«ANEXO I

Métodos de monitorização das emissões de gases com efeito de estufa

A.   CÁLCULO DAS EMISSÕES DE GASES COM EFEITO DE ESTUFA (Artigo 9.o)

1.   Fórmulas de cálculo das emissões de gases com efeito de estufa

Para efeitos de cálculo das emissões de gases com efeito de estufa, as companhias aplicam a seguinte fórmula:

As companhias calculam as emissões de CO2 somando as emissões de CO2 de todos os combustíveis i utilizados, aplicando a seguinte fórmula:

As companhias calculam as emissões de CH4 somando as emissões de CH4 resultantes da combustão de todos os combustíveis i utilizados e as emissões causadas por perdas de CH4, aplicando a seguinte fórmula:

As companhias calculam as emissões de N2O somando as emissões de N2O de todos os combustíveis i utilizados, aplicando a seguinte fórmula:

O consumo de combustível é calculado separadamente para as emissões provenientes de viagens entre portos sob jurisdição de um Estado-Membro, de viagens com partida de portos sob jurisdição de um Estado-Membro, de viagens para portos sob jurisdição de um Estado-Membro e para as emissões no interior de portos sob jurisdição de um Estado-Membro. O consumo de combustível no interior de portos sob jurisdição de um Estado-Membro enquanto o navio está atracado é calculado separadamente.

Termo	Descrição
GEEMCV	Emissões de gases com efeito de estufa a comunicar por força do presente regulamento, expressas em toneladas equivalentes de CO2, sendo que por “equivalente de CO2” se entende uma medida de comparação das emissões de CO2, CH4 e N2O, com base no seu potencial de aquecimento global, a qual converte as quantidades de CH4 e N2O numa quantidade equivalente de dióxido de carbono com o mesmo potencial de aquecimento global
	Total das emissões de CO2 agregadas
	Total das emissões de CH4 agregadas
	Total das emissões de N2O agregadas
	Potencial de aquecimento global do CH4 num período de 100 anos, como indicado no anexo do Regulamento Delegado (UE) 2020/1044 da Comissão  (1)
	Potencial de aquecimento global do N2O num período de 100 anos, como indicado no anexo do Regulamento Delegado (UE) 2020/1044
i	Índice correspondente aos combustíveis utilizados a bordo do navio durante o período de informação
j	Índice correspondente às fontes de emissão a bordo do navio. Para efeitos do presente regulamento, as fontes consideradas incluem, pelo menos, máquinas principais, máquinas auxiliares, turbinas a gás, caldeiras e geradores de gás inerte
Mi	Consumo de combustível, expresso em massa total do combustível específico i utilizado (total para todas as fontes de emissão)
Mi, j	Consumo de combustível, expresso em massa do combustível específico i utilizado na fonte de emissão j
Cj	Fator de emissão do depósito à esteira de combustível perdido (coeficiente de perdas), expresso em percentagem da massa do combustível i utilizado pela fonte de emissão j [%]. Cj inclui emissões fugitivas e perdidas. As emissões fugitivas e perdidas são emissões causadas pela quantidade de combustível que não chega à câmara de combustão da fonte de emissão ou que não é consumida pela fonte de emissão pelo facto de não ser queimada, de ser desgasada ou de ser perdida do sistema por fuga
Mi,NQ	Massa total de combustível i não queimada, mas libertada para a atmosfera
	Quantidade de CH4 não queimada e libertada para a atmosfera. Para determinarem esta quantidade, as companhias aplicam a seguinte fórmula:
	Fator de emissão de CO2 do depósito à esteira por combustível i, conforme definido no quadro do ponto 2 da presente parte
	Fator de emissão de CH4 do depósito à esteira por combustível i, conforme definido no quadro do ponto 2 da presente parte
	Fator de emissão de N2O do depósito à esteira por combustível i, conforme definido no quadro do ponto 2 da presente parte

2.   Fatores de emissão por defeito

No quadro infra:

—	AM significa “a medir”,

—	ND significa “não disponível”,

—	o travessão [—] significa “não aplicável”.

Para efeitos do presente regulamento, aplicam-se os valores por defeito dos fatores de emissão para combustíveis e fontes de emissão utilizados a bordo do navio constantes do quadro infra.

