y de forma proporcional a los riesgos identificados.

Si determinados componentes de los sistemas de medición no pueden calibrarse, el titular de instalaciones u operador de aeronaves deberá identificarlos en el plan de seguimiento y proponer actividades de control alternativas.

Cuando se advierta que los equipos no cumplen los requisitos, el titular de instalaciones u operador de aeronaves deberá adoptar rápidamente las medidas correctoras necesarias.

2.  Por lo que respecta a los sistemas de medición continua de las emisiones, el titular de instalaciones deberá aplicar sistemas de aseguramiento de la calidad basados en la norma EN 14181: Aseguramiento de la calidad de los sistemas automáticos de medida, que incluyan mediciones en paralelo efectuadas, como mínimo una vez al año, por personal competente utilizando métodos de referencia normalizados.

Cuando dichos sistemas de aseguramiento de la calidad requieran valores límite de emisión como parámetros necesarios para las comprobaciones de calibración y de funcionamiento, se utilizarán las medias anuales horarias de las concentraciones de gases de efecto invernadero como representativas de dichos valores límite. Si el titular detecta disconformidades con los requisitos del aseguramiento de la calidad, como la necesidad de realizar una nueva calibración, lo notificará a la autoridad competente y adoptará medidas correctoras sin demora injustificada.

Artículo 60

Aseguramiento de la calidad en las tecnologías de la información

A los efectos del artículo 58, apartado 3, letra b), el titular de instalaciones u operador de aeronaves se asegurará de que el diseño, documentación, comprobación, aplicación, control y mantenimiento de los sistemas de tecnologías de la información se efectúan de tal manera que se garantice un tratamiento fiable, exacto y oportuno de los datos en función de los riesgos detectados con arreglo al artículo 58, apartado 2, letra a).

El control del sistema de tecnologías de la información incluirá los procedimientos relativos al control del acceso, copias de seguridad, recuperación, planificación de la continuidad y seguridad.

Artículo 61

Separación de funciones

A los efectos del artículo 58, apartado 3, letra c), el titular de instalaciones u operador de aeronaves asignará a personas responsables todas las actividades de flujo de datos y de control de tal forma que se separen las funciones que pudieran entrar el conflicto. A falta de otras actividades de control, deberá garantizar para todas las actividades de flujo de datos, de forma proporcional a los riesgos inherentes identificados, que toda la información y datos relevantes sean confirmados al menos por una persona que no haya participado en la determinación y registro de dicha información o datos.

El titular de instalaciones u operador de aeronaves deberá gestionar adecuadamente las competencias necesarias para las respectivas funciones, incluyendo en particular la correcta asignación de responsabilidades, la formación y las revisiones de funcionamiento.

Artículo 62

Revisiones internas y validación de los datos

1.  A los efectos del artículo 58, apartado 3, letra d), y basándose en los riesgos inherentes y riesgos para el control identificados en la evaluación a la que se refiere el artículo 58, apartado 2, letra a), el titular de instalaciones u operador de aeronaves deberá revisar y validar los datos resultantes de las actividades de flujo de datos indicadas en el artículo 57.

Esta revisión y validación incluirá como mínimo lo siguiente:

2.  El titular de instalaciones u operador de aeronaves deberá, en la medida de los posible, asegurarse de que se conocen de antemano los criterios de rechazo de los datos aplicados en los procesos de revisión y validación. Con este fin, dichos criterios de rechazo deberán figurar en la documentación de los correspondientes procedimientos escritos.

Artículo 63

Correcciones y medidas correctoras

1.  Cuando se observe que una parte de las actividades de flujo de datos indicadas en el artículo 57 o de las actividades de control indicadas en el artículo 58 no funciona de manera eficaz, o funciona fuera de los límites establecidos en la documentación correspondiente a estas actividades de flujo de datos y de control, el titular de instalaciones u operador de aeronaves realizará inmediatamente las correcciones adecuadas y corregirá los datos rechazados, evitando en todo momento cualquier subestimación de las emisiones.

2.  A los efectos del apartado 1, el titular de instalaciones u operador de aeronaves deberá como mínimo:

3.  El titular de instalaciones u operador de aeronaves realizará las correcciones y actividades de corrección mencionadas en el apartado 1 del presente artículo de tal modo que se correspondan con los riesgos inherentes y los riesgos para el control identificados en la evaluación de riesgos mencionada en el artículo 58.

Artículo 64

Procesos externalizados

Cuando el titular de instalaciones u operador de aeronaves externalice una o más de las actividades de flujo de datos indicadas en el artículo 57 o de las actividades de control indicadas en el artículo 58 realizará todas las tareas siguientes:

Artículo 65

Tratamiento de las lagunas de datos

1.  Cuando falten datos relevantes para determinar las emisiones de una instalación, el titular deberá aplicar un método de estimación adecuado a fin de obtener datos sustitutivos prudentes para el período de tiempo correspondiente y los parámetros que falten.

Si el método de estimación no está recogido en un procedimiento escrito, el titular deberá elaborar dicho procedimiento y solicitar la aprobación por la autoridad competente de una actualización adecuada del plan de seguimiento, conforme a lo dispuesto en el artículo 15.

2.  Cuando falten datos relevantes para determinar las emisiones de uno o más vuelos de un operador de aeronaves, este último deberá utilizar datos sustitutivos para el período en cuestión, calculados con arreglo al método alternativo definido en el plan de seguimiento.

Si no es posible obtener datos sustitutivos a través del método indicado en el párrafo primero, el operador de aeronaves podrá estimar las emisiones correspondientes a dicho vuelo o vuelos a partir del consumo de combustible determinado con ayuda de los instrumentos mencionados en el artículo 54, apartado 2.

Artículo 66

Registros y documentación

1.  El titular de instalaciones u operador de aeronaves deberá conservar los registros de todos los datos e información relevantes, particularmente de la información enumerada en el anexo IX, durante un plazo mínimo de diez años.

Los datos de seguimiento que se documenten y archiven deberán ser suficientes para permitir la verificación del informe anual de emisiones o del informe de datos sobre toneladas-kilómetro según lo dispuesto en el Reglamento (UE) no 600/2012. Los datos notificados por los titulares de instalaciones u operadores de aeronaves que estén incluidos en un sistema electrónico de notificación y gestión de datos implantado por la autoridad competente se podrán considerar como conservados por dichos titulares u operadores, siempre que estos últimos tengan acceso a los mismos.

2.  El titular de instalaciones u operador de aeronaves velará por que los documentos pertinentes estén disponibles en el momento y el lugar en que sean necesarios para realizar las actividades de flujo de datos y las actividades de control.

El titular de instalaciones u operador de aeronaves pondrá estos documentos, previa solicitud, a disposición de la autoridad competente y del verificador encargado de verificar los informes de emisiones o de datos sobre toneladas-kilómetro, según lo dispuesto en el Reglamento (UE) no 600/2012.

CAPÍTULO VI

REQUISITOS RELATIVOS A LA NOTIFICACIÓN

Artículo 67

Calendario y obligaciones en materia de notificación

1.  El titular de instalaciones u operador de aeronaves presentará a la autoridad competente, antes del 31 de marzo de cada año, un informe de emisiones que incluya las emisiones anuales del período de notificación y que haya sido verificado con arreglo al Reglamento (UE) no 600/2012.

No obstante lo anterior, la autoridad competente podrá exigir al titular de instalaciones u operador de aeronaves que presente el informe anual de emisiones verificado en una fecha anterior al 31 de marzo, aunque nunca antes del 28 de febrero.

2.  Cuando el operador de aeronaves decida solicitar la asignación de derechos de emisión gratuitos en virtud de los artículos 3 sexies y 3 septies de la Directiva 2003/87/EC, deberá presentar a la autoridad competente, antes del 31 de marzo del año siguiente al de notificación indicado en los mencionados artículos, un informe de datos sobre toneladas-kilómetro del año de notificación, verificado con arreglo al Reglamento (UE) no 600/2012.

3.  Los informes anuales de emisiones y de datos sobre toneladas-kilómetro incluirán, como mínimo, la información enumerada en el anexo X.

Artículo 68

Fuerza mayor

1.  Cuando un operador de aeronaves se vea impedido para entregar a la autoridad competente los datos sobre toneladas-kilómetro dentro de los plazos establecidos en el artículo 3 sexies, apartado 1, de la Directiva 2003/87/CE a causa de circunstancias graves e imprevisibles fuera de su control, podrá presentar a la autoridad competente, a los efectos del cumplimiento de esta disposición, los mejores datos sobre toneladas-kilómetro de que pueda disponer en tales circunstancias, incluidos los basados, cuando sea necesario, en estimaciones fidedignas.

2.  En el supuesto mencionado en el apartado 1, el Estado miembro, a los efectos de la solicitud a la que se refiere el artículo 3 sexies, apartado 1, de la Directiva 2003/87/CE, y de acuerdo con el apartado 2 de ese mismo artículo, presentará a la Comisión los datos recibidos sobre el operador de aeronaves en cuestión, junto con una explicación de las circunstancias que hayan motivado la falta del informe verificado con arreglo al Reglamento (UE) no 600/2012.

La Comisión y los Estados miembros utilizarán dichos datos a los efectos del artículo 3 sexies, apartados 3 y 4, de la Directiva 2003/87/CE.

3.  Cuando el Estado miembro presente a la Comisión los datos recibidos sobre un operador de aeronaves conforme a lo dispuesto en el apartado 2 del presente artículo, el operador en cuestión deberá someter los datos sobre toneladas-kilómetro a verificación con arreglo al Reglamento (UE) no 600/2012 lo antes posible y, en cualquier caso, cuando desaparezcan las circunstancias mencionadas en el apartado 1 del presente artículo.

El operador de aeronaves deberá presentar sin demora injustificada a la autoridad competente los datos verificados.

La autoridad competente reducirá y publicará la asignación revisada de derechos de emisión gratuitos al operador de aeronaves de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 3 sexies, apartado 4, de la Directiva 2003/87/CE, según proceda. La asignación correspondiente no se podrá incrementar. Cuando proceda, el operador de aeronaves deberá devolver cualquier exceso de asignaciones que haya recibido conforme a lo dispuesto en el artículo 3 sexies, apartado 5, de dicha Directiva.

4.  La autoridad competente deberá aplicar medidas eficaces para garantizar que el operador de aeronaves en cuestión cumple las obligaciones que le incumben con arreglo al apartado 3.

Artículo 69

Notificación de mejoras en la metodología de seguimiento

1.  Todos los titulares de instalaciones u operadores de aeronaves deberán comprobar periódicamente si es posible mejorar la metodología de seguimiento.

El titular de una instalación deberá someter a la aprobación de la autoridad competente un informe conteniendo la información a la que se refieren los apartados 2 o 3, según proceda, en los plazos siguientes:

No obstante lo anterior, la autoridad competente podrá fijar una fecha alternativa para la presentación del informe, que no podrá ser posterior al 30 de septiembre del año correspondiente.

2.  Cuando el titular no aplique al menos los niveles requeridos con arreglo al artículo 26, apartado 1, párrafo primero, y al artículo 41, apartado 1, deberá justificar los motivos por los que la aplicación de estos niveles sería técnicamente inviable o generaría costes irrazonables.

