ALLEGATO

1.   Impianti di combustione da includere nel piano nazionale transitorio

Non rientrano nel piano nazionale transitorio le parti di impianti di combustione (ad esempio, una o più unità singole di combustione che hanno un camino in comune con altre unità o che sono installate secondo quanto indicato nell'articolo 29, paragrafo 2, della direttiva 2010/75/UE) (1).

Ai fini dell'articolo 32, paragrafo 1, secondo comma, lettera b), della direttiva 2010/75/UE, tra gli impianti di combustione contemplati da detta disposizione rientrano anche gli impianti che non sono gestiti da un gestore di raffineria, ma sono situati all'interno della raffineria e sono alimentati con i combustibili di cui alla medesima disposizione.

Non rientrano nel piano nazionale transitorio gli impianti di combustione che in qualsiasi momento dell'applicazione del piano saranno disciplinati dalle disposizioni del capo IV della direttiva 2010/75/UE riguardanti gli impianti di incenerimento e di coincenerimento dei rifiuti.

2.   Dati relativi agli impianti di combustione da includere nel piano nazionale transitorio

Il piano nazionale transitorio include un elenco di tutti gli impianti di combustione da esso contemplati e tutti i dati riguardanti tali impianti che sono stati utilizzati per calcolare i massimali di emissione.

I dati impianto per impianto da riportare nel piano riguardano la potenza termica nominale totale, i combustibili utilizzati e le caratteristiche operative di ciascun impianto di combustione nel periodo di attuazione del piano nazionale transitorio.

Di seguito si indicano i dati minimi da includere nel piano nazionale transitorio per ciascun impianto di combustione da esso contemplato:

1)	nome e ubicazione dell'impianto di combustione (2);

2)	data di rilascio della prima autorizzazione per l'impianto di combustione;

3)

data di presentazione della domanda di prima autorizzazione dell'impianto di combustione, insieme alla data della prima messa in funzione dell'impianto di combustione. Nota: è necessario fornire queste informazioni unicamente se l'impianto di combustione ha ottenuto la prima autorizzazione dopo il 27 novembre 2002, ma è stato messo in funzione al più tardi il 27 novembre 2003;

4)	ogni aumento di almeno 50 MW della potenza termica nominale totale dell'impianto di combustione, effettuato tra il 27 novembre 2002 e il 31 dicembre 2010 (con indicazione della capacità aggiunta in MW) (3);

5)	potenza termica nominale totale (MW) di ciascun impianto di combustione al 31 dicembre 2010;

6)

numero annuo di ore operative (4) di ciascun impianto di combustione, espresso come media del periodo 2001-2010. Nota: è necessario fornire questa informazione solo nel caso in cui per calcolare il contributo dell'impianto di combustione ai massimali di emissione sono utilizzati determinati valori limite di emissione degli impianti di combustione che funzionano meno di 1 500 ore all'anno;

7)	(eventuali) inquinanti per i quali l'impianto di combustione interessato non è contemplato nel piano nazionale transitorio) (5);

8)	quantità di combustibile utilizzato (TJ/anno), espressa come media del periodo 2001-2010, ripartita in base a 6 tipi di combustibili: carbon fossile, lignite, biomassa, altri combustibili solidi, combustibili liquidi, combustibili gassosi (6);

9)

portata media annua degli scarichi gassosi (Nm3/anno), espressa come media del periodo 2001-2010 (7). Nota 1: nel caso di impianti di combustione alimentati con vari tipi di combustibili e/o costituiti da vari tipi di impianti, occorre indicare la portata degli scarichi gassosi separatamente per ciascun tipo di combustibile e/o tipo di impianto di combustione (8). Nota 2: se la portata degli scarichi gassosi è calcolata in base alla quantità di combustibile utilizzato (e non in base agli scarichi gassosi effettivamente monitorati), occorre comunicare il fattore (o i fattori, nel caso di multicombustibili o multimpianti) utilizzato per il calcolo (Nm3/GJ);

10)

quantità di zolfo utilizzata tramite combustibili solidi indigeni (9) (tonnellate S/anno), espressa come media del periodo 2001-2010. Nota: è necessario fornire questo dato solo se l'impianto di combustione è alimentato con combustibili solidi indigeni e se per calcolare il contributo dell'impianto di combustione ai massimali di emissione per l'anidride solforosa è utilizzato il grado minimo di desolforazione (per il 2016 e/o il 2019).