Se uma célula indicar AM ou ND, é utilizado o valor por defeito mais elevado da classe de combustível na mesma coluna. Se, para uma determinada classe de combustível, todas as células da mesma coluna indicarem AM ou ND, é utilizado o valor por defeito do tipo de combustível fóssil menos favorável. Esta regra não se aplica à coluna 6, caso a indicação AM ou ND se refira a valores não disponíveis para a fonte de emissões. Caso não haja um valor por defeito para Cj, utiliza-se um valor certificado em conformidade com o artigo 10.o, n.o 6, do Regulamento (UE) 2023/1805 do Parlamento Europeu e do Conselho *.

As companhias podem desviar-se dos valores por defeito dos fatores de emissão enumerados no quadro infra, aplicando adequadamente as condições e restrições previstas no artigo 10.o, n.os 5 e 6 do Regulamento (UE) 2023/1805.

No tocante a combustíveis não fósseis não enumerados no quadro infra, a companhia determina os fatores de emissão em conformidade com os artigos 32.o a 35.° do Regulamento de Execução (UE) 2018/2066 da Comissão **.

Em caso de mistura de combustível, cada combustível é considerado separadamente.

1	2	3	4	5	6
Classe de combustível	Tipo de combustível				Cj Em percentagem [%] da massa do combustível utilizado pela fonte de emissões
Fóssil	Fuelóleo pesado (HFO) Categorias RME a RMK da ISO 8217	3,114	0,00005	0,00018	—
	Fuelóleo leve (LFO) Categorias RMA a RMD da ISO 8217	3,151	0,00005	0,00018	—
	Óleo diesel naval (MDO) Gasóleo marítimo (MGO) Categorias DMX a DMB da ISO 8217	3,206	0,00005	0,00018	—
	Gás natural liquefeito (GNL)	2,750	0	0,00011	3,1 para o GNL ciclo de Otto (velocidade média com duplo combustível)
					1,7 para o GNL ciclo de Otto (velocidade lenta com duplo combustível)
					0,2 para o gasóleo GNL (velocidade lenta com duplo combustível)
					2,6 para motores de ignição comandada de mistura pobre a gás
	Gás de petróleo liquefeito (GPL — butano)	3,03	AM	AM	ND
	Gás de petróleo liquefeito (GPL — propano)	3,00	AM	AM	ND
	Hidrogénio (H2 de origem fóssil)	0	0	— (no caso das células de combustível)	—
				AM (no caso dos motores de combustão interna)
	Amoníaco (NH3 de origem fóssil)	0	ND	AM	ND
	Metanol (de origem fóssil)	1,375	AM	AM	—
Biocombustíveis	Etanol	1,913	AM	AM	—
	Biodiesel	2,834	AM	AM	—
	Óleo vegetal tratado com hidrogénio (OVH)	3,115	0,00005	0,00018	—
	Biometano liquefeito usado como combustível para transportes (BioGNL)	2,750	0	0,00011	3,1 para o GNL ciclo de Otto (velocidade média com duplo combustível)
					1,7 para o GNL ciclo de Otto (velocidade lenta com duplo combustível)
					0,2 para o gasóleo GNL (velocidade lenta com duplo combustível)
					2,6 para motores de ignição comandada de mistura pobre a gás
	Biometanol	1,375	AM	AM	—
	Outros	3,115	0,00005	0,00018	—
	Bio-H2	0	0	0 (no caso das células de combustível)	—
				AM (no caso dos motores de combustão interna)
Combustíveis renováveis de origem não biológica (RFNBO) — Eletrocombustíveis	Eletrogasóleo	3,206	0,00005	0,00018	—
	Eletrometanol	1,375	AM	AM	—
	Eletro-GNL	2,750	0	0,00011	3,1 para o GNL ciclo de Otto (velocidade média com duplo combustível)
					1,7 para o GNL ciclo de Otto (velocidade lenta com duplo combustível)
					0,2 para o gasóleo GNL (velocidade lenta com duplo combustível)
					2,6 para motores de ignição comandada de mistura pobre a gás
	Eletro-H2	0	0	0 (no caso das células de combustível)	—
				AM (no caso dos motores de combustão interna)
	Eletro-NH3	0	ND	AM	ND
	Eletro-GPL	ND	ND	ND	ND
	Eletro-DME	ND	ND	ND	—

A coluna 1 identifica a classe dos combustíveis.

