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Document 02018L2001-20231120
Directive (EU) 2018/2001 of the European Parliament and of the Council of 11 December 2018 on the promotion of the use of energy from renewable sources (recast) (Text with EEA relevance)Text with EEA relevance
Consolidated text: Directiva (UE) 2018/2001 del Parlamento Europeo y del Consejo de 11 de diciembre de 2018 relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables (versión refundida) (Texto pertinente a efectos del EEE)Texto pertinente a efectos del EEE
Directiva (UE) 2018/2001 del Parlamento Europeo y del Consejo de 11 de diciembre de 2018 relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables (versión refundida) (Texto pertinente a efectos del EEE)Texto pertinente a efectos del EEE
02018L2001 — ES — 20.11.2023 — 002.002
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DIRECTIVA (UE) 2018/2001 DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO de 11 de diciembre de 2018 relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables (versión refundida) (Texto pertinente a efectos del EEE) (DO L 328 de 21.12.2018, p. 82) |
Modificada por:
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Diario Oficial |
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n° |
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REGLAMENTO DELEGADO (UE) 2022/759 DE LA COMISIÓN de 14 de diciembre de 2021 |
L 139 |
1 |
18.5.2022 |
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DIRECTIVA (UE) 2023/2413 DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO de 18 de octubre de 2023 |
L |
1 |
31.10.2023 |
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Rectificada por:
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Rectificación,, DO L , 7.2.2024, p. 1 ((UE) 2023/2413Europea L, 2023/2413) |
DIRECTIVA (UE) 2018/2001 DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO
de 11 de diciembre de 2018
relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables
(versión refundida)
(Texto pertinente a efectos del EEE)
Artículo 1
Objeto
La presente Directiva establece un marco común para el fomento de la energía procedente de fuentes renovables. Fija un objetivo vinculante para la Unión en relación con la cuota general de energía procedente de fuentes renovables en el consumo final bruto de energía de la Unión en 2030. Establece también normas sobre las ayudas financieras a la electricidad procedente de fuentes renovables, el autoconsumo de dicha electricidad, y el uso de energías renovables en los sectores de calefacción y refrigeración y del transporte, la cooperación regional entre Estados miembros y entre Estados miembros y terceros países, las garantías de origen, los procedimientos administrativos y la información y la formación. Define criterios de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero para los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa.
Artículo 2
Definiciones
A efectos de la presente Directiva, serán de aplicación las definiciones pertinentes de la Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo ( 1 ).
Además, se entenderá por:
«energía procedente de fuentes renovables» o «energía renovable»: la energía procedente de fuentes renovables no fósiles, es decir, energía eólica, energía solar (solar térmica y solar fotovoltaica) y energía geotérmica, energía osmótica, energía ambiente, energía mareomotriz, energía undimotriz y otros tipos de energía oceánica, energía hidroeléctrica, y energía procedente de biomasa, gases de vertedero, gases de plantas de depuración y biogás;
«madera en rollo de uso industrial»: trozas de aserrío, trozas para chapa, madera para pasta (en rollo o partida), así como otra madera en rollo apta para fines industriales, excluida la madera en rollo cuyas características, como la especie, dimensión, rectitud y densidad de los nudos, la hacen no apta para usos industriales según las definiciones debidamente justificadas establecidas por los Estados miembros de acuerdo con las condiciones forestales y de mercado pertinentes;
«energía ambiente»: la energía térmica presente de manera natural y la energía acumulada en un ambiente confinado, que puede almacenarse en el aire ambiente (excluido el aire de salida) o en las aguas superficiales o residuales;
«energía geotérmica»: la energía almacenada en forma de calor bajo la superficie de la tierra sólida;
«consumo final bruto de energía»: los productos energéticos suministrados con fines energéticos a la industria, el transporte, los hogares, los servicios, incluidos los servicios públicos, la agricultura, la silvicultura y la pesca, el consumo de electricidad y calor por la rama de energía para la producción de electricidad y de calor, y las pérdidas de electricidad y calor en la distribución y el transporte;
«sistema de apoyo»: cualquier instrumento, sistema o mecanismo aplicado por un Estado miembro o un grupo de Estados miembros, que promueve el uso de energía procedente de fuentes renovables mediante la reducción del coste de esta energía, aumentando su precio de venta o incrementando, mediante una obligación de utilizar energías renovables u otras medidas, el volumen de energía renovable adquirida, incluyendo, sin limitarse a estos, las ayudas a la inversión, las exenciones o desgravaciones fiscales, las devoluciones de impuestos, los sistemas de apoyo a la obligación de utilizar energías renovables incluidos los que emplean los certificados verdes, y los sistemas de apoyo directo a los precios, incluidas las tarifas reguladas y las primas determinadas según escalas variables o fijas;
«obligación de utilizar energías renovables»: un sistema de apoyo que obliga a los productores de energía a incluir en su producción una determinada cuota de energía procedente de fuentes renovables, a los proveedores de energía a incluir en su oferta una determinada cuota de energía procedente de fuentes renovables o a los consumidores de energía a incluir en su consumo una determinada cuota de energía procedente de fuentes renovables, incluidos los sistemas en los cuales esas obligaciones pueden cumplirse mediante el uso de certificados verdes;
«instrumento financiero»: un instrumento financiero tal como se define en el artículo 2, punto 29, del Reglamento (UE, Euratom) 2018/1046 del Parlamento Europeo y el Consejo ( 2 );
«pyme»: una microempresa, una pequeña o una mediana empresa tal como se definen en el artículo 2 del anexo de la Recomendación 2003/361/CE de la Comisión ( 3 );
«calor y frío residuales»: el calor y el frío inevitables generados como subproducto en instalaciones industriales o de generación de electricidad, o en el sector terciario, y que se disiparía, sin utilizarse, en el aire o en el agua sin acceso a un sistema urbano de calefacción o refrigeración, cuando se haya utilizado o vaya a utilizarse un proceso de cogeneración o cuando la cogeneración no sea posible;
«zona de aceleración renovable»: ubicación o zona específica, en tierra o en el mar o en aguas interiores, que un Estado miembro ha designado como especialmente adecuada para la instalación de plantas de energía renovable;
«equipo de energía solar»: equipo que convierte la energía procedente del sol en energía térmica o eléctrica, en particular los equipos solares térmicos y los equipos solares fotovoltaicos;
«repotenciación»: la renovación de las centrales eléctricas que producen energías renovables, incluyendo la sustitución total o parcial de las instalaciones o de los sistemas operativos y de los equipos, con el objetivo de reemplazar la capacidad o mejorar la eficiencia o la capacidad de la instalación;
«gestor de la red de distribución»: un operador tal como lo definen el artículo 2, punto 6, de la Directiva 2009/72/CE y el artículo 2, punto 6, de la Directiva 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo ( 4 );
«garantía de origen»: un documento electrónico cuya única función es acreditar ante un consumidor final que una cuota o cantidad determinada de energía se ha producido a partir de fuentes renovables;
«combinación energética residual»: la combinación energética total anual de un Estado miembro, excluyendo la cuota correspondiente a las garantías de origen canceladas;
«autoconsumidor de energías renovables»: un consumidor final que opera en su local situado dentro de un espacio delimitado o, cuando lo permita el Estado miembro, en otros locales, que genera electricidad renovable para su propio consumo y que puede almacenar o vender electricidad renovable autogenerada, siempre y cuando, en el caso de los autoconsumidores de energías renovables que no sean hogares, dichas actividades no constituyan su principal actividad comercial o profesional;
«zona de ofertas»: zona de ofertas tal como se define en el artículo 2, punto 65, del Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y el Consejo ( 5 );
«tecnología innovadora de energía renovable»: tecnología de generación de energía renovable que mejora, al menos de algún modo, tecnología renovable de vanguardia comparable, o que convierte en explotable tecnología de energía renovable que no está plenamente comercializada o que implica un claro grado de riesgo;
«sistema de medición inteligente»: sistema de medición inteligente tal como se define en el artículo 2, punto 23, de la Directiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo ( 6 );
«punto de recarga»: punto de recarga tal como se define en el artículo 2, punto 48, del Reglamento (UE) 2023/1804 del Parlamento Europeo y del Consejo ( 7 );
«participante en el mercado»: participante en el mercado tal como se define en el artículo 2, punto 25, del Reglamento (UE) 2019/943;
«mercado de la electricidad»: mercados de la electricidad tal como se definen en el artículo 2, punto 9, de la Directiva (UE) 2019/944;
«batería doméstica»: batería recargable autónoma con una capacidad nominal superior a 2 kWh, apta para ser instalada y utilizada en un entorno doméstico;
«batería para vehículos eléctricos»: batería para vehículos eléctricos tal como se define en el artículo 3, apartado 1, punto 14, del Reglamento (UE) …/… del Parlamento Europeo y del Consejo ( 8 );
«batería industrial»: batería industrial tal como se define en el artículo 3, apartado 1 punto 13, del Reglamento (UE) 2023/1542;
«estado de salud»: estado de salud tal como se define en artículo 3, apartado 1, punto 28, del Reglamento (UE) 2023/1542;
«estado de carga»: estado de carga tal como se define en artículo 3, apartado 1, punto 27, del Reglamento (UE) 2023/1542;
«valor de consigna de potencia»: información dinámica contenida en el sistema de gestión de la batería que indica la configuración de potencia eléctrica a la que debe en condiciones óptimas funcionar la batería durante una operación de recarga o descarga, a fin de optimizar su estado de salud y su uso operativo;
«recarga inteligente»: operación de recarga en la que la intensidad de la electricidad suministrada a la batería se ajusta dinámicamente, de acuerdo con información recibida a través de las comunicaciones electrónicas;
«autoridad reguladora»: autoridad reguladora tal como se define en el artículo 2, punto 2, del Reglamento (UE) 2019/943;
«recarga bidireccional»: recarga bidireccional tal como se define en el artículo 2, punto 11, del Reglamento (UE) 2023/1804;
«punto de recarga de potencia normal»: punto de recarga de potencia normal tal como se define en el artículo 2, punto 37, del Reglamento (UE) 2023/1804;
«contrato de compra de energía renovable»: contrato en virtud del cual una persona física o jurídica acuerda adquirir energía renovable directamente de un productor y que abarca, entre otros, los contratos de compra de electricidad renovable y los contratos de compra de calefacción y refrigeración renovables;
«autoconsumidores de energías renovables que actúan de forma conjunta»: un grupo de al menos dos autoconsumidores de energías renovables que actúan de forma conjunta con arreglo al punto 14, que se encuentran en el mismo edificio o bloque de apartamentos;
«comunidad de energías renovables»: una entidad jurídica:
que, con arreglo al Derecho nacional aplicable, se base en la participación abierta y voluntaria, sea autónoma y esté efectivamente controlada por socios o miembros que están situados en las proximidades de los proyectos de energías renovables que sean propiedad de dicha entidad jurídica y que esta haya desarrollado;
cuyos socios o miembros sean personas físicas, pymes o autoridades locales, incluidos los municipios;
cuya finalidad primordial sea proporcionar beneficios medioambientales, económicos o sociales a sus socios o miembros o a las zonas locales donde opera, en lugar de ganancias financieras;
«contrato de compra de electricidad renovable»: un contrato en virtud del cual una persona física o jurídica acuerda adquirir electricidad renovable directamente de un productor de energía;
«comercio entre pares» de energía renovable: la venta de energía renovable entre operadores económicos del mercado por medio de contratos con condiciones predeterminadas que regulan la ejecución y liquidación automatizadas de la transacción, bien directamente entre los operadores económicos del mercado o bien indirectamente a través de un tercero certificado que opera en el mercado, por ejemplo un agregador. El derecho al comercio entre pares se entenderá sin perjuicio de los derechos y obligaciones de las partes que participan en calidad de clientes finales, productores, proveedores o agregadores;
«industria»: empresas y productos enmarcados en las secciones B, C y F y en la sección J, división 63, de la nomenclatura estadística de actividades económicas (NACE REV.2), tal como se establece en el Reglamento (CE) n.o 1893/2006 del Parlamento Europeo y del Consejo ( 9 );
«fines no energéticos»: utilización de combustibles como materia prima en un proceso industrial, en lugar de para producir energía;
«sistema urbano de calefacción» o «sistema urbano de refrigeración»: distribución de energía térmica en forma de vapor, agua caliente o fluidos refrigerantes, desde fuentes centrales o descentralizadas de producción a través de una red hacia múltiples edificios o emplazamientos, para la calefacción o la refrigeración de espacios o procesos;
«sistema urbano eficiente de calefacción y refrigeración»: un sistema urbano eficiente de calefacción y refrigeración tal como se define en el artículo 2, punto 41, de la Directiva 2012/27/UE;
«cogeneración de alta eficiencia»: cogeneración de alta eficiencia tal como se define en el artículo 2, punto 34, de la Directiva 2012/27/UE;
«certificado de eficiencia energética»: certificado de eficiencia energética tal como se define en el artículo 2, punto 12, de la Directiva 2010/31/UE;
«combustibles renovables»: biocarburantes, biolíquidos, combustibles de biomasa y combustibles renovables de origen no biológico;
«primero, la eficiencia energética»: «primero, la eficiencia energética» tal como se define en el artículo 2, punto 18, del Reglamento (UE) 2018/1999;
«residuo»: un residuo tal como se define en el artículo 3, apartado 1, de la Directiva 2008/98/CE, con exclusión de las sustancias que hayan sido modificadas o contaminadas de forma intencionada para ajustarlas a la presente definición;
«biomasa»: la fracción biodegradable de los productos, residuos y desechos de origen biológico procedentes de actividades agrarias, incluidas las sustancias de origen vegetal y de origen animal, de la silvicultura y de las industrias conexas, incluidas la pesca y la acuicultura, así como la fracción biodegradable de los residuos, incluidos los residuos industriales y municipales de origen biológico;
«biomasa agrícola»: la biomasa producida en la agricultura;
«biomasa forestal»: la biomasa producida en la silvicultura;
«combustibles de biomasa»: los combustibles gaseosos o sólidos producidos a partir de biomasa;
«biogás»: los combustibles gaseosos producidos a partir de biomasa;
«biorresiduo»: biorresiduo tal como se define en el artículo 3, punto 4, de la Directiva 2008/98/CE;
«zona de aprovisionamiento»: el área geográfica definida de la que son originarias las materias primas de biomasa forestal, de las que se dispone de información fiable e independiente y donde las condiciones son suficientemente homogéneas para evaluar las características de la biomasa forestal desde los puntos de vista del riesgo para la sostenibilidad y de la legalidad;
«regeneración forestal»: el restablecimiento natural o artificial de la masa forestal, tras la retirada de la masa anterior debido a la tala o por causas naturales, incluidos los incendios y las tormentas;
«biolíquidos»: los combustibles líquidos destinados a usos energéticos distintos del transporte, entre ellos la producción de electricidad y de calor y frío a partir de biomasa;
«biocarburantes»: los combustibles líquidos destinados al transporte y producidos a partir de biomasa;
«biocarburantes avanzados»: los biocarburantes producidos a partir de las materias primas enumeradas en el anexo IX, parte A;
«combustibles de carbono reciclado»: los combustibles líquidos y gaseosos producidos a partir de flujos de residuos líquidos o sólidos de origen no renovable que no son adecuados para la valorización de materiales con arreglo al artículo 4 de la Directiva 2008/98/CE, o a partir de gases residuales de proceso y gases de escape de origen no renovable producidos como consecuencia inevitable e involuntaria del proceso de producción en instalaciones industriales;
«combustibles renovables de origen no biológico»: los combustibles líquidos o gaseosos cuyo contenido energético procede de fuentes renovables distintas de la biomasa;
«biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa con bajo riesgo de cambio indirecto del uso de la tierra»: los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa cuyas materias primas hayan sido producidas en el marco de regímenes que eviten los efectos de desplazamiento de los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa producidos a partir de cultivos alimentarios y forrajeros mediante la mejora de las prácticas agrícolas, así como mediante la plantación de cultivos en zonas que no estaban destinadas previamente a tal fin, y que hayan sido producidos de acuerdo con los criterios de sostenibilidad establecidos en el artículo 29 para los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa;
«proveedor de combustible»: toda entidad que suministre combustible al mercado y que sea responsable del paso de combustible por un punto de cobro del impuesto especial o, en el caso de la electricidad o cuando no se exija impuesto especial o cuando esté debidamente justificado, cualquier otra entidad pertinente designada por un Estado miembro;
«cultivos ricos en almidón»: los cultivos que incluyen, principalmente, cereales (con independencia de si se aprovechan solo los granos o la planta entera como en el maíz verde), los cultivos de tubérculos y raíces (como la patata, el tupinambo, el boniato, la yuca y el ñame), y los cultivos de cormos (como la malanga y la colocasia);
«cultivos alimentarios y forrajeros»: cultivos ricos en almidón, cultivos azucareros o cultivos oleaginosos producidos en suelos agrícolas como cultivo principal, excluidos los desechos, los residuos o los materiales lignocelulósicos y los cultivos intermedios (como los cultivos intercalados y los cultivos de cobertura), siempre que la utilización de dichos cultivos intermedios no provoque un incremento de la demanda de terrenos;
«materiales lignocelulósicos»: las materias compuestas de lignina, celulosa y hemicelulosa, como la biomasa procedente de los bosques, los cultivos energéticos leñosos y los desechos y residuos industriales del sector forestal;
«materias celulósicas no alimentarias»: las materias primas que se componen principalmente de celulosa y hemicelulosa y cuyo contenido de lignina es inferior al de los materiales lignocelulósicos, incluyendo los desechos de cultivos para alimentos y piensos (como la paja, los tallos, las envolturas y las cáscaras), los cultivos de hierbas energéticos con bajo contenido de almidón (como el ballico, el pasto varilla, el pasto elefante, la caña común), los cultivos de cobertura antes y después de los cultivos principales, los cultivos de pasto, los desechos industriales, incluidos los procedentes de cultivos para alimentos y piensos una vez extraídos los aceites vegetales, los azúcares, los almidones y las proteínas, y la materia procedente de biorresiduos, entendiéndose por cultivos de pasto y cultivos de cobertura los pastos temporales, sembrados por un período corto, que comprenden una mezcla de hierba y leguminosas con bajo contenido de almidón para servir de forraje para ganado y mejorar la fertilidad del suelo a fin de obtener un mayor rendimiento de los principales cultivos herbáceos;
«desecho»: sustancia que no es el producto final que un proceso de producción pretende obtener directamente; no es un objetivo primario del proceso de producción y el proceso no ha sido modificado de forma deliberada para producirlo;
«desechos agrícolas, de la acuicultura, pesqueros y forestales»: los desechos directamente generados por la agricultura, la acuicultura, la pesca y la explotación forestal, sin que se incluyan los desechos procedentes de industrias conexas o de la transformación;
«plantación forestal»: plantación forestal tal como se define en el artículo 2, punto 11, del Reglamento (UE) 2023/1115 del Parlamento Europeo y del Consejo ( 10 );
«energía osmótica»: energía creada a partir de la diferencia en la concentración de sal entre dos fluidos, tales como agua dulce y agua salada;
«eficiencia del sistema»: la selección de soluciones eficientes desde el punto de vista energético en aquellos casos en que también permiten una vía de descarbonización rentable, una flexibilidad adicional y un uso eficiente de los recursos;
«almacenamiento de energía en coubicación»: una instalación de almacenamiento de energía combinada con una instalación de producción de energía renovable y conectadas al mismo punto de acceso a la red;
«vehículo eléctrico de energía solar»: vehículo de motor equipado con un grupo de propulsión que contiene solo mecanismos eléctricos no periféricos que funcionan como convertidor de energía, y con un sistema de almacenamiento de energía eléctrica recargable que puede recargarse desde el exterior, y con paneles fotovoltaicos integrados en el vehículo;
«valor real»: la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero en algunas fases o en todas las fases de un proceso de producción específico de biocarburantes, biolíquidos o combustibles de biomasa, calculada según los métodos establecidos en el anexo V, parte C, y en el anexo VI, parte B;
«valor típico»: la estimación de las emisiones de gases de efecto invernadero y de la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero en un proceso particular de producción de biocarburantes, biolíquidos o combustibles de biomasa, que sea representativo del consumo de la Unión;
«valor por defecto»: el valor derivado de un valor típico mediante la aplicación de factores predeterminados y que, en determinadas circunstancias especificadas en la presente Directiva, puede utilizarse en lugar de un valor real.
Artículo 3
Objetivo global vinculante de la Unión para 2030
Los Estados miembros procurarán conjuntamente incrementar la cuota de energía procedente de fuentes renovables hasta el 45 % del consumo final bruto de energía de la Unión en 2030.
Los Estados miembros fijarán un objetivo indicativo de tecnología innovadora de energía renovable de al menos el 5 % de la nueva capacidad instalada de energía renovable a más tardar en 2030.
Si, sobre la base de la evaluación del proyecto de los planes nacionales integrados de energía y clima, presentados de conformidad con el artículo 9 del Reglamento (UE) 2018/1999, la Comisión concluye que las contribuciones nacionales de los Estados miembros son insuficientes para la consecución colectiva del objetivo global vinculante de la Unión, aplicará el procedimiento establecido en los artículos 9 y 31 de dicho Reglamento.
Los Estados miembros diseñarán los sistemas de apoyo a la energía procedente de biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa de manera que se evite incentivar procesos no sostenibles y distorsionar la competencia con los sectores en los que se usan como materiales, con el objeto de asegurar que la biomasa leñosa se utilice en función de su más alto valor añadido económico y ambiental en el siguiente orden de prelación:
los productos derivados de la madera;
la ampliación de la vida útil de los productos derivados de la madera;
la reutilización;
el reciclado;
la bioenergía, y
la eliminación.
Los Estados miembros podrán establecer excepciones al principio de uso en cascada de la biomasa a que se refiere el apartado 3 cuando proceda para garantizar la seguridad del suministro energético. Los Estados miembros también podrán establecer excepciones a dicho principio cuando la industria local sea cuantitativa o técnicamente incapaz de emplear biomasa forestal con un valor añadido económico y ambiental superior al de la producción de energía, para materias primas procedentes de:
actividades de gestión forestal necesarias, cuyo objeto es asegurar operaciones de aclareo precomerciales o realizadas de conformidad con el Derecho nacional sobre la prevención de incendios forestales en áreas de alto riesgo;
cortas extraordinarias tras perturbaciones naturales documentadas, o
el aprovechamiento de determinadas maderas cuyas características no son adecuadas para las instalaciones locales de procesamiento.
Los Estados miembros no otorgarán apoyo financiero directo:
al uso de trozas de aserrío, trozas para chapa, madera en rollo de uso industrial, tocones y raíces para producir energía;
a la producción de energía renovable a partir de la incineración de residuos, a menos que se hayan cumplido las obligaciones sobre recogida separada establecidas en la Directiva 2008/98/CE.
Sin perjuicio del apartado 3, los Estados miembros no otorgarán nuevo apoyo ni renovarán ningún apoyo a la producción de electricidad a partir de biomasa forestal en instalaciones únicamente eléctricas, salvo que dicha electricidad satisfaga al menos una de las siguientes condiciones:
que se produzca en una región señalada en un plan territorial de transición justa establecido de conformidad con al artículo 11 del Reglamento (UE) 2021/1056 del Parlamento Europeo y del Consejo ( 11 ) debido a su dependencia de los combustibles fósiles sólidos y que cumpla los requisitos pertinentes establecidos en el artículo 29, apartado 11, de la presente Directiva;
que se produzca aplicando la captura y almacenamiento de CO2 de biomasa y cumpla los requisitos establecidos en el artículo 29, apartado 11, párrafo segundo;
que se produzca en una región ultraperiférica, a que se refiere el artículo 349 del TFUE, durante un período limitado y con el objetivo de reducir progresivamente, lo máximo posible, el uso de biomasa forestal sin afectar al acceso a una energía segura y protegida.
En 2027 a más tardar la Comisión publicará un informe sobre el impacto de los sistemas de apoyo para la biomasa de los Estados miembros, incluidos sus efectos en la biodiversidad, en el clima y el medio ambiente, y en las posibles distorsiones del mercado, y evaluará la posibilidad de establecer limitaciones adicionales para los sistemas de apoyo a la biomasa forestal.
La Comisión respaldará el nivel elevado de ambición de los Estados miembros facilitando un marco que englobe un mayor uso de los fondos de la Unión, incluidos fondos adicionales para facilitar una transición justa de las regiones con un uso intensivo de carbono a mayores cuotas de energías renovables, en concreto de los instrumentos financieros, especialmente con los siguientes objetivos:
reducir el coste del capital para proyectos de energías renovables;
desarrollar proyectos y programas para integrar las fuentes renovables en el sistema energético, para aumentar la flexibilidad de este, para mantener la estabilidad de la red y para gestionar las congestiones que se produzcan en ella;
desarrollar la infraestructura de la red de transmisión y distribución, redes inteligentes, estructuras de almacenamiento e interconexiones, con el fin de alcanzar un objetivo de interconexión eléctrica del 15 % a más tardar en 2030 para aumentar el nivel de viabilidad técnica y asequibilidad económica de energía renovable en el sistema eléctrico.
mejorar la cooperación regional entre los Estados miembros y entre estos y terceros países mediante proyectos conjuntos, sistemas de apoyo conjuntos y la apertura de sistemas de apoyo para la electricidad renovable destinados a productores situados en otros Estados miembros.
Artículo 4
Sistemas de apoyo a la electricidad procedente de fuentes renovables
A tal fin, por lo que respecta a los sistemas de apoyo directo a los precios, la ayuda se concederá en forma de una prima de mercado que podría ser, entre otras posibilidades, variable o fija.
Los Estados miembros podrán eximir del cumplimiento del presente apartado a las instalaciones de pequeña magnitud y a los proyectos de demostración, sin perjuicio del Derecho de la Unión aplicable en materia de mercado interior de la electricidad.
Los Estados miembros podrán eximir de los procedimientos de licitación a las instalaciones de pequeña magnitud y a los proyectos de demostración.
Los Estados miembros podrán también considerar establecer mecanismos para garantizar la diversificación regional de la implantación de electricidad renovable, en particular para garantizar una integración del sistema eficiente en términos de costes.
Los Estados miembros podrán limitar los procedimientos de licitación a determinadas tecnologías cuando la apertura de los sistemas de apoyo a todos los productores de electricidad procedente de fuentes renovables diese lugar a resultados subóptimos, habida cuenta de:
el potencial a largo plazo de una tecnología específica;
la necesidad de diversificación;
los costes de integración de la red;
las limitaciones y la estabilidad de la red;
en el caso de la biomasa, la necesidad de prevenir distorsiones en los mercados de materias primas.
Cuando se conceda apoyo a la electricidad procedente de fuentes renovables mediante licitación y con el fin de garantizar un índice de finalización de proyectos elevado, los Estados miembros:
establecerán y publicarán criterios transparentes y no discriminatorios para cumplir los requisitos de la licitación y fijarán fechas y normas claras para entregar el proyecto;
publicarán información acerca de licitaciones anteriores, incluidos los índices de finalización de proyectos.
A más tardar el 31 de diciembre de 2021 y, posteriormente, cada tres años, la Comisión informará al Parlamento Europeo y al Consejo acerca de los resultados del apoyo a la electricidad procedente de fuentes renovables concedido mediante licitación en la Unión, analizando en particular la capacidad de las licitaciones de:
conseguir una reducción de los costes;
conseguir mejoras tecnológicas;
conseguir índices elevados de finalización de los proyectos;
permitir la participación no discriminatoria de los pequeños actores y, en su caso, las autoridades locales;
limitar el impacto medioambiental;
garantizar la aceptabilidad local;
garantizar la seguridad del suministro y la integración de la red.
Artículo 5
Apertura de los sistemas de apoyo a la electricidad procedente de fuentes renovables
Al abrir la participación en los sistemas de apoyo a la electricidad procedente de fuentes renovables, los Estados miembros podrán disponer que el apoyo a un porcentaje indicativo de las nuevas capacidades subvencionadas, o del presupuesto que se les asigna, se abra cada año a productores situados en otros Estados miembros.
Dichos porcentajes indicativos podrán ser, cada año, de al menos el 5 % desde 2023 hasta 2026 y de al menos el 10 % desde 2027 hasta 2030, o, si es menor, del nivel de interconexión del Estado miembro en cuestión en un año determinado.
Los Estados miembros podrán organizar uno o varios sistemas de apoyo piloto que estén abiertos a productores situados en otros Estados miembros para adquirir una mayor experiencia en la aplicación.
Artículo 6
Estabilidad del apoyo financiero
Artículo 7
Cálculo de la cuota de energía procedente de fuentes renovables
El consumo final bruto de energía procedente de fuentes renovables en cada Estado miembro se calculará como la suma:
del consumo final bruto de electricidad procedente de fuentes renovables;
del consumo final bruto de energía procedente de fuentes renovables en el sector de calefacción y refrigeración, y
del consumo final de energía procedente de fuentes renovables en el sector del transporte.
A efectos del párrafo primero, letras a), b) o c), el gas y la electricidad procedentes de fuentes renovables solamente se contabilizarán una vez para el cálculo de la cuota de consumo final bruto de energía procedente de fuentes renovables.
La energía producida a partir de combustibles renovables de origen no biológico se contabilizará en el sector en el que se consuma (electricidad, calefacción y refrigeración, o transporte).
Sin perjuicio de lo dispuesto en el párrafo tercero, los Estados miembros podrán acordar, por medio de un acuerdo de cooperación específico, contabilizar la totalidad o parte de los combustibles renovables de origen no biológico consumidos en un Estado miembro en la cuota de consumo final bruto de energía procedente de fuentes renovables en el Estado miembro en el que se producen dichos combustibles. A fin de realizar un seguimiento sobre si los mismos combustibles renovables de origen no biológico no se contabilizan en el Estado miembro en que se producen y en el Estado miembro en que se consumen y a fin de registrar la cantidad contabilizada, los Estados miembros notificarán a la Comisión cualquier acuerdo de cooperación de este tipo. Dicho acuerdo de cooperación deberá contemplar la cantidad de combustibles renovables de origen no biológico que debe contabilizarse en total y para cada Estado miembro y la fecha en que entrará en vigor el acuerdo de cooperación.
A reserva de lo dispuesto en el artículo 29, apartado 1, párrafo segundo, no se tendrán en cuenta los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa que no cumplan los criterios de sostenibilidad y reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero establecidos en el artículo 29, apartados 2 a 7 y 10.
En las instalaciones multicombustibles que utilizan fuentes renovables y no renovables, solamente se tendrá en cuenta la parte de la electricidad producida a partir de fuentes renovables. Para efectuar ese cálculo, la contribución de cada fuente energética se calculará sobre la base de su contenido energético.
La electricidad generada con energías hidráulica y eólica se contabilizará de conformidad con las fórmulas de normalización establecidas en el anexo II.
En las instalaciones multicombustibles que utilizan fuentes renovables y no renovables, solamente se tendrá en cuenta la parte de calor y frío producida a partir de fuentes renovables. Para efectuar este cálculo, la contribución de cada fuente energética se calculará sobre la base de su contenido energético.
La energía ambiente y la energía geotérmica utilizadas para calefacción y refrigeración mediante bombas de calor y sistemas urbanos de refrigeración se tendrá en cuenta a efectos del apartado 1, párrafo primero, letra b), siempre que la producción final de energía supere de forma significativa el insumo de energía primaria necesaria para impulsar la bomba de calor. La cantidad de calor o de frío que se ha de considerar como energía procedente de fuentes renovables a efectos de la presente Directiva se calculará de conformidad con la metodología establecida en el anexo VII y tendrá en cuenta el uso de energía en todos los sectores de uso final.
La energía térmica generada por los sistemas de energía pasiva, que permiten reducir el consumo de energía pasivamente gracias al diseño del edificio o utilizando el calor generado por la energía procedente de fuentes no renovables, no se tendrá en cuenta a efectos del apartado 1, párrafo primero, letra b).
A más tardar el 31 de diciembre de 2021, la Comisión adoptará actos delegados de conformidad con el artículo 35 con el fin de completar la presente Directiva estableciendo una metodología para calcular la cantidad de energías renovables utilizada para la refrigeración y la refrigeración urbana y para modificar el anexo VII.
Esa metodología incluirá factores de rendimiento estacional mínimos para las bombas de calor que operan en modo reversible.
A efectos de lo dispuesto en el apartado 1, párrafo primero, letra c), se aplicarán los requisitos siguientes:
el consumo final de energía procedente de fuentes renovables en el sector del transporte se calculará como la suma de todos los biocarburantes, el biogás y los combustibles renovables de origen no biológico consumidos en el sector del transporte. Ello incluirá los combustibles renovables suministrados a depósitos de combustible de barcos internacionales.
para el cálculo del consumo final de energía en el sector del transporte, se emplearán los valores relativos al contenido energético de los combustibles para el transporte, de conformidad con lo establecido en el anexo III. Para determinar el contenido energético de los combustibles para el transporte que no estén incluidos en el anexo III, los Estados miembros emplearán las normas aplicables de la Organización Europea de Normalización (ESO) para la determinación del valor calorífico de los combustibles. Cuando no se hayan adoptado normas ESO a tales efectos, los Estados miembros emplearán las normas aplicables de la Organización Internacional de Normalización (ISO).
A efectos de lo dispuesto en el párrafo primero del presente apartado, la suma a que se hace referencia en el apartado 1, párrafo primero, del presente artículo se ajustará con arreglo a lo dispuesto a en los artículos 8, 10, 12 y 13.
Al calcular el consumo final bruto de energía de un Estado miembro a los efectos de establecer su cumplimiento de los objetivos y la trayectoria indicativa fijados por la presente Directiva, la cantidad de energía consumida en la aviación se considerará que no sobrepasa, como proporción del consumo final bruto de energía de ese Estado miembro, el 6,18 %. En el caso de Chipre y Malta, se considerará que la cantidad de energía consumida por la aviación no supera, en proporción al consumo final bruto de energía de dichos Estados miembros, el 4,12 %.
Los Estados miembros garantizarán la coherencia de la información estadística utilizada para el cálculo de dichas cuotas sectoriales y globales y de la información estadística que remitan a la Comisión en virtud de dicho Reglamento.
Artículo 8
Plataforma de desarrollo de energías renovables de la Unión y transferencias estadísticas entre Estados miembros
Los Estados miembros podrán convenir la transferencia estadística de cantidades determinadas de energía procedente de fuentes renovables de un Estado miembro a otro Estado miembro. La cantidad transferida será:
restada de la cantidad de energía procedente de fuentes renovables que se tenga en cuenta para calcular la cuota de energías renovables del Estado miembro que realiza la transferencia a efectos de la presente Directiva; y
sumada a la cantidad de energía procedente de fuentes renovables que se tenga en cuenta para calcular la cuota de energías renovables del Estado miembro que recibe la transferencia a efectos de la presente Directiva.
La Comisión estará facultada para adoptar actos delegados con arreglo al artículo 32 para completar la presente Directiva estableciendo la PDER y fijando las condiciones para ultimar las transferencias a que se refiere el apartado 5 del presente artículo.
Artículo 9
Proyectos conjuntos entre Estados miembros
A más tardar el 31 de diciembre de 2025, cada Estado miembro celebrará un acuerdo con otro u otros Estados miembros para establecer un marco de cooperación sobre proyectos conjuntos destinados a la producción de energía renovable, del modo siguiente:
a más tardar el 31 de diciembre de 2030, los Estados miembros procurarán llegar a un acuerdo sobre el establecimiento de al menos dos proyectos conjuntos;
a más tardar el 31 de diciembre de 2033, los Estados miembros con un consumo anual de electricidad superior a 100 TWh procurarán llegar a un acuerdo sobre el establecimiento de un tercer proyecto conjunto.
La selección de los proyectos de energía renovable marina conjuntos será coherente con las necesidades señaladas en los planes estratégicos integrados de desarrollo de redes marítimas de alto nivel para cada cuenca marítima a que se refiere el artículo 14, apartado 2, del Reglamento (UE) 2022/869 del Parlamento Europeo y del Consejo ( 12 ) y el plan decenal de desarrollo de la red a escala de la Unión a que se refiere el artículo 30, apartado 1, letra b), del Reglamento (UE) 2019/943, si bien no tendrá por qué limitarse a dichas necesidades y podrá contar con la participación de y autoridades locales y regionales y empresas privadas.
Los Estados miembros trabajarán con miras a una distribución equitativa de los costes y beneficios de los proyectos conjuntos. Para ello, los Estados miembros tendrán en cuenta todos los costes y beneficios pertinentes de dichos proyectos en los correspondientes acuerdos de cooperación.
Los Estados miembros notificarán a la Comisión los acuerdos de cooperación, indicando la fecha en la que se espera que los proyectos conjuntos entren en funcionamiento. Se considerará que los proyectos financiados por contribuciones nacionales en el marco del mecanismo de financiación de energías renovables de la Unión establecido en el Reglamento de Ejecución (UE) 2020/1294 ( 13 ) de la Comisión comportan el cumplimiento de las obligaciones a las que se refiere el párrafo primero para los Estados miembros que participen en ellos.
La notificación a que se refiere el apartado 2:
describirá la instalación propuesta o indicará la instalación renovada;
especificará el porcentaje o la cantidad de electricidad o de calor o frío producidos por la instalación que debe tenerse en cuenta para la cuota de energías renovables del otro Estado miembro;
indicará el Estado miembro a favor del cual se realiza la notificación; y
especificará el período, en años naturales enteros, durante el cual la electricidad, el calor o el frío producidos por la instalación procedentes de fuentes renovables debe tenerse en cuenta para el cálculo de la cuota de energías renovables del otro Estado miembro.
Artículo 10
Efectos de los proyectos conjuntos entre Estados miembros
En el plazo de tres meses a partir del final de cada año dentro del período a que se refiere el artículo 9, apartado 3, letra d), el Estado miembro que haya realizado la notificación con arreglo al artículo 9 declarará en una carta de notificación:
la cantidad total de electricidad o de calor o frío producida a partir de fuentes renovables durante ese año por la instalación objeto de la notificación con arreglo al artículo 9, y
la cantidad de electricidad o calor o frío producida a partir de fuentes renovables durante ese año por la instalación que debe tenerse en cuenta para la cuota de energías renovables de otro Estado miembro de conformidad con los términos de la notificación.
A efectos de la presente Directiva, la cantidad de electricidad o de calefacción o refrigeración a partir de fuentes renovables notificada de conformidad con el apartado 1, letra b):
se restará de la cantidad de electricidad o de calefacción o refrigeración procedentes de fuentes renovables que se tiene en cuenta para calcular la cuota de energías renovables del Estado miembro que haya emitido la carta de notificación con arreglo al apartado 1, y
se sumará a la cantidad de electricidad o de calefacción o refrigeración procedentes de fuentes renovables que se tiene en cuenta calcular la cuota de energías renovables del Estado miembro que haya recibido la carta de notificación con arreglo al apartado 2.
Artículo 11
Proyectos conjuntos entre los Estados miembros y terceros países
La electricidad producida a partir de fuentes renovables en terceros países se tendrá en cuenta para calcular las cuotas de energías renovables de los Estados miembros únicamente si se cumplen las condiciones siguientes:
la electricidad se consume en la Unión, lo que se considerará que se cumple cuando:
una cantidad de electricidad equivalente a la electricidad considerada ha sido asignada definitivamente a la capacidad de interconexión atribuida por todos los gestores de la red de transporte del país de origen, del país de destino y, en su caso, de cada uno de los terceros países de tránsito;
una cantidad de electricidad equivalente a la electricidad considerada ha sido registrada definitivamente en el cuadro de equilibrio por el gestor de red de transporte responsable en la parte de la Unión de un interconector; y
la capacidad asignada y la producción de electricidad a partir de fuentes renovables por la instalación mencionada en la letra b) se refieren al mismo período;
la electricidad se produce en una instalación que ha entrado en funcionamiento después del 25 de junio de 2009 o por la capacidad ampliada de una instalación que se ha renovado después de dicha fecha, con arreglo a un proyecto conjunto conforme se menciona en el apartado 1;
la cantidad de electricidad producida y exportada no ha recibido ayuda de un sistema de apoyo de un tercer país distinta de la ayuda a la inversión concedida a la instalación; y
la electricidad se ha generado de conformidad con el Derecho internacional, en un país tercero signatario del Convenio del Consejo de Europa para la protección de los derechos humanos y de las libertades fundamentales o de otros convenios o tratados internacionales en materia de derechos humanos.
A efectos del apartado 4, los Estados miembros podrán solicitar a la Comisión que tenga en cuenta la electricidad procedente de fuentes renovables producida y consumida en un tercer país, en el contexto de la construcción en su territorio de una interconexión con plazos de realización muy largos entre un Estado miembro y un tercer país, cuando se cumplan las condiciones siguientes:
la construcción de la interconexión deberá haberse iniciado para el 31 de diciembre de 2026;
la interconexión no podrá entrar en servicio para el 31 de diciembre de 2030;
la interconexión podrá entrar en servicio para el 31 de diciembre de 2032;
después de su entrada en servicio, la interconexión se utilizará para la exportación a la Unión, con arreglo al apartado 2, de electricidad procedente de fuentes renovables;
la solicitud se refiere a un proyecto conjunto que cumple los criterios establecidos en el apartado 2, letras b) y c), y que utilizará la interconexión después de que entre en servicio, y la cantidad de electricidad no supera la cantidad que se exportará a la Unión después de que entre el servicio la interconexión.
La notificación a que se refiere el apartado 4:
describirá la instalación propuesta o indicará la instalación renovada;
especificará el porcentaje o la cantidad de electricidad producida por la instalación que debe tenerse en cuenta para la cuota de energías renovables de un Estado miembro, y, a reserva de los requisitos de confidencialidad, las disposiciones financieras correspondientes;
especificará el período, en años naturales enteros, durante el cual la electricidad debe tenerse en cuenta para la cuota de energías renovables del Estado miembro; y
contendrá el reconocimiento por escrito de las letras b) y c) por parte del tercer país en cuyo territorio vaya a entrar en funcionamiento la instalación y una indicación del porcentaje o la cantidad de electricidad producida por la instalación que se utilizará a nivel nacional por dicho tercer país.
Artículo 12
Efectos de los proyectos conjuntos entre los Estados miembros y terceros países
En el plazo de doce meses a partir del final de cada año dentro del período especificado con arreglo al artículo 11, apartado 5, letra c), el Estado miembro notificante declarará en una carta de notificación:
la cantidad total de electricidad producida a partir de fuentes renovables durante ese año por la instalación objeto de la notificación con arreglo al artículo 11;
la cantidad de electricidad producida a partir de fuentes renovables durante ese año por esa instalación que debe tenerse en cuenta para su cuota de energías renovables de conformidad con los términos de la notificación con arreglo al artículo 11, y
la prueba del cumplimiento de las condiciones establecidas en el artículo 11, apartado 2.
Artículo 13
Sistemas de apoyo conjuntos
Sin perjuicio de las obligaciones de los Estados miembros que dispone el artículo 5, dos o más Estados miembros podrán decidir voluntariamente reunir o coordinar parcialmente sus sistemas de apoyo nacionales. En tal caso, una cantidad determinada de energía procedente de fuentes renovables producida en el territorio de un Estado miembro participante podrá tenerse en cuenta para la cuota de energías renovables de otro Estado miembro participante siempre que los Estados miembros interesados:
realicen una transferencia estadística de cantidades especificadas de energía procedente de fuentes renovables de un Estado miembro a otro Estado miembro de conformidad con lo dispuesto en el artículo 8, o
establezcan una regla de distribución acordada por los Estados miembros participantes que asigne cantidades de energía procedente de fuentes renovables entre los Estados miembros participantes.
La regla de distribución a que se refiere el párrafo primero, letra b), se notificará a la Comisión a más tardar tres meses después del final del primer año en que surta efecto.
Artículo 14
Aumentos de capacidad
A efectos del artículo 9, apartado 2, y del artículo 11, apartado 2, letra b), las unidades de energía procedente de fuentes renovables imputables a un aumento de la capacidad de una instalación se tratarán como si hubieran sido producidas por otra instalación que haya entrado en funcionamiento en el momento en que se produjo el aumento de la capacidad.
Artículo 15
Procedimientos administrativos, reglamentos y códigos
En particular, los Estados miembros adoptarán las medidas adecuadas para garantizar que:
los procedimientos administrativos se simplifiquen y se aceleren en el nivel administrativo adecuado y se fijen plazos previsibles para los procedimientos a que se refiere el párrafo primero;
las normas relativas a la autorización, la certificación y la concesión de licencias sean objetivas, transparentes y proporcionadas, no discriminen entre solicitantes y tengan plenamente en cuenta las peculiaridades de cada tecnología de las energías renovables;
las tasas administrativas pagadas por los consumidores, los planificadores, los arquitectos, los constructores y los instaladores y proveedores de equipos y sistemas sean transparentes y proporcionales a los costes; y
se instauren procedimientos de autorización simplificados y menos onerosos, incluido un procedimiento de notificación simple, para los equipos descentralizados, para la producción y el almacenamiento de energía procedente de fuentes renovables
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Los Estados miembros describirán sus políticas y medidas para promover la adopción de contratos de compra de energía renovable en los planes nacionales integrados de energía y clima presentados en virtud de los artículos 3 y 14 del Reglamento (UE) 2018/1999, así como en los informes de situación nacionales integrados de energía y clima presentados en virtud del artículo 17 de dicho Reglamento. En dichos informes de situación indicarán la generación de energía renovable que esté respaldada por contratos de compra de energía renovable.
Tras la evaluación a que se refiere el párrafo primero, la Comisión analizará los obstáculos a los contratos de compra de energía renovable a largo plazo, y en concreto la conclusión generalizada de contratos de compra de energía renovable transfronterizos, y emitirá directrices sobre la supresión de dichos obstáculos.
Artículo 15 bis
Integración de la energía renovable en los edificios
A fin de lograr la cuota indicativa de energías renovables dispuesta en el apartado 1, los Estados miembros exigirán en sus reglamentos y códigos de construcción nacionales y, cuando proceda, en sus sistemas de apoyo o por otros medios con efecto equivalente, el uso de niveles mínimos de energía procedente de fuentes renovables, producida in situ o en las proximidades así como de energías renovables procedentes de la red, en los edificios nuevos y en los que sean objeto de reformas importantes o de la renovación del sistema de calefacción, de conformidad con la Directiva 2010/31/UE cuando resulte económica, técnica y funcionalmente viable. Los Estados miembros permitirán el cumplimiento de esos niveles mínimos a través de, entre otros medios, los sistemas urbanos eficientes de calefacción y refrigeración.
En el caso de los edificios existentes, lo dispuesto en el párrafo primero se aplicará a las fuerzas armadas únicamente en la medida en que su aplicación no dé lugar a conflicto alguno con la naturaleza y objetivos básicos de estas, y con la excepción del material utilizado exclusivamente para fines militares.
Artículo 15 ter
Cartografía de las zonas necesarias para las contribuciones nacionales de cara al objetivo global de la Unión en materia de energías renovables para 2030
Los Estados miembros garantizarán que dichas zonas, incluidos las plantas de energía renovable existentes y los mecanismos de cooperación, sean proporcionales a las trayectorias estimadas y a la capacidad instalada total prevista por tecnología de energía renovable establecida en sus planes nacionales de energía y clima presentados en virtud de los artículos 3 y 14 del Reglamento (UE) 2018/1999.