Sin embargo, cuando se compruebe que las medidas necesarias para aplicar como mínimo el nivel 1 han pasado a ser técnicamente viables y no generan ya costes irrazonables, el titular deberá notificar a la autoridad competente las modificaciones apropiadas del plan de seguimiento de acuerdo con el artículo 15, y presentar propuestas para la puesta en práctica de las medidas correspondientes, junto con el calendario para su aplicación.

3.  Si el titular aplica la metodología de seguimiento alternativa mencionada en el artículo 22, deberá facilitar una justificación de los motivos por los que la aplicación, como mínimo, del nivel 1 a uno o varios flujos fuente, principales o secundarios, sería técnicamente inviable o generaría costes irrazonables.

Sin embargo, cuando se compruebe que las medidas necesarias para aplicar como mínimo el nivel 1 a dichos flujos fuente han pasado a ser técnicamente viables y no generan ya costes irrazonables, el titular deberá notificar a la autoridad competente las modificaciones apropiadas del plan de seguimiento de acuerdo con el artículo 15, y presentar propuestas para la puesta en práctica de las medidas correspondientes, junto con el calendario para su aplicación.

4.  Cuando el informe de verificación realizado de conformidad con el Reglamento (UE) no 600/2012 señale irregularidades importantes, o contenga recomendaciones de mejora con arreglo a los artículos 27, 29 y 30 de dicho Reglamento, el titular de instalaciones u operador de aeronaves deberá someter a la aprobación de la autoridad competente un informe antes del 30 de junio del mismo año en que el verificador haya emitido el suyo. En dicho informe, el titular de instalaciones u operador de aeronaves deberá describir las medidas y los plazos que ha aplicado o que pretende aplicar para corregir las irregularidades detectadas por el verificador y para poner en práctica sus recomendaciones.

Cuando proceda, este informe podrá combinarse con el informe al que se refiere el apartado 1 del presente artículo.

Si el titular de instalaciones u operador de aeronaves considera que estas recomendaciones no traerían consigo una mejora de la metodología de seguimiento, deberá justificar los motivos en que basa su opinión. Cuando las mejoras recomendadas generen costes irrazonables, el titular de instalaciones u operador de aeronaves deberá demostrar el carácter irrazonable de tales costes.

Artículo 70

Determinación de las emisiones por la autoridad competente

1.  La autoridad competente hará su propia estimación prudente de las emisiones de una instalación o de un operador de aeronaves en los casos siguientes:

2.  En caso de que el verificador haya señalado en el informe de verificación emitido con arreglo al Reglamento (UE) no 600/2012 la existencia de inexactitudes poco importantes que no hubieran sido corregidas por el titular de instalaciones u operador de aeronaves antes de la emisión de dicho informe, la autoridad competente procederá a evaluar tales inexactitudes y a realizar, si procede, una estimación prudente de las emisiones del titular u operador. La autoridad competente comunicará al titular u operador de aeronaves si es necesario introducir correcciones en el informe de emisiones y, en caso afirmativo, el tipo de correcciones requeridas. El titular de instalaciones u operador de aeronaves deberá poner esta información a disposición del verificador.

3.  Los Estados miembros deberán establecer un mecanismo eficaz de intercambio de información entre las autoridades competentes encargadas de autorizar los planes de seguimiento y las responsables de aprobar los informes anuales de emisiones.

Artículo 71

Acceso a la información

Los informes de emisiones en poder de la autoridad competente serán puestos a disposición del público por dicha autoridad, con sujeción a las normas nacionales adoptadas de conformidad con la Directiva 2003/4/CE. Por cuanto se refiere a la aplicación de la excepción indicada en el artículo 4, apartado 2, letra d) de esa Directiva, los titulares de instalaciones u operadores de aeronaves podrán señalar en su informe aquella información que consideren comercialmente sensible.

Artículo 72

Redondeo de los datos

1.  Las emisiones anuales totales se notificarán como toneladas redondeadas de CO2 o de CO2(e).

Las toneladas-kilómetro se notificarán redondeando los valores de toneladas-kilómetro que correspondan.

2.  Todas las variables utilizadas para calcular las emisiones se redondearán con el fin de incluir todos los dígitos significativos a efectos del cálculo y la notificación de las emisiones.

3.  Todos los datos relativos a los vuelos se redondearán para incluir todos los dígitos significativos a efectos del cálculo de la distancia y la carga útil con arreglo al artículo 56, y de la notificación de los datos sobre toneladas-kilómetro.

Artículo 73

Garantía de la coherencia con otros informes

1.  Cada una de las actividades enumeradas en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE realizadas por un titular de instalaciones u operador de aeronaves se designará mediante los códigos correspondientes a los programas de notificación siguientes, cuando sean aplicables:

CAPÍTULO VII

REQUISITOS RELATIVOS A LAS TECNOLOGÍAS DE LA INFORMACIÓN

Artículo 74

Formatos para el intercambio electrónico de datos

1.  Los Estados miembros podrán exigir al titular de instalaciones u operador de aeronaves el uso de plantillas electrónicas o de formatos específicos de ficheros para la presentación de los planes de seguimiento y de las modificaciones de los mismos, así como para la presentación de los informes anuales de emisiones, de los informes de datos sobre toneladas-kilómetro, de los informes de verificación y de los informes de mejora.

Las plantillas o especificaciones de formato de ficheros establecidas por los Estados miembros deberán incluir como mínimo la información contenida en las plantillas o especificaciones electrónicas correspondientes publicadas por la Comisión.

2.  Al definir las plantillas o especificaciones de formato de ficheros a las que se refiere el apartado 1, los Estados miembros podrán elegir una o ambas de las siguientes opciones:

Artículo 75

Uso de sistemas automatizados

1.  Cuando un Estado miembro haya decidido usar sistemas automatizados para el intercambio electrónico de datos sobre la base del lenguaje de notificación del RCDE UE, de acuerdo con el artículo 74, apartado 2, letra a), dichos sistemas deberán garantizar, de manera económica y mediante la aplicación de las medidas tecnológicas correspondientes al estado actual de la técnica:

2.  Los sistemas automatizados de los Estados miembros que utilicen el lenguaje de notificación del RCDE UE para las comunicaciones entre la autoridad competente, los titulares de instalaciones y los operadores de aeronaves, así como los verificadores y los organismos de acreditación con arreglo al Reglamento (UE) no 600/2012, deberán adoptar las siguientes medidas no relacionadas con sus funcionalidades, mediante la aplicación de las medidas tecnológicas correspondientes al estado actual de la técnica:

CAPÍTULO VIII

DISPOSICIONES FINALES

Artículo 76

Derogación de la Decisión 2007/589/CE y disposiciones transitorias

1.  Queda derogada la Decisión 2007/589/CE.

2.  Las disposiciones de la Decisión 2007/589/CE continuarán siendo aplicables al seguimiento, notificación y verificación de las emisiones y, cuando proceda, de los datos de la actividad que se produzcan antes del 1 de enero de 2013.

Artículo 77

Entrada en vigor

El presente Reglamento entrará en vigor el vigésimo día siguiente al de su publicación en el Diario Oficial de la Unión Europea.

Será aplicable a partir del 1 de enero de 2013.

El presente Reglamento será obligatorio en todos sus elementos y directamente aplicable en cada Estado miembro.

ANEXO I

Contenido mínimo del plan de seguimiento (artículo, 12, apartado 1)

1.    Contenido mínimo del plan de seguimiento en el caso de las instalaciones

El plan de seguimiento de una instalación deberá incluir como mínimo la información siguiente:

2.    Contenido mínimo del plan de seguimiento en el caso de las emisiones de la aviación

3.    Contenido mínimo del plan de seguimiento para los datos sobre toneladas-kilómetro

El plan de seguimiento para los datos sobre toneladas-kilómetro deberá incluir la siguiente información:

ANEXO II

Umbrales de nivel para las metodologías basadas en el cálculo aplicadas a las instalaciones (artículo 12, apartado 1)

1.    Definición de los niveles para los datos de la actividad

Se aplicarán los umbrales de incertidumbre del cuadro 1 a los niveles definidos para los requisitos sobre los datos de la actividad mencionados en el artículo 28, apartado 1, letra a), y en el artículo 29, apartado 2, párrafo primero, así como en el anexo IV del presente Reglamento. Se entenderá por umbral de incertidumbre el grado máximo de incertidumbre permitida en la determinación de los flujos fuente durante un período de notificación.

Cuando el cuadro 1 no incluya ninguna de las actividades enumeradas en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE ni se aplique el balance de masas, el titular utilizará para dichas actividades los niveles indicados en la columna «Combustión de combustibles y combustibles utilizados como insumo de proceso» de este mismo cuadro.

2.    Definición de los niveles para los factores de cálculo de las emisiones de combustión

Los titulares deben realizar el seguimiento de las emisiones de CO2 procedentes de todos los tipos de procesos de combustión correspondientes a todas las actividades enumeradas en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE, o incluidas en el régimen de comercio de la Unión de acuerdo con el artículo 24 de dicha Directiva, utilizando las definiciones de los niveles indicadas en la presente sección. Cuando se utilicen combustibles como insumo de proceso, se aplicarán las mismas reglas que a las emisiones de combustión. Cuando los combustibles formen parte de un balance de masas de conformidad con el artículo 25, apartado 1, del presente Reglamento, se aplicarán las definiciones de los niveles correspondientes a los balances de masas de la sección 3 del presente anexo.

El seguimiento de las emisiones de proceso procedentes del lavado de gases de escape se realizará de conformidad con la sección 1, subsección C, del anexo IV.

2.1.    Niveles para los factores de emisión

Cuando se determine la fracción de biomasa de una mezcla de combustible o material, los niveles definidos se refieren al factor de emisión preliminar. En el caso de materiales y combustibles fósiles, los niveles serán los correspondientes al factor de emisión.

2.2.    Niveles para el valor calorífico neto (VCN)

2.3.    Niveles para los factores de oxidación

2.4.    Niveles para la fracción de biomasa

3.    Definición de los niveles para los factores de cálculo de los balances de masas

Cuando el titular utilice un balance de masas de conformidad con el artículo 25, utilizará las definiciones de nivel de la presente sección.

3.1.    Niveles para el contenido de carbono

El titular deberá aplicar uno de los niveles que se indican en el presente punto. En lo concerniente a la determinación del contenido de carbono a partir de un factor de emisión, el titular utilizará las ecuaciones siguientes:

donde C es el contenido de carbono expresado como fracción (tonelada de carbono por tonelada de producto), FE es el factor de emisión, VCN es el valor calorífico neto, y f es el factor especificado en el artículo 36, apartado 3.

Cuando se determina la fracción de biomasa de una combustible o material mezclado, los niveles definidos se refieren al contenido total de carbono. La fracción de biomasa del carbono debe determinarse utilizando los niveles definidos en la sección 2.4 del presente anexo.

3.2.    Niveles para el valor calorífico neto

Se usarán los niveles definidos en la sección 2.2 del presente anexo.