A coluna 2 indica o nome dos tipos de combustível pertinentes para cada classe.

A coluna 3 indica o fator de emissão [FE] para o dióxido de carbono, expresso em g CO2/g combustível.

A coluna 4 indica o fator de emissão [FE] para o metano, expresso em g CH4/g combustível.

A coluna 5 indica o fator de emissão [FE] para o óxido nitroso, expresso em g N2O/g combustível.

A coluna 6 identifica a fração de combustível perdida em emissões fugitivas e perdidas (Cj), expressa em percentagem [%] da massa do combustível utilizado pela fonte de emissão específica. No caso de combustíveis como o GNL para os quais existem emissões fugitivas e perdidas, a quantidade de emissões fugitivas e perdidas apresentada no quadro é expressa em percentagem [%] da massa do combustível utilizado. Os valores Cj indicados no quadro são calculados a 50 % da carga total do motor.

*	Regulamento (UE) 2023/1805 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de setembro de 2023, relativo à utilização de combustíveis renováveis e hipocarbónicos nos transportes marítimos e que altera a Diretiva 2009/16/CE (JO L 234 de 22.9.2023, p. 48).

**

Regulamento de Execução (UE) 2018/2066 da Comissão, de 19 de dezembro de 2018, relativo à monitorização e comunicação de informações relativas às emissões de gases com efeito de estufa nos termos da Diretiva 2003/87/CE do Parlamento Europeu e do Conselho e que altera o Regulamento (UE) n.o 601/2012 da Comissão (JO L 334 de 31.12.2018, p. 1).

B.   MÉTODOS DE DETERMINAÇÃO DAS EMISSÕES DE GASES COM EFEITO DE ESTUFA

A companhia deve indicar no plano de monitorização o método de monitorização utilizado para determinar as emissões de gases com efeito de estufa provenientes de cada navio sob a sua responsabilidade e assegurar que, uma vez escolhido, esse método é aplicado de forma coerente.

Podem ser utilizados os métodos A, B, C e D a seguir descritos, baseados numa abordagem de cálculo ou de medição.

De acordo com a abordagem de cálculo (métodos A, B e C), as emissões são calculadas utilizando as fórmulas estabelecidas na parte A. Para esse efeito, o consumo real de combustível em cada viagem é determinado aplicando qualquer um dos métodos A, B ou C a seguir descritos e utilizado para efeitos do cálculo. As fontes de incerteza e os níveis de incerteza associados devem ser tidos em conta ao selecionar um dos métodos A, B ou C. A companhia deve realizar periodicamente atividades de controlo adequadas, incluindo verificações cruzadas entre a quantidade de combustível abastecido constante da guia de entrega de combustível (BDN) e a quantidade de combustível abastecido indicada por medição a bordo, e tomar medidas corretivas se forem observados desvios significativos.

De acordo com a abordagem de medição (método D), são utilizadas medições diretas das emissões de gases com efeito de estufa.

Pode utilizar-se uma combinação dos métodos A, B, C e D, logo que seja avaliada pelo verificador, se tal melhorar a exatidão global da medição.

1.   Método A: BDN e inventários periódicos dos tanques de combustível

Este método baseia-se na quantidade e no tipo de combustível indicados na BDN, conjugados com inventários periódicos dos tanques de combustível baseados nas leituras efetuadas nos tanques. O combustível existente no início do período, mais as entregas, menos o combustível disponível no fim do período e o combustível extraído dos tanques entre o início e o fim do período constituem, em conjunto, o combustível consumido ao longo do período.

O período considerado corresponde ao tempo decorrido entre duas escalas em portos ou o tempo passado dentro de um porto. É necessário especificar o tipo e o teor de enxofre do combustível utilizado num dado período.

Este método não pode ser utilizado se não estiverem disponíveis BDN a bordo dos navios, especialmente quando a carga é utilizada como combustível, por exemplo no caso do gás natural liquefeito (GNL) vaporizado.