A efectos de la definición de las zonas a las que se hace referencia en el apartado 1, los Estados miembros tendrán en cuenta en particular lo siguiente:
la disponibilidad de energía procedente de fuentes renovables y el potencial de producción de energía renovable de los diferentes tipos de tecnología en las zonas de superficie y en el subsuelo, y las zonas marítimas o de aguas interiores;
la demanda prevista de energía, teniendo en cuenta la flexibilidad potencial de la gestión activa de la demanda, las mejoras previstas de la eficiencia y la integración del sistema energético;
la disponibilidad de la infraestructura energética pertinente, incluidas las redes, el almacenamiento y otras herramientas de flexibilidad o la posibilidad de crear o mejorar dicha infraestructura de red y almacenamiento.
Artículo 15 quater
Zonas de aceleración renovable
A más tardar el 21 de febrero de 2026, los Estados miembros velarán por que las autoridades competentes adopten uno o varios planes que designen, como subconjunto de las zonas a que se refiere el artículo 15 ter, apartado 1, zonas de aceleración renovable para uno o más tipos de fuentes de energía renovable. Los Estados miembros podrán excluir las plantas de combustión de biomasa y las plantas hidroeléctricas. En dichos planes, las autoridades competentes:
designarán zonas terrestres, de aguas interiores y marinas suficientemente homogéneas en las que no se prevea que el despliegue de uno o varios tipos de fuentes de energía renovable vaya a tener un impacto ambiental significativo, habida cuenta de las particularidades de la zona seleccionada, y al mismo tiempo:
darán prioridad a las superficies artificiales y construidas, como los tejados y las fachadas de los edificios, las infraestructuras de transporte y sus entornos inmediatos, las zonas de estacionamiento, las explotaciones agrícolas, los vertederos, las zonas industriales, las minas, las masas de agua interior, lagos o embalses artificiales y, cuando proceda, las plantas de tratamiento de aguas residuales urbanas, así como las tierras degradadas que no puedan utilizarse para la agricultura,
excluirán los espacios Natura 2000 y las zonas designadas en el marco de los regímenes nacionales de protección de la naturaleza y conservación de la biodiversidad, las principales rutas de migración de aves y mamíferos marinos, así como otras zonas definidas conforme a mapas de sensibilidad y con las herramientas mencionadas en el inciso iii), a excepción de las superficies artificiales y construidas situadas en esas zonas, como los tejados, las zonas de estacionamiento o las infraestructuras de transporte,
utilizarán todas las herramientas y conjuntos de datos adecuados y proporcionados para definir las zonas en las que las plantas de energía renovable no tendrían un impacto ambiental significativo, incluidos mapas de sensibilidad de la vida silvestre, teniendo en cuenta al mismo tiempo los datos disponibles en el contexto del desarrollo de una red Natura 2000 coherente y suficiente en lo que respecta a tipos de hábitats y especies con arreglo a la Directiva 92/43/CEE del Consejo ( 17 ), y a aves y lugares protegidos con arreglo a la Directiva 2009/147/CE del Parlamento Europeo y del Consejo ( 18 );
establecerán normas adecuadas aplicables a las zonas de aceleración renovable en cuanto a las medidas de mitigación efectivas que deben adoptarse en relación con la instalación de plantas de energía renovable y el almacenamiento de energía en coubicación, así como los activos necesarios para la conexión de dichas plantas y almacenamiento a la red, a fin de evitar el impacto ambiental adverso que pueda surgir o, si no es posible, reducirlo significativamente, en su caso velando por que se apliquen medidas de mitigación adecuadas de manera proporcionada y oportuna para garantizar el cumplimiento de las obligaciones establecidas en el artículo 6, apartado 2, y en el artículo 12, apartado 1, de la Directiva 92/43/CEE, el artículo 5 de la Directiva 2009/147/CEE y el artículo 4, apartado 1, letra a), inciso i), de la Directiva 2000/60/CE del Parlamento Europeo y del Consejo ( 19 ), y para evitar el deterioro y lograr un buen estado ecológico o un buen potencial ecológico, de conformidad con el artículo 4, apartado 1, letra a), de la Directiva 2000/60/CE.
Las normas a que se refiere la letra b) del párrafo primero se orientarán a las especificidades de cada zona de aceleración renovable definida, al tipo o tipos de tecnología de energía renovable que vaya a desplegarse en cada zona y al impacto ambiental detectado.
El cumplimiento de las normas a que se refiere el párrafo primero, letra b), y la ejecución de las medidas de mitigación adecuadas por parte de los proyectos individuales darán lugar a la presunción de que los proyectos no incumplen dichas disposiciones, sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 16 bis, apartados 4 y 5 de la presente Directiva. Cuando las medidas de mitigación novedosas destinadas a evitar, tanto como sea posible, las muertes y perturbaciones causadas a especies protegidas con arreglo a las Directivas 92/43/CEE y 2009/147/CE, o cualquier otro impacto ambiental, no se hayan sometido a ensayos exhaustivos en cuanto a su eficacia, los Estados miembros podrán autorizar su uso en uno o varios proyectos piloto durante un período de tiempo limitado, siempre que se supervise estrechamente la eficacia de tales medidas de mitigación y se tomen inmediatamente las acciones adecuadas si no resultan eficaces.
Las autoridades competentes explicarán en los planes que designen zonas de aceleración renovable a que se refiere el párrafo primero la evaluación realizada para definir cada zona de aceleración renovable designada sobre la base de los criterios establecidos en la letra a) del párrafo primero y para definir las medidas de mitigación adecuadas.
A más tardar el 21 de mayo de 2024, los Estados miembros podrán declarar como zonas de aceleración renovable zonas específicas que ya hayan sido designadas como zonas adecuadas para un despliegue acelerado de uno o más tipos de tecnología de energía renovable, siempre que se cumplan cada una de las siguientes condiciones:
que dichas zonas se encuentren fuera de los espacios Natura 2000, las zonas designadas en el marco de los regímenes nacionales de protección de la naturaleza y conservación de la biodiversidad y las rutas definidas de migración de aves;
que los planes en los que se definan dichas zonas se hayan sometido a una evaluación medioambiental estratégica en virtud de la Directiva 2001/42/CE y, en su caso, a una evaluación en virtud del artículo 6, apartado 3, de la Directiva 92/43/CEE;
que los proyectos situados en dichas zonas apliquen normas y medidas adecuadas y proporcionadas para hacer frente al impacto ambiental adverso que pueda surgir.
Artículo 15 quinquies
Participación pública
Artículo 15 sexies
Áreas para la infraestructura de red y de almacenamiento necesaria para integrar la energía renovable en el sistema eléctrico
Los Estados miembros podrán adoptar uno o varios planes para designar áreas de infraestructura específicas para la ejecución de los proyectos de red y de almacenamiento necesarios para integrar la energía renovable en el sistema eléctrico en las que no se prevea que la ejecución de dichos proyectos tenga un impacto ambiental significativo, un impacto que pueda mitigarse o, en su defecto, compensarse debidamente. El objetivo de dichas áreas será apoyar y complementar las zonas de aceleración de renovables. Dichos planes deberán:
en el caso de los proyectos de redes, evitar los espacios Natura 2000 y las zonas designadas en el marco de los regímenes nacionales de protección de la naturaleza y conservación de la biodiversidad, a menos que no existan alternativas proporcionadas para su despliegue, teniendo en cuenta los objetivos del lugar;
en el caso de los proyectos de almacenamiento, excluir los espacios Natura 2000 y las zonas designadas con arreglo a los regímenes nacionales de protección;
garantizar las sinergias con la designación de zonas de aceleración de renovables;
someterse a una evaluación medioambiental en virtud de la Directiva 2001/42/CE y, en su caso, a una evaluación en virtud del artículo 6, apartado 3, de la Directiva 92/43/CEE, y
establecer normas adecuadas y proporcionadas, incluidas las medidas de mitigación proporcionadas que deben adoptarse para la ejecución de proyectos de red y almacenamiento con el fin de evitar los efectos adversos que puedan producirse en el medio ambiente o, si no es posible evitarlos, reducirlos significativamente.
En la preparación de dichos planes, los Estados miembros consultarán a los gestores de redes de infraestructuras pertinentes.
Artículo 16
Organización y principios fundamentales del procedimiento de concesión de autorizaciones
Excepto cuando coincida con otras etapas administrativas del procedimiento de concesión de autorizaciones, la duración del procedimiento de concesión de autorizaciones no incluirá:
el período de tiempo durante el cual se estén construyendo o repotenciando las plantas de energía renovable, sus conexiones a la red y, con vistas a garantizar la estabilidad, la fiabilidad y la seguridad de la red, la necesaria infraestructura de evacuación;
el período de tiempo para las etapas administrativas necesarias para las mejoras significativas de la red requeridas para garantizar la estabilidad, la fiabilidad y la seguridad de la red;
el período de tiempo para toda acción y recurso, todo procedimiento judicial interpuesto ante un órgano jurisdiccional, así como para los mecanismos alternativos de resolución de conflictos, incluidos los procedimientos de reclamación y las acciones y los recursos extrajudiciales.
Artículo 16 bis
Procedimiento de concesión de autorizaciones en zonas de aceleración renovable
Como excepción a lo dispuesto en el artículo 6, apartado 3, de la Directiva 92/43/CEE, las plantas de energía renovable a que se refiere el párrafo primero del presente apartado no se deberán someter a una evaluación de sus repercusiones en los espacios Natura 2000, siempre que dichos proyectos de energía renovable cumplan las normas y medidas establecidas de conformidad con el artículo 15 quater, apartado 1, letra b), de la presente Directiva.
A efectos de dicho proceso de control, el promotor del proyecto facilitará información sobre las características del proyecto de energía renovable, sobre su conformidad con las normas y medidas definidas con arreglo al artículo 15 quater, apartado 1, letra b), para la zona de aceleración renovable específica, sobre cualquier medida adicional adoptada por promotor del proyecto y sobre la manera en que dichas medidas abordan el impacto ambiental. La autoridad competente podrá pedir al promotor del proyecto que facilite información adicional disponible. El proceso de control relativo a las solicitudes para nuevas plantas de energía renovable concluirá en un plazo de cuarenta y cinco días a partir de la fecha de presentación de información suficiente necesaria a tal efecto. No obstante, en el caso de las solicitudes correspondientes a instalaciones con una capacidad eléctrica inferior a 150 kW y de las nuevas solicitudes para la repotenciación de plantas de energía renovable, el proceso de control concluirá en un plazo de treinta días.
Cuando se den circunstancias justificadas, entre ellas cuando sea necesario para acelerar el despliegue de las energías renovables a fin de alcanzar los objetivos en materia de clima y energías renovables, los Estados miembros podrán eximir de dichas evaluaciones a los proyectos eólicos y solares fotovoltaicos.
Cuando los Estados miembros eximan de dichas evaluaciones a los proyectos eólicos y solares fotovoltaicos, el operador adoptará medidas de mitigación proporcionadas o, en el caso de que no se disponga de dichas medidas de mitigación, medidas compensatorias, que, si no se dispone de otras medidas de compensación proporcionadas, podrán adoptar la forma de compensación monetaria, a fin de hacer frente a cualquier efecto adverso. En caso de que dichos efectos adversos tengan consecuencias para la protección de las especies, el operador abonará una compensación monetaria por los programas de protección de las especies durante el funcionamiento de la planta de energía renovable a fin de garantizar o mejorar el estado de conservación de las especies afectadas.
Artículo 16 ter
Procedimiento de concesión de autorizaciones fuera de las zonas de aceleración renovable
El procedimiento de concesión de autorizaciones para la repotenciación de plantas de energía renovable, para nuevas instalaciones con una capacidad eléctrica inferior a 150 kW y para el almacenamiento de energía en coubicación, así como para la conexión de dichas plantas, instalaciones y almacenamiento a la red, situadas fuera de las zonas de aceleración renovable, no será superior a doce meses, también con respecto a evaluaciones ambientales cuando las requiera la normativa correspondiente. No obstante, en el caso de los proyectos de energía renovable marina, el procedimiento de concesión de autorizaciones no será superior a dos años. Cuando esté debidamente justificado por circunstancias extraordinarias, los Estados miembros podrán ampliar uno u otro plazo por tres meses como máximo. Los Estados miembros informarán al promotor del proyecto claramente de las circunstancias extraordinarias que motivan dicha ampliación.
Artículo 16 quater
Aceleración del procedimiento de concesión de autorizaciones para la repotenciación
Artículo 16 quinquies
Aceleración del procedimiento de concesión de autorizaciones para la instalación de equipos de energía solar
Los Estados miembros podrán excluir determinadas zonas o estructuras de la aplicación del párrafo primero a efectos de proteger el patrimonio cultural o histórico, los intereses de defensa nacional, o razones de seguridad.
Cuando la aplicación del umbral de capacidad a que se refiere el párrafo primero genere una carga administrativa significativa o limitaciones en el funcionamiento de la red eléctrica, los Estados miembros podrán aplicar un umbral de capacidad inferior siempre que se mantenga por encima de 10,8 kW.
Artículo 16 sexies
Procedimiento de concesión de autorizaciones para la instalación de bombas de calor
Salvo que existan motivos justificados de preocupación en relación con la seguridad, salvo que se requieran obras adicionales para las conexiones a la red o salvo que exista una incompatibilidad técnica de los componentes del sistema, los Estados miembros velarán por que las conexiones a la red de transporte o distribución se permitan en un plazo de dos semanas tras la notificación a la entidad pertinente:
bombas de calor de hasta 12 kW de capacidad eléctrica, y
bombas de calor de hasta 50 kW de capacidad eléctrica instaladas por un autoconsumidor de energías renovables, siempre que la capacidad eléctrica de una instalación de producción de electricidad renovable del autoconsumidor de energías renovables represente al menos el 60 % de la capacidad eléctrica de la bomba de calor.
Artículo 16 septies
Interés público superior
A más tardar el 21 de febrero de 2024, hasta que se logre la neutralidad climática, los Estados miembros garantizarán que, en el procedimiento de concesión de autorizaciones, se presuma que la planificación, la construcción y la explotación de plantas de energía renovable, la conexión de dichas plantas a la red, la propia infraestructura de evacuación y los activos de almacenamiento son de interés público superior y contribuyen a la salud y la seguridad públicas a la hora de sopesar los intereses jurídicos en los casos individuales a efectos del artículo 6, apartado 4, y el artículo 16, apartado 1, letra c), de la Directiva 92/43/CEE, el artículo 4, apartado 7, de la Directiva 2000/60/CE y el artículo 9, apartado 1, letra a), de la Directiva 2009/147/CE. Los Estados miembros podrán restringir, en determinadas circunstancias debidamente justificadas, la aplicación del presente artículo a determinadas zonas de su territorio, a determinados tipos de tecnología o a proyectos con ciertas características técnicas, de conformidad con las prioridades que figuran en sus planes nacionales integrados de energía y clima planes nacionales integrados de energía y clima presentados con arreglo a los artículos 3 y 14 del Reglamento (UE) 2018/1999. Los Estados miembros informarán a la Comisión de dichas restricciones, al igual que de sus motivos.
Artículo 17
Procedimiento de notificación simple de conexiones a la red
El gestor de la red de distribución podrá, en un plazo limitado a partir de la notificación, rechazar la conexión a la red solicitada o proponer otro punto de conexión a la red por motivos justificados de seguridad o de incompatibilidad técnica de los componentes del sistema. En caso de que el gestor de la red de distribución adopte una decisión positiva, o no adopte una decisión en el plazo de un mes a partir de la notificación, la instalación o unidad de producción agregada podrá conectarse.
Artículo 18
Información y formación
Los Estados miembros establecerán un marco para garantizar un número suficiente de instaladores formados y cualificados de la tecnología a que se refiere el párrafo primero, a fin de permitir el crecimiento de las energías renovables necesario para alcanzar los objetivos establecidos en la presente Directiva.
Para lograr un número suficiente de instaladores y diseñadores, los Estados miembros garantizarán la disponibilidad de suficientes programas de formación que culminen con una certificación o cualificación en materia de tecnología de calefacción y refrigeración renovables, sistemas solares fotovoltaicos, incluido el almacenamiento de energía, puntos de recarga que permiten la respuesta a la demanda y sus soluciones innovadoras más recientes siempre que sean compatibles con sus sistemas de certificación o sistemas de cualificación equivalentes. Los Estados miembros adoptarán medidas para promover la participación en tales programas de formación, especialmente por parte de pequeñas y medianas empresas y de trabajadores por cuenta propia. Los Estados miembros podrán celebrar acuerdos voluntarios con los proveedores y vendedores de tecnología oportunos para formar a un número suficiente de instaladores —que podrá basarse en estimaciones de ventas— en las soluciones y tecnología innovadoras más recientes disponibles en el mercado.
Si los Estados miembros detectan una diferencia sustancial entre el número disponible y el número necesario de instaladores formados y cualificados, adoptarán medidas para subsanar dicha diferencia.
Artículo 19
Garantías de origen de la energía procedente de fuentes renovables
Los Estados miembros se cerciorarán de que una misma unidad de energía procedente de fuentes renovables se tenga en cuenta una sola vez.
Se introducirán procesos de registro simplificados y tasas de inscripción reducidas para las pequeñas instalaciones de menos de 50 kW y para las comunidades de energías renovables.
Los Estados miembros garantizarán que, cuando un productor reciba ayuda financiera de un sistema de apoyo, se tenga debidamente en cuenta el valor de mercado de la garantía de origen correspondiente a la misma producción en el sistema de apoyo correspondiente.
Se considerará que el valor de mercado de la garantía de origen se ha tenido debidamente en cuenta en cualquiera de los casos siguientes:
cuando la ayuda financiera se concede mediante una licitación o un sistema de certificados verdes negociables;
cuando el valor de mercado de las garantías de origen se tiene administrativamente en cuenta en el nivel de la ayuda financiera; o
cuando las garantías de origen no se conceden directamente al productor sino a un proveedor o consumidor que compra la energía en condiciones de competencia o en virtud de un contrato de compra de electricidad renovable a largo plazo.
Para tener en cuenta el valor de mercado de la garantía de origen, los Estados miembros podrán decidir, entre otras cosas, expedir una garantía de origen al productor y cancelarla inmediatamente.
La garantía de origen no tendrá efecto alguno respecto del cumplimiento por los Estados miembros de lo dispuesto en el artículo 3. Las transferencias de garantías, ya se produzcan separadamente de la transferencia física de energía o conjuntamente con ella, no tendrán efecto alguno en la decisión de los Estados miembros de utilizar transferencias estadísticas, proyectos conjuntos o sistemas de apoyo conjuntos para cumplir lo dispuesto en el artículo 3 o a la hora de calcular el consumo final bruto de energía procedente de fuentes renovables de conformidad con el artículo 7.
Una garantía de origen especificará, como mínimo:
la fuente energética a partir de la cual se ha producido la energía y las fechas de inicio y finalización de su producción, que podrá especificarse:
en el caso del gas renovable, incluidos los combustibles renovables gaseosos de origen no biológico, y la calefacción y refrigeración renovables, en intervalos horarios o subhorarios,
para la electricidad renovable, de conformidad con el período de liquidación de los desvíos, tal como se define en el artículo 2, punto 15, del Reglamento (UE) 2019/943;
si la garantía de origen se refiere a:
electricidad;
gas, incluido el hidrógeno, o
calor o frío;
la identidad, situación, tipo y capacidad de la instalación donde se ha producido la energía;
si la instalación se ha beneficiado de ayudas a la inversión, si la unidad de energía se ha beneficiado de cualquier otra forma de un sistema de apoyo nacional y el tipo de sistema de apoyo;
la fecha en la que la instalación comenzó a funcionar; y
la fecha y el país expedidor y un número de identificación único.
En el caso de las garantías de origen de instalaciones de menos de 50 kW, podrá facilitarse información simplificada.
Cuando se exija a un proveedor de electricidad que demuestre la cuota o la cantidad de energía procedente de fuentes renovables de su combinación energética a efectos del artículo 3, apartado 9, letra a), de la Directiva 2009/72/CE, este lo hará valiéndose de garantía de origen salvo:
para la proporción de su combinación energética correspondiente a ofertas comerciales sin seguimiento, si las hubiera, para las cuales el suministrador pueda utilizar la combinación residual, o
cuando un Estado miembro decida no dar garantías de origen a un productor que reciba ayuda financiera de un sistema de apoyo.
Cuando se suministre gas a través de una red de hidrógeno o gas natural, incluidos combustibles renovables gaseosos de origen no biológico y biometano, se exigirá al suministrador que demuestre a los consumidores finales la cuota o la cantidad de energía procedente de fuentes renovables de su combinación energética a efectos del anexo I de la Directiva 2009/73/CE. El suministrador lo hará utilizando garantías de origen, excepto:
para la proporción de su combinación energética correspondiente a ofertas comerciales sin seguimiento, si las hubiera, para las cuales el suministrador pueda utilizar la combinación energética residual;
cuando un Estado miembro decida no expedir garantías de origen a un productor que reciba ayuda financiera de un sistema de apoyo.
Cuando un cliente consuma gas a través de una red de hidrógeno o gas natural, incluidos combustibles renovables gaseosos de origen no biológico y biometano, según lo demostrado en la oferta comercial del suministrador, los Estados miembros velarán por que las garantías de origen canceladas correspondan a las características pertinentes de la red.
Cuando los Estados miembros hayan dispuesto contar con garantías de origen para otros tipos de energía, los proveedores utilizarán con fines informativos el mismo tipo de garantías de origen que la energía suministrada. Igualmente, las garantías de origen elaboradas de conformidad con el artículo 14, apartado 10, de la Directiva 2012/27/UE podrán usarse para justificar todo requisito relativo a la certificación de la cantidad de electricidad producida a partir de cogeneración de alta eficiencia. A efectos del apartado 2 del presente artículo, cuando la electricidad se genere a partir de cogeneración de alta eficiencia utilizando fuentes renovables solamente podrá expedirse una garantía de origen que especifique ambas características.
Artículo 20
Acceso a las redes y funcionamiento de estas
Artículo 20 bis
Apoyo a la integración de la electricidad renovable en el sistema
En caso de que sea técnicamente posible, los gestores de redes de distribución también facilitarán datos anónimos y agregados sobre el potencial de respuesta a la demanda y sobre la electricidad renovable generada e inyectada a la red por los autoconsumidores y las comunidades de energías renovables.
Los Estados miembros adoptarán medidas para exigir que los fabricantes de vehículos faciliten, en tiempo real, datos en el vehículo relacionados con el estado de salud de la batería, su estado de carga, su estado de carga, su valor de consigna de potencia y su capacidad, y, en su caso, la ubicación de los vehículos eléctricos a los propietarios y usuarios de dichos vehículos, así como a terceros que actúen en nombre de estos, como los participantes en el mercado de la electricidad y los proveedores de servicios de electromovilidad, en condiciones no discriminatorias y de forma gratuita, de conformidad con las normas de protección de datos, y además de los requisitos adicionales establecidos en el Reglamento (UE) 2018/858 del Parlamento Europeo ( 22 ) y del Consejo relativos a la homologación y la vigilancia del mercado.
Los Estados miembros establecerán unas condiciones de competencia equitativas y una participación en los mercados de la electricidad no discriminatoria para los pequeños activos o sistemas energéticos descentralizados o móviles.
Artículo 21
Autoconsumidores de energías renovables
Los Estados miembros garantizarán que los autoconsumidores de energías renovables, de manera individual o mediante agregadores, tengan derecho a:
generar energía renovable, incluido para su propio consumo, almacenar y vender su excedente de producción de electricidad renovable, en particular mediante contratos de compra de electricidad renovable, acuerdos comerciales con proveedores de electricidad y entre pares, sin estar sujetos:
en relación con la electricidad que consumen de la red o vierten a la red, a procedimientos y cargos discriminatorios o desproporcionados y a tarifas de la red que no reflejen los costes;
en relación con la electricidad procedente de fuentes renovables autogenerada y que permanece dentro de sus locales, a procedimientos discriminatorios o desproporcionados y cualquier cargo o tasa;
instalar y utilizar sistemas de almacenamiento de electricidad combinados con instalaciones que generen electricidad renovable para el autoconsumo sin estar sujetos a ningún tipo de doble carga, incluidas las tarifas de la red para la electricidad almacenada que permanece dentro de sus locales;
preservar sus derechos y obligaciones como consumidores finales;
recibir una remuneración, incluido, en su caso, a través de sistemas de apoyo, por la electricidad renovable autogenerada vertida a la red, que refleje su valor de mercado y pueda tener en cuenta su valor a largo plazo para la red, el medio ambiente y la sociedad.
Los Estados miembros podrán aplicar cargos y tasas no discriminatorios y proporcionados a los autoconsumidores de energías renovables, en relación con su electricidad renovable autogenerada que permanezca dentro de sus locales en uno o varios de los casos siguientes:
si la electricidad renovable autogenerada cuenta realmente con ayuda a través de sistemas de apoyo, únicamente en la medida en que la viabilidad económica del proyecto y el efecto incentivador de dicha ayuda no se vean comprometidos;
a partir del 1 de diciembre de 2026, si la cuota global de instalaciones de autoconsumo supera el 8 % de la capacidad instalada total de electricidad de un Estado miembro, y si se demuestra, mediante un análisis coste-beneficio realizado por la autoridad reguladora nacional de dicho Estado miembro, llevado a cabo a través de un procedimiento abierto, transparente y participativo, que la disposición que figura en el apartado 2, letra a), inciso ii), se traduce en una carga significativa desproporcionada para la sostenibilidad financiera a largo plazo del sistema eléctrico o bien crea un incentivo que excede lo que es objetivamente necesario para conseguir un despliegue de energías renovables que sea eficiente en términos de costes, y que dicha carga o incentivo no puede reducirse al mínimo adoptando otras medidas razonables; o
si la electricidad renovable autogenerada se produce en instalaciones que superen 30 kW de la capacidad instalada total de electricidad.
Los Estados miembros instaurarán un marco facilitador que fomente y facilite el desarrollo del autoconsumo de energías renovables basado en una evaluación de las barreras existentes injustificadas al autoconsumo de energías renovables y del potencial de este en sus territorios y redes energéticas. Dicho marco facilitador deberá, entre otras cosas:
abordar la accesibilidad del autoconsumo de energías renovables para todos los clientes finales, incluidos aquellos con ingresos bajos o vulnerables;
abordar las barreras injustificadas a la financiación de proyectos en el mercado y medidas para facilitar el acceso a la financiación;
eliminar otras barreras normativas injustificadas al autoconsumo de energías renovables, inclusive para los arrendatarios;
abordar los incentivos para los propietarios de edificios a fin de crear oportunidades de autoconsumo de energías renovables, inclusive para los arrendatarios;
otorgar a los autoconsumidores de energías renovables, para la electricidad renovable autogenerada que vierten a la red, el acceso no discriminatorio a los sistemas de apoyo existentes pertinentes, así como a todos los segmentos del mercado de la electricidad;
garantizar que los autoconsumidores de energías renovables contribuyan de un modo equilibrado y adecuado al reparto de los costes globales del sistema cuando la electricidad se vierte a la red.
Los Estados miembros incluirán un resumen de las políticas y medidas del marco facilitador y una evaluación de su aplicación, respectivamente, en sus planes nacionales integrados de energía y clima y en sus informes de situación con arreglo al Reglamento (UE) 2018/1999.
Artículo 22
Comunidades de energías renovables
Los Estados miembros garantizarán que las comunidades de energías renovables tengan derecho a:
producir, consumir, almacenar y vender energías renovables, en particular mediante contratos de compra de electricidad renovable;
compartir, en el seno de la comunidad de energías renovables, la energía renovable que produzcan las unidades de producción propiedad de dicha comunidad de energías renovables, a condición de cumplir los otros requisitos establecidos en el presente artículo y a reserva de mantener los derechos y obligaciones de los miembros de la comunidad de energías renovables en tanto que consumidores;
acceder a todos los mercados de la energía adecuados tanto directamente como mediante agregación de manera no discriminatoria.
Los Estados miembros proporcionarán un marco facilitador que permita fomentar y facilitar el desarrollo de las comunidades de energías renovables. Dicho marco facilitador garantizará, entre otras cosas, que:
se eliminen los obstáculos reglamentarios y administrativos injustificados a las comunidades de energías renovables;
las comunidades de energías renovables que suministren energía o proporcionen servicios de agregación u otros servicios energéticos comerciales estén sujetas a las disposiciones aplicables a tales actividades;
el gestor de la red de distribución correspondiente coopere con las comunidades de energías renovables para facilitar, en el seno de las comunidades de energías renovables, las transferencias de energía;
las comunidades de energías renovables estén sujetas a procedimientos justos, proporcionados y transparentes, incluidos los procedimientos de registro y de concesión de licencias, y a tarifas de la red que reflejen los costes, así como a los pertinentes cargos, gravámenes e impuestos, garantizando que contribuyen, de forma adecuada, justa y equilibrada, al reparto del coste global del sistema de acuerdo con un análisis coste-beneficio transparente de los recursos energéticos distribuidos, elaborado por las autoridades nacionales competentes;
las comunidades de energías renovables no reciban un trato discriminatorio en lo que atañe a sus actividades, derechos y obligaciones en tanto que clientes finales, productores, gestores de redes de distribución, suministradores, o en tanto que otros participantes en el mercado;
la participación en las comunidades de energías renovables sea accesible a todos los consumidores, incluidos los de hogares con ingresos bajos o vulnerables;
estén disponibles instrumentos para facilitar el acceso a la financiación y la información;
se proporcione apoyo reglamentario y de refuerzo de capacidades a las autoridades públicas para propiciar y crear comunidades de energías renovables, así como para ayudar a las autoridades a participar directamente;
estén en vigor normas destinadas a garantizar el trato equitativo y no discriminatorio de los consumidores que participen en la comunidad de energías renovables.
Artículo 22 bis
Integración de la energía renovable en la industria
Los Estados miembros podrán contabilizar el calor y el frío residuales en los aumentos medios anuales a que hace referencia el párrafo primero hasta un límite de 0,4 puntos porcentuales, siempre que el calor y frío residuales se suministren a partir de calefacción y refrigeración urbanas eficientes, excluidas las redes que suministren calefacción únicamente a un edificio o cuando la energía térmica se consuma únicamente in situ y cuando la energía térmica no se venda, en cuyo caso el aumento medio anual a que se refiere el párrafo primero será de la mitad de los puntos porcentuales de calor y frío residual contabilizados.
Los Estados miembros incluirán las políticas y medidas planificadas y adoptadas para alcanzar tal aumento indicativo en sus planes nacionales integrados de energía y clima presentados en virtud de los artículos 3 y 14 del Reglamento (UE) 2018/1999, así como en sus informes de situación nacionales integrados de energía y clima presentados en virtud del artículo 17 de dicho Reglamento.
Cuando la electrificación se considere como una opción rentable, dichas políticas y medidas promoverán la electrificación a partir de energías renovables de los procesos industriales. Dichas políticas y medidas procurarán crear condiciones de mercado propicias para la disponibilidad de alternativas de energías renovables viables desde el punto de vista económico y técnico para sustituir a los combustibles fósiles utilizados para la calefacción industrial, con el objetivo de reducir el uso de combustibles fósiles utilizados para calefacción cuya temperatura sea inferior a 200 °C. Al adoptar dichas políticas y medidas, los Estados miembros tendrán en cuenta el principio de «primero, la eficiencia energética», la eficacia y la competitividad internacional y la necesidad de abordar los obstáculos normativos, administrativos y económicos.
Los Estados miembros garantizarán que la contribución de los combustibles renovables de origen no biológico utilizados como energía final y para fines no energéticos represente al menos el 42 % del hidrógeno utilizado como energía final y para fines no energéticos en la industria a más tardar en 2030, y el 60 % a más tardar en 2035. Para el cálculo de ese porcentaje, se aplicarán las siguientes normas:
para calcular el denominador, se tendrá en cuenta el contenido energético del hidrógeno utilizado como energía final y para fines no energéticos, excluyendo:
el hidrógeno utilizado como producto intermedio para la fabricación de carburantes convencionales y biocarburantes,
el hidrógeno que se produce mediante la descarbonización de gas residual industrial y que se utiliza para sustituir a gas específico a partir del cual se produce,
el hidrógeno producido como subproducto o derivado de subproductos en instalaciones industriales;
para el cálculo del numerador, se tendrá en cuenta el contenido energético de los combustibles renovables de origen no biológico consumidos en el sector industrial utilizados como energía final y para fines no energéticos, excluyendo los combustibles renovables de origen no biológico utilizados como productos intermedios para la fabricación de carburantes convencionales y biocarburantes;
para el cálculo del numerador y el denominador, se emplearán los valores relativos al contenido energético de los combustibles establecidos en el anexo III.
A los efectos del párrafo quinto, letra c), del presente apartado, para determinar el contenido energético de los combustibles no incluidos en el anexo III, los Estados miembros emplearán las normas europeas correspondientes para la determinación del valor calorífico de los combustibles, o, cuando no se hayan adoptado normas europeas a tales efectos, se emplearán las normas ISO correspondientes.
Artículo 22 ter
Condiciones para la reducción del objetivo relativo al uso de los combustibles renovables de origen no biológico en el sector industrial
Un Estado miembro podrá reducir la contribución de los combustibles renovables de origen no biológico utilizados como energía final y para fines no energéticos a que se refiere el artículo 22 bis, apartado 1, párrafo quinto, en un 20 % en 2030 siempre que:
dicho Estado miembro esté en proceso de alcanzar su contribución nacional al objetivo global vinculante de la Unión establecido en el artículo 3, apartado 1, párrafo primero, que es al menos equivalente a su contribución nacional prevista con arreglo a la fórmula a que se refiere el anexo II del Reglamento (UE) 2018/1999, y
la proporción de hidrógeno, o sus derivados, procedente de combustibles fósiles que se consume en ese Estado miembro no supere el 23 % en 2030 y no supere el 20 % en 2035.
En caso de que no se cumpla alguna de dichas condiciones, dejará de aplicarse la reducción a que se refiere el párrafo primero.
La Comisión supervisará la situación en los Estados miembros que se beneficien de una reducción con el fin de verificar que se siguen cumpliendo las condiciones establecidas en el apartado 1, letras a) y b).
Artículo 23
Integración de las energías renovables en el sector de la calefacción y refrigeración
Los Estados miembros podrán contabilizar el calor y el frío residuales en los aumentos de la media anual a que hace referencia el párrafo primero hasta un límite de 0,4 puntos porcentuales. Si deciden proceder de esa manera, el aumento medio anual será de la mitad de los puntos porcentuales del calor y el frío residuales contabilizados hasta un límite superior de 1,0 puntos porcentuales para el período de 2021 a 2025 y de 1,3 puntos porcentuales para el período de 2026 a 2030.
Los Estados miembros informarán a la Comisión sobre su intención de contabilizar el calor y el frío residuales y de la cantidad estimada en sus planes nacionales integrados de energía y clima presentados en virtud de los artículos 3 y 14 del Reglamento (UE) 2018/1999. Además de los aumentos mínimos de puntos porcentuales previstos en el párrafo primero del presente apartado, cada Estado miembro tratará de aumentar la cuota de energía renovable en su sector de la calefacción y la refrigeración en los puntos porcentuales indicativos adicionales que figuran en el anexo I bis de la presente Directiva.
Los Estados miembros podrán contabilizar la electricidad renovable utilizada para calefacción y refrigeración en el aumento medio anual establecido en el párrafo primero, hasta un límite de 0,4 puntos porcentuales, siempre que la eficiencia de la unidad de producción de calor y frío sea superior al 100 %. Si deciden proceder de esa manera, el aumento medio anual será de la mitad de dicha electricidad renovable expresada en puntos porcentuales hasta un límite superior de 1,0 puntos porcentuales para el período de 2021 a 2025 y de 1,3 puntos porcentuales para el período de 2026 a 2030.
Los Estados miembros informarán a la Comisión de su intención de contabilizar la electricidad renovable utilizada en la calefacción y la refrigeración procedentes de generadores de calor y frío cuya eficiencia sea superior al 100 % para el aumento anual establecido en el párrafo primero del presente apartado. Los Estados miembros incluirán las capacidades estimadas de electricidad renovable de las unidades de producción de calor y frío cuya eficiencia sea superior al 100 % en sus planes nacionales integrados de energía y clima presentados con arreglo a los artículos 3 y 14 del Reglamento (UE) 2018/1999. Los Estados miembros incluirán la cantidad de electricidad renovable utilizada en la calefacción y refrigeración procedentes de unidades de producción de calor y frío cuya eficiencia sea superior al 100 % en sus informes de situación nacionales integrados de energía y clima presentados en virtud del artículo 17 de dicho Reglamento.
►M2 A los efectos del apartado 1 del presente artículo, al calcular su cuota de energías renovables suministrada para el sector de la calefacción y refrigeración y su aumento medio anual de conformidad con dicho apartado, incluido el aumento indicativo adicional que figura en el anexo I bis, cada Estado miembro: ◄
▼M2 —————
cuando su cuota de energías renovables en el sector de la calefacción y refrigeración sea superior al 60 % podrá considerar que esa cuota es conforme con el incremento anual; y
cuando su cuota de energías renovables en el sector de la calefacción y refrigeración sea superior al 50 % y hasta el 60 % podrán considerar que esa cuota es conforme con la mitad del incremento anual.
A la hora de decidir acerca de las medidas que deban adoptar para difundir las energías procedentes de fuentes renovables en el sector de la calefacción y refrigeración, los Estados miembros podrán tener en cuenta la eficiencia en términos de costes que refleje las barreras estructurales derivadas del elevado porcentaje de gas natural o refrigeración, o derivadas de una estructura de urbanización dispersa con baja densidad de población.
Si esas medidas dieran lugar a un aumento medio anual inferior al mencionado en el apartado 1 del presente artículo, los Estados miembros lo harán público, por ejemplo, a través de sus informes de situación nacionales integrados de energía y clima de conformidad con el artículo 20 del Reglamento (UE) 2018/1999, y proporcionarán a la Comisión una motivación, incluida la elección de las medidas a que se refiere el párrafo segundo del presente apartado.
En particular, los Estados miembros proporcionarán información a los propietarios o a los arrendatarios de edificios y a las pymes sobre medidas rentables e instrumentos financieros, con el fin de mejorar el uso de energías renovables en los sistemas de calefacción y refrigeración. Los Estados miembros facilitarán la información a través de herramientas de asesoramiento accesibles y transparentes.
A fin de lograr el aumento medio anual mencionado en el apartado 1, párrafo primero, los Estados miembros procurarán adoptar al menos dos de las siguientes medidas:
incorporación física de las energías renovables o del calor y el frío residuales a las fuentes de energía y los combustibles suministrados para calefacción y refrigeración;
instalación de sistemas de calefacción y refrigeración renovables de alta eficiencia en los edificios, conexión de los edificios a sistemas urbanos eficientes de calefacción y refrigeración o uso de energías renovables o de calor y frío residuales en los procesos de calefacción y refrigeración industriales;
medidas recogidas en certificados negociables que prueben el cumplimiento de la obligación establecida en el apartado 1, párrafo primero, por medio de ayudas a las medidas de instalación previstas en la letra b) de este apartado, ejecutadas por otro agente económico, como un instalador de tecnología de energía renovable independiente o una empresa de servicios energéticos que ofrezca servicios de instalación de energía renovable;
desarrollo de capacidades para que las autoridades nacionales, regionales y locales cartografíen el potencial local de calefacción y refrigeración renovables y planifiquen y ejecuten proyectos e infraestructuras de energías renovables y asesoren al respecto;
creación de marcos de reducción del riesgo para abaratar el coste del capital para los proyectos de calefacción y refrigeración renovables y de calor y frío residuales, permitiendo. por ejemplo, la agrupación de proyectos más pequeños y vinculándolos de forma más holística a otras medidas relacionadas con la eficiencia energética y la reforma de edificios;
promoción de los contratos de compra de calefacción y refrigeración renovables para consumidores corporativos y pequeños consumidores colectivos;
regímenes para la sustitución planificada de fuentes y sistemas de calefacción a partir de combustibles fósiles que sean incompatibles con fuentes renovables o para la eliminación progresiva de los combustibles fósiles con hitos;
requisitos a escala local y regional en relación con la planificación de calefacción renovable, incluida la refrigeración;
fomento de la producción de biogás y su inyección en la red de gas, en lugar de utilizarlo para la producción de electricidad;
medidas de fomento de la integración de tecnología de almacenamiento de energía térmica en los sistemas de calefacción y refrigeración;
promoción de las redes de calefacción y refrigeración urbanas basadas en energías renovables, en particular de las comunidades de energías renovables, también a través de medidas reglamentarias y disposiciones de financiación y apoyo;
otras medidas de actuación que tengan un efecto equivalente, incluidas medidas fiscales, sistemas de apoyo u otros incentivos financieros que contribuyan a la instalación de equipos de calefacción y refrigeración renovables y al desarrollo de redes energéticas de suministro de energías renovables para calefacción y refrigeración en los edificios y la industria.
Al adoptar y aplicar estas medidas, los Estados miembros garantizarán que sean accesibles a todos los consumidores, y en particular a los de ingresos bajos o los vulnerables, que no podrían, en caso contrario, disponer de suficiente capital inicial para beneficiarse de ellas.
Cuando se designen entidades con arreglo al apartado 3, los Estados miembros garantizarán que la contribución de dichas entidades designadas sea medible y comprobable, y que las entidades designadas informen anualmente sobre:
la cantidad total de energía suministrada para calefacción y refrigeración;
la cantidad total de energías renovables suministrada para calefacción y refrigeración;
la cantidad de calor y frío residuales suministrada para calefacción y refrigeración;
la cuota de energías renovables y de calor y frío residuales en la cantidad total de energía suministrada para calefacción y refrigeración; y
el tipo de fuente renovable de energía.
Artículo 24
Calefacción y refrigeración urbanas
Cuando la extinción de un contrato esté vinculada a la desconexión física, dicha extinción podrá supeditarse a la compensación de los costes provocados directamente por la desconexión física y a la parte no amortizada de los activos necesaria para proporcionar calor y frío al cliente en cuestión.
Los Estados miembros podrán contabilizar la electricidad renovable utilizada para calefacción y refrigeración urbanas en el aumento medio anual establecido en el párrafo primero.
Los Estados miembros informarán a la Comisión de su intención de contabilizar la electricidad renovable utilizada en los sistemas urbanos de calefacción y refrigeración para el aumento anual establecido en el párrafo primero del presente apartado. Los Estados miembros incluirán las capacidades estimadas de electricidad renovable relativas a la calefacción y la refrigeración urbanas en sus planes nacionales integrados de energía y clima presentados en virtud de los artículos 3 y 14 del Reglamento (UE) 2018/1999. Los Estados miembros incluirán la cantidad de electricidad renovable utilizada en la calefacción y la refrigeración urbanas en sus informes de situación nacionales integrados de energía y clima presentados en virtud del artículo 17 de dicho Reglamento.
Los Estados miembros con una cuota de energía procedente de fuentes renovables y de calor y frío residuales en la calefacción y la refrigeración urbanas superior al 60 % podrán considerar que esa cuota satisface el aumento medio anual a que se refiere el apartado 4, párrafo primero. Los Estados miembros con una cuota de energía procedente de fuentes renovables y de calor y frío residuales en la calefacción y la refrigeración urbanas superior al 50 % y de hasta el 60 % podrán considerar que esa cuota satisface la mitad del aumento medio anual a que se refiere el apartado 4, párrafo primero.
Los Estados miembros establecerán las medidas necesarias para aplicar el aumento medio anual a que se refiere el apartado 4, párrafo primero, del presente artículo en sus planes nacionales integrados de energía y clima presentados en virtud de los artículos 3 y 14 del Reglamento (UE) 2018/1999.
Los Estados miembros garantizarán que se anime a los operadores de los sistemas urbanos de calefacción o refrigeración con una capacidad superior a 25 MWt a conectar a terceros proveedores de energía procedente de fuentes renovables y de calor y frío residuales o a ofrecer la posibilidad de conectarse y de comprar el calor o frío procedentes de fuentes renovables y de calor y frío residuales a terceros proveedores, sobre la base de criterios no discriminatorios establecidos por la autoridad competente de los Estados miembros en cuestión cuando dichos operadores deban cumplir una o varias de las condiciones siguientes:
satisfacer la demanda de nuevos clientes;
sustituir la capacidad de generación de calor o frío existente;
ampliar la capacidad de generación de calor o frío existente.
Los Estados miembros podrán permitir que el operador de un sistema urbano de calefacción o refrigeración se niegue a conectar y a comprar el frío o el calor a un proveedor tercero en cualquiera de las siguientes situaciones:
si el sistema carece de la capacidad necesaria debido a otros suministros de calor o frío procedentes de fuentes renovables o de calor y frío residuales;
si el calor o el frío del proveedor tercero no responde a los parámetros técnicos necesarios para conectar el sistema urbano de calefacción y refrigeración y garantizar su funcionamiento seguro y fiable;
si el operador puede demostrar que facilitar el acceso conllevaría un aumento excesivo del coste del calor o el frío para los usuarios finales comparado con el coste de utilizar la fuente principal de calor o frío local con la que competirían la fuente renovable o el calor y frío residuales;
si el sistema del operador es un «sistema urbano eficiente de calefacción y refrigeración».
Los Estados miembros garantizarán que, cuando el operador del sistema urbano de calefacción o refrigeración deniegue la conexión a un proveedor de calefacción o refrigeración en virtud del párrafo primero, el operador comunique a la autoridad competente información sobre los motivos de la denegación, así como las condiciones que deben cumplirse y las medidas que deben aplicarse al sistema para permitir la conexión. Los Estados miembros garantizarán que exista un proceso adecuado para remediar denegaciones injustificadas.
Los Estados miembros establecerán, cuando sea necesario, un marco de coordinación entre los operadores de sistemas urbanos de calefacción y refrigeración y las fuentes potenciales de calor y frío residuales en los sectores industrial y terciario a fin de facilitar el uso del calor y el frío residuales. Dicho marco de coordinación garantizará un diálogo en cuanto al uso del calor y el frío residuales en el que participarán, en particular:
los operadores de sistemas urbanos de calefacción y refrigeración;
empresas de los sectores industrial y terciario que generen calor y frío residuales que se puedan recuperar económicamente a través de los sistemas urbanos de calefacción y refrigeración, como centros de datos, plantas industriales, edificios comerciales de gran tamaño, instalaciones de almacenamiento de energía y transporte público;
las autoridades locales responsables de la planificación y aprobación de infraestructura energética;
expertos científicos que trabajen en sistemas urbanos de calefacción y refrigeración acordes con los últimos avances técnicos, y
comunidades de energías renovables que participen en la calefacción y refrigeración.
Los Estados miembros garantizarán que los gestores de redes de transporte y de distribución de electricidad tengan en cuenta debidamente los resultados de la evaluación exigida en el párrafo primero a la hora de planificar e invertir en redes y desarrollar infraestructura en sus respectivos territorios.
Los Estados miembros facilitarán la coordinación entre los operadores de sistemas urbanos de calefacción y refrigeración y los gestores de redes de transporte y de distribución de electricidad para garantizar que los servicios de balance, almacenamiento y otros servicios de flexibilidad, como la respuesta a la demanda, que prestan dichos operadores de sistemas urbanos de calefacción y refrigeración puedan participar en sus mercados de la electricidad.
