02018R2066 — IT — 01.01.2021 — 001.001

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REGOLAMENTO DI ESECUZIONE (UE) 2018/2066 DELLA COMMISSIONE del 19 dicembre 2018 concernente il monitoraggio e la comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra ai sensi della direttiva 2003/87/CE del Parlamento europeo e del Consiglio e che modifica il regolamento (UE) n. 601/2012 della Commissione (Testo rilevante ai fini del SEE) (GU L 334 del 31.12.2018, pag. 1)

Modificato da:

		Gazzetta ufficiale
		n.	pag.	data
►M1	REGOLAMENTO DI ESECUZIONE (UE) 2020/2085 DELLA COMMISSIONE del 14 dicembre 2020	L 423	37	15.12.2020

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REGOLAMENTO DI ESECUZIONE (UE) 2018/2066 DELLA COMMISSIONE

del 19 dicembre 2018

concernente il monitoraggio e la comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra ai sensi della direttiva 2003/87/CE del Parlamento europeo e del Consiglio e che modifica il regolamento (UE) n. 601/2012 della Commissione

(Testo rilevante ai fini del SEE)

CAPO I

DISPOSIZIONI GENERALI

SEZIONE 1

Oggetto e definizioni

Articolo 1

Oggetto

Il presente regolamento istituisce norme per il monitoraggio e la comunicazione dei dati relativi alle emissioni di gas a effetto serra e dei dati di attività ai sensi della direttiva 2003/87/CE nel periodo di scambio del sistema dell'Unione per lo scambio di quote di emissioni che inizia il 1o gennaio 2021 e nei successivi periodi di scambio.

Articolo 2

Ambito di applicazione

Il presente regolamento si applica al monitoraggio e alla comunicazione delle emissioni dei gas a effetto serra legate alle attività di cui all'allegato I della direttiva 2003/87/CE e dei dati di attività delle installazioni fisse e del trasporto aereo, nonché al monitoraggio e alla comunicazione dei dati relativi alle tonnellate-chilometro legati alle attività di trasporto aereo.

Esso si applica alle emissioni e ai dati di attività a decorrere dal 1o gennaio 2021.

Articolo 3

Definizioni

Ai fini del presente regolamento si intende per:

SEZIONE 2

Principi generali

Articolo 4

Obbligo generale

I gestori e gli operatori aerei ottemperano ai propri obblighi in materia di monitoraggio e comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra di cui alla direttiva 2003/87/CE nel rispetto dei principi sanciti dagli articoli da 5 a 9.

Articolo 5

Completezza

Il monitoraggio e la comunicazione delle emissioni sono esaustivi e riguardano tutte le emissioni di processo e di combustione provenienti da tutte le fonti e i flussi di fonti di emissione riconducibili alle attività di cui all'allegato I della direttiva 2003/87/CE e ad altre attività pertinenti previste dall'articolo 24 della medesima direttiva, nonché le emissioni di tutti i gas serra specificati in relazione a tali attività, evitando tuttavia le doppie contabilizzazioni.

I gestori e gli operatori aerei adottano misure appropriate per evitare che si verifichino lacune nei dati nel corso del periodo di comunicazione.

Articolo 6

Coerenza, comparabilità e trasparenza

Articolo 7

Accuratezza

I gestori e gli operatori aerei si accertano che i valori delle emissioni non siano sistematicamente e consapevolmente inaccurati.

Essi individuano e limitano il più possibile ogni eventuale fonte di imprecisioni.

Esercitano inoltre la dovuta diligenza affinché il calcolo e la misura delle emissioni siano quanto più possibile accurati.

Articolo 8

Integrità della metodologia e della comunicazione delle emissioni

I gestori e gli operatori aerei forniscono ragionevoli garanzie circa l'integrità dei dati relativi alle emissioni da comunicare. Essi provvedono alla determinazione delle emissioni utilizzando le adeguate metodologie di monitoraggio di cui al presente regolamento.

I dati sulle emissioni comunicati e i documenti connessi sono esenti da inesattezze significative ai sensi dell'articolo 3, paragrafo 6, del regolamento di esecuzione (UE) 2018/2067 della Commissione ( 3 ), evitano distorsioni nella scelta e nella presentazione delle informazioni e forniscono un resoconto attendibile ed equilibrato delle emissioni di un impianto o di un operatore aereo.

Nella scelta di una metodologia di monitoraggio, si raffrontano i miglioramenti derivanti da una maggiore accuratezza con i costi più elevati che ne derivano. Nel monitoraggio e nella comunicazione delle emissioni si mira a ottenere la massima accuratezza possibile, tranne se ciò risulti tecnicamente non realizzabile o comporti costi sproporzionatamente elevati.

Articolo 9

Miglioramento continuo

I gestori e gli operatori aerei tengono conto delle raccomandazioni contenute nelle relazioni di verifica predisposte ai sensi dell'articolo 15 della direttiva 2003/87/CE nelle loro successive attività di monitoraggio e comunicazione.

Articolo 10

Coordinamento

Qualora uno Stato membro designi più di un'autorità competente conformemente all'articolo 18 della direttiva 2003/87/CE, esso coordina le attività svolte da tali autorità ai sensi del presente regolamento.

CAPO II

PIANO DI MONITORAGGIO

SEZIONE 1

Norme generali

Articolo 11

Obbligo generale

Il piano di monitoraggio è integrato da procedure scritte che il gestore o l'operatore aereo stabilisce, documenta, applica e aggiorna per le attività descritte nel piano di monitoraggio, se del caso.

Articolo 12

Contenuto e trasmissione del piano di monitoraggio

Il piano di monitoraggio consiste in una documentazione dettagliata, completa e trasparente relativa alla metodologia di monitoraggio impiegata da un determinato impianto o operatore aereo e contiene perlomeno gli elementi di cui all'allegato I.

Unitamente al piano di monitoraggio, il gestore o l'operatore aereo trasmette i seguenti documenti giustificativi:

Il gestore o l'operatore aereo riporta una sintesi delle procedure nel piano di monitoraggio, fornendo le seguenti informazioni:

Su richiesta, il gestore o l'operatore aereo mette a disposizione dell'autorità competente tutta la documentazione scritta concernente le procedure. Il gestore o l'operatore aereo mette questa documentazione a disposizione anche a scopo di verifica ai sensi del regolamento di esecuzione (EU) 2018/2067 della Commissione.

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Articolo 13

Piani di monitoraggio standardizzati e semplificati

A tal fine, gli Stati membri possono pubblicare modelli per detti piani di monitoraggio, comprensivi di una descrizione del flusso di dati e delle procedure di controllo di cui agli articoli 58 e 59, sulla base dei modelli e delle linee guida pubblicati dalla Commissione.

Se del caso, gli Stati membri possono chiedere al gestore o all'operatore aereo di svolgere personalmente la valutazione dei rischi di cui al precedente comma.

Articolo 14

Modifiche del piano di monitoraggio

Articolo 15

Approvazione delle modifiche del piano di monitoraggio

Tuttavia, l'autorità competente può autorizzare il gestore o l'operatore aereo a notificare, entro il 31 dicembre dello stesso anno, le modifiche al piano di monitoraggio che non sono significative ai sensi dei paragrafi 3 e 4.

Qualora l'autorità competente consideri una modifica non significativa, essa ne dà tempestiva comunicazione al gestore o all'operatore aereo.

Articolo 16

Attuazione e registrazione delle modifiche

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In caso di dubbio, il gestore o l’operatore aereo utilizza in parallelo il piano di monitoraggio modificato e quello originale per effettuare tutti i monitoraggi e le comunicazioni conformemente a entrambi i piani e registra i risultati di entrambe le attività di monitoraggio.

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SEZIONE 2

Fattibilità tecnica e costi sproporzionatamente elevati

Articolo 17

Fattibilità tecnica

Se un gestore o un operatore aereo dichiara che l'applicazione di una determinata metodologia di monitoraggio non è tecnicamente realizzabile, l'autorità competente valuta la fattibilità tecnica tenendo conto della giustificazione addotta dal gestore o dall'operatore aereo. Tale giustificazione è fondata sulla disponibilità, da parte del gestore o dell'operatore aereo, delle risorse tecniche necessarie per rispondere alle esigenze di un sistema o di un requisito particolare; tali risorse devono poter essere mobilitate entro i limiti temporali prescritti ai fini del presente regolamento. Le risorse tecniche in questione comprendono anche le tecniche e le tecnologie necessarie.

Articolo 18

Costi sproporzionatamente elevati

L'autorità competente considera i costi sproporzionatamente elevati se i costi stimati sono superiori ai benefici. A tal fine il beneficio si calcola moltiplicando un fattore di miglioramento per un prezzo di riferimento di 20 EUR per quota di emissione; i costi tengono conto di un periodo di ammortamento adeguato in base alla durata della vita utile delle apparecchiature.

Se i dati sulle emissioni medie annuali causate da quel flusso nel corso degli ultimi tre anni non sono disponibili, il gestore o l'operatore aereo fornisce una stima prudenziale delle emissioni medie annuali, al netto del CO2 proveniente dalla biomassa e al lordo del CO2 trasferito. Per gli strumenti di misura soggetti ai controlli metrologici legali previsti dalla legislazione nazionale, l'incertezza attualmente ottenuta può essere sostituita dall'errore massimo ammissibile in servizio consentito dalla legislazione nazionale pertinente.

CAPO III

MONITORAGGIO DELLE EMISSIONI DEGLI IMPIANTI FISSI

SEZIONE 1

Disposizioni generali

Articolo 19

Classificazione degli impianti, dei flussi di fonti e delle fonti di emissioni

In deroga all'articolo 14, paragrafo 2, l'autorità competente può autorizzare il gestore a non modificare il piano di monitoraggio qualora, sulla base delle emissioni verificate, la soglia per la classificazione dell'impianto di cui al primo comma è superata, ma il gestore dimostra in modo giudicato soddisfacente dall'autorità competente che tale soglia non è stata superata nei precedenti cinque periodi di comunicazione e non sarà superata nei successivi periodi di riferimento.

In deroga all'articolo 14, paragrafo 2, l'autorità competente può autorizzare il gestore a non modificare il piano di monitoraggio qualora, sulla base delle emissioni verificate, la soglia di cui al primo paragrafo per la classificazione del flusso come flusso di entità ridotta o flusso de minimis è stata superata, ma il gestore dimostra, in modo giudicato soddisfacente dall'autorità competente, che tale soglia non è stata superata nei precedenti cinque periodi di comunicazione e non sarà superata nei successivi periodi di riferimento.

In deroga all'articolo 14, paragrafo 2, l'autorità competente può autorizzare il gestore a non modificare il piano di monitoraggio qualora, sulla base delle emissioni verificate, la soglia per la classificazione di una fonte di emissione come fonte di minore entità è superata, ma il gestore dimostra, in modo giudicato soddisfacente dall'autorità competente, che tale soglia non è mai stata superata nei precedenti cinque periodi di comunicazione e non sarà superata nei successivi periodi di riferimento.

Articolo 20

Limiti del sistema di monitoraggio

Entro tali limiti il gestore tiene conto di tutte le emissioni di gas a effetto serra pertinenti derivanti da tutte le fonti e i flussi di fonti riconducibili alle attività svolte nell'impianto di cui all'allegato I della direttiva 2003/87/CE, e alle attività e ai gas a effetto serra inclusi dallo Stato membro in cui l'impianto è situato, a norma dell'articolo 24 di tale direttiva.

Il gestore tiene conto inoltre delle emissioni derivanti sia dalle operazioni normali sia da eventi eccezionali, tra cui l'avviamento, l'arresto e situazioni di emergenza verificatesi nel corso del periodo di comunicazione, ma non delle emissioni provenienti dalle macchine mobili utilizzate a fini di trasporto.

L'autorità competente può accettare l'esclusione dalla procedura di monitoraggio e comunicazione di una fonte di emissioni dovuta a delle fuoriuscite se sono state adottate, a norma dell'articolo 16 della direttiva 2009/31/CE, i provvedimenti correttivi necessari e se le emissioni o il rilascio nella colonna d'acqua non sono più rilevabili.

Articolo 21

Scelta della metodologia di monitoraggio

La metodologia fondata su calcoli consiste nel determinare le emissioni prodotte da flussi di fonti in base ai dati di attività, ottenuti tramite sistemi di misura, e parametri aggiuntivi ricavati da analisi di laboratorio o da valori standard. La metodologia basata su calcoli può essere applicata conformemente alla metodologia standard descritta all'articolo 24 o alla metodologia del bilancio di massa di cui all'articolo 25.

La metodologia fondata su misure consiste nel determinare le emissioni prodotte dalle fonti di emissione tramite la misurazione in continuo della concentrazione dei gas a effetto serra interessati negli effluenti gassosi e nel flusso di tali effluenti, e mediante il monitoraggio dei trasferimenti di CO2 tra impianti, nel qual caso sono misurati la concentrazione di CO2 e il flusso del gas trasferito.

Nel caso in cui si applichi la metodologia basata su calcoli, nel piano di monitoraggio il gestore precisa, per ciascun flusso di fonti, se è utilizzata la metodologia standard o la metodologia del bilancio di massa, specificando i livelli pertinenti definiti nell'allegato II.

Articolo 22

Metodologia di monitoraggio non basata su livelli

In deroga all'articolo 21, paragrafo 1, per determinati flussi di fonti o per talune fonti di emissione il gestore può impiegare una metodologia di monitoraggio non basata su livelli (in prosieguo: «metodologia alternativa») a condizione che siano soddisfatte le seguenti condizioni:

Articolo 23

Modifiche temporanee alla metodologia di monitoraggio

Il gestore adotta tutte le misure necessarie per consentire il sollecito ripristino dell'applicazione del piano di monitoraggio approvato dall'autorità competente.

SEZIONE 2

Metodologia basata su calcoli

Sottosezione 1

Disposizioni generali

Articolo 24

Calcolo delle emissioni in base alla metodologia standard

L'autorità competente può consentire l'uso di fattori di emissione per i combustibili espressi in t CO2/t oppure t CO2/Nm3. In questi casi, per calcolare le emissioni di combustione il gestore moltiplica i dati di attività legati al quantitativo di combustibile combusto, espresso in tonnellate o in metri cubici normali, per il corrispondente fattore di emissione e il corrispondente fattore di ossidazione.

Articolo 25

Calcolo delle emissioni in base alla metodologia del bilancio di massa

Articolo 26

Livelli applicabili

Per i flussi di maggiore entità, il gestore può tuttavia applicare un livello immediatamente inferiore, rispetto ai livelli specificati nel primo comma, per gli impianti di categoria C e fino a due livelli più bassi per gli impianti di categoria A e B, mantenendo perlomeno il livello 1, purché possa dimostrare in modo giudicato soddisfacente dall'autorità competente che il livello richiesto nel primo comma non è tecnicamente realizzabile o comporta costi sproporzionatamente elevati.

L'autorità competente può, per un periodo di transizione concordato con il gestore, autorizzare quest'ultimo ad applicare per i flussi di fonti di maggiore entità livelli inferiori rispetto a quelli specificati nel secondo comma, mantenendo perlomeno il livello 1, purché siano soddisfatte le seguenti condizioni:

Sottosezione 2

Dati di attività

Articolo 27

Determinazione dei dati di attività

Se non fosse tecnicamente realizzabile determinare i quantitativi immagazzinati tramite una misurazione diretta o se ciò comportasse costi sproporzionatamente elevati, il gestore può calcolare tali quantitativi in base:

Nei casi in cui la determinazione dei dati di attività dell'intero anno civile non sia tecnicamente realizzabile o comporti costi sproporzionatamente elevati, il gestore può scegliere il giorno più appropriato successivo per separare un anno di comunicazione dall'anno successivo e ricostituire in questo modo l'anno civile in questione. Gli scostamenti riguardanti uno o più flussi di fonti sono registrati in modo chiaro; essi costituiscono la base di un valore rappresentativo per l'anno civile e sono considerati nello stesso modo per l'anno successivo.

Articolo 28

Sistemi di misurazione sotto il controllo del gestore

Qualora si osservi un superamento delle soglie dei livelli approvati ai sensi dell'articolo 12 o si rilevi che le apparecchiature non sono conformi ad altri requisiti, il gestore adotta tempestivamente dei provvedimenti correttivi e ne dà comunicazione all'autorità competente.

La valutazione comprende l'incertezza specificata degli strumenti di misura utilizzati, l'incertezza associata alla taratura e ogni ulteriore incertezza connessa alle modalità di utilizzo effettivo degli strumenti di misura. La valutazione dell'incertezza comprende l'incertezza legata alle variazioni delle scorte se gli impianti di stoccaggio possono contenere almeno il 5 % del quantitativo annuo utilizzato del combustibile o del materiale considerati. Nel corso della valutazione, il gestore tiene conto del fatto che i valori indicati usati per definire le soglie di incertezza associate ai livelli di cui all'allegato II si riferiscono all'incertezza nell'intero periodo di comunicazione.

Il gestore può semplificare la valutazione dell'incertezza considerando che gli errori massimi ammissibili per lo strumento di misura in servizio o, se inferiore, l'incertezza associata alla taratura moltiplicata per un fattore di adeguamento prudenziale per tener conto dell'effetto di incertezza in servizio, corrispondono all'incertezza per l'intero periodo di comunicazione, conformemente ai livelli definiti nell'allegato II, purché gli strumenti di misura siano installati in un ambiente adatto alle loro specifiche d'uso.

A tal fine, per il compito di misurazione in questione può essere utilizzato come valore di incertezza, senza fornire altre prove, l'errore massimo ammissibile in servizio consentito dalla legislazione nazionale pertinente in materia di controlli metrologici legali.