4.    Definición de los niveles para los factores de cálculo de las emisiones de proceso procedentes de la descomposición de carbonatos

En todas las emisiones de proceso cuyo seguimiento se lleve a cabo utilizando la metodología normalizada de conformidad con el artículo 24, apartado 2, se aplicarán las siguientes definiciones de niveles para el factor de emisión en el caso del:

4.1.    Niveles para el factor de emisión cuando se utiliza el método A

4.2.    Niveles para el factor de conversión cuando se utiliza el método A

4.3.    Niveles para el factor de emisión cuando se utiliza el método B

4.4.    Niveles para el factor de conversión cuando se utiliza el método B

ANEXO III

Metodologías de seguimiento para el sector de la aviación (artículos 52 y 56)

1.    Metodologías de cálculo para la determinación de los GEI en el sector de la aviación

Método A

El titular utilizará la fórmula siguiente:

Consumo real de combustible por vuelo [t] = Cantidad de combustible que contienen los depósitos de la aeronave una vez finalizado el abastecimiento de combustible para el vuelo [t] – Cantidad de combustible que contienen los depósitos de la aeronave una vez finalizado el abastecimiento del combustible para el vuelo siguiente [t] + Abastecimiento de combustible para el vuelo siguiente [t].

En caso de que no haya efectuado ningún abastecimiento de combustible para el mismo vuelo o para el vuelo siguiente, la cantidad de combustible que contienen los depósitos de la aeronave se determinará a la retirada de calzos previa a estos vuelos. En el caso excepcional de que una aeronave efectúe una actividad distinta del vuelo, como por ejemplo un mantenimiento principal en el que haya que vaciar los depósitos, inmediatamente después del vuelo cuyo consumo de combustible sea objeto de seguimiento, el operador de aeronaves podrá sustituir la «Cantidad de combustible que contienen los depósitos de la aeronave una vez finalizado el abastecimiento del combustible para el vuelo siguiente + Abastecimiento de combustible para dicho vuelo siguiente» por la «Cantidad de combustible que queda en los depósitos al inicio de la siguiente actividad de la aeronave», con arreglo a lo indicado en los registros técnicos.

Método B

El titular utilizará la fórmula siguiente:

Consumo real de combustible por vuelo [t] = Cantidad de combustible que contienen los depósitos de la aeronave a la puesta de calzos al final del vuelo anterior [t] + Abastecimiento de combustible para el vuelo [t] – Cantidad de combustible que contienen los depósitos a la puesta de calzos al final del vuelo [t].

El momento de la puesta de calzos puede considerarse equivalente al momento de la parada del motor. Si la aeronave no ha efectuado otro vuelo anterior a aquel cuyo consumo de combustible es objeto de seguimiento, el operador de aeronaves podrá sustituir la «Cantidad de combustible que contienen los depósitos de la aeronave a la puesta de calzos al final del vuelo anterior» por la «Cantidad de combustible que contienen los depósitos al final de la actividad anterior de la aeronave», con arreglo a lo indicado en los registros técnicos.

2.    Niveles para el consumo de combustibles

3.    Factores de emisión para combustibles estándar

4.    Cálculo de la distancia ortodrómica

Distancia [km] = distancia ortodrómica [km] + 95 km

Se entenderá por distancia ortodrómica la distancia más corta entre dos puntos cualesquiera de la superficie de la Tierra, obtenida por aproximación a través del sistema contemplado en el artículo 3.7.1.1 del anexo 15 del Convenio de Chicago (WGS 84).

La latitud y la longitud de los aeródromos se obtendrán a partir de los datos relativos a la localización del aeródromo publicados en las Aeronautical Information Publications («AIP»), de conformidad con el anexo 15 del Convenio de Chicago, o bien a partir de una fuente que utilice dichos datos AIP.

También podrán utilizarse las distancias calculadas mediante programas informáticos o por terceros, siempre que la metodología de cálculo se base en la fórmula mencionada en la presente sección, en los datos de las AIP y en los requisitos de WGS 84.

ANEXO IV

Metodologías de seguimiento para las instalaciones correspondientes a cada actividad específica (artículo 20, apartado 2)

1.    Reglas de seguimiento específicas para las emisiones procedentes de procesos de combustión

A)    Ámbito de aplicación

Los titulares deben utilizar las reglas establecidas en el presente anexo para realizar el seguimiento de las emisiones de CO2 resultantes de todo tipo de procesos de combustión correspondientes a cualquiera de las actividades enumeradas en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE o incluidas en el régimen de comercio de la Unión establecido en el artículo 24 de dicha Directiva, en particular los procesos relacionados con el lavado de gases. Todas las emisiones de combustibles utilizados como insumos de proceso se tratarán, en lo que se refiere a las metodologías de seguimiento y notificación, como si fueran emisiones de combustión, sin que ello afecte a la clasificación de las emisiones con arreglo a otros criterios.

Las emisiones de motores de combustión interna con fines de transporte no serán objeto de seguimiento ni de notificación. El titular asignará todas las emisiones producidas por la combustión de combustibles dentro de la instalación a esa misma instalación, sin tener en cuenta las transferencias de calor o electricidad a otras instalaciones. El titular tampoco deberá asignar las emisiones asociadas con la producción de calor o electricidad transferida desde otras instalaciones a la instalación importadora.

El titular debe incluir, como mínimo, las siguientes fuentes de emisión: calderas, quemadores, turbinas, calentadores, hornos, incineradores, hornos de cocción, estufas, secadoras, motores, antorchas, lavadores de gases (emisiones de proceso) y cualquier otro equipo o maquinaria que consuma combustible, excluidos los equipos o maquinarias con motores de combustión utilizados para fines de transporte.

B)    Reglas de seguimiento específicas

Las emisiones procedentes de procesos de combustión se calcularán de conformidad con el artículo 24, apartado 1, salvo que los combustibles se incluyan en un balance de masas de conformidad con el artículo 25. Se aplicarán los niveles definidos en la sección 2 del anexo II. Se realizará asimismo un seguimiento de las emisiones de proceso resultantes del lavado de gases de salida, aplicando las disposiciones contenidas en la subsección C.

En el caso de emisiones de antorchas, se aplicarán las disposiciones especiales establecidas en la subsección D de la presente sección.

El seguimiento de los procesos de combustión que tengan lugar en las terminales de transformación de gas se realizará utilizando un balance de masas de conformidad con el artículo 25.

C)    Lavado de gases de salida

Las emisiones de CO2 de proceso resultantes del uso de carbonato para lavar gases ácidos del flujo de gases de salida se calcularán de conformidad con el artículo 24, apartado 2, sobre la base del carbonato consumido (método A) o del yeso producido (método B), según se indica a continuación.

Método A:     Factor de emisión

Método B:     Factor de emisión

D)    Antorchas

El titular calculará las emisiones de antorchas incluyendo tanto las habituales como las relacionadas con operaciones (disparo, arranque y parada, así como descargas de emergencia). El titular incluirá asimismo el CO2 inherente con arreglo a lo dispuesto en el artículo 48.

Como excepción a lo dispuesto en la sección 2.1 del anexo II, los niveles 1 y 2b para el factor de emisión se definirán como sigue:

Como excepción a lo dispuesto en la sección 2.3 del anexo II, en el caso de las antorchas únicamente se aplicarán los niveles 1 y 2 para calcular el factor de oxidación.

2.    Refinería de hidrocarburos enumerada en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

El titular realizará el seguimiento y la notificación de todas las emisiones de CO2 resultantes de los procesos de combustión y producción que se efectúen en refinerías.

El titular deberá incluir, en particular, las siguientes fuentes potenciales de emisión de CO2: calderas, calentadores/tratadores de procesos, motores/turbinas de combustión interna, aparatos de oxidación catalíticos y térmicos, hornos de calcinación de coque, bombas de agua contra incendios, generadores de emergencia/reserva, antorchas, incineradores, unidades de craqueo, instalaciones de producción de hidrógeno, unidades de proceso Claus, regeneración catalítica (a partir de craqueo catalítico y otros procesos catalíticos) y coquizadores (flexi-coquificación, coquificación retardada).

B)    Reglas de seguimiento específicas

El seguimiento de las actividades de refino de hidrocarburos se realizará de conformidad con la sección 1 del presente anexo para las emisiones resultantes de procesos de combustión, incluido el lavado de gases residuales. El titular puede optar por utilizar la metodología de balance de masas de conformidad con el artículo 25 para toda la refinería o para conjuntos de procesos por separado, como en el caso de las plantas de gasificación de hidrocarburos pesados o de las instalaciones de calcinación. Cuando se utilicen combinaciones de metodología normalizada y de balance de masas, el titular deberá presentar a la autoridad competente pruebas que demuestren la exhaustividad de las emisiones notificadas y la ausencia de doble contabilización de las mismas.

Como excepción a lo dispuesto en los artículos 24 y 25, el seguimiento de las emisiones procedentes de la regeneración de unidades de craqueo catalítico, de otros tipos de regeneración catalítica y de la flexi-coquificación se basará en el balance de masas, teniendo en cuenta el estado del aire de entrada y el del gas de salida. Todo el CO presente en el gas de salida se contabilizará como CO2 aplicando la siguiente relación de masas: t CO2 = t CO * 1,571. El análisis del aire de entrada y de los gases de salida, así como la elección de niveles, se realizará de acuerdo con las disposiciones de los artículos 32 a 35. La metodología de cálculo específica deberá ser sometida a la aprobación de la autoridad competente.

Como excepción a lo dispuesto en el artículo 24, las emisiones procedentes de la producción de hidrógeno se calcularán como datos de la actividad (expresados en forma de toneladas de hidrocarburo entrante) multiplicados por el factor de emisión (expresado en forma de t CO2/t entrante). Se definen los siguientes niveles para el factor de emisión:

3.    Producción de coque enumerada en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

El titular deberá incluir, en particular, las siguientes fuentes potenciales de emisión de CO2: materias primas (incluyendo el carbón o coque de petróleo), combustibles convencionales (incluyendo el gas natural), gases del proceso [incluyendo el gas de alto horno (BFG)], así como los restantes combustibles y el lavado de gases residuales.

B)    Reglas de seguimiento específicas

Para el seguimiento de emisiones procedentes de la producción de coque, el titular puede elegir entre utilizar un balance de masas de conformidad con el artículo 25 y con la sección 3 del anexo II, o bien la metodología normalizada de conformidad con el artículo 24 y con las secciones 2 y 4 del anexo II.

4.    Calcinación y sinterización de minerales metálicos enumerados en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

El titular deberá incluir, en particular, las siguientes fuentes potenciales de emisión de CO2: materias primas (calcinación de piedra caliza, dolomita y minerales de hierro carbonatados, incluyendo el FeCO3), combustibles convencionales (incluyendo el gas natural y coque/cisco de coque), gases de procesos (incluyendo el gas de coquería y el gas de alto horno (BFG)), desechos de procesos usados como insumo, incluyendo el polvo filtrado de la planta de sinterización, el convertidor y el alto horno, así como los restantes combustibles y el lavado de gases de salida.

B)    Reglas de seguimiento específicas

Para el seguimiento de emisiones procedentes de la calcinación, sinterización y peletización de minerales metálicos, el titular puede elegir entre utilizar un balance de masas de conformidad con el artículo 25 y con la sección 3 del anexo II, o bien la metodología normalizada de conformidad con el artículo 24 y con las secciones 2 y 4 del anexo II.

