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ANEXO I

Conteúdo mínimo do plano de monitorização (artigo 12.o, n.o 1)

1.   CONTEÚDO MÍNIMO DO PLANO DE MONITORIZAÇÃO DAS INSTALAÇÕES

O plano de monitorização de uma instalação deve incluir, pelo menos, as seguintes informações:

▼M1

▼B

2.    ►M4  CONTEÚDO MÍNIMO DOS PLANOS DE MONITORIZAÇÃO DO SETOR DA AVIAÇÃO ◄

▼B

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ANEXO II

Definições de níveis para metodologias baseadas no cálculo relativas a instalações (artigo 12.o, n.o 1)

1.   DEFINIÇÃO DE NÍVEIS PARA OS DADOS DA ATIVIDADE

Os limiares de incerteza indicados no quadro 1 aplicam-se aos níveis pertinentes para o cumprimento dos requisitos em matéria de dados da atividade, em conformidade com o artigo 28.o, n.o 1, alínea a), o artigo 29.o, n.o 2, primeiro parágrafo, e o anexo IV do presente regulamento. Estes limiares devem ser interpretados como incertezas máximas admissíveis para efeitos da determinação de fluxos-fonte ao longo de um período de informação.

No tocante às atividades enumeradas no anexo I da Diretiva 2003/87/CE não incluídas no quadro 1, e caso não seja aplicado o balanço de massas, o operador deve utilizar o nível indicado em «Queima de combustíveis e combustíveis entrados no processo».

2.   DEFINIÇÃO DE NÍVEIS PARA OS FATORES DE CÁLCULO NO QUE DIZ RESPEITO A EMISSÕES DE COMBUSTÃO

Os operadores devem monitorizar as emissões de CO2 resultantes de todos os processos de combustão que têm lugar no âmbito das atividades enumeradas no anexo I da Diretiva 2003/87/CE ou incluídas no sistema da União ao abrigo do artigo 24.o dessa diretiva, utilizando as definições de níveis estabelecidas no presente ponto.  ►M1  Sempre que forem introduzidos combustíveis ou matérias combustíveis geradores de emissões de CO2 no processo, é aplicável o ponto 4 do presente anexo. ◄  Se os combustíveis forem incluídos num balanço de massas em conformidade com o artigo 25.o, n.o 1, do presente regulamento, aplicam-se as definições de níveis para os balanços de massas constantes do ponto 3 do presente anexo.

Para emissões de processo resultantes da depuração de gases de combustão devem ser utilizadas definições de níveis em consonância com os pontos 4 e 5 do presente anexo, conforme aplicável.

2.1.    Níveis para os fatores de emissão

No caso da determinação da fração de biomassa de um combustível ou matéria misto, os níveis definidos referem-se ao fator de emissão preliminar. No caso dos combustíveis e matérias fósseis, os níveis referem-se ao fator de emissão.

Nível 1: O operador deve aplicar um dos seguintes valores:

Nível 2a: O operador deve aplicar fatores de emissão específicos do país em causa ao respetivo combustível ou matéria, em conformidade com o artigo 31.o, n.o 1, alíneas b) e c), ou valores em conformidade com o artigo 31.o, n.o 1, alínea d).

Nível 2b: O operador deve determinar os fatores de emissão relativos ao combustível com base num dos seguintes valores de substituição estabelecidos, em combinação com uma correlação empírica determinada, pelo menos, uma vez por ano, em conformidade com os artigos 32.o a 35.o e 39.o:

O operador deve certificar-se de que a correlação satisfaz os requisitos das boas práticas de engenharia e é aplicada unicamente a valores de substituição incluídos na gama para que foi estabelecida.

Nível 3: O operador deve aplicar um dos seguintes valores:

2.2.    Níveis para o poder calorífico inferior (PCI)

Nível 1: O operador deve aplicar um dos seguintes valores:

Nível 2a: O operador deve aplicar fatores específicos do país em causa ao respetivo combustível, em conformidade com o artigo 31.o, n.o 1, alínea b) ou c), ou valores em conformidade com o artigo 31.o, n.o 1, alínea d).

Nível 2b: Para os combustíveis transacionados comercialmente, deve ser utilizado o poder calorífico inferior determinado a partir dos registos de compra do combustível em causa apresentados pelo fornecedor de combustível, desde que esse valor tenha sido obtido com base em normas nacionais ou internacionais reconhecidas.

Nível 3: O operador deve determinar o poder calorífico inferior em conformidade com os artigos 32.o a 35.o.

2.3.    Níveis para os fatores de oxidação

Nível 1: O operador deve utilizar um fator de oxidação de 1.

Nível 2: O operador deve aplicar fatores de oxidação ao respetivo combustível em conformidade com o disposto no artigo 31.o, n.o 1, alínea b) ou c).