Los Estados miembros podrán ampliar los requisitos en materia de evaluación y coordinación previstos en los párrafos primero y tercero para incluir a los gestores de redes de transporte y de distribución de gas, incluidas las redes de hidrógeno y otras redes energéticas.
Los Estados miembros no estarán obligados a aplicar los apartados 2 a 9 cuando se cumpla al menos una de las siguientes condiciones:
que su cuota de calefacción y refrigeración urbanas fuera inferior o igual al 2 % del consumo final bruto de energía para calefacción y refrigeración del 24 de diciembre de 2018;
que su cuota de calefacción y refrigeración urbanas haya aumentado por encima del 2 % del consumo final bruto de energía para calefacción y refrigeración del 24 de diciembre de 2018 gracias al desarrollo de nuevos sistemas urbanos eficientes de calefacción y refrigeración, conforme a sus planes nacionales integrados de energía y clima presentados en virtud de los artículos 3 y 14 del Reglamento (UE) 2018/1999, y de conformidad con este y con la evaluación a que se refiere el artículo 23, apartado 1 ter, de la presente Directiva;
que el 90 % del consumo final bruto de energía en los sistemas urbanos de calefacción y refrigeración se produzca en sistemas urbanos eficientes de calefacción y refrigeración.
Artículo 25
Incremento de las energías renovables y reducción de la intensidad de gases de efecto invernadero en el sector del transporte
Cada Estado miembro impondrá una obligación a los proveedores de combustible para garantizar que:
la cantidad de combustibles renovables y de electricidad renovable suministrada al sector del transporte conduzca a:
una cuota de energía renovable en el consumo final de energía en el sector del transporte de al menos el 29 % a más tardar en 2030, o
una reducción de la intensidad de gases de efecto invernadero de al menos el 14,5 % a más tardar en 2030, en comparación con la base de referencia establecida en el artículo 27, apartado 1, letra b), de acuerdo con una trayectoria indicativa fijada por el Estado miembro;
la cuota combinada de biocarburantes avanzados y biogás producidos a partir de las materias primas enumeradas en el anexo IX, parte A, y de combustibles renovables de origen no biológico en la energía suministrada al sector del transporte es de al menos el 1 % en 2025 y el 5,5 % en 2030, con una cuota de al menos 1 punto porcentual obtenida de combustibles renovables de origen no biológico en 2030.
Se anima a los Estados miembros a que establezcan objetivos diferenciados para los biocarburantes avanzados y biogás producidos a partir de las materias primas enumeradas en el anexo IX, parte A, y para los combustibles renovables de origen no biológico a nivel nacional, a fin de cumplir la obligación establecida en el párrafo primero, letra b), del presente apartado, de manera que se promueva y amplíe el desarrollo de ambos combustibles.
Los Estados miembros con puertos marítimos procurarán garantizar que, a partir de 2030, la cuota de combustibles renovables de origen no biológico en la cantidad total de energía suministrada al sector del transporte marítimo sea de al menos el 1,2 %.
En sus informes de situación nacionales integrados de energía y clima presentados en virtud del artículo 17 del Reglamento (UE) 2018/1999, los Estados miembros informarán sobre la cuota de energía renovable en el consumo final de energía en el sector del transporte, también en el sector del transporte marítimo, así como sobre su reducción de la intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero.
Si la lista de materias primas establecida en el anexo IX, parte A, se modifica de conformidad con el artículo 28, apartado 6, los Estados miembros podrán incrementar su cuota mínima de biocarburantes avanzados y biogás producidos a partir de dichas materias primas en la energía suministrada al sector del transporte en consecuencia.
Para el cálculo de los objetivos mencionados en el apartado 1, letra a), y las cuotas mencionadas en el apartado 1, párrafo primero, letra b), los Estados miembros:
tendrán en cuenta los combustibles líquidos y gaseosos renovables de origen no biológico también cuando se utilicen como producto intermedio para la producción de:
carburantes convencionales, o
biocarburantes, siempre que la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero conseguida mediante el uso de combustibles renovables de origen no biológico no se contabilice en el cálculo de las reducciones de las emisiones de gases de efecto invernadero de los biocarburantes;
podrán tener en cuenta el biogás inyectado en la infraestructura nacional de transporte y distribución de gas.
Al diseñar la obligación sobre los proveedores de combustible, los Estados miembros podrán:
eximir a los proveedores de combustible que suministren electricidad o combustibles renovables de origen no biológico de cumplir la cuota mínima de biocarburantes avanzados y biogás producido a partir de las materias primas enumeradas en el anexo IX, parte A, con respecto a dichos combustibles;
establecer la obligación mediante medidas dirigidas a los volúmenes, el contenido energético o las emisiones de gases de efecto invernadero;
distinguir entre diferentes vectores energéticos;
distinguir entre el sector del transporte marítimo y otros sectores.
Artículo 26
Normas específicas para biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa producidos a partir de cultivos alimentarios y forrajeros
En caso de que en un Estado miembro esa proporción sea inferior al 1 %, podrá incrementarse hasta un máximo del 2 % del consumo final de energía en los sectores del transporte por ferrocarril y por carretera.
Los Estados miembros podrán fijar un límite inferior y podrán diferenciar, a efectos de lo dispuesto en el artículo 29, apartado 1, distintos biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa producidos a partir de cultivos alimentarios y forrajeros, teniendo en cuenta los mejores datos disponibles sobre las consecuencias del cambio indirecto del uso de la tierra. Los Estados miembros podrán fijar, por ejemplo, un límite más bajo para la proporción de biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa producidos a partir de cultivos oleaginosos.
En caso de que en un Estado miembro la proporción de biocarburantes y biolíquidos, así como de combustibles de biomasa consumidos en el transporte, producidos a partir de cultivos alimentarios y forrajeros esté limitada a un porcentaje inferior al 7 % o en caso de que un Estado miembro decida limitar aún más la proporción, dicho Estado miembro podrá reducir en consecuencia la cuota mínima de energías renovables o el objetivo de reducción de la intensidad de gases de efecto invernadero al que se refiere el artículo 25, apartado 1, párrafo primero, letra a), habida cuenta de la contribución que estos combustibles habrían hecho en términos de la cuota mínima de energías renovables o de la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. A efectos del objetivo de reducción de la intensidad de gases de efecto invernadero, los Estados miembros considerarán que dichos combustibles reducen en un 50 % las emisiones de gases de efecto invernadero.
Del 31 de diciembre de 2023 hasta el 31 de diciembre de 2030 a más tardar, ese límite se irá reduciendo gradualmente hasta alcanzar el 0 %.
A más tardar el 1 de febrero de 2019, la Comisión presentará al Parlamento Europeo y al Consejo un informe sobre la situación de la expansión de la producción en todo el mundo de los cultivos alimentarios y forrajeros de que se trate.
A más tardar el 1 de febrero de 2019, la Comisión adoptará un acto delegado con arreglo al artículo 35 para completar la presente Directiva estableciendo los criterios para la certificación de los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa con bajo riesgo de cambio indirecto del uso de la tierra, y para determinar las materias primas con riesgo elevado de cambio indirecto del uso de la tierra para las que se observe una expansión significativa de la superficie de producción en tierras con elevadas reservas de carbono. El informe y el correspondiente acto delegado estarán basados en los mejores datos científicos disponibles.
A más tardar el 1 de septiembre de 2023, la Comisión revisará, a partir de los mejores datos científicos disponibles, los criterios establecidos en el acto delegado a que se refiere el párrafo cuarto del presente apartado y adoptará actos delegados con arreglo al artículo 35 para modificar esos criterios, en su caso, y de completar la presente Directiva con la inclusión de una trayectoria para reducir gradualmente la contribución al objetivo global de la Unión establecido en el artículo 3, apartado 1, y a la cuota mínima de energías renovables a que se refiere el artículo 25, apartado 1, párrafo primero, letra a), de los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa con riesgo elevado de cambio indirecto del uso de la tierra producidos a partir de materias primas para las que se observe una expansión significativa de la producción en tierras con elevadas reservas de carbono. Dicha revisión se basará en una versión revisada del informe sobre la expansión de las materias primas presentado de conformidad con el párrafo tercero del presente apartado. Dicho informe evaluará, en particular, si el umbral sobre el porcentaje máximo de la expansión media anual de la zona de producción mundial en elevadas reservas de carbono debe reducirse sobre la base de criterios objetivos y científicos y teniendo en cuenta los objetivos y compromisos climáticos de la Unión.
Cuando proceda, la Comisión modificará los criterios establecidos en el acto delegado a que se refiere el párrafo cuarto a partir de los resultados de la evaluación a que se refiere párrafo quinto. La Comisión seguirá revisando, cada tres años tras la adopción del acto delegado a que se refiere el párrafo cuarto, los datos en los que se basa dicho acto delegado. La Comisión actualizará dicho acto delegado cuando sea necesario a la luz de la evolución de las circunstancias y de las últimas pruebas científicas disponibles.
Artículo 27
Normas de cálculo en el sector del transporte y en lo que respecta a los combustibles renovables de origen no biológico independientemente de su uso final
Para el cálculo de la reducción de la intensidad de gases de efecto invernadero a que se refiere el artículo 25, apartado 1, párrafo primero, letra a), inciso ii), se aplicarán las siguientes normas:
la reducción en las emisiones de gases de efecto invernadero se calculará de la siguiente manera:
para los biocarburantes y el biogás, multiplicando la cantidad de dichos combustibles suministrados a todos los modos de transporte por su reducción de emisiones de gases de efecto invernadero determinada de conformidad con el artículo 31,
para los combustibles renovables de origen no biológico y los combustibles de carbono reciclado, multiplicando la cantidad de dichos combustibles suministrados a todos los modos de transporte por su reducción de emisiones de gases de efecto invernadero determinada de conformidad con los actos delegados adoptados con arreglo al artículo 29 bis, apartado 3,
para la electricidad renovable, multiplicando la cantidad de electricidad renovable suministrada a todos los modos de transporte por el valor del combustible fósil de referencia ECF(e) establecido en el anexo V;
el valor de referencia mencionado en el artículo 25, apartado 1, párrafo primero, letra a), inciso ii), se calculará hasta el 31 de diciembre de 2030 multiplicando la cantidad de energía suministrada al sector del transporte por el valor del combustible fósil de referencia EF(t) establecidos en el anexo V; a partir del 1 de enero de 2031, la base de referencia a que se refiere el artículo 25, apartado 1, párrafo primero, letra a), inciso ii), será la suma de:
la cantidad de combustibles suministrados a todos los modos de transporte multiplicada por el valor del combustible fósil de referencia EF(t) establecido en el anexo V,
la cantidad de electricidad renovable suministrada a todos los modos de transporte multiplicada por el valor del combustible fósil de referencia ECF(e) establecido en el anexo V;
para el cálculo de las cantidades de energía pertinentes, se aplicarán las siguientes reglas:
para calcular la cantidad de energía suministrada al sector del transporte, se emplearán los valores relativos al contenido energético de los combustibles para el transporte establecidos en el anexo III,
para determinar el contenido energético de los combustibles para el transporte que no estén incluidos en el anexo III, los Estados miembros emplearán las normas europeas correspondientes para la determinación del poder calorífico de los combustibles, o, cuando no se hayan adoptado normas europeas a tales efectos, las normas ISO correspondientes,
la cantidad de electricidad renovable suministrada al sector del transporte se calculará multiplicando la cantidad de electricidad suministrada a dicho sector por la proporción media de electricidad renovable suministrada en el territorio del Estado miembro en los dos años anteriores, a menos que la electricidad se obtenga de una conexión directa a una instalación que genere electricidad renovable y se suministre al sector del transporte, en cuyo caso la electricidad se contabilizará en su totalidad como renovable y la electricidad generada por un vehículo eléctrico de energía solar y utilizada para el consumo del propio vehículo podrá contabilizarse en su totalidad como renovable,
la cuota de biocarburantes y biogás producidos a partir de las materias primas enumeradas en el anexo IX, parte B, sobre el contenido energético de los combustibles y la electricidad suministrados al sector del transporte se limitará, excepto en Chipre y en Malta, al 1,7 %;
la reducción de la intensidad de gases de efecto invernadero a partir del uso de energía renovable se calcula dividiendo la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero derivada del uso de biocarburantes, biogás, combustibles renovables de origen no biológico y electricidad renovable suministrados a todos los modos de transporte por el valor de referencia. Los Estados miembros podrán tener en cuenta los combustibles de carbono reciclado.
Los Estados miembros podrán aumentar, cuando se justifique, el límite al que se refiere el párrafo primero, letra c), inciso iv), del presente apartado, teniendo en cuenta la disponibilidad de materias primas enumeradas en el anexo IX, parte B. Cualquier aumento de este tipo se notificará a la Comisión, junto con la motivación correspondiente, y estará supeditado a la aprobación de la Comisión.
Para el cálculo de las cuotas mínimas indicadas en el artículo 25, apartado 1, párrafo primero, letra a), inciso i), y apartado 1, letra b), se aplicarán las siguientes reglas:
para el cálculo del denominador, es decir, la cantidad de energía consumida en el sector del transporte, se tendrán en cuenta todos los combustibles y la electricidad suministrados al sector del transporte;
para el cálculo del numerador, es decir, la cantidad de energía procedente de fuentes renovables consumida en el sector del transporte a los efectos del artículo 25, apartado 1, párrafo primero, se tendrá en cuenta el contenido energético de todos los tipos de energía procedente de fuentes renovables suministrados a todos los modos de transporte, incluidos los depósitos de combustible de barcos internacionales, en el territorio de cada Estado miembro. Los Estados miembros podrán tener en cuenta los combustibles de carbono reciclado;
la cuota de biocarburantes y biogás producidos a partir de las materias primas enumeradas en el anexo IX y de combustibles renovables de origen no biológico se considerará equivalente al doble de su contenido energético;
la cuota de electricidad renovable se considerará equivalente a cuatro veces su contenido energético cuando se suministre a vehículos de carretera y podrá considerarse equivalente a 1,5 veces su contenido energético cuando se suministre al transporte ferroviario;
la cuota de biocarburantes avanzados y biogás producidos a partir de las materias primas enumeradas en el anexo IX, parte A, suministrada al sector del transporte aéreo y marítimo se considerará equivalente a 1,2 veces su contenido energético y la cuota de combustibles renovables de origen no biológico suministrados al sector del transporte aéreo y marítimo se considerará equivalente a 1,5 veces su contenido energético;
la cuota de biocarburantes y biogás producidos a partir de las materias primas enumeradas en el anexo IX, parte B, sobre el contenido energético de los combustibles y la electricidad suministrados al sector del transporte se limitará, excepto en Chipre y en Malta, al 1,7 %;
para calcular la cantidad de energía suministrada al sector del transporte, se emplearán los valores relativos al contenido energético de los combustibles para el transporte establecidos en el anexo III;
para determinar el contenido energético de los combustibles para el transporte que no estén incluidos en el anexo III, los Estados miembros emplearán las normas europeas correspondientes para la determinación del poder calorífico de los combustibles, o, cuando no se hayan adoptado normas europeas a tales efectos, las normas ISO correspondientes;
la cantidad de electricidad renovable suministrada al sector del transporte se calculará multiplicando la cantidad de electricidad suministrada a dicho sector por la proporción media de electricidad renovable suministrada en el territorio del Estado miembro en los dos años anteriores, a menos que la electricidad se obtenga de una conexión directa a una instalación que genere electricidad renovable y se suministre al sector del transporte, en cuyo caso dicha electricidad se contabilizará en su totalidad como renovable y la electricidad generada por un vehículo eléctrico de energía solar y utilizada para el consumo del propio vehículo podrá contabilizarse en su totalidad como renovable.
Los Estados miembros podrán aumentar, cuando esté justificado, el límite a que se refiere el párrafo primero, letra f), del presente apartado, teniendo en cuenta la disponibilidad de materias primas enumerada en el anexo IX, parte B. Cualquier aumento de este tipo se notificará a la Comisión, junto con la motivación correspondiente, y estará supeditado a la aprobación de la Comisión.
No obstante, la electricidad que se obtenga de una conexión directa a una instalación que genere electricidad renovable podrá contabilizarse en su totalidad como renovable cuando se emplee para la producción de combustibles renovables de origen no biológico, siempre que la instalación:
entre en funcionamiento después o al mismo tiempo que la instalación que produce los combustibles renovables de origen no biológico, y
no esté conectada a la red, o esté conectada a la red pero se pueda demostrar que la electricidad utilizada se ha suministrado sin tomar electricidad de la red.
La electricidad tomada de la red podrá contabilizarse en su totalidad como renovable, siempre que se produzca exclusivamente a partir de fuentes renovables y se hayan demostrado las propiedades renovables y otros criterios apropiados, garantizando que las propiedades renovables de dicha electricidad se contabilizan solo una vez y solo en un sector de uso final.
A más tardar el 31 de diciembre de 2021, la Comisión adoptará un acto delegado con arreglo al artículo 35 para completar la presente Directiva estableciendo una metodología común de la Unión en la que se definan normas detalladas conforme a las cuales los agentes económicos estén obligados a cumplir los requisitos establecidos en los párrafos segundo y tercero del presente apartado.
A más tardar el 1 de julio de 2028, la Comisión presentará un informe al Parlamento Europeo y al Consejo en el que se evalúe el impacto de la metodología de la Unión establecida de conformidad con el párrafo cuarto, incluido el impacto de la adicionalidad y de la correlación temporal y geográfica en los costes de producción, la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y el sistema energético.
Dicho informe de la Comisión evaluará, en particular, el impacto en la disponibilidad y asequibilidad de los combustibles renovables de origen no biológico para los sectores de la industria y el transporte y en la capacidad de la Unión para alcanzar sus objetivos en materia de combustibles renovables de origen no biológico, teniendo en cuenta la estrategia de la Unión para el hidrógeno importado y nacional de conformidad con el artículo 22 bis, minimizando al mismo tiempo el aumento de las emisiones de gases de efecto invernadero en el sector de la electricidad y en el sistema energético general. Si el informe concluye que los requisitos no son suficientes para garantizar una disponibilidad y asequibilidad suficientes de los combustibles renovables de origen no biológico para los sectores de la industria y el transporte y no contribuyen sustancialmente a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, a la integración del sistema energético y a la consecución de los objetivos de la Unión en materia de combustibles renovables de origen no biológico establecidos para 2030, la Comisión revisará la metodología de la Unión y, en su caso, adoptará un acto delegado de conformidad con el artículo 35 para modificar dicha metodología, introduciendo los ajustes necesarios en los criterios establecidos en los párrafos segundo y tercero del presente apartado, a fin de facilitar el impulso de la industria del hidrógeno.
Artículo 28
Otras disposiciones en materia de energías renovables en el sector del transporte
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La Comisión estará facultada para adoptar actos delegados con arreglo al artículo 35 para modificar la lista de materias primas que se establece en el anexo IX, partes A y B, añadiendo materias primas pero sin retirar ninguna. Las materias primas que puedan ser procesadas únicamente con tecnologías avanzadas se añadirán al anexo IX, parte A. Las materias primas que puedan ser transformadas en biocarburantes, o biogás para el transporte, con tecnologías maduras se añadirán al anexo IX, parte B.
Tales actos delegados deberán basarse en un análisis del potencial de la materia prima como materia prima para la producción de biocarburantes y biogás para el transporte, teniendo en cuenta todo lo siguiente:
los principios de la economía circular y de la jerarquía de residuos establecidos en la Directiva 2008/98/CE;
los criterios de sostenibilidad de la Unión establecidos en el artículo 29, apartados 2 a 7;
la necesidad de evitar distorsiones significativas en los mercados de productos, subproductos, residuos o desechos;
el potencial para generar importantes reducciones de emisiones de gases de efecto invernadero en comparación con los combustibles fósiles basado en un análisis del ciclo de vida de las emisiones;
la necesidad de evitar repercusiones negativas en el medio ambiente y la biodiversidad;
la necesidad de evitar crear una mayor demanda de terrenos.
La Comisión presentará, en su caso, una propuesta de modificación de la obligación relativa a los biocarburantes avanzados y biogás producido a partir de materias primas enumeradas en el anexo IX, parte A, establecida en el artículo 25, apartado 1, párrafo primero, letra b).
Artículo 29
Criterios de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero para los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa
La energía procedente de biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa se tendrá en cuenta para los fines expresados en las letras a), b) y c) del presente párrafo solamente si cumplen los criterios de sostenibilidad y los criterios de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero establecidos en los apartados 2 a 7 y 10:
para contribuir a las cuotas de energías renovables de los Estados miembros y a los objetivos establecidos en el artículo 3, apartado 1, el artículo 15 bis, apartado 1, el artículo 22 bis, apartado 1, el artículo 23, apartado 1, el artículo 24, apartado 4, y el artículo 25, apartado 1;
para evaluar el cumplimiento de las obligaciones en materia de energías renovables, en particular la obligación establecida en el artículo 25;
para optar a una ayuda financiera al consumo de biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa.
Sin embargo, los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa producidos a partir de residuos y desechos, con excepción de los desechos agrícolas, de la acuicultura, pesqueros y forestales, han de cumplir únicamente los criterios de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero previstos en el apartado 10 para que se tengan en cuenta para los fines expresados en el párrafo primero del presente apartado, letras a), b) y c). En el caso del uso de residuos mezclados, los Estados miembros podrán exigir a los operadores que apliquen sistemas de clasificación de residuos mezclados con el fin de retirar los materiales fósiles. El presente párrafo también será de aplicación a los residuos y desechos que se transforman primero en un producto antes de ser transformados en biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa.
La electricidad, la calefacción y la refrigeración producidas a partir de residuos sólidos municipales no estarán sujetas a los criterios de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero establecidos en el apartado 10.
Los combustibles de biomasa deberán cumplir los criterios de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero establecidos en los apartados 2 a 7 y 10, si se utilizan:
en el caso de los combustibles sólidos derivados de biomasa, en instalaciones que produzcan electricidad, calefacción y refrigeración con una potencia térmica nominal total igual o superior a 7,5 MW;
en el caso de los combustibles gaseosos derivados de biomasa, en instalaciones que produzcan electricidad, calefacción y refrigeración con una potencia térmica nominal total igual o superior a 2 MW;
en el caso de instalaciones que produzcan combustibles gaseosos derivados de biomasa con el siguiente caudal medio de biometano:
por encima de 200 m3 equivalentes de metano/h medidos en condiciones normales de temperatura y presión, a saber, 0 °C y 1 bar de presión atmosférica,
si el biogás está compuesto por una mezcla de metano y otro gas no combustible, para el caudal de metano, el umbral establecido en el inciso i) se recalcula de manera proporcional a la cuota volumétrica de metano de la mezcla.
Los Estados miembros podrán aplicar los criterios de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero a instalaciones con una potencia térmica nominal total más baja o un caudal de biometano menor.
Los criterios de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero establecidos en los apartados 2 a 7 y 10 serán de aplicación independientemente del origen geográfico de la biomasa.
Los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa producidos a partir de biomasa agrícola que se tengan en cuenta para los fines expresados en el apartado 1, párrafo primero, letras a), b) y c), no se fabricarán a partir de materias primas procedentes de tierras de elevado valor en cuanto a biodiversidad, es decir de tierras que en enero de 2008 o más tarde pertenecieran a una de las siguientes categorías, con independencia de que sigan encontrándose en la misma situación:
bosques primarios y otras superficies boscosas, concretamente los bosques y otras superficies boscosas de especies nativas, cuando no haya signos visibles claros de actividad humana y los procesos ecológicos no estén perturbados significativamente, y bosques maduros, tal como se definan en el país en el que esté situado el bosque;
bosques con una rica biodiversidad y otras superficies boscosas que sean ricas en especies y no estén degradadas y que hayan sido clasificadas de gran riqueza desde el punto de vista de la biodiversidad por la autoridad competente correspondiente, a menos que se demuestre que la producción de esas materias primas no ha interferido con esos fines de protección de la naturaleza;
zonas designadas:
por ley o por las autoridades competentes correspondientes con fines de protección de la naturaleza, a menos que se demuestre que la producción de esas materias primas no ha interferido con esos fines de protección de la naturaleza, o
para la protección de las especies o los ecosistemas raros, amenazados o en peligro reconocidos por acuerdos internacionales o incluidos en listas elaboradas por organizaciones intergubernamentales o por la Unión Internacional para la Conservación de la Naturaleza, siempre que hayan sido reconocidas de conformidad con el artículo 30, apartado 4, párrafo primero, a menos que se demuestre que la producción de esas materias primas no ha interferido con esos fines de protección de la naturaleza;
prados y pastizales con una rica biodiversidad y una extensión superior a una hectárea que sean:
naturales, es decir, prados y pastizales que seguirían siéndolo de no haber intervención humana y que conservan la composición en especies naturales y las características y procesos ecológicos, o
no naturales, es decir, prados y pastizales que dejarían de serlo de no haber intervención humana, que son ricos en especies y no están degradados, y que han sido clasificados de gran riqueza desde el punto de vista de la biodiversidad por la autoridad competente correspondiente, salvo que se demuestre que la explotación de las materias primas es necesaria para preservar su condición de prados y pastizales con una rica biodiversidad, o
brezales.
Cuando no se cumplan las condiciones establecidas en el apartado 6, letra a), incisos vi) y vii), el párrafo primero del presente apartado, con excepción de la letra c), se aplicará también a los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa producidos a partir de biomasa forestal.
La Comisión podrá adoptar actos de ejecución en los que se desarrollen más específicamente los criterios para determinar qué prados y pastizales entrarán en el ámbito de aplicación del presente apartado, párrafo primero, letra d). Dichos actos de ejecución se adoptarán de conformidad con el procedimiento de examen a que se refiere el artículo 34, apartado 3.
Los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa producidos a partir de biomasa agrícola que se tengan en cuenta para los fines expresados en el apartado 1, párrafo primero, letras a), b) y c), no se fabricarán a partir de materias primas procedentes de tierras con elevadas reservas de carbono, es decir tierras que en enero de 2008 pertenecían a una de las siguientes categorías pero que ya no se encuentran entre ellas:
humedales, es decir, tierras cubiertas de agua o saturadas por agua permanentemente o durante una parte importante del año;
zonas arboladas continuas, es decir tierras con una extensión superior a una hectárea, con árboles de una altura superior a cinco metros y una cubierta de copas superior al 30 %, o con árboles que pueden alcanzar estos límites in situ;
tierras con una extensión superior a una hectárea, con árboles de una altura superior a cinco metros y una cubierta de copas de entre el 10 % y el 30 %, o con árboles que pueden alcanzar estos límites in situ, salvo si se aportan pruebas de que las reservas de carbono de la zona en cuestión antes y después de la conversión son tales que, cuando se aplica la metodología recogida en el anexo V, parte C, se cumplen las condiciones establecidas en el apartado 10 del presente artículo.
El presente apartado no será de aplicación si, en el momento de obtener las materias primas, las tierras pertenecían a la misma categoría que en enero de 2008.
Cuando no se cumplan las condiciones establecidas en el apartado 6, letra a), incisos vi) y vii), el párrafo primero del presente apartado, con excepción de las letras b) y c), y el párrafo segundo del presente apartado se aplicarán también a los biocarburantes, los biolíquidos y los combustibles de biomasa producidos a partir de biomasa forestal.
Los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa producidos a partir de biomasa forestal que se tengan en cuenta para los fines expresados en el apartado 1, párrafo primero, letras a), b) y c), cumplirán los siguientes criterios para reducir al mínimo el riesgo de utilizar biomasa forestal derivada de una producción no sostenible:
el país en el que se haya recolectado la biomasa forestal contará con normas de ámbito nacional o subnacional aplicables en el área de aprovechamiento, así como con sistemas de supervisión y garantía del cumplimento que aseguren:
la legalidad de las operaciones de aprovechamiento;
la regeneración forestal de las zonas aprovechadas;
que se protegen las zonas designadas por la normativa internacional o nacional o por la autoridad competente con fines de protección de la naturaleza, también en humedales, prados y pastizales, brezales y turberas, con el objetivo de preservar la biodiversidad y de prevenir la destrucción de los hábitats;
que el aprovechamiento se lleva a cabo teniendo en cuenta el mantenimiento de la calidad de los suelos y la biodiversidad de conformidad con los principios de gestión forestal sostenible, con el fin de prevenir las repercusiones adversas, de tal manera que se evite el aprovechamiento de tocones y raíces, la degradación de los bosques primarios y los bosques maduros, tal como se definan en el país en el que esté situado el bosque, o su conversión en plantaciones forestales y el aprovechamiento en suelos vulnerables; que el aprovechamiento se lleve a cabo de conformidad con los umbrales máximos para las grandes cortas, tal como se definan en el país en el que esté situado el bosque, así como los umbrales de retención para la extracción de madera muerta adaptados al entorno local y adecuados desde el punto de vista ecológico, y que el aprovechamiento se lleve a cabo de conformidad con unos requisitos de utilización de sistemas de corta que minimicen las repercusiones adversas sobre la calidad de los suelos, incluida su compactación, y sobre las características y hábitats de la biodiversidad;
que el aprovechamiento mantiene o mejora la capacidad de producción a largo plazo del bosque;
que los bosques de los que se extrae la biomasa forestal no corresponden a las tierras que pertenecen a las categorías mencionadas en el apartado 3, letras a), b), d) y e), el apartado 4, letra a), y el apartado 5, respectivamente en las mismas condiciones de determinación de la categoría de tierras especificada en dichos apartados, y
que las instalaciones que producen biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa a partir de biomasa forestal emiten una declaración de fiabilidad, respaldada por procesos internos de empresa, a efectos de las auditorías realizadas con arreglo al artículo 30, apartado 3, de que la biomasa forestal no procede de las tierras a que se refiere el inciso vi) del presente párrafo.
cuando no se disponga de las pruebas a que se refiere la letra a) del presente apartado, los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa producidos a partir de biomasa forestal se tendrán en cuenta para los fines expresados en el apartado 1, párrafo primero, letras a), b) y c), si existen sistemas de gestión a nivel forestal en la zona de aprovisionamiento que garanticen:
la legalidad de las operaciones de aprovechamiento;
la regeneración forestal de las zonas aprovechadas;
que se protegen las zonas designadas por la normativa internacional o nacional o por la autoridad competente con fines de protección de la naturaleza, también en humedales, prados y pastizales, brezales y turberas, con el objetivo de preservar la biodiversidad y de prevenir la destrucción de los hábitats, a menos que se demuestre que la recolección de la materia prima no interfiere en los fines de protección de la naturaleza;
que el aprovechamiento se lleva a cabo teniendo en cuenta el mantenimiento de la calidad de los suelos y la biodiversidad de conformidad con principios de gestión forestal sostenible, con el fin de prevenir las repercusiones adversas, de tal manera que se evite la recolección de tocones y raíces, la degradación de los bosques primarios y los bosques maduros, tal como se definan en el país en el que esté situado el bosque, o su conversión en plantaciones forestales y el aprovechamiento en suelos vulnerables; que el aprovechamiento se lleve a cabo de conformidad con los umbrales máximos para las grandes cortas, tal como se definan en el país en el que esté situado el bosque, así como los umbrales de retención para la extracción de madera muerta adaptados al entorno local y adecuados desde el punto de vista ecológico, y que el aprovechamiento se lleve a cabo de conformidad con unos requisitos de utilización de sistemas de corta que minimicen las repercusiones adversas sobre la calidad de los suelos, incluida su compactación, y sobre las características y hábitats de la biodiversidad, y
que el aprovechamiento mantiene o mejora la capacidad de producción a largo plazo del bosque.
Los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa producidos a partir de biomasa forestal que se tengan en cuenta para los fines expresados en el apartado 1, párrafo primero, letras a), b) y c), cumplirán los siguientes criterios en materia de uso de la tierra, cambio de uso de la tierra y silvicultura (en lo sucesivo, «UTCUTS»):
el país u organización regional de integración económica de origen de la biomasa forestal deberá ser Parte en el Acuerdo de París y:
habrá presentado una contribución determinada a nivel nacional ante la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, que incluya las emisiones y absorciones procedentes de la agricultura, la silvicultura y el uso de la tierra, y que garantice que los cambios en las reservas de carbono vinculados a la explotación de la biomasa se contabilizan a los efectos del compromiso del país de reducir o limitar las emisiones de gases de efecto invernadero según lo dispuesto en su contribución determinada a nivel nacional; o
dispondrá de normas de ámbito nacional o subnacional, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 5 del Acuerdo de París, aplicables en el área de aprovechamiento, para conservar y reforzar las reservas y los sumideros de carbono, y aportará pruebas de que las emisiones declaradas del sector UTCUTS no superan las absorciones;
cuando no se disponga de las pruebas a que se refiere la letra a) del presente apartado, los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa obtenidos de la biomasa forestal deberán tenerse en cuenta para los fines establecidos en el apartado 1, párrafo primero, letras a), b) y c), si existen sistemas de gestión a nivel forestal en la zona de aprovisionamiento que garanticen que las fuentes y los sumideros de carbono del bosque se conservan o se refuerzan a largo plazo.
Como parte de la actualización de su plan nacional integrado de energía y clima definitivo, que debe presentarse a más tardar el 30 de junio de 2024 en virtud del artículo 14, apartado 2, del Reglamento (UE) 2018/1999, los Estados miembros incluirán cada una de las siguientes premisas:
una evaluación del suministro nacional de biomasa forestal disponible para fines energéticos en el período 2021-2030 de conformidad con los criterios establecidos en el presente artículo;
una evaluación de la compatibilidad del uso previsto de la biomasa forestal para la producción de energía con los objetivos y presupuestos de los Estados miembros para el período de 2026 a 2030, tal como se establece en el artículo 4 del Reglamento (UE) 2018/841, y
una descripción de las medidas y políticas nacionales que garanticen la compatibilidad con dichos objetivos y presupuestos.
Los Estados miembros comunicarán a la Comisión las medidas y políticas a que se refiere el presente apartado, párrafo primero, letra c), como parte de sus informes de situación nacionales integrados de energía y clima presentados en virtud del artículo 17 del Reglamento (UE) 2018/1999.
La Comisión presentará, en su caso, una propuesta de modificación de los criterios establecidos en los apartados 6 y 7 para el período posterior a 2030.
La reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero derivada del uso de biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa que se tenga en cuenta para los fines mencionados en el apartado 1 será:
del 50 % como mínimo en el caso de los biocarburantes, biogás consumido en el sector del transporte y biolíquidos producidos en instalaciones en funcionamiento el 5 de octubre de 2015 o con anterioridad a dicha fecha;
del 60 % como mínimo en el caso de los biocarburantes, biogás empleado en el sector del transporte y biolíquidos producidos en instalaciones que hayan entrado en funcionamiento desde el 6 de octubre de 2015 hasta el 31 de diciembre de 2020;
del 65 % como mínimo en el caso de los biocarburantes, biogás consumido en el sector del transporte y biolíquidos producidos en instalaciones que hayan entrado en funcionamiento a partir del 1 de enero de 2021;
del 80 % como mínimo en el caso de la producción de electricidad, calefacción y refrigeración a partir de combustibles de biomasa empleados en instalaciones que hayan entrado en funcionamiento después del 20 de noviembre de 2023;
del 70 % como mínimo hasta el 31 de diciembre de 2029, y del 80 % como mínimo a partir del 1 de enero de 2030, en el caso de la producción de electricidad, calefacción y refrigeración a partir de combustibles de biomasa empleados en instalaciones con una potencia térmica nominal total igual o superior a 10 MW que hayan entrado en funcionamiento entre el 1 de enero de 2021 y el 20 de noviembre de 2023;
en el caso de la producción de electricidad, calefacción y refrigeración a partir de combustibles gaseosos derivados de biomasa empleados en instalaciones con una potencia térmica nominal total igual o inferior a 10 MW que hayan entrado en funcionamiento entre el 1 de enero de 2021 y el 20 de noviembre de 2023, del 70 % como mínimo antes de que cumplan 15 años de funcionamiento, y del 80 % como mínimo una vez que hayan cumplido 15 años de funcionamiento;
en el caso de la producción de electricidad, calefacción y refrigeración a partir de combustibles de biomasa empleados en instalaciones con una potencia térmica nominal total igual o superior a 10 MW que hayan entrado en funcionamiento antes del 1 de enero de 2021, del 80 % como mínimo una vez que hayan cumplido 15 años de funcionamiento, como muy pronto a partir del 1 de enero de 2026 y, a más tardar, a partir del 31 de diciembre de 2029;
en el caso de la producción de electricidad, calefacción y refrigeración a partir de combustibles gaseosos derivados de biomasa empleados en instalaciones con una potencia térmica nominal total igual o inferior a 10 MW que hayan entrado en funcionamiento antes del 1 de enero de 2021, del 80 % como mínimo una vez que hayan cumplido 15 años de funcionamiento, y como muy pronto a partir del 1 de enero de 2026.
Se considerará que una instalación está en funcionamiento cuando se inicie la producción física de biocarburantes, biogás consumido en el sector del transporte y biolíquidos, y la producción física de calefacción y refrigeración y electricidad a partir de combustibles de biomasa.
La reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero derivada del uso de biocarburantes, biogás consumido en el sector del transporte, biolíquidos y combustibles de biomasa utilizados en instalaciones que producen calefacción, refrigeración y electricidad se calculará conforme a lo dispuesto en el artículo 31, apartado 1.
La electricidad obtenida a partir de combustibles de biomasa se tendrá en cuenta para los fines expresados en el apartado 1, párrafo primero, letras a), b) y c), únicamente cuando se cumpla uno o varios de los requisitos siguientes:
que se produzca en instalaciones con una potencia térmica nominal total inferior a 50 MW;
en el caso de las instalaciones con una potencia térmica nominal total de entre 50 y 100 MW, que se produzca utilizando tecnología de cogeneración de alta eficiencia, o, para instalaciones únicamente eléctricas, que alcancen los niveles de eficiencia energética asociados a las mejores técnicas disponibles (NEA-MTD) tal como se definen en la Decisión de Ejecución (UE) 2017/1442 de la Comisión ( 25 );
en el caso de las instalaciones con una potencia térmica nominal total superior a 100 MW, que se produzca utilizando tecnología de cogeneración de alta eficiencia, o, para instalaciones únicamente eléctricas, que alcancen una eficiencia eléctrica neta de un 36 % como mínimo;
que utilicen la captura y almacenamiento de CO2 de biomasa.
Para los fines expresados en el apartado 1, párrafo primero, letras a), b) y c), del presente artículo, las instalaciones únicamente eléctricas se tendrán en cuenta solo si no utilizan combustibles fósiles como combustible principal y solo si no existe un potencial rentable para aplicar la cogeneración de alta eficiencia según la evaluación efectuada en virtud del artículo 14 de la Directiva 2012/27/UE.
Para los fines expresados en el apartado 1, párrafo primero, letras a) y b), del presente artículo, el presente apartado será aplicable únicamente a las instalaciones que se pongan en funcionamiento o que se transformen para utilizar combustibles de biomasa después del 25 de diciembre de 2021. Para los fines expresados en el apartado 1, párrafo primero, letra c), del presente artículo, el presente apartado se entenderá sin perjuicio de las ayudas concedidas en virtud de sistemas de apoyo de conformidad con el artículo 4 aprobados a más tardar el 25 de diciembre de 2021.
Los Estados miembros podrán aplicar requisitos de eficiencia energética más estrictos que los establecidos en el párrafo primero a instalaciones con una potencia térmica nominal más baja.
El párrafo primero no será aplicable a la electricidad procedente de instalaciones que sean objeto de una notificación específica de un Estado miembro a la Comisión, basada en la existencia de riesgos debidamente documentados para la seguridad del suministro de electricidad. Tras evaluar la notificación, la Comisión adoptará una decisión teniendo en cuenta los elementos recogidos en la primera notificación.
Para los fines expresados en el apartado 1, párrafo primero, letra c), del presente artículo, los Estados miembros podrán establecer excepciones, para un período de tiempo limitado, a los criterios establecidos en los apartados 2 a 7, 10 y 11 del presente artículo adoptando criterios diferentes para:
las instalaciones situadas en una región ultraperiférica a que se refiere el artículo 349 del TFUE, en la medida en que produzcan electricidad o calefacción o refrigeración a partir de combustibles de biomasa y biolíquidos o produzcan biocarburantes, y
los combustibles de biomasa y biolíquidos empleados en las instalaciones a que se refiere la letra a) del presente párrafo y los biocarburantes producidos en dichas instalaciones, independientemente del lugar de origen de esa biomasa, siempre que los criterios estén objetivamente justificados por el motivo de que su objetivo es garantizar, para dicha región ultraperiférica, el acceso a una energía segura y protegida y una introducción gradual de los criterios establecidos en los apartados 2 a 7, 10 y 11 del presente artículo, e incentivar de ese modo la transición de los combustibles fósiles a los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa sostenibles.
Los distintos criterios previstos en el presente apartado serán objeto de una notificación específica del Estado miembro a la Comisión.
A más tardar el 31 de diciembre de 2026, la Comisión evaluará las repercusiones de esos criterios adicionales en el mercado interior, acompañando la evaluación, en caso necesario, de una propuesta para garantizar su armonización.
Hasta el 31 de diciembre de 2030, la energía procedente de biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa también podrá tenerse en cuenta para los fines a que se refiere el apartado 1, párrafo primero, letras a), b) y c), del presente artículo, siempre que:
la ayuda se concediese antes del 20 de noviembre de 2023, de conformidad con los criterios de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero establecidos en el artículo 29 en su versión en vigor el 29 de septiembre de 2020, y
la ayuda se concediese en forma de ayuda a largo plazo para la que se haya definido un importe fijo al inicio del período de ayuda y siempre que exista un mecanismo de corrección para garantizar la ausencia de compensación excesiva.
Artículo 29 bis
Criterios de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero para combustibles renovables de origen no biológico y combustibles de carbono reciclado
Artículo 30
Verificación del cumplimiento de los criterios de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero
Cuando los combustibles renovables y los combustibles de carbono reciclado se contabilicen en relación con los objetivos contemplados en el artículo 3, apartado 1, el artículo 15 bis, apartado 1, el artículo 22 bis, apartado 1, el artículo 23, apartado 1, el artículo 24, apartado 4, y el artículo 25, apartado 1, los Estados miembros obligarán a los agentes económicos a demostrar, mediante auditorías independientes obligatorias y transparentes, de conformidad con el acto de ejecución adoptado en virtud del apartado 8 del presente artículo, el cumplimiento de los criterios de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero establecidos en el artículo 29, apartados 2 a 7 y 10, y en el artículo 29 bis, apartados 1 y 2, para los combustibles renovables y los combustibles de carbono reciclado. A tal fin, exigirán a los agentes económicos que utilicen un sistema de balance de masa que:
permita mezclar las partidas de materias primas o combustibles con características diferentes de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, por ejemplo en un contenedor, en una instalación de procesamiento o logística, o en un emplazamiento o infraestructura de transporte y distribución;
permita mezclar partidas de materias primas con un contenido energético diferente con el fin de efectuar un tratamiento ulterior, siempre y cuando el tamaño de las partidas se ajuste en función de su contenido energético;
exija que la información relativa a las características de sostenibilidad ambiental y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y al volumen de las partidas a que se refiere la letra a), permanezca asociada a la mezcla; y
prevea que la suma de todas las partidas retiradas de la mezcla tenga las mismas características de sostenibilidad, en las mismas cantidades, que la suma de todas las partidas añadidas a la mezcla y exija que este balance se aplique para un período de tiempo adecuado.
El sistema de balance de masas garantizará que cada partida se contabilice una sola vez en el artículo 7, apartado 1, párrafo primero, letras a), b) o c), para calcular el consumo final bruto de energía procedente de fuentes renovables e incluirá información acerca de si se han concedido ayudas a la producción de dicha partida y, en caso afirmativo, acerca del tipo de sistema de apoyo.
Cuando se transforme una partida, la información sobre sus características de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero se ajustará y asignará al producto obtenido de conformidad con las normas siguientes:
cuando de la transformación de una partida de materias primas se obtenga un solo producto destinado a la producción de biocarburantes, biolíquidos o combustibles de biomasa, combustibles renovables de origen no biológico o combustibles de carbono reciclado, el tamaño de la partida y las cantidades correspondientes en lo referente a las características de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero se ajustarán aplicando un factor de conversión que represente la relación entre la masa del producto destinado a dicha producción y la masa de la materia prima empleada en el proceso;
cuando de la transformación de una partida de materias primas se obtenga más de un producto destinado a la producción de biocarburantes, biolíquidos o combustibles de biomasa, combustibles renovables de origen no biológico o combustibles de carbono reciclado, se empleará para producto obtenido un factor de conversión independiente y se utilizará un balance de masa independiente.
Las obligaciones que se establecen en el presente apartado se aplicarán con independencia de si los combustibles renovables o los combustibles de carbono reciclado son producidos en la Unión o son importados. La información sobre el origen geográfico y el tipo de las materias primas de los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa de cada proveedor de combustible se pondrá a disposición de los consumidores de manera actualizada, fácilmente accesible y sencilla en los sitios web de los operadores, los proveedores o las autoridades competentes pertinentes y deberá actualizarse con periodicidad anual. ◄
Los Estados miembros transmitirán a la Comisión de forma agregada la información a que se refiere el párrafo primero. La Comisión publicará dicha información en la plataforma de notificación electrónica a que se refiere el artículo 28 del Reglamento (UE) 2018/1999, de forma resumida y protegiendo la confidencialidad de la información comercial sensible.
La Comisión podrá decidir que esos regímenes contienen información exacta sobre las medidas adoptadas para la protección del suelo, del agua y del aire, para la restauración de tierras degradadas y para evitar un consumo excesivo de agua en las zonas donde esta es escasa, así como para la certificación de los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa con bajo riesgo de cambio indirecto del uso de la tierra.
La Comisión exigirá que cada régimen voluntario, respecto del cual se haya adoptado una decisión en virtud del apartado 4 presente a la Comisión un informe anual a más tardar el 30 de abril que abarque cada uno de los puntos ►C1 establecidos en el anexo XI del Reglamento (UE) 2018/1999. ◄ El informe se referirá al año civil anterior. El requisito de presentar un informe se aplicará solo a los regímenes voluntarios que hayan operado durante al menos doce meses.
La Comisión pondrá a disposición, en la plataforma de notificación electrónica a que se refiere el artículo 28 del Reglamento (UE) 2018/1999, los informes elaborados por los regímenes voluntarios, de forma agregada o en su totalidad si resulta adecuado.
Los Estados miembros podrán notificar su respectivo régimen nacional a la Comisión. La Comisión dará prioridad a la evaluación de dicho régimen a fin de facilitar el reconocimiento bilateral y multilateral mutuo de dichos regímenes. La Comisión podrá decidir, mediante actos de ejecución, si los regímenes nacionales notificados cumplen las condiciones establecidas en la presente Directiva. Dichos actos de ejecución se adoptarán de conformidad con el procedimiento de examen a que se refiere el artículo 34, apartado 3.
Cuando la Comisión decida que el régimen nacional cumple las condiciones establecidas en la presente Directiva, los otros regímenes reconocidos por la Comisión conforme al presente artículo no podrán denegar el reconocimiento mutuo del régimen nacional de dicho Estado miembro en lo relativo a la verificación del cumplimiento de los criterios por los cuales el régimen ha sido reconocido por la Comisión.