5.    Producción de arrabio o de acero enumerada en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

El titular deberá incluir, en particular, las siguientes fuentes potenciales de emisión de CO2: materias primas (calcinación de piedra caliza, dolomita y minerales de hierro carbonatados incluyendo el FeCO3), combustibles convencionales (incluyendo el gas natural, el carbón y el coque), agentes reductores (incluyendo el coque, carbón y los plásticos), gases de proceso [incluyendo el gas de coquería (COG), el gas de alto horno (BFG) y el gas de convertidor al oxígeno (BOFG)], consumo de electrodos de grafito, así como los restantes combustibles y el lavado de gases residuales.

B)    Reglas de seguimiento específicas

Para el seguimiento de emisiones procedentes de la producción de arrabio y de acero, el titular puede elegir entre utilizar un balance de masas de conformidad con el artículo 25 y con la sección 3 del anexo II, o bien la metodología normalizada de conformidad con el artículo 24 y con las secciones 2 y 4 del anexo II, al menos para una parte de los flujos fuente, pero evitando lagunas o la doble contabilización de emisiones.

Como excepción a lo dispuesto en la sección 3.1 del anexo II, el nivel 3 para el contenido de carbono se define como sigue:

6.    Producción o transformación de metales férreos y no férreos enumerados en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

El titular no deberá aplicar las disposiciones de la presente sección al seguimiento y la notificación de las emisiones de CO2 procedentes de la producción de arrabio o de acero y aluminio primario.

El titular deberá tener en cuenta, como mínimo, las siguientes fuentes potenciales de emisión de CO2: combustibles convencionales, combustibles alternativos, incluyendo el material granulado plástico procedente de plantas de post-trituración, agentes reductores, especialmente coque y electrodos de grafito, materias primas, en particular piedra caliza y dolomita, minerales metálicos con carbono y concentrados, y materias primas secundarias.

B)    Reglas de seguimiento específicas

Cuando el carbono generado por los combustibles o materiales de entrada utilizados en la instalación se mantenga en los productos u otros materiales resultantes de la producción, el titular usará un balance de masas de conformidad con el artículo 25 y con la sección 3 del anexo II. En caso contrario, el titular calculará las emisiones procedentes de la combustión separadamente de las procedentes del proceso, utilizando la metodología normalizada de conformidad con el artículo 24 y con las secciones 2 y 4 del anexo II.

Si utiliza un balance de masas, el titular puede elegir entre incluir en el mismo las emisiones procedentes de los procesos de combustión o aplicar la metodología normalizada de conformidad con el artículo 24 y con la sección 1 del presente anexo para una parte de los flujos fuente, pero evitando las lagunas o la doble contabilización de emisiones.

7.    Emisiones de CO2 procedentes de la producción o transformación de aluminio primario enumeradas en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

El titular aplicará las disposiciones de la presente sección al seguimiento y la notificación de emisiones de CO2 procedentes de la producción de electrodos para la fundición de aluminio primario, incluidas las plantas autónomas que producen ese tipo de electrodos.

El titular deberá tener en cuenta, al menos, las siguientes fuentes potenciales de emisión de CO2: combustibles para la producción de calor o vapor, producción de electrodos, reducción de Al2O3 durante la electrólisis que está relacionada con el consumo de electrodos, uso de carbonato sódico u otros carbonatos para el lavado de gases residuales.

El seguimiento de las emisiones asociadas de perfluorocarburos (PFC) resultantes de los efectos de ánodo, incluidas las emisiones fugitivas, se realizará de conformidad con la sección 8 del presente anexo.

B)    Reglas de seguimiento específicas

El titular determinará las emisiones de CO2 derivadas de la producción o el procesamiento de aluminio primario utilizando la metodología de balance de masas de conformidad con el artículo 25. Esta metodología tendrá en cuenta todo el carbono presente en los insumos, existencias, productos y demás exportaciones procedentes de los procesos de mezclado, formación, cocción y reciclado de electrodos, así como del consumo de electrodos en la electrólisis. Si se utilizan ánodos precocidos, pueden aplicarse por separado balances de masas para la producción y para el consumo, o bien un balance de masas común que tenga en cuenta tanto la producción como el consumo de electrodos. En el caso de las celdas de Søderberg, el titular aplicará un solo balance de masas común.

Para las emisiones procedentes de procesos de combustión, el titular puede elegir entre incluir estas emisiones en el balance de masas o utilizar la metodología normalizada de conformidad con el artículo 24 y con la sección 1 del presente anexo, al menos para una parte de los flujos fuente, pero evitando las lagunas o la doble contabilización de emisiones.

8.    Emisiones de PFC procedentes de la producción o transformación de aluminio primario enumeradas en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

El titular aplicará estas disposiciones a las emisiones de perfluorocarburos (PFC) resultantes de los efectos de ánodo, incluidas las emisiones fugitivas de PFC. Para las emisiones asociadas de CO2, incluidas las procedentes de la producción de electrodos, el titular aplicará lo dispuesto en la sección 7 del presente anexo.

B)    Determinación de las emisiones de PFC

Las emisiones de PFC se calcularán a partir de las emisiones que puedan medirse en un conducto o chimenea («emisiones de fuentes puntuales») y de las emisiones fugitivas, aplicando como sigue el factor de eficiencia de la recogida del conducto:

Emisiones de PFC (totales) = emisiones de PFC (conducto)/factor eficiencia de la recogida

El factor de eficiencia de la recogida se medirá al mismo tiempo que se determinan los factores de emisión específicos de la instalación. Para ello se utilizará la versión más reciente de las instrucciones relativas al nivel 3 incluidas en la sección 4.4.2.4 de las directrices IPCC 2006.

El titular calculará las emisiones de CF4 y C2F6 emitidas a través de un conducto o chimenea utilizando uno de los métodos siguientes:

Método de cálculo A —    Método de la pendiente

El titular utilizará las siguientes ecuaciones para la determinación de las emisiones de PFC:

Emisiones de CF4 [t] = AEM × (SEFCF4/1 000 )× PrAl

Emisiones de C2F6 [t] = emisiones de CF4 * FC2F6

donde:

AEM = minutos de efecto de ánodo/celda-día

SEFCF4 = factor de emisión de pendiente [(kg CF4/t Al producido)/(minutos de efecto de ánodo/celda-día)]. En caso de utilizar distintos tipos de celda se aplicarán distintos SEF, si procede.

PrAl = producción anual de aluminio primario [t]

FC2F6 = fracción de C2F6 en peso (t C2F6/t CF4)

Los minutos de efecto de ánodo por celda-día se obtienen multiplicando la frecuencia de los efectos de ánodo [número de efectos de ánodo/celda-día] por la duración media de los efectos de ánodo [minutos de efecto de ánodo/número de efectos]:

AEM = frecuencia × duración media

El titular establecerá los factores de emisión al menos cada tres años, o con mayor frecuencia cuando resulte necesario debido a la introducción de cambios importantes en la instalación. Se considerarán cambios importantes los relacionados con la distribución de la duración de los efectos de ánodo, o los cambios en el algoritmo de control que afecten a la proporción de los distintos tipos de efectos de ánodo o a la naturaleza del método de terminación de dichos efectos.

Método de cálculo B —    Método de la sobretensión

Cuando mida la sobretensión del efecto de ánodo, el titular utilizará las siguientes ecuaciones para la determinación de las emisiones de PFC:

Emisiones de CF4 [t] = OVC × (AEO/CE)× PrAl × 0,001

Emisiones de C2F6 [t] = emisiones de CF4 * FC2F6

donde:

OVC = coeficiente de sobretensión («factor de emisión») expresado en kg CF4 por tonelada de aluminio producido por mV de sobretensión

AEO = sobretensión de efecto de ánodo por celda [mV] como integral de (tiempo × tensión por encima de la tensión objetivo) dividida por el tiempo (duración) de la recogida de datos

CE = rendimiento de corriente medio de la producción de aluminio [%]

PrAl = producción anual de aluminio primario [t]

FC2F6 = fracción de C2F6 en peso (t C2F6/t CF4)

El término AEO/CE (sobretensión del efecto de ánodo/rendimiento de corriente) expresa la sobretensión media del efecto de ánodo [mV de sobretensión], integrada respecto al tiempo, por rendimiento de corriente medio [%].

El titular establecerá los factores de emisión al menos cada tres años, o con mayor frecuencia si se hace necesario por la introducción de cambios importantes en la instalación. Se considerarán cambios importantes los relacionados con la distribución de la duración de los efectos de ánodo, o los cambios en el algoritmo de control que afecten a la proporción de los distintos tipos de efectos de ánodo o a la naturaleza del método de terminación de dichos efectos.

C)    Determinación de emisiones de CO2(e)

El titular calculará las emisiones de CO2(e) de las emisiones de CF4 y C2F6 como sigue, utilizando los potenciales de calentamiento global (PCG) que se indican en el cuadro 6 de la sección 3 del anexo VI:

Emisiones de PFC [t CO2(e)] = emisiones de CF4 [t] * PCGCF4 + emisiones de C2F6 [t]* PCGC2F6

9.    Fabricación de cemento sin pulverizar (clínker) enumerada en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

El titular deberá incluir, al menos, las siguientes fuentes potenciales de emisión de CO2: calcinación de piedra caliza de las materias primas, combustibles fósiles convencionales para el horno, materias primas y combustibles fósiles alternativos para el horno, combustibles de biomasa para el horno (residuos de biomasa), combustibles no utilizados para el horno, contenido de carbono orgánico en piedras calizas y pizarras y materias primas utilizadas para el lavado de gases residuales.

B)    Reglas de seguimiento específicas

El seguimiento de las emisiones procedentes de la combustión se realizará según lo dispuesto en la sección 1 del presente anexo. El seguimiento de las emisiones del proceso a partir de los componentes de la mezcla sin refinar se realizará según lo dispuesto en la sección 4 del anexo II, basándose en el contenido de carbonato de los materiales de entrada del proceso (método de cálculo A) o en la cantidad de clínker producido (método de cálculo B). Como mínimo se tendrán en cuenta los siguientes carbonatos: CaCO3, MgCO3 y FeCO3.

Se añadirán las emisiones de CO2 correspondientes al polvo eliminado del proceso y al carbono orgánico contenido en las materias primas, con arreglo a las subsecciones C y D de la presente sección.

Método de cálculo A:     Basado en los materiales de entrada del horno

Cuando el sistema del horno produzca polvo del horno de cemento (CKD) y polvo desviado, el titular no tendrá en cuenta como insumos del proceso las materias primas relacionadas, sino que calculará las emisiones del CKD de conformidad con la subsección C.

A menos que disponga de las características de la mezcla sin refinar como tal, el titular aplicará por separado los requisitos relativos a la incertidumbre de los datos de la actividad a cada uno de los materiales de entrada en el horno que contengan carbono, evitando la doble contabilización o las omisiones de materiales devueltos o desviados. Si los datos de la actividad se determinan basándose en el clínker producido, la cantidad neta de mezcla sin refinar podrá calcularse mediante la relación empírica «mezcla sin refinar/clínker» especifica de la planta. Dicha relación deberá actualizarse como mínimo una vez al año, aplicando las directrices sobre mejores prácticas de la industria.

