---

ANEXO I

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

1.   CONTENIDO MÍNIMO DEL PLAN DE SEGUIMIENTO EN EL CASO DE LAS INSTALACIONES

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

▼M1

▼B

2.    ►M4  CONTENIDO MÍNIMO DEL PLAN DE SEGUIMIENTO EN EL CASO DE LA AVIACIÓN ◄

▼B

---

ANEXO II

Definición de los niveles para las metodologías basadas en el cálculo aplicadas a las instalaciones (artículo 12, apartado 1)

1.   DEFINICIÓN DE LOS NIVELES PARA LOS DATOS DE LA ACTIVIDAD

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

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

2.   DEFINICIÓN DE LOS NIVELES PARA LOS FACTORES DE CÁLCULO DE LAS EMISIONES DE COMBUSTIÓN

Los titulares realizarán el seguimiento de las emisiones de CO2 procedentes de todos los tipos de procesos de combustión correspondientes a todas las actividades enumeradas en el anexo I de la Directiva 2003/87/CE, o incluidas en el régimen de comercio de la Unión de acuerdo con el artículo 24 de dicha Directiva, utilizando las definiciones de nivel indicadas en la presente sección. ►M1  Cuando se utilicen como insumo de un proceso combustibles o materiales combustibles que den lugar a emisiones de CO2, se aplicará la sección 4 del presente anexo. ◄  Cuando los combustibles formen parte de un balance de masas de conformidad con el artículo 25, apartado 1, del presente Reglamento, se aplicarán las definiciones de los niveles correspondientes a los balances de masas de la sección 3 del presente anexo.

En relación con las emisiones de proceso procedentes del lavado de gases de escape se utilizarán las definiciones de nivel con arreglo a las secciones 4 y 5 del presente anexo, según proceda.

2.1.    Niveles para los factores de emisión

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

Nivel 1: El titular aplicará:

Nivel 2a: El titular aplicará los factores de emisión específicos del país para el combustible o material correspondiente, de conformidad con el artículo 31, apartado 1, letras b) y c), o los valores, de conformidad con el artículo 31, apartado 1, letra d).

Nivel 2b: El titular deducirá los factores de emisión del combustible basándose en alguno de los valores sustitutivos que se indican a continuación, en combinación con una correlación empírica realizada al menos una vez al año de acuerdo con los artículos 32 a 35 y 39:

El titular se asegurará de que dicha comprobación satisface los requisitos de las buenas prácticas de ingeniería y de que se aplica solamente a los valores sustitutivos correspondientes a la gama para la que se haya establecido.

Nivel 3: El titular aplicará:

2.2.    Niveles para el valor calorífico neto (VCN)

Nivel 1: El titular aplicará:

Nivel 2a: El titular aplicará los factores específicos del país para el combustible correspondiente, de conformidad con el artículo 31, apartado 1, letra b) o c), o los valores de conformidad con el artículo 31, apartado 1, letra d).

Nivel 2b: En el caso de combustibles objeto de intercambios comerciales, se aplicará el valor calorífico neto deducido de los registros de compra proporcionados por el proveedor del combustible, siempre que se haya deducido con arreglo a normas nacionales o internacionales aceptadas.

Nivel 3: El titular determinará el valor calorífico neto de conformidad con los artículos 32 a 35.

2.3.    Niveles para los factores de oxidación

Nivel 1: El titular aplicará un factor de oxidación de 1.

Nivel 2: El titular aplicará factores de oxidación para el combustible correspondiente, de conformidad con el artículo 31, apartado 1, letra b) o c).

Nivel 3: En el caso de los combustibles, el titular deducirá los factores específicos de la actividad a partir de los correspondientes contenidos de carbono de las cenizas, efluentes y otros residuos y subproductos, y de otras variantes de carbono gaseoso oxidado de forma incompleta, excepto el CO. Los datos de composición se determinarán de acuerdo con los artículos 32 a 35.

2.4.    Niveles para la fracción de biomasa

Nivel 1: El titular aplicará un valor aplicable publicado por la autoridad competente o la Comisión, o valores de conformidad con el artículo 31, apartado 1.

Nivel 2: El titular aplicará un método de estimación aprobado de conformidad con el artículo 39, apartado 2, párrafo segundo.

Nivel 3: El titular aplicará análisis de conformidad con el artículo 39, apartado 2, párrafo primero, y con los artículos 32 a 35.

Cuando un titular asuma una fracción fósil del 100 % de conformidad con el artículo 39, apartado 1, no se asignará ningún nivel a la fracción de biomasa.