Articolo 29

Sistemi di misurazione che esulano dal controllo del gestore

A tal fine, il gestore può ricorrere a una delle seguenti fonti di dati:

A tal fine, l'errore massimo ammissibile in servizio ammesso dalla legislazione nazionale in materia di controlli metrologici legali per la transazione commerciale in questione può essere utilizzato come valore di incertezza senza fornire altre prove.

Qualora gli obblighi previsti dalla legislazione nazionale in materia di controlli metrologici legali siano meno rigorosi di quelli previsti dal livello applicabile a norma dell'articolo 26, il gestore si fa confermare l'incertezza applicabile dal partner commerciale responsabile del sistema di misurazione.

Sottosezione 3

Fattori di calcolo

Articolo 30

Determinazione dei fattori di calcolo

Se un approccio di questo tipo comporta costi sproporzionatamente elevati, o se è possibile ottenere una maggiore accuratezza, il gestore può sempre comunicare i dati d'attività e i fattori di calcolo in riferimento allo stato in cui sono svolte le analisi di laboratorio.

L'operatore è tenuto a determinare la frazione di biomassa solo per i combustibili o i materiali misti. Per gli altri combustibili o materiali viene utilizzato il valore per difetto pari a 0 % per la frazione di biomassa dei combustibili o materiali fossili, e il valore per difetto pari a 100 % della frazione di biomassa per i combustibili o i materiali composti esclusivamente da biomassa.

Articolo 31

Valori per difetti per i fattori di calcolo

Nel caso in cui i valori standard subiscano cambiamenti da un anno all'altro, il gestore specifica nel piano di monitoraggio la fonte ufficiale applicabile del valore in questione.

Articolo 32

Fattori di calcolo basati su analisi

In assenza di tali norme, i metodi utilizzati si basano su norme ISO o norme nazionali adeguate. In assenza di norme pubblicate, si ricorre a progetti di norme adeguati, ad orientamenti dell'industria sulle migliori pratiche o ad altre metodologie scientificamente provate che permettono di limitare gli errori sistematici di campionamento e misura.

Per la determinazione di un parametro specifico il gestore si avvale dei risultati di tutte le analisi effettuate in relazione a tale parametro.

Articolo 33

Piano di campionamento

Il gestore si accerta che i campioni prelevati siano rappresentativi del lotto interessato o del periodo di consegna e che siano privi di errori sistematici. Gli elementi pertinenti del piano di campionamento sono concordati con il laboratorio incaricato dell'esecuzione dell'analisi per il combustibile o il materiale interessato; la prova dell'accordo raggiunto in tal senso figura nel piano. Il gestore mette a disposizione il piano a scopo di verifica ai sensi del regolamento di esecuzione (EU) 2018/2067 della Commissione;

Articolo 34

Ricorso ai laboratori

Per quanto concerne la gestione della qualità, il gestore fornisce una certificazione di accreditamento del laboratorio conformemente alla norma EN ISO/IEC 9001 o ad altri sistemi di gestione della qualità certificati che riguardano il laboratorio in questione. In assenza di tali sistemi certificati di gestione della qualità, il gestore fornisce altre prove adeguate del fatto che il laboratorio è in grado di gestire in modo affidabile il suo personale, le sue procedure, i suoi documenti e le sue attività.

Per quanto concerne la competenza tecnica, il gestore fornisce le prove che il laboratorio è competente ed è in grado di produrre risultati validi sotto il profilo tecnico utilizzando le procedure analitiche del caso. Tali prove si riferiscono perlomeno ai seguenti elementi:

Articolo 35

Frequenza delle analisi

Qualora un impianto funzioni unicamente per una parte dell'anno, o qualora i combustibili o i materiali siano consegnati in lotti che sono consumati nell'arco di un periodo superiore ad un anno civile, l'autorità competente può concordare con il gestore un calendario più adeguato per le analisi, a condizione che ciò comporti un'incertezza analoga a quella prevista al primo comma, lettera a).

Sottosezione 4

Fattori di calcolo specifici

Articolo 36

Fattori di emissione per il CO2

Per le emissioni di combustione, l'autorità competente può autorizzare il gestore a impiegare un fattore di emissione espresso in t CO2/t o t CO2/Nm3 per un combustibile, se l'utilizzo di un fattore di emissione espresso in t CO2/TJ comporta costi sproporzionatamente elevati o se, utilizzando il fattore di emissione modificato, le emissioni possono essere calcolate con un grado di accuratezza perlomeno equivalente.

Articolo 37

Fattori di ossidazione e conversione

Tuttavia, l'autorità competente può esigere che i gestori applichino sistematicamente il livello 1.

In caso di impiego della biomassa o di combustibili misti, il gestore dimostra che l'applicazione della lettera a) o b) di cui al primo comma non comporta una sottostima delle emissioni.

Sottosezione 5

Trattamento della biomassa

Articolo 38

Flussi di fonti di biomassa

Il fattore di emissione di ciascun combustibile o materiale è calcolato e comunicato come il fattore di emissione preliminare (determinato conformemente all'articolo 30) moltiplicato per la frazione fossile del combustibile o del materiale.

Articolo 39

Determinazione della frazione della biomassa e della frazione fossile

Qualora, in funzione del livello applicato, il gestore debba effettuare analisi per la determinazione della frazione di biomassa, ma l'applicazione del primo comma non sia tecnicamente realizzabile o comporti costi sproporzionatamente elevati, egli sottopone all'approvazione dell'autorità competente un metodo diverso per la determinazione della frazione di biomassa. Nel caso di combustibili e materiali derivanti da un processo di produzione con flussi in entrata definiti e tracciabili, il gestore può basare questa stima sul bilancio di massa del carbonio di origine fossile o del carbonio derivante dalla biomassa in entrata e in uscita del processo.

La Commissione può fornire orientamenti in merito ad altri metodi di stima applicabili.

SEZIONE 3

Metodologia fondata su misure

Articolo 40

Uso della metodologia di monitoraggio fondata su misure

Il gestore si avvale delle metodologie fondate su misure per tutte le emissioni di protossido di azoto (N2O) di cui all'allegato IV e per la quantificazione del CO2 trasferito ai sensi dell'articolo 49.

Il gestore può utilizzare inoltre metodologie fondate su misure per le fonti di emissione di CO2 se può dimostrare, per ciascuna fonte di emissione, che i livelli previsti a norma dell'articolo 41 sono rispettati.

Articolo 41

Livelli applicabili

Tuttavia, rispetto ai livelli specificati nel primo comma, il gestore può applicare un livello immediatamente inferiore agli impianti di categoria C e fino a due livelli più bassi per gli impianti di categoria A e B, mantenendo perlomeno il livello 1, purché possa dimostrare in modo giudicato soddisfacente dall'autorità competente che il livello richiesto nel primo comma non è tecnicamente realizzabile o comporta costi sproporzionatamente elevati.

Articolo 42

Norme e laboratori di misura

In assenza di tali norme, i metodi utilizzati si basano su norme ISO o nazionali adeguate o norme appropriate pubblicate dalla Commissione. In assenza di norme pubblicate, si ricorre a progetti di norme adeguati, agli orientamenti dell'industria sulle migliori pratiche o ad altre metodologie scientificamente provate, limitando gli errori sistematici di campionamento e misura.

Il gestore prende in considerazione tutti gli aspetti pertinenti del sistema di misura in continuo, ivi compresa l'ubicazione delle apparecchiature, la taratura, la misurazione, l'assicurazione della qualità e il controllo della qualità.

Se il laboratorio non è accreditato, il gestore si accerta che siano rispettate le prescrizioni equivalenti di cui all'articolo 34, paragrafi 2 e 3.

Articolo 43

Determinazione delle emissioni

Nel caso delle emissioni di CO2, il gestore determina le emissioni annuali in base all'equazione 1 di cui all'allegato VIII. Il CO rilasciato nell'atmosfera è considerato il quantitativo molare equivalente di CO2.

Nel caso del protossido di azoto (N2O), il gestore determina le emissioni annuali in base all'equazione di cui all'allegato IV, sezione 16, sottosezione B.1.

Se il metodo proposto dal gestore comporta il campionamento continuo del flusso di effluenti gassosi, si applica la norma EN 15259 (Qualità dell'aria – Misurazione di emissioni da sorgente fissa – Requisiti delle sezioni e dei siti di misurazione e dell'obiettivo, del piano e del rapporto di misurazione).

Articolo 44

Aggregazione dei dati

Se è in grado di produrre dati per periodi di comunicazione più brevi senza incorrere in costi aggiuntivi, il gestore utilizza tali periodi per determinare le emissioni annuali conformemente all'articolo 43, paragrafo 1.

L'articolo 45, paragrafi da 2 a 4, si applica nel caso in cui sia disponibile meno dell'80 % del numero massimo di punti di rilevamento per un parametro.

Articolo 45

Dati mancanti

Se, a causa di modifiche tecniche significative effettuate nell'impianto, il periodo di comunicazione non è adeguato per determinare questi valori di sostituzione, il gestore concorda con l'autorità competente un intervallo di tempo (possibilmente della durata di un anno) rappresentativo per determinare lo scostamento medio e standard.

Articolo 46

Corroborazione mediante il calcolo delle emissioni

Il gestore corrobora le emissioni determinate mediante una metodologia fondata su misure (a eccezione delle emissioni di N2O derivanti dalla produzione di acido nitrico e dei gas a effetto serra trasferiti a una rete di trasporto o in un sito di stoccaggio), calcolando le emissioni annue di ciascun gas a effetto serra in questione per le stesse fonti di emissioni e per gli stessi flussi di fonti.

Non è obbligatorio applicare metodi fondati su un sistema di livelli.

SEZIONE 4

Disposizioni speciali

Articolo 47

Impianti a basse emissioni

Il primo comma non si applica agli impianti che espletano attività per le quali l'N2O è incluso, ai sensi dell'allegato I della direttiva 2003/87/CE.

Il gestore trasmette tempestivamente all'autorità competente, a fini di approvazione, una modifica significativa del piano di monitoraggio ai sensi dell'articolo 15, paragrafo 3, lettera b).

Tuttavia, l'autorità competente autorizza il gestore a continuare a utilizzare il monitoraggio semplificato se quest'ultimo dimostra, in modo giudicato soddisfacente dall'autorità competente, che la soglia di cui al paragrafo 2 non è mai stata superata nei precedenti cinque periodi di comunicazione e non sarà nuovamente superata a partire dal periodo di comunicazione successivo.

Articolo 48

CO2 intrinseco

Tuttavia, se il CO2 intrinseco è rilasciato o trasferito dall'impianto verso entità non contemplate da tale direttiva, esso è conteggiato tra le emissioni dell'impianto cedente.

Se i quantitativi di CO2 intrinseco trasferiti e ricevuti non sono identici, nelle comunicazioni delle emissioni degli impianti cedente e destinatario è utilizzata la media aritmetica di entrambi i valori determinati, nel caso in cui tra i valori esista uno scostamento attribuibile all'incertezza dei sistemi di misurazione o del metodo di determinazione. In tal caso, l'adeguamento di tale valore è menzionato nella comunicazione delle emissioni.

Se lo scostamento tra i valori non è spiegabile con il margine di incertezza approvato dei sistemi di misurazione o del metodo di determinazione, i gestori degli impianti cedente e destinatario allineano i valori misurati applicando adeguamenti prudenziali approvati dall'autorità competente.

Articolo 49

CO2 trasferito

Il primo comma si applica altresì all'impianto destinatario per quanto concerne il codice identificativo dell'impianto cedente.

Ai fini del paragrafo 1, lettera b), il gestore applica una metodologia basata su calcoli.

Il gestore può tuttavia applicare il livello immediatamente inferiore, purché dimostri che l'applicazione del livello più elevato definito nella sezione 1 dell'allegato VIII non è tecnicamente realizzabile o comporta costi sproporzionatamente elevati.

Per determinare la quantità di CO2 chimicamente legato nel carbonato di calcio precipitato, il gestore utilizza delle fonti di dati che consentano di ottenere la massima accuratezza possibile.

Articolo 50

Utilizzo o trasferimento del N2O

Un impianto che riceve N2O proveniente da un impianto e da un'attività in conformità del primo comma monitora i flussi di gas in questione, utilizzando le stesse metodologie previste dal presente regolamento, come se l'N2O fosse generato nell'impianto destinatario.

Tuttavia, se è imbottigliato o utilizzato come gas nei prodotti e dunque viene emesso al di fuori dell'impianto o se è trasferito dall'impianto verso entità non contemplate dalla direttiva 2003/87/CE, l'N2O è conteggiato tra le emissioni dell'impianto cedente, tranne per le quantità di N2O per le quali il gestore dell'impianto cedente è in grado di dimostrare all'autorità competente che l'N2O viene distrutto mediante idonei dispositivi di abbattimento delle emissioni.

Il primo comma si applica altresì all'impianto destinatario per quanto concerne il codice identificativo dell'impianto cedente.

Il gestore può tuttavia applicare il livello immediatamente inferiore, purché dimostri che l'applicazione del livello più elevato definito nella sezione 1 dell'allegato VIII non è tecnicamente realizzabile o comporta costi sproporzionatamente elevati.

CAPO IV

MONITORAGGIO DELLE EMISSIONI E DEI DATI SULLE TONNELLATE-CHILOMETRO PROVENIENTI DALLE ATTIVITÀ DI TRASPORTO AEREO

Articolo 51

Disposizioni generali

A tal fine, l'operatore aereo attribuisce tutti i voli ad un anno civile in funzione dell'ora di partenza espressa in tempo coordinato universale (UTC).

Articolo 52

Presentazione di piani di monitoraggio

In deroga al primo comma, un operatore aereo che svolge per la prima volta un'attività di trasporto aereo di cui all'allegato I della direttiva 2003/87/CE che non poteva essere prevista con quattro mesi di anticipo trasmette all'autorità competente il piano di monitoraggio tempestivamente e comunque entro sei settimane dallo svolgimento di tale attività. L'operatore aereo fornisce all'autorità competente un'adeguata giustificazione dei motivi per cui non è stato possibile trasmettere un piano di monitoraggio quattro mesi prima dell'avvio dell'attività.

Se lo Stato membro di riferimento di cui all'articolo 18 bis della direttiva 2003/87/CE non è noto in anticipo, l'operatore aereo presenta il piano di monitoraggio tempestivamente, non appena entra in possesso delle informazioni sull'autorità competente dello Stato membro di riferimento.

Articolo 53

Metodologia di monitoraggio delle emissioni prodotte dalle attività di trasporto aereo

La procedura di notifica dell'utilizzo della densità effettiva o standard è descritta nel piano di monitoraggio, con un riferimento alla documentazione pertinente dell'operatore aereo.

Nel caso dei carburanti non elencati nella suddetta tabella, l'operatore aereo determina il fattore di emissione in conformità all'articolo 32. Per questi carburanti, il potere calorifico netto è determinato e comunicato come voce per memoria.

Articolo 54

Disposizioni specifiche per la biomassa

L'articolo 39 si applica alla determinazione della frazione di biomassa di un carburante misto.

In deroga all'articolo 39, paragrafo 2, l'autorità competente autorizza, se del caso, l'uso di una metodologia applicabile in maniera uniforme in tutti gli Stati membri per la determinazione della frazione di biomassa.

Nell'ambito di tale metodologia, la frazione di biomassa, il potere calorifico netto e il fattore di emissione o il tenore di carbonio del carburante impiegato durante un'attività di trasporto che rientra nell'EU ETS (di cui all'allegato I della direttiva 2003/87/CE) sono determinati sulla base dei dati relativi all'acquisto di carburante.

La metodologia si fonda sulle linee guida fornite dalla Commissione per facilitare la sua applicazione coerente in tutti gli Stati membri.

L'uso dei biocarburanti per le attività di trasporto aereo è soggetto a valutazione, in conformità all'articolo 18 della direttiva 2009/28/CE.

Articolo 55

Emettitori di entità ridotta

Gli strumenti applicabili, compresa l'applicazione di fattori di correzione per compensare eventuali inaccuratezze nei metodi di modellazione, possono essere utilizzati solo previa approvazione della Commissione.

Un emettitore di entità ridotta è esonerato dall'obbligo di fornire i documenti giustificativi di cui all'articolo 12, paragrafo 1, terzo comma.

L'operatore aereo comunica tempestivamente all'autorità competente, a fini di approvazione, una modifica significativa del piano di monitoraggio ai sensi dell'articolo 15, paragrafo 4, lettera a), punto iv).

Tuttavia, l'autorità competente autorizza l'operatore aereo a continuare a utilizzare uno strumento di cui al paragrafo 2 se quest'ultimo dimostra, in modo giudicato soddisfacente dall'autorità competente, che le soglie di cui al paragrafo 1 non sono mai state superate nei precedenti cinque periodi di comunicazione e non saranno superate a partire dal periodo di comunicazione successivo.

Articolo 56

Fonti di incertezza

Articolo 57

Determinazione dei dati relativi alle tonnellate-chilometro

Gli operatori aerei che non sono tenuti a tenere la documentazione sulla massa e sul bilanciamento propongono, nel piano di monitoraggio, una metodologia adeguata per determinare la massa delle merci e della posta, escludendo la tara di tutti i pallet e container che non costituiscono carico utile, e il peso in ordine di marcia.

Tuttavia, il livello selezionato si applica a tutti i voli effettuati negli anni di monitoraggio pertinenti per le richieste trasmesse in virtù degli articoli 3 sexies o 3 septies della direttiva 2003/87/CE.

