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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) |
Rectificada por:
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 ambiente, energía mareomotriz, energía undimotriz y otros tipos de energía oceánica, energía hidráulica y energía procedente de biomasa, gases de vertedero, gases de plantas de depuración, y biogás;
«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, de calor y de combustible para el transporte, 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;
«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;
«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;
«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;
«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;
«carburantes líquidos y gaseosos renovables de origen no biológico»: los combustibles líquidos o gaseosos que se utilizan en el sector del transporte distintos de los biocarburantes y el biogás, y 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;
«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
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.
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, la electricidad y el hidrógeno 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.
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, combustibles de biomasa y carburantes renovables líquidos y gaseosos de origen no biológico consumidos en el sector del transporte. No obstante, los carburantes renovables líquidos y gaseosos de origen no biológico producidos a partir de electricidad renovable se tendrán en cuenta como parte del cálculo conforme al apartado 1, párrafo primero, letra a), solo cuando se calcule la cantidad de electricidad producida en los Estados miembros a partir de fuentes renovables;
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
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
Al establecer tales medidas o en sus sistemas de apoyo, los Estados miembros podrán tener en cuenta, en su caso, las medidas nacionales relativas a incrementos considerables en el autoconsumo de energías renovables, en el almacenamiento local de energía y en la eficiencia energética, relativos a la cogeneración y a los edificios de baja energía, energía cero o energía pasiva.
En estas normas y códigos de construcción o en otras medidas con efectos equivalentes, los Estados miembros exigirán el uso de niveles mínimos de energía procedente de fuentes renovables en los edificios nuevos y en los ya existentes que sean objeto de una renovación importante, en la medida en que sea viable en sus aspectos técnico, funcional y económico, y refleje los resultados del cálculo de la optimización de costes realizado con arreglo al artículo 5, apartado 2, de la Directiva 2010/31/UE, y en la medida en que no afecte negativamente a la calidad del aire interior. Los Estados miembros permitirán que dichos niveles mínimos se cumplan, entre otros medios, a través de un sistema urbano eficiente de calefacción y refrigeración que utilice una parte importante de fuentes renovables y el calor y frío residuales.
Los requisitos establecidos en el párrafo primero se aplicarán 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.
Los Estados miembros describirán las políticas y medidas para facilitar la utilización de acuerdos de compra de energías renovables en sus planes nacionales integrados de energía y clima y en los informes de situación con arreglo al Reglamento (UE) 2018/1999.
Artículo 16
Organización y duración del procedimiento de concesión de permisos
Los Estados miembros garantizarán que los solicitantes tengan fácil acceso a procedimientos sencillos para la resolución de conflictos relativos a los procedimientos de concesión de permisos y la emisión de permisos para construir y poner en servicio instalaciones de energías renovables, incluidos, en su caso, mecanismos alternativos de resolución extrajudicial de litigios.
Cuando lo justifiquen debidamente circunstancias extraordinarias, tales como por razones imperiosas de seguridad cuando el proyecto de repotenciación repercuta de manera sustancial en la red o la capacidad, el tamaño o el rendimiento iniciales de la instalación, ese plazo de un año podrá prorrogarse por un año como máximo.
Cuando la autoridad competente decida que la notificación es suficiente, concederá automáticamente el permiso. Cuando dicha autoridad decida que la notificación no es suficiente, será preciso solicitar un nuevo permiso y serán de aplicación los plazos indicados en el apartado 6.
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
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.
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 procedente de fuentes renovables 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;
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 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 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 23
Integración de las energías renovables en el sector de la calefacción y refrigeración
A los efectos del apartado 1, 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, cada Estados miembro:
podrá contabilizar el calor y frío residuales hasta un límite del 40 % del aumento medio anual;
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.