3.   DEFINICIÓN DE LOS NIVELES PARA LOS FACTORES DE CÁLCULO DE LOS BALANCES DE MASAS

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

3.1.    Niveles para el contenido de carbono

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

a)	en caso de factores de emisión expresados como t CO2/TJ: C = (FE × VCN)/f

b)	en caso de factores de emisión expresados como t CO2/t: C = FE/f

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

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

Nivel 1: El titular aplicará:

Nivel 2a: El titular deducirá el contenido de carbono aplicando los factores de emisión específicos del país del combustible o material correspondiente, de conformidad con el artículo 31, apartado 1, letra b) o c), o valores de conformidad con el artículo 31, apartado 1, letra d).

Nivel 2b: El titular deducirá el contenido de carbono a partir de los factores de emisión del combustible utilizando uno de los valores sustitutivos que se indican a continuación, en combinación con una correlación empírica realizada al menos una vez al año de acuerdo con los artículos 32 a 35:

El titular se asegurará de que dicha comprobación satisface los requisitos de las buenas prácticas de ingeniería y de que se aplica solamente a los valores sustitutivos correspondientes a la gama para la que se haya establecido.

Nivel 3: El titular aplicará:

3.2.    Niveles para los valores caloríficos netos

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

3.3.    Niveles para la fracción de biomasa

Se usarán los niveles definidos en la sección 2.4 del presente anexo.

▼M1

4.    DEFINICIÓN DE LOS NIVELES PARA LOS FACTORES DE CÁLCULO DE LAS EMISIONES DE CO2 DE PROCESO

En todas las emisiones de CO2 de proceso, en particular, las procedentes de la descomposición de carbonatos y de materiales de proceso que contienen carbono distinto de los carbonatos, como la urea, el coque o el grafito, cuyo seguimiento se realice utilizando la metodología normalizada, de conformidad con el artículo 24, apartado 2, se aplicarán los niveles definidos en la presente sección para los factores de cálculo aplicables.

En el caso de los materiales mezclados que contengan formas inorgánicas y orgánicas de carbono, el titular podrá optar entre:

En lo que concierne a las emisiones procedentes de la descomposición de carbonatos, el titular podrá elegir para cada flujo fuente uno de los métodos siguientes:

Para cualquier otra emisión de CO2 de proceso, el titular solo aplicará el método A.

4.1.    Niveles para el factor de emisión utilizando el método A

Nivel 1: El titular aplicará:

Nivel 2: El titular aplicará un factor de emisión específico del país, de conformidad con el artículo 31, apartado 1, letras b) o c), o valores de conformidad con el artículo 31, apartado 1, letra d).

Nivel 3: El titular determinará el factor de emisión de conformidad con los artículos 32 a 35. Se utilizarán las relaciones estequiométricas que figuran en la sección 2 del anexo VI para convertir los datos de composición en factores de emisión, cuando proceda.

4.2.    Niveles para el factor de conversión utilizando el método A

Nivel 1: Se utilizará un factor de conversión de 1.

Nivel 2: Se tendrán en cuenta los carbonatos y otros carbonos resultantes del proceso aplicando un factor de conversión cuyo valor estará comprendido entre 0 y 1. El titular podrá considera que la conversión total de uno o varios materiales de entrada es total y atribuir los materiales no convertidos u otros carbonos a los materiales de entrada restantes. La determinación adicional de parámetros químicos pertinentes de los productos se realizará de acuerdo con lo dispuesto en los artículos 32 a 35.

4.3.    Niveles para el factor de emisión utilizando el método B

Nivel 1: El titular aplicará:

Nivel 2: El titular aplicará un factor de emisión específico del país, de conformidad con el artículo 31, apartado 1, letras b) o c), o valores de conformidad con el artículo 31, apartado 1, letra d).

Nivel 3: El titular determinará el factor de emisión de conformidad con los artículos 32 a 35. Se utilizarán las relaciones estequiométricas que figuran en el anexo VI, sección 2, cuadro 3, para convertir los datos de composición en factores de emisión, suponiendo que todos los óxidos metálicos pertinentes se han obtenido a partir de los carbonatos correspondientes. A tal fin, el titular tendrá en cuenta, como mínimo, el CaO y el MgO, y presentará a la autoridad competente pruebas de qué otros óxidos metálicos están relacionados con los carbonatos de las materias primas.

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

Nivel 1: Se utilizará un factor de conversión de 1.

Nivel 2: La cantidad de compuestos no carbonatados de los metales pertinentes presentes en las materias primas, incluyendo el polvo de retorno o las cenizas volantes u otros materiales ya calcinados, se reflejará aplicando factores de conversión con un valor comprendido entre 0 y 1, correspondiendo el valor 1 a la conversión total en óxidos de los carbonatos contenidos en las materias primas. La determinación adicional de parámetros químicos pertinentes de los productos se realizará de acuerdo con lo dispuesto en los artículos 32 a 35.