CAPO V

GESTIONE E CONTROLLO DEI DATI

Articolo 58

Attività riguardanti il flusso di dati

Se l'operatore aereo intende chiedere un'assegnazione di quote gratuite, in virtù degli articoli 3 sexies e 3 septies della direttiva 2003/87/CE, per il monitoraggio e la comunicazione dei dati sulle tonnellate-chilometro si applica anche il primo comma.

Articolo 59

Sistema di controllo

Se il sistema di controllo si rivela inefficace o non commisurato ai rischi individuati, il gestore o l'operatore aereo si adopera per migliorarlo e per aggiornare il piano di monitoraggio o le procedure scritte a esso sottese per le attività riguardanti il flusso dei dati, le valutazioni dei rischi e le attività di controllo, se del caso.

Articolo 60

Assicurazione della qualità

Qualora taluni componenti dei sistemi di misurazione non possano essere tarati, il gestore menziona tali componenti nel piano di monitoraggio e propone attività di controllo alternative.

Qualora gli apparecchi risultino non conformi ai requisiti di prestazione, il gestore provvede ad adottare rapidamente i provvedimenti correttivi necessari.

Se queste attività di assicurazione della qualità prevedono dei valori limite delle emissioni (ELV) come parametri necessari per i controlli della taratura e delle prestazioni, la concentrazione oraria media annua del gas a effetto serra è utilizzata come ELV in questi casi Qualora il gestore riscontri un mancato rispetto delle prescrizioni di assicurazione della qualità, ad esempio per quanto riguarda l'obbligo di ricalibrazione, deve darne comunicazione all'autorità competente e adottare i provvedimenti correttivi senza indebiti ritardi.

Articolo 61

Assicurazione della qualità delle tecnologie dell'informazione

Ai sensi dell'articolo 59, paragrafo 3, lettera b), il gestore o l'operatore aereo garantisce che il sistema informatico sia progettato, documentato, testato, messo in atto, controllato e sottoposto a manutenzione in modo da garantire un trattamento affidabile, accurato e tempestivo dei dati, tenendo conto dei rischi individuati ai sensi dell'articolo 59, paragrafo 2, lettera a).

Il controllo del sistema informatico comprende il controllo dell'accesso, il controllo dei sistemi di back-up, il recupero dei dati, la continuità e la sicurezza.

Articolo 62

Separazione delle funzioni

Ai sensi dell'articolo 59, paragrafo 3, lettera c), il gestore o l'operatore aereo definisce le persone responsabili per tutte le attività riguardanti il flusso dei dati e per tutte le attività di controllo, in modo da separare eventuali funzioni incompatibili. In assenza di altre attività di controllo, il gestore o l'operatore aereo si accerta, per tutte le attività riguardanti il flusso di dati proporzionate ai rischi inerenti rilevati, che tutte le informazioni e i dati pertinenti siano confermati da almeno una persona che non ha partecipato alla determinazione e alla registrazione di tali informazioni o dati.

Il gestore o l'operatore aereo gestisce le competenze necessarie per far fronte alle varie responsabilità e provvede a un'adeguata assegnazione delle responsabilità, degli incarichi di formazione e delle valutazioni delle prestazioni.

Articolo 63

Esami interni e convalida dei dati

L'esame e la convalida dei dati devono perlomeno comprendere:

Articolo 64

Correzioni e provvedimenti correttivi

Articolo 65

Attività esternalizzate

Se esternalizza una o più attività riguardanti il flusso dei dati di cui all'articolo 58 o una o più attività di controllo di cui all'articolo 59, il gestore o l'operatore aereo svolge tutte le seguenti operazioni:

Articolo 66

Gestione delle lacune nei dati

Se il gestore non ha definito un metodo di stima in una procedura scritta, stabilisce tale procedura scritta e trasmette all'autorità competente, ai fini dell'approvazione, una richiesta di modifica adeguata del piano di monitoraggio, conformemente all'articolo 15.

Se non è possibile determinare dati surrogati ai sensi del primo comma del presente paragrafo, l'operatore aereo può calcolare le emissioni per quel volo o quei voli in base al consumo di carburante misurato tramite lo strumento menzionato all'articolo 55, paragrafo 2.

Quando il numero dei voli per i quali esistono delle lacune nei dati, di cui ai primi due commi, supera 5 % dei voli annuali dichiarati, il gestore ne informa l'autorità competente tempestivamente e adotta provvedimenti correttivi per migliorare il metodo di monitoraggio.

Articolo 67

Registri e documentazione

I dati documentati e archiviati relativi al monitoraggio devono consentire la verifica della comunicazione annuale delle emissioni o dei dati sulle tonnellate-chilometro a norma del regolamento di esecuzione (EU) 2018/2067 della Commissione. I dati comunicati dal gestore o dall'operatore aereo contenuti in un sistema elettronico di comunicazione e di gestione dei dati istituito dall'autorità competente possono essere considerati mantenuti dal gestore o dall'operatore aereo se quest'ultimo può accedere a tali dati.

Su richiesta, il gestore o l'operatore aereo mette tali documenti a disposizione dell'autorità competente oltre che del responsabile della verifica incaricato di verificare la comunicazione delle emissioni o i dati sulle tonnellate-chilometro, in conformità al regolamento di esecuzione (EU) 2018/2067 della Commissione;

CAPO VI

PRESCRIZIONI IN MATERIA DI COMUNICAZIONE

Articolo 68

Tempistiche e obblighi di comunicazione

Tuttavia, le autorità competenti possono chiedere ai gestori o agli operatori aerei di trasmettere la comunicazione annuale delle emissioni sottoposta a verifica prima del 31 marzo, ma non prima del 28 febbraio.

Articolo 69

Comunicazione sui miglioramenti introdotti nella metodologia di monitoraggio

Il gestore di un impianto trasmette all'autorità competente ai fini dell'approvazione una comunicazione contenente le informazioni di cui ai paragrafi 2 o 3, se del caso, entro i seguenti termini:

Tuttavia, l'autorità competente può fissare una data alternativa per la trasmissione della comunicazione, purché non sia successiva al 30 settembre del medesimo anno.

In deroga al secondo e terzo comma, e fatto salvo il primo comma, l'autorità competente può approvare, insieme al piano di monitoraggio o alla comunicazione relativa ai miglioramenti, una proroga del termine applicabile ai sensi del secondo comma, se l'operatore dimostra in modo giudicato soddisfacente dall'autorità competente, al momento della trasmissione di un piano di monitoraggio ai sensi dell'articolo 12, o della notifica di aggiornamenti ai sensi dell'articolo 15, o della trasmissione di una comunicazione sui miglioramenti conformemente al presente articolo, che le ragioni dei costi sproporzionalmente eccessivi o dell'irrealizzabilità tecnica dei miglioramenti resteranno validi più a lungo. La proroga tiene conto del numero di anni per i quali il gestore fornisce delle prove. L'intervallo totale? tra le relazioni sui miglioramenti non supera tre anni per un impianto di categoria C, quattro anni per un impianto di categoria B e cinque anni per un impianto di categoria A.

Tuttavia, se si dovesse dimostrare che le misure necessarie per l'applicazione di tali livelli sono divenute tecnicamente realizzabili e non comportano più costi sproporzionatamente elevati, il gestore comunica all'autorità competente le modifiche adeguate da apportare al piano di monitoraggio, ai sensi dell'articolo 15, e trasmette proposte per mettere in atto le relative misure, specificando le tempistiche attese.

Tuttavia, se si dovesse dimostrare che le misure necessarie per applicare quanto meno il livello 1 per tali flussi di fonti sono divenute tecnicamente realizzabili e non comportano più costi sproporzionatamente elevati, il gestore comunica all'autorità competente le modifiche adeguate da apportare al piano di monitoraggio, ai sensi dell'articolo 15, e trasmette proposte per mettere in atto le relative misure, specificando le tempistiche attese.

L'autorità competente può fissare una data alternativa per la trasmissione della relazione, purché non sia successiva al 30 settembre del medesimo anno. Se del caso, la relazione può essere accompagnata dalla comunicazione di cui al paragrafo 1 del presente articolo.

Se gli interventi raccomandati non comportano un miglioramento della metodologia di monitoraggio, il gestore o l'operatore aereo fornisce una spiegazione in merito. Se gli interventi raccomandati comportano costi sproporzionatamente elevati, il gestore o l'operatore aereo fornisce le prove della natura sproporzionatamente elevata dei costi.

Articolo 70

Determinazione delle emissioni da parte dell'autorità competente

Articolo 71

Accesso alle informazioni

Le comunicazioni sulle emissioni in possesso dell'autorità competente sono messe a disposizione del pubblico da tale autorità nel rispetto delle disposizioni nazionali adottate a norma della direttiva 2003/4/CE del Parlamento europeo e del Consiglio ( 5 ). In relazione all'applicazione della deroga di cui all'articolo 4, paragrafo 2, lettera d), di tale direttiva, i gestori o gli operatori aereo possono indicare nella loro comunicazione quali informazioni considerino commercialmente sensibili.

Articolo 72

Arrotondamento dei dati

Nelle comunicazioni, le tonnellate-chilometro sono indicate in tonnellate-chilometro arrotondate.

Articolo 73

Coerenza con gli altri sistemi di comunicazione

Ciascuna attività elencata nell'allegato I della direttiva 2003/87/CE che è svolta da un gestore o da un operatore aereo è identificata, se del caso, per mezzo dei codici previsti dai seguenti sistemi di comunicazione:

CAPO VII

PRESCRIZIONI IN MATERIA DI TECNOLOGIE DELL'INFORMAZIONE

Articolo 74

Formati per lo scambio elettronico dei dati

Tali modelli elettronici o specifiche di formato dei file definiti dagli Stati membri contengono almeno le informazioni riportate nei modelli elettronici e nelle specifiche di formato dei file pubblicati dalla Commissione.

Articolo 75

Uso di sistemi automatizzati

CAPO VIII

DISPOSIZIONI FINALI

Articolo 76

Modifiche del regolamento (UE) n. 601/2012

Il regolamento (UE) n. 601/2012 è così modificato:

Articolo 77

Abrogazione del regolamento (UE) n. 601/2012

I riferimenti al regolamento abrogato si intendono fatti al presente regolamento e vanno letti secondo la tavola di concordanza di cui all'allegato XI.

Articolo 78

Entrata in vigore ed applicazione

Il presente regolamento entra in vigore il giorno successivo alla pubblicazione nella Gazzetta ufficiale dell'Unione europea.

Esso si applica a decorrere dal 1o gennaio 2021

Tuttavia, l'articolo 76 si applica a decorrere dal 1o gennaio 2019 o dalla data di entrata in vigore del presente regolamento, se posteriore.

Il presente regolamento è obbligatorio in tutti i suoi elementi e direttamente applicabile in ciascuno degli Stati membri.

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ALLEGATO I

Contenuti minimi del piano di monitoraggio (Articolo 12, paragrafo 1)

1.   CONTENUTI MINIMI DEL PIANO DI MONITORAGGIO PER GLI IMPIANTI

Il piano di monitoraggio per un impianto contiene almeno le seguenti informazioni:

2.   CONTENUTI MINIMI DEI PIANI DI MONITORAGGIO PER LE EMISSIONI AEREE

3.   CONTENUTI MINIMI DEI PIANI DI MONITORAGGIO DEI DATI RELATIVI ALLE TONNELLATE-CHILOMETRO

Il piano di monitoraggio dei dati relativi alle tonnellate-chilometro contiene le seguenti informazioni:

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ALLEGATO II

Definizione dei livelli per le metodologie fondate su calcoli applicate agli impianti (articolo 12, paragrafo 1)

1.   DEFINIZIONE DEI LIVELLI PER I DATI DI ATTIVITÀ

In conformità all'articolo 28, paragrafo 1, lettera a), e all'articolo 29, paragrafo 2, primo comma, nonché all'allegato IV del presente regolamento, le soglie di incertezza di cui alla tabella 1 corrispondono ai livelli applicabili per i requisiti relativi ai dati di attività. Le soglie di incertezza si riferiscono alle incertezze massime ammesse per la determinazione dei flussi di fonti nell'arco di un periodo di comunicazione.

Se la tabella 1 non include attività elencate nell'allegato I della direttiva 2003/87/CE e non viene utilizzato il bilancio di massa, il gestore per tali attività applicherà i livelli elencati nella tabella 1 alla voce «Combustione di combustibili e combustibili usati come elementi in entrata».

2.   DEFINIZIONE DEI LIVELLI PER I FATTORI DI CALCOLO PER LE EMISSIONI DI COMBUSTIONE

I gestori monitorano le emissioni di CO2 derivanti da tutti i tipi di processi di combustione che si verificano nell'ambito di tutte le attività elencate all'allegato I della direttiva 2003/87/CE o incluse nel sistema dell'Unione, di cui all'articolo 24 della medesima direttiva, utilizzando le definizioni dei livelli specificate nella presente sezione. ►M1  Qualora come materiali in entrata siano impiegati combustibili o materiali combustibili che danno luogo a emissioni di CO2, si applica la sezione 4 del presente allegato. ◄  Se i combustibili fanno parte di un bilancio di massa ai sensi dell'articolo 25, paragrafo 1, del presente regolamento, si applicano le definizioni dei livelli indicate per i bilanci di massa nella sezione 3 del presente allegato.

Per le emissioni di processo derivanti dallo scrubbing degli effluenti gassosi si applicano i livelli di cui alle sezioni 4 e 5 del presente allegato, in funzione dei casi.

2.1    Livelli applicabili per i fattori di emissione

Se per un combustibile o materiale misto è determinata una frazione di biomassa, i livelli definiti si applicano al fattore di emissione preliminare. Per i combustibili e i materiali fossili i livelli si riferiscono al fattore di emissione.

Livello 1: Il gestore applica una delle opzioni seguenti:

Livello 2a: Il gestore applica fattori di emissione specifici per paese per ogni combustibile o materiale, conformemente all'articolo 31, paragrafo 1, lettere b) e c), oi valori di cui all'articolo 31, paragrafo 1, lettera d).

Livello 2b: Il gestore ricava i fattori di emissione per il combustibile sulla base di uno dei seguenti valori approssimativi riconosciuti, unitamente a una correlazione empirica determinata almeno una volta all'anno a norma degli articoli da 32 a 35 e dell'articolo 39:

Il gestore si accerta che la correlazione soddisfi i criteri di una buona prassi tecnica e che venga applicata solo ai valori della variabile surrogata che rientrano nell'intervallo per la quale è stata stabilita.

Livello 3: Il gestore applica una delle opzioni seguenti:

2.2    Livelli applicabili per il potere calorifico netto (NCV)

Livello 1: Il gestore applica una delle opzioni seguenti:

Livello 2a: Il gestore applica fattori specifici per paese per ciascun combustibile, conformemente all'articolo 31, paragrafo 1, lettere b) e c) o i valori determinati ai sensi dell'articolo 31, paragrafo 1, lettera d).

Livello 2b: Per i combustibili scambiati a fini commerciali, si utilizza il potere calorifico netto ricavato dai dati sugli acquisti per i rispettivi combustibili indicati dal fornitore di combustibili, a condizione che tale valore sia ricavato secondo norme nazionali o internazionali accettate.

Livello 3: Il gestore determina il potere calorifico netto conformemente agli articoli da 32 a 35.

2.3    Livelli applicabili per i fattori di ossidazione

Livello 1: Il gestore applica un fattore di ossidazione pari a 1.

Livello 2: Il gestore applica fattori di ossidazione per ciascun combustibile, conformemente all'articolo 31, paragrafo 1, lettere b) o c).

Livello 3: Per i combustibili il gestore calcola fattori specifici all'attività sulla base del tenore di carbonio delle ceneri, degli effluenti e di altri rifiuti e sottoprodotti, nonché delle altre forme gassose non completamente ossidate del carbonio emesso, ad eccezione del CO. I dati relativi alla composizione sono determinati conformemente alle disposizioni degli articoli da 32 a 35.

2.4    Livelli applicabili per la frazione di biomassa

Livello 1: Il gestore applica un valore tra quelli pubblicati dall'autorità competente o dalla Commissione o i valori determinati a norma dell''articolo 31, paragrafo 1.

Livello 2: Il gestore applica un metodo di stima approvato conformemente all'articolo 39, paragrafo 2, secondo comma.

Livello 3: Il gestore applica analisi conformemente all'articolo 39, paragrafo 2, primo comma, e agli articoli da 32 a 35.

Se un operatore ritiene che una frazione fossile sia pari al 100 % ai sensi dell'articolo 39, paragrafo 1, non vengono assegnati livelli per la frazione di biomassa.

3.   DEFINIZIONE DEI LIVELLI APPLICABILI PER I FATTORI DI CALCOLO PER I BILANCI DI MASSA

Se utilizza un bilancio di massa in conformità all'articolo 25, il gestore impiega le definizioni dei livelli contenute nella presente sezione.

3.1    Livelli applicabili per il tenore di carbonio

Il gestore applica uno dei livelli elencati qui di seguito. Per ricavare il tenore di carbonio da un fattore di emissione, il gestore utilizza le seguente equazioni:

per i fattori di emissione espressi in t CO2/TJ

:

C = (EF × NCV)/f

per i fattori di emissione espressi in t CO2/t

:

C = EF/f

In queste formule C è il tenore di carbonio espresso sotto forma di frazione (tonnellata di carbonio per tonnellata di prodotto), EF è il fattore di emissione, NCV è il potere calorifico netto e f è il fattore di cui all'articolo 36, paragrafo 3.