Método de cálculo B:     Basado en la producción de clínker

El titular determinará los datos de la actividad referidos a la producción de clínker [t] durante el período de notificación con arreglo a una de las formas indicadas a continuación:

El titular obtendrá la relación cemento/clínker para cada uno de los diferentes productos de cemento con arreglo a las disposiciones del artículo 32 a 35, o la calculará a partir de la diferencia entre las entregas de cemento más los cambios de las existencias y las cantidades de materiales utilizados como aditivos del cemento, incluidos el polvo desviado y el polvo del horno de cemento.

Como excepción a lo dispuesto en la sección 4 del anexo II, el nivel 1 para el factor de emisión se definirá como sigue:

C)    Emisiones relacionadas con el polvo desechado

El titular añadirá las emisiones de CO2 generadas por el polvo desviado o por el polvo que sale del sistema del horno (CKD), corregidas para tener en cuenta la proporción de la calcinación parcial de CKD, calculadas como emisiones del proceso, de conformidad con el artículo 24, apartado 2. Como excepción a lo dispuesto en la sección 4 del anexo II, los niveles 1 y 2 para el factor de emisión se definirán como sigue:

Nivel 1 : El titular aplicará un factor de emisión de 0,525 t CO2/t de polvo.

Nivel 2 :

El titular determinará el factor de emisión (EF) al menos una vez al año según lo dispuesto en los artículos 32 a 35, utilizando la fórmula siguiente:

donde:

EFCKD = factor de emisión del polvo del horno de cemento parcialmente calcinado [t CO2/t CKD]

EFCli = factor de emisión del clínker específico de la instalación [CO2/t clínker].

d = grado de calcinación del CKD (CO2 liberado como % del CO2 de carbonato total de la mezcla bruta)

El nivel 3 no será aplicable al factor de emisión.

D)    Emisiones de carbono no carbonatado en la mezcla sin refinar

El titular determinará como mínimo las emisiones procedentes de carbono no carbonatado presente en la piedra caliza, pizarras o materias primas alternativas (como cenizas volantes) utilizados en la mezcla sin refinar del horno de conformidad con el artículo 24, apartado 2.

Se aplicarán las siguientes definiciones de nivel para el factor de emisión:

Se aplicarán las siguientes definiciones de nivel para el factor de conversión:

10.    Producción de cal o calcinación de dolomita o magnesita enumerada en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

El titular deberá incluir como mínimo las siguientes fuentes potenciales de emisión de CO2: calcinación de piedra caliza, dolomita o magnesita de las materias primas, combustibles fósiles convencionales para el horno, materias primas y combustibles fósiles alternativos para el horno, combustibles de biomasa para el horno (residuos de biomasa) y otros combustibles.

Cuando se utilicen la cal quemada y el CO2 procedente de la piedra caliza para procesos de purificación, de forma que se vuelva a fijar aproximadamente la misma cantidad de CO2, no será preciso incluir por separado en el plan de seguimiento de la instalación la descomposición de carbonatos ni el mencionado proceso de purificación.

B)    Reglas de seguimiento específicas

El seguimiento de las emisiones procedentes de la combustión se realizará según lo dispuesto en la sección 1 de este anexo. El seguimiento de las emisiones de proceso procedentes de las materias primas se realizará según lo dispuesto en la sección 4 del anexo II. Se deberán tener siempre en cuenta los carbonatos de calcio y de magnesio. Los demás carbonatos y el carbono orgánico de las materias primas se tendrán en cuenta cuando sean relevantes.

Cuando se utilice la metodología basada en los insumos, se ajustarán los valores del contenido de carbonato en función de los contenidos respectivos de humedad y de ganga del material. En el caso de la producción de magnesia, se tendrán también en cuenta los restantes minerales no carbonatados que contengan magnesio, cuando sean relevantes.

Se evitará la doble contabilización o las omisiones resultantes de materiales devueltos o desviados. Cuando se aplique el método B, el polvo del horno de cal se considerará un flujo fuente distinto, cuando sea relevante.

Cuando se utilice CO2 en la planta o este sea transferido a otra planta para la producción de carbonato de calcio precipitado (PCC), esa cantidad de CO2 se incluirá en las emisiones de la instalación que produce el CO2.

11.    Fabricación de vidrio, fibra de vidrio o material aislante de lana mineral enumerada en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

El titular aplicará las disposiciones contenidas en la presente sección también a las instalaciones de fabricación de vidrio soluble y lana mineral o de roca.

El titular deberá incluir como mínimo las siguientes fuentes potenciales de emisión de CO2: descomposición de carbonatos alcalinos y alcalinotérreos durante la fusión de la materia prima, combustibles fósiles convencionales, materias primas y combustibles fósiles alternativos, combustibles de biomasa (residuos de biomasa), otros combustibles, aditivos que contienen carbono, incluido coque, polvo de carbón y grafito, poscombustión de gases de salida y lavado de gases de salida.

B)    Reglas de seguimiento específicas

El seguimiento de las emisiones procedentes de la combustión, incluido el lavado de los gases de salida, y de los materiales del proceso como coque, grafito y polvo de carbón se realizará de conformidad con la sección 1 del presente anexo. El seguimiento de las emisiones de proceso procedentes de las materias primas se realizará según lo dispuesto en la sección 4 del anexo II. Se considerarán, en particular, los siguientes carbonatos: CaCO3, MgCO3, Na2CO3, NaHCO3, BaCO3, Li2CO3, K2CO3, y SrCO3. Se utilizará exclusivamente el método A.

Se aplicarán las siguientes definiciones de nivel para el factor de emisión:

Para el factor de conversión solamente se aplicará el nivel 1.

12.    Fabricación de productos cerámicos enumerada en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

El titular deberá incluir como mínimo las siguientes fuentes potenciales de emisión de CO2: combustibles para el horno, calcinación de piedra caliza/dolomita y de otros carbonatos de la materia prima, piedra caliza y otros carbonatos utilizados para reducir los contaminantes del aire y otros procesos de limpieza de los gases de salida, aditivos fósiles/de biomasa utilizados para aumentar la porosidad como, por ejemplo, poliestireno, residuos de la fabricación de papel o serrín, material orgánico fósil de la arcilla y otras materias primas.

B)    Reglas de seguimiento específicas

El seguimiento de las emisiones procedentes de la combustión, incluido el lavado de los gases de salida, se realizará según lo dispuesto en la sección 1 del presente anexo. El seguimiento de las emisiones de proceso procedentes de los componentes de la mezcla sin refinar se realizará según lo dispuesto en la sección 4 del anexo II. Para los productos cerámicos fabricados con arcillas purificadas o sintéticas, el titular podrá aplicar cualquiera de los métodos A o B. Para los productos cerámicos fabricados con arcillas no tratadas y siempre que se utilicen arcillas o aditivos con un contenido orgánico importante, el titular deberá aplicar el método A. Se deberán tener siempre en cuenta los carbonatos de calcio. Los demás carbonatos y el carbono orgánico de las materias primas se tendrán en cuenta cuando sean relevantes.

Como excepción a lo dispuesto en la sección 4 del anexo II, se aplicarán las siguientes definiciones de nivel para los factores de emisión en el caso de emisiones de proceso:

Método A (basado en los materiales de entrada)

Método B (basado en la producción)

Como excepción a lo dispuesto en la sección 1 del presente anexo, al lavado de gases de salida se aplica el siguiente nivel para el factor de emisión:

Para el lavado no se utilizará ningún otro nivel ni factor de conversión. Cuando se utilice piedra caliza reciclada como materia prima en la misma instalación, deberá evitarse la doble contabilización.

13.    Producción de productos de yeso y placas de yeso laminado enumerada en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

El titular deberá incluir, como mínimo, todas las emisiones de CO2 procedentes de cualquier tipo de actividad de combustión.

B)    Reglas de seguimiento específicas

El seguimiento de las emisiones procedentes de la combustión se realizará según lo dispuesto en la sección 1 del presente anexo.

14.    Fabricación de pasta de papel y papel enumerada en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

El titular deberá incluir como mínimo las siguientes fuentes potenciales de emisión de CO2: calderas, turbinas de gas y otros dispositivos de combustión que producen vapor o energía, calderas de recuperación y otros dispositivos que queman licores negros, incineradores, hornos de cal y de calcinación, lavado de gases residuales y secadores que queman combustibles (como secadores de infrarrojos).

B)    Reglas de seguimiento específicas

El seguimiento de las emisiones procedentes de la combustión, incluido el lavado de gases de salida, se realizará según lo dispuesto en la sección 1 del presente anexo.

El seguimiento de las emisiones de proceso procedentes de las materias primas utilizadas como sustancias químicas compensatorias, incluyendo como mínimo la piedra caliza o el carbonato sódico, se realizará aplicando el método A, según lo dispuesto en la sección 4 del anexo II. Se supondrá que las emisiones de CO2 procedentes de la recuperación de fango calizo en la producción de pasta de papel equivalen a CO2 de biomasa reciclada. Se supondrá que el volumen de emisiones de CO2 de origen fósil será exclusivamente el correspondiente al insumo de sustancias químicas compensatorias.

Cuando se utilice CO2 en la planta o este sea transferido a otra planta para la producción de carbonato de calcio precipitado (PCC), esa cantidad de CO2 se incluirá en las emisiones de la instalación que produce el CO2.

Se aplicarán las siguientes definiciones de nivel para calcular el factor de emisión correspondiente a las sustancias químicas compensatorias:

Para el factor de conversión se aplicará exclusivamente el nivel 1.

15.    Producción de negro de humo enumerada en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

El titular deberá considerar fuentes de emisiones de CO2, como mínimo, todos los combustibles utilizados para la combustión y como material de proceso.

B)    Reglas de seguimiento específicas

El seguimiento de las emisiones procedentes de la producción de negro de humo podrá realizarse como si se tratara de un proceso de combustión, que incluye el lavado de gases de salida; de conformidad con la sección 1 del presente anexo, o utilizando un balance de masas de conformidad con el artículo 25 y con la sección 3 del anexo II.

16.    Determinación de las emisiones de óxido nitroso (N2O) procedentes de la producción de ácido nítrico, ácido adípico, caprolactama, glioxal y ácido glioxílico enumeradas en el anexo I de la Directiva 2003/87/EC

A)    Ámbito de aplicación

En relación con cada actividad que genere emisiones de N2O, el titular tendrá en cuenta todas las fuentes emisoras de N2O derivadas de los procesos de producción, incluidos los casos en los que las emisiones de N2O generadas por dicha producción se canalicen a través de equipos de reducción de emisiones. Esto se refiere a cualquiera de los casos siguientes:

Estas disposiciones no son aplicables a las emisiones de N2O derivadas de la combustión de combustibles.

B)    Determinación de las emisiones de N2O

B.1.   Emisiones anuales de N2O

El titular realizará el seguimiento de las emisiones de N2O procedentes de la producción de ácido nítrico utilizando un sistema de medición continua de emisiones. El titular realizará el seguimiento de las emisiones de N2O procedentes de la producción de ácido adípico, caprolactama, glioxal y ácido glioxílico utilizando un sistema de medición continua de emisiones cuando se trate de emisiones reducidas, y el método de cálculo (basado en la metodología de balance de masas) cuando se trate de emisiones no reducidas de carácter temporal.