Qualora gli impianti di combustione contemplati dal piano nazionale transitorio siano turbine a gas o motori a gas, ciò deve essere esplicitamente indicato nel piano nazionale transitorio.

3.   Come determinare i massimali di emissione

3.1.   Metodo di calcolo del contributo di ogni singolo impianto di combustione ai massimali di emissione per il 2016 e il 2019

3.1.1.   Caso generale

Per determinare i massimali di emissione applicabili a un inquinante per gli anni 2016 e 2019, si calcola il contributo di ciascun impianto di combustione espresso in tonnellate annue (tpa), applicando la seguente equazione:

Contributo al massimale (tpa) = portata degli scarichi gassosi (Nm3pa) × VLE (mg/Nm3) × 1,0 × 10–9

dove s'intende per:

—

«portata degli scarichi gassosi», la portata volumetrica di scarichi gassosi espressa in metri cubi annui (Nm3pa), calcolata come media del periodo 2001-2010. È espressa in condizioni standard di temperatura (273 K) e di pressione (101,3 kPa), al pertinente tenore di ossigeno di riferimento (ossia, lo stesso utilizzato per il valore limite di emissione — VLE), previa detrazione del tenore di vapore acqueo,

—

«VLE», il valore limite di emissione pertinente per l'inquinante, espresso in mg/Nm3, considerando un tenore di ossigeno per volume del 6 % dello scarico gassoso per i combustibili solidi, del 3 % per i combustibili liquidi e gassosi (per gli impianti di combustione diversi dalle turbine a gas o dai motori a gas) e del 15 % per le turbine a gas e i motori a gas.

La spiegazione dettagliata di come determinare i valori limite di emissione per il calcolo dei massimali di emissione relativi agli anni 2016 e 2019 figura ai punti 3.2 e 3.3.

3.1.2.   Caso specifico di impianti alimentati con vari tipi di combustibili e/o costituiti da vari tipi di impianti

L'equazione riportata nel punto 3.1.1 non può essere utilizzata per gli impianti di combustione alimentati con vari tipi di combustibili nel periodo 2001-2010 (contemporaneamente o meno) o costituiti da vari tipi di impianti.

Tali impianti di combustione richiedono l'applicazione di valori limite di emissione diversi e/o condizioni di riferimento diverse per il calcolo del loro contributo ai massimali di emissione. Si applica quindi il seguente metodo.

Contributo al massimale (tpa) = Σ [Portata degli scarichi gassosi (Nm3pa) × VLE (mg/Nm3) × 1,0 × 10–9]

Questa equazione implica che, per ciascun tipo di combustibile utilizzato nel periodo 2001-2010, la media annua del volume di scarichi gassosi (Nm3 annui) è moltiplicata per il valore limite di emissione pertinente (che corrisponde alla potenza termica nominale totale dell'intero impianto di combustione). Si sommano poi i prodotti di queste moltiplicazioni per tutti i tipi di combustibili utilizzati.

Occorre prestare attenzione a che, per ciascun tipo di combustibile, il volume degli scarichi gassosi e il valore limite di emissione moltiplicati tra loro siano espressi allo stesso tenore di ossigeno di riferimento.

Lo stesso metodo si applica nei casi in cui, nel periodo 2001-2010, tenuto conto dell'articolo 29, paragrafi 1 e 2, della direttiva 2010/75/UE, un impianto di combustione unico era costituito da un insieme di vari tipi di impianti, come ad esempio:

—	una o più turbine a gas combinate con uno o più altri tipi di impianti di combustione,

—	uno o più motori a gas combinati con uno o più altri tipi di impianti di combustione.

3.1.3.   Grado minimo di desolforazione (MDR)

L'equazione di cui al punto 3.1.1 non può essere utilizzata per gli impianti di combustione alimentati con combustibile solido indigeno (10), i quali, a causa delle caratteristiche di questo combustibile, non possono rispettare i valori limite di emissione pertinenti stabiliti per l'anidride solforosa nella direttiva 2010/75/UE.

Per tali impianti il calcolo del contributo al massimale di emissione relativo all'anidride solforosa può basarsi, invece che sui valori limite di emissione per l'anidride solforosa, sull'applicazione dei gradi minimi di desolforazione pertinenti (11).