Los Estados miembros podrán aplicar el aumento medio anual a que se refiere el apartado 1 mediante, entre otras, una o varias de las opciones siguientes:
la incorporación física de las energías renovables o del calor y frío residuales a la energía y a los combustibles suministrados para calefacción y refrigeración;
medidas de mitigación directas, como la instalación de sistemas de calefacción y refrigeración renovables de alta eficiencia en los edificios, o el uso de energías renovables o de calor y frío residuales en los procesos de calefacción y refrigeración industrial;
medidas de mitigación indirectas recogidas en certificados negociables que prueben el cumplimiento de la obligación establecida en el apartado 1 por medio de ayudas a dichas medidas, ejecutadas por otro agente económico, como un instalador de tecnologías renovables independiente o una empresa de servicios energéticos que ofrezca servicios de instalación de energías renovables;
otras medidas estratégicas, con un efecto equivalente, para alcanzar el aumento medio anual a que se refiere el apartado 1, incluidas medidas fiscales u otros incentivos financieros.
Al adoptar y aplicar las medidas previstas en párrafo primero, los Estados miembros procurarán garantizar que las medidas 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 establecerán las medidas necesarias para garantizar que los sistemas urbanos de calefacción y refrigeración contribuyan al aumento previsto en el artículo 23, apartado 1, de la presente Directiva mediante la aplicación de, al menos, una de las dos opciones siguientes:
procurar aumentar la cuota de energías procedentes de fuentes renovables y de calor y frío residuales en el sector de los sistemas urbanos de calefacción y refrigeración en un porcentaje indicativo mínimo de 1 punto de media anual calculada para el período de 2021 a 2025 y el período de 2026 a 2030, a partir de la cuota de energías procedentes de fuentes renovables y de calor y frío residuales en el sector de los sistemas urbanos de calefacción y refrigeración en 2020, expresada en términos de la cuota de consumo final de energía en el sector de los sistemas urbanos de calefacción y refrigeración, mediante medidas de ejecución que cabe esperar que propicien dicho aumento medio anual en los años de condiciones climáticas normales.
Los Estados miembros con una cuota de energías procedentes de fuentes renovables y de calor y frío residuales en el sector de los sistemas urbanos de calefacción y refrigeración superior al 60 % podrán considerar que esa cuota es conforme con el aumento medio anual a que se refiere el párrafo primero de la presente letra.
Los Estados miembros establecerán las medidas necesarias para aplicar el aumento medio anual a que se refiere el párrafo primero de la presente letra en sus planes nacionales integrados de energía y clima con arreglo a lo dispuesto en el anexo I del Reglamento (UE) 2018/1999;
garantizar que los operadores de los sistemas urbanos de calefacción o refrigeración estén obligados a conectarse con los suministradores de energías procedentes de fuentes renovables y de calor y frío residuales o a ofrecer la posibilidad de conectarse y comprar calor o frío procedentes de fuentes renovables y de calor y frío residuales a terceros proveedores, a partir de criterios no discriminatorios establecidos por la autoridad competente de los Estados miembros en cuestión, cuando necesiten cumplir una o varias de las condiciones siguientes:
satisfacer la demanda de nuevos clientes;
sustituir la capacidad de generación de calor o frío;
ampliar la capacidad de generación de calor o frío.
Cuando un Estado miembro aplique la opción que figura en el apartado 4, letra b), un operador de un sistema urbano de calefacción o refrigeración podrá denegar la conexión y la adquisición de calor o frío a terceros proveedores cuando:
el sistema carezca de la capacidad necesaria debido a otros suministros de calor y frío residuales, calor o frío procedentes de fuentes renovables de energía o calor o frío obtenidos mediante cogeneración de alta eficiencia;
el calor o el frío del proveedor tercero no responda a los parámetros técnicos necesarios para conectar y garantizar el funcionamiento seguro y fiable del sistema urbano de calefacción y refrigeración; o
el operador pueda demostrar que facilitar el acceso conllevaría un aumento excesivo del coste de la calefacción o la refrigeración para los usuarios finales respecto del coste de la utilización de la fuente principal de calor o frío local con la que competirían la fuente renovable o el calor y frío residuales.