4.5.    Niveles para el valor calorífico neto (VCN)

Si procede, el titular podrá determinar el valor calorífico neto del material utilizado en el proceso utilizando los niveles definidos en la sección 2.2 del presente anexo. El VCN no se considera pertinente para el flujo fuente de minimis o cuando el material no produce combustión por sí solo a menos que se añadan otros combustibles. En caso de duda, el titular deberá obtener la confirmación de la autoridad competente sobre el seguimiento y la notificación del VCN.

4.6.    Niveles para la fracción de biomasa

Si procede, el titular podrá determinar el valor calorífico neto del carbono contenido en el material utilizado en el proceso utilizando los niveles definidos en la sección 2.4 del presente anexo.

▼M1 —————

▼B

---

ANEXO III

▼M4

Metodologías de seguimiento para la aviación (artículo 53)

▼B

1.   METODOLOGÍAS DE CÁLCULO PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS GEI EN EL SECTOR DE LA AVIACIÓN

Método A:

El titular utilizará la fórmula siguiente:

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

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

Método B:

El titular utilizará la fórmula siguiente:

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

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

2.   FACTORES DE EMISIÓN PARA COMBUSTIBLES ESTÁNDAR

▼M4

▼B

3.   CÁLCULO DE LA DISTANCIA ORTODRÓMICA

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

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

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

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

---

ANEXO IV

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

1.   REGLAS DE SEGUIMIENTO ESPECÍFICAS PARA LAS EMISIONES PROCEDENTES DE PROCESOS DE COMBUSTIÓN

A)    Ámbito de aplicación

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

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

El titular incluirá, como mínimo, las siguientes fuentes de emisión: calderas, quemadores, turbinas, calentadores, hornos, incineradores, calcinadores, cocedores, estufas, secadores, motores, pilas de combustible, unidades de combustión con transportadores de oxígeno (chemical looping), antorchas, unidades de postcombustión térmica o catalítica, lavadores de gases (emisiones de proceso) y cualquier otro equipo o maquinaria que consuma combustible, excluidos los equipos o maquinarias con motores de combustión utilizados para fines de transporte..

B)    Reglas de seguimiento específicas

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

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

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

C)    Lavado de gases de salida

C.1.    Desulfuración

Las emisiones de CO2 de proceso resultantes del uso de carbonato para lavar gases ácidos del flujo de gases de salida se calcularán de conformidad con el artículo 24, apartado 2, sobre la base del carbonato consumido (método A) o del yeso producido (método B), según se indica a continuación. Lo siguiente se aplica no obstante lo dispuesto en la sección 4 del anexo II.

Método A: Factor de emisión

Nivel 1: El factor de emisión se determinará a partir de las relaciones estequiométricas según se indica en la sección 2 del anexo VI. La cantidad de CaCO3 y MgCO3 u otros carbonatos en cada material de entrada pertinente se determinará con arreglo a las directrices sobre las mejores prácticas del sector.

Método B: Factor de emisión

Nivel 1: El factor de emisión será la relación estequiométrica entre el yeso seco (CaSO4 × 2H2O) y el CO2 emitido: 0,2558 t CO2/t yeso.

Factor de conversión:

Nivel 1: Se utilizará un factor de conversión de 1.

C.2.    Reducción de NOx

▼M1

No obstante lo dispuesto en la sección 4 del anexo II, las emisiones de CO2 de proceso resultantes del uso de urea para el lavado del flujo de gases de salida se calcularán de conformidad con el artículo 24, apartado 2, aplicando los niveles siguientes.

▼B

Factor de emisión:

Nivel 1: La cantidad de urea presente en cada material de entrada pertinente se determinará con arreglo a las directrices sobre las mejores prácticas del sector. El factor de emisión se determinará utilizando una relación estequiométrica de 0,7328 t CO2/t de urea.

Factor de conversión:

Se aplicará exclusivamente el nivel 1.

D)    Antorchas

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

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

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

2.   REFINERÍA DE PETRÓLEO ENUMERADA EN EL ANEXO I DE LA DIRECTIVA 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

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

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

B)    Reglas de seguimiento específicas

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

El seguimiento de las emisiones procedentes de unidades de producción específica de hidrógeno se realizará según lo dispuesto en la sección 19 del presente anexo.