Nível 3: Para os combustíveis, o operador deve determinar fatores específicos da atividade a partir do teor de carbono das cinzas, dos efluentes e de outros resíduos e subprodutos, bem como das emissões pertinentes de outras formas gasosas de carbono não completamente oxidadas, exceto o CO. Os dados relativos à composição devem ser determinados em conformidade com o disposto nos artigos 32.o a 35.o.

2.4.    Níveis para a fração de biomassa

Nível 1: O operador deve utilizar um valor aplicável publicado pela autoridade competente ou pela Comissão, ou valores em conformidade com o artigo 31.o, n.o 1.

Nível 2: O operador deve aplicar um método de estimativa aprovado em conformidade com o artigo 39.o, n.o 2, segundo parágrafo.

Nível 3: O operador deve aplicar análises em conformidade com o artigo 39.o, n.o 2, primeiro parágrafo, e em conformidade com os artigos 32.o a 35.o.

Se o operador presumir uma fração fóssil de 100 %, em conformidade com o artigo 39.o, n.o 1, não pode atribuir nenhum nível à fração de biomassa.

3.   DEFINIÇÃO DE NÍVEIS PARA OS FATORES DE CÁLCULO DOS BALANÇOS DE MASSAS

Se um operador utilizar um balanço de massas nos termos do artigo 25.o, deve utilizar as definições de níveis do presente ponto.

3.1.    Níveis para o teor de carbono

O operador deve aplicar um dos níveis a seguir enunciados. Para determinar o teor de carbono de um fator de emissão, o operador deve utilizar as seguintes equações:

a)	Para fatores de emissão expressos em t CO2/TJ: C = (FE × PCI)/f

b)	Para fatores de emissão expressos em t CO2/t: C = FE/f

Nestas fórmulas, C é o teor de carbono expresso sob a forma de fração (tonelada de carbono por tonelada de produto), FE é o fator de emissão, PCI é o poder calorífico inferior, e f é o fator estabelecido no artigo 36.o, n.o 3.

No caso da determinação da fração de biomassa de um combustível ou matéria misto, os níveis definidos referem-se ao teor de carbono total. A fração de biomassa do carbono é determinada utilizando os níveis definidos no ponto 2.4 do presente anexo.

Nível 1: O operador deve aplicar um dos seguintes valores:

Nível 2a: O operador deve determinar o teor de carbono a partir de fatores de emissão específicos do país em causa relativos ao respetivo combustível ou matéria, em conformidade com o artigo 31.o, n.o 1, alínea b) ou c), ou valores em conformidade com o artigo 31.o, n.o 1, alínea d).

Nível 2b: O operador deve determinar o teor de carbono a partir dos fatores de emissão relativos ao combustível com base num dos seguintes valores de substituição estabelecidos, em combinação com uma correlação empírica determinada, pelo menos, uma vez por ano, em conformidade com os artigos 32.o a 35.o:

O operador deve certificar-se de que a correlação satisfaz os requisitos das boas práticas de engenharia e é aplicada unicamente a valores de substituição incluídos na gama para que foi estabelecida.

Nível 3: O operador deve aplicar um dos seguintes valores:

3.2.    Níveis para o poder calorífico inferior

Devem ser utilizados os níveis definidos no ponto 2.2 do presente anexo.

3.3.    Níveis para a fração de biomassa

Devem ser utilizados os níveis definidos no ponto 2.4 do presente anexo.

▼M1

4.    DEFINIÇÃO DE NÍVEIS PARA OS FATORES DE CÁLCULO DAS EMISSÕES DE CO2 DO PROCESSO

Aplicam-se a todas as emissões de CO2 do processo — nomeadamente emissões resultantes da decomposição de carbonatos e de matérias utilizadas no processo que contenham carbono, que não sob a forma de carbonatos, incluindo de ureia, coque e grafite — monitorizadas por meio da metodologia normalizada, em conformidade com o artigo 24.o, n.o 2, os níveis indicados no presente ponto para os fatores de cálculo aplicáveis.

No caso das matérias mistas que contenham formas inorgânicas e orgânicas de carbono, o operador pode optar por:

Para as emissões resultantes da decomposição de carbonatos, o operador pode optar, para cada fluxo-fonte, por um dos seguintes métodos:

Para outras emissões de CO2 do processo, o operador deve aplicar apenas o método A.

4.1    Níveis para o fator de emissão com o método A

Nível 1: O operador deve aplicar um dos seguintes valores:

Nível 2: O operador deve aplicar um fator específico do país em causa, em conformidade com o artigo 31.o, n.o 1, alínea b) ou c), ou valores em conformidade com o artigo 31.o, n.o 1, alínea d).