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 facilite información sobre los motivos de la denegación, así como las condiciones y medidas que deben aplicarse al sistema para permitir la conexión, a la autoridad competente, de conformidad con el apartado 9.
Cuando un Estado miembro aplique la opción prevista en el apartado 4, letra b), podrá eximir de la aplicación de dicha letra a los operadores de los siguientes sistemas de calefacción y refrigeración:
sistemas urbanos eficientes de calefacción y refrigeración
sistemas urbanos eficientes de calefacción y refrigeración que aprovechen la cogeneración de alta eficiencia;
sistemas urbanos de calefacción y refrigeración que, con arreglo a un plan aprobado por la autoridad competente, sean sistemas urbanos eficientes de calefacción y refrigeración a 31 de diciembre de 2025;
calefacción y refrigeración urbanas con una potencia térmica nominal total inferior a 20 MW.
Los Estados miembros no estarán obligados a aplicar los apartados 2 a 9 del presente artículo cuando:
su cuota de sistemas urbanos de calefacción y refrigeración sea inferior o igual al 2 % del consumo total de energía en su sector de la calefacción y refrigeración el 24 de diciembre de 2018;
su cuota del sector de la calefacción y refrigeración haya aumentado por encima del 2 % con la introducción de nuevos sistemas urbanos eficientes de calefacción y refrigeración, conforme a sus planes nacionales integrados de energía y clima con arreglo a lo dispuesto en el anexo I del Reglamento (UE) 2018/1999 o a la evaluación a que se refiere el artículo 15, apartado 7, de la presente Directiva; o
su cuota de sistemas a que se refiere el apartado 6 del presente artículo constituya más del 90 % del total de las ventas de su calefacción y refrigeración urbanas.
Artículo 25
Integración de las energías renovables en el sector del transporte
Los Estados miembros podrán eximir o distinguir entre diferentes proveedores de combustibles y vectores energéticos al establecer la obligación a los proveedores de combustible, garantizando que se tengan en cuenta los diversos grados de madurez y los costes de distintas tecnologías.
Para el cálculo de la cuota mínima a la que se refiere el párrafo primero también, los Estados miembros:
tendrán en cuenta los carburantes líquidos y gaseosos renovables de origen no biológico también cuando se utilicen como producto intermedio para la producción de combustibles convencionales; y
podrán tener en cuenta los combustibles de carbono reciclado.
Dentro de la cuota mínima a que se refiere el párrafo primero, la contribución de los biocarburantes avanzados y del biogás producido a partir de las materias primas enumeradas en el anexo IX, parte A, como cuota del consumo final de energía en el sector del transporte será al menos del 0,2 % en 2022, al menos del 1 % en 2025 y al menos del 3,5 % en 2030.
Los Estados miembros podrán eximir a los proveedores de combustibles que suministren combustibles en forma de electricidad y de carburantes líquidos y gaseosos 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 y carburantes.
Al establecer la obligación a que se refieren los párrafos primero y cuarto para garantizar que se logre la cuota establecida en dichos párrafos, los Estados miembros podrán, entre otras posibilidades, adoptar medidas con objetivos basados en el volumen, el contenido energético o la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, siempre que se demuestre que se han alcanzado las cuotas mínimas a que se refieren los párrafos primero y cuarto.
A más tardar el 1 de enero de 2021, la Comisión adoptará un acto delegado con arreglo al artículo 35 para completar la presente Directiva estableciendo los umbrales mínimos adecuados para la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero aplicables a los combustibles de carbono reciclado mediante una evaluación del ciclo de vida que tenga en cuenta las especificidades de cada uno combustible.
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, podrá reducir de manera acorde la cuota mínima a la que se refiere el artículo 25, apartado 1, párrafo primero un máximo de 7 puntos porcentuales.
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, e incluir una trayectoria para reducir gradualmente la contribución al objetivo de la Unión establecido en el artículo 3, apartado 1, y a la cuota mínima a que se refiere el artículo 25, apartado 1, párrafo primero, 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.