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

3.   PRODUCCIÓN DE COQUE ENUMERADA EN EL ANEXO I DE LA DIRECTIVA 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

El titular incluirá, como mínimo, las siguientes fuentes potenciales de emisiones de CO2: materias primas (incluyendo el carbón o coque de petróleo), combustibles convencionales (incluyendo el gas natural), gases del proceso [incluyendo el gas de alto horno (BFG)], otros combustibles y el lavado de gases residuales.

B)    Reglas de seguimiento específicas

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

4.   CALCINACIÓN Y SINTERIZACIÓN DE MINERALES METÁLICOS ENUMERADOS EN EL ANEXO I DE LA DIRECTIVA 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

El titular incluirá, como mínimo, las siguientes fuentes potenciales de emisiones de CO2: materias primas (calcinación de piedra caliza, dolomita y minerales de hierro carbonatados, incluyendo el FeCO3), combustibles convencionales (incluyendo el gas natural y coque / cisco de coque), gases de procesos [incluyendo el gas de coquería (COG) y el gas de alto horno (BFG)], desechos de procesos usados como insumo, incluyendo el polvo filtrado de la planta de sinterización, el convertidor y el alto horno, así como otros combustibles y el lavado de gases de salida.

▼M1

B)    Reglas de seguimiento específicas

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

▼B

5.   PRODUCCIÓN DE ARRABIO O DE ACERO ENUMERADA EN EL ANEXO I DE LA DIRECTIVA 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

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

B)    Reglas de seguimiento específicas

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

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

Nivel 3: El titular obtendrá el contenido de carbono de los flujos de entrada o salida según lo dispuesto en los artículos 32 a 35 en relación con el muestreo representativo de combustibles, productos y subproductos, y la determinación de su contenido de carbono y fracción de biomasa. El titular determinará el contenido de carbono de los productos o productos semielaborados sobre la base de análisis anuales realizados conforme a lo dispuesto en los artículos 32 a 35, o lo obtendrá a partir de la composición en el rango medio de valores, tal como se especifica en las normas internacionales o nacionales aplicables.

6.   PRODUCCIÓN O TRANSFORMACIÓN DE METALES FÉRREOS Y NO FÉRREOS ENUMERADOS EN EL ANEXO I DE LA DIRECTIVA 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

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

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

B)    Reglas de seguimiento específicas

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

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

7.   EMISIONES DE CO2 PROCEDENTES DE LA PRODUCCIÓN O TRANSFORMACIÓN DE ALUMINIO PRIMARIO INDICADA EN EL ANEXO I DE LA DIRECTIVA 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

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

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

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

B)    Reglas de seguimiento específicas

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

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

8.   EMISIONES DE PFC PROCEDENTES DE LA PRODUCCIÓN O TRANSFORMACIÓN DE ALUMINIO PRIMARIO ENUMERADAS EN EL ANEXO I DE LA DIRECTIVA 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

El titular aplicará estas disposiciones a las emisiones de perfluorocarburos (PFC) resultantes de los efectos de ánodo, incluidas las emisiones fugitivas de PFC. Para las emisiones asociadas de CO2, incluidas las procedentes de la producción de electrodos, el titular aplicará lo dispuesto en la sección 7 del presente anexo. Además, el titular calculará las emisiones de PFC no relacionadas con los efectos de ánodo sobre la base de métodos de estimación de acuerdo con las mejores prácticas del sector y las directrices publicadas por la Comisión con esa finalidad.

B)    Determinación de las emisiones de PFC

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

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

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

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

Método de cálculo A – Método de la pendiente

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

donde:

AEM = minutos de efecto de ánodo / celda-día

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

PrAl = producción anual de aluminio primario [t]

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

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

AEM= frecuencia × duración media

Factor de emisión: El factor de emisión respecto al CF4 (factor de emisión de pendiente SEFCF4) expresa la cantidad [kg] de CF4 emitida por tonelada de aluminio producido por minuto de efecto de ánodo / celda-día. El factor de emisión (fracción en peso de FC2F6) del C2F6 expresa la cantidad [t] de C2F6 emitida en proporción a la cantidad [t] de CF4 emitida.

Nivel 1: El titular aplicará los factores de emisión específicos de la tecnología indicados en el cuadro 1 de la presente sección del anexo IV.

Nivel 2: El titular aplicará los factores de emisión específicos de la instalación correspondientes al CF4 y al C2F6, establecidos mediante mediciones de campo continuas o intermitentes. Para la determinación de esos factores de emisión, el titular utilizará la versión más reciente de las instrucciones relativas al nivel 3 incluidas en la sección 4.4.2.4 de las directrices IPCC 2006 ( 13 ). El factor de emisión tendrá en cuenta también las emisiones no relacionadas con los efectos de ánodo. El titular determinará los factores de emisión con una incertidumbre máxima de ± 15 % en cada caso.