In tal caso, il contributo dell'impianto di combustione ai massimali di emissione di anidride solforosa espresso in tonnellate annue (tpa) è calcolato applicando la seguente equazione:

Contributo al massimale di SO2 (tpa) = input di zolfo (tpa) × (1 – (MDR/100)) × 2

dove s'intende per:

—	«input di zolfo», la quantità annuale di zolfo (S) contenuta in un combustibile solido indigeno che è stato utilizzato nell'impianto di combustione, espressa in tonnellate annue (tpa) come media nel periodo 2001-2010;

—	«MDR», il grado minimo di desolforazione pertinente, espresso in percentuale.

La spiegazione dettagliata di come determinare il grado minimo di desolforazione pertinente per il calcolo dei massimali di emissione relativi agli anni 2016 e 2019 figurano nei punti 3.2 e 3.3.

3.2.   Valori limite di emissione e gradi minimi di desolforazione pertinenti per il calcolo dei massimali di emissione relativi al 2016

L'articolo 32, paragrafo 3, della direttiva 2010/75/UE, dispone che il massimale di emissione per l'anno 2016 sia calcolato in base ai valori limite di emissione pertinenti di cui agli allegati da III a VII della direttiva 2001/80/CE), oppure, se del caso, in base al grado minimo di desolforazione di cui all'allegato III della stessa. Il calcolo dei massimali di emissione per il 2016 si basa pertanto sui valori limite di emissione e sugli MDR pertinenti che saranno di applicazione il 1o gennaio 2016 all'impianto di combustione interessato, a norma della direttiva 2001/80/CE, tenuto conto delle seguenti disposizioni (12).

I valori limite di emissione e gli MDR sono determinati in base alla potenza termica nominale totale dell'intero impianto di combustione al 31 dicembre 2010, al/i tipo/i di combustibile utilizzato/i e al numero annuo di ore operative espresse come media nel periodo 2001-2010. Qualora un impianto di combustione sia ampliato di almeno 50MW nel periodo compreso tra il 27 novembre 2002 e il 31 dicembre 2010, si applicano le norme per il calcolo dei valori limite di emissione pertinenti di cui all'articolo 10 della direttiva 2001/80/CE.

Per quanto concerne tutte le turbine a gas incluse nel piano nazionale transitorio, il valore limite di emissione pertinente per gli ossidi di azoto è quello che figura nell'allegato VI, parte B, della direttiva 2001/80/CE, fatto salvo l'articolo 2, paragrafo 7, lettera j), della medesima.

Poiché la direttiva 2001/80/CE non stabilisce alcun valore limite di emissione per i motori a gas, il valore limite di emissione pertinente per gli ossidi di azoto è quello stabilito nell'allegato V, parte 1, della direttiva 2010/75/UE.

Per gli impianti di combustione che hanno utilizzato diversi tipi di combustibili nel periodo 2001-2010, si elencano i valori limite di emissione pertinenti per ciascun combustibile. Il punto 3.1.2 illustra nel dettaglio il metodo da utilizzare per calcolare il contributo di ciascuno di questi impianti ai massimali di emissione.

La direttiva 2001/80/CE consente a taluni impianti di combustione che funzionano meno di 1 500 ore (come media mobile su un periodo di cinque anni) di rispettare valori limite di emissione meno severi. Questi ultimi possono essere utilizzati per calcolare il contributo di un singolo impianto al massimale di emissione relativo al 2016 soltanto se la media delle ore operative per l'impianto nel periodo 2001-2010 è inferiore a 1 500 ore annue.

Le tabelle C.1, C.2 e C.3, che figurano nell'appendice C del presente allegato, presentano un quadro dei valori limite di emissione pertinenti di cui agli allegati da III a VII della direttiva 2001/80/CE e degli MDR pertinenti stabiliti nell'allegato III della medesima direttiva (13).

3.3.   Valori limite di emissione e gradi minimi di desolforazione pertinenti per il calcolo dei massimali di emissione relativi al 2019

L'articolo 32, paragrafo 3, della direttiva 2010/75/UE dispone che i massimali di emissione per l'anno 2019 siano calcolati in base ai valori limite di emissione pertinenti di cui all'allegato V, parte 1, della medesima direttiva oppure, se del caso, ai gradi di desolforazione pertinenti di cui all'allegato V, parte 5, della stessa. Il calcolo dei massimali di emissione per il 2019 si basa pertanto sui valori limite di emissione e sugli MDR pertinenti che saranno applicabili il 1o gennaio 2019 all'impianto di combustione interessato, a norma della direttiva 2010/75/UE.

I valori limite di emissione e gli MDR sono determinati in base alla potenza termica nominale totale dell'intero impianto di combustione al 31 dicembre 2010, al/i tipo/i di combustibile utilizzato/i e al numero annuo di ore operative espresse come media nel periodo 2001-2010.