Artículo 27
Normas de cálculo en lo que respecta a las cuotas mínimas de energías renovables en el sector del transporte
Para el cálculo de las cuotas mínimas indicadas en el artículo 25, apartado 1, párrafos primero y cuarto, se aplicarán las disposiciones siguientes:
para el cálculo del denominador, es decir, el contenido energético de los combustibles para el transporte por carretera y por ferrocarril suministrados para su consumo o utilización en el mercado, se tendrán en cuenta la gasolina, el gasóleo, el gas natural, los biocarburantes, el biogás, los carburantes líquidos y gaseosos renovables de origen no biológico, los combustibles de carbono reciclado y la electricidad suministrados para los sectores del transporte por carretera y por ferrocarril;
para el cálculo del numerador, es decir, la cantidad de energía procedente de fuentes renovables consumida en el sector del transporte a 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 suministrada a todos los sectores del transporte, incluida la electricidad renovable suministrada a los sectores del transporte por carretera y por ferrocarril. Los Estados miembros también podrán tener en cuenta los combustibles de carbono reciclado.
Para el cálculo del numerador, la cuota de biocarburantes y biogás producidos a partir de las materias primas enumeradas en el anexo IX, parte B, se limitará, excepto en Chipre y Malta, al 1,7 % del contenido energético de los combustibles para el transporte suministrados para su consumo o utilización en el mercado. Los Estados miembros podrán modificar, si así se justifica, dicho límite, teniendo en cuenta la disponibilidad de materias primas. Cualquier modificación de este tipo estará supeditada a la aprobación de la Comisión;
para el cálculo del numerador y el denominador, 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 ESO correspondientes para la determinación del valor calorífico de los combustibles. Cuando no se hayan adoptado normas ESO a tales efectos, se emplearán las normas ISO correspondientes. La Comisión estará facultada para adoptar actos delegados con arreglo al artículo 35 para modificar la presente Directiva adaptando el contenido energético de los combustibles para el transporte establecido en el anexo III, en consonancia con el progreso científico y técnico.
A fin de demostrar el cumplimiento de las cuotas mínimas establecidas en el artículo 25, apartado 1:
la cuota de los biocarburantes y biogás para el transporte producidos a partir de las materias primas enumeradas en el anexo IX podrá considerarse 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;
con excepción de los combustibles producidos a partir de cultivos alimentarios y forrajeros, la cuota de combustibles suministrados en los sectores aéreo y marítimo se considerará equivalente a 1,2 veces su contenido energético.
Como excepción a lo dispuesto en el párrafo primero del presente apartado, para determinar la cuota de electricidad a los efectos del apartado 1 del presente artículo, en el caso de la electricidad obtenida de una conexión directa a una instalación que genere electricidad renovable y suministrada a vehículos de carretera, esa electricidad podrá contabilizarse en su totalidad como renovable.
A fin de garantizar que el aumento previsto de la demanda de electricidad en el sector del transporte por encima del valor de referencia actual se alcanza con capacidad adicional de generación de energías renovables, la Comisión elaborará un marco para la adicionalidad en el sector del transporte y desarrollará diferentes opciones para determinar el valor de referencia de los Estados miembros y medir la adicionalidad.
A efectos del presente apartado, cuando la electricidad se use para la producción de carburantes líquidos y gaseosos renovables de origen no biológico, ya sea directamente o para la fabricación de productos intermedios, para determinar la cuota de energías renovables se empleará la cuota de la electricidad procedente de fuentes renovables en el país de producción, medida dos años antes del año en cuestión.
No obstante, la electricidad obtenida mediante la conexión directa a una instalación que genere electricidad renovable podrá contabilizarse en su totalidad como electricidad renovable cuando se emplee para la producción de carburantes líquidos y gaseosos renovables de origen no biológico, siempre que la instalación:
entre en funcionamiento después o al mismo tiempo que la instalación que produce los carburantes líquidos y gaseosos renovables de origen no biológico; y
no esté conectada a la red, o esté conectada a la red pero se pueda presentar probar que la electricidad de que se trate 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 declaran 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 quinto y sexto del presente apartado.