En cada fuente de emisión a la que se aplique el sistema de medición continua de emisiones, el titular considerará que las emisiones totales anuales equivalen a la suma de todas las emisiones horarias, utilizando para ello la siguiente fórmula:

emisiones N2Oaño [t] = Σ [conc N2O hora [mg/Nm3]*flujo de gas de salidahora [Nm3/h]]* 10–9

donde:

emisiones de N2Oaño = emisiones anuales totales de N2O procedentes de la fuente de emisión en toneladas de N2O

conc N2Ohora = concentraciones horarias de N2O en mg/Nm3 en el flujo de gas de salida medidas durante el funcionamiento

flujo de gas de salida = flujo de gas de salida correspondiente a cada concentración horaria en Nm3/h.

B.2.   Emisiones horarias de N2O

Para cada fuente en la que se aplique la medición continua, el titular calculará las emisiones medias horarias de N2O correspondientes al año completo por medio de la siguiente fórmula:

donde:

emisiones N2Omedia hora = media horaria anual de las emisiones de N2O de la fuente, en kg/h.

conc N2Ohora = concentraciones horarias de N2O en mg/Nm3 en el flujo de gas de salida medidas durante el funcionamiento.

flujo de gas de salida = flujo de gas de salida correspondiente a cada concentración horaria, en Nm3/h.

El titular determinará las concentraciones horarias de N2O [mg/Nm3] en el gas de salida de cada fuente de emisión mediante la medición en un punto representativo, posteriormente a la utilización de equipos de reducción de emisiones de NOx/N2O, en caso de que se utilicen. El titular aplicará técnicas capaces de medir las concentraciones de N2O de todas las fuentes de emisión tanto en condiciones de reducción de emisiones como sin ellas. Si la incertidumbre aumenta en dichos períodos, el titular deberá tenerlo en cuenta en la evaluación de la incertidumbre.

El titular ajustará todas las mediciones a condiciones de gas seco cuando sea necesario, y las notificará de forma coherente.

B.3.   Determinación del flujo de gas de salida

Para medir el flujo de gas de salida en el marco del seguimiento de las emisiones de N2O, el titular utilizará las metodologías de seguimiento del flujo de gas de salida expuestas en el artículo 43, apartado 5, del presente Reglamento. En la producción de ácido nítrico, el titular deberá aplicar el método indicado en el artículo 43, apartado 5 del presente Reglamento, letra a), salvo que sea técnicamente inviable. En este último caso, el titular deberá aplicar un método alternativo, por ejemplo la metodología de balance de masas basada en parámetros significativos (como la carga de amoniaco de entrada) o la medición continua de los flujos de emisión, previa aprobación de la autoridad competente.

El flujo de gas de salida se calculará por medio de la siguiente fórmula:

Vflujo gas salida [Nm3/h] = Vaire * (1 – O2 aire)/(1 – O2 gas salida)

donde:

Vaire = flujo de aire de entrada total en Nm3/h en condiciones normales

O2 aire = fracción en volumen de O2 en el aire seco [= 0,2095]

O2 gas salida = fracción en volumen de O2 en los gases de salida.

El Vaire se calculará sumando todos los flujos de aire que entren en la unidad de producción de ácido nítrico.

El titular aplicará la fórmula siguiente, salvo que en el plan de seguimiento se prevea otra distinta:

Vaire = Vprim + Vsec + Vestanq

donde:

Vprim = flujo primario de aire de entrada en Nm3/h en condiciones normales

Vsec = flujo secundario de aire de entrada en Nm3/h en condiciones normales

Vestanq = flujo de aire de entrada en estanqueidad, en Nm3/h en condiciones normales.

El titular determinará el Vprim mediante la medición continua del flujo antes del mezclado con amoniaco. Determinará el Vsec mediante la medición continua del flujo, incluido el caso de que la medición tenga lugar antes de llegar a la unidad de recuperación del calor. En el caso del Vestanq, el titular considerará el flujo de aire purgado dentro del proceso de producción de ácido nítrico.

Cuando el flujo de aire de entrada suponga, de forma acumulada, menos del 2,5 % del flujo de aire total, las autoridades competentes podrán aceptar los métodos estimativos para la determinación del citado flujo propuestos por el titular de acuerdo con las mejores prácticas del sector.

El titular aportará pruebas que demuestren, a través de mediciones efectuadas en condiciones normales de funcionamiento, que el flujo de gas de salida es suficientemente homogéneo para permitir la utilización del método de medición propuesto. Si las mediciones revelan que el flujo no es homogéneo, el titular deberá tener en cuenta este hecho a la hora de elegir el método de seguimiento adecuado y de calcular la incertidumbre de las emisiones de N2O.

El titular ajustará todas las mediciones a condiciones de gas seco y las notificará de forma coherente.

B.4.   Concentraciones de oxígeno (O2)

Cuando sea necesario para calcular el flujo de gas de salida, el titular medirá las concentraciones de oxígeno en el gas de salida con arreglo a lo dispuesto en la subsección B.3 de la presente sección. Para ello, el titular deberá cumplir los requisitos relativos a las mediciones de la concentración del artículo 41, apartados 1 y 2. Para determinar la incertidumbre de las emisiones de N2O, el titular tendrá en cuenta la correspondiente a las mediciones de la concentración de O2.

En caso necesario, el titular ajustará todas las mediciones a condiciones de gas seco, notificándolas de forma coherente.

B.5.   Cálculo de las emisiones de N2O

En relación con períodos específicos de emisiones no reducidas de N2O procedentes de la producción de ácido adípico, caprolactama, glioxal y ácido glioxílico (incluidas las emisiones no reducidas derivadas de la purga por razones de seguridad, o de averías en el equipo de reducción), y cuando el seguimiento continuo de las emisiones de N2O resulte técnicamente inviable, el titular, una vez obtenida la aprobación del método en cuestión por parte de la autoridad competente, calculará estas emisiones de N2O aplicando una metodología de balance de masas. Para ello, la incertidumbre total deberá ser similar al resultado de aplicar los requisitos de nivel establecidos en el artículo 41, apartados 1 y 2. El operador basará el método de cálculo en el índice máximo posible de emisiones de N2O procedentes de la reacción química desarrollada en el momento de la emisión y en la duración de esta.

Para determinar la incertidumbre media horaria anual de una fuente de emisión, el titular deberá tener en cuenta la incertidumbre de las emisiones obtenidas por cálculo de una fuente de emisión específica.

B.6.   Determinación de los índices de producción de la actividad

Los índices de producción se calcularán sobre la base de los informes diarios de producción y de las horas de funcionamiento.

B.7.   Frecuencias de muestreo

Se calcularán medias horarias válidas, o bien medias de períodos de referencia más cortos de conformidad con el artículo 44, para los siguientes elementos:

C)    Cálculo de equivalentes de CO2 anuales-CO2(e)

El titular deberá convertir las emisiones totales anuales de N2O de todas la fuentes de emisión (expresadas en toneladas, con tres cifras decimales) en emisiones anuales de CO2(e) (redondeadas a toneladas) utilizando la siguiente fórmula y los valores de PCG de la sección 3 del anexo VI:

CO2(e)[t] = N2Oaño[t] * PCGN2O

La cifra total anual de CO2(e) generado por todas las fuentes de emisiones, así como las eventuales emisiones directas de CO2 derivadas de otras fuentes de emisiones (siempre que estén incluidas en la autorización de emisión de gases de efecto invernadero), se añadirán a las emisiones totales anuales de CO2 generadas por la instalación, y se utilizarán a efectos de la notificación y entrega de los derechos de emisión.

Las emisiones totales anuales de N2O se notificarán en toneladas con tres cifras decimales, y como CO2(e) redondeadas a toneladas.

17.    Producción de amoníaco enumerada en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

El titular deberá tener en cuenta, como mínimo, las siguientes fuentes potenciales de emisión de CO2: combustión de combustibles con liberación de calor para reformado u oxidación parcial, combustibles utilizados como materiales de entrada en el proceso de producción de amoniaco (reformado u oxidación parcial), combustibles utilizados para otros procesos de combustión; por ejemplo, con el fin de producir agua caliente o vapor.

B)    Reglas de seguimiento específicas

El seguimiento de las emisiones de procesos de combustión y de combustibles utilizados como materiales de entrada del proceso se efectuará utilizando la metodología normalizada de conformidad con el artículo 24 y con la sección 1 del presente anexo.

Cuando se utilice CO2 procedente de la producción de amoníaco como materia prima para la producción de urea u otras sustancias químicas, o se transfiera fuera de la instalación para un uso que no esté contemplado en el artículo 49, apartado 1, se considerará que la cantidad referida de CO2 ha sido emitida por la instalación que produce el CO2.

18.    Fabricación de productos químicos orgánicos en bruto enumerada en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

El titular tendrá en cuenta, como mínimo, las siguientes fuentes de emisión de CO2: unidades de craqueo (catalítico y no catalítico), reformado, oxidación parcial o total, procesos similares que liberan emisiones de CO2 a partir del carbono contenido en materias primas a base de hidrocarburos, combustión de gases residuales y combustión de antorchas, y otras combustiones de combustibles.

B)    Reglas de seguimiento específicas

Cuando la fabricación de productos químicos orgánicos en bruto esté técnicamente integrada en una refinería de hidrocarburos, el titular de la instalación aplicará las disposiciones pertinentes de la sección 2 del presente anexo.

No obstante lo dispuesto en el párrafo anterior, el titular llevará a cabo un seguimiento de las emisiones procedentes de los procesos de combustión cuando los combustibles usados no se empleen ni se obtengan en reacciones químicas para la fabricación de productos orgánicos en bruto utilizando una metodología normalizada de conformidad con el artículo 24 y con la sección 1 del presente anexo. En todos los demás casos, el titular podrá elegir entre realizar el seguimiento de las emisiones resultantes de la fabricación de productos químicos orgánicos en bruto utilizando, o bien una metodología de balance de masas con arreglo al artículo 25, o bien una metodología normalizada de acuerdo con el artículo 24. Cuando aplique la metodología normalizada, el titular deberá presentar a la autoridad competente pruebas que demuestren que la metodología elegida incluye todas las emisiones pertinentes, de igual forma que si se aplicase una metodología de balance de masas.

Para la determinación del contenido de carbono con arreglo al nivel 1 se aplicarán los factores de emisión de referencia que figuran en el cuadro 5 del anexo VI. Si se trata de sustancias que no figuran en dicho cuadro 5 ni en otras secciones del presente Reglamento, el titular deberá calcular el contenido de carbono a partir del contenido estequiométrico de carbono de la sustancia pura y de la concentración de esta sustancia en el flujo de entrada o salida.

19.    Producción de hidrógeno y gas de síntesis enumerada en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

El titular deberá tener en cuenta, como mínimo, las siguientes fuentes potenciales de emisión de CO2: combustibles utilizados en procesos de producción de hidrógeno y gas de síntesis (reformado u oxidación parcial), y combustibles usados para otros procesos de combustión, por ejemplo para producir agua caliente o vapor. El gas de síntesis producido se considerará un flujo fuente con arreglo a la metodología del balance de masas.

B)    Reglas de seguimiento específicas

El seguimiento de las emisiones de procesos de combustión y de combustibles utilizados como materiales de entrada del proceso se llevará a cabo utilizando la metodología normalizada, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 24 y en la sección 1 del presente anexo.