Ao abrigo dos atuais regulamentos do anexo VI da MARPOL, a BDN é obrigatória, devendo ser conservada a bordo durante três anos após o abastecimento do combustível e estar facilmente disponível. O inventário periódico dos tanques de combustível a bordo baseia-se nas leituras efetuadas nos tanques. Utiliza quadros relativos a cada tanque para determinar o volume no momento da leitura. O plano de monitorização deve especificar a incerteza associada às BDN. As leituras efetuadas nos tanques de combustível devem obedecer a métodos adequados, como sistemas automatizados, sondas e fitas métricas de sondagem. O plano de monitorização deve especificar o método de sondagem dos tanques e a incerteza a ele associada.

Se a quantidade correspondente ao abastecimento de combustível ou a quantidade de combustível que subsiste nos tanques for determinada em unidades de volume, expresso em metros cúbicos (m3), a companhia deve converter em massa o volume correspondente a essa quantidade, utilizando os valores da densidade real. Para determinar a densidade real, a companhia deve utilizar um dos seguintes meios:

a)	Sistemas de medição de bordo;

b)	A densidade medida pelo fornecedor de combustível no momento do abastecimento e registada na fatura de combustível ou BDN;

c)	A densidade medida numa análise de ensaios realizada num laboratório acreditado de ensaios de combustíveis, se existente.

A densidade real é expressa em kg/m3 e determinada para a temperatura aplicável a uma medição específica. Se não estiverem disponíveis valores da densidade real, aplica-se, logo que seja avaliado pelo verificador, um fator de densidade normalizado para o tipo de combustível em causa.

2.   Método B: monitorização dos tanques de combustível a bordo

Este método baseia-se nas leituras efetuadas em todos os tanques de combustível a bordo. As leituras devem realizar-se diariamente, quando o navio estiver no mar, e de cada vez que o navio carregue ou descarregue combustível.

As variações cumulativas do nível dos tanques de combustível entre duas leituras correspondem ao combustível consumido durante o período.

O período considerado corresponde ao tempo decorrido entre duas escalas em portos ou o tempo passado dentro de um porto. É necessário especificar o tipo e o teor de enxofre do combustível utilizado num dado período.

As leituras efetuadas nos tanques de combustível devem obedecer a métodos adequados, como sistemas automatizados, sondas e fitas métricas de sondagem. O plano de monitorização deve especificar o método de sondagem dos tanques e a incerteza a ele associada.

Se a quantidade correspondente ao abastecimento de combustível ou a quantidade de combustível que subsiste nos tanques for determinada em unidades de volume, expresso em metros cúbicos (m3), a companhia deve converter em massa o volume correspondente a essa quantidade, utilizando os valores da densidade real. Para determinar a densidade real, a companhia deve utilizar um dos seguintes meios:

a)	Sistemas de medição de bordo;

b)	A densidade medida pelo fornecedor de combustível no momento do abastecimento e registada na fatura de combustível ou BDN;

c)	A densidade medida numa análise de ensaios realizada num laboratório acreditado de ensaios de combustíveis, se existente.

A densidade real é expressa em kg/m3 e determinada para a temperatura aplicável a uma medição específica. Se não estiverem disponíveis valores da densidade real, aplica-se, logo que seja avaliado pelo verificador, um fator de densidade normalizado para o tipo de combustível em causa.

3.   Método C: medidores de fluxo para os processos de combustão aplicáveis

Este método baseia-se na medição dos fluxos de combustível a bordo. Os dados resultantes de todos os medidores de fluxo para as fontes de emissão de gases com efeito de estufa pertinentes devem ser combinados para determinar o consumo de combustível total num período específico.

O período considerado corresponde ao tempo decorrido entre duas escalas em portos ou o tempo passado dentro de um porto. É necessário monitorizar o tipo e o teor de enxofre do combustível utilizado num dado período.

O plano de monitorização deve especificar os métodos de calibragem aplicados e a incerteza associada aos medidores de fluxo utilizados.