Artículo 28
Otras disposiciones en materia de energías renovables en el sector del transporte
Los proveedores de combustible introducirán la información necesaria en la base de datos correspondiente, para verificar el cumplimiento de los requisitos establecidos en el artículo 25, apartado 1, párrafos primero y cuarto.
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 cuarto.
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 al objetivo de la Unión establecido en el artículo 3, apartado 1, y a la cuota de energías renovables de los Estados miembros;
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, letras a), b) y c). 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 cumplirán los criterios de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero establecidos en los apartados 2 a 7 y 10 cuando se empleen en instalaciones que produzcan electricidad, calefacción y refrigeración o combustibles con una potencia térmica nominal total igual o superior a 20 MW en el caso de los combustibles sólidos derivados de biomasa, y con una potencia térmica nominal total igual o superior a 2 MW en el caso de los combustibles gaseosos derivados de biomasa. 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.
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, a saber, 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;
bosques con una rica biodiversidad y otras superficies boscosas que sean ricas en especies y no estén degradadas o 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; 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.
La Comisión podrá adoptar actos de ejecución en los que se desarrollen más específicamente los criterios para definir 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.
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, en particular en humedales y turberas;
que el aprovechamiento se lleva a cabo teniendo en cuenta el mantenimiento de la calidad de los suelos y la biodiversidad con el fin de reducir al mínimo las repercusiones negativas; y
que el aprovechamiento mantiene o mejora la capacidad de producción a largo plazo del bosque;
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, en particular en humedales y turberas, a menos que se demuestre que la producción de la materia prima no interfiere con 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 con el fin de reducir al mínimo las repercusiones negativas; 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.
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 70 % 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 desde el 1 de enero de 2021 hasta el 31 de diciembre de 2025, y del 80 % en el caso de las instalaciones que hayan entrado en funcionamiento 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 ( 5 );
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 tal como se define esta en el artículo 349 del TFUE, en la medida en que produzcan electricidad o calefacción o refrigeración a partir de combustibles de biomasa; y
los combustibles de biomasa empleados en las instalaciones a que se refiere la letra a) del presente párrafo, 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, 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 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.
Artículo 30
Verificación del cumplimiento de los criterios de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero
Cuando los biocarburantes, biolíquidos combustibles de biomasa u otros combustibles que puedan contabilizarse en relación con el numerador a que se refiere el artículo 27, apartado 1, letra b), deban tenerse en cuenta para los fines expresados en los artículos 23 y 25 y en el artículo 29, apartado 1, párrafo primero. letras a), b) y c), los Estados miembros obligarán a los agentes económicos a demostrar 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. Con estos fines, 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, carburantes líquidos y gaseosos 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, carburantes líquidos y gaseosos renovables de origen no biológico o combustibles de carbono reciclado, se empleará un factor de conversión independiente respecto para cada producto obtenido y se utilizará un balance de materia independiente.
Las obligaciones establecidas en el presente apartado se aplicarán tanto si los biocarburantes, biolíquidos, combustibles de biomasa, carburantes líquidos y gaseosos renovables de origen no biológico o combustibles de carbono reciclado se producen en la Unión como si se importan. La información sobre el origen geográfico 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 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. Esta dará prioridad a la evaluación de dicho régimen para facilitar el reconocimiento mutuo bilateral y multilateral de los regímenes de verificación del cumplimiento de los criterios de sostenibilidad y de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero de los biocarburantes, biolíquidos y combustibles de biomasa y de los umbrales de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero para otros combustibles que puedan contabilizarse en relación con el numerador a que se refiere el artículo 27, apartado 1, letra b). La Comisión podrá decidir mediante actos de ejecución si el régimen nacional notificado cumple 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 decisión sea favorable, los regímenes establecidos conforme al presente artículo no podrán denegar el reconocimiento mutuo respecto del régimen de dicho Estado miembro, en lo relativo a la verificación del 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 los umbrales de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero establecidos en el artículo 25, apartado 2, y adoptados en virtud de dicha disposición.