Se per un combustibile o materiale misto è determinata una frazione di biomassa, i livelli definiti si riferiscono al tenore di carbonio totale. La frazione di biomassa del carbonio è calcolata in base ai livelli definiti nella sezione 2.4 del presente allegato.

Livello 1: Il gestore applica una delle opzioni seguenti:

Livello 2a: Il gestore ricava il tenore di carbonio da fattori di emissione specifici per paese per il carburante o materiale corrispondente, conformemente all'articolo 31, paragrafo 1, lettere b) o c), o dai valori di cui all'articolo 31, paragrafo 1, lettera d).

Livello 2b: Il gestore ricava il tenore di carbonio dai fattori di emissione per il combustibile sulla base di uno dei seguenti indicatori surrogati riconosciuti, in associazione con una correlazione empirica determinata almeno una volta all'anno, a norma degli articoli da 32 a 35:

Il gestore si accerta che la correlazione soddisfi i criteri di una buona prassi tecnica e che venga applicata solo ai valori della variabile surrogata che rientrano nell'intervallo per la quale è stata stabilita.

Livello 3: Il gestore applica una delle opzioni seguenti:

3.2    Livelli applicabili per i poteri calorifici netti (NCV)

Si utilizzano i livelli di cui alla sezione 2.2 del presente allegato.

3.3    Livelli applicabili per la frazione di biomassa

Si utilizzano i livelli di cui alla sezione 2.4 del presente allegato.

▼M1

4.    DEFINIZIONE DEI LIVELLI APPLICABILI PER I FATTORI DI CALCOLO PER LE EMISSIONI DI PROCESSO DI CO2

Per tutte le emissioni di processo di CO2, in particolare per le emissioni derivanti dalla decomposizione dei carbonati e dai materiali di processo contenenti carbonio sotto una forma diversa dai carbonati, ivi compresi urea, coke e grafite, quando sono monitorate usando la metodologia standard a norma dell’articolo 24, paragrafo 2, si applicano i livelli definiti nella presente sezione per i fattori di calcolo applicabili.

Nel caso di materiali misti che contengono forme inorganiche e organiche di carbonio, il gestore può decidere:

Per le emissioni derivanti dalla decomposizione di carbonati, il gestore può scegliere per ciascun flusso di fonti uno dei metodi seguenti:

Per le altre emissioni di CO2 legate al processo, il gestore applica solo il metodo A.

4.1.    Livelli applicabili per il fattore di emissione secondo il metodo A

Livello 1: Il gestore applica una delle opzioni seguenti:

Livello 2: Il gestore applica un fattore di emissione specifico per paese, conformemente all’articolo 31, paragrafo 1, lettere b) o c), o valori determinati a norma dell’articolo 31, paragrafo 1, lettera d).

Livello 3: Il gestore determina il fattore di emissione conformemente agli articoli da 32 a 35. Per convertire i dati relativi alla composizione in fattori di emissione si utilizzano, se del caso, i rapporti stechiometrici riportati nell’allegato VI, sezione 2.

4.2.    Livelli applicabili per il fattore di emissione secondo il metodo A

Livello 1: Si utilizza un fattore di conversione pari a 1.

Livello 2: I carbonati e le altre forme di carbonio in uscita dal processo sono presi in considerazione applicando un fattore di conversione compreso tra 0 e 1. Il gestore può considerare che la conversione sia completa per uno o più materiali in entrata e imputare i materiali non convertiti o altre forme di carbonio ai rimanenti materiali in entrata. La determinazione aggiuntiva dei parametri chimici utili dei prodotti avviene secondo le modalità descritte negli articoli da 32 a 35.

4.3.    Livelli applicabili per il fattore di emissione secondo il metodo B

Livello 1: Il gestore applica una delle opzioni seguenti:

Livello 2: Il gestore applica un fattore di emissione specifico per paese, conformemente all’articolo 31, paragrafo 1, lettere b) o c), o valori determinati a norma dell’articolo 31, paragrafo 1, lettera d).

Livello 3: Il gestore determina il fattore di emissione conformemente agli articoli da 32 a 35. Per convertire i dati relativi alla composizione in fattori di emissione si utilizzano i rapporti stechiometrici indicati nell’allegato VI, sezione 2, tabella 3, ipotizzando che tutti gli ossidi di metallo pertinenti siano derivati dai rispettivi carbonati. A tal fine il gestore tiene conto almeno di CaO e MgO e fornisce all’autorità competente elementi di prova che consentano di stabilire quali altri ossidi metallici sono legati ai carbonati contenuti nelle materie prime.

4.4.    Livelli applicabili per il fattore di conversione secondo il metodo B

Livello 1: Si utilizza un fattore di conversione pari a 1.

Livello 2: La quantità di composti non derivanti da carbonati dei metalli pertinenti presente nelle materie prime, compresi la polvere di ritorno o le ceneri volanti o altri materiali già calcinati, si traduce in fattori di conversione compresi tra 0 e 1, dove il valore 1 corrisponde alla conversione totale dei carbonati presenti nelle materie prime in ossidi. La determinazione aggiuntiva dei parametri chimici utili degli elementi di processo in entrata avviene secondo le modalità descritte negli articoli da 32 a 35.

4.5.    Livelli applicabili per il potere calorifico netto (NCV)

Se del caso, il gestore determina il potere calorifico netto del materiale di processo utilizzando i livelli definiti alla sezione 2.2 del presente allegato. Il potere calorifico netto non è considerato pertinente per i flussi de minimis o quando il materiale di per sé non è combustibile senza l’aggiunta di altri combustibili. In caso di dubbio, il gestore chiede all’autorità competente se occorre monitorare e comunicare informazioni relative all’NCV.

4.6.    Livelli applicabili per la frazione di biomassa

Se del caso, il gestore determina la frazione di biomassa del carbonio contenuta nel materiale di processo utilizzando i livelli definiti alla sezione 2.4 del presente allegato.

▼M1 —————

▼B

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ALLEGATO III

Metodologie di monitoraggio per le attività di trasporto aereo (Articoli 53 e 57)

1.   METODOLOGIE DI CALCOLO PER LA DETERMINAZIONE DEI GAS A EFFETTO SERRA NEL SETTORE DEL TRASPORTO AEREO

Metodo A

Il gestore applica la formula seguente:

Consumo effettivo di carburante per ogni volo [t] = quantitativo di carburante contenuto nei serbatoi dell'aeromobile al termine del rifornimento per il volo [t] – quantitativo di carburante contenuto nei serbatoi dell'aeromobile al termine del rifornimento per il volo successivo [t] + rifornimento di carburante per il volo successivo [t].

Se non viene effettuato il rifornimento per il volo in questione o per il volo successivo, il quantitativo di carburante contenuto nei serbatoi dell'aeromobile viene determinato al momento del posizionamento dei blocchi alle ruote all'uscita dell'aeromobile dalla piazzola di sosta (block-off) per il volo in questione o il volo successivo. Nel caso eccezionale in cui l'aeromobile svolga attività diverse dal volo, ad esempio nel caso di importanti interventi di manutenzione che comportano lo svuotamento dei serbatoi, dopo il volo per il quale si procede al monitoraggio del consumo di carburante, l'operatore aereo può sostituire il «Quantitativo di carburante contenuto nei serbatoi dell'aeromobile al termine del rifornimento per il volo successivo + Rifornimento di carburante per il volo successivo» con il «Quantitativo di carburante rimasto nei serbatoi all'inizio dell'attività successiva dell'aeromobile», secondo le indicazioni contenute nei registri tecnici.

Metodo B

Il gestore applica la formula seguente:

Carburante effettivamente consumato per ogni volo [t] = quantitativo di carburante rimasto nei serbatoi dell'aeromobile al momento del posizionamento dei blocchi alle ruote all'entrata dell'aeromobile in piazzola di sosta (block-on) al termine del volo precedente [t] + rifornimento di carburante per il volo [t] quantitativo di carburante contenuto nei serbatoi al block-on al termine del volo [t].

Il momento di block-on può essere considerato il momento in cui il motore viene spento. Se un aeromobile non ha effettuato un volo prima del volo per il quale viene controllato il consumo di carburante, invece di utilizzare il «Quantitativo di carburante rimasto nei serbatoi dell'aeromobile al momento del posizionamento dei blocchi alle ruote all'entrata dell'aeromobile in piazzola di sosta (block-on) al termine del volo precedente» si può utilizzare il «Quantitativo di carburante rimasto nei serbatoi dell'aeromobile al termine della precedente attività dell'aeromobile», secondo le indicazioni contenute nei registri tecnici.

2.   FATTORI DI EMISSIONE PER I CARBURANTI STANDARD

3.   CALCOLO DELLA DISTANZA ORTODROMICA

Distanza [km] = distanza ortodromica [km] + 95 km

La «distanza ortodromica» è la distanza più breve tra due punti sulla superficie della Terra, approssimata usando il sistema di cui all'articolo 3.7.1.1, allegato 15, della convenzione di Chicago (WGS 84).

La latitudine e la longitudine degli aerodromi sono ricavate dai dati sull'ubicazione dell'aerodromo pubblicati nelle Aeronautical Information Publications («AIP») a norma dell'allegato 15 della convenzione di Chicago oppure da una fonte che utilizzi i dati AIP.

È consentito l'uso di distanze calcolate con un software o da terzi a condizione che la metodologia di calcolo si basi sulla formula riportata nella presente sezione, sui dati AIP e sulle prescrizioni della WGS 84.

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ALLEGATO IV

Metodologie di monitoraggio specifiche per attività per gli impianti (articolo 20, paragrafo 2)

1.   NORME DI MONITORAGGIO SPECIFICHE PER LE EMISSIONI DERIVANTI DAI PROCESSI DI COMBUSTIONE

A.    Campo di applicazione

I gestori monitorano le emissioni di CO2 derivanti da tutti i tipi di processi di combustione che si verificano nell'ambito di tutte le attività elencate nell'allegato I della direttiva 2003/87/CE o incluse nel sistema dell'Unione di cui all'articolo 24 della medesima direttiva, compresi i relativi processi di lavaggio (scrubbing) in base alle norme specificate nel presente allegato. Le emissioni derivanti da carburanti usati come elementi in entrata in un processo sono considerate emissioni di combustione ai fini delle metodologie di monitoraggio e comunicazione, fatte salve le altre classificazioni delle emissioni.

Le emissioni provenienti dai motori a combustione interna utilizzati a fini di trasporto non sono oggetto di monitoraggio o comunicazione ad opera del gestore. Il gestore assegna all'impianto tutte le emissioni provenienti dalla combustione di combustibili presso l'impianto, indipendentemente dalle esportazioni di calore o elettricità verso altri impianti. Il gestore non assegna all'impianto importatore le emissioni associate alla produzione di calore o elettricità importate da altri impianti.

Il gestore include almeno le seguenti fonti di emissioni: caldaie, bruciatori, turbine, riscaldatori, altoforni, inceneritori, forni di vario tipo, essiccatoi, motori, pile a combustibile, unità di CLC (chemical looping combustion), torce, dispositivi post-combustione termici o catalitici, apparecchiature di scrubbing (emissioni di processo) e ogni altro apparecchio o macchina che utilizzi combustibile, esclusi gli apparecchi o le macchine muniti di motori a combustione usati per il trasporto.

B.    Norme di monitoraggio specifiche

Le emissioni derivanti dai processi di combustione sono calcolate conformemente all'articolo 24, paragrafo 1, a meno che i combustibili siano inclusi in un bilancio di massa a norma dell'articolo 25. Si applicano i livelli specificati nella sezione 2 dell'allegato II. Inoltre, le emissioni di processo derivanti dallo scrubbing di effluenti gassosi sono monitorate secondo le disposizioni di cui alla sottosezione C.

Per le emissioni provenienti da torce si applicano prescrizioni specifiche, secondo quanto specificato nella sottosezione D della presente sezione.

I processi di combustione che si verificano nei terminali di trattamento gas possono essere monitorati con l'ausilio di un bilancio di massa, ai sensi dell'articolo 25.

C.    Scrubbing (lavaggio) degli effluenti gassosi

C.1    Desolforazione

Le emissioni di processo di CO2 derivanti dall'uso di carbonati per il lavaggio degli effluenti gassosi acidi si calcolano a norma dell'articolo 24, paragrafo 2, in base al quantitativo di carbonato consumato (metodo A) o al quantitativo di gesso prodotto (metodo B), come specificato di seguito. Le disposizioni seguenti si applicano in deroga all'allegato II, sezione 4.

Metodo A: Fattore di emissione

Livello 1: il fattore di emissione è derivato dai rapporti stechiometrici di cui all'allegato VI, sezione 2. La quantità di CaCO3 e di MgCO3 o di altri carbonati nel relativo materiale in entrata viene determinata in base alle linee guida sulle migliori prassi del settore.

Metodo B: Fattore di emissione

Livello 1: il fattore di emissione è il rapporto stechiometrico tra il gesso anidro (CaSO4 × 2H2O) e il CO2 emesso: 0,2558 t CO2/t gesso.

Fattore di conversione:

Livello 1: Si utilizza un fattore di conversione pari a 1.

C.2    De-NOx

▼M1

In deroga alla sezione 4 dell’allegato II, le emissioni di processo di CO2 derivanti dall’uso di urea per lo scrubbing degli effluenti gassosi vanno calcolate conformemente all’articolo 24, paragrafo 2, applicando i livelli seguenti.

▼B

Fattore di emissione:

Livello 1: La quantità di urea nel relativo materiale in entrata viene determinata in base alle linee guida sulle migliori prassi del settore. Il fattore di emissione è determinato utilizzando un rapporto stechiometrico di 0,7328 t CO2/t urea.

Fattore di conversione:

Si applica esclusivamente il livello 1.

D.    Torce

Nel calcolare le emissioni provenienti dalle torce, il gestore tiene conto delle emissioni prodotte dalla combustione in torcia effettuata di routine e per esigenze operative (disinnesti, avviamenti e fermate, nonché sfiati di emergenza). Il gestore include anche il CO2 intrinseco ai sensi dell'articolo 48.

In deroga alla sezione 2.1 dell'allegato II, i livelli 1 e 2b per il fattore di emissione sono così definiti:

In deroga alla sezione 2.3 dell'allegato II, nel caso delle torce si applicano, per il fattore di ossidazione, soltanto i livelli 1 e 2.

2.   RAFFINAZIONE DI PETROLIO, PRESENTE NELL'ELENCO DI CUI ALL'ALLEGATO I DELLA DIRETTIVA 2003/87/CE

A.    Campo di applicazione

Il gestore monitora e comunica tutte le emissioni di CO2 derivanti dai processi di combustione e produzione che si verificano nelle raffinerie.

Il gestore include quanto meno le seguenti potenziali fonti di emissioni di CO2: caldaie, riscaldatori di processo/dispositivi di trattamento, motori a combustione interna/turbine, ossidatori catalitici e termici, forni per la calcinazione di coke, pompe antincendio, generatori di emergenza/di riserva, torce, inceneritori, cracker, unità di produzione di idrogeno, unità di processo Claus, rigenerazione di catalizzatori (da cracking catalitico e altri processi catalitici) e apparecchiature per il coking (coking flessibile, coking ritardato).

B.    Norme di monitoraggio specifiche

Il monitoraggio delle attività di raffinazione del petrolio avviene secondo il disposto della sezione 1 del presente allegato per le emissioni di combustione, compreso lo scrubbing degli effluenti gassosi. Il gestore può scegliere di utilizzare la metodologia di bilancio di massa conformemente all'articolo 25 per l'intera raffineria o per singole unità di processo, come gli impianti di gassificazione degli idrocarburi pesanti o gli impianti di calcinazione. Qualora si ricorra a combinazioni di metodologia standard e bilancio di massa, il gestore fornisce all'autorità competente le prove che dimostrano la completezza delle emissioni considerate e l'assenza di doppi conteggi delle emissioni.

Le emissioni derivanti da unità di produzione di idrogeno dedicate sono monitorate in conformità alla sezione 19 del presente allegato.

In deroga agli articoli 24 e 25, le emissioni derivanti dall'attività di rigenerazione di cracker catalitici e di altri catalizzatori e dalle apparecchiature per il coking flessibile sono monitorate determinando il bilancio di massa, tenuto conto dello stato dell'aria in entrata e del gas effluente. Tutto il CO contenuto nel gas effluente è computato come CO2, applicando il rapporto di massa: t CO2 = t CO * 1,571. L'analisi dell'aria in entrata e dei gas effluenti nonché la scelta dei livelli avvengono secondo le disposizioni di cui agli articoli da 32 a 35. La metodologia specifica di calcolo deve essere approvata dall'autorità competente.

3.   PRODUZIONE DI COKE, PRESENTE NELL'ELENCO DI CUI ALL'ALLEGATO I DELLA DIRETTIVA 2003/87/CE

A.    Campo di applicazione

Il gestore include quanto meno le seguenti potenziali fonti di emissioni di CO2: materie prime (compresi carbone o coke di petrolio), combustibili convenzionali (compreso il gas naturale), gas di processo (tra cui gas di altoforno), altri combustibili e scrubbing dei gas di scarico.

B.    Norme di monitoraggio specifiche

Per il monitoraggio delle emissioni derivanti dalla produzione di coke, il gestore può scegliere di utilizzare un bilancio di massa conformemente all'articolo 25 e alla sezione 3 dell'allegato II oppure la metodologia standard ai sensi dell'articolo 24 e delle sezioni 2 e 4 dell'allegato II.