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

Método de cálculo B – Método de la sobretensión

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

▼M1

▼B

donde:

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

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

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

PrAl = producción anual de aluminio primario [t]

▼M1

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

▼B

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

Factor de emisión: El factor de emisión respecto al CF4 («coeficiente de sobretensión», OVC) expresa la cantidad [kg] de CF4 emitido por tonelada de aluminio producido por milivoltio de sobretensión [mV]. El factor de emisión (fracción en peso de FC2F6) de C2F6 expresa la cantidad [t] de C2F6 emitida en proporción a la cantidad [t] de CF4 emitida.

Nivel 1: El titular aplicará los factores de emisión específicos de la tecnología indicados en el cuadro 2 de la presente sección del anexo IV.

Nivel 2: El titular aplicará factores de emisión específicos de la instalación correspondientes al CF4 [(kg CF4/t Al)/(mV)] y al C2F6 [t C2F6/t CF4] establecidos mediante mediciones de campo continuas o intermitentes. Para la determinación de estos factores de emisión, el titular utilizará la versión más reciente de las instrucciones relativas al nivel 3 incluidas en la sección 4.4.2.4 de las directrices IPCC 2006. El titular determinará los factores de emisión con una incertidumbre máxima de ± 15 % en cada caso.

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

C)    Determinación de emisiones de CO2(e)

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

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

9.   FABRICACIÓN DE CEMENTO SIN PULVERIZAR (CLÍNKER) ENUMERADA EN EL ANEXO I DE LA DIRECTIVA 2003/87/CE

▼M1

A)    Ámbito de aplicación

El titular incluirá, como mínimo, las siguientes fuentes potenciales de emisiones de CO2: calcinación de piedra caliza de las materias primas, combustibles fósiles convencionales para el horno, materias primas y combustibles fósiles alternativos para el horno, combustibles de biomasa para el horno (residuos de biomasa), combustibles no utilizados para el horno, contenido de carbono no carbonatado en piedras calizas y pizarras y materias primas utilizadas para el lavado de gases residuales.

▼B

B)    Reglas de seguimiento específicas

El seguimiento de las emisiones procedentes de la combustión se realizará según lo dispuesto en la sección 1 del presente anexo. El seguimiento de las emisiones de proceso a partir de los componentes de la mezcla sin refinar se realizará según lo dispuesto en la sección 4 del anexo II, basándose en el contenido de carbonato de los materiales de entrada del proceso (método de cálculo A) o en la cantidad de clínker producido (método de cálculo B). En caso del método A, se tendrán en cuenta, como mínimo, los siguientes carbonatos: CaCO3, MgCO3 y FeCO3. En caso del método B, el titular tendrá en cuenta, como mínimo, el CaO y el MgO, y presentará a la autoridad competente pruebas de hasta qué medida se han tenido en cuenta otras fuentes de carbono.

▼M1

Se añadirán las emisiones de CO2 correspondientes al polvo eliminado del proceso y al carbono no carbonatado contenido en las materias primas, con arreglo a las subsecciones C y D de la presente sección.

▼B

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

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

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

Método de cálculo B: Basado en la producción de clínker

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

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

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

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

C)    Emisiones relacionadas con el polvo desechado

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

donde:

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

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

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

El nivel 3 no será aplicable al factor de emisión.

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

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

▼M1

No obstante lo dispuesto en la sección 4 del anexo II, se aplicarán las siguientes definiciones de nivel para el factor de emisión:

No obstante lo dispuesto en la sección 4 del anexo II, se aplicarán las siguientes definiciones de nivel para el factor de conversión:

▼B

10.   PRODUCCIÓN DE CAL O CALCINACIÓN DE DOLOMITA O MAGNESITA ENUMERADA EN EL ANEXO I DE LA DIRECTIVA 2003/87/CE

▼M4

A)    Ámbito de aplicación

El titular incluirá, como mínimo, las siguientes fuentes potenciales de emisiones de CO2: calcinación de piedra caliza, dolomita o magnesita de las materias primas, carbono no carbonatado de las materias primas, combustibles fósiles convencionales para el horno, materias primas y combustibles fósiles alternativos para el horno, combustibles de biomasa para el horno (residuos de biomasa) y otros combustibles.

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

B)    Reglas de seguimiento específicas

El seguimiento de las emisiones procedentes de la combustión se realizará según lo dispuesto en la sección 1 del presente anexo. El seguimiento de las emisiones de proceso procedentes de los carbonatos de las materias primas se realizará según lo dispuesto en el anexo II, sección 4. Se tendrán siempre en cuenta los carbonatos de calcio y de magnesio. Los demás carbonatos y el carbono no carbonatado de las materias primas se tendrán en cuenta siempre que sean pertinentes para el cálculo de las emisiones.