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 y con arreglo al procedimiento de examen a que se refiere el artículo 34, apartado 3, la Comisión decidirá, mediante actos de ejecución, si el Estado miembro de que se trate puede:
tener en cuenta los biocarburantes, biolíquidos, combustibles de biomasa y otros combustibles que pueden contabilizarse en relación con el numerador a que se refiere el artículo 27, apartado 1, letra b), procedentes de esa fuente para los fines expresados en el artículo 29, apartado 1, párrafo primero, letras a), b) y c); o
si, como excepción a lo dispuesto en el apartado 9 del presente artículo, exigir a los proveedores de la fuente de biocarburantes, biolíquidos, combustibles de biomasa y otros combustibles que pueden contabilizarse en relación con el numerador a que se refiere el artículo 27, apartado 1, letra b), 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.
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 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 ( 7 ).
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.
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 ( 8 )
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 % |
|
Reino Unido |
1,3 % |
15 % |
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 peso (valor calorífico inferior, MJ/kg) |
Contenido energético por volumen (valor 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 37 % procedente de fuentes renovables) |
27 (del cual el 37 % 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 FÓSILES |
||
|
Gasolina |
43 |
32 |
|
Gasóleo |
43 |
36 |
ANEXO IV
CERTIFICACIÓN DE LOS INSTALADORES
Los sistemas de certificación o sistemas de cualificación equivalentes mencionados en el artículo 18, apartado 3, se basarán en los siguientes criterios:
el procedimiento de certificación o de cualificación deberá ser transparente y quedar claramente definido por los Estados miembros o el organismo administrativo que estos designen;
los instaladores de sistemas que utilizan biomasa, bombas de calor, energía geotérmica superficial y energía solar térmica y fotovoltaicos serán certificados por un programa de formación o un proveedor de formación acreditados;
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 el programa de formación ofrecido por el proveedor tenga continuidad y cobertura regional o nacional. El proveedor de formación deberá disponer de instalaciones técnicas adecuadas para impartir la formación práctica, en particular material de laboratorio o instalaciones equivalentes. Además de formación básica, el proveedor de formación también impartirá cursos de reciclaje más breves sobre temas de actualidad, incluidas nuevas tecnologías, para permitir una formación continua en instalaciones. 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;
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 los recursos geotérmicos 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 recursos geotérmicos, 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. 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 del componente que sirve de depósito tampón y su volumen, y posibilidad de integración de un segundo sistema de calefacción;
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 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 y la disposición y configuración de los sistemas,
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 ( 9 ).
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 ( 10 ):
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 efectos del cálculo a que se refiere 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 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 o el digestato de la fermentación del estiércol), solo se considerará si se facilitan 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 ( 11 ).
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 ( 12 )
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 ( 13 ), 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 ( 14 ). 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 ( 15 ).
15. La reducción de emisiones derivada de la captura y sustitución del CO2, eccr estará directamente relacionada con la producción del biocarburante o biolíquido 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.
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, todos los coproductos se tendrán en cuenta a efectos de ese cálculo. No se asignarán emisiones a los residuos y desechos. A efectos del cálculo, se considerará que los coproductos con un contenido energético negativo tienen un contenido energético nulo.
Se considerará que los residuos y desechos, incluidas las copas de árboles y ramas, la paja, las cortezas, peladuras y cáscaras de frutos secos, así como los desechos de la transformación, incluidos la glicerina en crudo (no refinada) y el bagazo, 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 producidos en refinerías, distintos de la combinación de plantas de transformación con calderas o unidades de cogeneración que suministran calor y/o electricidad 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:
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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. ( 16 )
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 ( 17 ):