4.   ARROSTIMENTO E SINTERIZZAZIONE DI MINERALI METALLICI, PRESENTE NELL'ELENCO DI CUI ALL'ALLEGATO I DELLA DIRETTIVA 2003/87/CE

A.    Campo di applicazione

Il gestore include quanto meno le seguenti potenziali fonti di emissioni di CO2: materie prime (calcinazione di calcare, dolomite e minerali di ferro carbonati, come il FeCO3), combustibili convenzionali (tra cui gas naturale e coke/coke minuto), gas di processo (inclusi gas di cokeria e gas di altoforno), residui di processo usati come materiale in entrata, compresa la polvere captata dai filtri dell'impianto di sinterizzazione, del convertitore e dell'altoforno, altri combustibili e lo scrubbing di effluenti gassosi.

▼M1

B.    Norme di monitoraggio specifiche

Per il monitoraggio delle emissioni derivanti dall’arrostimento, dalla sinterizzazione o dalla pellettizzazione di minerali metallici, il gestore può scegliere di utilizzare un bilancio di massa conformemente all’articolo 25 e alla sezione 3 dell’allegato II oppure la metodologia standard conformemente all’articolo 24 e alle sezioni 2 e 4 dell’allegato II.

▼B

5.   PRODUZIONE DI GHISA E ACCIAIO, PRESENTE NELL'ELENCO DI CUI ALL'ALLEGATO I DELLA DIRETTIVA 2003/87/CE

A.    Campo di applicazione

Il gestore include quanto meno le seguenti potenziali fonti di emissioni di CO2: materie prime (calcinazione di calcare, dolomite e minerali di ferro carbonati, come il FeCO3), combustibili convenzionali (inclusi gas naturale, carbone e coke), agenti riducenti (coke, carbone, plastica), gas di processo (gas di cokeria, gas di altoforno e gas di forno ad ossigeno basico), consumo degli elettrodi in grafite, altri combustibili, scrubbing dei gas di scarico.

B.    Norme di monitoraggio specifiche

Per il monitoraggio delle emissioni derivanti dalla produzione di ghisa e acciaio, il gestore può scegliere di utilizzare un bilancio di massa conformemente all'articolo 25 e alla sezione 3 dell'allegato II oppure la metodologia standard ai sensi dell'articolo 24 e delle sezioni 2 e 4 dell'allegato II, perlomeno per una parte dei flussi di fonti, evitando lacune o doppi conteggi delle emissioni.

In deroga alla sezione 3.1 dell'allegato II, il livello 3 per il tenore di carbonio è definito come segue:

Livello 3: il gestore calcola il tenore di carbonio del flusso in entrata o in uscita a norma degli articoli da 32 a 35 relativamente al campionamento rappresentativo di combustibili, prodotti e sottoprodotti, nonché alla determinazione del loro tenore di carbonio e della loro frazione di biomassa. Il gestore determina il tenore di carbonio di prodotti o prodotti semifiniti sulla base di analisi annue eseguite secondo quanto disposto dagli articoli da 32 a 35, oppure ricava tale dato dai valori medi relativi alla composizione, secondo quanto indicato nelle norme nazionali o internazionali pertinenti.

6.   PRODUZIONE O LAVORAZIONE DI METALLI FERROSI E NON FERROSI, PRESENTE NELL'ELENCO DI CUI ALL'ALLEGATO I DELLA DIRETTIVA 2003/87/CE

A.    Campo di applicazione

Il gestore non applica le disposizioni della presente sezione per il monitoraggio e la comunicazione delle emissioni di CO2 derivanti dalla produzione di ghisa e acciaio nonché di alluminio primario.

Il gestore include almeno le seguenti potenziali fonti di emissioni di CO2: combustibili tradizionali; combustibili alternativi tra cui materiali granulati in plastica provenienti da impianti di post-frantumazione; agenti riducenti, tra cui coke e elettrodi in grafite; materie prime, tra cui calcare e dolomite; minerali concentrati metallici contenenti carbonio; materiali secondari usati come carica.

B.    Norme di monitoraggio specifiche

Se il carbonio proveniente da combustibili o da materiali in entrata usati in questo impianto rimane nei prodotti o in altri elementi prodotti, il gestore applica il metodi del bilancio di massa conformemente all'articolo 25 e alla sezione 3 dell'allegato II. In caso contrario, il gestore calcola le emissioni di combustione e di processo separatamente, ricorrendo alla metodologia standard a norma dell'articolo 24 e delle sezioni 2 e 4 dell'allegato II

Nel caso in cui si utilizzi un bilancio di massa, il gestore può scegliere di includere le emissioni derivanti dai processi di combustione nel bilancio di massa o di utilizzare la metodologia standard secondo quanto disposto dall'articolo 24 e dalla sezione 1 del presente allegato per una parte dei flussi di fonti, evitando lacune o il doppio conteggio delle emissioni.

7.   EMISSIONI DI CO2 DERIVANTI DALLA PRODUZIONE O DALLA LAVORAZIONE DI ALLUMINIO PRIMARIO, PRESENTE NELL'ELENCO DI CUI ALL'ALLEGATO I DELLA DIRETTIVA 2003/87/CE

A.    Campo di applicazione

Il gestore applica le disposizioni della presente sezione al monitoraggio e alla comunicazione delle emissioni di CO2 derivanti dalla produzione di elettrodi per la fusione di alluminio primario, compresi gli impianti indipendenti per la produzione di tali elettrodi, e il consumo di elettrodi nel corso dell'elettrolisi.

Il gestore considera almeno le seguenti potenziali fonti di emissioni di CO2: combustibili per la produzione di calore o vapore, produzione di elettrodi, riduzione di Al2O3 durante l'elettrolisi correlata al consumo di elettrodi, e impiego di soda o altri carbonati per lo scrubbing dei gas di scarico.

Le emissioni associate di perfluorocarburi (PFC) derivanti da effetti anodici, comprese le emissioni fuggitive, sono monitorate conformemente alla sezione 8 del presente allegato.

B.    Norme di monitoraggio specifiche

Il gestore calcola le emissioni di CO2 dalla produzione o dalla lavorazione di alluminio primario ricorrendo alla metodologia basata sul bilancio di massa secondo il disposto dell'articolo 25. La metodologia basata sul bilancio di massa tiene conto di tutto il carbonio contenuto negli elementi in entrata, nelle scorte, nei prodotti e in altre esportazioni riconducibili alla miscelazione, formazione, cottura e riciclaggio degli elettrodi così come dal consumo di elettrodi durante l'elettrolisi. Quando sono utilizzati anodi precotti è possibile calcolare bilanci di massa distinti per la produzione e il consumo, oppure un solo bilancio di massa comune che tenga conto sia della produzione che del consumo di elettrodi. Per le celle Søderberg, il gestore applica un bilancio di massa comune.

Per le emissioni derivanti da processi di combustione, il gestore può scegliere di includere le emissioni nel bilancio di massa o di utilizzare la metodologia standard secondo quanto disposto dall'articolo 24 e dalla sezione 1 del presente allegato, almeno per una parte dei flussi di fonti, evitando lacune o il doppio conteggio delle emissioni.

8.   EMISSIONI DI PFC DERIVANTI DALLA PRODUZIONE O DALLA LAVORAZIONE DI ALLUMINIO PRIMARIO, PRESENTE NELL'ELENCO DI CUI ALL'ALLEGATO I DELLA DIRETTIVA 2003/87/CE

A.    Campo di applicazione

Il gestore applica le seguenti disposizioni alle emissioni di perfluorocarburi (PFC) derivanti da effetti anodici, comprese le emissioni fuggitive di PFC. Per le emissioni di CO2 associate, tra cui le emissioni dovute alla produzione di elettrodi, il gestore applica la sezione 7 del presente allegato. L'operatore inoltre calcola le emissioni di PFC non legate agli effetti anodici sulla base di metodi di stima conformemente alle migliori pratiche del settore e degli orientamenti pubblicati dalla Commissione a tal fine.

B.    Determinazione delle emissioni di PFC

Le emissioni di PFC sono calcolate in base alle emissioni misurabili in un condotto o in un camino («emissioni da sorgenti puntiformi») oltre alle emissioni fuggitive, determinate sulla base dell'efficacia di raccolta del condotto:

emissioni di PFC (totali) = emissioni di PFC (condotto)/efficienza di raccolta

L'efficienza di raccolta è misurata quando si determinano i fattori di emissione specifici per impianto. Ai fini di tale determinazione, si applicano le indicazioni contenute nelle linee guida IPCC 2006 nella versione più recente (livello 3, sezione 4.4.2.4).

Il gestore calcola le emissioni di CF4 e C2F6 emesse attraverso un condotto o un camino applicando uno dei due metodi seguenti:

Metodo di calcolo A – Metodo «slope»

Per determinare le emissioni di PFC il gestore utilizza le seguenti equazioni:

dove:

AEM = durata dell'effetto anodico in minuti/cella-giorno;

SEFCF4 = fattore di emissione «slope» [(kg CF4/t Al prodotto)/(minuti effetto anodico/cella-giorno)]. Se si utilizzano diversi tipi di cella, possono essere applicati diversi SEF;

PrAl = produzione annua di alluminio primario [t];

FC2F6 = frazione di peso C2F6 (t C2F6 / t CF4).

La durata in minuti dell'effetto anodico per cella-giorno esprime la frequenza degli effetti anodici (numero di effetti anodici/cella-giorno) moltiplicata per la durata media degli effetti anodici (minuti effetto anodico/occorrenza):

AEM = frequenza × durata media

Fattore di emissione: Il fattore di emissione per il CF4 (fattore di emissione «slope» - SEFCF4) esprime la quantità [kg] di CF4 emessa per tonnellata di alluminio prodotta per minuto di effetto anodico/cella-giorno. Il fattore di emissione (frazione di peso FC2F6) di C2F6 esprime la quantità [t] di C2F6 emesso in proporzione alla quantità [t] di CF4 emesso.

Livello 1: Il gestore utilizza i fattori di emissione specifici della tecnologia riportati nella tabella 1 della presente sezione dell'allegato IV.

Livello 2: Il gestore utilizza i fattori di emissione specifici per impianto fissati per il CF4 e il C2F6 stabiliti tramite misure sul campo continue o intermittenti. Per determinare tali fattori di emissione il gestore applica le indicazioni contenute nelle linee guida IPCC 2006 nella versione più recente (livello 3, sezione 4.4.2.4) ( 9 ). Il fattore di emissione tiene conto altresì delle emissioni connesse agli effetti non anodici. Il gestore determina ciascun fattore di emissione con un'incertezza massima di ±15 %.

Il gestore determina i fattori di emissione almeno ogni tre anni o con maggiore frequenza qualora vengano apportate all'impianto modifiche significative. Si considerano «modifiche significative» cambiamenti nella distribuzione della durata degli effetti anodici oppure cambiamenti nell'algoritmo di comando che influisce sulla combinazione dei tipi di effetti anodici o sulla natura della procedura di soppressione dell'effetto anodico.

Metodo di calcolo B – Metodo «overvoltage»

Quando è misurata la sovratensione dell'effetto anodico, il gestore calcola le emissioni di PFC applicando le seguenti equazioni:

▼M1

▼B

dove:

OVC = coefficiente di sovratensione («fattore di emissione») espresso in kg di CF4 per tonnellata di alluminio prodotta per mV di sovratensione;

AEO = sovratensione dell'effetto anodico per cella [mV], definita come l'integrale di (tempo × tensione al di sopra della tensione di obiettivo) divisa per il tempo (durata) della raccolta dei dati;

CE = rendimento medio della corrente nella produzione di alluminio [%];

PrAl = produzione annua di alluminio primario [t];

▼M1

FC2F6 = frazione di peso di C2F6 (t C2F6/t CF4).

▼B

Il termine AEO/CE (sovratensione anodica/rendimento di corrente) esprime la sovratensione anodica media integrata nel tempo [mV di sovratensione] rispetto al rendimento di corrente medio [%].

Fattore di emissione: il fattore di emissione per il CF4 («coefficiente di sovratensione», OVC) esprime la quantità [kg] di CF4 emessa per tonnellata di alluminio prodotta per millivolt di sovratensione [mV]. Il fattore di emissione di C2F6 (frazione di peso C2F6) esprime la quantità [t] di C2F6 emesso in proporzione alla quantità [t] di CF4 emesso.

Livello 1: il gestore applica i fattori di emissione specifici per tecnologia riportati nella tabella 2 della presente sezione dell'allegato IV.

Livello 2: il gestore utilizza i fattori di emissione specifici per impianto per il CF4 [(kg CF4 / t Al ) / (mV)] e C2F6 [t C2F6/ t CF4] stabiliti tramite misure sul campo continue o intermittenti. Per determinare tali fattori di emissione il gestore applica le indicazioni contenute nelle linee guida IPCC 2006 nella versione più recente (livello 3, sezione 4.4.2.4). Il gestore determina ciascun fattore di emissione con un'incertezza massima di ± 15 %.

Il gestore determina i fattori di emissione almeno ogni tre anni o con maggiore frequenza qualora vengano apportate all'impianto modifiche significative. Si considerano «modifiche significative» cambiamenti nella distribuzione della durata degli effetti anodici oppure cambiamenti nell'algoritmo di comando che influisce sulla combinazione dei tipi di effetti anodici o sulla natura della procedura di soppressione dell'effetto anodico.

C.    Determinazione delle emissioni di CO2(e)

Il gestore calcola le emissioni di CO2(e) derivanti dalle emissioni di CF4 e C2F6 come specificato di seguito, utilizzando i potenziali di riscaldamento globale elencati nell'allegato VI, sezione 3, tabella 6:

emissioni di PFC [t CO2(e)] = emissioni di CF4 [t] * GWPCF4 + emissioni di C2F6 [t] * GWPC2F6

9.   PRODUZIONE DI CLINKER (CEMENTO), PRESENTE NELL'ELENCO DI CUI ALL'ALLEGATO I DELLA DIRETTIVA 2003/87/CE

▼M1

A.    Campo di applicazione

Il gestore include quanto meno le seguenti potenziali fonti di emissioni di CO2: calcinazione del calcare presente nelle materie prime, combustibili fossili convenzionali che alimentano i forni, materie prime e combustibili fossili alternativi che alimentano i forni, combustibili da biomassa che alimentano i forni (rifiuti della biomassa), combustibili non destinati ai forni, tenore di carbonio non derivante da carbonati del calcare e degli scisti e materie prime usate per lo scrubbing dei gas di scarico.

▼B

B.    Norme di monitoraggio specifiche

Le emissioni derivanti dalla combustione sono monitorate in conformità alla sezione 1 del presente allegato. Le emissioni di processo derivanti dai componenti di farina cruda sono monitorate secondo il disposto della sezione 4 dell'allegato II in base al tenore di carbonio degli elementi in entrata (metodo di calcolo A) o alla quantità di clinker prodotto (metodo di calcolo B). Nel metodo A, i carbonati da considerare comprendono almeno CaCO3, MgCO3 e FeCO3. Nel metodo B il gestore tiene conto almeno di CaO e MgO e fornisce all'autorità competente le elementi di prova per stabilire in che misura occorre tenere conto di altre fonti di carbonio.

▼M1

Le emissioni di CO2 dovute alle polveri eliminate dal processo e al carbonio non derivante da carbonati presente nelle materie prime sono aggiunte conformemente alle sottosezioni C e D della presente sezione.

▼B

Metodo di calcolo A: Elementi in entrata ai forni

Se la polvere captata dai depolveratori dei forni da cemento (CKD) e la polvere da bypass fuoriescono dal sistema del forno, il gestore non considera le relative materie prime elementi in entrata al processo, ma calcola le emissioni dalla CKD conformemente alla sottosezione C.

A meno che la farina cruda non sia caratterizzata, il gestore applica i requisiti in materia di incertezza per i dati di attività separatamente a ciascun materiale carbonato in entrata al forno, avendo cura di evitare i doppi conteggi o le omissioni dovuti a materiali reintrodotti o bypassati. Se i dati di attività sono calcolati in base al clinker prodotto, la quantità netta di farina cruda può essere determinata con un rapporto empirico farina cruda/clinker specifico al sito. Tale rapporto è aggiornato almeno una volta all'anno sulla base delle linee guida sulle migliori prassi del settore.

Metodo di calcolo B: Quantità di clinker prodotto

Il gestore determina i dati di attività espressi come quantità di clinker prodotto [t] nell'arco del periodo di comunicazione in uno dei seguenti modi:

Il gestore ricava il rapporto clinker/cemento per i diversi tipi di prodotti di cemento secondo le modalità descritte agli articoli da 32 a 35 o calcola tale rapporto in base alla differenza tra le forniture di cemento e le variazioni delle scorte e tutti i materiali usati come additivi nel cemento, comprese la polvere da bypass e la polvere CKD.

In deroga alla sezione 4 dell'allegato II, il livello 1 per il fattore di emissione è così definito:

Livello 1: Il gestore applica un fattore di emissione di 0,525 t CO2 /t clinker.

C.    Emissioni collegate alla polvere eliminata

Il gestore aggiunge le emissioni di CO2 derivanti dalla polvere da bypass o dalla polvere CKD in uscita dal sistema del forno, corretto da un fattore di calcinazione parziale delle polveri CKD calcolate come emissioni di processo conformemente all'articolo 24, paragrafo 2. In deroga alla sezione 4 dell'allegato II, i livelli 1 e 2 per il fattore di emissione sono così definiti:

dove:

EFCKD = fattore di emissione della CKD parzialmente calcinata [t CO2/t CKD];

EFCli = fattore di emissione del clinker, specifico all'impianto [t CO2/t clinker];

d = grado di calcinazione della CKD (CO2 rilasciato come % del CO2 totale proveniente dai carbonati della miscela cruda).