En el caso de las instalaciones que produzcan electricidad, calefacción y refrigeración con una potencia térmica nominal total de entre 7,5 y 20 MW, los Estados miembros podrán establecer sistemas nacionales de verificación simplificados para garantizar el cumplimiento de los criterios de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero establecidos en el artículo 29, apartados 2 a 7 y 10. En el caso de las mismas instalaciones, los actos de ejecución previstos en el apartado 8, del presente artículo, establecerán las condiciones uniformes para los sistemas voluntarios de verificación simplificados para garantizar el cumplimiento de los criterios de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero establecidos en el artículo 29, apartados 2 a 7 y 10.
Los regímenes voluntarios a que se refiere el apartado 4 publicarán periódicamente, y al menos una vez al año, una lista de sus organismos de certificación encargados de la auditoría independiente, indicando para cada organismo de certificación por qué entidad o autoridad pública nacional fue reconocido y qué entidad o autoridad pública nacional lo está supervisando.
En dichos actos de ejecución, la Comisión prestará especial atención a la necesidad de reducir al mínimo la carga administrativa. Los actos de ejecución fijarán un plazo a cuyo vencimiento los regímenes voluntarios estarán obligados a aplicar las normas. La Comisión podrá derogar decisiones que reconozcan regímenes voluntarios en virtud del apartado 4 en caso de que dichos regímenes no apliquen esas normas dentro del plazo señalado. En caso de que un Estado miembro plantee la preocupación de que un sistema voluntario no funciona de conformidad con las normas de fiabilidad, transparencia y auditoría independiente que constituyen la base de las decisiones con arreglo al apartado 4, la Comisión investigará el asunto y adoptará las medidas pertinentes.
Las autoridades competentes de los Estados miembros supervisarán el funcionamiento de los organismos de certificación que realicen auditorías independientes con arreglo a un régimen voluntario. Los organismos de certificación presentarán, a petición de las autoridades competentes, toda la información pertinente necesaria para supervisar su funcionamiento, en particular la fecha, hora y lugar exactos de las auditorías. Cuando los Estados miembros detecten problemas de no conformidad, informarán sin demora al régimen voluntario.
En un plazo de seis meses a partir de la recepción de dicha solicitud, la Comisión decidirá, mediante actos de ejecución, si el Estado miembro de que se trate puede:
tener en cuenta los combustibles renovables y los combustibles de carbono reciclado procedentes de esa fuente para los fines expresados en el artículo 29, apartado 1, párrafo primero, letras a), b) y c), o
como excepción a lo dispuesto en el apartado 9, exigir a los proveedores de la fuente de combustibles renovables y de combustibles de carbono reciclado, que aporten pruebas adicionales del cumplimiento de esos criterios de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y esos umbrales de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero.
Los actos de ejecución a que se refiere el párrafo segundo del presente apartado se adoptaran de conformidad con el procedimiento de examen a que se refiere el artículo 34, apartado 3.
Artículo 31
Cálculo del efecto de los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa en las emisiones de gases de efecto invernadero
A los efectos del artículo 29, apartado 10, la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero resultante del uso de biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa se calculará de alguno de los modos siguientes:
si se establece un valor por defecto para la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero para el proceso de producción en el anexo V, parte A o B, respecto a los biocarburantes y biolíquidos y, en el anexo VI, parte A, respecto a los combustibles de biomasa, si el valor de el para los biocarburantes o biolíquidos calculado de conformidad con el anexo V, parte C, punto 7, y para los combustibles de biomasa calculado de conformidad con el anexo VI, parte B, punto 7, es igual o menor de cero, utilizando este valor por defecto;
utilizando un valor real calculado de conformidad con la metodología establecida en el anexo V, parte C, para los biocarburantes y biolíquidos, y en el anexo VI, parte B, para los combustibles de biomasa;
utilizando un valor calculado correspondiente a la suma de los factores de las fórmulas enunciadas en el anexo V, parte C, punto 1, para lo que los valores por defecto desagregados del anexo V, partes D o E, pueden utilizarse para algunos factores, y usando valores reales calculados de conformidad con el método establecido en el anexo V, parte C, para todos los demás factores;
utilizando un valor calculado como suma de los factores de las fórmulas enunciadas en el anexo VI, parte B, punto 1, para lo que se pueden utilizar los valores por defecto desagregados del anexo VI, parte C, para algunos factores, y valores reales calculados de conformidad con el método establecido en el anexo VI, parte B, para todos los demás factores.
Dichos datos podrán, en virtud de tales decisiones, utilizarse en lugar de los valores por defecto desagregados para el cultivo establecidos en el anexo V, partes D o E, para los biocarburantes y los biolíquidos, y en el anexo VI, parte C, para los combustibles de biomasa.
La Comisión estará facultada para adoptar actos delegados con arreglo a lo dispuesto en el artículo 35, para modificar, cuando proceda, los anexos V y VI, añadiendo o revisando los valores por defecto o modificando la metodología.
En el supuesto de una adaptación o una incorporación a la lista de valores por defecto de los anexos V y VI:
si la contribución de un factor a las emisiones globales es pequeña, si la variación es limitada, o si el coste o la dificultad de elaborar valores reales es elevado, los valores por defecto serán los típicos de los procesos de producción normales;
en todos los demás casos, los valores por defecto serán conservadores en comparación con los procesos de producción normales.
Artículo 31 bis
Base de datos de la Unión
Cuando proceda a efectos de mejorar la trazabilidad de los datos a lo largo de toda la cadena de suministro, la Comisión estará facultada para adoptar actos delegados con arreglo al artículo 35 para completar la presente Directiva por los que se amplíe aún más el alcance de los datos que se incluirán en la base de datos de la Unión a fin de incluir datos pertinentes del lugar de producción o recogida de las materias primas utilizadas para la producción del combustible.
Los Estados miembros exigirán a los proveedores de combustible que introduzcan en la base de datos de la Unión los datos necesarios para verificar el cumplimiento de los requisitos establecidos en el artículo 25, apartado 1, párrafo primero.
No obstante lo dispuesto en los párrafos primero, segundo y tercero, en el caso de los combustibles gaseosos inyectados en la infraestructura interconectada de gas de la Unión, los agentes económicos, cuando el Estado miembro decida complementar el sistema de balance de masa mediante un sistema de garantías de origen, introducirán en la base de datos de la Unión datos sobre las transacciones realizadas y las características de sostenibilidad y otros datos pertinentes, como las emisiones de gases de efecto invernadero de los combustibles hasta el punto de inyección a la infraestructura interconectada de gas.
Dichos regímenes voluntarios o nacionales podrán utilizar sistemas de datos de terceros como intermediarios para recopilar los datos, siempre que se notifique dicho uso a la Comisión.
Cada Estado miembro podrá utilizar una base de datos nacional ya existente adaptándola y vinculándola a la base de datos de la Unión mediante una interfaz, o establecer una base de datos nacional que puedan utilizar los agentes económicos como herramienta para recopilar y declarar los datos e introducirlos y transferirlos a la base de datos de la Unión siempre y cuando:
la base de datos nacional sea conforme con la base de datos de la Unión en lo que respecta a la puntualidad de la transmisión de los datos, la tipología de los conjuntos de datos transmitidos y los protocolos de calidad y verificación de los datos;
los Estados miembros garanticen que los datos introducidos en la base de datos nacional sean inmediatamente transferidos a la base de datos de la Unión.
Los Estados miembros podrán establecer bases de datos nacionales de conformidad con su Derecho o prácticas nacionales, por ejemplo, tener en cuenta requisitos nacionales más estrictos, en lo que respecta a los criterios de sostenibilidad. Dichas bases de datos nacionales no obstaculizarán la trazabilidad global de las partidas de materias primas o combustibles que deben introducirse en las bases de datos de la Unión de conformidad con la presente Directiva.
La verificación de la calidad de los datos introducidos en la base de datos de la Unión por medio de las bases de datos nacionales, las características de sostenibilidad de los combustibles relacionados con dichos datos y la aprobación final de las transacciones se llevará a cabo únicamente a través de la base de datos de la Unión. La exactitud y exhaustividad de dichos datos se verificarán de conformidad con el Reglamento de Ejecución (UE) 2022/996 de la Comisión ( 27 ). Podrán ser verificadas por organismos de certificación.
Los Estados miembros notificarán a la Comisión las características detalladas de su base de datos nacional. Tras la notificación, la Comisión evaluará si la base de datos nacional cumple los requisitos establecidos en el párrafo tercero. De no ser así, la Comisión podrá exigir a los Estados miembros que adopten las medidas oportunas para garantizar el cumplimiento de dichos requisitos.
Artículo 32
Medidas de aplicación
Las medidas de ejecución mencionadas en el artículo 29, apartado 3, párrafo segundo, y apartado 8, artículo 30, apartado 5, párrafo primero, apartado 6, párrafo segundo, y apartado 8, párrafo primero, artículo 31, apartado 4, párrafo primero, y apartado 6, de la presente Directiva, tendrán plenamente en cuenta las disposiciones relativas a la reducción de las emisiones de gas de efecto invernadero de conformidad con el artículo 7 bis de la Directiva 98/70/CE del Parlamento Europeo y del Consejo ( 28 ).
Artículo 33
Seguimiento por parte de la Comisión
Dicha propuesta tendrá en cuenta la experiencia derivada de la aplicación de la presente Directiva, en particular los criterios de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, y la evolución tecnológica en el ámbito de la energía procedente de fuentes renovables.
Al preparar la propuesta legislativa a que se refiere el párrafo primero del presente apartado, la Comisión tendrá en cuenta, en su caso:
la opinión del Consejo Científico Consultivo Europeo sobre Cambio Climático creado en virtud del artículo 10 bis del Reglamento (CE) n.o 401/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo ( 29 );
el presupuesto indicativo previsto de la Unión en materia de gases de efecto invernadero según se establece en el artículo 4, apartado 4, del Reglamento (UE) 2021/1119 del Parlamento Europeo y del Consejo ( 30 );
los planes nacionales integrados de energía y clima presentados por los Estados miembros a más tardar el 30 de junio de 2024 en virtud del artículo 14, apartado 2, del Reglamento (UE) 2018/1999;
la experiencia adquirida con la aplicación de la presente Directiva, incluidos sus criterios de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, y
la evolución tecnológica en el ámbito de la energía procedente de fuentes renovables.
Artículo 34
Procedimiento de comité
Si el Comité no emite un dictamen, la Comisión no adoptará el proyecto de acto de ejecución y se aplicará el artículo 5, apartado 4, párrafo tercero, del Reglamento (UE) n.o 182/2011.
Artículo 35
Ejercicio de la delegación
Artículo 36
Transposición
Cuando los Estados miembros adopten dichas disposiciones, estas incluirán una referencia a la presente Directiva o irán acompañadas de dicha referencia en su publicación oficial. Incluirán igualmente una mención en la que se precise que las referencias hechas en las disposiciones legales, reglamentarias y administrativas en vigor, a la Directiva derogada por la presente Directiva se entenderán hechas a la presente Directiva. Los Estados miembros establecerán las modalidades de la mencionada referencia y la formulación de dicha mención.
Artículo 37
Derogación
Queda derogada, con efecto a 1 de julio de 2021, la Directiva 2009/28/CE, modificada por las Directivas citadas en el anexo X, parte A, sin perjuicio de las obligaciones de los Estados miembros relativas a los plazos de transposición al Derecho interno de las Directivas que se indican en el anexo X, parte B, y sin perjuicio de las obligaciones de los Estados miembros en 2020 establecidas en el artículo 3, apartado 1, y en el anexo I, parte A, de la Directiva 2009/28/CE.
Las referencias a la Directiva derogada se entenderán hechas a la presente Directiva con arreglo a la tabla de correspondencias que figura en el anexo XI.
Artículo 38
Entrada en vigor
La presente Directiva entrará en vigor a los tres días de su publicación en el Diario Oficial de la Unión Europea.
Artículo 39
Destinatarios
Los destinatarios de la presente Directiva son los Estados miembros.
ANEXO I
OBJETIVOS GLOBALES NACIONALES EN RELACIÓN CON LA CUOTA DE ENERGÍA PROCEDENTE DE FUENTES RENOVABLES EN EL CONSUMO FINAL BRUTO DE ENERGÍA EN 2020 ( 31 )
A. Objetivos globales nacionales
|
|
Cuota de energía procedente de fuentes renovables en el consumo final bruto de energía, 2005 (S2005) |
Objetivo para la cuota de energía procedente de fuentes renovables en el consumo final bruto de energía, 2020 (S2020) |
|
Bélgica |
2,2 % |
13 % |
|
Bulgaria |
9,4 % |
16 % |
|
Chequia |
6,1 % |
13 % |
|
Dinamarca |
17,0 % |
30 % |
|
Alemania |
5,8 % |
18 % |
|
Estonia |
18,0 % |
25 % |
|
Irlanda |
3,1 % |
16 % |
|
Grecia |
6,9 % |
18 % |
|
España |
8,7 % |
20 % |
|
Francia |
10,3 % |
23 % |
|
Croacia |
12,6 % |
20 % |
|
Italia |
5,2 % |
17 % |
|
Chipre |
2,9 % |
13 % |
|
Letonia |
32,6 % |
40 % |
|
Lituania |
15,0 % |
23 % |
|
Luxemburgo |
0,9 % |
11 % |
|
Hungría |
4,3 % |
13 % |
|
Malta |
0,0 % |
10 % |
|
Países Bajos |
2,4 % |
14 % |
|
Austria |
23,3 % |
34 % |
|
Polonia |
7,2 % |
15 % |
|
Portugal |
20,5 % |
31 % |
|
Rumanía |
17,8 % |
24 % |
|
Eslovenia |
16,0 % |
25 % |
|
Eslovaquia |
6,7 % |
14 % |
|
Finlandia |
28,5 % |
38 % |
|
Suecia |
39,8 % |
49 % |
|
▼M2 ————— |
||
ANEXO I BIS
CUOTAS NACIONALES DE ENERGÍA PROCEDENTE DE FUENTES RENOVABLES PARA CALEFACCIÓN Y REFRIGERACIÓN EN EL CONSUMO FINAL BRUTO DE ENERGÍA PARA 2020-2030
|
|
Complementos adicionales al artículo 23, apartado 1 (en puntos porcentuales) para el período 2021-2025 (*1) |
Complementos adicionales al artículo 23, apartado 1 (en puntos porcentuales) para el período 2026-2030 (*2) |
Cuotas resultantes incluidos los complementos sin calor y frío residuales (en puntos porcentuales) |
|
Bélgica |
1,0 |
0,7 |
1,8 |
|
Bulgaria |
0,7 |
0,4 |
1,5 |
|
Chequia |
0,8 |
0,5 |
1,6 |
|
Dinamarca |
1,2 |
1,1 |
1,6 |
|
Alemania |
1,0 |
0,7 |
1,8 |
|
Estonia |
1,3 |
1,2 |
1,7 |
|
Irlanda |
2,3 |
2,0 |
3,1 |
|
Grecia |
1,3 |
1,0 |
2,1 |
|
España |
0,9 |
0,6 |
1,7 |
|
Francia |
1,3 |
1,0 |
2,1 |
|
Croacia |
0,8 |
0,5 |
1,6 |
|
Italia |
1,1 |
0,8 |
1,9 |
|
Chipre |
0,8 |
0,5 |
1,6 |
|
Letonia |
0,7 |
0,6 |
1,1 |
|
Lituania |
1,7 |
1,6 |
2,1 |
|
Luxemburgo |
2,3 |
2,0 |
3,1 |
|
Hungría |
0,9 |
0,6 |
1,7 |
|
Malta |
0,8 |
0,5 |
1,6 |
|
Países Bajos |
1,1 |
0,8 |
1,9 |
|
Austria |
1,0 |
0,7 |
1,8 |
|
Polonia |
0,8 |
0,5 |
1,6 |
|
Portugal |
0,7 |
0,4 |
1,5 |
|
Rumanía |
0,8 |
0,5 |
1,6 |
|
Eslovenia |
0,8 |
0,5 |
1,6 |
|
Eslovaquia |
0,8 |
0,5 |
1,6 |
|
Finlandia |
0,6 |
0,5 |
1,0 |
|
Suecia |
0,7 |
0,7 |
0,7 |
|
(*1)
Los elementos de flexibilidad contemplados en el artículo 23, apartado 2, letras b) y c), cuando se tienen en cuenta al calcular los complementos y las cuotas resultantes.
(*2)
Los elementos de flexibilidad contemplados en el artículo 23, apartado 2, letras b) y c), cuando se tienen en cuenta al calcular los complementos y las cuotas resultantes. |
|||
ANEXO II
FÓRMULA DE NORMALIZACIÓN PARA CALCULAR LA ELECTRICIDAD GENERADA CON ENERGÍAS HIDRÁULICA Y EÓLICA
Para calcular la electricidad generada en centrales hidroeléctricas en un Estado miembro determinado se aplicará la siguiente fórmula:
►C1
◄ siendo:
|
N |
= |
el año de referencia, |
|
QN(norm) |
= |
la cantidad normalizada de electricidad generada por todas las centrales hidroeléctricas del Estado miembro en el año N, a efectos de contabilización, |
|
Qi |
= |
la cantidad de electricidad efectivamente generada en el año i por todas las centrales hidroeléctricas del Estado miembro, medida en GWh, excluida la electricidad producida en unidades de acumulación por bombeo a partir de agua previamente bombeada aguas arriba, |
|
Ci |
= |
la potencia instalada total, excluida la acumulación por bombeo, de todas las centrales hidroeléctricas del Estado miembro al final del año i, medida en MW. |
Para calcular la electricidad generada en instalaciones eólicas terrestres en un Estado miembro determinado se aplicará la siguiente fórmula:
►C1
◄ siendo:
|
N |
= |
el año de referencia, |
|
QN(norm) |
= |
la cantidad normalizada de electricidad generada por todas las instalaciones eólicas terrestres del Estado miembro en el año N, a efectos de contabilización, |
|
Qi |
= |
la cantidad de electricidad efectivamente generada en el año i por todas las instalaciones eólicas terrestres del Estado miembro, medida en GWh, |
|
Cj |
= |
la potencia instalada total de todas las instalaciones eólicas terrestres del Estado miembro al final del año j, medida en MW, |
|
n |
= |
4 o el número de años anteriores al año N durante los que se ha dispuesto de datos sobre capacidad y producción para el Estado miembro a que se refiere, si el número de años anteriores es menor. |
Para calcular la electricidad generada en instalaciones eólicas marinas en un Estado miembro determinado se aplicará la siguiente fórmula:
►C1
◄ siendo:
|
N |
= |
el año de referencia, |
|
QN(norm) |
= |
la cantidad normalizada de electricidad generada por todas las instalaciones eólicas marinas del Estado miembro en el año N, a efectos de contabilización, |
|
Qi |
= |
la cantidad de electricidad efectivamente generada en el año i por todas las instalaciones eólicas marinas del Estado miembro, medida en GWh, |
|
Cj |
= |
la potencia instalada total de todas las instalaciones eólicas marinas del Estado miembro al final del año j, medida en MW, |
|
n |
= |
4 o el número de años anteriores al año N durante los que se ha dispuesto de datos sobre capacidad y producción para el Estado miembro a que se refiere, si el número de años anteriores es menor. |
ANEXO III
CONTENIDO ENERGÉTICO DE LOS COMBUSTIBLES
|
Combustible |
Contenido energético por unidad de masa (poder calorífico inferior, MJ/kg) |
Contenido energético por unidad de volumen (poder calorífico inferior, MJ/l) |
|
COMBUSTIBLES A PARTIR DE BIOMASA Y/U OPERACIONES DE TRANSFORMACIÓN DE BIOMASA |
|
|
|
Biopropano |
46 |
24 |
|
Aceite vegetal puro (aceite obtenido a partir de plantas oleaginosas mediante presión, extracción o procedimientos comparables, crudo o refinado, pero sin modificación química) |
37 |
34 |
|
Biodiésel – éster metílico de ácidos grasos (éster metílico producido a partir de un aceite procedente de biomasa) |
37 |
33 |
|
Biodiésel – éster etílico de ácidos grasos (éster etílico producido a partir de un aceite procedente de biomasa) |
38 |
34 |
|
Biogás que puede ser purificado hasta alcanzar una calidad similar a la del gas natural |
50 |
— |
|
Aceite hidrotratado procedente de biomasa (tratado termoquímicamente con hidrógeno), utilizado en sustitución del gasóleo |
44 |
34 |
|
Aceite hidrotratado procedente de biomasa (tratado termoquímicamente con hidrógeno), utilizado en sustitución de la gasolina |
45 |
30 |
|
Aceite hidrotratado procedente de biomasa (tratado termoquímicamente con hidrógeno), utilizado en sustitución del queroseno de aviación |
44 |
34 |
|
Aceite hidrotratado procedente de biomasa (tratado termoquímicamente con hidrógeno), utilizado en sustitución del gas licuado de petróleo |
46 |
24 |
|
Aceite procedente de biomasa o de biomasa pirolizada coprocesado (procesado en una refinería simultáneamente con combustibles fósiles), utilizado en sustitución del gasóleo |
43 |
36 |
|
Aceite procedente de biomasa o de biomasa pirolizada coprocesado (procesado en una refinería simultáneamente con combustibles fósiles), utilizado en sustitución de la gasolina |
44 |
32 |
|
Aceite procedente de biomasa o de biomasa pirolizada coprocesado (procesado en una refinería simultáneamente con combustibles fósiles), utilizado en sustitución del queroseno de aviación |
43 |
33 |
|
Aceite procedente de biomasa o de biomasa pirolizada coprocesado (procesado en una refinería simultáneamente con combustibles fósiles), utilizado en sustitución del gas licuado de petróleo |
46 |
23 |
|
COMBUSTIBLES RENOVABLES QUE PUEDEN PRODUCIRSE A PARTIR DE VARIAS FUENTES RENOVABLES, INCLUIDA LA BIOMASA |
|
|
|
Metanol procedente de fuentes renovables |
20 |
16 |
|
Etanol procedente de fuentes renovables |
27 |
21 |
|
Propanol procedente de fuentes renovables |
31 |
25 |
|
Butanol procedente de fuentes renovables |
33 |
27 |
|
Gasóleo Fischer-Tropsch (hidrocarburo sintético o mezcla de hidrocarburos sintéticos, utilizados en sustitución del gasóleo) |
44 |
34 |
|
Gasolina Fischer-Tropsch (hidrocarburo sintético o mezcla de hidrocarburos sintéticos producidos a partir de biomasa, utilizados en sustitución de la gasolina) |
44 |
33 |
|
Queroseno de aviación Fischer-Tropsch (hidrocarburo sintético o mezcla de hidrocarburos sintéticos producidos a partir de biomasa, utilizados en sustitución del queroseno de aviación) |
44 |
33 |
|
Gas licuado de petróleo Fischer-Tropsch (hidrocarburo sintético o mezcla de hidrocarburos sintéticos, utilizados en sustitución del gas licuado de petróleo) |
46 |
24 |
|
DME (dimetil-éter) |
28 |
19 |
|
Hidrógeno procedente de fuentes renovables |
120 |
— |
|
ETBE (etil-terc-butil-éter producido a partir del etanol) |
36 (del cual el 33 % procedente de fuentes renovables) |
27 (del cual el 33 % procedente de fuentes renovables) |
|
MTBE (metil-terc-butil-éter producido a partir del metanol) |
35 (del cual el 22 % procedente de fuentes renovables) |
26 (del cual el 22 % procedente de fuentes renovables) |
|
TAEE (terc-amil-etil-éter, producido a partir del etanol) |
38 (del cual el 29 % procedente de fuentes renovables) |
29 (del cual el 29 % procedente de fuentes renovables) |
|
TAME (terc-amil-metil-éter, producido a partir del metanol) |
36 (del cual el 18 % procedente de fuentes renovables) |
28 (del cual el 18 % procedente de fuentes renovables) |
|
THxEE (terc-hexil-etil-éter, producido a partir del etanol) |
38 (del cual el 25 % procedente de fuentes renovables) |
30 (del cual el 25 % procedente de fuentes renovables) |
|
THxME (terc-hexil-metil-éter, producido a partir del metanol) |
38 (del cual el 14 % procedente de fuentes renovables) |
30 (del cual el 14 % procedente de fuentes renovables) |
|
COMBUSTIBLES NO RENOVABLES |
|
|
|
Gasolina |
43 |
32 |
|
Gasóleo |
43 |
36 |
|
Queroseno de aviación |
43 |
34 |
|
Hidrógeno procedente de fuentes no renovables |
120 |
— |
ANEXO IV
FORMACIÓN Y CERTIFICACIÓN DE INSTALADORES Y DISEÑADORES DE INSTALACIONES DE ENERGÍA RENOVABLE
Los sistemas de certificación o cualificación equivalente y programas de formación mencionados en el artículo 18, apartado 3, se basarán en los siguientes criterios:
El procedimiento de certificación o cualificación equivalente deberá ser transparente y quedar claramente definido por los Estados miembros o el organismo administrativo que estos designen.
Los certificados expedidos por los organismos de certificación deberán estar claramente definidos y ser fáciles de identificar para los trabajadores y profesionales que soliciten la certificación.
El proceso de certificación permitirá a los instaladores adquirir los conocimientos teóricos y prácticos necesarios y garantizar que poseen las capacidades necesarias para poner en marcha instalaciones de alta calidad que funcionen de forma fiable.
Los instaladores de sistemas que utilizan biomasa, bombas de calor, energía geotérmica superficial, energía solar térmica y energía solar fotovoltaica, incluidos los sistemas de almacenamiento de energía y los puntos de recarga, serán certificados por un programa de formación o un proveedor de formación acreditados u otros sistemas de cualificación equivalentes.
Los Estados miembros o el organismo administrativo que estos designen se encargarán de la acreditación del programa de formación o del proveedor de formación. El organismo de acreditación garantizará que los programas de formación, incluidos los de perfeccionamiento y reciclaje profesionales, ofrecidos por el proveedor sean inclusivos y tengan continuidad y cobertura regional o nacional.
El proveedor de formación deberá disponer de instalaciones técnicas adecuadas para impartir la formación práctica, incluido material de laboratorio adecuado o instalaciones equivalentes.
El proveedor de formación ofrecerá, además de la formación básica, cursos de formación complementaria y perfeccionamiento más breves organizados en módulos de formación que permitan a los instaladores y diseñadores añadir nuevas competencias, ampliar y diversificar sus competencias en varios tipos de tecnología y sus combinaciones. El proveedor de formación garantizará la adaptación de la formación a la nueva tecnología de energía renovable en el contexto de los edificios, la industria y la agricultura. Los proveedores de formación reconocerán las habilidades pertinentes adquiridas.
Los programas y módulos de formación se diseñarán para permitir el aprendizaje permanente en instalaciones de energía renovable y ser compatibles con la formación profesional para personas en busca de su primer empleo y adultos que desean reciclarse o cambiar de empleo.
Los programas de formación se diseñarán para facilitar la adquisición de cualificaciones en materia de diferentes tipos de tecnología y soluciones y evitar una especialización limitada en una marca o tecnología específica. Podrá ser proveedor de formación el fabricante de los equipos o sistemas, un instituto o una asociación.
la formación para la certificación o la cualificación como instalador incluirá teoría y práctica. Al final de la formación, el instalador deberá poseer las cualificaciones requeridas para instalar equipos y sistemas que respondan a las necesidades del cliente en términos de prestaciones y fiabilidad, dominar el oficio, y respetar todos los códigos y normas aplicables, incluido el etiquetado ecológico y energético;
Al término del curso de formación se realizará un examen sancionado por un certificado o una cualificación. El examen incluirá una evaluación práctica de la instalación correcta de calderas o estufas de biomasa, bombas de calor, instalaciones geotérmicas superficiales, instalaciones solares térmicas o fotovoltaicas, incluidas las instalaciones de almacenamiento de energía, y puntos de recarga, facilitando la respuesta a la demanda.
los sistemas de certificación o sistemas de cualificación equivalentes mencionados en el artículo 18, apartado 3, tendrán debidamente en cuenta las siguientes directrices:
deben impartirse programas de formación acreditados a los instaladores con experiencia laboral que hayan seguido, o estén siguiendo, los siguientes tipos de formación:
en el caso de los instaladores de calderas y estufas de biomasa: formación de fontanero, montador de tuberías, técnico de calefacción o técnico de equipos sanitarios y de equipos de calefacción y de refrigeración, como requisito previo,
en el caso de los instaladores de bombas de calor: formación como fontanero o técnico de refrigeración y cualificaciones básicas en electricidad y fontanería (cortado de tubos, soldadura de juntas, pegado de juntas, aislamiento térmico, sellado de accesorios, ensayos de estanqueidad e instalación de sistemas de calefacción y refrigeración), como requisito previo,
en el caso de los instaladores de sistemas solares térmicos o fotovoltaicos: formación como fontanero o electricista, y cualificaciones en materia de fontanería, electricidad y cubiertas, en particular conocimientos de soldadura de juntas, pegado de juntas, sellado de accesorios, ensayos de estanqueidad, capacidad de conectar cables, buenos conocimientos de materiales básicos para cubiertas, métodos de colocación de cubrejuntas y aislamiento, como requisito previo; o
un programa de formación profesional que permita a los instaladores obtener cualificaciones adecuadas correspondientes a una formación de tres años en los ámbitos de competencia mencionados en las letras a), b) o c), que incluya tanto el aprendizaje en aulas como en el lugar de trabajo;
la parte teórica de la formación de los instaladores de estufas y calderas de biomasa debería proporcionar una visión de conjunto de la situación del mercado de la biomasa y abarcar los aspectos ecológicos, los combustibles de la biomasa, la logística, la protección contra incendios, las subvenciones conexas, las técnicas de combustión, los sistemas de encendido, las soluciones hidráulicas óptimas, la comparación de costes y rentabilidad, así como el diseño, la instalación y el mantenimiento de calderas y estufas de biomasa. La formación también debería proporcionar buenos conocimientos de cualquier norma europea relativa a la tecnología y los combustibles de la biomasa, por ejemplo los gránulos (pellets), y de la normativa nacional y de la Unión relativa a la biomasa;
La parte teórica de la formación de los instaladores de bombas de calor debería proporcionar una visión de conjunto de la situación del mercado de las bombas de calor y abarcar las fuentes de energía geotérmicas y las temperaturas del suelo de las diferentes regiones, la identificación de suelos y rocas en función de su conductividad térmica, la normativa relativa a la utilización de fuentes de energía geotérmicas, la viabilidad del uso de bombas de calor en edificios y la determinación del sistema más idóneo de bombas de calor, así como conocimientos sobre los requisitos técnicos, la seguridad, la filtración de aire, la conexión con la fuente de calor y la disposición del sistema, así como la integración con soluciones de almacenamiento de energía, también en combinación con instalaciones solares. Asimismo, la formación debería proporcionar buenos conocimientos de cualquier norma europea relativa a las bombas de calor, y de la normativa nacional y de la Unión aplicable. El instalador debería demostrar las siguientes competencias clave:
comprensión básica de los principios físicos y de funcionamiento de una bomba de calor, incluidas las características del circuito de la bomba: relación entre las temperaturas bajas del disipador térmico, las temperaturas altas de la fuente de calor, y la eficiencia del sistema, determinación del coeficiente de rendimiento y del factor de rendimiento estacional,
comprensión de los componentes y de su función en el circuito de la bomba de calor, incluido el compresor, la válvula de expansión, el evaporador, el condensador, los elementos y accesorios, el aceite lubricante, el refrigerante, y de las posibilidades de sobrecalentamiento, de subenfriamiento y de enfriamiento con las bombas de calor; y
capacidad de elegir y clasificar los componentes en situaciones típicas de instalación, incluida la determinación de los valores típicos de la carga térmica de los diferentes edificios y, para la producción de agua caliente basada en el consumo de energía, la determinación de la capacidad de la bomba de calor en función de la carga térmica para la producción de agua caliente, de la masa de almacenamiento del edificio y del suministro interrumpible de corriente; determinación de las soluciones de almacenamiento de energía, incluido a través del componente que sirve de depósito tampón y su volumen, y posibilidad de integración de un segundo sistema de calefacción,
comprensión de los estudios de viabilidad y diseño,
comprensión de la perforación, en el caso de las bombas de calor geotérmicas.
la parte teórica de la formación de los instaladores de sistemas solares térmicos y fotovoltaicos debería proporcionar una visión de conjunto de la situación del mercado de los productos relacionados con la energía solar y establecer comparaciones relativas a costes y rentabilidad, además de abarcar los aspectos ecológicos, los componentes, las características y el dimensionamiento de los sistemas solares, la selección de sistemas precisos y el dimensionamiento de componentes, la determinación de la demanda de calor, la opciones de integración de soluciones de almacenamiento de energía, la protección contra incendios, las subvenciones conexas, así como el diseño, la instalación y el mantenimiento de las instalaciones solares térmicas y fotovoltaicas. La formación también debería proporcionar buenos conocimientos de cualquier norma europea relativa a la tecnología y la certificación, como Solar Keymark, y la normativa nacional y de la Unión aplicable. El instalador debería demostrar las siguientes competencias clave:
capacidad de trabajar en condiciones de seguridad, utilizando las herramientas y equipos necesarios y aplicando los códigos y normas de seguridad, de identificar los riesgos relacionados con la electricidad y la fontanería y otros tipos de riesgos asociados a las instalaciones solares,
capacidad de identificar sistemas y componentes específicos de los sistemas activos y pasivos, incluido el diseño mecánico, y de localizar los componentes, la disposición y configuración de los sistemas y las opciones de integración de soluciones de almacenamiento de energía, incluido a través de su combinación con estaciones de recarga,
capacidad de determinar la superficie, la orientación y la inclinación requeridas de los sistemas solares fotovoltaicos y de producción de agua caliente, teniendo en cuenta la sombra, el acceso solar, la integridad estructural, la idoneidad de la instalación para el edificio o el clima, y de identificar los diferentes métodos de instalación adaptados a los tipos de cubiertas y el equipo de equilibrio del sistema requerido para la instalación; y
para los sistemas solares fotovoltaicos en particular, capacidad de adaptar el diseño eléctrico, incluida la determinación de las corrientes de diseño, la selección de los tipos de conductores y especificaciones, adecuados para cada circuito eléctrico, la determinación del tamaño, las especificaciones y la ubicación adecuados para todos los equipos y subsistemas asociados, y la selección de un punto de interconexión apropiado;
la certificación del instalador debería tener duración limitada de modo que resulte necesario acudir a seminarios o cursos de reciclaje para actualizar la certificación.
ANEXO V
NORMAS PARA CALCULAR EL IMPACTO DE LOS BIOCARBURANTES, BIOLÍQUIDOS Y SUS COMBUSTIBLES FÓSILES DE REFERENCIA EN LAS EMISIONES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO
A. VALORES TÍPICOS Y VALORES POR DEFECTO PARA LOS BIOCARBURANTES PRODUCIDOS SIN EMISIONES NETAS DE CARBONO DEBIDAS A CAMBIOS EN EL USO DEL SUELO
|
Proceso de producción del biocarburante |
Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos |
Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto |
|
Etanol de remolacha azucarera (sin biogás procedente de desechos, gas natural como combustible de proceso en caldera convencional) |
67 % |
59 % |
|
Etanol de remolacha azucarera (con biogás procedente de desechos, gas natural como combustible de proceso en caldera convencional) |
77 % |
73 % |
|
Etanol de remolacha azucarera (sin biogás procedente de desechos, gas natural como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*)) |
73 % |
68 % |
|
Etanol de remolacha azucarera (con biogás procedente de desechos, gas natural como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*)) |
79 % |
76 % |
|
Etanol de remolacha azucarera (sin biogás procedente de desechos, lignito como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*)) |
58 % |
47 % |
|
Etanol de remolacha azucarera (con biogás procedente de desechos, lignito como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*)) |
71 % |
64 % |
|
Etanol de maíz (gas natural como combustible de proceso en caldera convencional) |
48 % |
40 % |
|
Etanol de maíz (gas natural como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*)) |
55 % |
48 % |
|
Etanol de maíz (lignito como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*)) |
40 % |
28 % |
|
Etanol de maíz (desechos forestales como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*)) |
69 % |
68 % |
|
Etanol de otros cereales distintos del maíz (gas natural como combustible de proceso en caldera convencional) |
47 % |
38 % |
|
Etanol de otros cereales distintos del maíz (gas natural como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*)) |
53 % |
46 % |
|
Etanol de otros cereales distintos del maíz (lignito como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*)) |
37 % |
24 % |
|
Etanol de otros cereales distintos del maíz (desechos forestales como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*)) |
67 % |
67 % |
|
Etanol de caña de azúcar |
70 % |
70 % |
|
Parte del etil-terc-butil-éter (ETBE) procedente de fuentes renovables |
Iguales a los del proceso utilizado de producción del etanol |
|
|
Parte del terc-amil-etil-éter (TAEE) procedente de fuentes renovables |
Iguales a los del proceso utilizado de producción del etanol |
|
|
Biodiésel de colza |
52 % |
47 % |
|
Biodiésel de girasol |
57 % |
52 % |
|
Biodiésel de soja |
55 % |
50 % |
|
Biodiésel de aceite de palma (estanque abierto para efluentes) |
33 % |
20 % |
|
Biodiésel de aceite de palma (proceso con captura de metano en la almazara) |
51 % |
45 % |
|
Biodiésel de aceite de cocina usado |
88 % |
84 % |
|
Biodiésel procedente de grasas animales fundidas (**) |
84 % |
78 % |
|
Aceite vegetal hidrotratado de colza |
51 % |
47 % |
|
Aceite vegetal hidrotratado de girasol |
58 % |
54 % |
|
Aceite vegetal hidrotratado de soja |
55 % |
51 % |
|
Aceite vegetal hidrotratado de palma (estanque abierto para efluentes) |
34 % |
22 % |
|
Aceite vegetal hidrotratado de palma (proceso con captura de metano en la almazara) |
53 % |
49 % |
|
Aceite hidrotratado de cocina usado |
87 % |
83 % |
|
Aceite hidrotratado procedente de grasas animales fundidas (**) |
83 % |
77 % |
|
Aceite vegetal puro de colza |
59 % |
57 % |
|
Aceite vegetal puro de girasol |
65 % |
64 % |
|
Aceite vegetal puro de soja |
63 % |
61 % |
|
Aceite vegetal puro de palma (estanque abierto para efluentes) |
40 % |
30 % |
|
Aceite vegetal puro de palma (proceso con captura de metano en la almazara) |
59 % |
57 % |
|
Aceite puro de cocina usado |
98 % |
98 % |
|
(*) Los valores por defecto de los procesos que utilizan instalaciones de cogeneración solo son válidos si todo el calor del proceso lo suministra la cogeneración. (**) Se aplica únicamente a los biocarburantes producidos a partir de subproductos animales clasificados como material de las categorías 1 y 2 de conformidad con el Reglamento (CE) n.o 1069/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo (1), para los que no se consideran las emisiones relacionadas con la higienización como parte del procesamiento. |
||
|
(1)
Reglamento (CE) n..o 1069/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 21 de octubre de 2009, por el que se establecen las normas sanitarias aplicables a los subproductos animales y los productos derivados no destinados al consumo humano y por el que se deroga el Reglamento (CE) n o 1774/2002 (Reglamento sobre subproductos animales) (DO L 300 de 14.11.2009, p. 1). |
||
B. VALORES TÍPICOS Y VALORES POR DEFECTO ESTIMADOS PARA LOS FUTUROS BIOCARBURANTES QUE NO SE ENCONTRABAN O SOLO SE ENCONTRABAN EN CANTIDADES INSIGNIFICANTES EN EL MERCADO EN 2016, PRODUCIDOS SIN EMISIONES NETAS DE CARBONO DEBIDAS A CAMBIOS EN EL USO DEL SUELO
|
Proceso de producción del biocarburante |
Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos |
Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto |
|
Etanol de paja de trigo |
85 % |
83 % |
|
Gasóleo Fischer-Tropsch procedente de residuos de madera en instalaciones independientes |
83 % |
83 % |
|
Gasóleo Fischer-Tropsch procedente de madera cultivada en instalaciones independientes |
82 % |
82 % |
|
Gasolina Fischer-Tropsch procedente de residuos de madera en instalaciones independientes |
83 % |
83 % |
|
Gasolina Fischer-Tropsch procedente de madera cultivada en instalaciones independientes |
82 % |
82 % |
|
Dimetil-éter (DME) procedente de residuos de madera en instalaciones independientes |
84 % |
84 % |
|
Dimetil-éter (DME) procedente de madera cultivada en instalaciones independientes |
83 % |
83 % |
|
Metanol de residuos de madera en instalaciones independientes |
84 % |
84 % |
|
Metanol de madera cultivada en instalaciones independientes |
83 % |
83 % |
|
Gasóleo Fischer-Tropsch procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
89 % |
89 % |
|
Gasolina Fischer-Tropsch procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
89 % |
89 % |
|
Dimetil-éter (DME) procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
89 % |
89 % |
|
Metanol procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
89 % |
89 % |
|
Parte del metil-terc-butil-éter (MTBE) procedente de fuentes renovables |
Iguales a los del proceso de producción de metanol utilizado |
|
C. METODOLOGÍA
1. Las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de la producción y el uso de combustibles para transporte, biocarburantes y biolíquidos se calcularán con las fórmulas siguientes:
Las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de la producción y el uso de biocarburantes se calcularán con la fórmula siguiente:
E = eec + el + ep + etd + eu – esca – eccs – eccr
siendo:
|
E |
= |
las emisiones totales procedentes del uso del combustible, |
|
eec |
= |
las emisiones procedentes de la extracción o del cultivo de las materias primas, |
|
el |
= |
las emisiones anualizadas procedentes de las modificaciones en las reservas de carbono causadas por el cambio en el uso de la tierra, |
|
ep |
= |
las emisiones procedentes de la transformación, |
|
etd |
= |
las emisiones procedentes del transporte y la distribución, |
|
eu |
= |
las emisiones procedentes del combustible durante su consumo, |
|
esca |
= |
la reducción de emisiones derivada de la acumulación de carbono en el suelo mediante una mejora de la gestión agrícola, |
|
eccs |
= |
la reducción de emisiones derivada de la captura y el almacenamiento geológico del CO2, y |
|
eccs |
= |
la reducción de emisiones derivada de la captura y sustitución del CO2. |
No se tendrán en cuenta las emisiones procedentes de la fabricación de maquinaria y equipos.
Las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de la producción y el uso de biolíquidos se calcularán del mismo modo que las de los biocarburantes (E), pero con la extensión necesaria para incluir la conversión energética en la electricidad y/o el calor y la refrigeración producidos, con las fórmulas siguientes:
En el caso de las instalaciones energéticas que produzcan solamente calor:
En el caso de las instalaciones energéticas que produzcan solamente electricidad:
siendo:
|
ECh,el |
= |
las emisiones totales de gases de efecto invernadero del producto energético final, |
|
E |
= |
las emisiones totales de gases de efecto invernadero del biolíquido antes de la conversión final, |
|
ηel |
= |
la eficiencia eléctrica, definida como la electricidad producida anualmente dividida por la aportación anual de biolíquido, sobre la base de su contenido energético, |
|
ηh |
= |
la eficiencia térmica, definida como la producción anual de calor útil dividida por la aportación anual de biolíquido, sobre la base de su contenido energético. |
En el caso de electricidad o energía mecánica procedentes de instalaciones energéticas que produzcan calor útil junto con electricidad y/o energía mecánica:
En el caso del calor útil procedente de instalaciones energéticas que produzcan calor junto con electricidad y/o energía mecánica:
siendo:
|
ECh,el |
= |
las emisiones totales de gases de efecto invernadero del producto energético final, |
|
E |
= |
las emisiones totales de gases de efecto invernadero del biolíquido antes de la conversión final, |
|
ηel |
= |
la eficiencia eléctrica, definida como la electricidad producida anualmente dividida por la aportación anual de combustible, sobre la base de su contenido energético, |
|
ηh |
= |
la eficiencia térmica, definida como la producción anual de calor útil dividida por la aportación anual de combustible, sobre la base de su contenido energético, |
|
Cel |
= |
la fracción de exergía en la electricidad y/o la energía mecánica, fijada en el 100 % (Cel = 1), |
|
Ch |
= |
la eficiencia de Carnot (fracción de exergía en el calor útil). |
La eficiencia de Carnot Ch, para el calor útil a diferentes temperaturas, se define como:
siendo:
|
Th |
= |
la temperatura, medida en temperatura absoluta (kelvin) del calor útil en el punto de entrega, |
|
T0 |
= |
la temperatura del ambiente, fijada a 273,15 kelvin (igual a 0 °C). |
Si el calor excedentario se exporta para la calefacción de edificios a una temperatura inferior a 150 °C (423,15 kelvin), Ch puede definirse de forma alternativa del modo siguiente:
|
Ch |
= |
eficiencia de Carnot en calor a 150 °C (423,15 kelvin), que es 0,3546 |
A efectos de ese cálculo, se entenderá por:
«cogeneración»: la generación simultánea de energía térmica y eléctrica y/o mecánica en un solo proceso;
«calor útil»: el calor generado para satisfacer una demanda económicamente justificable de calor a efectos de calefacción y refrigeración;
«demanda económicamente justificable»: la demanda que no supera las necesidades de calor o refrigeración y que, en otro caso, sería satisfecha en condiciones de mercado.
2. Las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de biocarburantes y biolíquidos se expresarán del modo siguiente:
las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de biocarburantes, E, se expresarán en gramos equivalentes de CO2 por MJ de combustible, g CO2eq/MJ;
las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de biolíquidos, EC, se expresarán en gramos equivalentes de CO2 por MJ de producto energético final (calor o electricidad), g CO2eq/MJ.
Cuando la calefacción y la refrigeración se cogeneren con electricidad, las emisiones se repartirán entre el calor y la electricidad [según lo expuesto en el punto 1, letra b)], con independencia de que el calor se use realmente para calefacción o para refrigeración ( 32 ).
Cuando las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de la extracción o del cultivo de las materias primas eec se expresen en unidades de g CO2eq/tonelada seca de materia prima, la conversión en gramos equivalentes de CO2 por MJ de combustible (g CO2eq/MJ) se calculará con la fórmula siguiente ( 33 ):
siendo:
Las emisiones por tonelada seca de materia prima se calcularán con la fórmula siguiente:
3. La reducción de emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de biocarburantes y biolíquidos se calculará como sigue:
reducción de emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de biocarburantes:
REDUCCIÓN = (EF(t) – EB)/EF(t)
siendo:
|
EB |
= |
las emisiones totales procedentes del biocarburante; y |
|
EF(t) |
= |
las emisiones totales procedentes del combustible fósil de referencia para el transporte |
reducción de emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de la generación de calor y refrigeración, y electricidad a partir de biolíquidos:
REDUCCIÓN = (ECF(h&c,el,) – ECB(h&c,el)/ECF (h&c,el),
siendo:
|
ECB(h&c,el) |
= |
las emisiones totales procedentes del calor o la electricidad; y |
|
ECF(h&c,el) |
= |
las emisiones totales del combustible fósil de referencia para el calor útil o la electricidad. |
4. Los gases de efecto invernadero que se tendrán en cuenta a efectos del punto 1 serán CO2, N2O y CH4. Con el fin de calcular la equivalencia en CO2, estos gases se valorarán del siguiente modo:
|
CO2 |
: |
1 |
|
N2O |
: |
298 |
|
CH4 |
: |
25 |
5. Las emisiones procedentes de la extracción o del cultivo de las materias primas, eec, incluirán las emisiones procedentes del proceso de extracción o el cultivo propiamente dicho; de la recogida, el secado y el almacenamiento de las materias primas; de los residuos y pérdidas, y de la producción de sustancias químicas o productos utilizados en la extracción o el cultivo. Se excluirá la captura de CO2 en el cultivo de las materias primas. Como alternativa a la utilización de valores reales, podrán obtenerse estimaciones de las emisiones procedentes del cultivo de biomasa agrícola a partir de medias regionales de las emisiones en el cultivo incluidas en los informes a que se refiere el artículo 31, apartado 4, o de la información sobre los valores por defecto desagregados para las emisiones en el cultivo que figuran en el presente anexo. En ausencia de información pertinente en dichos informes, se permitirá calcular medias basadas en prácticas agrícolas locales sobre la base, por ejemplo, de datos de un grupo de explotaciones, como alternativa a la utilización de valores reales.