Le tabelle D.1, D.2 e D.3, che figurano nell'appendice D del presente allegato, presentano un quadro dei valori limite di emissione pertinenti di cui all'allegato V, parte 1, della direttiva 2010/75/UE e degli MDR pertinenti stabiliti nell'allegato V, parte 5, della stessa.

Per gli impianti di combustione che hanno utilizzato diversi tipi di combustibili nel periodo 2001-2010, si elencano i valori limite di emissione pertinenti per ciascun combustibile. Il punto 3.1.2 illustra nel dettaglio il metodo da utilizzare per calcolare il contributo di ciascuno di questi impianti ai massimali di emissione.

La direttiva 2010/75/UE consente a taluni impianti di combustione che funzionano meno di 1 500 ore (come media mobile su un periodo di cinque anni) di rispettare valori limite di emissione meno severi. Questi ultimi possono essere utilizzati per calcolare il contributo di un impianto al massimale di emissione relativo al 2019 soltanto se la media delle ore operative dell'impianto nel periodo 2001-2010 è inferiore a 1 500 ore annue.

3.4.   Calcolo dei massimali di emissione

3.4.1.   Calcolo dei massimali di emissione per il 2016 e il 2019

Per gli anni 2016 e 2019 il totale dei massimali di emissione per inquinante è determinato sommando i contributi di ciascun impianto ai rispettivi massimali di emissione.

massimale2016 (tpa) = Σ [contributo del singolo impianto al massimale 2016]

massimale2019 (tpa) = Σ [contributo del singolo impianto al massimale 2019]

3.4.2.   Calcolo dei massimali di emissione per il 2017, 2018 e 2020

I massimali per l'anno 2017 (massimale2017) sono calcolati applicando la seguente equazione:

I massimali per l'anno 2018 (massimale2018) sono calcolati applicando la seguente equazione:

I massimali per il primo semestre del 2020 (massimale2020) corrispondono alla metà dei massimali del 2019:

4.   Modifiche successive ai piani nazionali transitori

Gli Stati membri comunicano alla Commissione almeno le seguenti informazioni:

a)

gli impianti di combustione che scelgono di beneficiare della deroga relativa all'arco di vita limitato, in conformità dell'articolo 33 della direttiva 2010/75/UE. Nota: mentre gli Stati membri sono tenuti a comunicare alla Commissione i propri piani nazionali transitori entro il 1o gennaio 2013, i gestori hanno tempo fino al 1o gennaio 2014 per notificare all'autorità competente se intendono beneficiare della deroga per arco di vita limitato. Un impianto di combustione, prima di beneficiare della deroga per arco di vita limitato, può quindi essere inizialmente incluso nel piano nazionale transitorio presentato alla Commissione. Una volta che il gestore dell'impianto di combustione abbia informato l'autorità competente di aver deciso di beneficiare della deroga relativa all'arco di vita limitato, l'impianto di combustione deve essere cancellato dal piano nazionale transitorio. Occorre poi detrarre dai massimali di emissione calcolati nell'ultima versione accettata del piano nazionale transitorio (oppure, se non è stato accettato alcun piano, calcolati nell'ultima versione del piano nazionale transitorio presentato alla Commissione) i contributi ai massimali di emissione applicabili di ciascun impianto di combustione che rientra nel campo d'applicazione dell'articolo 33 della direttiva 2010/75/UE;

b)	gli impianti di combustione chiusi (ossia gli impianti che hanno definitivamente cessato di funzionare) o quelli la cui potenza termica nominale totale è ridotta a un livello inferiore a 50 MW;

c)

gli impianti di combustione che iniziano il coincenerimento dei rifiuti dopo il 31 dicembre 2015 e che rientreranno pertanto nel campo d'applicazione del capo IV della direttiva 2010/75/UE. Nota: come menzionato nell'articolo 32, paragrafo 3, della direttiva 2010/75/UE, se un impianto compreso nel piano nazionale transitorio viene chiuso o non rientra più nell'ambito di applicazione del capo III, ciò non comporta l'aumento delle emissioni nazionali totali annue dei restanti impianti del piano.