Il livello 3 non si applica per il fattore di emissione.

D.    Emissioni risultanti dal carbonio non proveniente da carbonati presente nella farina cruda

Il gestore determina le emissioni risultanti dal carbonio non derivante da carbonati presente nel calcare, negli scisti o in altre materie prime (ad esempio le ceneri volanti) utilizzati nella composizione della farina cruda nel forno, conformemente all'articolo 24, paragrafo 2.

▼M1

In deroga alla sezione 4 dell’allegato II, per il fattore di emissione si applicano le seguenti definizioni dei livelli:

In deroga alla sezione 4 dell’allegato II, per il fattore di conversione si applicano le seguenti definizioni dei livelli:

▼B

10.   PRODUZIONE DI CALCE VIVA O CALCINAZIONE DI DOLOMITE O MAGNESITE, PRESENTE NELL'ELENCO DI CUI ALL'ALLEGATO I DELLA DIRETTIVA 2003/87/CE

A.    Campo di applicazione

Il gestore include quanto meno le seguenti potenziali fonti di emissioni di CO2: calcinazione del calcare, della dolomite o della magnesite contenuti nella materie prime, combustibili fossili convenzionali che alimentano i forni, materie prime e combustibili fossili alternativi che alimentano i forni, combustibili da biomassa usati per i forni (rifiuti della biomassa) e altri combustibili.

Se nei processi di depurazione sono usati la calce viva e il CO2 derivante dal calcare, in modo che una quantità approssimativamente equivalente di CO2 si trovi di nuovo in una forma legata, non è necessario che la decomposizione dei carbonati e il processo di depurazione figurino separatamente nel piano di monitoraggio dell'impianto.

B.    Norme di monitoraggio specifiche

▼M1

Le emissioni derivanti dalla combustione sono monitorate conformemente alla sezione 1 del presente allegato. Le emissioni di processo derivanti dalle materie prime sono monitorate conformemente alla sezione 4 dell’allegato II. I carbonati di calcio e magnesio sono sempre presi in considerazione. Se utili per il calcolo delle emissioni, si considerano anche altri carbonati e il carbonio non derivante da carbonati contenuti nelle materie prime.

▼B

Ai fini della metodologia fondata sugli elementi in entrata, i valori del tenore di carbonio vanno corretti in funzione del tenore di umidità e del contenuto di ganga del materiale. Nel caso della produzione di magnesio, è necessario considerare, se del caso, altri minerali contenenti magnesio diversi dai carbonati.

Si devono evitare doppi conteggi o omissioni dovuti ai materiali reintrodotti o bypassati. Quando si applica il metodo B, la polvere dei forni da calce è considerata come un flusso distinto, se del caso.

▼M1

C.    Emissioni risultanti dal carbonio non derivante da carbonati presente nelle materie prime

Il gestore determina le emissioni risultanti dal carbonio non derivante da carbonati presente in particolare nel calcare, negli scisti o in altre materie prime captate nei forni conformemente all’articolo 24, paragrafo 2.

In deroga alla sezione 4 dell’allegato II, per il fattore di emissione si applicano le seguenti definizioni dei livelli:

In deroga alla sezione 4 dell’allegato II, per il fattore di conversione si applicano le seguenti definizioni dei livelli:

▼B

11.   PRODUZIONE DI VETRO, FIBRA DI VETRO O MATERIALE ISOLANTE IN LANA MINERALE, PRESENTE NELL'ELENCO DI CUI ALL'ALLEGATO I DELLA DIRETTIVA 2003/87/CE

A.    Campo di applicazione

Il gestore applica le disposizioni della presente sezione anche agli impianti che producono vetro solubile e lana di vetro/roccia.

Il gestore include quanto meno le seguenti potenziali fonti di emissioni di CO2: decomposizione dei carbonati alcalini e alcalino-terrosi derivanti dalla fusione delle materie prime, combustibili fossili convenzionali, materie prime e combustibili fossili alternativi, combustibili da biomassa (rifiuti della biomassa), altri combustibili, additivi carbonati, compresi il coke, la polvere di carbone e la grafite, post-combustione e scrubbing degli effluenti gassosi.

B.    Norme di monitoraggio specifiche

▼M1

Le emissioni derivanti dalla combustione, compreso lo scrubbing degli effluenti gassosi, sono monitorate conformemente alla sezione 1 del presente allegato. Le emissioni di processo derivanti dalle materie prime sono monitorate conformemente alla sezione 4 dell’allegato II. Tra i carbonati da prendere in considerazione si annoverano perlomeno CaCO3, l’MgCO3, Na2CO3, NaHCO3, BaCO3, Li2CO3, K2CO3 e SrCO3. Si utilizza soltanto il metodo A. Le emissioni provenienti da altri materiali di processo come il coke, la grafite e la polvere di carbone sono monitorate conformemente alla sezione 4 dell’allegato II.

▼B

In deroga alla sezione 4 dell'allegato II, per il fattore di emissione si applicano le seguenti definizioni dei livelli:

Per il fattore di conversione si applica esclusivamente il livello 1.

12.   FABBRICAZIONE DI PRODOTTI CERAMICI, PRESENTE NELL'ELENCO DI CUI ALL'ALLEGATO I DELLA DIRETTIVA 2003/87/CE

▼M1

A.    Campo di applicazione

Il gestore include quanto meno le seguenti potenziali fonti di emissioni di CO2: combustibili che alimentano i forni, calcinazione del calcare/della dolomite e degli altri carbonati contenuti nelle materie prime, calcare e altri carbonati utilizzati per l’abbattimento degli inquinanti atmosferici e altre tecniche di depurazione dei gas effluenti, additivi fossili/provenienti dalla biomassa utilizzati per conferire porosità, tra cui polistirolo, residui della produzione di carta o segatura, tenore di carbonio non derivante da carbonati nell’argilla e altre materie prime.

▼B

B.    Norme di monitoraggio specifiche

▼M1

Le emissioni derivanti dalla combustione, compreso lo scrubbing degli effluenti gassosi, sono monitorate conformemente alla sezione 1 del presente allegato. Le emissioni di processo derivanti da componenti e additivi di farina cruda sono monitorate conformemente alla sezione 4 dell’allegato II. Per i prodotti ceramici fabbricati a partire da argille purificate o sintetiche, il gestore può utilizzare il metodo A o il metodo B. Per i prodotti ceramici fabbricati a partire da argille non trasformate e quando vengono impiegati additivi o argille che presentano un notevole tenore di carbonio non derivante da carbonati, il gestore applica il metodo A. I carbonati di calcio sono sempre presi in considerazione. Se utili per il calcolo delle emissioni, si considerano anche gli altri carbonati e il carbonio non derivante da carbonati contenuti nelle materie prime.

▼B

I dati di attività per i materiali in entrata per il metodo A possono essere determinati con un opportuno calcolo a ritroso basato sulle migliori prassi del settore e approvato dall'autorità competente. Questo calcolo tiene conto dei sistemi di misura disponibili per i prodotti verdi secchi o i prodotti cotti e delle fonti di dati appropriate per l'umidità dell'argilla e degli additivi, nonché della perdita di ricottura (perdita per ignizione) dei materiali in questione.

In deroga alla sezione 4 dell'allegato II, per i fattori di emissione, nel caso delle emissioni di processo legate alle materie prime, si applicano le seguenti definizioni dei livelli:

Metodo A (basato sugli elementi in entrata)

Livello 1: Ai fini del calcolo del fattore di emissione, al posto dei risultati delle analisi si applica un valore prudenziale di 0,2 tonnellate di CaCO3 (corrispondente a 0,08794 tonnellate di CO2) per tonnellata di argilla secca. Tutto il carbonio inorganico e organico dell'argilla è considerato incluso in tale valore. Gli additivi sono considerati non inclusi in questo valore.

Livello 2: Almeno una volta all'anno per ciascun flusso di fonti viene calcolato e aggiornato, secondo le migliori prassi del settore, un fattore di emissione che rispecchi le condizioni specifiche del sito e il mix di prodotti dell'impianto.

Livello 3: La composizione delle materie prime è determinata secondo le modalità descritte negli articoli da 32 a 35. Per convertire i dati relativi alla composizione in fattori di emissione si utilizzano, se del caso, i rapporti stechiometrici riportati nell'allegato VI, sezione 2.

Metodo A (basato sugli elementi in uscita)

Livello 1: Ai fini del calcolo del fattore di emissione, al posto dei risultati delle analisi si applica, a titolo prudenziale, un valore di 0,123 tonnellate di CaO (corrispondente a 0,09642 tonnellate di CO2) per tonnellata di prodotto. Tutto il carbonio inorganico e organico dell'argilla è considerato incluso in tale valore. Gli additivi sono considerati non inclusi in questo valore.

Livello 2: Almeno una volta all'anno viene calcolato e aggiornato, secondo le migliori prassi del settore, un fattore di emissione che rispecchi le condizioni specifiche del sito e il mix di prodotti dell'impianto.

Livello 3: La composizione dei prodotti è determinata conformemente agli articoli da 32 a 35. Per convertire i dati relativi alla composizione in fattori di emissione si utilizzano, se del caso, i rapporti stechiometrici indicati nell'allegato VI, sezione 2, tabella 3, ipotizzando che tutti gli ossidi di metallo pertinenti siano derivati dai rispettivi carbonati.

In deroga alla sezione 1 del presente allegato, per la depurazione e degli effluenti gassosi si applicano, per il fattore di emissione, i seguenti livelli:

Livello 1: Il gestore applica il rapporto stechiometrico di CaCO3 indicato nella sezione 2 dell'allegato VI.

Per la depurazione non si applica nessun altro livello né fattore di conversione. Occorre evitare di contabilizzare due volte il calcare usato riciclato come materia prima nello stesso impianto.

13.   PRODUZIONE DI PRODOTTI A BASE DI GESSO E DI PANNELLI DI CARTONGESSO, PRESENTE NELL'ELENCO DI CUI ALL'ALLEGATO I DELLA DIRETTIVA 2003/87/CE

A.    Campo di applicazione

Il gestore include perlomeno tutte le emissioni di CO2 derivanti da tutti i tipi di attività di combustione.

B.    Norme di monitoraggio specifiche

Le emissioni derivanti dalla combustione sono monitorate in conformità alla sezione 1 del presente allegato.

14.   PRODUZIONE DI POLPA DI CELLULOSA E CARTA, PRESENTE NELL'ELENCO DI CUI ALL'ALLEGATO I DELLA DIRETTIVA 2003/87/CE

A.    Campo di applicazione

Il gestore include quanto meno le seguenti potenziali fonti di emissioni di CO2: caldaie, turbine a gas e altri dispositivi di combustione che producono vapore o energia elettrica, caldaie di recupero e altri dispositivi adibiti alla combustione di liscivi esausti, inceneritori, forni da calce e calcinatori, lavaggio dei gas di scarico ed essiccatori alimentati da combustibile (ad esempio, essiccatori a infrarosso).

B.    Norme di monitoraggio specifiche

Il monitoraggio delle emissioni da combustione, compreso lo scrubbing degli effluenti gassosi, avviene conformemente alla sezione 1 del presente allegato.

Le emissioni di processo da materie prime usate come prodotti chimici ausiliari, compresi perlomeno il calcare o la soda, sono monitorate mediante il metodo A in conformità alla sezione 4 dell'allegato II. Le emissioni di CO2 derivanti dal recupero di fanghi di calcare nella produzione di polpa di cellulosa sono considerate emissioni di CO2 proveniente da biomassa riciclata. Si ritiene che solo un quantitativo di CO2 proporzionale agli elementi in entrata derivanti dalle sostanze chimiche usate per il reintegro dia luogo a emissioni di CO2 fossile.

Per le emissioni associate ai prodotti chimici ausiliari si applicano le seguenti definizioni dei livelli:

Per il fattore di conversione si applica esclusivamente il livello 1.

15.   PRODUZIONE DI NEROFUMO, PRESENTE NELL'ELENCO DI CUI ALL'ALLEGATO I DELLA DIRETTIVA 2003/87/CE

A.    Campo di applicazione

Il gestore considera come fonti di emissioni di CO2 almeno tutti i combustibili usati per la combustione e tutti i combustibili impiegati come elementi in entrata al processo.

B.    Norme di monitoraggio specifiche

Le emissioni derivanti dalla produzione di nerofumo possono essere monitorate come processo di combustione, compreso lo scrubbing degli effluenti gassosi ai sensi della sezione 1 del presente allegato, o sulla scorta di un bilancio di massa a norma dell'articolo 25 e della sezione 3 dell'allegato II.

16.   DETERMINAZIONE DELLE EMISSIONI DI PROTOSSIDO DI AZOTO (N2O) DERIVANTI DALLA PRODUZIONE DI ACIDO NITRICO, ACIDO ADIPICO, CAPROLATTAME, GLIOSSALE E ACIDO GLIOSSILICO PRESENTE NELL'ELENCO DI CUI ALL'ALLEGATO I DELLA DIRETTIVA 2003/87/CE

A.    Campo di applicazione

Il gestore considera, per ogni attività che dà luogo a emissioni di N2O, tutte le fonti che emettono N2O nell'ambito di processi produttivi, anche quando tali emissioni dovute alla produzione vengono canalizzate tramite dispositivi di abbattimento. In particolare, considera le seguenti attività:

Queste disposizioni non si applicano alle emissioni di N2O derivanti dalla combustione di combustibili.

B.    Determinazione delle emissioni di N2O

B.1.    Emissioni annuali di N2O

Il gestore monitora le emissioni di N2O derivanti dalla produzione di acido nitrico avvalendosi di sistemi di misurazione in continuo. Le emissioni di N2O derivanti dalla produzione di acido adipico, caprolattame, gliossale e acido gliossilico vengono monitorate utilizzando un sistema fondato su misure per le emissioni sottoposte ad abbattimento e un metodo basato sui calcoli (applicando una metodologia basata sul bilancio di massa) per i casi temporanei di emissioni non abbattute.

Per le fonti di emissioni soggette a misurazione in continuo, il gestore calcola le emissioni annue totali sommando tutte le emissioni orarie, avvalendosi dell'equazione 1 di cui alla sezione 3 dell'allegato VIII.

B.2.    Emissioni orarie di N2O

Il gestore calcola le emissioni orarie medie annue di N2O per ogni fonte soggetta a misurazione in continuo, sulla base dell'equazione 2 di cui alla sezione 3 dell'allegato VIII

Le concentrazioni orarie di N2O nell'effluente gassoso da ciascuna fonte di emissioni vengono determinate tramite un sistema di misura in continuo in un punto rappresentativo, a valle del dispositivo di abbattimento di NOx/N2O (se presente). Il gestore applica tecniche idonee a misurare le concentrazioni di N2O da tutte le fonti di emissioni, in condizioni sia di abbattimento sia di non abbattimento. Se in questi periodi le incertezze aumentano, il gestore ne tiene conto nella valutazione dell'incertezza.

Il gestore regola tutte le misure sulla base del gas secco, ove necessario, e le comunica in forma coerente.

B.3.    Determinazione della portata degli effluenti gassosi

Per misurare la portata degli effluenti gassosi ai fini del monitoraggio delle emissioni di N2O, il gestore applica i metodi definiti all'articolo 43, paragrafo 5, del presente regolamento. Per la produzione di acido nitrico, il gestore utilizza il metodo di cui all'articolo 43, paragrafo 5, lettera a), a meno che ciò non sia tecnicamente realizzabile. In tal caso il gestore impiega un metodo alternativo, tra cui il metodo del bilancio di massa basato su parametri significativi (come il carico di ammoniaca in entrata) o la determinazione del flusso tramite misura in continuo del flusso di emissioni, purché la metodologia scelta sia approvata dall'autorità competente.

Il flusso di gas effluente va calcolato secondo la seguente formula:

Vportata degli effluenti gassosi [Nm3/h] = Varia* (1 - O2,aria) / (1 - O2, effluenti gassosi)

dove:

Varia = portata totale di aria in entrata in Nm3/h in condizioni standard;

O2, aria = frazione del volume di O2 in aria secca [= 0,2095];

O2, effluenti gassosi = frazione del volume di O2 negli effluenti gassosi.

Il valore di Varia viene calcolato come la somma di tutti i flussi di aria in entrata nell'unità di produzione dell'acido nitrico.

Il gestore applica la seguente formula, salvo diversa indicazione nel piano di monitoraggio:

Varia = Vprim + Vsec + Vten

dove:

Vprim = flusso primario di aria in entrata in Nm3/h in condizioni standard;

Vsec = flusso secondario di aria in entrata in Nm3/h in condizioni standard;

Vten = flusso di aria in entrata al livello di tenuta in Nm3/h in condizioni standard.

Il valore Vprim è determinato tramite misura in continuo del flusso prima della miscela con ammoniaca. Il valore Vsec è determinato tramite misura in continuo del flusso, anche quando la misurazione avviene a monte dell'unità di recupero di calore. Per il valore Vten il gestore considera il flusso d'aria evacuato nell'ambito del processo di produzione dell'acido nitrico.

Per i flussi di aria in entrata che rappresentano complessivamente meno del 2,5 % del flusso di aria totale, l'autorità competente può accettare, per determinare la velocità di detto flusso di aria, metodi di stima proposti dal gestore sulla base delle buone pratiche accettate nel settore.

Il gestore deve dimostrare, tramite misure in condizioni normali di funzionamento, che la portata degli effluenti gassosi misurata è sufficientemente omogenea da consentire di utilizzare il metodo di misura proposto. Se le misure confermano la presenza di un flusso non omogeneo, il gestore ne tiene conto nel determinare i metodi di monitoraggio adeguati e nel calcolare l'incertezza associata alle emissioni di N2O.