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

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

▼M1

C)    Emisiones procedentes del carbono no carbonatado de las materias primas

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

No obstante lo dispuesto en la sección 4 del anexo II, se aplicarán las siguientes definiciones de nivel para el factor de emisión:

Nivel 1: El contenido de carbono no carbonatado en la materia prima pertinente se estimará mediante las directrices sobre mejores prácticas del sector.

Nivel 2: El contenido de carbono no carbonatado en la materia prima pertinente se determinará al menos una vez al año con arreglo a las disposiciones de los artículos 32 a 35.

Como excepción a lo dispuesto en la sección 4 del anexo II, se aplicarán las siguientes definiciones de nivel para el factor de conversión:

Nivel 1: Se utilizará un factor de conversión de 1.

Nivel 2: El factor de conversión se calculará aplicando las mejores prácticas del sector.

▼B

11.   FABRICACIÓN DE VIDRIO, FIBRA DE VIDRIO O MATERIAL AISLANTE DE LANA MINERAL ENUMERADA EN EL ANEXO I DE LA DIRECTIVA 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

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

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

▼M4

B)    Reglas de seguimiento específicas

El seguimiento de las emisiones procedentes de la combustión, incluido el lavado de los gases de salida, se realizará según lo dispuesto en la sección 1 del presente anexo. El seguimiento de las emisiones de proceso procedentes de las materias primas no carbonatadas, tales como coque, grafito y polvo de carbón, se realizará según lo dispuesto en el anexo II, sección 4. Se tendrán en cuenta, como mínimo, los siguientes carbonatos: CaCO3, MgCO3, Na2CO3, NaHCO3, BaCO3, Li2CO3, K2CO3 y SrCO3. Se utilizará exclusivamente el método A.

No obstante lo dispuesto en el anexo II, sección 4, se aplicarán las siguientes definiciones de nivel para el factor de emisión de las materias primas que contienen carbonato.

Nivel 1: Se utilizarán las relaciones estequiométricas que se indican en el anexo VI, sección 2. La pureza de los materiales de entrada pertinentes se determinará de acuerdo con las mejores prácticas del sector.

Nivel 2: La determinación de la cantidad de carbonatos pertinentes en cada material de entrada pertinente se realizará con arreglo a los artículos 32 a 35.

No obstante lo dispuesto en el anexo II, sección 4, respecto al factor de conversión, se aplicará exclusivamente el nivel 1 a todas las emisiones de proceso resultantes de materias primas carbonatadas y no carbonatadas.

▼B

12.   FABRICACIÓN DE PRODUCTOS CERÁMICOS ENUMERADA EN EL ANEXO I DE LA DIRECTIVA 2003/87/CE

▼M1

A)    Ámbito de aplicación

El titular incluirá, como mínimo, las siguientes fuentes potenciales de emisiones de CO2: combustibles para el horno, calcinación de piedra caliza/dolomita y de otros carbonatos de la materia prima, piedra caliza y otros carbonatos utilizados para reducir los contaminantes del aire y otros procesos de limpieza de los gases de salida, aditivos fósiles/de biomasa utilizados para aumentar la porosidad como, por ejemplo, poliestireno, residuos de la fabricación de papel o serrín, contenido de carbono no carbonatado de la arcilla y otras materias primas.

▼B

B)    Reglas de seguimiento específicas

▼M1

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

▼B

Los datos de la actividad correspondientes a los materiales de entrada para el método A podrán determinarse mediante un retrocálculo adecuado basado en las mejores prácticas del sector que haya sido aprobado por la autoridad competente. Ese retrocálculo tendrá en cuenta los sistemas de medición disponibles para los productos verdes secos o los productos cocidos, y las fuentes de datos adecuadas con respecto a la humedad de la arcilla y los aditivos y la pérdida por recocido (pérdida por calcinación) de los materiales de que se trate.

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

Método A (basado en los materiales de entrada)

Nivel 1: Para calcular el factor de emisión se aplicará un valor prudente de 0,2 toneladas de CaCO3 (correspondiente a 0,08794 toneladas de CO2) por tonelada de arcilla seca, en lugar de los resultados de análisis. Todos los carbonos orgánicos e inorgánicos presentes en el material arcilloso se considerarán incluidos en este valor. Los aditivos se considerarán no incluidos en este valor.