Nível 3: O operador deve determinar o fator de emissão em conformidade com os artigos 32.o a 35.°. Devem ser utilizadas as razões estequiométricas enumeradas no anexo VI, ponto 2, para converter os dados de composição em fatores de emissão, quando pertinente.

4.2    Níveis para o fator de conversão com o método A

Nível 1: Deve ser utilizado um fator de conversão de 1.

Nível 2: Os carbonatos e outras formas de carbono saídos do processo devem ser tidos em conta mediante um fator de conversão entre 0 e 1. O operador pode presumir a conversão completa para uma ou várias entradas e atribuir matérias não convertidas ou outro carbono às restantes entradas. A determinação adicional de parâmetros químicos pertinentes dos produtos é realizada em conformidade com os artigos 32.o a 35.°.

4.3    Níveis para o fator de emissão com o método B

Nível 1: O operador deve aplicar um dos seguintes valores:

Nível 2: O operador deve aplicar um fator específico do país em causa, em conformidade com o artigo 31.o, n.o 1, alínea b) ou c), ou valores em conformidade com o artigo 31.o, n.o 1, alínea d).

Nível 3: O operador deve determinar o fator de emissão em conformidade com os artigos 32.o a 35.°. Para converter os dados de composição em fatores de emissão, considerando que a totalidade dos óxidos metálicos pertinentes proveio dos respetivos carbonatos, devem ser utilizadas as razões estequiométricas referidas no anexo VI, ponto 2, quadro 3. Para este efeito, o operador deve ter em conta, pelo menos, o CaO e o MgO e demonstrar à autoridade competente que outros óxidos metálicos estão associados a carbonatos nas matérias-primas.

4.4    Níveis para o fator de conversão com o método B

Nível 1: Deve ser utilizado um fator de conversão de 1.

Nível 2: A quantidade de compostos não carbonatados dos metais pertinentes encontrados nas matérias-primas, nomeadamente poeiras de retorno, cinzas volantes ou outras matérias já calcinadas, deve ser traduzida por fatores de conversão entre 0 e 1, correspondendo o valor 1 a uma conversão total dos carbonatos das matérias-primas em óxidos. A determinação adicional de parâmetros químicos pertinentes das entradas do processo é realizada em conformidade com os artigos 32.o a 35.°.

4.5    Níveis para o poder calorífico inferior (PCI)

Se pertinente, o operador deve determinar o poder calorífico inferior da matéria utilizada processo, utilizando os níveis definidos no ponto 2.2 do presente anexo. O PCI não é considerado pertinente para os fluxos-fonte de minimis ou quando a matéria, em si, não é combustível sem a adição de outros combustíveis. Em caso de dúvida quanto à necessidade de monitorizar e comunicar o PCI, o operador deve solicitar a confirmação da autoridade competente.

4.6    Níveis para a fração de biomassa

Se pertinente, o operador deve determinar a fração de biomassa do carbono presente na matéria utilizada processo, utilizando os níveis definidos no ponto 2.4 do presente anexo.

▼M1 —————

▼B

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ANEXO III

▼M4

Metodologias de monitorização para a aviação (artigo 53.o)

▼B

1.   METODOLOGIAS DE CÁLCULO PARA A DETERMINAÇÃO DOS GASES COM EFEITO DE ESTUFA NO SETOR DA AVIAÇÃO

Método A:

O operador deve utilizar a seguinte fórmula:

Consumo real de combustível em cada voo [t] = Quantidade de combustível contida nos reservatórios da aeronave uma vez concluído o abastecimento de combustível para o voo [t] – Quantidade de combustível contida nos reservatórios da aeronave uma vez concluído o abastecimento de combustível para o voo seguinte [t] + Abastecimento de combustível para esse voo seguinte [t]

Caso não haja abastecimento de combustível para o voo ou para o voo seguinte, a quantidade de combustível contida nos reservatórios da aeronave é determinada no momento da retirada dos calços para o voo ou para o voo seguinte. No caso excecional em que a aeronave realize atividades distintas do voo, incluindo manutenção importante com esvaziamento dos reservatórios, após o voo cujo consumo de combustível é objeto de monitorização, o operador de aeronave pode substituir a «Quantidade de combustível contida nos reservatórios da aeronave uma vez concluído o abastecimento de combustível para o voo seguinte + Abastecimento de combustível para esse voo seguinte» pela «Quantidade de combustível restante nos reservatórios no início da atividade seguinte da aeronave», conforme registada nas cadernetas técnicas.