Il gestore adegua tutte le misure sulla base del gas secco e ne comunica sempre i valori.

B.4.    Concentrazioni di ossigeno (O2)

Se necessario per calcolare il flusso del gas effluente, come indicato nella parte B.3 della presente sezione dell'allegato IV, il gestore misura le concentrazioni di ossigeno nel gas effluente. In tal caso, il gestore rispetta le prescrizioni per le misure della concentrazione descritti all'articolo 41, paragrafi 1 e 2. Nel determinare l'incertezza delle emissioni di N2O, il gestore tiene in considerazione l'incertezza delle misure della concentrazione di O2.

Il gestore adegua tutte le misure sulla base del gas secco, ove necessario, e comunica sempre i valori corrispondenti.

B.5.    Calcolo delle emissioni di N2O

Per talune emissioni periodiche di N2O non sottoposte ad abbattimento, derivanti dalla produzione di acido adipico, caprolattame, gliossale e acido gliossilico (comprese le emissioni non abbattute dovute a un rilascio in atmosfera per ragioni di sicurezza e/o a causa del malfunzionamento del dispositivo di abbattimento), il gestore, quando il monitoraggio continuo delle emissioni di N2O non è tecnicamente realizzabile, effettua le misurazioni tramite una metodologia basata sul bilancio di massa, previa approvazione dell'autorità competente. In tal caso, l'incertezza totale è simile al risultato ottenuto applicando i requisiti di livello di cui all'articolo 41, paragrafi 1 e 2. Il metodo di calcolo applicato dal gestore si basa sul livello potenziale massimo di emissioni di N2O derivante dalla reazione chimica che ha luogo al momento dell'emissione e nel periodo considerato.

Il gestore tiene conto dell'incertezza inerente a qualsiasi valore di emissione ottenuto per una determinata fonte di emissione, per determinare l'incertezza associata alla media oraria annua delle emissioni della fonte in questione.

B.6.    Determinazione dei tassi di produzione dell'attività

I tassi di produzione sono calcolati sulla base delle relazioni di produzione giornaliere e delle ore di attività.

B.7.    Frequenze di campionamento

Occorre calcolare medie orarie o medie per periodi di riferimento più brevi ai sensi dell'articolo 44 per:

C.    Determinazione dei CO2 equivalenti annui – [CO2(e)]

Il gestore converte il totale delle emissioni annua di N2O da tutte le fonti di emissione (in tonnellate fino al terzo decimale) in emissioni annue di CO2(e) (in tonnellate arrotondate) utilizzando la seguente formula e i valori GWP di cui all'allegato VI, sezione 3:

CO2(e) [t] = N2Oannuo[t] * GWPN2O

dove:

N2Oannuo = emissioni totali annue di N2O, calcolate sulla base dell'equazione 1 di cui alla sezione 3 dell'allegato VIII.

Il totale annuo di CO2(e) generato da tutte le fonti di emissione e le eventuali emissioni dirette di CO2 da altre fonti incluse nell'autorizzazione a emettere gas serra vengono aggiunti alle emissioni annue totali di CO2 generate dall'impianto e vengono utilizzati per la comunicazione e per la restituzione delle quote.

Le emissioni totali annue di N2O sono comunicate in tonnellate (al terzo decimale) e in CO2(e) in tonnellate arrotondate.

17.   PRODUZIONE DI AMMONIACA, PRESENTE NELL'ELENCO DI CUI ALL'ALLEGATO I DELLA DIRETTIVA 2003/87/CE

A.    Campo di applicazione

Il gestore include almeno le seguenti potenziali fonti di emissioni di CO2: combustione di combustibili che fornisce il calore per il reforming o l'ossidazione parziale, combustibili usati come elementi in entrata al processo di produzione dell'ammoniaca (reforming o ossidazione parziale), combustibili usati per altri processi di combustione, anche allo scopo di produrre acqua calda o vapore.

B.    Norme di monitoraggio specifiche

Per monitorare le emissioni derivanti da processi di combustione e dall'impiego di combustibili come elementi in entrata, si applica la metodologia standard di cui all'articolo 24 e alla sezione 1 del presente allegato.

Se il CO2 derivante dalla produzione di ammoniaca è utilizzato come carica per la produzione di urea o di altre sostanze chimiche, o è trasferito fuori dall'impianto ai fini di un uso non previsto dall'articolo 49, paragrafo 1, la quantità corrispondente di CO2 è considerata emessa dall'impianto che produce il CO2.

18.   PRODUZIONE DI PRODOTTI CHIMICI ORGANICI SU LARGA SCALA, PRESENTE NELL'ELENCO DI CUI ALL'ALLEGATO I DELLA DIRETTIVA 2003/87/CE

A.    Campo di applicazione

Il gestore tiene conto almeno delle seguenti fonti di emissioni di CO2: cracking (catalitico e non catalitico), reforming, ossidazione parziale o completa, processi simili che danno origine a emissioni di CO2 derivanti dal carbonio contenuto nella carica a base di idrocarburi, combustione degli effluenti gassosi e combustione in torcia, e combustione di combustibili nell'ambito di altri processi di combustione.

B.    Norme di monitoraggio specifiche

Se la produzione di prodotti chimici organici su larga scala è tecnicamente integrata in una raffineria di petrolio, il gestore di tale impianto applica le pertinenti disposizioni della sezione 2 del presente allegato.

In deroga al primo comma, per monitorare le emissioni dai processi di combustione in cui i combustibili utilizzati non prendono parte alle reazioni chimiche attuate per la produzione di prodotti chimici organici su larga scala e non risultano da tali reazioni, il gestore ricorre alla metodologia standard secondo il disposto dell'articolo 24 e della sezione 1 del presente allegato. In tutti gli altri casi il gestore può scegliere di monitorare le emissioni derivanti dalla produzione di sostanze chimiche organiche in larga scala utilizzando la metodologia basata sul bilancio di massa di cui all'articolo 25 o la metodologia standard conformemente all'articolo 24. Se ricorre alla metodologia standard, il gestore fornisce all'autorità competente le prove che il metodo selezionato tiene conto di tutte le emissioni pertinenti che sarebbero prese in considerazione anche da una metodologia basata sul bilancio di massa.

Per determinare il tenore di carbonio nell'ambito del livello 1, si applicano i fattori di emissione di riferimento elencati nella tabella 5 di cui all'allegato VI. Il gestore calcola il tenore di carbonio delle sostanze che non figurano nella tabella 5 dell'allegato VI (o in altre disposizioni del presente regolamento) derivandolo dal tenore stechiometrico di carbonio della sostanza pura e dalla concentrazione della sostanza nel flusso in entrata o in uscita.

19.   PRODUZIONE DI IDROGENO E GAS DI SINTESI, PRESENTE NELL'ELENCO DI CUI ALL'ALLEGATO I DELLA DIRETTIVA 2003/87/CE

A.    Campo di applicazione

Il gestore include almeno le seguenti potenziali fonti di emissioni di CO2: combustibili usati nel processo di produzione dell'idrogeno o dei gas di sintesi (reforming o ossidazione parziale) e combustibili usati per altri processi di combustione, anche allo scopo di produrre acqua calda o vapore. I gas di sintesi prodotti sono considerati come un flusso di fonti nell'ambito della metodologia basata sul bilancio di massa.

B.    Norme di monitoraggio specifiche

Per monitorare le emissioni associate ai processi di combustione o all'impiego di combustibili come elementi in entrata nella produzione di idrogeno, si applica la metodologia standard di cui all'articolo 24 e alla sezione 1 del presente allegato.

Per monitorare le emissioni derivanti dalla produzione di gas di sintesi si ricorre a un bilancio di massa, conformemente all'articolo 25. Per le emissioni derivanti da processi di combustione distinti, il gestore può scegliere di includere le emissioni nel bilancio di massa o di utilizzare la metodologia standard secondo quanto disposto dall'articolo 24, almeno per una parte dei flussi, adoperandosi per evitare lacune o doppi conteggi delle emissioni.

Se il medesimo impianto è utilizzato per la produzione di idrogeno e gas di sintesi, il gestore calcola le emissioni di CO2 usando metodi distinti per l'idrogeno e per il gas di sintesi, come specificato nei primi due paragrafi della presente sottosezione, oppure ricorrendo a un unico bilancio di massa.

20.   PRODUZIONE DI SODA E BICARBONATO DI SODIO, PRESENTE NELL'ELENCO DI CUI ALL'ALLEGATO I DELLA DIRETTIVA 2003/87/CE

A.    Campo di applicazione

Le fonti di emissioni e i flussi di fonti per le emissioni di CO2 provenienti dagli impianti destinati alla produzione di soda e bicarbonato di sodio comprendono:

B.    Norme di monitoraggio specifiche

Per monitorare le emissioni derivanti dalla produzione di soda e bicarbonato di sodio il gestore ricorre a un bilancio di massa, conformemente all'articolo 25. Per le emissioni derivanti da processi di combustione, il gestore può scegliere di includere le emissioni nel bilancio di massa o di utilizzare la metodologia standard secondo quanto disposto dall'articolo 24, almeno per una parte dei flussi di fonti, evitando lacune o doppi conteggi delle emissioni.

Se il CO2 derivante dalla produzione di soda è impiegato per produrre bicarbonato di sodio, la quantità di CO2 usata per produrre il bicarbonato dalla soda è considerata emessa dall'impianto che produce il CO2.

21.   DETERMINAZIONE DELLE EMISSIONI DI GAS A EFFETTO SERRA DERIVANTI DA ATTIVITÀ DI CATTURA DI CO2 AI FINI DEL TRASPORTO E DELLO STOCCAGGIO GEOLOGICO IN UN SITO AUTORIZZATO AI SENSI DALLA DIRETTIVA 2009/31/CE

A.    Campo di applicazione

La cattura di CO2 è effettuata da un impianto ad hoc che riceve il CO2 trasferito da uno o più altri impianti oppure dallo stesso impianto che svolge le attività che producono emissioni di CO2 che sono poi catturate nell'ambito della medesima autorizzazione a emettere gas serra. Tutte le parti di un impianto destinate alla cattura di CO2, allo stoccaggio intermedio, al trasferimento a una rete di trasporto di CO2 o a un sito per lo stoccaggio geologico delle emissioni di gas a effetto serra da CO2, devono essere inserite nell'autorizzazione a emettere gas a effetto serra e considerate nel relativo piano di monitoraggio. Qualora l'impianto effettui altre attività che rientrano nel campo di applicazione della direttiva 2003/87/CE, le emissioni causate da tali attività sono monitorate conformemente alle altre sezioni pertinenti del presente allegato.

Il gestore di un'attività di cattura di CO2 include almeno le seguenti potenziali fonti di emissioni di CO2:

B.    Determinazione delle quantità di CO2 trasferite ed emesse

B.1.    Quantificazione a livello dell'impianto

Il gestore calcola le emissioni tenendo conto delle potenziali emissioni di CO2 dovute a processi generatori di emissioni in atto nell'impianto come pure del quantitativo di CO2 catturato e trasferito alla rete di trasporto, applicando la seguente formula:

Eimpianto di cattura = Tentrata + Esenza cattura – Tper stoccaggio

dove:

E impianto di cattura = totale delle emissioni di gas a effetto serra dell'impianto di cattura;

Tentrata = quantitativo di CO2 trasferito all'impianto di cattura, determinato conformemente agli articoli da 40 a 46 e all'articolo 49;

Esenza cattura = emissioni dell'impianto ipotizzando che il CO2 non sia stato catturato, ovvero la somma delle emissioni derivanti da tutte le altre attività dell'impianto, monitorate in conformità alle sezioni pertinenti dell'allegato IV;

Tper stoccaggio = quantitativo di CO2 trasferito a una rete di trasporto o a un sito di stoccaggio, determinato conformemente agli articoli da 40 a 46 e all'articolo 49.

Nei casi in cui la cattura di CO2 è effettuata dallo stesso impianto da cui ha origine il CO2 catturato, il valore Tentrata usato dal gestore è pari a zero.

Nel caso di impianti di cattura autonomi, il gestore considera che Esenza cattura rappresenta il quantitativo di emissioni derivanti da fonti diverse dal CO2 trasferito all'impianto per cattura. Il gestore determina tali emissioni conformemente al presente regolamento.

Nel caso di impianti di cattura autonomi, il gestore dell'impianto che trasferisce il CO2 all'impianto di cattura deduce il quantitativo Tentrata dalle emissioni del suo impianto, secondo quanto previsto dall'articolo 49.

B.2.    Determinazione del CO2 trasferito

Ogni gestore determina il quantitativo di CO2 trasferito da e verso l'impianto di cattura a norma dell'articolo 49, mediante metodi di misurazioni applicati a norma degli articoli da 40 a 46.

Soltanto se il gestore dell'impianto che trasferisce il CO2 all'impianto di cattura dimostra, in modo giudicato sufficiente dall'autorità competente, che il trasferimento del CO2 all'impianto di cattura avviene per intero e con un grado di accuratezza perlomeno equivalente, l'autorità competente può autorizzare il gestore a impiegare una metodologia basata su calcoli in conformità all'articolo 24 o 25 per determinare il quantitativo di Tentrata anziché una metodologia fondata su misure conformemente agli articoli da 40 a 46 e all'articolo 49.

22.   DETERMINAZIONE DELLE EMISSIONI DI GAS A EFFETTO SERRA DERIVANTI DAL TRASPORTO DI CO2 MEDIANTE CONDUTTURE FINALIZZATO ALLO STOCCAGGIO GEOLOGICO IN UN SITO AUTORIZZATO A NORMA DELLA DIRETTIVA 2009/31/CE

A.    Campo di applicazione

I confini relativi al monitoraggio e alla comunicazione delle emissioni derivanti dal trasporto di CO2 mediante condutture sono indicati nell'autorizzazione a emettere gas a effetto serra della rete di trasporto, ivi compresi tutti gli impianti ausiliari collegati funzionalmente alla rete di trasporto, le centrali di spinta e i riscaldatori. Ciascuna rete di trasporto presenta quantomeno un punto iniziale e un punto finale, ciascuno connesso con altri impianti che effettuano una o più delle seguenti attività: cattura, trasporto o stoccaggio geologico di CO2. I punti iniziali e finali possono comprendere ramificazioni della rete di trasporto e confini transnazionali. I punti iniziali e finali, come pure gli impianti cui sono connessi, devono essere riportati nell'autorizzazione a emettere gas a effetto serra.

Il gestore include almeno le seguenti potenziali fonti di emissioni di CO2: combustione e altri processi in impianti collegati funzionalmente con la rete di trasporto, ivi comprese le centrali di spinta; emissioni fuggitive dalla rete di trasporto; emissioni convogliate dalla rete di trasporto; emissioni dovute a fuoriuscite accidentali dalla rete di trasporto.

B.    Metodi di quantificazione per il CO2

Il gestore delle reti di trasporto determina le emissioni sulla base di uno dei seguenti metodi:

Quando opera una scelta tra il metodo A e il metodo B, ogni gestore dimostra all'autorità competente che la metodologia prescelta permette di ottenere risultati più affidabili e di ridurre l'incertezza associata alle emissioni globali, utilizzando le migliori tecnologie e conoscenze disponibili al momento della presentazione della domanda di autorizzazione a emettere gas serra e dell'approvazione del piano di monitoraggio, senza che ciò comporti costi sproporzionatamente elevati. Qualora opti per il metodo B, il gestore dimostra all'autorità competente che l'incertezza complessiva relativa al livello annuale di emissioni di gas a effetto serra per la sua rete di trasporto non è superiore al 7,5 %.

Il gestore di una rete di trasporto che utilizza il metodo B non aggiunge al proprio livello calcolato di emissioni il CO2 ricevuto da un altro impianto autorizzato ai sensi della direttiva 2003/87/CE e non sottrae dal proprio livello calcolato di emissioni il CO2 trasferito a un altro impianto autorizzato a norma della medesima direttiva.

Tutti gli operatori di una rete di trasporto, con cadenza perlomeno annuale, utilizzano il metodo A per convalidare i risultati del metodo B. Per tale convalida, il gestore può utilizzare livelli più bassi per il metodo A.

B.1.    Metodo A

Ogni gestore calcola le emissioni sulla base della seguente formula:

dove:

Emissioni = emissioni di CO2 totali della rete di trasporto [t CO2];

Eattività propria = emissioni provenienti dall'attività propria della rete di trasporto, ossia non dal CO2 trasportato, ivi incluse le emissioni dovute all'uso di combustibili nelle centrali di spinta, monitorate conformemente alle pertinenti sezioni dell'allegato IV;

TIN,i = quantitativo di CO2 trasferito alla rete di trasporto nel punto di ingresso i, determinato conformemente agli articoli da 40 a 46 e all'articolo 49/

TOUT,i = quantitativo di CO2 trasferito fuori dalla rete di trasporto al punto di uscita i, determinato conformemente agli articoli da 40 a 46 e all'articolo 49.