Nivel 2: Se obtendrá un factor de emisión para cada flujo fuente, que se actualizará al menos una vez al año de acuerdo con las mejores prácticas del sector, teniendo en cuenta las condiciones específicas del emplazamiento y la mezcla de productos de la instalación.

Nivel 3: La determinación de la composición de las materias primas pertinentes se realizará de acuerdo con los artículos 32 a 35. Se utilizarán las relaciones estequiométricas que figuran en la sección 2 del anexo VI para convertir los datos de composición en factores de emisión, cuando proceda.

Método B (basado en la producción)

Nivel 1: Para calcular el factor de emisión se aplicará un valor prudente de 0,123 toneladas de CaO (correspondiente a 0,09642 toneladas de CO2) por tonelada de producto, en lugar de los resultados de análisis. Todos los carbonos orgánicos e inorgánicos presentes en el material arcilloso se considerarán incluidos en este valor. Los aditivos se considerarán no incluidos en este valor.

Nivel 2: Se obtendrá un factor de emisión que se actualizará al menos una vez al año de acuerdo con las mejores prácticas del sector, teniendo en cuenta las condiciones específicas del emplazamiento y la mezcla de productos de la instalación.

Nivel 3: La determinación de la composición de los productos se realizará de acuerdo con los artículos 32 a 35. Se utilizarán las relaciones estequiométricas que figuran en el cuadro 3 de la sección 2 del anexo VI para convertir los datos de composición en factores de emisión, suponiendo que todos los óxidos metálicos pertinentes se han obtenido a partir de los carbonatos correspondientes, cuando proceda.

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

Nivel 1: El titular aplicará la relación estequiométrica de CaCO3 como se indica en la sección 2 del anexo VI.

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

13.   PRODUCCIÓN DE PRODUCTOS DE YESO Y PLACAS DE YESO LAMINADO ENUMERADA EN EL ANEXO I DE LA DIRECTIVA 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

El titular incluirá, como mínimo, las emisiones de CO2 procedentes de todos los tipos de actividades de combustión.

B)    Reglas de seguimiento específicas

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

14.   FABRICACIÓN DE PASTA DE PAPEL Y PAPEL ENUMERADA EN EL ANEXO I DE LA DIRECTIVA 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

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

B)    Reglas de seguimiento específicas

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

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

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

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

15.   PRODUCCIÓN DE NEGRO DE HUMO ENUMERADA EN EL ANEXO I DE LA DIRECTIVA 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

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

B)    Reglas de seguimiento específicas

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

16.   DETERMINACIÓN DE LAS EMISIONES DE ÓXIDO NITROSO (N2O) PROCEDENTES DE LA PRODUCCIÓN DE ÁCIDO NÍTRICO, ÁCIDO ADÍPICO, CAPROLACTAMA, GLIOXAL Y ÁCIDO GLIOXÍLICO A QUE SE REFIERE EL ANEXO I DE LA DIRECTIVA 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

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

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

B)    Determinación de las emisiones de N2O

B.1.    Emisiones anuales de N2O

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

En cada fuente de emisión a la que se aplique el sistema de medición continua de emisiones, el titular considerará que las emisiones totales anuales equivalen a la suma de todas las emisiones horarias, utilizando para ello la ecuación 1 que se ofrece en la sección 3 del anexo VIII.

B.2.    Emisiones horarias de N2O

Para cada fuente en la que se aplique la medición continua, el titular calculará las emisiones medias horarias de N2O correspondientes al año completo por medio de la ecuación 2 que se ofrece en la sección 3 del anexo VIII.

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

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

B.3.    Determinación del flujo de gas de salida

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

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

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

donde:

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

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

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

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

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

Vaire = Vprim + Vsec + Vestanq

donde:

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

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

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

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

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

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

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

B.4.    Concentraciones de oxígeno (O2)

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

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

B.5.    Cálculo de las emisiones de N2O

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

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

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

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

B.7.    Frecuencias de muestreo

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

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

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

CO2(e) [t] = N2Oaño [t] * PCGN2O

donde:

N2Oaño = emisiones totales anuales de N2O, calculadas de acuerdo con la ecuación 1 de la sección 3 del anexo VIII.