Para el seguimiento de las emisiones resultantes de la producción de gas de síntesis se utilizará un balance de masas de conformidad con el artículo 25. Para las emisiones procedentes de procesos de combustión separados, el titular puede elegir entre incluir estas emisiones en el balance de masas o utilizar la metodología normalizada de conformidad con el artículo 24 al menos para una parte de los flujos fuente, pero evitando las lagunas o la doble contabilización de emisiones.

Cuando se produzca hidrógeno y gas de síntesis en la misma instalación, el titular calculará las emisiones de CO2 utilizando metodologías distintas para el hidrógeno y el gas de síntesis, de acuerdo con lo indicado en los dos primeros párrafos de la presente subsección, o bien utilizando un balance de masas común.

20.    Producción de carbonato sódico y bicarbonato sódico enumerada en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

En las instalaciones de producción de carbonato sódico y de bicarbonato sódico, entre las fuentes de emisión y los flujos fuente correspondientes a las emisiones de CO2 se incluirán:

B)    Reglas de seguimiento específicas

El titular realizará el seguimiento de las emisiones resultantes de la producción de carbonato y bicarbonato sódico utilizando un balance de masas de conformidad con el artículo 25. Para las emisiones procedentes de procesos de combustión, el titular puede elegir entre incluir estas emisiones en el balance de masas o utilizar la metodología normalizada de conformidad con el artículo 24 al menos para una parte de los flujos fuente, pero evitando las lagunas o la doble contabilización de emisiones.

Cuando el CO2 resultante de la producción de carbonato sódico se utilice para la producción de bicarbonato sódico, la cantidad de CO2 utilizada en ese proceso se considerará como una emisión de la instalación que produce el CO2.

21.    Determinación de las emisiones de gases de efecto invernadero resultantes de las actividades de captura de CO2 para el transporte y almacenamiento geológico en un emplazamiento de almacenamiento autorizado en virtud de la Directiva 2009/31/CE

A)    Ámbito de aplicación

La captura de CO2 podrá realizarse, o bien por instalaciones especializadas que reciban el CO2 transferido de otras instalaciones, o bien por las mismas instalaciones que realizan las actividades productoras del CO2 que deba ser capturado en virtud de la misma autorización de emisión de gases de efecto invernadero. Todas las partes de la instalación relacionadas con la captura de CO2, el almacenamiento intermedio, la transferencia a una red de transporte de CO2 o a un emplazamiento para almacenamiento geológico de emisiones de CO2 deberán estar incluidas en la autorización de emisión de gases de efecto invernadero y contabilizadas en el plan de seguimiento asociado. En caso de que la instalación realice otras actividades reguladas por la Directiva 2003/87/CE, las emisiones de esas actividades serán objeto de un seguimiento conforme a las otras secciones del presente anexo que sean de aplicación.

El titular de una actividad de captura de CO2 deberá incluir como mínimo las siguientes fuentes potenciales de emisiones de CO2:

B)    Cuantificación de las cantidades de CO2 transferido y emitido

B.1.   Cuantificación a nivel de instalación

El titular calculará las emisiones teniendo en cuenta las posibles emisiones de CO2 de todos los procesos pertinentes de emisión en la instalación, así como la cantidad de CO2 capturado y transferido a la red de transporte, y utilizando la fórmula siguiente:

Einstalación de captura = Tentrada + Esin captura – Tpara almacenamiento

donde:

Einstalación de captura = total de las emisiones de gases de efecto invernadero de la instalación de captura

Tentrada = cantidad de CO2 transferido a la instalación de captura, determinado de conformidad con los artículos 40 a 46 y con el artículo 49

Esin captura = emisiones de la instalación en caso de que no se capturase el CO2, es decir, la suma de las emisiones derivadas de todas las demás actividades de la instalación objeto de seguimiento conforme a las secciones correspondientes del anexo IV

Tpara almacenamiento = cantidad de CO2 transferido a una red de transporte o a un emplazamiento de almacenamiento, determinada de conformidad con los artículos 40 a 46 y con el artículo 49.

Si la instalación de la que procede el CO2 capturado es la misma que la instalación que captura el CO2, el titular deberá asignar a Tentrada un valor equivalente a cero.

En caso de instalaciones de captura autónomas, el titular deberá considerar que Esin captura representa la cantidad de emisiones derivadas de fuentes distintas del CO2 transferido a la instalación para su captura. El titular determinará dichas emisiones de conformidad con las disposiciones del presente Reglamento.

En caso de instalaciones de captura autónomas, el titular de la instalación que transfiera el CO2 a la instalación de captura deducirá la cantidad Tentrada de sus propias emisiones según lo establecido en el artículo 49.

B.2.   Determinación del CO2 transferido

El titular determinará la cantidad de CO2 transferido desde la instalación de captura o hacia ella conforme al artículo 49, aplicando metodologías basadas en la medición con arreglo a los artículos 40 a 46.

La autoridad competente podrá autorizar al titular de la instalación que transfiere CO2 a la instalación de captura a aplicar, para la determinación de la cantidad de Tentrada, una metodología basada en el cálculo de conformidad con los artículos 24 y 25, en vez de una metodología basada en la medición de conformidad con los artículos 40 a 46 y con el artículo 49, pero únicamente cuando el titular demuestre a satisfacción de la autoridad competente que el CO2 transferido a la instalación de captura es el total y que la exactitud asociada es como mínimo equivalente.

22.    Determinación de las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes del transporte de CO2 por gasoducto para el almacenamiento geológico en un emplazamiento de almacenamiento autorizado de conformidad con la Directiva 2009/31/CE

A)    Ámbito de aplicación

Los límites para el seguimiento y la notificación de las emisiones derivadas del transporte de CO2 por gasoducto se especificarán en la autorización de emisión de gases de efecto invernadero de la red de transporte, incluidas todas las instalaciones auxiliares conectadas de forma funcional a la red de transporte, como las estaciones de compresión y los calentadores. Cada red de transporte estará compuesta como mínimo de un punto inicial y un punto final, ambos conectados a otras instalaciones que realicen alguna de las actividades de captura, transporte o almacenamiento geológico de CO2. Las bifurcaciones de la red de transporte y los cruces de las fronteras nacionales podrán considerarse como puntos iniciales y finales. En la autorización de emisión de gases de efecto invernadero se indicarán dichos puntos iniciales y finales, así como las instalaciones a las que están conectados.

El titular deberá tener en cuenta, como mínimo, las siguientes fuentes potenciales de emisión de CO2: la combustión y los demás procesos de las instalaciones conectadas de forma funcional a la red de transporte, como las estaciones de compresión, las emisiones fugitivas de la red de transporte, las emisiones por purgas y las emisiones debidas a fugas en la red de transporte.

B)    Metodologías de cuantificación para el CO2

Para determinar las emisiones, los titulares de las redes de transporte podrán optar por uno de los métodos siguientes:

Al optar entre el método A y el B, el titular deberá demostrar a la autoridad competente que la metodología escogida permitirá obtener unos resultados más fiables con un menor nivel de incertidumbre en la determinación de las emisiones globales, y que en el momento de solicitar la autorización de emisión de gases de efecto invernadero está utilizando los mejores conocimientos y tecnología disponibles si tener que incurrir en costes irrazonables. Si opta por el método B, el titular deberá demostrar a satisfacción de la autoridad competente que la incertidumbre global del nivel anual de emisiones de gases de efecto invernadero de su red de transporte no excede del 7,5 %.

El operador de una red de transporte que opte por el método B no podrá añadir a sus emisiones calculadas el CO2 recibido de otra instalación autorizada en virtud de la Directiva 2003/87/EC, ni podrá deducir de sus emisiones calculadas el CO2 transferido a otra instalación autorizada en virtud de la misma Directiva.

El titular de una red de transporte deberá aplicar, como mínimo una vez al año, el método A con la finalidad de validar los resultados del método B. A efectos de dicha validación, podrá utilizar niveles más bajos para la aplicación del método A.

B.1)   Método A

El titular calculará las emisiones por medio de la fórmula siguiente:

donde:

Emisiones = total de las emisiones de CO2 de la red de transporte [t CO2]

Eact. prop. = emisiones de las actividades propias de la red de transporte (es decir, que no proceden del CO2 transportado), pero incluyendo las emisiones del combustible utilizado en las estaciones de compresión, objeto de seguimiento con arreglo a las secciones correspondientes del anexo IV

TENT.,i = cantidad de CO2 transferido a la red de transporte en el punto de entrada i, determinada con arreglo a los artículos 40 a 46 y al artículo 49

TSAL.,j = cantidad de CO2 transferido fuera de la red de transporte en el punto de salida j, determinada con arreglo a los artículos 40 a 46 y al artículo 49.

B.2)   Método B

El titular calculará las emisiones teniendo en cuenta las posibles emisiones de todos los procesos pertinentes de emisión en la instalación, así como la cantidad de CO2 capturado y transferido a la red de transporte, por medio de la fórmula siguiente:

Emisiones [t CO2] = CO2 fugitivo + CO2 por purga + CO2 fugas + CO2 instalaciones

donde:

Emisiones = total de las emisiones de CO2 de la red de transporte [t CO2]

CO2 fugitivo = cantidad de emisiones fugitivas [t CO2] correspondientes al transporte de CO2 en la red, por ejemplo las emisiones de juntas, válvulas, estaciones de compresión intermedias e instalaciones de almacenamiento intermedias

CO2 por purga = cantidad de emisiones por purga [t CO2] del CO2 transportado en la red de transporte

CO2 fugas = cantidad de CO2 [t CO2] transportado en la red de transporte, emitido como consecuencia de un fallo en uno o varios componentes de la red de transporte

CO2 instalaciones = cantidad de CO2 [t CO2] emitido procedente de la combustión o de otros procesos conectados de forma funcional al transporte por gasoducto en la red de transporte, objeto de seguimiento con arreglo a las secciones respectivas del anexo IV.

B.2.1.   Emisiones fugitivas de la red de transporte

El titular deberá tener en cuenta las emisiones fugitivas de los siguientes tipos de equipos:

En el momento de la entrada en funcionamiento de la red de transporte, y como más tarde al final del primer año de notificación desde la entrada en funcionamiento de la misma, el titular determinará los factores de emisión medios FE (expresados en gramos de CO2/unidad de tiempo) por cada elemento de equipo y evento que pueda dar lugar a emisiones fugitivas. El titular ha de revisar estos factores al menos cada cinco años, en función de las mejores técnicas y conocimientos disponibles en este ámbito.

El titular calculará las emisiones fugitivas multiplicando el número de elementos de equipo de cada categoría por el factor de emisión, y sumando los resultados obtenidos para cada categoría, tal como se indica en la siguiente ecuación:

El número de eventos es el número de elementos que componen cada categoría específica de equipo multiplicado por el número de unidades de tiempo del año.

B.2.2.   Emisiones debidas a fugas

El titular de la red de transporte deberá demostrar la integridad de la red mediante datos representativos (en cuanto a su distribución espacial y temporal) de temperatura y presión. Si esos datos indican que se ha producido una fuga, el titular calculará la cantidad correspondiente de CO2 mediante un método adecuado descrito en el plan de seguimiento, de conformidad con las directrices sobre las mejores prácticas del sector, por ejemplo comparando las diferencias de temperatura y presión con los valores medios de temperatura y presión que caracterizan la integridad del sistema.