Se a quantidade de combustível consumido for determinada em unidades de volume, expresso em metros cúbicos, a companhia deve converter em massa o volume correspondente a essa quantidade, utilizando os valores da densidade real. Para determinar a densidade real, a companhia deve utilizar um dos seguintes meios:

a)	Sistemas de medição de bordo;

b)	A densidade medida pelo fornecedor de combustível no momento do abastecimento e registada na fatura de combustível ou BDN;

c)	A densidade medida numa análise de ensaios realizada num laboratório acreditado de ensaios de combustíveis, se existente.

A densidade real é expressa em kg/m3 e determinada para a temperatura aplicável a uma medição específica. Se não estiverem disponíveis valores da densidade real, aplica-se, logo que seja avaliado pelo verificador, um fator de densidade normalizado para o tipo de combustível em causa.

4.   Método D: medição direta das emissões de gases com efeito de estufa

A medição direta das emissões de gases com efeito de estufa pode ser utilizada para viagens e para emissões de gases com efeito de estufa no interior de portos sob jurisdição de um Estado-Membro. No caso dos navios que comuniquem informações relativas ao CO2 com base na aplicação deste método a todas as fontes de emissões a bordo do navio, o consumo de combustível é calculado utilizando as emissões de CO2 medidas e os fatores de emissão aplicáveis aos combustíveis e às fontes de emissão em causa.

Este método baseia-se na determinação dos fluxos de emissões de gases com efeito de estufa nas chaminés de gases de escape dos navios multiplicando as concentrações de gases com efeito de estuga no gás de escape pelo fluxo deste gás.

A aplicação deste método para determinar as emissões de um gás com efeito de estufa não impede as companhias de aplicarem um dos outros métodos descritos na presente parte a qualquer outro gás com efeito de estufa.

O plano de monitorização deve especificar os métodos de calibragem aplicados e a incerteza associada aos dispositivos utilizados.

C.   GESTÃO E CONTROLO DOS DADOS

1.   Sistema de controlo

1.1.

A companhia deve realizar uma avaliação dos riscos para identificar fontes de riscos de erros no fluxo de dados, desde os dados primários até aos dados finais indicados no relatório sobre as emissões, e estabelecer, documentar, aplicar e manter um sistema de controlo eficaz para assegurar que os relatórios resultantes de atividades de fluxo de dados não contêm inexatidões e estão em conformidade com o plano de monitorização e com o presente regulamento. A companhia deve facultar à autoridade administradora responsável, mediante pedido, a avaliação dos riscos a que se refere o primeiro parágrafo. A companhia deve igualmente facultá-la para efeitos de verificação.

1.2.

Para efeitos do ponto 1.1, primeiro parágrafo, a companhia deve estabelecer, documentar, aplicar e manter procedimentos escritos, separadamente do plano de monitorização, para as atividades de fluxo de dados, bem como para as atividades de controlo, e incluir no plano de monitorização referências a esses procedimentos e uma descrição dos mesmos. A companhia deve facultar à autoridade administradora responsável, mediante pedido, toda a documentação escrita relativa aos procedimentos. A companhia deve igualmente facultá-la para efeitos de verificação.

1.3.

As atividades de controlo a que se refere o ponto 1.2 devem incluir, quando aplicável: a) A garantia da qualidade do equipamento de medição pertinente; b) A garantia da qualidade dos sistemas informáticos, assegurando que os sistemas em causa são concebidos, documentados, testados, aplicados, controlados e mantidos de forma que garanta um tratamento de dados fiáveis, exatos e obtidos em tempo útil, em conformidade com os riscos identificados de acordo com o ponto 1.1; c) A separação de funções nas atividades de fluxo de dados e nas atividades de controlo, bem como a gestão das competências necessárias; d) Revisões internas e validação de dados; e) Correções e medidas corretivas; f) O controlo dos processos externalizados; g) A conservação de registos e de documentação, incluindo a gestão das versões dos documentos.

1.4.

Para efeitos do ponto 1.3, alínea a), a companhia deve garantir que todo o equipamento de medição pertinente é calibrado, ajustado e controlado regularmente, incluindo antes da sua utilização, e que esse controlo é realizado de acordo com normas de medição baseadas em normas de medição internacionais, quando disponíveis, e proporcionadamente em relação aos riscos identificados. Caso alguns componentes dos sistemas de medição não possam ser calibrados, a companhia deve identificá-los no plano de monitorização e propor atividades de controlo alternativas. Caso se verifique que o equipamento não corresponde ao desempenho requerido, a companhia deve, de imediato, tomar as medidas corretivas necessárias.