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

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

17.   PRODUCCIÓN DE AMONÍACO ENUMERADA EN EL ANEXO I DE LA DIRECTIVA 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

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

B)    Reglas de seguimiento específicas

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

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

18.   FABRICACIÓN DE PRODUCTOS QUÍMICOS ORGÁNICOS EN BRUTO ENUMERADA EN EL ANEXO I DE LA DIRECTIVA 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

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

B)    Reglas de seguimiento específicas

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

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

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

19.   PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO Y GAS DE SÍNTESIS ENUMERADA EN EL ANEXO I DE LA DIRECTIVA 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

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

B)    Reglas de seguimiento específicas

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

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

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

20.   PRODUCCIÓN DE CARBONATO SÓDICO Y BICARBONATO SÓDICO ENUMERADA EN EL ANEXO I DE LA DIRECTIVA 2003/87/CE

A)    Ámbito de aplicación

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

B)    Reglas de seguimiento específicas

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

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

21.   DETERMINACIÓN DE LAS EMISIONES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO RESULTANTES DE LAS ACTIVIDADES DE CAPTURA DE CO2 PARA EL TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO GEOLÓGICO EN UN EMPLAZAMIENTO DE ALMACENAMIENTO AUTORIZADO EN VIRTUD DE LA DIRECTIVA 2009/31/CE

A)    Ámbito de aplicación

La captura de CO2 la realizarán, o bien instalaciones especializadas que reciben el CO2 transferido de otras instalaciones, o bien la misma instalación que realiza las actividades que producen el CO2 capturado en virtud de la misma autorización de emisión de gases de efecto invernadero. Todas las partes de la instalación relacionadas con la captura de CO2, el almacenamiento intermedio, la transferencia a una red de transporte de CO2 o a un emplazamiento de almacenamiento geológico de CO2 estarán incluidas en la autorización de emisión de gases de efecto invernadero y se contabilizarán en el plan de seguimiento asociado. En caso de que la instalación realice otras actividades reguladas por la Directiva 2003/87/CE, las emisiones de esas actividades serán objeto de un seguimiento conforme a las otras secciones del presente anexo que sean de aplicación.

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

B)    Cuantificación de las cantidades de CO2 transferido y emitido

B.1.    Cuantificación a nivel de instalación

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

Einstalación de captura = Tentrada + Esin captura – Tpara almacenamiento

donde:

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

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

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

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

Si la instalación donde se realiza la captura de CO2 es la misma que la instalación de la que procede el CO2 capturado, el titular asignará a Tentrada el valor cero.

En caso de instalaciones de captura autónomas, el titular considerará que Esin captura representa la cantidad de emisiones que no proceden del CO2 transferido a la instalación para su captura. El titular determinará dichas emisiones de conformidad con las disposiciones del presente Reglamento.

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

B.2.    Determinación del CO2 transferido

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

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

22.   DETERMINACIÓN DE LAS EMISIONES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO PROCEDENTES DEL TRANSPORTE DE CO2 POR GASODUCTO PARA EL ALMACENAMIENTO GEOLÓGICO EN UN EMPLAZAMIENTO DE ALMACENAMIENTO AUTORIZADO DE CONFORMIDAD CON LA DIRECTIVA 2009/31/CE

A)    Ámbito de aplicación

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

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

B)    Metodologías de cuantificación para el CO2

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

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

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

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

B.1.    Método A

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

donde:

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

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

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

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

B.2.    Método B

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

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

donde:

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

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

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

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

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

B.2.1.    Emisiones fugitivas de la red de transporte

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

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

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

El número de eventos (Neventos ) es el número de elementos que componen cada equipo específico por categoría multiplicado por el número de unidades de tiempo del año.

B.2.2.    Emisiones debidas a fugas

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

B.2.3.    Emisiones por purga

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

23.   ALMACENAMIENTO GEOLÓGICO DE CO2 EN UN EMPLAZAMIENTO DE ALMACENAMIENTO AUTORIZADO DE CONFORMIDAD CON LA DIRECTIVA 2009/31/CE

A)    Ámbito de aplicación

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

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

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

B)    Cuantificación de las emisiones de CO2

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

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

El titular determinará las emisiones por purga y fugitivas derivadas de la inyección como sigue:

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

donde:

V CO2 = cantidad de CO2 liberado por purga

F CO2 = cantidad de CO2 derivado de emisiones fugitivas

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

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

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

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

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

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

B.3.    Fugas del complejo de almacenamiento

Las emisiones y las liberaciones a la columna de agua se cuantificarán como sigue:

donde:

L CO

2

=

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

T

inic

=

la más reciente de las fechas siguientes:

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

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

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

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

donde:

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

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

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

---

ANEXO V

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

---

ANEXO VI

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

1.   FACTORES DE EMISIÓN DE COMBUSTIBLES EN RELACIÓN CON LOS VALORES CALORÍFICOS NETOS (VCN)

2.   FACTORES DE EMISIÓN EN RELACIÓN CON LAS EMISIONES DE PROCESO

3.   POTENCIALES DE CALENTAMIENTO GLOBAL PARA GASES DE EFECTO INVERNADERO DISTINTOS DEL CO2

▼M1

▼B