6. A los efectos del cálculo mencionado en el punto 1, letra a), la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero debida a la mejora de la gestión agrícola, esca, como la reducción o supresión de la labranza, sistemas mejorados de cultivo y rotación de cultivos, uso de cultivos de cobertura, incluida la gestión de los desechos de los cultivos, y el uso de enmiendas orgánicas del suelo, tales como el compost y el digestato de la fermentación del estiércol, solo se tendrá en cuenta si no existe el riesgo de que afecte negativamente a la biodiversidad. Además, se deberán facilitar pruebas convincentes y verificables de que el contenido de carbono del suelo ha aumentado, o cabe esperar que haya aumentado, en el período en el que se han cultivado las materias primas consideradas, teniendo a la vez en cuenta las emisiones cuando tales prácticas llevan a un mayor uso de abonos y herbicidas ( 34 ).
7. Las emisiones anualizadas procedentes de las modificaciones en las reservas de carbono causadas por un cambio del uso de la tierra, el, se calcularán dividiendo las emisiones totales por igual a lo largo de 20 años. Para el cálculo de esas emisiones, se aplicará la siguiente fórmula:
el = (CSR – CSA) × 3,664 × 1/20 × 1/P – eB ( 35 )
siendo:
|
el |
= |
emisiones anualizadas de gases de efecto invernadero procedentes de las modificaciones en las reservas de carbono causadas por el cambio de uso de la tierra [expresadas como masa equivalente (gramos) de CO2 por unidad de energía producida por biocarburantes o biolíquidos (megajulios)]. Las «tierras de cultivo» (1) y las tierras usadas para «cultivos vivaces» (2) se considerarán un único uso de la tierra; |
|
CSR |
= |
reservas de carbono por unidad de superficie asociadas al uso de la tierra de referencia [expresadas como masa de carbono (toneladas) por unidad de superficie, incluidos tanto el suelo como la vegetación]. El uso de la tierra de referencia será el uso de la tierra en enero de 2008, o bien 20 años antes de que se obtuvieran las materias primas, si esta fecha es posterior; |
|
CSA |
= |
reservas de carbono por unidad de superficie asociadas al uso real de la tierra [expresadas como masa de carbono (toneladas) por unidad de superficie, incluidos tanto el suelo como la vegetación]. En los casos en que las reservas de carbono se acumulen durante un período superior a un año, el valor de CSA será el de las reservas estimadas por unidad de superficie después de 20 años, o cuando el cultivo alcance su madurez, si esta fecha es anterior; |
|
P |
= |
productividad de los cultivos (medida como la energía producida por los biocarburantes y biolíquidos por unidad de superficie al año), y |
|
eB |
= |
prima de 29 gCO2eq/MJ para el biocarburante o biolíquido si la biomasa se obtiene de tierras degradadas restauradas según las condiciones establecidas en el punto 8. |
|
(1)
Tierras de cultivo definidas por el Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático.
(2)
Los cultivos vivaces se definen como cultivos multianuales cuyo tallo, por lo general, no se recoge anualmente, como el monte bajo de rotación corta y la palmera de aceite. |
||
8. La prima de 29 g CO2eq/MJ se asignará siempre que se demuestre que la tierra:
no era explotada con fines agrícolas ni con otros fines en enero de 2008; y
se define como tierras gravemente degradadas, incluidas las tierras anteriormente explotadas con fines agrícolas.
La prima de 29 g CO2eq/MJ se aplicará durante un período máximo de 20 años a partir de la fecha de la reconversión de la tierra en explotación agrícola, siempre que se garantice un crecimiento regular de las reservas de carbono así como una reducción importante de la erosión para las tierras incluidas en la categoría b).
9. Se entenderá por «tierras gravemente degradadas» las tierras que, durante un período de tiempo considerable, se hayan salinizado de manera importante o hayan presentado un contenido de materias orgánicas significativamente bajo y hayan sido gravemente erosionadas.
10. La Comisión revisará, a más tardar el 31 de diciembre de 2020, las directrices para calcular las reservas de carbono en suelo ( 36 ), basándose en las Directrices de 2006 del IPCC para los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero, volumen 4, y de acuerdo con el Reglamento (UE) n.o 525/2013 y con el Reglamento (UE) 2018/841 del Parlamento Europeo y del Consejo ( 37 ). Dichas directrices servirán de base para calcular las reservas de carbono en suelo a efectos de la presente Directiva.
11. Las emisiones procedentes de la transformación, ep, incluirán las emisiones procedentes de la transformación propiamente dicha, de los residuos y pérdidas, y de la producción de sustancias químicas o productos utilizados en transformación con inclusión de las emisiones de CO2 correspondientes al contenido de carbono de los insumos fósiles, se produzca o no la combustión de estas durante el proceso.
Para calcular el consumo de electricidad no producida en la instalación de producción de combustible, se considerará que la intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de la producción y distribución de esa electricidad es igual a la intensidad media de las emisiones procedentes de la producción y distribución de electricidad en una región determinada. Como excepción a esta regla, los productores podrán utilizar un valor medio para la electricidad producida en una determinada instalación de producción de electricidad, si dicha instalación no está conectada a la red eléctrica.
Las emisiones procedentes de la transformación incluirán las emisiones procedentes del secado de productos y materiales intermedios, cuando proceda.
12. Las emisiones procedentes del transporte y la distribución, etd, incluirán las emisiones procedentes del transporte de materias primas y semiacabadas y del almacenamiento y la distribución de materias acabadas. Las emisiones procedentes del transporte y la distribución que deben tenerse en cuenta en el punto 5 no estarán cubiertas por el presente punto.
13. Las emisiones del combustible durante su consumo, eu, se considerarán nulas para los biocarburantes y biolíquidos.
Las emisiones de gases de efecto invernadero distintos del CO2 (N2O y CH4) del combustible durante su consumo se incluirán en el factor eu correspondiente a los biolíquidos.
14. La reducción de emisiones derivada de la captura y almacenamiento geológico del CO2, eccs, que no se haya contabilizado ya en ep, se limitará a las emisiones evitadas gracias a la captura y el almacenamiento del CO2 emitido, relacionado directamente con la extracción, el transporte, la transformación y la distribución del combustible, siempre y cuando se almacene de conformidad con la Directiva 2009/31/CE del Parlamento Europeo y del Consejo ( 38 ).
15. La reducción de emisiones derivada de la captura y sustitución del CO2, eccr, estará directamente relacionada con la producción de los biocarburantes o biolíquidos de donde proceden, y se limitará a las emisiones evitadas gracias a la captura del CO2 cuyo carbono proviene de la biomasa y se utiliza para sustituir el CO2 de origen fósil en la producción de productos y servicios comerciales antes del 1 de enero de 2036.
16. Cuando una unidad de cogeneración - que suministre calor y/o electricidad a un proceso de producción del combustible cuyas emisiones se estén calculando - produzca electricidad excedentaria y/o calor útil excedentario, las emisiones de gases de efecto invernadero se repartirán entre la electricidad y el calor útil en función de la temperatura del calor (que refleja la utilidad de este). La porción útil del calor se obtiene al multiplicar su contenido energético por el factor de eficiencia de Carnot, Ch, que se calcula como sigue:
siendo:
|
Th |
= |
temperatura, medida en temperatura absoluta (kelvin) del calor útil en el punto de entrega, |
|
T0 |
= |
temperatura del ambiente, fijada a 273,15 kelvin (igual a 0 °C). |
Si el calor excedentario se exporta para la calefacción de edificios a una temperatura inferior a 150 °C (423,15 kelvin), Ch puede definirse de forma alternativa del modo siguiente:
|
Ch |
= |
eficiencia de Carnot en calor a 150 °C (423,15 kelvin), que es 0,3546 |
A efectos de ese cálculo, se utilizarán las eficiencias reales, definidas como la producción anual de energía mecánica, electricidad y calor dividida, respectivamente, por la aportación anual de energía.
A efectos de ese cálculo, se entenderá por:
«cogeneración»: la generación simultánea en un proceso de energía térmica y eléctrica y/o mecánica;
«calor útil»: el calor generado para satisfacer una demanda económicamente justificable de calor a efectos de calefacción o refrigeración;
«demanda económicamente justificable»: la demanda que no supera las necesidades de calor o refrigeración y que, en otro caso, sería satisfecha en condiciones de mercado.
17. Si en un proceso de producción de combustible se produce, de manera combinada, el combustible cuyas emisiones se están calculando y uno o más productos diferentes («coproductos»), las emisiones de gases de efecto invernadero se repartirán entre el combustible o su producto intermedio y los coproductos, proporcionalmente a su contenido energético (determinado por el valor calorífico inferior en el caso de los coproductos distintos de la electricidad y el calor). La intensidad de gases de efecto invernadero del calor útil o la electricidad excedentarios es la misma que la del calor o la electricidad suministrados al proceso de producción de combustible, y viene determinada por el cálculo de la intensidad de gases de efecto invernadero de todos los insumos y emisiones, incluidas las materias primas y las emisiones de CH4 y N2O, desde y hacia la unidad de cogeneración, caldera u otro aparato que suministre calor o electricidad al proceso de producción de combustible. En caso de cogeneración de electricidad y calor, el cálculo se efectuará de conformidad con el punto 16.
18. A efectos del cálculo mencionado en el punto 17, las emisiones que deben repartirse serán eec + el + esca + las fracciones de ep, etd, eccs y eccr que intervienen hasta la fase del proceso en que se produce un coproducto, incluida dicha fase. Si se han asignado emisiones a coproductos en una fase anterior del proceso en el ciclo de vida, se utilizará a dichos efectos la fracción de esas emisiones asignadas al producto combustible intermedio en esa última fase, en lugar del total de las emisiones. En el caso de los biocarburantes y biolíquidos, se tendrán en cuenta a efectos de ese cálculo todos los coproductos no comprendidos en el punto 17.
A efectos del cálculo, se considerará que los coproductos con un contenido energético negativo tienen un contenido energético nulo.
Como norma general, se considerará que los residuos y desechos incluidos todos los residuos y desechos mencionados en el anexo IX, son materiales sin emisiones de gases de efecto invernadero en el ciclo de vida hasta su recogida, independientemente de si son transformados en productos intermedios antes de su transformación en producto final.
En el caso de los combustibles de biomasa producidos en refinerías, distintos de la combinación de plantas de transformación con calderas o unidades de cogeneración que suministran calor o electricidad, o ambos, a la planta de transformación, la unidad de análisis a efectos del cálculo mencionado en el punto 17 será la refinería.
19. En lo que respecta a los biocarburantes, a efectos del cálculo mencionado en el punto 3, el valor del combustible fósil de referencia EF(t) será 94 g CO2eq/MJ.
Para los biolíquidos utilizados en la producción de electricidad, a efectos del cálculo mencionado en el punto 3, el valor del combustible fósil de referencia ECF(e) será 183 g CO2eq/MJ.
Para los biolíquidos utilizados en la producción de calor útil, así como en la producción de calefacción y/o refrigeración, a efectos del cálculo mencionado en el punto 3, el valor del combustible fósil de referencia ECF (h&c) será 80 g CO2eq/MJ.
D. VALORES POR DEFECTO DESAGREGADOS PARA LOS BIOCARBURANTES Y BIOLÍQUIDOS
Valores por defecto desagregados para el cultivo: «eec », tal como se define en la parte C del presente anexo, incluidas las emisiones de N2O de los suelos
|
Proceso de producción de los biocarburantes y biolíquidos |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos (g CO2eq/MJ) |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto (g CO2eq/MJ) |
|
Etanol de remolacha azucarera |
9,6 |
9,6 |
|
Etanol de maíz |
25,5 |
25,5 |
|
Etanol de otros cereales distintos del maíz |
27,0 |
27,0 |
|
Etanol de caña de azúcar |
17,1 |
17,1 |
|
Parte del ETBE procedente de fuentes renovables |
Iguales a los del proceso utilizado de producción del etanol |
|
|
Parte del TAEE procedente de fuentes renovables |
Iguales a los del proceso utilizado de producción del etanol |
|
|
Biodiésel de colza |
32,0 |
32,0 |
|
Biodiésel de girasol |
26,1 |
26,1 |
|
Biodiésel de soja |
21,2 |
21,2 |
|
Biodiésel de aceite de palma |
26,0 |
26,0 |
|
Biodiésel de aceite de cocina usado |
0 |
0 |
|
Biodiésel procedente de grasas animales fundidas (*1) |
0 |
0 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de colza |
33,4 |
33,4 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de girasol |
26,9 |
26,9 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de soja |
22,1 |
22,1 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de palma |
27,3 |
27,3 |
|
Aceite hidrotratado de cocina usado |
0 |
0 |
|
Aceite hidrotratado procedente de grasas animales fundidas (*1) |
0 |
0 |
|
Aceite vegetal puro de colza |
33,4 |
33,4 |
|
Aceite vegetal puro de girasol |
27,2 |
27,2 |
|
Aceite vegetal puro de soja |
22,2 |
22,2 |
|
Aceite vegetal puro de palma |
27,1 |
27,1 |
|
Aceite puro de cocina usado |
0 |
0 |
|
(*1)
Se aplica únicamente a los biocarburantes producidos por los subproductos animales clasificados como material de las categorías 1 y 2 de conformidad con el Reglamento (CE) n.o 1069/2009 cuyas emisiones relacionadas con la higienización como parte de los residuos no se toman en consideración. |
||
Valores por defecto desagregados para el cultivo: «eec », exclusivamente para las emisiones de N2O de los suelos (ya incluidos en los valores desagregados para las emisiones de los cultivos en el cuadro «eec »)
|
Proceso de producción de los biocarburantes y biolíquidos |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos (g CO2eq/MJ) |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto (g CO2eq/MJ) |
|
Etanol de remolacha azucarera |
4,9 |
4,9 |
|
Etanol de maíz |
13,7 |
13,7 |
|
Etanol de otros cereales distintos del maíz |
14,1 |
14,1 |
|
Etanol de caña de azúcar |
2,1 |
2,1 |
|
Parte del ETBE procedente de fuentes renovables |
Iguales a los del proceso utilizado de producción del etanol |
|
|
Parte del TAEE procedente de fuentes renovables |
Iguales a los del proceso utilizado de producción del etanol |
|
|
Biodiésel de colza |
17,6 |
17,6 |
|
Biodiésel de girasol |
12,2 |
12,2 |
|
Biodiésel de soja |
13,4 |
13,4 |
|
Biodiésel de aceite de palma |
16,5 |
16,5 |
|
Biodiésel de aceite de cocina usado |
0 |
0 |
|
Biodiésel de grasas animales fundidas (*1) |
0 |
0 |
|
Aceite hidrotratado vegetal de colza |
18,0 |
18,0 |
|
Aceite hidrotratado vegetal de girasol |
12,5 |
12,5 |
|
Aceite hidrotratado vegetal de soja |
13,7 |
13,7 |
|
Aceite hidrotratado vegetal de palma |
16,9 |
16,9 |
|
Aceite hidrotratado de cocina usado |
0 |
0 |
|
Aceite hidrotratado procedente de grasas animales fundidas (*1) |
0 |
0 |
|
Aceite vegetal puro de colza |
17,6 |
17,6 |
|
Aceite vegetal puro de girasol |
12,2 |
12,2 |
|
Aceite vegetal puro de soja |
13,4 |
13,4 |
|
Aceite vegetal puro de palma |
16,5 |
16,5 |
|
Aceite puro de cocina usado |
0 |
0 |
|
(*1)
Nota: se aplica únicamente a los biocarburantes producidos por los subproductos animales clasificados como material de las categorías 1 y 2 de conformidad con el Reglamento (CE) n.o 1069/2009 cuyas emisiones relacionadas con la higienización como parte de los residuos no se toman en consideración. |
||
Valores por defecto desagregados para transformación: «ep » tal como se define en la parte C del presente anexo
|
Proceso de producción de los biocarburantes y biolíquidos |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos (g CO2eq/MJ) |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto (g CO2eq/MJ) |
|
Etanol de remolacha azucarera (sin biogás procedente de desechos, gas natural como combustible de proceso en caldera convencional) |
18,8 |
26,3 |
|
Etanol de remolacha azucarera (con biogás procedente de desechos, gas natural como combustible de proceso en caldera convencional) |
9,7 |
13,6 |
|
Etanol de remolacha azucarera (sin biogás procedente de desechos, gas natural como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
13,2 |
18,5 |
|
Etanol de remolacha azucarera (con biogás procedente de desechos, gas natural como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
7,6 |
10,6 |
|
Etanol de remolacha azucarera (sin biogás procedente de desechos, lignito como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
27,4 |
38,3 |
|
Etanol de remolacha azucarera (con biogás procedente de desechos, lignito como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
15,7 |
22,0 |
|
Etanol de maíz (gas natural como combustible de proceso en caldera convencional) |
20,8 |
29,1 |
|
Etanol de maíz (gas natural como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
14,8 |
20,8 |
|
Etanol de maíz (lignito como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
28,6 |
40,1 |
|
Etanol de maíz (desechos forestales como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
1,8 |
2,6 |
|
Etanol de otros cereales distintos del maíz (gas natural como combustible de proceso en caldera convencional) |
21,0 |
29,3 |
|
Etanol de otros cereales distintos del maíz (gas natural como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
15,1 |
21,1 |
|
Etanol de otros cereales distintos del maíz (lignito como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
30,3 |
42,5 |
|
Etanol de otros cereales distintos del maíz (desechos forestales como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
1,5 |
2,2 |
|
Etanol de caña de azúcar |
1,3 |
1,8 |
|
Parte del ETBE procedente de fuentes renovables |
Iguales a los del proceso utilizado de producción del etanol |
|
|
Parte del TAEE procedente de fuentes renovables |
Iguales a los del proceso utilizado de producción del etanol |
|
|
Biodiésel de colza |
11,7 |
16,3 |
|
Biodiésel de girasol |
11,8 |
16,5 |
|
Biodiésel de soja |
12,1 |
16,9 |
|
Biodiésel de aceite de palma (estanque abierto para efluentes) |
30,4 |
42,6 |
|
Biodiésel de aceite de palma (proceso con captura de metano en la almazara) |
13,2 |
18,5 |
|
Biodiésel de aceite de cocina usado |
9,3 |
13,0 |
|
Biodiésel procedente de grasas animales fundidas (*2) |
13,6 |
19,1 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de colza |
10,7 |
15,0 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de girasol |
10,5 |
14,7 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de soja |
10,9 |
15,2 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de palma (estanque abierto para efluentes) |
27,8 |
38,9 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de palma (proceso con captura de metano en la almazara) |
9,7 |
13,6 |
|
Aceite hidrotratado de cocina usado |
10,2 |
14,3 |
|
Aceite hidrotratado procedente de grasas animales fundidas (*2) |
14,5 |
20,3 |
|
Aceite vegetal puro de colza |
3,7 |
5,2 |
|
Aceite vegetal puro de girasol |
3,8 |
5,4 |
|
Aceite vegetal puro de soja |
4,2 |
5,9 |
|
Aceite vegetal puro de palma (estanque abierto para efluentes) |
22,6 |
31,7 |
|
Aceite vegetal puro de palma (proceso con captura de metano en la almazara) |
4,7 |
6,5 |
|
Aceite puro de cocina usado |
0,6 |
0,8 |
|
(*1)
Los valores por defecto de los procesos que utilizan instalaciones de cogeneración solo son válidos si todo el calor del proceso lo suministra la cogeneración.
(*2)
Nota: se aplica únicamente a los biocarburantes producidos a partir de los subproductos animales clasificados como material de las categorías 1 y 2 de conformidad con el Reglamento (CE) n.o 1069/2009 cuyas emisiones relacionadas con la higienización como parte del procesamiento no se toman en consideración. |
||
Valores por defecto desagregados exclusivamente para la extracción de aceites (ya incluidos en los valores desagregados para las emisiones de la transformación en el cuadro «ep »)
|
Proceso de producción de los biocarburantes y biolíquidos |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos (g CO2eq/MJ) |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto (g CO2eq/MJ) |
|
Biodiésel de colza |
3,0 |
4,2 |
|
Biodiésel de girasol |
2,9 |
4,0 |
|
Biodiésel de soja |
3,2 |
4,4 |
|
Biodiésel de aceite de palma (estanque abierto para efluentes) |
20,9 |
29,2 |
|
Biodiésel de aceite de palma (proceso con captura de metano en la almazara) |
3,7 |
5,1 |
|
Biodiésel de aceite de cocina usado |
0 |
0 |
|
Biodiésel procedente de grasas animales fundidas (*1) |
4,3 |
6,1 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de colza |
3,1 |
4,4 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de girasol |
3,0 |
4,1 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de soja |
3,3 |
4,6 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de palma (estanque abierto para efluentes) |
21,9 |
30,7 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de palma (proceso con captura de metano en la almazara) |
3,8 |
5,4 |
|
Aceite hidrotratado de cocina usado |
0 |
0 |
|
Aceite hidrotratado procedente de grasas animales fundidas (*1) |
4,3 |
6,0 |
|
Aceite vegetal puro de colza |
3,1 |
4,4 |
|
Aceite vegetal puro de girasol |
3,0 |
4,2 |
|
Aceite vegetal puro de soja |
3,4 |
4,7 |
|
Aceite vegetal puro de palma (estanque abierto para efluentes) |
21,8 |
30,5 |
|
Aceite vegetal puro de palma (proceso con captura de metano en la almazara) |
3,8 |
5,3 |
|
Aceite puro de cocina usado |
0 |
0 |
|
(*1)
Nota: se aplica únicamente a los biocarburantes producidos a partir de los subproductos animales clasificados como material de las categorías 1 y 2 de conformidad con el Reglamento (CE) n.o 1069/2009 cuyas emisiones relacionadas con la higienización como parte del procesamiento no se toman en consideración. |
||
Valores por defecto desagregados para transporte y distribución: «etd » tal como se define en la parte C del presente anexo
|
Proceso de producción de los biocarburantes y biolíquidos |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos (g CO2eq/MJ) |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto (g CO2eq/MJ) |
|
Etanol de remolacha azucarera (sin biogás procedente de desechos, gas natural como combustible de proceso en caldera convencional) |
2,3 |
2,3 |
|
Etanol de remolacha azucarera (con biogás procedente de desechos, gas natural como combustible de proceso en caldera convencional) |
2,3 |
2,3 |
|
Etanol de remolacha azucarera (sin biogás procedente de desechos, gas natural como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
2,3 |
2,3 |
|
Etanol de remolacha azucarera (con biogás procedente de desechos, gas natural como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
2,3 |
2,3 |
|
Etanol de remolacha azucarera (sin biogás procedente de desechos, lignito como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
2,3 |
2,3 |
|
Etanol de remolacha azucarera (con biogás procedente de desechos, lignito como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
2,3 |
2,3 |
|
Etanol de maíz (gas natural como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
2,2 |
2,2 |
|
Etanol de maíz (gas natural como combustible de proceso en caldera convencional) |
2,2 |
2,2 |
|
Etanol de maíz (lignito como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
2,2 |
2,2 |
|
Etanol de maíz (desechos forestales como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
2,2 |
2,2 |
|
Etanol de otros cereales distintos del maíz (gas natural como combustible de proceso en caldera convencional) |
2,2 |
2,2 |
|
Etanol de otros cereales distintos del maíz (gas natural como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
2,2 |
2,2 |
|
Etanol de otros cereales distintos del maíz (lignito como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
2,2 |
2,2 |
|
Etanol de otros cereales distintos del maíz (desechos forestales como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
2,2 |
2,2 |
|
Etanol de caña de azúcar |
9,7 |
9,7 |
|
Parte del ETBE procedente de fuentes renovables |
Iguales a los del proceso utilizado de producción del etanol |
|
|
Parte del TAEE procedente de fuentes renovables |
Iguales a los del proceso utilizado de producción del etanol |
|
|
Biodiésel de colza |
1,8 |
1,8 |
|
Biodiésel de girasol |
2,1 |
2,1 |
|
Biodiésel de soja |
8,9 |
8,9 |
|
Biodiésel de aceite de palma (estanque abierto para efluentes) |
6,9 |
6,9 |
|
Biodiésel de aceite de palma (proceso con captura de metano en la almazara) |
6,9 |
6,9 |
|
Biodiésel de aceite de cocina usado |
1,9 |
1,9 |
|
Biodiésel procedente de grasas animales fundidas (*1) |
1,6 |
1,6 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de colza |
1,7 |
1,7 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de girasol |
2,0 |
2,0 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de soja |
9,2 |
9,2 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de palma (estanque abierto para efluentes) |
7,0 |
7,0 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de palma (proceso con captura de metano en la almazara) |
7,0 |
7,0 |
|
Aceite hidrotratado de cocina usado |
1,7 |
1,7 |
|
Aceite hidrotratado procedente de grasas animales fundidas (*2) |
1,5 |
1,5 |
|
Aceite vegetal puro de colza |
1,4 |
1,4 |
|
Aceite vegetal puro de girasol |
1,7 |
1,7 |
|
Aceite vegetal puro de soja |
8,8 |
8,8 |
|
Aceite vegetal puro de palma (estanque abierto para efluentes) |
6,7 |
6,7 |
|
Aceite vegetal puro de palma (proceso con captura de metano en la almazara) |
6,7 |
6,7 |
|
Aceite puro de cocina usado |
1,4 |
1,4 |
|
(*1)
Los valores por defecto de los procesos que utilizan instalaciones de cogeneración solo son válidos si todo el calor del proceso lo suministra la cogeneración.
(*2)
Nota: se aplica únicamente a los biocarburantes producidos a partir de los subproductos animales clasificados como material de las categorías 1 y 2 de conformidad con el Reglamento (CE) n.o 1069/2009 cuyas emisiones relacionadas con la higienización como parte del procesamiento no se toman en consideración. |
||
Valores por defecto desagregados exclusivamente para transporte y distribución de combustible final. Si bien ya están incluidos en el cuadro de «emisiones del transporte y la distribución etd » tal como se definen en la parte C del presente anexo, los valores que figuran a continuación son útiles si un operador económico quiere declarar exclusivamente las emisiones reales del transporte correspondientes al transporte de cultivos o de aceites.
|
Proceso de producción de los biocarburantes y biolíquidos |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos (g CO2eq/MJ) |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto (g CO2eq/MJ) |
|
Etanol de remolacha azucarera (sin biogás procedente de desechos, gas natural como combustible de proceso en caldera convencional) |
1,6 |
1,6 |
|
Etanol de remolacha azucarera (con biogás procedente de desechos, gas natural como combustible de proceso en caldera convencional) |
1,6 |
1,6 |
|
Etanol de remolacha azucarera (sin biogás procedente de desechos, gas natural como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
1,6 |
1,6 |
|
Etanol de remolacha azucarera (con biogás procedente de desechos, gas natural como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
1,6 |
1,6 |
|
Etanol de remolacha azucarera (sin biogás procedente de desechos, lignito como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
1,6 |
1,6 |
|
Etanol de remolacha azucarera (con biogás procedente de desechos, lignito como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
1,6 |
1,6 |
|
Etanol de maíz (gas natural como combustible de proceso en caldera convencional) |
1,6 |
1,6 |
|
Etanol de maíz (gas natural como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
1,6 |
1,6 |
|
Etanol de maíz (lignito como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
1,6 |
1,6 |
|
Etanol de maíz (desechos forestales como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
1,6 |
1,6 |
|
Etanol de otros cereales distintos del maíz (gas natural como combustible de proceso en caldera convencional) |
1,6 |
1,6 |
|
Etanol de otros cereales distintos del maíz (gas natural como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
1,6 |
1,6 |
|
Etanol de otros cereales distintos del maíz (lignito como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
1,6 |
1,6 |
|
Etanol de otros cereales distintos del maíz (desechos forestales como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
1,6 |
1,6 |
|
Etanol de caña de azúcar |
6,0 |
6,0 |
|
Parte del etil-terc-butil-éter (ETBE) procedente de fuentes renovables |
Se considerarán iguales a los del proceso utilizado de producción del etanol |
|
|
Parte del terc-amil-etil-éter (TAEE) procedente de fuentes renovables |
Se considerarán iguales a los del proceso utilizado de producción del etanol |
|
|
Biodiésel de colza |
1,3 |
1,3 |
|
Biodiésel de girasol |
1,3 |
1,3 |
|
Biodiésel de soja |
1,3 |
1,3 |
|
Biodiésel de aceite de palma (estanque abierto para efluentes) |
1,3 |
1,3 |
|
Biodiésel de aceite de palma (proceso con captura de metano en la almazara) |
1,3 |
1,3 |
|
Biodiésel de aceite de cocina usado |
1,3 |
1,3 |
|
Biodiésel procedente de grasas animales fundidas (*2) |
1,3 |
1,3 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de colza |
1,2 |
1,2 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de girasol |
1,2 |
1,2 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de soja |
1,2 |
1,2 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de palma (estanque abierto para efluentes) |
1,2 |
1,2 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de palma (proceso con captura de metano en la almazara) |
1,2 |
1,2 |
|
Aceite hidrotratado de cocina usado |
1,2 |
1,2 |
|
Aceite hidrotratado procedente de grasas animales fundidas (*2) |
1,2 |
1,2 |
|
Aceite vegetal puro de colza |
0,8 |
0,8 |
|
Aceite vegetal puro de girasol |
0,8 |
0,8 |
|
Aceite vegetal puro de soja |
0,8 |
0,8 |
|
Aceite vegetal puro de palma (estanque abierto para efluentes) |
0,8 |
0,8 |
|
Aceite vegetal puro de palma (proceso con captura de metano en la almazara) |
0,8 |
0,8 |
|
Aceite puro de cocina usado |
0,8 |
0,8 |
|
(*1)
Los valores por defecto de los procesos que utilizan instalaciones de cogeneración solo son válidos si todo el calor del proceso lo suministra la cogeneración.
(*2)
Nota: se aplica únicamente a los biocarburantes producidos a partir de los subproductos animales clasificados como material de las categorías 1 y 2 de conformidad con el Reglamento (CE) n.o 1069/2009 cuyas emisiones relacionadas con la higienización como parte del procesamiento no se toman en consideración. |
||
Total para cultivo, transformación, transporte y distribución
|
Proceso de producción de los biocarburantes y biolíquidos |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos (g CO2eq/MJ) |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto (g CO2eq/MJ) |
|
Etanol de remolacha azucarera (sin biogás procedente de desechos, gas natural como combustible de proceso en caldera convencional) |
30,7 |
38,2 |
|
Etanol de remolacha azucarera (con biogás procedente de desechos, gas natural como combustible de proceso en caldera convencional) |
21,6 |
25,5 |
|
Etanol de remolacha azucarera (sin biogás procedente de desechos, gas natural como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
25,1 |
30,4 |
|
Etanol de remolacha azucarera (con biogás procedente de desechos, gas natural como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
19,5 |
22,5 |
|
Etanol de remolacha azucarera (sin biogás procedente de desechos, lignito como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
39,3 |
50,2 |
|
Etanol de remolacha azucarera (con biogás procedente de desechos, lignito como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
27,6 |
33,9 |
|
Etanol de maíz (gas natural como combustible de proceso en caldera convencional) |
48,5 |
56,8 |
|
Etanol de maíz (gas natural como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
42,5 |
48,5 |
|
Etanol de maíz (lignito como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
56,3 |
67,8 |
|
Etanol de maíz (desechos forestales como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
29,5 |
30,3 |
|
Etanol de otros cereales distintos del maíz (gas natural como combustible de proceso en caldera convencional) |
50,2 |
58,5 |
|
Etanol de otros cereales distintos del maíz (gas natural como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
44,3 |
50,3 |
|
Etanol de otros cereales distintos del maíz (lignito como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
59,5 |
71,7 |
|
Etanol de otros cereales distintos del maíz (desechos forestales como combustible de proceso en instalaciones de cogeneración (*1)) |
30,7 |
31,4 |
|
Etanol de caña de azúcar |
28,1 |
28,6 |
|
Parte del ETBE procedente de fuentes renovables |
Iguales a los del proceso utilizado de producción del etanol |
|
|
Parte del TAEE procedente de fuentes renovables |
Iguales a los del proceso utilizado de producción del etanol |
|
|
Biodiésel de colza |
45,5 |
50,1 |
|
Biodiésel de girasol |
40,0 |
44,7 |
|
Biodiésel de soja |
42,2 |
47,0 |
|
Biodiésel de aceite de palma (estanque abierto para efluentes) |
63,3 |
75,5 |
|
Biodiésel de aceite de palma (proceso con captura de metano en la almazara) |
46,1 |
51,4 |
|
Biodiésel de aceite de cocina usado |
11,2 |
14,9 |
|
Biodiésel procedente de grasas animales fundidas (*2) |
15,2 |
20,7 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de colza |
45,8 |
50,1 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de girasol |
39,4 |
43,6 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de soja |
42,2 |
46,5 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de palma (estanque abierto para efluentes) |
62,1 |
73,2 |
|
Aceite vegetal hidrotratado de palma (proceso con captura de metano en la almazara) |
44,0 |
47,9 |
|
Aceite hidrotratado de cocina usado |
11,9 |
16,0 |
|
Aceite hidrotratado procedente de grasas animales fundidas (*2) |
16,0 |
21,8 |
|
Aceite vegetal puro de colza |
38,5 |
40,0 |
|
Aceite vegetal puro de girasol |
32,7 |
34,3 |
|
Aceite vegetal puro de soja |
35,2 |
36,9 |
|
Aceite vegetal puro de palma (estanque abierto para efluentes) |
56,4 |
65,5 |
|
Aceite vegetal puro de palma (proceso con captura de metano en la almazara) |
38,5 |
40,3 |
|
Aceite puro de cocina usado |
2,0 |
2,2 |
|
(*1)
Los valores por defecto de los procesos que utilizan instalaciones de cogeneración solo son válidos si todo el calor de proceso lo suministra la cogeneración.
(*2)
Nota: se aplica únicamente a los biocarburantes producidos a partir de los subproductos animales clasificados como material de las categorías 1 y 2 de conformidad con el Reglamento (CE) n.o 1069/2009 cuyas emisiones relacionadas con la higienización como parte del procesamiento no se toman en consideración. |
||
E. VALORES POR DEFECTO DESAGREGADOS ESTIMADOS PARA LOS FUTUROS BIOCARBURANTES Y BIOLÍQUIDOS QUE NO SE ENCONTRABAN O SOLO SE ENCONTRABAN EN CANTIDADES INSIGNIFICANTES EN EL MERCADO EN 2016
Valores por defecto desagregados para el cultivo: «eec » tal como se define en la parte C del presente anexo, incluidas las emisiones de N2O (en particular, el astillado de residuos de madera o de madera cultivada)
|
Proceso de producción de los biocarburantes y biolíquidos |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos (g CO2eq/MJ) |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto (g CO2eq/MJ) |
|
Etanol de paja de trigo |
1,8 |
1,8 |
|
Gasóleo Fischer-Tropsch procedente de residuos de madera en instalaciones independientes |
3,3 |
3,3 |
|
Gasóleo Fischer-Tropsch procedente de madera cultivada en instalaciones independientes |
8,2 |
8,2 |
|
Gasolina Fischer-Tropsch procedente de residuos de madera en instalaciones independientes |
3,3 |
3,3 |
|
Gasolina Fischer-Tropsch procedente de madera cultivada en instalaciones independientes |
8,2 |
8,2 |
|
Dimetil-éter (DME) procedente de residuos de madera en instalaciones independientes |
3,1 |
3,1 |
|
Dimetil-éter (DME) procedente de madera cultivada en instalaciones independientes |
7,6 |
7,6 |
|
Metanol de residuos de madera en instalaciones independientes |
3,1 |
3,1 |
|
Metanol de madera cultivada en instalaciones independientes |
7,6 |
7,6 |
|
Gasóleo Fischer-Tropsch procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
2,5 |
2,5 |
|
Gasolina Fischer-Tropsch procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
2,5 |
2,5 |
|
Dimetil-éter (DME) procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
2,5 |
2,5 |
|
Metanol procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
2,5 |
2,5 |
|
Parte del MTBE procedente de fuentes renovables |
Iguales a los del proceso de producción de metanol utilizado |
|
Valores por defecto desagregados para las emisiones de N2O de los suelos (incluidos en los valores por defecto desagregados para las emisiones de los cultivos en el cuadro «eec »)
|
Proceso de producción de los biocarburantes y biolíquidos |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos (g CO2eq/MJ) |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto (g CO2eq/MJ) |
|
Etanol de paja de trigo |
0 |
0 |
|
Gasóleo Fischer-Tropsch procedente de residuos de madera en instalaciones independientes |
0 |
0 |
|
Gasóleo Fischer-Tropsch procedente de madera cultivada en instalaciones independientes |
4,4 |
4,4 |
|
Gasolina Fischer-Tropsch procedente de residuos de madera en instalaciones independientes |
0 |
0 |
|
Gasolina Fischer-Tropsch procedente de madera cultivada en instalaciones independientes |
4,4 |
4,4 |
|
Dimetil-éter (DME) procedente de residuos de madera en instalaciones independientes |
0 |
0 |
|
Dimetil-éter (DME) procedente de madera cultivada en instalaciones independientes |
4,1 |
4,1 |
|
Metanol de residuos de madera en instalaciones independientes |
0 |
0 |
|
Metanol de madera cultivada en instalaciones independientes |
4,1 |
4,1 |
|
Gasóleo Fischer-Tropsch procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
0 |
0 |
|
Gasolina Fischer-Tropsch procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
0 |
0 |
|
Dimetil-éter (DME) procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
0 |
0 |
|
Metanol procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
0 |
0 |
|
Parte del MTBE procedente de fuentes renovables |
Iguales a los del proceso de producción de metanol utilizado |
|
Valores por defecto desagregados para transformación: «ep » tal como se define en la parte C del presente anexo
|
Proceso de producción de los biocarburantes y biolíquidos |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos (g CO2eq/MJ) |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto (g CO2eq/MJ) |
|
Etanol de paja de trigo |
4,8 |
6,8 |
|
Gasóleo Fischer-Tropsch procedente de residuos de madera en instalaciones independientes |
0,1 |
0,1 |
|
Gasóleo Fischer-Tropsch procedente de madera cultivada en instalaciones independientes |
0,1 |
0,1 |
|
Gasolina Fischer-Tropsch procedente de residuos de madera en instalaciones independientes |
0,1 |
0,1 |
|
Gasolina Fischer-Tropsch procedente de madera cultivada en instalaciones independientes |
0,1 |
0,1 |
|
Dimetil-éter (DME) procedente de residuos de madera en instalaciones independientes |
0 |
0 |
|
Dimetil-éter (DME) procedente de madera cultivada en instalaciones independientes |
0 |
0 |
|
Metanol de residuos de madera en instalaciones independientes |
0 |
0 |
|
Metanol de madera cultivada en instalaciones independientes |
0 |
0 |
|
Gasóleo Fischer-Tropsch procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
0 |
0 |
|
Gasolina Fischer-Tropsch procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
0 |
0 |
|
Dimetil-éter (DME) procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
0 |
0 |
|
Metanol procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
0 |
0 |
|
Parte del MTBE procedente de fuentes renovables |
Iguales a los del proceso de producción de metanol utilizado |
|
Valores por defecto desagregados para transporte y distribución: «etd » tal como se define en la parte C del presente anexo
|
Proceso de producción de los biocarburantes y biolíquidos |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos (g CO2eq/MJ) |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto (g CO2eq/MJ) |
|
Etanol de paja de trigo |
7,1 |
7,1 |
|
Gasóleo Fischer-Tropsch procedente de residuos de madera en instalaciones independientes |
12,2 |
12,2 |
|
Gasóleo Fischer-Tropsch procedente de madera cultivada en instalaciones independientes |
8,4 |
8,4 |
|
Gasolina Fischer-Tropsch procedente de residuos de madera en instalaciones independientes |
12,2 |
12,2 |
|
Gasolina Fischer-Tropsch procedente de madera cultivada en instalaciones independientes |
8,4 |
8,4 |
|
Dimetil-éter (DME) procedente de residuos de madera en instalaciones independientes |
12,1 |
12,1 |
|
Dimetil-éter (DME) procedente de madera cultivada en instalaciones independientes |
8,6 |
8,6 |
|
Metanol de residuos de madera en instalaciones independientes |
12,1 |
12,1 |
|
Metanol de madera cultivada en instalaciones independientes |
8,6 |
8,6 |
|
Gasóleo Fischer-Tropsch procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
7,7 |
7,7 |
|
Gasolina Fischer-Tropsch procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
7,9 |
7,9 |
|
Dimetil-éter (DME) procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
7,7 |
7,7 |
|
Metanol procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
7,9 |
7,9 |
|
Parte del MTBE procedente de fuentes renovables |
Iguales a los del proceso de producción de metanol utilizado |
|
Valores por defecto desagregados exclusivamente para transporte y distribución de combustible final. Si bien ya están incluidos en el cuadro «emisiones del transporte y la distribución, etd » tal como se definen en la parte C del presente anexo, los valores que figuran a continuación son útiles si un operador económico quiere declarar exclusivamente las emisiones reales del transporte correspondientes al transporte de materias primas.