B.2.    Metodo B

Ogni gestore calcola le emissioni tenendo conto di tutti i processi generatori di emissioni in atto nell'impianto come pure del quantitativo di CO2 catturato e trasferito alla struttura di trasporto, applicando la seguente formula:

Emissioni [t CO2] = CO2 fuggitive+ CO2 convogliate + CO2 fuoriuscite + CO2 impianti

dove:

Emissioni = emissioni di CO2 totali della rete di trasporto [t CO2];

CO2 fuggitive = quantità di emissioni fuggitive [t CO2] provenienti dal CO2 che transita nella rete di trasporto, ad esempio da sigilli, valvole, stazioni intermedie di compressione e impianti intermedi di stoccaggio;

CO2 convogliate = quantità di emissioni convogliate [t CO2] provenienti dal CO2 che transita nella rete di trasporto;

CO2 fuoriuscite = quantità di CO2 [t CO2] che transita nella rete di trasporto e che fuoriesce a seguito del malfunzionamento di uno o più componenti della rete di trasporto;

CO2 impianti = quantità di CO2 [t CO2] emesso a seguito di combustione o di altri processi funzionalmente connessi con il trasporto mediante condutture della rete di trasporto, oggetto di monitoraggio in conformità alle pertinenti sezioni dell'allegato IV.

B.2.1.    Emissioni fuggitive derivanti dalla rete di trasporto

Il gestore considera le emissioni fuggitive provenienti da una qualsiasi delle seguenti apparecchiature:

All'inizio delle operazioni e, al più tardi, alla fine del primo anno di esercizio della rete di trasporto oggetto di comunicazione, il gestore determina i fattori medi di emissione EF (espressi in g CO2/unità tempo) per elemento di apparecchiatura e per occorrenza che possono dar luogo a emissioni fuggitive. Al massimo ogni cinque anni il gestore riesamina tali fattori alla luce delle migliori tecniche e conoscenze disponibili.

Il gestore calcola le emissioni fuggitive moltiplicando il numero di elementi di apparecchiature in ciascuna categoria per il fattore di emissione e addizionando i risultati ottenuti per le singole categorie, come mostrato nell'equazione seguente:

Il numero di occorrenze (Noccorrenze ) è il numero di elementi di una data apparecchiatura per categoria, moltiplicato per il numero di unità temporali per anno.

B.2.2.    Emissioni da fuoriuscite

Il gestore di una rete di trasporto deve dimostrare l'integrità della rete, utilizzando dati (spazio-temporali) rappresentativi relativi alla temperatura e alla pressione. Se dai dati emerge che si è verificata una fuoriuscita, il gestore calcola il quantitativo di CO2 emesso mediante un'adeguata metodologia documentata nel piano di monitoraggio, sulla base degli orientamenti dell'industria sulle migliori pratiche, anche utilizzando le differenze di temperatura e pressione rispetto ai valori medi di temperatura e pressione che caratterizzano un impianto integro.

B.2.3.    Emissioni convogliate

Nel piano di monitoraggio ogni gestore riporta un'analisi relativa alle situazioni che potrebbero determinare emissioni convogliate, anche per ragioni di manutenzione o in casi di emergenza, e illustra un'adeguata metodologia per calcolare il quantitativo di CO2 convogliato, sulla base degli orientamenti dell'industria sulle migliori pratiche.

23.   STOCCAGGIO GEOLOGICO DI CO2 IN UN SITO DI STOCCAGGIO AUTORIZZATO AI SENSI DELLA DIRETTIVA 2009/31/CE

A.    Campo di applicazione

L'autorità competente definisce i confini relativi al monitoraggio e alla comunicazione delle emissioni derivanti dallo stoccaggio geologico di CO2 sulla base della delimitazione del sito e del complesso di stoccaggio, specificata nell'autorizzazione a norma della direttiva 2009/31/CE. Qualora nel complesso di stoccaggio siano individuate fuoriuscite che comportano emissioni o rilascio di CO2 nella colonna d'acqua, il gestore si attiva immediatamente per:

Il gestore elimina dal piano di monitoraggio le fonti di emissioni corrispondenti a tale fuoriuscita e cessa di monitorare e comunicare tali emissioni soltanto una volta che son stati adottati provvedimenti correttivi a norma dell'articolo 16 della direttiva 2009/31/CE e non si rilevano più emissioni o rilasci nella colonna d'acqua.

Ogni gestore di un'attività di stoccaggio geologico tiene conto almeno delle seguenti potenziali fonti di emissioni di CO2: l'uso di combustibili nelle centrali di spinta correlate e altre attività che generano combustione, comprese quelle delle centrali elettriche in sito; rilascio nella fase di iniezione o nelle operazioni di recupero avanzato di idrocarburi; le emissioni fuggitive nella fase di iniezione, il CO2 prodotto nelle operazioni di recupero avanzato di idrocarburi; e le fuoriuscite.

B.    Quantificazione delle emissioni di CO2

Il gestore di un'attività di stoccaggio geologico non aggiunge al proprio livello calcolato di emissioni il CO2 ricevuto da un altro impianto e non sottrae dal proprio livello calcolato di emissioni il CO2 destinato allo stoccaggio geologico nel sito di stoccaggio o trasferito da un altro impianto.

B.1.    Emissioni convogliate e fuggitive derivanti dall'iniezione

Il gestore determina le emissioni convogliate e le emissioni fuggitive secondo la seguente formula:

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

dove:

V CO2 = quantitativo di CO2 convogliato;

F CO 2 = quantitativo di CO2 derivante da emissioni fuggitive.

Ogni gestore determina il valore V CO2 utilizzando metodi fondati su misure di cui agli articoli da 41 a 46 del presente regolamento. In deroga alla prima frase e previa approvazione dell'autorità competente, il gestore può inserire nel piano di monitoraggio una metodologia adeguata per calcolare il valore V CO2 applicando gli orientamenti dell'industria sulle migliori pratiche, nel caso in cui l'applicazione di metodi fondati su misure generi costi sproporzionatamente elevati.

Il gestore considera F CO2 come un'unica fonte, nel senso che i requisiti in materia di incertezza associati ai livelli di cui alla sezione 1 dell'allegato VIII sono applicati al valore complessivo anziché ai singoli punti di emissione. Nel piano di monitoraggio il gestore deve presentare un'analisi relativa alle fonti potenziali di emissioni fuggitive e illustrare un'adeguata metodologia per calcolare o misurare il quantitativo di F CO2, applicando gli orientamenti dell'industria sulle migliori pratiche. Per determinare il valore F CO2 il gestore può utilizzare i dati relativi all'impianto di iniezione raccolti a norma degli articoli da 32 a 35 e dell'allegato II, punto 1.1, lettere da e) a h), della direttiva 2009/31/CE, se essi sono conformi alle disposizioni del presente regolamento.

B.2.    Emissioni convogliate e fuggitive derivanti da operazioni di recupero avanzato di idrocarburi

Ogni operatore considera anche le seguenti potenziali fonti di emissione derivanti dal recupero avanzato di idrocarburi:

Ogni gestore calcola le emissioni fuggitive o convogliate di CO2 secondo quanto indicato nella parte B.1 della presente sezione dell'allegato IV.

Il gestore determina le emissioni provenienti dalla torcia conformemente alla sezione 1, parte D, del presente allegato, tenendo conto del potenziale tenore intrinseco di CO2 nei gas della torcia a norma dell'articolo 48.

B.3.    Fuoriuscite dal complesso di stoccaggio

Le emissioni e il rilascio nella colonna d'acqua sono quantificati come segue:

dove:

L CO

2

=

massa di CO2 emesso o rilasciato per giorno di calendario a seguito di una fuoriuscita conformemente ai seguenti fattori:

T

inizio

=

la più recente tra le date seguenti:

Tfine = la data a partire dalla quale sono stati adottati provvedimenti correttivi a norma dell'articolo 16 della direttiva 2009/31/CE e non si registrano più emissioni o rilascio di CO2 nella colonna d'acqua.

L'autorità competente approva e autorizza l'uso di altri metodi di quantificazione delle emissioni o del rilascio di CO2 nella colonna d'acqua causati da fuoriuscite se il gestore è in grado di dimostrare, in modo giudicato sufficiente dall'autorità competente, che tali metodi garantiscono una maggiore accuratezza rispetto alla metodologia descritta in questa parte.

Le emissioni dovute a fuoriuscita dal complesso di stoccaggio sono quantificate dal gestore per ogni singola fuoriuscita con un massimo di incertezza complessiva del 7,5 % sull'intero periodo di comunicazione. Qualora l'incertezza complessiva della metodologia di quantificazione utilizzata sia superiore al 7,5 %, il gestore applica l'adeguamento riportato di seguito:

CO2,Dichiarato [t CO2] = CO2,Quantificato [t CO2] * (1 + (IncertezzaSistema [%]/100) – 0,075)

dove:

CO2,Dichiarato = il quantitativo di CO2 da dichiarare nella comunicazione annuale delle emissioni in relazione alla fuoriuscita in oggetto;

CO2,Quantificato = il quantitativo di CO2 determinato utilizzando la metodologia di quantificazione in relazione alla fuoriuscita in oggetto;

IncertezzaSistema = il livello di incertezza associato al metodo di quantificazione usato per la fuoriuscita in oggetto.

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ALLEGATO V

Requisiti di livello minimi per le metodologie fondate su calcoli applicate nel caso di impianti di categoria A e fattori di calcolo per combustibili commerciali standard usati negli impianti di categoria B e C (articolo 26, paragrafo 1)

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ALLEGATO VI

Valori di riferimento per fattori di calcolo [articolo 31, paragrafo 1, lettera a)]

1.   FATTORI DI EMISSIONE PER I COMBUSTIBILI CORRELATI AL POTERE CALORIFICO NETTO (NCV)

2.   FATTORI DI EMISSIONE CORRELATI ALLE EMISSIONI DI PROCESSO

3.   POTENZIALI DI SURRISCALDAMENTO DEL PIANETA PER GAS A EFFETTO SERRA DIVERSI DAL CO2

▼M1

▼B

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ALLEGATO VII

Frequenza minima delle analisi (articolo 35)

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ALLEGATO VIII

Metodologie fondate su misure (articolo 41)

1.   DEFINIZIONI DEI LIVELLI PER LE METODOLOGIE FONDATE SU MISURE

Le metodologie fondate su misure sono approvate secondo i livelli, con le seguenti incertezze massime ammissibili per le emissioni orarie medie annue, calcolati in base all'equazione 2 riportata nella sezione 3 del presente allegato.

2.   REQUISITI DI LIVELLO MINIMI PER GLI IMPIANTI DI CATEGORIA A

3.   DETERMINAZIONE DEI GAS A EFFETTO SERRA (GHG) CON METODOLOGIE FONDATE SU MISURE

Equazione 1: Calcolo delle emissioni annuali a norma dell'articolo 43, paragrafo 1:

Equazione 2: Determinazione delle emissioni orarie medie:

Equazione 2a: Determinazione della concentrazione oraria media dei gas a effetto serra ai fini della comunicazione, conformemente al punto 9, lettera b), dell'allegato X, sezione 1:

Equazione 2b: Determinazione del flusso orario medio degli effluenti gassosi ai fini della comunicazione, conformemente al punto 9 b), della sezione 1 dell'allegato X:

Equazione 2c: Calcolo delle emissioni annue ai fini della comunicazione annuale, conformemente al punto 9 b), dell'allegato X, sezione 1:

Le abbreviazioni seguenti sono utilizzate nelle equazioni da 1 a 2c:

L'indice i si riferisce alla singola ora di funzionamento. Se un gestore utilizza periodi di riferimento più brevi ai sensi dell'articolo 44, paragrafo 1, per questo calcolo al posto delle ore viene utilizzato tale periodo di riferimento.

GHG Emtotale = totale annuo delle emissioni di gas serra in tonnellate

GHG conc orarie, i = concentrazioni orarie di emissioni di gas serra in g/Nm3 nel flusso degli effluenti gassosi misurate durante il funzionamento per un ora i;

Vorarie, i = volume di effluenti gassosi in Nm3 per ora i (ossia, debito integrato nel corso di un'ora o di un periodo di riferimento più breve);

GHG Emmedie = emissioni orarie medie annuali dalla fonte;

HoursOp = numero totale di ore per il quale è applicato il metodo fondato su misure, ivi comprese le ore per le quali i dati sono stati sostituiti a norma dell'articolo 45, paragrafi fa 2 a 4;

GHG concmedie = concentrazioni medie orarie annue delle emissioni di gas serra in g/Nm3;

Flowmedio = flusso annuo medio degli effluenti gassosi in Nm3/h.

4.   CALCOLO DELLA CONCENTRAZIONE IN BASE A UNA MISURAZIONE DELLA CONCENTRAZIONE INDIRETTA

Equazione 3: Calcolo della concentrazione

5.   SOSTITUZIONE DEI DATI DI CONCENTRAZIONE MANCANTI PER LE METODOLOGIE FONDATE SU MISURE

Equazione 4: Sostituzione dei dati mancanti per le metodologie fondate su misure

dove:

= la media aritmetica della concentrazione del parametro specifico nell'intero periodo di comunicazione o, qualora la perdita di dati si sia verificata in presenza di circostanze specifiche, nell'arco di un periodo che rifletta adeguatamente le circostanze specifiche;

σ C_ = la migliore stima della deviazione standard della concentrazione del parametro specifico nell'intero periodo di comunicazione o, qualora la perdita di dati si sia verificata in presenza di circostanze specifiche, nell'arco di un periodo che rifletta adeguatamente le circostanze specifiche.

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ALLEGATO IX

Informazioni e dati minimi da conservare a norma dell'articolo 67, paragrafo 1

I gestori e gli operatori aerei conservano almeno quanto segue:

1.   ELEMENTI COMUNI PER IMPIANTI E OPERATORI AEREI

2.   ELEMENTI SPECIFICI PER IMPIANTI CON FONTI FISSE

3.   ELEMENTI SPECIFICI ALLE ATTIVITÀ DI TRASPORTO AEREO

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ALLEGATO X

Contenuti minimi delle relazioni annuali (articolo 68, paragrafo 3)

1.   COMUNICAZIONI DELLE EMISSIONI ANNUE DEGLI IMPIANTI CON FONTI FISSE

La comunicazione delle emissioni annue di un impianto contiene almeno le seguenti informazioni:

Le emissioni di uno stesso impianto provenienti da varie fonti o flussi dello stesso tipo riconducibili a un unico tipo di attività possono essere comunicate in maniera aggregata per il tipo di attività in questione.

Quando nel corso di un periodo di comunicazione vengono cambiati i livelli applicati, il gestore calcola e riporta le emissioni in sezioni distinte della comunicazione annuale per le parti corrispondenti del periodo di comunicazione.

Dopo la chiusura di un sito, secondo il disposto dall'articolo 17 della direttiva 2009/31/CE, i gestori dei siti di stoccaggio di CO2 possono utilizzare, una comunicazione delle emissioni semplificata contenente quantomeno gli elementi di cui ai punti da 1 a 5, se l'autorizzazione a emettere gas serra non indica fonti di emissione.

2.   COMUNICAZIONI DELLE EMISSIONI ANNUE DEGLI OPERATORI AEREI

Nel caso di un operatore aereo, la comunicazione delle emissioni contiene almeno le seguenti informazioni:

3.   COMUNICAZIONI DEI DATI SULLE TONNELLATE-CHILOMETRO DEGLI OPERATORI AEREI

Nel caso di un operatore aereo, la comunicazione dei dati sulle tonnellate-chilometro contiene almeno le seguenti informazioni:

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ALLEGATO XI

Tavola di concordanza

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( 1 ) Direttiva 2014/32/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 febbraio 2014, concernente l'armonizzazione delle legislazioni degli Stati membri relative alla messa a disposizione sul mercato di strumenti di misura (GU L 96 del 29.3.2014, pag. 149).

( 2 ) Regolamento (UE) n. 965/2012 della Commissione che stabilisce i requisiti tecnici e le procedure amministrative per quanto riguarda le operazioni di volo ai sensi del regolamento (CE) n. 216/2008 del Parlamento europeo e del Consiglio (GU L 296 del 25.10.2012, pag. 1).

( 3 ) Regolamento di esecuzione (UE) 2018/2067 della Commissione del 19 dicembre 2018 concernente la verifica dei dati e l'accreditamento dei responsabili della verifica ai sensi della direttiva 2003/87/CE del Parlamento europeo e del Consiglio (cfr. pag. 94 della presente Gazzetta ufficiale).

( 4 ) Direttiva 2014/31/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 febbraio 2014, concernente l'armonizzazione delle legislazioni degli Stati membri relative alla messa a disposizione sul mercato di strumenti per pesare a funzionamento non automatico (GU L 96 del 29.3.2014, pag. 107).

( 5 ) Direttiva 2003/4/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 28 gennaio 2003, sull'accesso del pubblico all'informazione ambientale e che abroga la direttiva 90/313/CEE del Consiglio (GU L 41 del 14.2.2003, pag. 26).

( 6 ) Regolamento (CE) n. 166/2006 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 18 gennaio 2006, relativo all'istituzione di un registro europeo delle emissioni e dei trasferimenti di sostanze inquinanti e che modifica le direttive 91/689/CEE e 96/61/CE del Consiglio (GU L 33 del 4.2.2006, pag. 1).

( 7 ) Regolamento (CE) n. 1893/2006 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 20 dicembre 2006, che definisce la classificazione statistica delle attività economiche NACE Revisione 2 e modifica il regolamento (CEE) n. 3037/90 del Consiglio nonché alcuni regolamenti (CE) relativi a settori statistici specifici (GU L 393 del 30.12.2006, pag. 1).

( 8 ) GU L 342 del 22.12.2009, pag. 1.

( 9 ) International Aluminium Institute; The Aluminium Sector Greenhouse Gas Protocol; ottobre 2006; US Environmental Protection Agency and International Aluminium Institute; Protocol for Measurement of Tetrafluoromethane (CF4) and Hexafluoroethane (C2F6) Emissions from Primary Aluminum Production; aprile 2008.