1.5.

Para efeitos do ponto 1.3, alínea d), a companhia deve rever e validar os dados resultantes das atividades de fluxo de dados referidas no ponto 1.2. A revisão e validação dos dados devem incluir os seguintes elementos: a) Uma verificação da exaustividade dos dados; b) Uma comparação dos dados que a companhia tenha recolhido, monitorizado e comunicado ao longo de vários anos; c) Uma comparação dos dados e valores resultantes de diferentes métodos de monitorização, se for aplicado mais do que um método de monitorização.

1.6.

Para efeitos do ponto 1.3, alínea e), a companhia deve assegurar que, caso se conclua que as atividades de fluxo de dados ou as atividades de controlo não são eficazes, ou não respeitam as regras enunciadas na documentação relativa aos procedimentos para essas atividades, são aplicadas medidas corretivas e os dados afetados são corrigidos sem demora injustificada.

1.7.

Para efeitos do ponto 1.3, alínea f), se a companhia externalizar uma ou várias atividades de fluxo de dados ou atividades de controlo referidas no ponto 1.1, deve tomar todas as medidas seguintes: a) Verificar a qualidade das atividades de fluxo de dados e das atividades de controlo externalizadas em conformidade com o presente regulamento; b) Definir requisitos adequados para os resultados dos processos externalizados, bem como os métodos utilizados nesses processos; c) Verificar a qualidade dos resultados e dos métodos referidos na alínea b); d) Assegurar que as atividades externalizadas são realizadas de modo que respondam aos riscos inerentes e os riscos de controlo identificados na avaliação dos riscos referida no ponto 1.1.

1.8.

A companhia deve monitorizar a eficácia do sistema de controlo, incluindo mediante a realização de revisões internas e a análise das conclusões do verificador durante a verificação dos relatórios sobre as emissões e dos relatórios a que se refere o artigo 11.o, n.o 2. Se a companhia constatar que o sistema de controlo é ineficaz ou desproporcionado em relação aos riscos identificados, deve procurar melhorar o sistema de controlo e atualizar o plano de monitorização ou os procedimentos escritos subjacentes às atividades de fluxo de dados, às avaliações dos riscos e às atividades de controlo, consoante o caso.

2.   Lacunas de dados

2.1.

Caso faltem dados pertinentes para determinar as emissões de gases com efeito de estufa de um navio no que respeita a uma ou mais viagens, a companhia deve utilizar dados substitutos calculados de acordo com os métodos alternativos indicados no plano de monitorização avaliado pelo verificador e, se for caso disso, aprovado pela autoridade administradora responsável. Caso faltem dados pertinentes para determinar as emissões de gases com efeito de estufa de um navio no que respeita a uma ou mais viagens, em relação aos quais o plano de monitorização não enumere métodos de monitorização alternativos ou fontes de dados alternativas para corroborar dados ou colmatar lacunas de dados, a companhia deve utilizar um método de estimativa adequado para determinar dados substitutos prudentes para o respetivo período e parâmetro em falta.

2.2.

Se, por razões de ordem técnica, for temporariamente inviável aplicar o plano monitorização avaliado positivamente pelo verificador e, se for caso disso, aprovado pela autoridade administradora responsável, a companhia deve aplicar um método baseado em fontes de dados alternativas enumeradas no plano de monitorização para efeitos de realização de verificações corroborativas ou, caso o plano de monitorização não preveja essa opção, um método alternativo que forneça dados substitutos ou uma estimativa prudente, até que sejam restabelecidas as condições de aplicação do plano de monitorização aprovado. A companhia deve tomar todas as medidas necessárias com vista a uma rápida aplicação do plano de monitorização.

2.3.

Se for utilizado um método de estimativa em conformidade com o ponto 2.1, ou se ocorrer um desvio temporário em relação ao plano de monitorização em conformidade com o ponto 2.2, a companhia deve, sem demora injustificada, elaborar um procedimento escrito para evitar este tipo de lacuna de dados no futuro e alterar o plano de monitorização em conformidade com o artigo 7.o.»