Ai fini dell'articolo 32, paragrafo 6, della direttiva 2010/75/UE, gli Stati membri non hanno l'obbligo di comunicare alla Commissione le seguenti informazioni, dal momento che le modifiche successive alle quali tali informazioni si riferiscono non dovrebbero incidere sui massimali di emissione applicabili:

—	riduzione o aumento della potenza termica nominale totale dopo il 31 dicembre 2010 (eccettuata la riduzione della potenza a un livello inferiore a 50 MW),

—	riduzione o aumento del numero di ore operative annue dopo il 2010,

—	modifica dell'uso dei combustibili (tipo, quantità) apportata dopo il 2010 (eccettuato il passaggio alla combustione di rifiuti, per cui l'impianto sarebbe considerato un impianto di coincenerimento dei rifiuti comportandone l'esclusione dal piano nazionale transitorio).

Le modifiche che incidono sul nome dell'impianto (dovute, ad esempio, al cambiamento di gestore) sono comunicate tramite gli inventari delle emissioni che gli Stati membri devono presentare in conformità dell'articolo 6, paragrafo 3, della presente decisione e dell'articolo 72, paragrafo 3, della direttiva 2010/75/UE.

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(1)  Lo stesso vale per gli articoli 33, 34 e 35 della direttiva 2010/75/UE. Ne consegue che una parte di un impianto di combustione non può essere disciplinata dalle disposizioni di detti articoli, se un'altra parte, o altre parti, dello stesso impianto rientrano nel piano nazionale transitorio.

(2)  Così come figurano negli inventari delle emissioni compilato a norma della direttiva 2001/80/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 23 ottobre 2001, concernente la limitazione delle emissioni nell'atmosfera di taluni inquinanti originati dai grandi impianti di combustione (GU L 309 del 27.11.2001, pag. 1).

(3)  Questo dato è necessario per determinare i valori limite di emissione pertinenti al 1o gennaio 2016, come previsto dall'articolo 10 della direttiva 2001/80/CE.

(4)  Con il termine «ore operative» s'intende il tempo, espresso in ore, durante cui un impianto di combustione, in tutto o in parte, è in funzione e scarica emissioni nell'atmosfera, esclusi i periodi di avvio e di arresto.

(5)  Ad esempio, le turbine a gas possono essere contemplate dal piano nazionale transitorio solo in termini di emissioni di NOx. Altri impianti possono essere contemplati dal piano nazionale transitorio per alcuni inquinanti ed essere soggetti ai valori limite di emissione di cui all'allegato V della direttiva 2010/75/UE per altri inquinanti.

(6)  Per gli impianti di combustione che, in qualsiasi momento nel periodo 2001-2010, hanno coincenerito rifiuti [diversi dai rifiuti che costituiscono la «biomassa» secondo la definizione contenuta nell'articolo 3, paragrafo 31, lettera b), della direttiva 2010/75/UE ed erano quindi disciplinati dalla direttiva 2000/76/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 4 dicembre 2000, sull'incerenimento dei rifiuti (GU L 332 del 28.12.2000, pag. 91)], la quantità di rifiuti bruciati nel suddetto periodo non è qui contemplata.

(7)  Cfr. punto 3.1.1 del presente allegato riguardante le condizioni di riferimento applicabili.

(8)  Cfr. punto 3.1.2 del presente allegato.

(9)  Con il termine «combustibile solido indigeno» s'intende un combustibile solido presente in natura impiegato per alimentare un impianto di combustione specificamente concepito per tale combustibile ed estratto a livello locale.

(10)  Ciò vale per gli impianti di combustione alimentati con combustibile solido indigeno nel periodo 2001-2010.

(11)  Per «grado di desolforazione» s'intende il rapporto per un determinato periodo di tempo tra la quantità di zolfo non rilasciata nell'atmosfera da un impianto di combustione e la quantità di zolfo contenuta nel combustibile solido introdotto nei dispositivi dell'impianto di combustione e utilizzata nell'impianto per lo stesso periodo di tempo.

(12)  Il fatto che un impianto sia incluso in un piano nazionale di riduzione delle emissioni, a titolo dell'articolo 4, paragrafo 6, della direttiva 2001/80/CE, non incide sui valori limite di emissione pertinenti per il calcolo dei massimali di emissione.

(13)  Detto quadro non è esaustivo. In particolare, non contempla le situazioni in cui un impianto è stato ampliato di almeno 50 MW tra il 27 novembre 2002 e il 31 dicembre 2010, nel qual caso sono pertinenti anche i valori limite di emissione di cui agli allegati da III a VII, rispettive parti B, della direttiva 2001/80/CE (applicazione dell'articolo 10 della direttiva 2001/80/CE).