|
Proceso de producción de los biocarburantes y biolíquidos |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos (g CO2eq/MJ) |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto (g CO2eq/MJ) |
|
Etanol de paja de trigo |
1,6 |
1,6 |
|
Gasóleo Fischer-Tropsch procedente de residuos de madera en instalaciones independientes |
1,2 |
1,2 |
|
Gasóleo Fischer-Tropsch procedente de madera cultivada en instalaciones independientes |
1,2 |
1,2 |
|
Gasolina Fischer-Tropsch procedente de residuos de madera en instalaciones independientes |
1,2 |
1,2 |
|
Gasolina Fischer-Tropsch procedente de madera cultivada en instalaciones independientes |
1,2 |
1,2 |
|
Dimetil-éter (DME) procedente de residuos de madera en instalaciones independientes |
2,0 |
2,0 |
|
Dimetil-éter (DME) procedente de madera cultivada en instalaciones independientes |
2,0 |
2,0 |
|
Metanol de residuos de madera en instalaciones independientes |
2,0 |
2,0 |
|
Metanol de madera cultivada en instalaciones independientes |
2,0 |
2,0 |
|
Gasóleo Fischer-Tropsch procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
2,0 |
2,0 |
|
Gasolina Fischer-Tropsch procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
2,0 |
2,0 |
|
Dimetil-éter (DME) procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
2,0 |
2,0 |
|
Metanol procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
2,0 |
2,0 |
|
Parte del MTBE procedente de fuentes renovables |
Iguales a los del proceso de producción de metanol utilizado |
|
Total para cultivo, transformación, transporte y distribución
|
Proceso de producción de los biocarburantes y biolíquidos |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos (g CO2eq/MJ) |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto (g CO2eq/MJ) |
|
Etanol de paja de trigo |
13,7 |
15,7 |
|
Gasóleo Fischer-Tropsch procedente de residuos de madera en instalaciones independientes |
15,6 |
15,6 |
|
Gasóleo Fischer-Tropsch procedente de madera cultivada en instalaciones independientes |
16,7 |
16,7 |
|
Gasolina Fischer-Tropsch procedente de residuos de madera en instalaciones independientes |
15,6 |
15,6 |
|
Gasolina Fischer-Tropsch procedente de madera cultivada en instalaciones independientes |
16,7 |
16,7 |
|
Dimetil-éter (DME) procedente de residuos de madera en instalaciones independientes |
15,2 |
15,2 |
|
Dimetil-éter (DME) procedente de madera cultivada en instalaciones independientes |
16,2 |
16,2 |
|
Metanol de residuos de madera en instalaciones independientes |
15,2 |
15,2 |
|
Metanol de madera cultivada en instalaciones independientes |
16,2 |
16,2 |
|
Gasóleo Fischer-Tropsch procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
10,2 |
10,2 |
|
Gasolina Fischer-Tropsch procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
10,4 |
10,4 |
|
Dimetil-éter (DME) procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
10,2 |
10,2 |
|
Metanol procedente de la gasificación de lejía negra integrada en fábricas de papel |
10,4 |
10,4 |
|
Parte del MTBE procedente de fuentes renovables |
Iguales a los del proceso de producción de metanol utilizado |
|
ANEXO VI
NORMAS PARA CALCULAR EL IMPACTO DE LOS COMBUSTIBLES DE BIOMASA Y LOS COMBUSTIBLES FÓSILES DE REFERENCIA EN LAS EMISIONES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO
A. Valores típicos y valores por defecto de la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en caso de combustibles de biomasa producidos sin emisiones netas de carbono debidas a cambios en el uso del suelo
|
ASTILLAS DE MADERA |
|||||
|
Sistema de producción de combustibles de biomasa |
Distancia de transporte |
Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos |
Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto |
||
|
Calor |
Electricidad |
Calor |
Electricidad |
||
|
Astillas de madera de desechos forestales |
1 a 500 km |
93 % |
89 % |
91 % |
87 % |
|
500 a 2 500 km |
89 % |
84 % |
87 % |
81 % |
|
|
2 500 a 10 000 km |
82 % |
73 % |
78 % |
67 % |
|
|
Más de 10 000 km |
67 % |
51 % |
60 % |
41 % |
|
|
Astillas de madera de monte bajo de rotación corta (eucalipto) |
2 500 a 10 000 km |
77 % |
65 % |
73 % |
60 % |
|
Astillas de madera de monte bajo de rotación corta (álamo - con fertilización) |
1 a 500 km |
89 % |
83 % |
87 % |
81 % |
|
500 a 2 500 km |
85 % |
78 % |
84 % |
76 % |
|
|
2 500 a 10 000 km |
78 % |
67 % |
74 % |
62 % |
|
|
Más de 10 000 km |
63 % |
45 % |
57 % |
35 % |
|
|
Astillas de madera de monte bajo de rotación corta (álamo - sin fertilización) |
1 a 500 km |
91 % |
87 % |
90 % |
85 % |
|
500 a 2 500 km |
88 % |
82 % |
86 % |
79 % |
|
|
2 500 a 10 000 km |
80 % |
70 % |
77 % |
65 % |
|
|
Más de 10 000 km |
65 % |
48 % |
59 % |
39 % |
|
|
Astillas de madera de tronco |
1 a 500 km |
93 % |
89 % |
92 % |
88 % |
|
500 a 2 500 km |
90 % |
85 % |
88 % |
82 % |
|
|
2 500 a 10 000 km |
82 % |
73 % |
79 % |
68 % |
|
|
Más de 10 000 km |
67 % |
51 % |
61 % |
42 % |
|
|
Astillas de madera de desechos industriales |
1 a 500 km |
94 % |
92 % |
93 % |
90 % |
|
500 a 2 500 km |
91 % |
87 % |
90 % |
85 % |
|
|
2 500 a 10 000 km |
83 % |
75 % |
80 % |
71 % |
|
|
Más de 10 000 km |
69 % |
54 % |
63 % |
44 % |
|
|
PELLETS DE MADERA (*1) |
||||||
|
Sistema de producción de combustibles de biomasa |
Distancia de transporte |
Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos |
Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto |
|||
|
Calor |
Electricidad |
Calor |
Electricidad |
|||
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de desechos forestales |
Caso 1 |
1 a 500 km |
58 % |
37 % |
49 % |
24 % |
|
500 a 2 500 km |
58 % |
37 % |
49 % |
25 % |
||
|
2 500 a 10 000 km |
55 % |
34 % |
47 % |
21 % |
||
|
Más de 10 000 km |
50 % |
26 % |
40 % |
11 % |
||
|
Caso 2a |
1 a 500 km |
77 % |
66 % |
72 % |
59 % |
|
|
500 a 2 500 km |
77 % |
66 % |
72 % |
59 % |
||
|
2 500 a 10 000 km |
75 % |
62 % |
70 % |
55 % |
||
|
Más de 10 000 km |
69 % |
54 % |
63 % |
45 % |
||
|
Caso 3a |
1 a 500 km |
92 % |
88 % |
90 % |
85 % |
|
|
500 a 2 500 km |
92 % |
88 % |
90 % |
86 % |
||
|
2 500 a 10 000 km |
90 % |
85 % |
88 % |
81 % |
||
|
Más de 10 000 km |
84 % |
76 % |
81 % |
72 % |
||
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de monte bajo de rotación corta (eucalipto) |
Caso 1 |
2 500 a 10 000 km |
52 % |
28 % |
43 % |
15 % |
|
Caso 2a |
2 500 a 10 000 km |
70 % |
56 % |
66 % |
49 % |
|
|
Caso 3a |
2 500 a 10 000 km |
85 % |
78 % |
83 % |
75 % |
|
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de monte bajo de rotación corta (álamo - con fertilización) |
Caso 1 |
1 a 500 km |
54 % |
32 % |
46 % |
20 % |
|
500 a 10 000 km |
52 % |
29 % |
44 % |
16 % |
||
|
Más de 10 000 km |
47 % |
21 % |
37 % |
7 % |
||
|
Caso 2a |
1 a 500 km |
73 % |
60 % |
69 % |
54 % |
|
|
500 a 10 000 km |
71 % |
57 % |
67 % |
50 % |
||
|
Más de 10 000 km |
66 % |
49 % |
60 % |
41 % |
||
|
Caso 3a |
1 a 500 km |
88 % |
82 % |
87 % |
81 % |
|
|
500 a 10 000 km |
86 % |
79 % |
84 % |
77 % |
||
|
Más de 10 000 km |
80 % |
71 % |
78 % |
67 % |
||
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de monte bajo de rotación corta (álamo - sin fertilización) |
Caso 1 |
1 a 500 km |
56 % |
35 % |
48 % |
23 % |
|
500 a 10 000 km |
54 % |
32 % |
46 % |
20 % |
||
|
Más de 10 000 km |
49 % |
24 % |
40 % |
10 % |
||
|
Caso 2a |
1 a 500 km |
76 % |
64 % |
72 % |
58 % |
|
|
500 a 10 000 km |
74 % |
61 % |
69 % |
54 % |
||
|
Más de 10 000 km |
68 % |
53 % |
63 % |
45 % |
||
|
Caso 3a |
1 a 500 km |
91 % |
86 % |
90 % |
85 % |
|
|
500 a 10 000 km |
89 % |
83 % |
87 % |
81 % |
||
|
Más de 10 000 km |
83 % |
75 % |
81 % |
71 % |
||
|
Madera de tronco |
Caso 1 |
1 a 500 km |
57 % |
37 % |
49 % |
24 % |
|
500 a 2 500 km |
58 % |
37 % |
49 % |
25 % |
||
|
2 500 a 10 000 km |
55 % |
34 % |
47 % |
21 % |
||
|
Más de 10 000 km |
50 % |
26 % |
40 % |
11 % |
||
|
Caso 2a |
1 a 500 km |
77 % |
66 % |
73 % |
60 % |
|
|
500 a 2 500 km |
77 % |
66 % |
73 % |
60 % |
||
|
2 500 a 10 000 km |
75 % |
63 % |
70 % |
56 % |
||
|
Más de 10 000 km |
70 % |
55 % |
64 % |
46 % |
||
|
Caso 3a |
1 a 500 km |
92 % |
88 % |
91 % |
86 % |
|
|
500 a 2 500 km |
92 % |
88 % |
91 % |
87 % |
||
|
2 500 a 10 000 km |
90 % |
85 % |
88 % |
83 % |
||
|
Más de 10 000 km |
84 % |
77 % |
82 % |
73 % |
||
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de desechos de la industria maderera |
Caso 1 |
1 a 500 km |
75 % |
62 % |
69 % |
55 % |
|
500 a 2 500 km |
75 % |
62 % |
70 % |
55 % |
||
|
2 500 a 10 000 km |
72 % |
59 % |
67 % |
51 % |
||
|
Más de 10 000 km |
67 % |
51 % |
61 % |
42 % |
||
|
Caso 2a |
1 a 500 km |
87 % |
80 % |
84 % |
76 % |
|
|
500 a 2 500 km |
87 % |
80 % |
84 % |
77 % |
||
|
2 500 a 10 000 km |
85 % |
77 % |
82 % |
73 % |
||
|
Más de 10 000 km |
79 % |
69 % |
75 % |
63 % |
||
|
Caso 3a |
1 a 500 km |
95 % |
93 % |
94 % |
91 % |
|
|
500 a 2 500 km |
95 % |
93 % |
94 % |
92 % |
||
|
2 500 a 10 000 km |
93 % |
90 % |
92 % |
88 % |
||
|
Más de 10 000 km |
88 % |
82 % |
85 % |
78 % |
||
|
(*1)
El caso 1 engloba los procesos en los que para obtener el calor necesario para la producción de pellets de madera se utiliza una caldera de gas natural. La electricidad para la instalación de producción procede de la red. El caso 2a engloba los procesos en los que para obtener el calor necesario para la producción se utiliza una caldera de astillas de madera alimentada con astillas desecadas. La electricidad para la instalación de producción procede de la red. El caso 3a engloba los procesos en los que para generar tanto el calor como la electricidad de la instalación de producción de pellets se utiliza una caldera de cogeneración alimentada con astillas desecadas. |
||||||
|
PROCESOS AGRÍCOLAS |
|||||
|
Sistema de producción de combustibles de biomasa |
Distancia de transporte |
Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos |
Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto |
||
|
Calor |
Electricidad |
Calor |
Electricidad |
||
|
Desechos agrícolas con una densidad < 0,2 t/m3 (*1) |
1 a 500 km |
95 % |
92 % |
93 % |
90 % |
|
500 a 2 500 km |
89 % |
83 % |
86 % |
80 % |
|
|
2 500 a 10 000 km |
77 % |
66 % |
73 % |
60 % |
|
|
Más de 10 000 km |
57 % |
36 % |
48 % |
23 % |
|
|
Desechos agrícolas con una densidad > 0,2 t/m3 (*2) |
1 a 500 km |
95 % |
92 % |
93 % |
90 % |
|
500 a 2 500 km |
93 % |
89 % |
92 % |
87 % |
|
|
2 500 a 10 000 km |
88 % |
82 % |
85 % |
78 % |
|
|
Más de 10 000 km |
78 % |
68 % |
74 % |
61 % |
|
|
Gránulos de paja |
1 a 500 km |
88 % |
82 % |
85 % |
78 % |
|
500 a 10 000 km |
86 % |
79 % |
83 % |
74 % |
|
|
Más de 10 000 km |
80 % |
70 % |
76 % |
64 % |
|
|
Briquetas de bagazo |
500 a 10 000 km |
93 % |
89 % |
91 % |
87 % |
|
Más de 10 000 km |
87 % |
81 % |
85 % |
77 % |
|
|
Harina de palmiste |
Más de 10 000 km |
20 % |
-18 % |
11 % |
-33 % |
|
Harina de palmiste (sin emisiones de CH4 procedentes de la almazara) |
Más de 10 000 km |
46 % |
20 % |
42 % |
14 % |
|
(*1)
Este grupo de materiales engloba los desechos agrícolas de baja densidad aparente y engloba materiales como las balas de paja, cáscaras de avena, cascarillas de arroz y balas de bagazo de caña de azúcar (la lista no es exhaustiva).
(*2)
En el grupo de desechos agrícolas de mayor densidad aparente están materiales tales como los restos de mazorcas de maíz, cáscaras de frutos secos, cáscaras de soja, cáscaras de palmiste (la lista no es exhaustiva). |
|||||
|
BIOGÁS PARA ELECTRICIDAD (*1) |
||||
|
Sistema de producción de biogás |
Opción tecnológica |
Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos |
Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto |
|
|
Estiércol húmedo (1) |
Caso 1 |
Digestato en abierto (2) |
146 % |
94 % |
|
Digestato en cerrado (3) |
246 % |
240 % |
||
|
Caso 2 |
Digestato en abierto |
136 % |
85 % |
|
|
Digestato en cerrado |
227 % |
219 % |
||
|
Caso 3 |
Digestato en abierto |
142 % |
86 % |
|
|
Digestato en cerrado |
243 % |
235 % |
||
|
Maíz, toda la planta (4) |
Caso 1 |
Digestato en abierto |
36 % |
21 % |
|
Digestato en cerrado |
59 % |
53 % |
||
|
Caso 2 |
Digestato en abierto |
34 % |
18 % |
|
|
Digestato en cerrado |
55 % |
47 % |
||
|
Caso 3 |
Digestato en abierto |
28 % |
10 % |
|
|
Digestato en cerrado |
52 % |
43 % |
||
|
Biorresiduos |
Caso 1 |
Digestato en abierto |
47 % |
26 % |
|
Digestato en cerrado |
84 % |
78 % |
||
|
Caso 2 |
Digestato en abierto |
43 % |
21 % |
|
|
Digestato en cerrado |
77 % |
68 % |
||
|
Caso 3 |
Digestato en abierto |
38 % |
14 % |
|
|
Digestato en cerrado |
76 % |
66 % |
||
|
(*1)
En los valores relativos a la producción de biogás a partir de estiércol se incluye la emisión negativa derivada de la reducción de emisiones lograda gracias a la gestión del estiércol bruto. El valor de esca considerado es igual a – 45 g CO2eq/MJ para estiércol utilizado en digestión anaeróbica. El almacenamiento de digestato en abierto conlleva emisiones adicionales de CH4 y N2O. La magnitud de esas emisiones varía en función de las condiciones ambientales, los tipos de sustrato y la eficiencia de la digestión. El almacenamiento en cerrado significa que el digestato resultante del proceso de digestión se almacena en un tanque hermético y se da por supuesto que el biogás adicional liberado durante el almacenamiento se recupera para la producción adicional de electricidad o biometano. En ese proceso no se incluyen emisiones de gases de efecto invernadero.
(1)
Por «maíz, toda la planta» hay que entender el maíz cosechado para forraje y ensilado para su conservación.
(2)
El caso 1 alude a procesos en los que la electricidad y el calor necesarios para el proceso se obtienen del propio motor de cogeneración.
(3)
El caso 2 alude a procesos en los que la electricidad necesaria para el proceso se obtiene de la red, y el calor del propio motor de cogeneración. En algunos Estados miembros los operadores no pueden optar a subvenciones para la producción bruta, por lo que el caso 1 será el más habitual.
(4)
El caso 3 alude a procesos en los que la electricidad necesaria para el proceso se obtiene de la red, y el calor de una caldera de biogás. Este caso es el de algunas instalaciones en las que el motor de cogeneración no se encuentra in situ y el biogás se vende (sin enriquecerlo para convertirlo en biometano). |
||||
|
BIOGÁS PARA ELECTRICIDAD – MEZCLA DE ESTIÉRCOL Y MAÍZ |
||||
|
Sistema de producción de biogás |
Opción tecnológica |
Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos |
Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto |
|
|
Estiércol – Maíz 80 % - 20 % |
Caso 1 |
Digestato en abierto |
72 % |
45 % |
|
Digestato en cerrado |
120 % |
114 % |
||
|
Caso 2 |
Digestato en abierto |
67 % |
40 % |
|
|
Digestato en cerrado |
111 % |
103 % |
||
|
Caso 3 |
Digestato en abierto |
65 % |
35 % |
|
|
Digestato en cerrado |
114 % |
106 % |
||
|
Estiércol – Maíz 70 % - 30 % |
Caso 1 |
Digestato en abierto |
60 % |
37 % |
|
Digestato en cerrado |
100 % |
94 % |
||
|
Caso 2 |
Digestato en abierto |
57 % |
32 % |
|
|
Digestato en cerrado |
93 % |
85 % |
||
|
Caso 3 |
Digestato en abierto |
53 % |
27 % |
|
|
Digestato en cerrado |
94 % |
85 % |
||
|
Estiércol – Maíz 60 % - 40 % |
Caso 1 |
Digestato en abierto |
53 % |
32 % |
|
Digestato en cerrado |
88 % |
82 % |
||
|
Caso 2 |
Digestato en abierto |
50 % |
28 % |
|
|
Digestato en cerrado |
82 % |
73 % |
||
|
Caso 3 |
Digestato en abierto |
46 % |
22 % |
|
|
Digestato en cerrado |
81 % |
72 % |
||
|
BIOMETANO PARA EL TRANSPORTE (*1) |
|||
|
Sistema de producción de biometano |
Opciones tecnológicas |
Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos |
Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto |
|
Estiércol húmedo |
Digestato en abierto, sin combustión de los gases desprendidos |
117 % |
72 % |
|
Digestato en abierto, con combustión de los gases desprendidos |
133 % |
94 % |
|
|
Digestato en cerrado, sin combustión de los gases desprendidos |
190 % |
179 % |
|
|
Digestato en cerrado, con combustión de los gases desprendidos |
206 % |
202 % |
|
|
Maíz, toda la planta |
Digestato en abierto, sin combustión de los gases desprendidos |
35 % |
17 % |
|
Digestato en abierto, con combustión de los gases desprendidos |
51 % |
39 % |
|
|
Digestato en cerrado, sin combustión de los gases desprendidos |
52 % |
41 % |
|
|
Digestato en cerrado, con combustión de los gases desprendidos |
68 % |
63 % |
|
|
Biorresiduos |
Digestato en abierto, sin combustión de los gases desprendidos |
43 % |
20 % |
|
Digestato en abierto, con combustión de los gases desprendidos |
59 % |
42 % |
|
|
Digestato en cerrado, sin combustión de los gases desprendidos |
70 % |
58 % |
|
|
Digestato en cerrado, con combustión de los gases desprendidos |
86 % |
80 % |
|
|
(*1)
La reducción de emisiones de gases de efecto invernadero correspondiente al biometano alude únicamente al biometano comprimido en relación con el combustible fósil de referencia para el transporte de 94 g CO2eq/MJ. |
|||
|
BIOMETANO – MEZCLA DE ESTIÉRCOL Y MAÍZ (*1) |
|||
|
Sistema de producción de biometano |
Opciones tecnológicas |
Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos |
Reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto |
|
Estiércol – Maíz 80 % - 20 % |
Digestato en abierto, sin combustión de los gases desprendidos (1) |
62 % |
35 % |
|
Digestato en abierto, con combustión de los gases desprendidos (2) |
78 % |
57 % |
|
|
Digestato en cerrado, sin combustión de los gases desprendidos |
97 % |
86 % |
|
|
Digestato en cerrado, con combustión de los gases desprendidos |
113 % |
108 % |
|
|
Estiércol – Maíz 70 % - 30 % |
Digestato en abierto, sin combustión de los gases desprendidos |
53 % |
29 % |
|
Digestato en abierto, con combustión de los gases desprendidos |
69 % |
51 % |
|
|
Digestato en cerrado, sin combustión de los gases desprendidos |
83 % |
71 % |
|
|
Digestato en cerrado, con combustión de los gases desprendidos |
99 % |
94 % |
|
|
Estiércol – Maíz 60 % - 40 % |
Digestato en abierto, sin combustión de los gases desprendidos |
48 % |
25 % |
|
Digestato en abierto, con combustión de los gases desprendidos |
64 % |
48 % |
|
|
Digestato en cerrado, sin combustión de los gases desprendidos |
74 % |
62 % |
|
|
Digestato en cerrado, con combustión de los gases desprendidos |
90 % |
84 % |
|
|
(*1)
Esta categoría comprende las siguientes categorías de tecnologías para el enriquecimiento del biogás a biometano: adsorción por cambio de presión (PSA), depuración por agua a presión (PWS), membranas, técnicas criogénicas y depuración física orgánica (OPS). Incluye una emisión de 0,03 MJ CH4/MJ biometano para la emisión de metano en los gases desprendidos.
(1)
Esta categoría comprende las siguientes categorías de tecnologías para el enriquecimiento del biogás a biometano: depuración por agua a presión (PWS) cuando el agua es reciclada, adsorción por cambio de presión (PSA), depuración química, depuración física orgánica (OPS), membranas y enriquecimiento criogénico. En esta categoría no se consideran las emisiones de metano (el metano de los gases desprendidos, caso de haberlo, es objeto de combustión).
(2)
Esta categoría comprende las siguientes categorías de tecnologías para el enriquecimiento del biogás a biometano: adsorción por cambio de presión (PSA), depuración por agua a presión (PWS), membranas, técnicas criogénicas y depuración física orgánica (OPS). Incluye una emisión de 0,03 MJ CH4/MJ biometano para la emisión de metano en los gases desprendidos. Esta categoría comprende las siguientes categorías de tecnologías para el enriquecimiento del biogás a biometano: depuración por agua a presión (PWS) cuando el agua es reciclada, adsorción por cambio de presión (PSA), depuración química, depuración física orgánica (OPS), membranas y enriquecimiento criogénico. En esta categoría no se consideran las emisiones de metano (el metano de los gases desprendidos, caso de haberlo, es objeto de combustión). |
|||
B. METODOLOGÍA
1. Las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de la producción y el uso de combustibles de biomasa se calcularán con las fórmulas siguientes:
Las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de la producción y el uso de combustibles de biomasa antes de su conversión en electricidad, calefacción y refrigeración, se calcularán con la fórmula siguiente:
E = eec + el + ep + etd + eu - esca– eccs - eccr
siendo:
|
E |
= |
las emisiones totales procedentes de la producción del combustible antes de la conversión energética; |
|
eec |
= |
las emisiones procedentes de la extracción o del cultivo de las materias primas; |
|
el |
= |
las emisiones anualizadas procedentes de las modificaciones en las reservas de carbono causadas por el cambio en el uso de la tierra; |
|
ep |
= |
las emisiones procedentes de la transformación; |
|
etd |
= |
las emisiones procedentes del transporte y la distribución; |
|
eu |
= |
las emisiones procedentes del combustible durante su consumo; |
|
esca |
= |
la reducción de emisiones derivada de la acumulación de carbono en el suelo mediante una mejora de la gestión agrícola; |
|
eccs |
= |
la reducción de emisiones derivada de la captura y almacenamiento geológico del CO2; y |
|
eccr |
= |
la reducción de emisiones derivada de la captura y sustitución del CO2. |
No se tendrán en cuenta las emisiones procedentes de la fabricación de maquinaria y equipos.
En caso de codigestión de diferentes sustratos en una instalación de biogás para la producción de biogás o biometano, los valores típicos y los valores por defecto de las emisiones de gases de efecto invernadero se calcularán con la fórmula siguiente:
siendo:
|
E |
= |
Emisiones de gases de efecto invernadero por MJ de biogás o biometano producido mediante codigestión de la mezcla de sustratos definida |
|
Sn |
= |
Parte correspondiente a la materia prima n en el contenido energético |
|
En |
= |
Emisión en gCO2/MJ para el proceso n de acuerdo con lo dispuesto en la parte D del presente anexo (*) |
siendo:
|
Pn |
= |
rendimiento energético [MJ] por kg de materia prima húmeda n (**) |
|
Wn |
= |
factor de ponderación del sustrato n definido como: |
siendo:
|
In |
= |
Aportación anual en el digestor del sustrato n [tonelada de materia fresca] |
|
AMn |
= |
Humedad media anual del sustrato n [kg de agua/kg de materia fresca] |
|
SMn |
= |
Humedad estándar del sustrato n (***). |
(*) En el caso del estiércol animal usado como sustrato, se añade una prima de 45 g CO2eq/MJ para estiércol (-54 kg CO2eq/t de materia fresca) en concepto de mejora de la gestión agrícola y del estiércol.
(**) Para calcular los valores típicos y los valores por defecto se usarán los siguientes valores de Pn:
(***) Se usarán los siguientes valores de humedad estándar del sustrato SMn:
En caso de codigestión de n sustratos en una instalación de biogás para la producción de electricidad o biometano, las emisiones reales de gases de efecto invernadero procedentes de biogás y biometano se calcularán con la fórmula siguiente:
siendo:
|
E |
= |
emisiones totales procedentes de la producción del biogás o el biometano antes de la conversión energética; |
|
Sn |
= |
parte correspondiente a la materia prima n como fracción de la aportación total en el digestor |
|
eec,n |
= |
las emisiones procedentes de la extracción o del cultivo de la materia prima n; |
|
etd,materia prima,n |
= |
las emisiones procedentes del transporte de la materia prima n al digestor; |
|
el,n |
= |
las emisiones anualizadas procedentes de las modificaciones en las reservas de carbono causadas por el cambio en el uso de la tierra, para la materia prima n; |
|
esca |
= |
la reducción de emisiones derivada de una mejora de la gestión agrícola de la materia prima n*; |
|
ep |
= |
las emisiones procedentes de la transformación; |
|
etd,producto |
= |
las emisiones procedentes del transporte y la distribución de biogás y/o biometano; |
|
eu |
= |
las emisiones procedentes del combustible cuando se utiliza, es decir, los gases de efecto invernadero emitidos durante la combustión; |
|
eccs |
= |
la reducción de emisiones derivada de la captura y almacenamiento geológico de CO2; y |
|
eccr |
= |
la reducción de emisiones derivada de la captura y sustitución de CO2. |
(*) En el caso de esca se aplicará una prima de 45 g CO2eq/MJ de estiércol por mejoras en la gestión agrícola y del estiércol, cuando el estiércol animal se use como sustrato para la producción de biogás y biometano.
Las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de la utilización de combustibles de biomasa en la producción de electricidad, calefacción y refrigeración, incluida la conversión energética en la electricidad y/o calefacción y refrigeración producida, se calcularán con las fórmulas siguientes:
En el caso de las instalaciones energéticas que produzcan solamente calor:
En el caso de las instalaciones energéticas que produzcan solamente electricidad:
donde
|
ECh,el |
= |
las emisiones totales de gases de efecto invernadero del producto energético final, |
|
E |
= |
las emisiones totales de gases de efecto invernadero del combustible antes de la conversión final, |
|
ηel |
= |
la eficiencia eléctrica, definida como la electricidad producida anualmente dividida por la aportación anual de combustible, sobre la base de su contenido energético. |
|
ηh |
= |
la eficiencia térmica, definida como la producción anual de calor útil dividida por la aportación anual de combustible, sobre la base de su contenido energético. |
En el caso de electricidad o energía mecánica procedentes de instalaciones energéticas que produzcan calor útil junto con electricidad y/o energía mecánica:
En el caso del calor útil procedente de instalaciones energéticas que produzcan calor junto con electricidad y/o energía mecánica:
siendo:
|
ECh,el |
= |
las emisiones totales de gases de efecto invernadero del producto energético final, |
|
E |
= |
las emisiones totales de gases de efecto invernadero del combustible antes de la conversión final, |
|
ηel |
= |
la eficiencia eléctrica, definida como la electricidad producida anualmente dividida por la aportación anual de energía, sobre la base de su contenido energético, |
|
ηh |
= |
la eficiencia térmica, definida como la producción anual de calor útil dividida por la aportación anual de energía, sobre la base de su contenido energético, |
|
Cel |
= |
la fracción de exergía en la electricidad y/o la energía mecánica, fijada en el 100 % (Cel = 1), |
|
Ch |
= |
la eficiencia de Carnot (fracción de exergía en el calor útil). |
La eficiencia de Carnot Ch, para el calor útil a diferentes temperaturas, se define como:
siendo:
|
Th |
= |
la temperatura, medida en temperatura absoluta (kelvin), del calor útil en el punto de entrega, |
|
T0 |
= |
la temperatura del ambiente, fijada a 273,15 kelvin (igual a 0 °C). |
Si el calor excedentario se exporta para la calefacción de edificios a una temperatura inferior a 150 °C (423,15 kelvin), Ch puede definirse de forma alternativa del modo siguiente:
|
Ch |
= |
Eficiencia de Carnot en calor a 150 °C (423,15 kelvin), que es 0,3546 |
A efectos de ese cálculo, se entenderá por:
«cogeneración»: la generación simultánea de energía térmica y eléctrica y/o mecánica en un solo proceso;
«calor útil»: el calor generado para satisfacer una demanda económicamente justificable de calor a efectos de calefacción o refrigeración;
«demanda económicamente justificable»: la demanda que no supera las necesidades de calor o refrigeración y que, en otro caso, sería satisfecha en condiciones de mercado.
2. Las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de combustibles de biomasa se expresarán del modo siguiente:
las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de combustibles de biomasa, E, se expresarán en gramos equivalentes de CO2 por MJ de combustible de biomasa, g CO2eq/MJ;
las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de la calefacción o la electricidad, producida a partir de combustibles de biomasa, EC, se expresarán en gramos equivalentes de CO2 por MJ del producto energético final (calor o electricidad), g CO2eq/MJ.
Cuando la calefacción y la refrigeración se cogeneren con electricidad, las emisiones se repartirán entre el calor y la electricidad [según lo expuesto en el punto 1, letra d)], con independencia de que el calor se use realmente para calefacción o para refrigeración. ( 39 )
Cuando las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de la extracción o del cultivo de las materias primas eec se expresen en unidades de g CO2eq/tonelada seca de materia prima, la conversión en gramos equivalentes de CO2 por MJ de combustible (g CO2eq/MJ) se calculará con la fórmula siguiente ( 40 ):
siendo:
Las emisiones por tonelada seca de materia prima se calcularán con la fórmula siguiente:
3. La reducción de emisiones de gases de efecto invernadero procedente de combustibles de biomasa se calculará como sigue:
reducción de emisiones de gases de efecto invernadero procedente de combustibles de biomasa utilizados como combustible para el transporte:
REDUCCIÓN = (EF(t) – EB)/EF(t)
siendo:
|
EB |
= |
las emisiones totales procedentes de combustibles de biomasa usados como combustible para el transporte; y |
|
EF(t) |
= |
las emisiones totales del combustible fósil de referencia para el transporte |
reducción de emisiones de gases de efecto invernadero procedente de la calefacción y refrigeración, y electricidad generada a partir de combustibles de biomasa:
REDUCCIÓN = (ECF(h&c,el) – ECB(h&c,el))/ECF (h&c,el)
siendo:
|
ECB(h&c,el) |
= |
las emisiones totales procedentes del calor o la electricidad; |
|
ECF(h&c,el) |
= |
las emisiones totales del combustible fósil de referencia para el calor útil o la electricidad. |
4. Los gases de efecto invernadero que se tendrán en cuenta a efectos del punto 1 serán CO2, N2O y CH4. Con el fin de calcular la equivalencia en CO2, estos gases se valorarán del siguiente modo:
5. Las emisiones procedentes de la extracción, recolección o cultivo de las materias primas, eec, incluirán las emisiones procedentes del proceso de extracción, recolección o cultivo propiamente dicho; de la recogida, el secado y el almacenamiento de las materias primas; de los residuos y pérdidas, y de la producción de sustancias químicas o productos utilizados en la extracción o el cultivo. Se excluirá la captura de CO2 en el cultivo de las materias primas. Como alternativa a la utilización de valores reales, podrán obtenerse estimaciones de las emisiones procedentes del cultivo de biomasa agrícola a partir de medias regionales de las emisiones en el cultivo incluidas en los informes a que se refiere el artículo 31, apartado 4, de la presente Directiva, o de la información sobre los valores por defecto desagregados para las emisiones en el cultivo que figuran en el presente anexo. En ausencia de información pertinente en dichos informes, se permitirá calcular medias basadas en prácticas agrícolas locales sobre la base, por ejemplo, de datos de un grupo de explotaciones, como alternativa a la utilización de valores reales.
Las estimaciones de las emisiones procedentes del cultivo y cosecha de biomasa forestal podrán elaborarse a partir de medias de tales emisiones calculadas para zonas geográficas a nivel nacional, como alternativa a la utilización de valores reales.
6. A los efectos del cálculo mencionado en el punto 1, letra a), la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero debida a la mejora de la gestión agrícola, esca, como la reducción o supresión de la labranza, sistemas mejorados de cultivo y rotación de cultivos, uso de cultivos de cobertura, incluida la gestión de los desechos de los cultivos, y el uso de enmiendas orgánicas del suelo, tales como el compost y el digestato de la fermentación del estiércol, solo se tendrá en cuenta si no existe el riesgo de que afecte negativamente a la biodiversidad. Además, se deberán facilitar pruebas convincentes y verificables de que el contenido de carbono del suelo ha aumentado, o cabe esperar que haya aumentado, en el período en el que se han cultivado las materias primas consideradas, teniendo a la vez en cuenta las emisiones cuando tales prácticas llevan a un mayor uso de abonos y herbicidas ( 41 ).
7. Las emisiones anualizadas procedentes de las modificaciones en las reservas de carbono causadas por un cambio del uso de la tierra, el, se calcularán dividiendo las emisiones totales por igual a lo largo de 20 años. Para el cálculo de esas emisiones, se aplicará la siguiente fórmula:
el = (CSR – CSA) × 3,664 × 1/20 × 1/P– eB ( 42 )
siendo:
|
el |
= |
emisiones anualizadas de gases de efecto invernadero procedentes de las modificaciones en las reservas de carbono causadas por el cambio de uso de la tierra (expresadas como masa equivalente de CO2 por unidad de energía producida por combustibles de biomasa). Las «tierras de cultivo» ( 43 ) y las tierras usadas para «cultivos vivaces» ( 44 ) se considerarán un único uso de la tierra; |
|
CSR |
= |
reservas de carbono por unidad de superficie asociadas al uso de la tierra de referencia [expresadas como masa de carbono (toneladas) por unidad de superficie, incluidos tanto el suelo como la vegetación]. El uso de la tierra de referencia será el uso de la tierra en enero de 2008, o bien 20 años antes de que se obtuvieran las materias primas, si esta fecha es posterior; |
|
CSA |
= |
reservas de carbono por unidad de superficie asociadas al uso real de la tierra [expresadas como masa de carbono (toneladas) por unidad de superficie, incluidos tanto el suelo como la vegetación]. En los casos en que las reservas de carbono se acumulen durante un período superior a un año, el valor de CSA será el de las reservas estimadas por unidad de superficie después de 20 años, o cuando el cultivo alcance su madurez, si esta fecha es anterior; |
|
P |
= |
productividad de los cultivos (medida como la energía producida por los combustibles de biomasa por unidad de superficie al año); y |
|
eB |
= |
prima de 29 g CO2eq/MJ para el combustible de biomasa si la biomasa se obtiene de tierras degradadas restauradas según las condiciones establecidas en el punto 8. |
8. La prima de 29 g CO2eq/MJ se asignará siempre que se demuestre que la tierra:
no era explotada con fines agrícolas en enero de 2008 ni con otros fines; y
se define como tierras gravemente degradadas, incluidas las tierras anteriormente explotadas con fines agrícolas.
La prima de 29 g CO2eq/MJ se aplicará durante un período máximo de 20 años a partir de la fecha de la reconversión de la tierra en explotación agrícola, siempre que se garantice un crecimiento regular de las reservas de carbono así como una reducción importante de la erosión para las tierras incluidas en la categoría b).
9. Se entenderá por «tierras gravemente degradadas» las tierras que, durante un período de tiempo considerable, se hayan salinizado de manera importante o hayan presentado un contenido de materias orgánicas significativamente bajo y hayan sido gravemente erosionadas.
10. De acuerdo con el anexo V, parte C, punto 10, de la presente Directiva, la Decisión 2010/335/UE de la Comisión ( 45 ), que establece las directrices para calcular las reservas de carbono en suelo en relación con la presente Directiva, elaboradas a partir de las Directrices de 2006 del IPCC para los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero, volumen 4, y de acuerdo con los Reglamentos (UE) n.o 525/2013 y (UE) 2018/841 servirán de base para el cálculo de las reservas de carbono en suelo.
11. Las emisiones procedentes de la transformación, ep, incluirán las emisiones procedentes de la transformación propiamente dicha, de los residuos y pérdidas, y de la producción de sustancias químicas o productos utilizados en transformación con inclusión de las emisiones de CO2 correspondientes al contenido de carbono de los insumos fósiles, se produzca o no la combustión de estas durante el proceso.
Para calcular el consumo de electricidad no producida en la instalación de producción de combustibles de biomasa sólidos o gaseosos, se considerará que la intensidad de las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de la producción y distribución de esa electricidad es igual a la intensidad media de las emisiones procedentes de la producción y distribución de electricidad en una región determinada. Como excepción a esta regla, los productores podrán utilizar un valor medio para la electricidad producida en una determinada instalación de producción de electricidad, si dicha instalación no está conectada a la red eléctrica.
Las emisiones procedentes de la transformación incluirán las emisiones procedentes del secado de productos y materiales intermedios, cuando proceda.
12. Las emisiones procedentes del transporte y la distribución, etd, incluirán las emisiones procedentes del transporte de materias primas y semiacabadas y del almacenamiento y la distribución de materias acabadas. Las emisiones procedentes del transporte y la distribución que deben tenerse en cuenta en el punto 5 no estarán cubiertas por el presente punto.
13. Las emisiones de CO2 procedentes del combustible durante su consumo, eu, se considerarán nulas para los combustibles de biomasa. Las emisiones de gases de efecto invernadero distintos del CO2 (CH4 y N2O) procedentes del combustible durante su consumo se incluirán en el factor eu.
14. La reducción de emisiones derivada de la captura y almacenamiento geológico del CO2, eccs, que no se haya contabilizado ya en ep, se limitará a las emisiones evitadas gracias a la captura y el almacenamiento del CO2 emitido, relacionado directamente con la extracción, el transporte, la transformación y la distribución del combustible de biomasa, siempre y cuando se almacene de conformidad con la Directiva 2009/31/CE.
15. La reducción de emisiones derivada de la captura y sustitución del CO2, eccr, estará directamente relacionada con la producción de los combustibles de biomasa de donde proceden, y se limitará a las emisiones evitadas gracias a la captura del CO2 cuyo carbono proviene de la biomasa y se utiliza para sustituir el CO2 de origen fósil en la producción de productos y servicios comerciales antes del 1 de enero de 2036.
16. Cuando una unidad de cogeneración —que suministra calor y/o electricidad a un proceso de producción de combustible de biomasa cuyas emisiones se estén calculando— produzca electricidad excedentaria y/o calor útil excedentario, las emisiones de gases de efecto invernadero se repartirán entre la electricidad y el calor útil en función de la temperatura del calor (que refleja la utilidad del este). La porción útil del calor se obtiene al multiplicar su contenido energético por el factor de eficiencia de Carnot, Ch, que se calcula como sigue:
siendo:
|
Th |
= |
temperatura, medida en temperatura absoluta (kelvin) del calor útil en el punto de entrega; |
|
T0 |
= |
temperatura del ambiente, fijada a 273,15 kelvin (igual a 0 oC). |
Si el calor excedentario se exporta para la calefacción de edificios a una temperatura inferior a 150 oC (423,15 kelvin), Ch puede definirse de forma alternativa del modo siguiente:
|
Ch |
= |
eficiencia de Carnot en calor a 150 oC (423,15 kelvin), que es 0,3546 |
A efectos de ese cálculo, se utilizarán las eficiencias reales, definidas como la producción anual de energía mecánica, electricidad y calor dividida, respectivamente, por la aportación anual de energía.
A efectos de ese cálculo, se entenderá por:
«cogeneración»: la generación simultánea en un proceso de energía térmica y eléctrica y/o mecánica;
«calor útil»: el calor generado para satisfacer una demanda económicamente justificable de calor a efectos de calefacción o refrigeración;
«demanda económicamente justificable»: la demanda que no supera las necesidades de calor o refrigeración y que, en otro caso, sería satisfecha en condiciones de mercado.
17. Si en un proceso de producción de combustible de biomasa se produce, de manera combinada, el combustible cuyas emisiones se están calculando y uno o más productos diferentes («coproductos»), las emisiones de gases de efecto invernadero se repartirán entre el combustible o su producto intermedio y los coproductos, proporcionalmente a su contenido energético (determinado por el valor calorífico inferior en el caso de los coproductos distintos de la electricidad y el calor). La intensidad de gases de efecto invernadero del calor útil o la electricidad excedentarios es la misma que la del calor o la electricidad suministrados al proceso de producción de combustible de biomasa, y viene determinada por el cálculo de la intensidad de gases de efecto invernadero de todos los insumos y emisiones, incluidas las materias primas y las emisiones de CH4 y N2O, desde y hacia la unidad de cogeneración, caldera u otro aparato que suministre calor o electricidad al proceso de producción del combustible de biomasa. En caso de cogeneración de electricidad y calor, el cálculo se efectuará de conformidad con el punto 16.
18. A efectos del cálculo mencionado en el punto 17, las emisiones que deben repartirse serán eec + el + esca + las fracciones de ep, etd, eccs y eccr que intervienen hasta la fase del proceso en que se produce un coproducto, incluida dicha fase. Si se han asignado emisiones a coproductos en una fase anterior del proceso en el ciclo de vida, se utilizará a dichos efectos la fracción de esas emisiones asignadas al producto combustible intermedio en esa última fase, en lugar del total de las emisiones.
En el caso del biogás y el biometano, se tendrán en cuenta a efectos de ese cálculo todos los coproductos no comprendidos en el punto 17. A efectos del cálculo, se considerará que los coproductos con un contenido energético negativo tienen un contenido energético nulo.
Como norma general, se considerará que los residuos y desechos incluidos todos los residuos y desechos mencionados en el anexo IX, son materiales sin emisiones de gases de efecto invernadero en el ciclo de vida hasta su recogida, independientemente de si son transformados en productos intermedios antes de su transformación en producto final.
En el caso de los combustibles de biomasa producidos en refinerías, distintos de la combinación de plantas de transformación con calderas o unidades de cogeneración que suministran calor o electricidad, o ambos, a la planta de transformación, la unidad de análisis a efectos del cálculo mencionado en el punto 17 será la refinería.
19. Para los combustibles de biomasa utilizados en la producción de electricidad, a efectos del cálculo mencionado en el punto 3, el valor del combustible fósil de referencia ECF(el) será 183 g CO2eq/MJ de electricidad o 212 g CO2eq/MJ de electricidad para las regiones ultraperiféricas.
Para los combustibles de biomasa utilizados para el calor útil, y en la producción de calefacción y/o refrigeración, a efectos del cálculo mencionado en el punto 3, el valor del combustible fósil de referencia ECF(h) será 80 g CO2eq/MJ de calor.
Para los combustibles de biomasa utilizados en la producción de calor útil, en caso de que pueda demostrarse una sustitución física directa del carbón, a efectos del cálculo mencionado en el punto 3, el valor del combustible fósil de referencia ECF(h) será 124 g CO2eq/MJ de calor.
Para los combustibles de biomasa utilizados como combustible de transporte, a efectos del cálculo mencionado en el punto 3, el valor del combustible fósil de referencia ECF(t) será 94 g CO2eq/MJ.