B.2.3   Emisiones por purga

El titular incluirá en el plan de seguimiento un análisis de las situaciones que puedan dar lugar a emisiones por purga, especialmente por motivos de mantenimiento o emergencias, y elaborará un método adecuado y documentado para calcular la cantidad de CO2 purgado, de conformidad con las directrices sobre las mejores prácticas del sector.

23.    Almacenamiento geológico de CO2 en un emplazamiento de almacenamiento autorizado de conformidad con la Directiva 2009/31/CE

A)    Ámbito de aplicación

La autoridad competente deberá fijar los límites para el seguimiento y la notificación de las emisiones derivadas del almacenamiento geológico de CO2 en la misma delimitación del emplazamiento y complejo de almacenamiento especificada en el permiso emitido de conformidad con la Directiva 2009/31/CE. Si se detectan fugas en un complejo de almacenamiento que provoquen emisiones o liberación de CO2 a la columna de agua, el titular deberá inmediatamente:

Hasta que se adopten las medidas correctoras a las que se refiere el artículo 16 de la Directiva 2009/31/CE y dejen de detectarse emisiones o liberaciones a la columna de agua derivadas de la fuga, el titular deberá seguir contabilizando dicha fuga como fuente de emisión en el plan de seguimiento y realizar el seguimiento y la notificación de las emisiones correspondientes.

El titular de una actividad de almacenamiento geológico deberá incluir como mínimo las siguientes fuentes de emisiones potenciales de CO2 en general: consumo de combustible en las estaciones de compresión y demás actividades de combustión, como las centrales eléctricas in situ; liberación por purga derivada de la inyección o de operaciones de recuperación mejorada de hidrocarburos, emisiones fugitivas derivadas de la inyección, escapes de CO2 en las operaciones de recuperación mejorada de hidrocarburos, y emisiones debidas a fugas.

B)    Cuantificación de las emisiones de CO2

El titular de una actividad de almacenamiento geológico no deberá añadir al nivel calculado de sus emisiones el CO2 recibido de otra instalación, ni deducir de ese nivel calculado el CO2 transferido a otra instalación o almacenado geológicamente en el emplazamiento de almacenamiento.

B.1.   Emisiones por purga y fugitivas derivadas de la inyección

El titular deberá determinar estas emisiones como sigue:

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

donde:

V CO2 = cantidad de CO2 liberado por purga

F CO2 = cantidad de CO2 derivado de emisiones fugitivas.

El titular determinará la V CO2 mediante metodologías basadas en la medición, de acuerdo con los artículos 41 a 46 del presente Reglamento. Como excepción a lo anterior y previa aprobación de la autoridad competente, el titular podrá incluir en el plan de seguimiento una metodología adecuada para la determinación de la V CO2 basada en las mejores prácticas del sector, si la aplicación de los métodos de medición genera costes irrazonables.

El titular considerará la F CO2 como una fuente única, es decir, que los requisitos de incertidumbre asociados a los niveles, de conformidad con la sección 1 del anexo VIII, se aplicarán al valor total y no a cada punto de emisión por separado. El titular deberá incluir en el plan de seguimiento un análisis de las posibles fuentes de emisiones fugitivas y proporcionar un método documentado y apropiado para calcular o medir la F CO2, de conformidad con las directrices sobre las mejores prácticas del sector. Para determinar la F CO2, el titular podrá utilizar los datos recopilados con arreglo a los artículos 32 a 35 y al anexo II, punto 1.1, letras e) a h), de la Directiva 2009/31/CE respecto a la instalación de inyección, siempre que se cumplan los requisitos del presente Reglamento.

B.2.   Emisiones por purga y fugitivas derivadas de operaciones de recuperación mejorada de hidrocarburos

El titular tendrá en cuenta las posibles fuentes adicionales de emisiones procedentes de operaciones de recuperación mejorada de hidrocarburos que figuran a continuación:

El titular determinará las emisiones de CO2 por purga o fugitivas de acuerdo con la subsección B.1 de la presente sección.

El titular determinará las emisiones de la antorcha de conformidad con la subsección D de la sección 1 del presente anexo, teniendo en cuenta el posible CO2 inherente del gas de la antorcha de conformidad con el artículo 48.

B.3.   Fugas del complejo de almacenamiento

Las emisiones y las liberaciones a la columna de agua deben cuantificarse como sigue:

donde:

L CO

=

masa de CO2 emitido o liberado por día natural como consecuencia de una fuga, calculado como sigue:

T

=

la más reciente de las fechas siguientes:

Tfin = fecha a partir de la cual se han adoptado medidas correctoras en virtud del artículo 16 de la Directiva 2009/31/CE y han dejado de detectarse emisiones o liberaciones de CO2 a la columna de agua.

La autoridad competente aprobará y permitirá la aplicación de otros métodos de cuantificación de emisiones o liberaciones de CO2 a la columna de agua derivadas de fugas, siempre que el titular sea capaz de demostrar a satisfacción de la autoridad competente que esos métodos ofrecen una exactitud superior a la del método descrito en la presente subsección.

El titular deberá cuantificar, para cada uno de los eventos de fuga, la cantidad de emisiones derivadas de fugas del complejo de almacenamiento con una incertidumbre total máxima del 7,5 % durante todo el período de notificación. Si la incertidumbre total correspondiente al método de cuantificación aplicado excede del 7,5 %, el titular deberá introducir el ajuste siguiente:

CO2 notificado [t CO2] = CO2 cuantificado [t CO2] * (1 + (Incertidumbre sistema [%]/100) – 0,075)

donde:

CO2 notificado = cantidad de CO2 que ha de incluirse en el informe anual de emisiones, respecto a la fuga de que se trate

CO2 cuantificado = cantidad de CO2 determinada por la metodología de cuantificación aplicada, respecto a la fuga de que se trate

Incertidumbresistema = nivel de incertidumbre asociado a la metodología de cuantificación aplicada, respecto a la fuga de que se trate.

ANEXO V

Requisitos mínimos de nivel para las metodologías basadas en el cálculo aplicables a las instalaciones de categoría A y factores de cálculo para los combustibles comerciales estándar utilizados en las instalaciones de las categorías B y C (artículo 26, apartado 1)

ANEXO VI

Valores de referencia para los factores de cálculo [artículo 31, apartado 1, letra a)]

1.    Factores de emisión de combustibles en relación con los valores caloríficos netos (VCN)

2.    Factores de emisión en relación con las emisiones de proceso

3.    Potenciales de calentamiento global para gases de efecto invernadero distintos al CO2

▼M1

▼M2

ANEXO VII

▼B

ANEXO VIII

Metodologías basadas en la medición (artículo 41)

1.    Determinación de los niveles para las metodologías basadas en la medición

Para la aprobación de las metodologías basadas en la medición, estas deberán respetar, según los niveles, las siguientes incertidumbres máximas admisibles para las emisiones horarias medias anuales, calculadas de acuerdo con la ecuación 2 de la sección 3 del presente anexo.

2.    Requisitos mínimos

3.    Determinación de los GEI mediante metodologías basadas en la medición

Ecuación 1:   Cálculo de las emisiones anuales

donde:

conc GEIhora = concentraciones horarias de emisiones en g/Nm3 en el flujo de gas de salida medidas durante el funcionamiento

flujo de gas de salida = flujo de gas de salida en Nm3 por cada hora.

Ecuación 2:   Determinación de las concentraciones horarias medias

donde:

Emisiones GEImedia hora = media horaria anual de las emisiones de la fuente, en kg/h;

conc GEIhora = concentraciones horarias de emisiones en g/Nm3 en el flujo de gas de salida medidas durante el funcionamiento; flujo de gas de salida = flujo de gas de salida en Nm3 por cada hora.

4.    Cálculo de la concentración utilizando mediciones indirectas de la concentración

Ecuación 3:   Cálculo de la concentración

5.    Cálculo de valores de sustitución cuando no se dispone de datos de concentración en las metodologías basadas en la medición

Ecuación 4:   Cálculo de valores de sustitución cuando no se dispone de datos de concentración en las metodologías basadas en la medición

donde:

ANEXO IX

Datos e información que deben conservarse como mínimo de conformidad con el artículo 66, apartado 1

Los titulares de instalaciones y operadores de aeronaves deberán conservar como mínimo lo siguiente:

1.    Elementos comunes a las instalaciones fijas y a los operadores de aeronaves

2.    Elementos específicos para las instalaciones con fuentes fijas

3.    Elementos específicos para las actividades de aviación

ANEXO X

Contenido mínimo de los informes anuales (artículo 67, apartado 3)

1.    Informe anual de emisiones de instalaciones con fuentes fijas

El informe anual de emisiones de una instalación deberá contener como mínimo la información siguiente:

Las emisiones procedentes de fuentes de emisión distintas, o los flujos fuente del mismo tipo procedentes de una única instalación y que correspondan a la misma actividad, podrán comunicarse de manera agregada dentro del tipo de actividad pertinente.

Cuando se hayan realizado cambios en los niveles durante el período de notificación, el titular calculará y notificará las emisiones en apartados separados del informe anual, correspondientes a cada una de las distintas partes en que se divida el período de notificación.

Los titulares de emplazamientos de almacenamiento de CO2 podrán presentar, tras su cierre de conformidad con el artículo 17 de la Directiva 2009/31/CE, informes simplificados de emisiones que contengan como mínimo los elementos indicados en los puntos 1 a 5, siempre que la autorización de emisión de gases de efecto invernadero no incluya fuentes de emisión.

2.    Informe anual de emisiones de operadores de aeronaves

El informe anual de emisiones de un operador de aeronaves deberá contener como mínimo la información siguiente:

3.    Informes de datos sobre toneladas-kilómetro de los operadores de aeronaves

El informe de datos sobre toneladas-kilómetro de un operador de aeronaves deberá contener como mínimo la información siguiente:

( 1 ) DO L 275 de 25.10.2003, p. 32.

( 2 ) DO L 229 de 31.8.2007, p. 1.

( 3 ) DO L 140 de 5.6.2009, p. 16.

( 4 ) DO L 149 de 12.6.2009, p. 69.

( 5 ) DO L 140 de 5.6.2009, p. 114.

( 6 ) DO L 135 de 30.4.2004, p. 1.

( 7 ) DO L 373 de 31.12.1991, p. 4.

( 8 ) Véase la página 1 del presente Diario Oficial.

( 9 ) DO L 130 de 17.5.2011, p. 1.

( 10 ) DO L 122 de 16.5.2009, p. 6.

( 11 ) DO L 315 de 29.11.2011, p. 1.

( 12 ) DO L 33 de 4.2.2006, p. 1.

( 13 ) DO L 393 de 30.12.2006, p. 1.

( 14 ) DO L 342 de 22.12.2009, p. 1.

( 15 ) Instituto Internacional del Aluminio; Protocolo de gases de efecto invernadero para el sector del aluminio, octubre de 2006; Agencia de Protección del Medio Ambiente de Estados Unidos e Instituto Internacional del Aluminio; Protocolo para la medición las emisiones de tetrafluorometano (CF4) y hexafluoroetano (C2F6) de la producción de aluminio primario, abril de 2008.

( 16 ) DO L 226 de 6.9.2000, p. 3.