C. VALORES POR DEFECTO DESAGREGADOS PARA LOS COMBUSTIBLES DE BIOMASA
Briquetas o pellets de madera
|
Sistema de producción de combustibles de biomasa |
Distancia de transporte |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos (g CO2eq/MJ) |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto (g CO2eq/MJ) |
||||||
|
Cultivo |
Transformación |
Transporte |
Emisiones diferentes de CO2 procedentes del combustible cuando se utiliza |
Cultivo |
Transformación |
Transporte |
Emisiones diferentes de CO2 procedentes del combustible cuando se utiliza |
||
|
Astillas de madera de desechos forestales |
1 a 500 km |
0,0 |
1,6 |
3,0 |
0,4 |
0,0 |
1,9 |
3,6 |
0,5 |
|
500 a 2 500 km |
0,0 |
1,6 |
5,2 |
0,4 |
0,0 |
1,9 |
6,2 |
0,5 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
0,0 |
1,6 |
10,5 |
0,4 |
0,0 |
1,9 |
12,6 |
0,5 |
|
|
Más de 10 000 km |
0,0 |
1,6 |
20,5 |
0,4 |
0,0 |
1,9 |
24,6 |
0,5 |
|
|
Astillas de madera procedentes de monte bajo de rotación corta (eucalipto) |
2 500 a 10 000 km |
4,4 |
0,0 |
11,0 |
0,4 |
4,4 |
0,0 |
13,2 |
0,5 |
|
Astillas de madera procedentes de monte bajo de rotación corta (álamo - con fertilización) |
1 a 500 km |
3,9 |
0,0 |
3,5 |
0,4 |
3,9 |
0,0 |
4,2 |
0,5 |
|
500 a 2 500 km |
3,9 |
0,0 |
5,6 |
0,4 |
3,9 |
0,0 |
6,8 |
0,5 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
3,9 |
0,0 |
11,0 |
0,4 |
3,9 |
0,0 |
13,2 |
0,5 |
|
|
Más de 10 000 km |
3,9 |
0,0 |
21,0 |
0,4 |
3,9 |
0,0 |
25,2 |
0,5 |
|
|
Astillas de madera procedentes de monte bajo de rotación corta (álamo - sin fertilización) |
1 a 500 km |
2,2 |
0,0 |
3,5 |
0,4 |
2,2 |
0,0 |
4,2 |
0,5 |
|
500 a 2 500 km |
2,2 |
0,0 |
5,6 |
0,4 |
2,2 |
0,0 |
6,8 |
0,5 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
2,2 |
0,0 |
11,0 |
0,4 |
2,2 |
0,0 |
13,2 |
0,5 |
|
|
Más de 10 000 km |
2,2 |
0,0 |
21,0 |
0,4 |
2,2 |
0,0 |
25,2 |
0,5 |
|
|
Astillas de madera de tronco |
1 a 500 km |
1,1 |
0,3 |
3,0 |
0,4 |
1,1 |
0,4 |
3,6 |
0,5 |
|
500 a 2 500 km |
1,1 |
0,3 |
5,2 |
0,4 |
1,1 |
0,4 |
6,2 |
0,5 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
1,1 |
0,3 |
10,5 |
0,4 |
1,1 |
0,4 |
12,6 |
0,5 |
|
|
Más de 10 000 km |
1,1 |
0,3 |
20,5 |
0,4 |
1,1 |
0,4 |
24,6 |
0,5 |
|
|
Astillas de madera procedentes de desechos de la industria maderera |
1 a 500 km |
0,0 |
0,3 |
3,0 |
0,4 |
0,0 |
0,4 |
3,6 |
0,5 |
|
500 a 2 500 km |
0,0 |
0,3 |
5,2 |
0,4 |
0,0 |
0,4 |
6,2 |
0,5 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
0,0 |
0,3 |
10,5 |
0,4 |
0,0 |
0,4 |
12,6 |
0,5 |
|
|
Más de 10 000 km |
0,0 |
0,3 |
20,5 |
0,4 |
0,0 |
0,4 |
24,6 |
0,5 |
|
Briquetas o pellets de madera
|
Sistema de producción de combustibles de biomasa |
Distancia de transporte |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos (g CO2eq/MJ) |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto (g CO2eq/MJ) |
||||||
|
|
|
Cultivo |
Transformación |
Transporte y distribución |
Emisiones diferentes de CO2 procedentes del combustible cuando se utiliza |
Cultivo |
Transformación |
Transporte y distribución |
Emisiones diferentes de CO2 procedentes del combustible cuando se utiliza |
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de desechos forestales (caso 1) |
1 a 500 km |
0,0 |
25,8 |
2,9 |
0,3 |
0,0 |
30,9 |
3,5 |
0,3 |
|
500 a 2 500 km |
0,0 |
25,8 |
2,8 |
0,3 |
0,0 |
30,9 |
3,3 |
0,3 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
0,0 |
25,8 |
4,3 |
0,3 |
0,0 |
30,9 |
5,2 |
0,3 |
|
|
Más de 10 000 km |
0,0 |
25,8 |
7,9 |
0,3 |
0,0 |
30,9 |
9,5 |
0,3 |
|
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de desechos forestales (caso 2a) |
1 a 500 km |
0,0 |
12,5 |
3,0 |
0,3 |
0,0 |
15,0 |
3,6 |
0,3 |
|
500 a 2 500 km |
0,0 |
12,5 |
2,9 |
0,3 |
0,0 |
15,0 |
3,5 |
0,3 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
0,0 |
12,5 |
4,4 |
0,3 |
0,0 |
15,0 |
5,3 |
0,3 |
|
|
Más de 10 000 km |
0,0 |
12,5 |
8,1 |
0,3 |
0,0 |
15,0 |
9,8 |
0,3 |
|
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de desechos forestales (caso 3a) |
1 a 500 km |
0,0 |
2,4 |
3,0 |
0,3 |
0,0 |
2,8 |
3,6 |
0,3 |
|
500 a 2 500 km |
0,0 |
2,4 |
2,9 |
0,3 |
0,0 |
2,8 |
3,5 |
0,3 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
0,0 |
2,4 |
4,4 |
0,3 |
0,0 |
2,8 |
5,3 |
0,3 |
|
|
Más de 10 000 km |
0,0 |
2,4 |
8,2 |
0,3 |
0,0 |
2,8 |
9,8 |
0,3 |
|
|
Briquetas de madera procedentes de monte bajo de rotación corta (eucalipto – caso 1) |
2 500 a 10 000 km |
3,9 |
24,5 |
4,3 |
0,3 |
3,9 |
29,4 |
5,2 |
0,3 |
|
Briquetas de madera procedentes de monte bajo de rotación corta (eucalipto – caso 2a) |
2 500 a 10 000 km |
5,0 |
10,6 |
4,4 |
0,3 |
5,0 |
12,7 |
5,3 |
0,3 |
|
Briquetas de madera procedentes de monte bajo de rotación corta (eucalipto – caso 3a) |
2 500 a 10 000 km |
5,3 |
0,3 |
4,4 |
0,3 |
5,3 |
0,4 |
5,3 |
0,3 |
|
Briquetas de madera procedentes de monte bajo de rotación corta (álamo - con fertilización – caso 1) |
1 a 500 km |
3,4 |
24,5 |
2,9 |
0,3 |
3,4 |
29,4 |
3,5 |
0,3 |
|
500 a 10 000 km |
3,4 |
24,5 |
4,3 |
0,3 |
3,4 |
29,4 |
5,2 |
0,3 |
|
|
Más de 10 000 km |
3,4 |
24,5 |
7,9 |
0,3 |
3,4 |
29,4 |
9,5 |
0,3 |
|
|
Briquetas de madera procedentes de monte bajo de rotación corta (álamo - con fertilización – caso 2a) |
1 a 500 km |
4,4 |
10,6 |
3,0 |
0,3 |
4,4 |
12,7 |
3,6 |
0,3 |
|
500 a 10 000 km |
4,4 |
10,6 |
4,4 |
0,3 |
4,4 |
12,7 |
5,3 |
0,3 |
|
|
Más de 10 000 km |
4,4 |
10,6 |
8,1 |
0,3 |
4,4 |
12,7 |
9,8 |
0,3 |
|
|
Briquetas de madera procedentes de monte bajo de rotación corta (álamo - con fertilización – caso 3a) |
1 a 500 km |
4,6 |
0,3 |
3,0 |
0,3 |
4,6 |
0,4 |
3,6 |
0,3 |
|
500 a 10 000 km |
4,6 |
0,3 |
4,4 |
0,3 |
4,6 |
0,4 |
5,3 |
0,3 |
|
|
Más de 10 000 km |
4,6 |
0,3 |
8,2 |
0,3 |
4,6 |
0,4 |
9,8 |
0,3 |
|
|
Briquetas de madera procedentes de monte bajo de rotación corta (álamo - sin fertilización – caso 1) |
1 a 500 km |
2,0 |
24,5 |
2,9 |
0,3 |
2,0 |
29,4 |
3,5 |
0,3 |
|
500 a 2 500 km |
2,0 |
24,5 |
4,3 |
0,3 |
2,0 |
29,4 |
5,2 |
0,3 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
2,0 |
24,5 |
7,9 |
0,3 |
2,0 |
29,4 |
9,5 |
0,3 |
|
|
Briquetas de madera procedentes de monte bajo de rotación corta (álamo - sin fertilización – caso 2a) |
1 a 500 km |
2,5 |
10,6 |
3,0 |
0,3 |
2,5 |
12,7 |
3,6 |
0,3 |
|
500 a 10 000 km |
2,5 |
10,6 |
4,4 |
0,3 |
2,5 |
12,7 |
5,3 |
0,3 |
|
|
Más de 10 000 km |
2,5 |
10,6 |
8,1 |
0,3 |
2,5 |
12,7 |
9,8 |
0,3 |
|
|
Briquetas de madera procedentes de monte bajo de rotación corta (álamo - sin fertilización – caso 3a) |
1 a 500 km |
2,6 |
0,3 |
3,0 |
0,3 |
2,6 |
0,4 |
3,6 |
0,3 |
|
500 a 10 000 km |
2,6 |
0,3 |
4,4 |
0,3 |
2,6 |
0,4 |
5,3 |
0,3 |
|
|
Más de 10 000 km |
2,6 |
0,3 |
8,2 |
0,3 |
2,6 |
0,4 |
9,8 |
0,3 |
|
|
Briquetas o pellets de madera de tronco (caso 1) |
1 a 500 km |
1,1 |
24,8 |
2,9 |
0,3 |
1,1 |
29,8 |
3,5 |
0,3 |
|
500 a 2 500 km |
1,1 |
24,8 |
2,8 |
0,3 |
1,1 |
29,8 |
3,3 |
0,3 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
1,1 |
24,8 |
4,3 |
0,3 |
1,1 |
29,8 |
5,2 |
0,3 |
|
|
Más de 10 000 km |
1,1 |
24,8 |
7,9 |
0,3 |
1,1 |
29,8 |
9,5 |
0,3 |
|
|
Briquetas o pellets de madera de tronco (caso 2a) |
1 a 500 km |
1,4 |
11,0 |
3,0 |
0,3 |
1,4 |
13,2 |
3,6 |
0,3 |
|
500 a 2 500 km |
1,4 |
11,0 |
2,9 |
0,3 |
1,4 |
13,2 |
3,5 |
0,3 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
1,4 |
11,0 |
4,4 |
0,3 |
1,4 |
13,2 |
5,3 |
0,3 |
|
|
Más de 10 000 km |
1,4 |
11,0 |
8,1 |
0,3 |
1,4 |
13,2 |
9,8 |
0,3 |
|
|
Briquetas o pellets de madera de tronco (caso 3a) |
1 a 500 km |
1,4 |
0,8 |
3,0 |
0,3 |
1,4 |
0,9 |
3,6 |
0,3 |
|
500 a 2 500 km |
1,4 |
0,8 |
2,9 |
0,3 |
1,4 |
0,9 |
3,5 |
0,3 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
1,4 |
0,8 |
4,4 |
0,3 |
1,4 |
0,9 |
5,3 |
0,3 |
|
|
Más de 10 000 km |
1,4 |
0,8 |
8,2 |
0,3 |
1,4 |
0,9 |
9,8 |
0,3 |
|
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de desechos de la industria maderera (caso 1) |
1 a 500 km |
0,0 |
14,3 |
2,8 |
0,3 |
0,0 |
17,2 |
3,3 |
0,3 |
|
500 a 2 500 km |
0,0 |
14,3 |
2,7 |
0,3 |
0,0 |
17,2 |
3,2 |
0,3 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
0,0 |
14,3 |
4,2 |
0,3 |
0,0 |
17,2 |
5,0 |
0,3 |
|
|
Más de 10 000 km |
0,0 |
14,3 |
7,7 |
0,3 |
0,0 |
17,2 |
9,2 |
0,3 |
|
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de desechos de la industria maderera (caso 2a) |
1 a 500 km |
0,0 |
6,0 |
2,8 |
0,3 |
0,0 |
7,2 |
3,4 |
0,3 |
|
500 a 2 500 km |
0,0 |
6,0 |
2,7 |
0,3 |
0,0 |
7,2 |
3,3 |
0,3 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
0,0 |
6,0 |
4,2 |
0,3 |
0,0 |
7,2 |
5,1 |
0,3 |
|
|
Más de 10 000 km |
0,0 |
6,0 |
7,8 |
0,3 |
0,0 |
7,2 |
9,3 |
0,3 |
|
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de desechos de la industria maderera (caso 3a) |
1 a 500 km |
0,0 |
0,2 |
2,8 |
0,3 |
0,0 |
0,3 |
3,4 |
0,3 |
|
500 a 2 500 km |
0,0 |
0,2 |
2,7 |
0,3 |
0,0 |
0,3 |
3,3 |
0,3 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
0,0 |
0,2 |
4,2 |
0,3 |
0,0 |
0,3 |
5,1 |
0,3 |
|
|
Más de 10 000 km |
0,0 |
0,2 |
7,8 |
0,3 |
0,0 |
0,3 |
9,3 |
0,3 |
|
Procesos agrícolas
|
Sistema de producción de combustibles de biomasa |
Distancia de transporte |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos (g CO2eq/MJ) |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto (g CO2eq/MJ) |
||||||
|
|
|
Cultivo |
Transformación |
Transporte y distribución |
Emisiones diferentes de CO2 procedentes del combustible cuando se utiliza |
Cultivo |
Transformación |
Transporte y distribución |
Emisiones diferentes de CO2 procedentes del combustible cuando se utiliza |
|
Desechos agrícolas con una densidad < 0,2 t/m3 |
1 a 500 km |
0,0 |
0,9 |
2,6 |
0,2 |
0,0 |
1,1 |
3,1 |
0,3 |
|
500 a 2 500 km |
0,0 |
0,9 |
6,5 |
0,2 |
0,0 |
1,1 |
7,8 |
0,3 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
0,0 |
0,9 |
14,2 |
0,2 |
0,0 |
1,1 |
17,0 |
0,3 |
|
|
Más de 10 000 km |
0,0 |
0,9 |
28,3 |
0,2 |
0,0 |
1,1 |
34,0 |
0,3 |
|
|
Desechos agrícolas con una densidad > 0,2 t/m3 |
1 a 500 km |
0,0 |
0,9 |
2,6 |
0,2 |
0,0 |
1,1 |
3,1 |
0,3 |
|
500 a 2 500 km |
0,0 |
0,9 |
3,6 |
0,2 |
0,0 |
1,1 |
4,4 |
0,3 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
0,0 |
0,9 |
7,1 |
0,2 |
0,0 |
1,1 |
8,5 |
0,3 |
|
|
Más de 10 000 km |
0,0 |
0,9 |
13,6 |
0,2 |
0,0 |
1,1 |
16,3 |
0,3 |
|
|
Gránulos de paja |
1 a 500 km |
0,0 |
5,0 |
3,0 |
0,2 |
0,0 |
6,0 |
3,6 |
0,3 |
|
500 a 10 000 km |
0,0 |
5,0 |
4,6 |
0,2 |
0,0 |
6,0 |
5,5 |
0,3 |
|
|
Más de 10 000 km |
0,0 |
5,0 |
8,3 |
0,2 |
0,0 |
6,0 |
10,0 |
0,3 |
|
|
Briquetas de bagazo |
500 a 10 000 km |
0,0 |
0,3 |
4,3 |
0,4 |
0,0 |
0,4 |
5,2 |
0,5 |
|
Más de 10 000 km |
0,0 |
0,3 |
8,0 |
0,4 |
0,0 |
0,4 |
9,5 |
0,5 |
|
|
Harina de palmiste |
Más de 10 000 km |
21,6 |
21,1 |
11,2 |
0,2 |
21,6 |
25,4 |
13,5 |
0,3 |
|
Harina de palmiste (sin emisiones de CH4 procedentes de la almazara) |
Más de 10 000 km |
21,6 |
3,5 |
11,2 |
0,2 |
21,6 |
4,2 |
13,5 |
0,3 |
Valores por defecto desagregados del biogás utilizado en la producción de electricidad
|
Sistema de producción de combustibles de biomasa |
Tecnología |
VALORES TÍPICOS [g CO2eq/MJ] |
VALORES POR DEFECTO [g CO2eq/MJ] |
|||||||||
|
Cultivo |
Transformación |
Emisiones diferentes de CO2 procedentes del combustible cuando se utiliza |
Transporte |
Créditos por gestión del estiércol |
Cultivo |
Transformación |
Emisiones diferentes de CO2 procedentes del combustible cuando se utiliza |
Transporte |
Créditos por gestión del estiércol |
|||
|
Estiércol húmedo (1) |
Caso 1 |
Digestato en abierto |
0,0 |
69,6 |
8,9 |
0,8 |
– 107,3 |
0,0 |
97,4 |
12,5 |
0,8 |
– 107,3 |
|
Digestato en cerrado |
0,0 |
0,0 |
8,9 |
0,8 |
– 97,6 |
0,0 |
0,0 |
12,5 |
0,8 |
– 97,6 |
||
|
Caso 2 |
Digestato en abierto |
0,0 |
74,1 |
8,9 |
0,8 |
– 107,3 |
0,0 |
103,7 |
12,5 |
0,8 |
– 107,3 |
|
|
Digestato en cerrado |
0,0 |
4,2 |
8,9 |
0,8 |
– 97,6 |
0,0 |
5,9 |
12,5 |
0,8 |
– 97,6 |
||
|
Caso 3 |
Digestato en abierto |
0,0 |
83,2 |
8,9 |
0,9 |
– 120,7 |
0,0 |
116,4 |
12,5 |
0,9 |
– 120,7 |
|
|
Digestato en cerrado |
0,0 |
4,6 |
8,9 |
0,8 |
– 108,5 |
0,0 |
6,4 |
12,5 |
0,8 |
– 108,5 |
||
|
Maíz, toda la planta (2) |
Caso 1 |
Digestato en abierto |
15,6 |
13,5 |
8,9 |
0,0 (3) |
— |
15,6 |
18,9 |
12,5 |
0,0 |
— |
|
Digestato en cerrado |
15,2 |
0,0 |
8,9 |
0,0 |
— |
15,2 |
0,0 |
12,5 |
0,0 |
— |
||
|
Caso 2 |
Digestato en abierto |
15,6 |
18,8 |
8,9 |
0,0 |
— |
15,6 |
26,3 |
12,5 |
0,0 |
— |
|
|
Digestato en cerrado |
15,2 |
5,2 |
8,9 |
0,0 |
— |
15,2 |
7,2 |
12,5 |
0,0 |
— |
||
|
Caso 3 |
Digestato en abierto |
17,5 |
21,0 |
8,9 |
0,0 |
— |
17,5 |
29,3 |
12,5 |
0,0 |
— |
|
|
Digestato en cerrado |
17,1 |
5,7 |
8,9 |
0,0 |
— |
17,1 |
7,9 |
12,5 |
0,0 |
— |
||
|
Biorresiduos |
Caso 1 |
Digestato en abierto |
0,0 |
21,8 |
8,9 |
0,5 |
— |
0,0 |
30,6 |
12,5 |
0,5 |
— |
|
Digestato en cerrado |
0,0 |
0,0 |
8,9 |
0,5 |
— |
0,0 |
0,0 |
12,5 |
0,5 |
— |
||
|
Caso 2 |
Digestato en abierto |
0,0 |
27,9 |
8,9 |
0,5 |
— |
0,0 |
39,0 |
12,5 |
0,5 |
— |
|
|
Digestato en cerrado |
0,0 |
5,9 |
8,9 |
0,5 |
— |
0,0 |
8,3 |
12,5 |
0,5 |
— |
||
|
Caso 3 |
Digestato en abierto |
0,0 |
31,2 |
8,9 |
0,5 |
— |
0,0 |
43,7 |
12,5 |
0,5 |
— |
|
|
Digestato en cerrado |
0,0 |
6,5 |
8,9 |
0,5 |
— |
0,0 |
9,1 |
12,5 |
0,5 |
— |
||
|
(1)
En los valores relativos a la producción de biogás a partir de estiércol se incluye la emisión negativa derivada de la reducción de emisiones lograda gracias a la gestión del estiércol bruto. El valor de esca considerado es igual a – 45 g CO2eq/MJ para estiércol utilizado en digestión anaeróbica.
(2)
Por «maíz, toda la planta» hay que entender el maíz cosechado para forraje y ensilado para su conservación.
(3)
El transporte de las materias primas de la agricultura a la instalación de transformación está, de acuerdo con la metodología recogida en el Informe de la Comisión, de 25 de febrero de 2010, relativo a los requisitos de sostenibilidad para el uso de fuentes de biomasa sólida y gaseosa en los sectores de la electricidad, la calefacción y la refrigeración, incluido en el valor «cultivo». El valor para el transporte del maíz ensilado corresponde a 0,4 g CO2eq/MJ (biogás). |
||||||||||||
Valores por defecto desagregados para biometano
|
Sistema de producción de biometano |
Opción tecnológica |
VALORES TÍPICOS [g CO2eq/MJ] |
VALORES POR DEFECTO [g CO2eq/MJ] |
|||||||||||
|
Cultivo |
Transformación |
Enriquecimiento |
Transporte |
Compresión en la estación de servicio |
Créditos por gestión del estiércol |
Cultivo |
Transformación |
Enriquecimiento |
Transporte |
Compresión en la estación de servicio |
Créditos por gestión del estiércol |
|||
|
Estiércol húmedo |
Digestato en abierto |
Sin combustión de gases desprendidos |
0,0 |
84,2 |
19,5 |
1,0 |
3,3 |
-124,4 |
0,0 |
117,9 |
27,3 |
1,0 |
4,6 |
-124,4 |
|
Con combustión de gases desprendidos |
0,0 |
84,2 |
4,5 |
1,0 |
3,3 |
-124,4 |
0,0 |
117,9 |
6,3 |
1,0 |
4,6 |
-124,4 |
||
|
Digestato en cerrado |
Sin combustión de gases desprendidos |
0,0 |
3,2 |
19,5 |
0,9 |
3,3 |
-111,9 |
0,0 |
4,4 |
27,3 |
0,9 |
4,6 |
-111,9 |
|
|
Con combustión de gases desprendidos |
0,0 |
3,2 |
4,5 |
0,9 |
3,3 |
-111,9 |
0,0 |
4,4 |
6,3 |
0,9 |
4,6 |
-111,9 |
||
|
Maíz, toda la planta |
Digestato en abierto |
Sin combustión de gases desprendidos |
18,1 |
20,1 |
19,5 |
0,0 |
3,3 |
— |
18,1 |
28,1 |
27,3 |
0,0 |
4,6 |
— |
|
Con combustión de gases desprendidos |
18,1 |
20,1 |
4,5 |
0,0 |
3,3 |
— |
18,1 |
28,1 |
6,3 |
0,0 |
4,6 |
— |
||
|
Digestato en cerrado |
Sin combustión de gases desprendidos |
17,6 |
4,3 |
19,5 |
0,0 |
3,3 |
— |
17,6 |
6,0 |
27,3 |
0,0 |
4,6 |
— |
|
|
Con combustión de gases desprendidos |
17,6 |
4,3 |
4,5 |
0,0 |
3,3 |
— |
17,6 |
6,0 |
6,3 |
0,0 |
4,6 |
— |
||
|
Biorresiduos |
Digestato en abierto |
Sin combustión de gases desprendidos |
0,0 |
30,6 |
19,5 |
0,6 |
3,3 |
— |
0,0 |
42,8 |
27,3 |
0,6 |
4,6 |
— |
|
Con combustión de gases desprendidos |
0,0 |
30,6 |
4,5 |
0,6 |
3,3 |
— |
0,0 |
42,8 |
6,3 |
0,6 |
4,6 |
— |
||
|
Digestato en cerrado |
Sin combustión de gases desprendidos |
0,0 |
5,1 |
19,5 |
0,5 |
3,3 |
— |
0,0 |
7,2 |
27,3 |
0,5 |
4,6 |
— |
|
|
Con combustión de gases desprendidos |
0,0 |
5,1 |
4,5 |
0,5 |
3,3 |
— |
0,0 |
7,2 |
6,3 |
0,5 |
4,6 |
— |
||
D. VALORES TÍPICOS Y VALORES POR DEFECTO PARA LOS PROCESOS DE LOS COMBUSTIBLES DE BIOMASA
|
Sistema de producción de combustibles de biomasa |
Distancia de transporte |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos (g CO2eq/MJ) |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto (g CO2eq/MJ) |
|
Astillas de madera de desechos forestales |
1 a 500 km |
5 |
6 |
|
500 a 2 500 km |
7 |
9 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
12 |
15 |
|
|
Más de 10 000 km |
22 |
27 |
|
|
Astillas de madera de monte bajo de rotación corta (eucalipto) |
2 500 a 10 000 km |
16 |
18 |
|
Astillas de madera de monte bajo de rotación corta (álamo - con fertilización) |
1 a 500 km |
8 |
9 |
|
500 a 2 500 km |
10 |
11 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
15 |
18 |
|
|
Más de 10 000 km |
25 |
30 |
|
|
Astillas de madera de monte bajo de rotación corta (álamo - sin fertilización) |
1 a 500 km |
6 |
7 |
|
500 a 2 500 km |
8 |
10 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
14 |
16 |
|
|
Más de 10 000 km |
24 |
28 |
|
|
Astillas de madera de tronco |
1 a 500 km |
5 |
6 |
|
500 a 2 500 km |
7 |
8 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
12 |
15 |
|
|
Más de 10 000 km |
22 |
27 |
|
|
Astillas de madera de desechos industriales |
1 a 500 km |
4 |
5 |
|
500 a 2 500 km |
6 |
7 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
11 |
13 |
|
|
Más de 10 000 km |
21 |
25 |
|
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de desechos forestales (caso 1) |
1 a 500 km |
29 |
35 |
|
500 a 2 500 km |
29 |
35 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
30 |
36 |
|
|
Más de 10 000 km |
34 |
41 |
|
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de desechos forestales (caso 2a) |
1 a 500 km |
16 |
19 |
|
500 a 2 500 km |
16 |
19 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
17 |
21 |
|
|
Más de 10 000 km |
21 |
25 |
|
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de desechos forestales (caso 3a) |
1 a 500 km |
6 |
7 |
|
500 a 2 500 km |
6 |
7 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
7 |
8 |
|
|
Más de 10 000 km |
11 |
13 |
|
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de monte bajo de rotación corta (eucalipto - caso 1) |
2 500 a 10 000 km |
33 |
39 |
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de monte bajo de rotación corta (eucalipto - caso 2a) |
2 500 a 10 000 km |
20 |
23 |
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de monte bajo de rotación corta (eucalipto - caso 3a) |
2 500 a 10 000 km |
10 |
11 |
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de monte bajo de rotación corta (álamo - con fertilización - caso 1) |
1 a 500 km |
31 |
37 |
|
500 a 10 000 km |
32 |
38 |
|
|
Más de 10 000 km |
36 |
43 |
|
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de monte bajo de rotación corta (álamo - con fertilización - caso 2a) |
1 a 500 km |
18 |
21 |
|
500 a 10 000 km |
20 |
23 |
|
|
Más de 10 000 km |
23 |
27 |
|
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de monte bajo de rotación corta (álamo - con fertilización - caso 3a) |
1 a 500 km |
8 |
9 |
|
500 a 10 000 km |
10 |
11 |
|
|
Más de 10 000 km |
13 |
15 |
|
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de monte bajo de rotación corta (álamo - sin fertilización - caso 1) |
1 a 500 km |
30 |
35 |
|
500 a 10 000 km |
31 |
37 |
|
|
Más de 10 000 km |
35 |
41 |
|
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de monte bajo de rotación corta (álamo - sin fertilización - caso 2a) |
1 a 500 km |
16 |
19 |
|
500 a 10 000 km |
18 |
21 |
|
|
Más de 10 000 km |
21 |
25 |
|
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de monte bajo de rotación corta (álamo - sin fertilización - caso 3a) |
1 a 500 km |
6 |
7 |
|
500 a 10 000 km |
8 |
9 |
|
|
Más de 10 000 km |
11 |
13 |
|
|
Briquetas o pellets de madera de tronco (caso 1) |
1 a 500 km |
29 |
35 |
|
500 a 2 500 km |
29 |
34 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
30 |
36 |
|
|
Más de 10 000 km |
34 |
41 |
|
|
Briquetas o pellets de madera de tronco (caso 2a) |
1 a 500 km |
16 |
18 |
|
500 a 2 500 km |
15 |
18 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
17 |
20 |
|
|
Más de 10 000 km |
21 |
25 |
|
|
Briquetas o pellets de madera de tronco (caso 3a) |
1 a 500 km |
5 |
6 |
|
500 a 2 500 km |
5 |
6 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
7 |
8 |
|
|
Más de 10 000 km |
11 |
12 |
|
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de desechos de la industria maderera (caso 1) |
1 a 500 km |
17 |
21 |
|
500 a 2 500 km |
17 |
21 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
19 |
23 |
|
|
Más de 10 000 km |
22 |
27 |
|
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de desechos de la industria maderera (caso 2a) |
1 a 500 km |
9 |
11 |
|
500 a 2 500 km |
9 |
11 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
10 |
13 |
|
|
Más de 10 000 km |
14 |
17 |
|
|
Briquetas o pellets de madera procedentes de desechos de la industria maderera (caso 3a) |
1 a 500 km |
3 |
4 |
|
500 a 2 500 km |
3 |
4 |
|
|
2 500 a 10 000 |
5 |
6 |
|
|
Más de 10 000 km |
8 |
10 |
El caso 1 engloba los procesos en los que para obtener el calor de proceso necesario para la producción de pellets de madera se utiliza una caldera de gas natural. La electricidad necesaria es adquirida de la red.
El caso 2a engloba los procesos en los que para obtener el calor de proceso necesario para la producción de pellets de madera se utiliza una caldera de astillas de madera. La electricidad necesaria es adquirida de la red.
El caso 3a engloba los procesos en los que para generar tanto el calor como la electricidad de la instalación de producción de pellets se utiliza una caldera de cogeneración alimentada con astillas de madera.
|
Sistema de producción de combustibles de biomasa |
Distancia de transporte |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos (g CO2eq/MJ) |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto (g CO2eq/MJ) |
|
Desechos agrícolas con una densidad < 0,2 t/m3 (1) |
1 a 500 km |
4 |
4 |
|
500 a 2 500 km |
8 |
9 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
15 |
18 |
|
|
Más de 10 000 km |
29 |
35 |
|
|
Desechos agrícolas con una densidad > 0,2 t/m3 (2) |
1 a 500 km |
4 |
4 |
|
500 a 2 500 km |
5 |
6 |
|
|
2 500 a 10 000 km |
8 |
10 |
|
|
Más de 10 000 km |
15 |
18 |
|
|
Gránulos de paja |
1 a 500 km |
8 |
10 |
|
500 a 10 000 km |
10 |
12 |
|
|
Más de 10 000 km |
14 |
16 |
|
|
Briquetas de bagazo |
500 a 10 000 km |
5 |
6 |
|
Más de 10 000 km |
9 |
10 |
|
|
Harina de palmiste |
Más de 10 000 km |
54 |
61 |
|
Harina de palmiste (sin emisiones de CH4 procedentes de la almazara) |
Más de 10 000 km |
37 |
40 |
|
(1)
Este grupo de materiales engloba los desechos agrícolas de baja densidad aparente engloba materiales como las balas de paja, cáscaras de avena, cascarillas de arroz y balas de bagazo de caña de azúcar (la lista no es exhaustiva).
(2)
En el grupo de desechos agrícolas de mayor densidad aparente están materiales tales como los restos de mazorcas de maíz, cáscaras de frutos secos, cáscaras de soja, cáscaras de palmiste (la lista no es exhaustiva). |
|||
Valores típicos y valores por defecto - biogás para electricidad
|
Sistema de producción de biogás |
Opción tecnológica |
Valores típicos |
Valores por defecto |
|
|
Emisiones de gases de efecto invernadero (g CO2eq/MJ) |
Emisiones de gases de efecto invernadero (g CO2eq/MJ) |
|||
|
Biogás para electricidad procedente de estiércol húmedo |
Caso 1 |
Digestato en abierto (1) |
-28 |
3 |
|
Digestato en cerrado (2) |
-88 |
-84 |
||
|
Caso 2 |
Digestato en abierto |
-23 |
10 |
|
|
Digestato en cerrado |
-84 |
-78 |
||
|
Caso 3 |
Digestato en abierto |
-28 |
9 |
|
|
Digestato en cerrado |
-94 |
-89 |
||
|
Biogás para electricidad procedente del maíz, toda la planta |
Caso 1 |
Digestato en abierto |
38 |
47 |
|
Digestato en cerrado |
24 |
28 |
||
|
Caso 2 |
Digestato en abierto |
43 |
54 |
|
|
Digestato en cerrado |
29 |
35 |
||
|
Caso 3 |
Digestato en abierto |
47 |
59 |
|
|
Digestato en cerrado |
32 |
38 |
||
|
Biogás para electricidad procedente de biorresiduos |
Caso 1 |
Digestato en abierto |
31 |
44 |
|
Digestato en cerrado |
9 |
13 |
||
|
Caso 2 |
Digestato en abierto |
37 |
52 |
|
|
Digestato en cerrado |
15 |
21 |
||
|
Caso 3 |
Digestato en abierto |
41 |
57 |
|
|
Digestato en cerrado |
16 |
22 |
||
|
(1)
El almacenamiento en abierto del digestato comporta emisiones adicionales de metano que varían según la climatología, el sustrato y la eficiencia de la digestión. En estos cálculos, los valores se consideran equivalentes a 0,05 MJ CH4 / MJ biogás para el estiércol, 0,035 MJ CH4 / MJ biogás para el maíz y 0,01 MJ CH4 / MJ biogás para los biorresiduos.
(2)
El almacenamiento en cerrado significa que el digestato resultante del proceso de digestión se almacena en un tanque hermético y se da por supuesto que el biogás adicional liberado durante el almacenamiento se recupera para la producción adicional de electricidad o biometano. |
||||
Valores típicos y valores por defecto para biometano
|
Sistema de producción de biometano |
Opción tecnológica |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos (g CO2eq/MJ) |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto (g CO2eq/MJ) |
|
Biometano de estiércol húmedo |
Digestato en abierto, sin combustión de los gases desprendidos (1) |
-20 |
22 |
|
Digestato en abierto, con combustión de los gases desprendidos (2) |
-35 |
1 |
|
|
Digestato en cerrado, sin combustión de los gases desprendidos |
-88 |
-79 |
|
|
Digestato en cerrado, con combustión de los gases desprendidos |
-103 |
-100 |
|
|
Biometano de maíz, toda la planta |
Digestato en abierto, sin combustión de los gases desprendidos |
58 |
73 |
|
Digestato en abierto, con combustión de los gases desprendidos |
43 |
52 |
|
|
Digestato en cerrado, sin combustión de los gases desprendidos |
41 |
51 |
|
|
Digestato en cerrado, con combustión de los gases desprendidos |
26 |
30 |
|
|
Biometano de biorresiduos |
Digestato en abierto, sin combustión de los gases desprendidos |
51 |
71 |
|
Digestato en abierto, con combustión de los gases desprendidos |
36 |
50 |
|
|
Digestato en cerrado, sin combustión de los gases desprendidos |
25 |
35 |
|
|
Digestato en cerrado, con combustión de los gases desprendidos |
10 |
14 |
|
|
(1)
Esta categoría comprende las siguientes categorías de tecnologías para el enriquecimiento del biogás a biometano: adsorción por cambio de presión (PSA), depuración por agua a presión (PWS), membranas, técnicas criogénicas y depuración física orgánica (OPS). Incluye una emisión de 0,03 MJ CH4 / MJ biometano para la emisión de metano en los gases desprendidos.
(2)
Esta categoría comprende las siguientes categorías de tecnologías para el enriquecimiento del biogás a biometano: depuración por agua a presión (PWS) cuando el agua es reciclada, adsorción por cambio de presión (PSA), depuración química, depuración física orgánica (OPS), membranas y enriquecimiento criogénico. En esta categoría no se consideran las emisiones de metano (el metano de los gases desprendidos, caso de haberlo, es objeto de combustión). |
|||
Valores típicos y valores por defecto - biogás para electricidad - mezcla de estiércol y maíz: emisiones de gases de efecto invernadero, porcentajes sobre la base de la masa en fresco
|
Sistema de producción de biogás |
Opciones tecnológicas |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores típicos (g CO2eq/MJ) |
Emisiones de gases de efecto invernadero, valores por defecto (g CO2eq/MJ) |
|
|
Estiércol – Maíz 80 % - 20 % |
Caso 1 |
Digestato en abierto |
17 |
33 |
|
Digestato en cerrado |
-12 |
-9 |
||
|
Caso 2 |
Digestato en abierto |
22 |
40 |
|
|
Digestato en cerrado |
-7 |
-2 |
||
|
Caso 3 |
Digestato en abierto |
23 |
43 |
|
|
Digestato en cerrado |
-9 |
-4 |
||
|
Estiércol – Maíz 70 % - 30 % |
Caso 1 |
Digestato en abierto |
24 |
37 |
|
Digestato en cerrado |
0 |
3 |
||
|
Caso 2 |
Digestato en abierto |
29 |
45 |
|
|
Digestato en cerrado |
4 |
10 |
||
|
Caso 3 |
Digestato en abierto |
31 |
48 |
|
|
Digestato en cerrado |
4 |
10 |
||
|
Estiércol – Maíz 60 % - 40 % |
Caso 1 |
Digestato en abierto |
28 |
40 |
|
Digestato en cerrado |
7 |
11 |
||
|
Caso 2 |
Digestato en abierto |
33 |
47 |
|
|
Digestato en cerrado |
12 |
18 |
||
|
Caso 3 |
Digestato en abierto |
36 |
52 |
|
|
Digestato en cerrado |
12 |
18 |
||
Observaciones
El caso 1 alude a procesos en los que la electricidad y el calor necesarios para el proceso se obtienen del propio motor de cogeneración.
El caso 2 alude a procesos en los que la electricidad necesaria para el proceso se obtiene de la red, y el calor del propio motor de cogeneración. En algunos Estados miembros los operadores no pueden optar a subvenciones para la producción bruta, por lo que el caso 1 será el más habitual.
El caso 3 alude a procesos en los que la electricidad necesaria para el proceso se obtiene de la red, y el calor de una caldera de biogás. Este caso es el de algunas instalaciones en las que el motor de cogeneración no se encuentra in situ y el biogás se vende (sin enriquecerlo para convertirlo en biometano).
Valores típicos y valores por defecto - biometano - mezcla de estiércol y maíz: emisiones de gases de efecto invernadero, porcentajes sobre la base de la masa en fresco
|
Sistema de producción de biometano |
Opciones tecnológicas |
Valores típicos |
Valores por defecto |
|
(g CO2eq/MJ) |
(g CO2eq/MJ) |
||
|
Estiércol – Maíz 80 % - 20 % |
Digestato en abierto, sin combustión de los gases desprendidos |
32 |
57 |
|
Digestato en abierto, con combustión de los gases desprendidos |
17 |
36 |
|
|
Digestato en cerrado, sin combustión de los gases desprendidos |
-1 |
9 |
|
|
Digestato en cerrado, con combustión de los gases desprendidos |
-16 |
-12 |
|
|
Estiércol – Maíz 70 % - 30 % |
Digestato en abierto, sin combustión de los gases desprendidos |
41 |
62 |
|
Digestato en abierto, con combustión de los gases desprendidos |
26 |
41 |
|
|
Digestato en cerrado, sin combustión de los gases desprendidos |
13 |
22 |
|
|
Digestato en cerrado, con combustión de los gases desprendidos |
-2 |
1 |
|
|
Estiércol – Maíz 60 % - 40 % |
Digestato en abierto, sin combustión de los gases desprendidos |
46 |
66 |
|
Digestato en abierto, con combustión de los gases desprendidos |
31 |
45 |
|
|
Digestato en cerrado, sin combustión de los gases desprendidos |
22 |
31 |
|
|
Digestato en cerrado, con combustión de los gases desprendidos |
7 |
10 |
En el caso de biometano usado en forma de biometano comprimido como combustible para el transporte, debe añadirse un valor de 3,3 g CO2eq/MJ (biometano) a los valores típicos y de 4,6 g CO2eq/MJ (biometano) a los valores por defecto.
ANEXO VII
CONTABILIZACIÓN DE LA ENERGÍA RENOVABLE UTILIZADA PARA CALEFACCIÓN Y REFRIGERACIÓN
PARTE A: CONTABILIZACIÓN DE LA ENERGÍA RENOVABLE PROCEDENTE DE BOMBAS DE CALOR UTILIZADA PARA CALEFACCIÓN
La cantidad de energía aerotérmica, geotérmica o hidrotérmica capturada por bombas de calor que debe considerarse energía procedente de fuentes renovables a los efectos de la presente Directiva, ERES, se calculará de acuerdo con la fórmula siguiente:
ERES = Qusable * (1 – 1/SPF)
donde
|
— |
Qusable |
= |
el calor útil total estimado proporcionado por bombas de calor conformes a los criterios mencionados en el ►M2 artículo 7, apartado 3 ◄ , con la siguiente restricción: solo se tendrán en cuenta las bombas de calor para las que SPF > 1,15 * 1/η, |
|
— |
SPF |
= |
el factor de rendimiento estacional medio estimativo para dichas bombas de calor, |
|
— |
η |
= |
el cociente entre la producción total bruta de electricidad y el consumo primario de energía para la producción de electricidad, y se calculará como una media de la Unión basada en datos de Eurostat. |
PARTE B: CONTABILIZACIÓN DE LA ENERGÍA RENOVABLE UTILIZADA PARA REFRIGERACIÓN
1. DEFINICIONES
Al calcular la energía renovable utilizada para refrigeración, se aplicarán las siguientes definiciones:
«refrigeración»: la extracción de calor de un espacio cerrado o interior (uso de confort térmico) o de un proceso para reducir o mantener la temperatura del espacio o del proceso a una temperatura especificada (punto de ajuste); en el caso de los sistemas de refrigeración, el calor extraído se expulsa al aire ambiente, al agua ambiente o al suelo y es absorbido por estos; el medio ambiente (aire, suelo y agua) actúa como disipador del calor extraído y, por tanto, funciona como una fuente de frío;
«sistema de refrigeración»: el conjunto de componentes formado por un sistema de extracción de calor, uno o varios dispositivos de refrigeración y un sistema de expulsión del calor, complementado, en el caso de la refrigeración activa, con un medio refrigerante en forma de líquido, con el que funciona de manera conjunta para generar una transferencia concreta de calor y, de este modo, garantizar que se consiga la temperatura requerida;
en el caso de la refrigeración de espacios, el sistema de refrigeración puede ser un sistema de refrigeración natural o un sistema de refrigeración que incorpore un generador de refrigeración, y la refrigeración es una de sus funciones principales;
en el caso de la refrigeración de procesos, el sistema de refrigeración incorpora un generador de refrigeración y la refrigeración es una de sus funciones principales;
«refrigeración natural»: el sistema de refrigeración que utiliza una fuente natural de frío para extraer el calor del espacio o del proceso que debe refrigerarse a través del transporte de fluidos con bombas o ventiladores y que no requiere el uso de un generador de refrigeración;
«generador de refrigeración»: la parte de un sistema de refrigeración que genera la diferencia de temperatura que permite la extracción de calor del espacio o del proceso que debe refrigerarse, empleando un ciclo de compresión de vapor, un ciclo de sorción u otro ciclo termodinámico, y que se utiliza cuando no se dispone de una fuente de frío o cuando esta es insuficiente;
«refrigeración activa»: la eliminación del calor de un espacio o proceso en la que se necesita una aportación de energía para satisfacer la demanda de refrigeración y que se utiliza cuando no se dispone de un flujo natural de energía o cuando este es insuficiente; puede lograrse mediante un generador de refrigeración o sin él;
«refrigeración pasiva»: la eliminación del calor mediante el flujo natural de energía a través de la conducción, la convección, la radiación o la transferencia de masa sin necesidad de mover un fluido refrigerante para extraer y expulsar calor ni para generar una temperatura más baja con un generador de refrigeración, incluida la disminución de la necesidad de refrigeración mediante ciertas características de diseño de los edificios tales como el aislamiento de estos, los techos verdes, las paredes vegetales, el uso de la sombra o el aumento de la masa de los edificios, mediante la ventilación o mediante ventiladores;
«ventilación»: el movimiento natural o forzado de aire para introducir aire ambiente dentro de un espacio con el fin de garantizar una calidad adecuada del aire interior, también con respecto a la temperatura;
«ventilador»: el producto compuesto por un ventilador y un motor eléctrico destinado a mover aire y, mediante el aumento de la velocidad del aire alrededor del cuerpo humano y la consiguiente sensación térmica de frescor, a proporcionar bienestar en verano;
«cantidad de energía renovable para refrigeración»: el suministro de refrigeración que se ha generado con una eficiencia energética especificada expresada como factor de rendimiento estacional calculado en energía primaria;
«disipador térmico» o «fuente de frío»: el disipador natural externo al que se transfiere el calor extraído del espacio o proceso; puede ser aire ambiente, agua ambiente en forma de masas de agua naturales o artificiales y formaciones geotérmicas situadas bajo la superficie de la tierra sólida;
«sistema de extracción del calor»: el dispositivo que elimina el calor del espacio o del proceso que debe enfriarse, como ocurre con los evaporadores en los ciclos de compresión de vapor;
«dispositivo de refrigeración»: el dispositivo diseñado para llevar a cabo una refrigeración activa;
«sistema de expulsión del calor»: el dispositivo en el que se produce la transferencia final de calor del medio refrigerante al disipador térmico, como los condensadores aire-refrigerante en los ciclos de compresión de vapor refrigerado por aire;
«aportación de energía»: la energía necesaria para transportar el fluido (refrigeración natural), o la energía necesaria para transportar el fluido y activar el generador de refrigeración (refrigeración activa con un generador de refrigeración);
«sistema urbano de refrigeración»: la distribución de energía térmica en forma de fluidos refrigerantes, desde fuentes centrales o descentralizadas de producción a través de una red hacia múltiples edificios o emplazamientos, para la refrigeración de espacios o procesos;
«factor de rendimiento estacional primario»: la medida de la eficiencia del sistema de refrigeración para convertir la energía primaria;
«horas equivalentes de funcionamiento a plena carga»: el número de horas de funcionamiento de un sistema de refrigeración a plena carga que se necesitan para producir la cantidad de refrigeración que realmente produce, con cargas variables, a lo largo de un año;
«grados-día de refrigeración»: los valores climáticos calculados con una base de 18 °C utilizados como dato de entrada para determinar las horas equivalentes de funcionamiento a plena carga.
2. ÁMBITO DE APLICACIÓN
Al calcular la cantidad de energía renovable utilizada para la refrigeración, los Estados miembros contabilizarán la refrigeración activa, incluidos los sistemas urbanos de refrigeración, independientemente de que se utilice refrigeración natural o un generador de refrigeración.
Los Estados miembros no contabilizarán:
la refrigeración pasiva, a pesar de que, en aquellos casos en que el aire de ventilación se utiliza como medio de transporte del calor para la refrigeración, el suministro de refrigeración correspondiente, que puede ser aportado por un generador de refrigeración o por refrigeración natural, sí se incluye en el cálculo de la refrigeración renovable;
las tecnologías o procesos de refrigeración siguientes:
la refrigeración en medios de transporte ( 46 );
los sistemas de refrigeración cuya función principal sea producir o almacenar materiales perecederos a temperaturas especificadas (refrigeración y congelación);
los sistemas de refrigeración con un punto de ajuste de temperatura de refrigeración de espacios o procesos inferior a 2 °C;
los sistemas de refrigeración con un punto de ajuste de temperatura de refrigeración de espacios o procesos superior a 30 °C;
la refrigeración del calor residual resultante de la generación de energía, los procesos industriales y el sector terciario (calor residual) ( 47 ).
la energía utilizada para la refrigeración en centrales de producción de electricidad; fabricación de cemento, hierro y acero; plantas de tratamiento de aguas residuales; instalaciones de tecnologías de la información (como los centros de datos); instalaciones de transmisión y distribución de energía; e infraestructuras de transporte.
Los Estados miembros podrán excluir más categorías de sistemas de refrigeración del cálculo de la energía renovable utilizada en la refrigeración a fin de preservar las fuentes naturales de frío en zonas geográficas específicas por motivos de protección del medio ambiente. Por ejemplo, la protección de ríos o lagos contra el riesgo de recalentamiento.
3. METODOLOGÍA PARA CONTABILIZAR LA ENERGÍA RENOVABLE UTILIZADA PARA LA REFRIGERACIÓN INDIVIDUAL Y LOS SISTEMAS URBANOS DE REFRIGERACIÓN
Se considerará que los sistemas de refrigeración que funcionen por encima del requisito de eficiencia mínima expresado como factor de rendimiento estacional primario (SPFp) en la sección 3.2, párrafo segundo, son los únicos que producen energía renovable.
3.1. Cantidad de energía renovable para refrigeración
La cantidad de energía renovable para refrigeración (ERES-C) se calculará con la siguiente fórmula:
donde:
es la cantidad de calor liberado por el sistema de refrigeración al aire ambiente, al agua ambiente o al suelo (
48
);
EINPUT es el consumo de energía del sistema de refrigeración, incluido el consumo de energía de los sistemas auxiliares para los sistemas en los que se emplean mediciones, como los sistemas urbanos de refrigeración;
es la energía de refrigeración suministrada por el sistema de refrigeración (
49
);
se define a nivel del sistema de refrigeración como la cuota del suministro de refrigeración que puede considerarse renovable con arreglo a los requisitos de los SPF, expresada como porcentaje. El SPF se establece sin contabilizar las pérdidas de distribución. En el caso de los sistemas urbanos de refrigeración, esto significa que el SPF se establece por generador de refrigeración, o a nivel del sistema de refrigeración natural. En el caso de los sistemas de refrigeración a los que puede aplicarse un SPF estándar, los coeficientes F(1) y F(2) establecidos con arreglo al Reglamento (UE) 2016/2281 de la Comisión (
50
) y a la Comunicación de la Comisión que lo acompaña (
51
) no se utilizan como factores de corrección.
En el caso de la refrigeración activada por calor 100 % renovable (absorción y adsorción), la refrigeración suministrada debe considerarse totalmente renovable.
Las etapas de cálculo necesarias para y se explican en las secciones 3.2 a 3.4.
3.2.
Cálculo de la cuota del factor de rendimiento estacional que puede considerarse energía renovable —
SSPF
es la cuota del suministro de refrigeración que puede contabilizarse como renovable. A valores superiores de SPFp, aumenta. El SPFp
(
52
) se define tal como figura en el Reglamento (UE) 2016/2281 de la Comisión y en el Reglamento (UE) n.o 206/2012 de la Comisión (
53
), a excepción del coeficiente de energía primaria por defecto para la electricidad, que se actualizó a 2,1 en la Directiva 2012/27/UE [modificada por la Directiva (UE) 2018/2002 (
54
)] del Parlamento Europeo y del Consejo. Se utilizarán las condiciones límite de la norma EN14511.
El requisito de eficiencia mínima del sistema de refrigeración, expresado como factor de rendimiento estacional primario, debe ser al menos 1,4(SPFpLOW
). Para que sea 100 %, el requisito de eficiencia mínima del sistema de refrigeración debe ser al menos 6 (SPFpHIGH
). Para todos los demás sistemas de refrigeración, se aplicará el siguiente cálculo:
SPFp es la eficiencia del sistema de refrigeración expresada como factor de rendimiento estacional primario;
es el factor de rendimiento estacional mínimo expresado en energía primaria y basado en la eficiencia de los sistemas de refrigeración estándares (requisitos mínimos de diseño ecológico);
es el umbral superior para el factor de rendimiento estacional expresado en energía primaria y basado en las mejores prácticas para la refrigeración natural utilizada en los sistemas urbanos de refrigeración (
55
).
3.3. Cálculo de la cantidad de energía renovable para refrigeración mediante SPFp estándares y medidos
SPF estándares y medidos
Existen valores estándares de SPF para los generadores de refrigeración por compresión de vapor eléctricos y para los generadores de refrigeración por compresión de vapor accionados por un motor de combustión, gracias a los requisitos de diseño ecológico del Reglamento (UE) n.o 206/2012 y el Reglamento (UE) 2016/2281. Tales valores existen para los generadores de refrigeración de hasta 2 MW, en el caso de la refrigeración por motivos de confort térmico, y de hasta 1,5 MW, en el caso de la refrigeración de procesos. No se dispone de otros valores estándares para otras tecnologías y niveles de potencia. Por lo que se refiere a los sistemas urbanos de refrigeración, no se dispone de valores estándares, pero sí se utilizan mediciones, que permiten calcular los valores de SPF al menos una vez al año.
Para calcular la cantidad de refrigeración renovable, pueden utilizarse valores estándares de SPF, cuando se disponga de ellos. Cuando no se disponga de valores estándares o la medición sea una práctica normalizada, se utilizarán los valores de SPF medidos, separados por umbrales de potencia de refrigeración. En el caso de los generadores de refrigeración con una potencia de refrigeración inferior a 1,5 MW, pueden utilizarse SPF estándares, mientras que los SPF medidos se utilizarán para los sistemas urbanos de refrigeración, los generadores de refrigeración con una potencia de refrigeración igual o superior a 1,5 MW y los generadores de refrigeración para los que no existan valores estándares.
Además, en el caso de todos los sistemas de refrigeración que no cuenten con unos SPF estándares, entre los que se incluyen todas las soluciones de refrigeración natural y los generadores de refrigeración que funcionan con calor, se establecerá un SPF medido con el fin de aprovechar la metodología de cálculo para la refrigeración renovable.
Definición de los valores estándares de SPF
Los valores de los SPF se expresan en términos de eficiencia energética primaria, calculada utilizando factores de energía primaria con arreglo al Reglamento (UE) 2016/2281, para determinar la eficiencia de la refrigeración de espacios de los diferentes tipos de generadores de refrigeración ( 56 ). El factor de energía primaria del Reglamento (UE) 2016/2281 se calculará como 1/η, siendo η la relación media entre la producción bruta total de electricidad y el consumo de energía primaria para la producción de electricidad en toda la UE. Tras la modificación del factor de energía primaria por defecto para la electricidad, denominado «coeficiente» en el punto 1 del anexo de la Directiva (UE) 2018/2002, que modifica la nota a pie de página 3 del anexo IV de la Directiva 2012/27/UE, el factor de energía primaria de 2,5 establecido en el Reglamento (UE) 2016/2281 se sustituirá por 2,1 cuando se calculen los valores de los SPF.
Cuando los vectores de energía primaria, como el calor o el gas, se utilizan como aportación de energía para hacer funcionar el generador de refrigeración, el factor de energía primaria por defecto (1/η) es 1, lo que refleja la falta de transformación de energía η = 1.
Las condiciones normales de funcionamiento y los demás parámetros necesarios para la determinación de los SPF se definen en el Reglamento (UE) 2016/2281 y en el Reglamento (UE) n.o 206/2012, en función de la categoría de generador de refrigeración. Las condiciones límite son las definidas en la norma EN14511.
En el caso de los generadores de refrigeración reversibles (bombas de calor reversibles), que están excluidos del ámbito de aplicación del Reglamento (UE) 2016/2281 porque su función de calefacción está cubierta por el Reglamento (UE) n.o 813/2013 de la Comisión ( 57 ) respecto de los requisitos de diseño ecológico aplicables a los aparatos de calefacción y a los calefactores combinados, se utilizará el mismo método de cálculo de los SPF definido en el Reglamento (UE) 2016/2281 para generadores de refrigeración no reversibles similares.
Por ejemplo, para los generadores de refrigeración por compresión de vapor eléctricos, el SPFp se definirá como sigue (el subíndice p se utiliza para aclarar que el SPF se define en términos de energía primaria):
donde:
F(1) y F(2) son factores de corrección establecidos con arreglo al Reglamento (UE) 2016/2281 y a la Comunicación de la Comisión que lo acompaña. Estos coeficientes no se aplican a la refrigeración de procesos en el Reglamento (UE) 2016/2281, sino que se utilizan directamente las medidas de la energía final del SEPR. Para la conversión del SEPR, en caso de que no existan valores adaptados, se utilizarán los mismos valores utilizados para la conversión del SEER.
Condiciones límite de los SPF
Para definir los SPF del generador de refrigeración, se utilizarán las condiciones límite de los SPF definidas en el Reglamento (UE) 2016/2281 y en el Reglamento (UE) n.o 206/2012. En el caso de los generadores de refrigeración agua-aire y agua-agua, la aportación de energía necesaria para que la fuente de frío esté disponible se incluye mediante el factor de corrección F(2). En la figura 1 se muestran las condiciones límite de los SPF. Estas condiciones límite se aplicarán a todos los sistemas de refrigeración, ya sean sistemas de refrigeración natural o sistemas que contengan generadores de refrigeración.
Estas condiciones límite son similares a las de las bombas de calor (utilizadas en modo de calefacción) establecidas en la Decisión 2013/114/UE de la Comisión ( 59 ). La diferencia es que, en el caso de las bombas de calor, el consumo de electricidad correspondiente al consumo auxiliar de energía (modo desactivado por termostato, modo de espera, modo desactivado o modo de calentador del cárter) no se tiene en cuenta para evaluar los SPF. Sin embargo, dado que, en el caso de la refrigeración, se utilizarán tanto los valores estándares de SPF como los SPF medidos, y dado que el SPF medido tiene en cuenta el consumo auxiliar, es necesario incluir el consumo auxiliar de energía en ambas situaciones.
En el caso de los sistemas urbanos de refrigeración, las pérdidas de frío por distribución y el consumo eléctrico de las bombas de distribución entre la central de refrigeración y la subestación del consumidor no se incluirán en el cálculo de los SPF.
En el caso de los sistemas de refrigeración a base de aire que garanticen también la función de ventilación, el suministro de refrigeración debido al flujo de aire de ventilación no se contabilizará. La potencia del ventilador necesaria para la ventilación también se descontará de manera proporcional a la relación entre el flujo de aire de la ventilación y el flujo de aire de la refrigeración.
Figura 1: ilustración de las condiciones límite de los SPF para los generadores de refrigeración que utilizan SPF estándares y los sistemas de refrigeración urbanos (y otros grandes sistemas de refrigeración que utilizan SPF medidos), donde EINPUT_AUX es la aportación de energía del ventilador o la bomba y EINPUT_CG es la aportación de energía del generador de refrigeración.
En el caso de los sistemas de refrigeración a base de aire con recuperación de frío interna, el suministro de refrigeración debido a la recuperación de frío no se contabilizará. La potencia del ventilador necesaria para la recuperación de frío llevada a cabo por el intercambiador de calor se descontará en proporción a la relación entre las pérdidas de presión provocadas por la recuperación de frío del intercambiador de calor y las pérdidas totales de presión del sistema de refrigeración a base de aire.
3.4. Cálculo mediante valores estándares
En el caso de los sistemas de refrigeración individual de una potencia inferior a 1,5 MW, para los que se dispone de un valor estándar de SPF, podrá utilizarse un método simplificado para calcular la energía de refrigeración total suministrada.
Con arreglo al método simplificado, la energía de refrigeración suministrada por el sistema de refrigeración (QCsupply) es la potencia nominal de refrigeración (Pc ) multiplicada por el número de horas equivalentes de funcionamiento a plena carga (EFLH). Podrá utilizarse un valor único de los grados-día de refrigeración (CDD, por sus siglas en inglés) para todo un país, o valores distintos para diferentes zonas climáticas, siempre que se disponga de capacidades nominales y de SFP para esas zonas climáticas.
Podrán utilizarse los siguientes métodos por defecto para calcular EFLH:
donde:
τs es un factor de actividad para contabilizar el tiempo de funcionamiento de los procesos específicos (por ejemplo, todo el año τs = 1, solo entre semana τs = 5/7). No hay un valor por defecto.
3.4.1. Cálculo mediante valores medidos
Los sistemas para los que no existan valores estandarizados, así como los sistemas de refrigeración de una potencia superior a 1,5 MW y los sistemas urbanos de refrigeración, calcularán su refrigeración renovable sobre la base de las siguientes mediciones:
Aportación de energía medida: La aportación de energía medida incluye todas las fuentes de energía del sistema de refrigeración, incluido cualquier generador de refrigeración, es decir, electricidad, gas, calor, etc. Incluye también las bombas y los ventiladores auxiliares utilizados en el sistema de refrigeración, pero no los utilizados para la distribución de refrigeración a un edificio o a un proceso. En el caso de la refrigeración a base de aire con función de ventilación, solo se incluirá en la aportación de energía del sistema de refrigeración la aportación de energía adicional necesaria para la refrigeración.
Suministro de energía de refrigeración medido: El suministro de energía de refrigeración se medirá como la producción del sistema de refrigeración, a la que se restará cualquier pérdida de frío a fin de estimar el suministro neto de energía de refrigeración al edificio o proceso que sea el usuario final de la refrigeración. Las pérdidas de frío incluyen las pérdidas de los sistemas urbanos de refrigeración y los sistemas de distribución de refrigeración en edificios o emplazamientos industriales. En el caso de la refrigeración a base de aire con función de ventilación, el suministro de energía de refrigeración excluirá el efecto de la introducción de aire fresco a efectos de ventilación.
Las mediciones deben abarcar todo el año específico sobre el que vaya a realizarse la notificación, es decir, toda la aportación de energía y todo el suministro de energía de refrigeración de todo el año.
3.4.2. Sistemas urbanos de refrigeración: requisitos adicionales
En el caso de los sistemas urbanos de refrigeración, el suministro neto de refrigeración a nivel de cliente se contabilizará cuando se establezca el suministro neto de refrigeración, que se representará como QC_Supply_net : Las pérdidas térmicas que se produzcan en la red de distribución (Qc_LOSS ) se deducirán del suministro bruto de refrigeración (Qc_Supply_gross) como sigue:
QC_Supply_net = Qc_Supply_gross- - Qc_LOSS
3.4.2.1.
Los sistemas urbanos de refrigeración pueden dividirse en subsistemas, que incluyen al menos un generador de refrigeración o un sistema de refrigeración natural. Esto requiere la medición del suministro de energía de refrigeración y de la aportación de energía de cada subsistema, así como la asignación de pérdidas de frío por subsistema como sigue:
3.4.2.2.
Al dividir un sistema de refrigeración en subsistemas, los accesorios (por ejemplo, mandos, bombas y ventiladores) de los generadores de refrigeración o de los sistemas de refrigeración natural se incluirán en los mismos subsistemas. No se contabiliza la energía auxiliar correspondiente a la distribución de refrigeración dentro del edificio, como la de bombas secundarias y unidades terminales (por ejemplo, ventiloconvectores o ventiladores de unidades de acondicionamiento de aire).
En el caso de los accesorios que no puedan asignarse a un subsistema específico, por ejemplo las bombas de las redes de sistemas urbanos de refrigeración que aportan la energía de refrigeración suministrada por todos los generadores de refrigeración, el consumo de energía primaria, así como las pérdidas de frío en la red, se asignarán a cada subsistema de refrigeración en proporción a la energía de refrigeración suministrada por los generadores de refrigeración o los sistemas de refrigeración natural de cada subsistema, como sigue:
donde:
EINPUT_AUX1_i es el consumo auxiliar de energía del subsistema «i»;
EINPUT_AUX12 es el consumo auxiliar de energía de todo el sistema de refrigeración, que no puede asignarse a un subsistema de refrigeración específico.
3.5. Cálculo de la cantidad de energía renovable para refrigeración correspondiente a las cuotas globales de energías renovables y a las cuotas de energías renovables utilizadas para la calefacción y la refrigeración
Para el cálculo de las cuotas globales de energías renovables, la cantidad de energía renovable para refrigeración se añadirá tanto al numerador «consumo final bruto de la energía procedente de fuentes renovables» como al denominador «consumo final bruto de energía».
Para el cálculo de las cuotas globales de energías renovables utilizadas para la calefacción y la refrigeración, la cantidad de energía renovable para refrigeración se añadirá tanto al numerador «consumo final bruto de la energía procedente de fuentes renovables utilizada para la calefacción y la refrigeración» como al denominador «consumo final bruto de la energía utilizada para la calefacción y la refrigeración».
3.6. Orientaciones sobre el desarrollo de metodologías y cálculos más precisos
Se prevé que los Estados miembros realicen sus propias estimaciones con relación a los SPF y a las horas equivalentes de funcionamiento a plena carga, y se les anima a hacerlo. Estos enfoques nacionales o regionales deben basarse en hipótesis precisas y en muestras representativas de tamaño suficiente que permitan obtener una estimación de la energía renovable significativamente mejor que la obtenida utilizando la metodología establecida en el presente acto delegado. Esas metodologías mejoradas pueden basarse en cálculos detallados realizados utilizando datos técnicos que tengan en cuenta, entre otros factores, el año y la calidad de la instalación, el tipo de compresor y el tamaño de la máquina, el modo de funcionamiento, el sistema de distribución, el uso en cascada de generadores y el clima regional. Los Estados miembros que utilicen metodologías o valores alternativos los presentarán a la Comisión junto con un informe en el que se describan el método y los datos utilizados. La Comisión traducirá los documentos, en caso necesario, y los publicará en su plataforma de transparencia.
ANEXO VIII
PARTE A. EMISIONES ESTIMADAS PROVISIONALES DE LAS MATERIAS PRIMAS DE BIOCARBURANTES, BIOLÍQUIDOS Y COMBUSTIBLES DE BIOMASA, RESULTANTES DEL CAMBIO INDIRECTO DEL USO DE LA TIERRA (g CO2eq/MJ) ( 60 )
|
Grupo de materias primas |
Media (1) |
Intervalo interpercentil derivado del análisis de sensibilidad (2) |
|
Cereales y otros cultivos ricos en almidón |
12 |
8 a 16 |
|
Azúcares |
13 |
4 a 17 |
|
Oleaginosas |
55 |
33 a 66 |
|
(1)
Los valores medios aquí incluidos representan una media ponderada de los valores de materias primas modelados individualmente.
(2)
La serie aquí incluida refleja el 90 % de los resultados utilizando los valores de los percentiles cinco y noventa y cinco resultantes del análisis. El percentil cinco sugiere un valor por debajo del cual se realizaron el 5 % de las observaciones (a saber, el 5 % de los datos totales usados mostraron resultados inferiores a 8, 4 y 33 g CO2eq/MJ). El percentil noventa y cinco sugiere un valor por debajo del cual se realizaron el 95 % de las observaciones (a saber, el 5 % de los datos totales usados mostraron resultados superiores a 16, 17 y 66 g CO2eq/MJ). |
||
PARTE B. BIOCARBURANTES, BIOLÍQUIDOS Y COMBUSTIBLES DE BIOMASA PARA LOS QUE LAS EMISIONES ESTIMADAS RESULTANTES DEL CAMBIO INDIRECTO DEL USO DE LA TIERRA SE CONSIDERAN CERO
Se considerará que las emisiones estimadas resultantes del cambio indirecto del uso de la tierra equivalen a cero en el caso de los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa producidos a partir de las siguientes categorías de materias primas:
Materias primas no incluidas en la parte A del presente anexo.
Materias primas cuya producción haya llevado a un cambio directo del uso de la tierra, a saber, un cambio de una de las siguientes categorías de cobertura del suelo establecidas por el IPCC: tierras forestales, pastizales, humedales, asentamientos y otras tierras, a tierras de cultivo o cultivos vivaces ( 61 ). En tal caso, deberá haberse calculado un valor el (emisiones resultantes del cambio directo del uso de la tierra), de conformidad con el anexo V, parte C, punto 7.
ANEXO IX
Parte A. ►M2 Materias primas para la producción de biogás para el transporte y biocarburantes avanzados: ◄
algas cultivadas en estanques terrestres o fotobiorreactores;
fracción de biomasa de residuos municipales mezclados, pero no de residuos domésticos separados sujetos a los objetivos de reciclado establecidos en el artículo 11, apartado 2, letra a), de la Directiva 2008/98/CE;
biorresiduos según la definición del artículo 3, punto 4, de la Directiva 2008/98/CE recogidos de hogares particulares, sujetos a recogida separada según la definición del artículo 3, punto 11, de dicha Directiva;
fracción de biomasa de residuos industriales no apta para su uso en la cadena alimentaria humana o animal, incluido material procedente de la venta al detalle o al por mayor y de la industria agroalimentaria o de la pesca y la acuicultura, con exclusión de las materias primas que figuran en la parte B del presente anexo;
paja;
estiércol animal y lodos de depuración;
efluentes de molinos de aceite de palma y racimos de palma vacíos de la fruta;
alquitrán de aceite de resina;
glicerol en bruto;
bagazo;
orujo de uva y lías de vino;
cáscaras de frutos secos;
envolturas;
residuos de mazorca limpios de granos de maíz;
fracción de biomasa de residuos y desechos de la silvicultura y de las industrias basadas en los bosques, a saber, cortezas, ramas, aclareos precomerciales, hojas, agujas, copas de árboles, serrín, virutas, lejía negra, lejía marrón, lodos de fibra, lignina y aceite de resina;
otras materias celulósicas no alimentarias;
otros materiales lignocelulósicos a excepción de las trozas de aserrío y las trozas para chapa.
Parte B. ►M2 Las materias primas para la producción de biocarburantes y biogás para el transporte, cuya contribución a los objetivos a que se refiere el artículo 25, apartado 1, párrafo primero, letra a), se limitarán a las siguientes: ◄
aceite de cocina usado;
grasas animales clasificadas en las categorías 1 y 2 con arreglo al Reglamento (CE) n.o 1069/2009.
ANEXO X
PARTE A
Directiva derogada y sus sucesivas modificaciones (a que se refiere el artículo 37)
|
Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (DO L 140 de 5.6.2009, p. 16) |
|
|
Directiva 2013/18/UE del Consejo (DO L 158 de 10.6.2013, p. 230) |
|
|
Directiva (UE) 2015/1513 del Parlamento Europeo y del Consejo (DO L 239 de 15.9.2015, p. 1) |
Solo el artículo 2 |
PARTE B
Plazos de transposición al Derecho interno
(a que se refiere el artículo 36)
|
Directiva |
Plazo límite de transposición |
|
2009/28/CE |
25 de junio de 2009 |
|
2013/18/UE |
1 de julio de 2013 |
|
(UE) 2015/1513 |
10 de septiembre de 2017 |
ANEXO XI
Tabla de correspondencias
|
Directiva 2009/28/CE |
Presente Directiva |
|
Artículo 1 |
Artículo 1 |
|
Artículo 2, párrafo primero |
Artículo 2, párrafo primero |
|
Artículo 2, párrafo segundo, parte introductoria |
Artículo 2, párrafo segundo, parte introductoria |
|
Artículo 2, párrafo segundo, letra a) |
Artículo 2, párrafo segundo, punto 1) |
|
Artículo 2, párrafo segundo, letra b) |
— |
|
— |
Artículo 2, párrafo segundo, punto 2) |
|
Artículo 2, párrafo segundo, letra c) |
Artículo 2, párrafo segundo, punto 3) |
|
Artículo 2, párrafo segundo, letra d) |
— |
|
Artículo 2, párrafo segundo, letras e), f), g), h), i), j), k), l), m), n), o), p), q), r), s), t), u), v) y w) |
Artículo 2, párrafo segundo, puntos 24), 4), 19), 32), 33), 12), 5), 6), 45), 46), 47), 23), 39), 41), 42), 43), 36), 44) y 37) |
|
— |
Artículo 2, párrafo segundo, puntos 7), 8), 9), 10), 11), 13), 14), 15), 16), 17), 18), 20), 21), 22), 25), 26), 27), 28), 29), 30), 31), 34), 35), 38) y 40) |
|
Artículo 3 |
— |
|
— |
Artículo 3 |
|
Artículo 4 |
— |
|
— |
Artículo 4 |
|
— |
Artículo 5 |
|
— |
Artículo 6 |
|
Artículo 5, apartado 1 |
Artículo 7, apartado 1 |
|
Artículo 5, apartado 2 |
— |
|
Artículo 5, apartado 3 |
Artículo 7, apartado 2 |
|
Artículo 5, apartado 4, párrafos primero, segundo, tercero y cuarto |
Artículo 7, apartado 3, párrafos primero, segundo, tercero y cuarto |
|
— |
Artículo 7, apartado 3, párrafos quinto y sexto |
|
— |
Artículo 7, apartado 4 |
|
Artículo 5, apartado 5 |
Artículo 27, apartado 1, párrafo primero, letra c) |
|
Artículo 5, apartados 6 y 7 |
Artículo 7, apartados 5 y 6 |
|
Artículo 6, apartado 1 |
Artículo 8, apartado 1 |
|
— |
Artículo 8, apartados 2 y 3 |
|
Artículo 6, apartados 2 y 3 |
Artículo 8, apartados 4 y 5 |
|
Artículo 7, apartados 1, 2, 3, 4 y 5 |
Artículo 9, apartados 1, 2, 3, 4 y 5 |
|
— |
Artículo 9, apartado 6 |
|
Artículo 8 |
Artículo 10 |
|
Artículo 9, apartado 1 |
Artículo 11, apartado 1 |
|
Artículo 9, apartado 2, párrafo primero, letras a), b) y c) |
Artículo 11, apartado 2, párrafo primero, letras a), b) y c) |
|
— |
Artículo 11, apartado 2, párrafo primero, letra d) |
|
Artículo 10 |
Artículo 12 |
|
Artículo 11, apartados 1, 2 y 3 |
Artículo 13, apartados 1, 2 y 3 |
|
— |
Artículo 13, apartado 4 |
|
Artículo 12 |
Artículo 14 |
|
Artículo 13, apartado 1, párrafo primero |
Artículo 15, apartado 1, párrafo primero |
|
Artículo 13, apartado 1, párrafo segundo |
Artículo 15, apartado 1, párrafo segundo |
|
Artículo 13, apartado 1, párrafo segundo, letras a) y b) |
— |
|
Artículo 13, apartado 1, párrafo segundo, letras c), d), e) y f) |
Artículo 15, apartado 1, párrafo segundo, letras a), b), c) y d) |
|
Artículo 13, apartado 2, 3, 4 y 5 |
Artículo 15, apartado 2, 3, 4 y 5 |
|
Artículo 13, apartado 6, párrafo primero |
Artículo 15, apartado 6, párrafo primero |
|
Artículo 13, apartado 6, párrafos segundo, tercero, cuarto y quinto |
— |
|
— |
Artículo 15, apartados 7 y 8 |
|
— |
Artículo 16 |
|
— |
Artículo 17 |
|
Artículo 14 |
Artículo 18 |
|
Artículo 15, apartado 1 |
Artículo 19, apartado 1 |
|
Artículo 15, apartado 2, párrafos primero, segundo y tercero |
Artículo 19, apartado 2, párrafos primero, segundo y tercero |
|
— |
Artículo 19, apartado 2, párrafos cuarto y quinto |
|
Artículo 15, apartado 2, párrafo cuarto |
Artículo 19, apartado 2, párrafo sexto |
|
Artículo 15, apartado 3 |
— |
|
— |
Artículo 19, apartados 3 y 4 |
|
Artículo 15, apartados 4 y 5 |
Artículo 19, apartados 5 y 6 |
|
Artículo 15, apartado 6, párrafo primero, letra a) |
Artículo 19, apartado 7, párrafo primero, letra a) |
|
Artículo 15, apartado 6, párrafo primero, letra b), inciso i) |
Artículo 19, apartado 7, párrafo primero, letra b), inciso i) |
|
— |
Artículo 19, apartado 7, párrafo primero, letra b), inciso ii) |
|
Artículo 15, apartado 6, párrafo primero, letra b), inciso ii) |
Artículo 19, apartado 7, párrafo primero, letra b), inciso iii) |
|
Artículo 15, apartado 6, párrafo primero, letras c), d), e) y f) |
Artículo 19, apartado 7, párrafo primero, letras c), d), e) y f) |
|
— |
Artículo 19, apartado 7, párrafo segundo |
|
Artículo 15, apartado 7 |
Artículo 19, apartado 8 |
|
Artículo 15, apartado 8 |
— |
|
Artículo 15, apartados 9 y 10 |
Artículo 19, apartados 9 y 10 |
|
— |
Artículo 19, apartado 11 |
|
Artículo 15, apartados 11 |
Artículo 19, apartado 12 |
|
Artículo 15, apartado 12 |
— |
|
— |
Artículo 19, apartado 13 |
|
Artículo 16, apartados 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 y 8 |
— |
|
Artículo 16, apartados 9, 10 y 11 |
Artículo 20, apartados 1, 2 y 3 |
|
— |
Artículo 21 |
|
— |
Artículo 22 |
|
— |
Artículo 23 |
|
— |
Artículo 24 |
|
— |
Artículo 25 |
|
— |
Artículo 26 |
|
— |
Artículo 27 |
|
— |
Artículo 28 |
|
Artículo 17, apartado 1, párrafos primero y segundo |
Artículo 29, apartado 1, párrafos primero y segundo |
|
— |
Artículo 29, apartado 1, párrafos tercero, cuarto y quinto |
|
— |
Artículo 29, apartado 2 |
|
Artículo 17, apartado 2, párrafos primero y segundo |
— |
|
Artículo 17, apartado 2, párrafo tercero |
Artículo 29, apartado 10, párrafo tercero |
|
Artículo 17, apartado 3, párrafo primero, letra a) |
Artículo 29, apartado 3, párrafo primero, letra a) |
|
— |
Artículo 29, apartado 3, párrafo primero, letra b) |
|
Artículo 17, apartado 3, párrafo primero, letras b) y c) |
Artículo 29, apartado 3, párrafo primero, letras c) y d) |
|
— |
Artículo 29, apartado 3, párrafo segundo |
|
Artículo 17, apartado 4 |
Artículo 29, apartado 4 |
|
Artículo 17, apartado 5 |
Artículo 29, apartado 5 |
|
Artículo 17, apartados 6 y 7 |
— |
|
— |
Artículo 29, apartados 6, 7, 8, 9, 10 y 11 |
|
Artículo 17, apartado 8 |
Artículo 29, apartado 12 |
|
Artículo 17, apartado 9 |
— |
|
— |
Artículo 29, apartados 13 y 14 |
|
Artículo 18, apartado 1, párrafo primero |
Artículo 30, apartado 1, párrafo primero |
|
Artículo 18, apartado 1, párrafo primero, letras a), b) y c) |
Artículo 30, apartado 1, párrafo primero, letras a), c) y d) |
|
— |
Artículo 30, apartado 1, párrafo primero, letra b) |
|
— |
Artículo 30, apartado 1, párrafo segundo |
|
Artículo 18, apartado 2 |
— |
|
— |
Artículo 30, apartado 2 |
|
Artículo 18, apartado 3, párrafo primero |
Artículo 30, apartado 3, párrafo primero |
|
Artículo 18, apartado 3, párrafos segundo y tercero |
— |
|
Artículo 18, apartado 3, párrafos cuarto y quinto |
Artículo 30, apartado 3, párrafos segundo y tercero |
|
Artículo 18, apartado 4, párrafo primero |
— |
|
Artículo 18, apartado 4, párrafos segundo y tercero |
Artículo 30, apartado 4, párrafos primero y segundo |
|
Artículo 18, apartado 4, párrafo cuarto |
— |
|
Artículo 18, apartado 5, párrafos primero y segundo |
Artículo 30, apartado 7, párrafos primero y segundo |
|
Artículo 18, apartado 5, párrafo tercero |
Artículo 30, apartado 8, párrafos primero y segundo |
|
Artículo 18, apartado 5, párrafo cuarto |
Artículo 30, apartado 5, párrafo tercero |
|
— |
Artículo 30, apartado 6, párrafo primero |
|
Artículo 18, apartado 5, párrafo quinto |
Artículo 30, apartado 6, párrafo segundo |
|
Artículo 18, apartado 6, párrafos primero y segundo |
Artículo 30, apartado 5, párrafos primero y segundo |
|
Artículo 18, apartado 6, párrafo tercero |
— |
|
Artículo 18, apartado 6, párrafo cuarto |
Artículo 30, apartado 6, párrafo tercero |
|
— |
Artículo 30, apartado 6, párrafo cuarto |
|
Artículo 18, apartado 6, párrafo quinto |
Artículo 30, apartado 6, párrafo quinto |
|
Artículo 18, apartado 7 |
Artículo 30, apartado 9, párrafo primero |
|
— |
Artículo 30, apartado 7, párrafo segundo |
|
Artículo 18, apartados 8 y 9 |
— |
|
— |
Artículo 30, apartado 10 |
|
Artículo 19, apartado 1, párrafo primero |
Artículo 31, apartado 1, párrafo primero |
|
Artículo 19, apartado 1, párrafo primero, letras a), b) y c) |
Artículo 31, apartado 1, párrafo primero, letras a), b) y c) |
|
— |
Artículo 31, apartado 1, párrafo primero, letra d) |
|
Artículo 19, apartados 2, 3 y 4 |
Artículo 31, apartados 2, 3 y 4 |
|
Artículo 19, apartado 5 |
— |
|
Artículo 19, apartado 7, párrafo primero |
Artículo 31, apartado 5, párrafo primero |
|
Artículo 19, apartado 7, párrafo primero, guiones primero, segundo, tercero y cuarto |
— |
|
Artículo 19, apartado 7, párrafo segundo y tercero |
Artículo 31, apartado 5, párrafo segundo y tercero |
|
Artículo 19, apartado 8 |
Artículo 31, apartado 6 |
|
Artículo 20 |
Artículo 32 |
|
Artículo 22 |
— |
|
Artículo 23, apartados 1 y 2 |
Artículo 33, apartados 1 y 2 |
|
Artículo 23, apartados 3, 4, 5, 6, 7 y 8 |
— |
|
Artículo 23, apartado 9 |
Artículo 33, apartado 3 |
|
Artículo 23, apartado 10 |
Artículo 33, apartado 4 |
|
Artículo 24 |
— |
|
Artículo 25, apartado 1 |
Artículo 34, apartado 1 |
|
Artículo 25, apartado 2 |
Artículo 34, apartado 2 |
|
Artículo 25, apartado 3 |
Artículo 34, apartado 3 |
|
Artículo 25 bis, apartados 1 |
Artículo 35, apartado 1 |
|
Artículo 25 bis, apartado 2 |
Artículo 35, apartados 2 y 3 |
|
Artículo 25 bis, apartado 3 |
Artículo 35, apartado 4 |
|
— |
Artículo 35, apartado 5 |
|
Artículo 25 bis, apartados 4 y 5 |
Artículo 35, apartados 6 y 7 |
|
Artículo 26 |
— |
|
Artículo 27 |
Artículo 36 |
|
— |
Artículo 37 |
|
Artículo 28 |
Artículo 38 |
|
Artículo 29 |
Artículo 39 |
|
Anexo I |
Anexo I |
|
Anexo II |
Anexo II |
|
Anexo III |
Anexo III |
|
Anexo IV |
Anexo IV |
|
Anexo V |
Anexo V |
|
Anexo VI |
— |
|
— |
Anexo VI |
|
Anexo VII |
Anexo VII |
|
Anexo VIII |
Anexo VIII |
|
Anexo IX |
Anexo IX |
|
— |
Anexo X |
|
— |
Anexo XI |
( 1 ) Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 2003/54/CE (DO L 211 de 14.8.2009, p. 55).
( 2 ) Reglamento (UE, Euratom) 2018/1046 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 18 de julio de 2018, sobre las normas financieras aplicables al presupuesto general de la Unión, por el que se modifican los Reglamentos (UE) n.o 1296/2013, (UE) n.o 1301/2013, (UE) n.o 1303/2013, (UE) n.o 1304/2013, (UE) n.o 1309/2013, (UE) n.o 1316/2013, (UE) n.o 223/2014 y (UE) n.o 283/2014 y la Decisión n.o 541/2014/UE y por el que se deroga el Reglamento (UE, Euratom) n.o 966/2012 (DO L 193 de 30.7.2018, p. 1).
( 3 ) Recomendación 2003/361/CE de la Comisión, de 6 de mayo de 2003, sobre la definición de microempresas, pequeñas y medianas empresas (DO L 124 de 20.5.2003, p. 36).
( 4 ) Directiva 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural y por la que se deroga la Directiva 2003/55/CE (DO L 211 de 14.8.2009, p. 94).
( 5 ) Reglamento (UE) 2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, relativo al mercado interior de la electricidad (DO L 158 de 14.6.2019, p. 54).
( 6 ) Directiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se modifica la Directiva 2012/27/UE (DO L 158 de 14.6.2019, p. 125).
( 7 ) Reglamento (UE) 2023/1804 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de septiembre de 2023, relativo a la implantación de una infraestructura para los combustibles alternativos y por el que se deroga la Directiva 2014/94/UE (DO L 234 de 22.9.2023, p. 1).
( 8 ) Reglamento (UE) 2023/1542 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 12 de julio de 2023, relativo a las pilas y baterías y sus residuos y por el que se modifican la Directiva 2008/98/CE y el Reglamento (UE) 2019/1020 y se deroga la Directiva 2006/66/CE (DO L 191 de 28.7.2023, p. 1).
( 9 ) Reglamento (CE) n.o 1893/2006 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 20 de diciembre de 2006, por el que se establece la nomenclatura estadística de actividades económicas NACE Revisión 2 y por el que se modifica el Reglamento (CEE) n.o 3037/90 del Consejo y determinados Reglamentos de la CE sobre aspectos estadísticos específicos (DO L 393 de 30.12.2006, p. 1).
( 10 ) Reglamento (UE) 2023/1115 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 31 de mayo de 2023, relativo a la comercialización en el mercado de la Unión y a la exportación desde la Unión de determinadas materias primas y productos asociados a la deforestación y la degradación forestal, y por el que se deroga el Reglamento (UE) n.o 995/2010 (DO L 150 de 9.6.2023, p. 206).
( 11 ) Reglamento (UE) 2021/1056 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 24 de junio de 2021, por el que se establece el Fondo de Transición Justa (DO L 231 de 30.6.2021, p. 1).
( 12 ) Reglamento (UE) 2022/869 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 30 de mayo de 2022, relativo a las orientaciones sobre las infraestructuras energéticas transeuropeas y por el que se modifican los Reglamentos (CE) n.o 715/2009, (UE) 2019/942 y (UE) 2019/943 y las Directivas 2009/73/CE y (UE) 2019/944 y se deroga el Reglamento (UE) n.o 347/2013 (DO L 152 de 3.6.2022., p. 45).
( 13 ) Reglamento de Ejecución (UE) 2020/1294 de la Comisión, de 15 de septiembre de 2020, relativo al mecanismo de financiación de energías renovables de la Unión (DO L 303 de 17.9.2020, p. 1).
( 14 ) Reglamento (UE) 2017/1369 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 4 de julio de 2017, por el que se establece un marco para el etiquetado energético y se deroga la Directiva 2010/30/UE (DO L 198 de 28.7.2017, p. 1).
( 15 ) Directiva 2009/125/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 21 de octubre de 2009, por la que se instaura un marco para el establecimiento de requisitos de diseño ecológico aplicables a los productos relacionados con la energía (DO L 285 de 31.10.2009, p. 10).
( 16 ) Directiva 2014/89/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de julio de 2014, por la que se establece un marco para la ordenación del espacio marítimo (DO L 257 de 28.8.2014, p. 135).
( 17 ) Directiva 92/43/CEE del Consejo, de 21 de mayo de 1992, relativa a la conservación de los hábitats naturales y de la fauna y flora silvestres (DO L 206 de 22.7.1992, p. 7).
( 18 ) Directiva 2009/147/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 30 de noviembre de 2009, relativa a la conservación de las aves silvestres (DO L 20 de 26.1.2010, p. 7).
( 19 ) Directiva 2000/60/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de octubre de 2000, por la que se establece un marco comunitario de actuación en el ámbito de la política de aguas (DO L 327 de 22.12.2000, p. 1).
( 20 ) Directiva 2001/42/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de junio de 2001, relativa a la evaluación de los efectos de determinados planes y programas en el medio ambiente (DO L 197 de 21.7.2001, p. 30).
( 21 ) Directiva 2011/92/UE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de diciembre de 2011, relativa a la evaluación de las repercusiones de determinados proyectos públicos y privados sobre el medio ambiente (DO L 26 de 28.1.2012, p. 1).
( 22 ) Reglamento (UE) 2018/858 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 30 de mayo de 2018, sobre la homologación y la vigilancia del mercado de los vehículos de motor y sus remolques y de los sistemas, los componentes y las unidades técnicas independientes destinados a dichos vehículos, por el que se modifican los Reglamentos (CE) n.o 715/2007 y (CE) n.o 595/2009 y por el que se deroga la Directiva 2007/46/CE (DO L 151 de 14.6.2018, p. 1).
( 23 ) Recomendación (UE) 2021/2279 de la Comisión, de 15 de diciembre de 2021, sobre el uso de los métodos de la huella ambiental para medir y comunicar el comportamiento ambiental de los productos y las organizaciones a lo largo de su ciclo de vida (DO L 471 de 30.12.2021, p. 1).
( 24 ) Reglamento (UE) 2018/841 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 30 de mayo de 2018, sobre la inclusión de las emisiones y absorciones de gases de efecto invernadero resultantes del uso de la tierra, el cambio de uso de la tierra y la silvicultura en el marco de actuación en materia de clima y energía hasta 2030, y por el que se modifican el Reglamento (UE) n.o 525/2013 y la Decisión n.o 529/2013/UE (DO L 156 de 19.6.2018, p. 1).
( 25 ) Decisión de Ejecución (UE) 2017/1442 de la Comisión, de 31 de julio de 2017, por la que se establecen las conclusiones sobre las mejores técnicas disponibles (MTD) conforme a la Directiva 2010/75/UE del Parlamento Europeo y del Consejo para las grandes instalaciones de combustión (DO L 212 de 17.8.2017, p. 1).
( 26 ) Reglamento (CE) n.o 1059/2003 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de mayo de 2003, por el que se establece una nomenclatura común de unidades territoriales estadísticas (NUTS) (DO L 154 de 21.6.2003, p. 1).
( 27 ) Reglamento de Ejecución (UE) 2022/996 de la Comisión, de 14 de junio de 2022, relativo a las normas para verificar los criterios de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y los criterios de bajo riesgo de provocar un cambio indirecto del uso de la tierra (DO L 168 de 27.6.2022, p. 1).
( 28 ) Directiva 98/70/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 13 de octubre de 1998 relativa a la calidad de la gasolina y el gasóleo y por la que se modifica la Directiva 93/12/CEE del Consejo (DO L 350 de 28.12.1998, p. 58).
( 29 ) Reglamento (CE) n.o 401/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativo a la Agencia Europea de Medio Ambiente y a la Red Europea de Información y de Observación sobre el Medio Ambiente (DO L 126 de 21.5.2009, p. 13).
( 30 ) Reglamento (UE) 2021/1119 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 30 de junio de 2021, por el que se establece el marco para lograr la neutralidad climática y se modifican los Reglamentos (CE) n.o 401/2009 y (UE) 2018/1999 («Legislación europea sobre el clima») (DO L 243 de 9.7.2021, p. 1).
( 31 ) A fin de poder alcanzar los objetivos nacionales establecidos en el presente anexo, se subraya que las directrices sobre ayudas estatales en favor del medio ambiente reconocen la necesidad persistente de unos mecanismos nacionales de respaldo de la promoción de la energía procedente de fuentes renovables.
( 32 ) El calor o el calor residual se utilizan para generar refrigeración (aire o agua enfriados) mediante enfriadores de absorción. Por tanto, procede calcular únicamente las emisiones asociadas al calor producido por MJ de calor, con independencia de que el uso final del calor sea la calefacción efectiva o la refrigeración mediante enfriadores de absorción.
( 33 ) La fórmula para el cálculo de las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de la extracción o del cultivo de materias primas eec describe casos en los que las materias primas se transforman en biocarburantes en un único paso. En el caso de cadenas de suministro más complejas es necesario aplicar ajustes para calcular las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de la extracción o del cultivo de materias primas eec para productos intermedios.
( 34 ) Dichas pruebas pueden consistir en mediciones del carbono en suelo, compuestas, por ejemplo, de una primera medición con anterioridad al cultivo y otras posteriores a intervalos regulares de varios años. En tal caso, antes de que se disponga de la segunda medición, el aumento del carbono en suelo se estimaría atendiendo a experimentos representativos o a modelos de suelo. A partir de la segunda medición, las mediciones constituirían la base para determinar la existencia de un aumento del carbono en suelo y su magnitud.
( 35 ) Al dividir el peso molecular del CO2 (44,010 g/mol) por el peso atómico del carbono (12,011 g/mol) se obtiene un cociente de 3,664.
( 36 ) Decisión 2010/335/UE de la Comisión, de 10 de junio de 2010, sobre directrices para calcular las reservas de carbono en suelo a efectos del anexo V de la Directiva 2009/28/CE (DO L 151 de 17.6.2010, p. 19).
( 37 ) Reglamento (UE) 2018/841 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 30 de mayo de 2018, sobre la inclusión de las emisiones y absorciones de gases de efecto invernadero resultantes del uso de la tierra, el cambio de uso de la tierra y la silvicultura en el marco de actuación en materia de clima y energía hasta 2030, y por el que se modifican el Reglamento (UE) n.o 525/2013 y la Decisión n.o 529/2013/UE (DO L 156 de 19.6.2018, p. 1).
( 38 ) Directiva 2009/31/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de abril de 2009, relativa al almacenamiento geológico de dióxido de carbono y por la que se modifican la Directiva 85/337/CEE del Consejo, las Directivas 2000/60/CE, 2001/80/CE, 2004/35/CE, 2006/12/CE, 2008/1/CE y el Reglamento (CE) n.o 1013/2006 del Parlamento Europeo y del Consejo (DO L 140 de 5.6.2009, p. 114).
( 39 ) El calor o el calor residual se utilizan para generar refrigeración (aire o agua enfriados) mediante enfriadores de absorción. Por tanto, procede calcular únicamente las emisiones asociadas al calor producido por MJ de calor, con independencia de que el uso final del calor sea la calefacción efectiva o la refrigeración mediante enfriadores de absorción.
( 40 ) La fórmula para el cálculo de las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de la extracción o del cultivo de materias primas eec describe casos en los que las materias primas se transforman en biocarburantes en un único paso. En el caso de cadenas de suministro más complejas es necesario aplicar ajustes para calcular las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de la extracción o del cultivo de materias primas eec para productos intermedios.
( 41 ) Dichas pruebas pueden consistir en mediciones del carbono en suelo, compuestas, por ejemplo, de una primera medición con anterioridad al cultivo y otras posteriores a intervalos regulares de varios años. En tal caso, antes de que se disponga de la segunda medición, el aumento del carbono en suelo se calcularía atendiendo a experimentos representativos o a modelos de suelo. A partir de la segunda medición, las mediciones constituirían la base para determinar la existencia de un aumento del carbono en suelo y de su magnitud.
( 42 ) Al dividir el peso molecular del CO2 (44,010 g/mol) por el peso atómico del carbono (12,011 g/mol) se obtiene un cociente de 3,664.
( 43 ) Tierras de cultivo definidas por el Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático.
( 44 ) Los cultivos vivaces se definen como cultivos multianuales cuyo tallo, por lo general, no se recoge anualmente, como el monte bajo de rotación corta y la palmera de aceite.
( 45 ) Decisión 2010/335/UE de la Comisión, de 10 de junio de 2010, sobre directrices para calcular las reservas de carbono en suelo a efectos del anexo V de la Directiva 2009/28/CE (DO L 151 de 17.6.2010, p. 19).
( 46 ) La definición de «refrigeración renovable» se refiere únicamente a la refrigeración estacionaria.
( 47 ) El calor residual se define en el artículo 2, apartado 9, de la presente Directiva. El calor residual puede contabilizarse a efectos de los artículos 23 y 24 de la presente Directiva.
( 48 ) La cantidad de fuente de frío se corresponde con la cantidad de calor absorbida por el aire ambiente, el agua ambiente y el suelo, que actúan como disipadores térmicos. El aire ambiente y el agua ambiente se corresponden con la energía ambiente, tal como se define en el artículo 2, apartado 2, de la presente Directiva. El suelo se corresponde con la energía geotérmica, tal como se define en el artículo 2, apartado 3, de la presente Directiva.
( 49 ) Desde el punto de vista de la termodinámica, el suministro de refrigeración se corresponde con una parte del calor liberado por un sistema de refrigeración al aire ambiente, al agua ambiente o al suelo, que funcionan como disipador térmico o fuente de frío. El aire ambiente y el agua ambiente se corresponden con la energía ambiente, tal como se define en el artículo 2, apartado 2, de la presente Directiva. La función de disipador térmico o de fuente de frío del suelo se corresponde con la energía geotérmica, tal como se define en el artículo 2, apartado 3, de la presente Directiva.
( 50 ) Reglamento (UE) 2016/2281 de la Comisión, de 30 de noviembre de 2016, que aplica la Directiva 2009/125/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, por la que se instaura un marco para el establecimiento de requisitos de diseño ecológico aplicables a los productos relacionados con la energía, en lo relativo a los requisitos de diseño ecológico aplicables a los productos de calentamiento de aire, los productos de refrigeración, las enfriadoras de procesos de alta temperatura y los ventiloconvectores (DO L 346 de 20.12.2016, p. 1).
( 51 ) https://eur-lex.europa.eu/legal-content/ES/TXT/?uri=uriserv%3AOJ.C_.2017.229.01.0001.01.SPA&toc=OJ%3AC%3A2017%3A229%3ATOC
( 52 ) En caso de que las condiciones reales de funcionamiento de los generadores de refrigeración den lugar a unos valores de SPF sustancialmente inferiores a los previstos en condiciones estándar debido a distintas disposiciones de instalación, los Estados miembros podrán excluir esos sistemas del ámbito de aplicación de la definición de «refrigeración renovable» (por ejemplo, un generador de refrigeración refrigerado por agua que utilice un refrigerador por corriente de aire, en lugar de una torre de refrigeración, para liberar calor al aire ambiente).
( 53 ) Reglamento (UE) n.o 206/2012 de la Comisión, de 6 de marzo de 2012, por el que se desarrolla la Directiva 2009/125/CE del Parlamento Europeo y del Consejo respecto de los requisitos de diseño ecológico aplicables a los acondicionadores de aire y a los ventiladores (DO L 72 de 10.3.2012, p. 7).
( 54 ) Directiva (UE) 2018/2002 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 11 de diciembre de 2018, por la que se modifica la Directiva 2012/27/UE relativa a la eficiencia energética (DO L 328 de 21.12.2018, p. 210).
( 55 ) TU-Wien: Renewable cooling under the revised Renewable Energy Directive [«Refrigeración renovable en el marco de la Directiva sobre fuentes de energía renovables revisada», documento en inglés], ENER/C1/2018-493, 2021.
( 56 ) SPFp es idéntico a η s,c, tal como se define en el Reglamento (UE) 2016/2281.
( 57 ) Reglamento (UE) n.o 813/2013 de la Comisión, de 2 de agosto de 2013, por el que se desarrolla la Directiva 2009/125/CE del Parlamento Europeo y del Consejo respecto de los requisitos de diseño ecológico aplicables a los aparatos de calefacción y a los calefactores combinados (DO L 239 de 6.9.2013, p. 136).
( 58 ) La parte 1 del estudio ENER/C1/2018-493, titulada Cooling Technologies Overview and Market Share [«Panorama de las tecnologías de refrigeración y cuota de mercado», documento en inglés], ofrece definiciones más detalladas y ecuaciones para estas medidas en el capítulo 1.5, titulado Energy efficiency metrics of state-of-the-art cooling systems [«Unidades de medida de la eficiencia energética de los sistemas de refrigeración de última generación», documento en inglés].
( 59 ) Decisión de la Comisión, de 1 de marzo de 2013, por la que se establecen las directrices para el cálculo por los Estados miembros de la energía renovable procedente de las bombas de calor de diferentes tecnologías, conforme a lo dispuesto en el artículo 5 de la Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (DO L 62 de 6.3.2013, p. 27).
( 60 ) Los valores medios aquí comunicados representan una media ponderada de los valores de materias primas modelados individualmente. La magnitud de los valores que se incluyen en el anexo es sensible a la serie de hipótesis de trabajo (como el tratamiento de los coproductos, la evolución de las cosechas, las reservas de carbono y el desplazamiento de otras materias) utilizadas en los modelos económicos empleados para su cálculo. Si bien no es posible calibrar plenamente el grado de incertidumbre asociado a dichos cálculos, se realizó un análisis de sensibilidad de dichos resultados basado en una variación aleatoria de los parámetros clave, denominado «análisis Monte Carlo».
( 61 ) Los cultivos vivaces se definen como cultivos multianuales cuyo tallo, por lo general, no se recoge anualmente, como el monte bajo de rotación corta y la palmera de aceite.