Método B:

O operador deve utilizar a seguinte fórmula:

Consumo real de combustível em cada voo [t] = Quantidade de combustível restante nos reservatórios da aeronave no momento da colocação dos calços, no final do voo anterior [t] + Abastecimento de combustível para o voo [t] – Quantidade de combustível contida nos reservatórios no momento da colocação dos calços, no final do voo [t]

O momento da colocação dos calços pode ser considerado equivalente ao momento de paragem do motor. Se uma aeronave não tiver efetuado um voo antes do voo cujo consumo de combustível é objeto de monitorização, o operador de aeronave pode substituir a «Quantidade de combustível restante nos reservatórios da aeronave no momento da colocação dos calços, no final do voo anterior» pela «Quantidade de combustível restante nos reservatórios da aeronave no final da atividade anterior desta», conforme registada nas cadernetas técnicas.

2.   FATORES DE EMISSÃO PARA COMBUSTÍVEIS NORMALIZADOS

▼M4

▼B

3.   CÁLCULO DA DISTÂNCIA ORTODRÓMICA

Distância [km] = Distância ortodrómica [km] + 95 km

Por distância ortodrómica entende-se a distância mais curta entre dois pontos da superfície da Terra, cuja aproximação se obtém mediante utilização do sistema a que se refere o anexo 15, artigo 3.7.1.1, da Convenção de Chicago (WGS 84).

A latitude e a longitude dos aeródromos é obtida quer a partir dos dados relativos à respetiva localização, incluídos em publicações de informação aeronáutica (AIP), em conformidade com o anexo 15 da Convenção de Chicago, quer com base numa fonte que utilize dados de AIP.

Podem igualmente ser utilizadas distâncias calculadas por software ou por terceiros, desde que a metodologia de cálculo se baseie na fórmula supracitada, em dados de AIP e nos requisitos da WGS 84.

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ANEXO IV

Metodologias de monitorização para atividades específicas realizadas em instalações (artigo 20.o, n.o 2)

1.   REGRAS DE MONITORIZAÇÃO ESPECÍFICAS PARA AS EMISSÕES RESULTANTES DE PROCESSOS DE COMBUSTÃO

A.    Âmbito

Os operadores devem monitorizar as emissões de CO2 resultantes de todos os processos de combustão que têm lugar no âmbito das atividades enumeradas no anexo I da Diretiva 2003/87/CE ou incluídas no sistema da União ao abrigo do artigo 24.o dessa diretiva, incluindo os processos de depuração, em conformidade com as regras estabelecidas no presente anexo. As emissões provenientes de combustíveis entrados no processo devem ser tratadas como emissões de combustão para efeitos das metodologias de monitorização e comunicação de informações, sem prejuízo de outras classificações das emissões.

O operador não deve incluir as emissões provenientes de motores de combustão interna utilizados para transporte na monitorização e comunicação de informações. O operador deve atribuir todas as emissões resultantes da queima de combustíveis na instalação a essa instalação, sem ter em conta as exportações de calor ou eletricidade para outras instalações. O operador não pode atribuir as emissões associadas à produção de calor ou eletricidade importada de outras instalações à instalação importadora.

O operador deve incluir, pelo menos, as seguintes fontes de emissões: caldeiras, queimadores, turbinas, aquecedores, altos-fornos, incineradoras, calcinadores, fornos, fogões, secadores, motores, células de combustível, unidades químicas de combustão, tochas, unidades de pós-combustão térmica ou catalítica e depuradores (emissões de processo) e quaisquer outros equipamentos ou máquinas que utilizem combustível, com exceção dos equipamentos ou máquinas com motores de combustão utilizados para transporte.

B.    Regras de monitorização específicas

As emissões resultantes de processos de combustão devem ser calculadas em conformidade com o artigo 24.o, n.o 1, exceto se os combustíveis forem incluídos num balanço de massas em conformidade com o artigo 25.o. Aplicam-se os níveis definidos no anexo II, ponto 2. Além disso, as emissões resultantes do processo de depuração de gases de combustão devem ser monitorizadas de acordo com o disposto no subponto C.

Às emissões de tochas são aplicáveis requisitos especiais, indicados no subponto D.

Os processos de combustão ocorridos em terminais de tratamento de gases podem ser monitorizados por meio de um balanço de massas, em conformidade com o artigo 25.o.

C.    Depuração de gases de combustão

C.1.    Dessulfuração

As emissões de CO2 resultantes da utilização de carbonato para a depuração de gases ácidos do fluxo de gases de combustão devem ser calculadas nos termos do artigo 24.o, n.o 2, com base na quantidade de carbonato consumido (método A) ou de gesso produzido (método B). Os métodos seguintes são aplicáveis em derrogação do disposto no anexo II, ponto 4.

Método A: Fator de emissão

Nível 1: O fator de emissão é determinado a partir das razões estequiométricas estabelecidas no anexo VI, ponto 2. A quantidade de CaCO3 e de MgCO3, ou de outros carbonatos, presente em cada matéria entrada no forno é determinada de acordo com as orientações das melhores práticas da indústria.

Método B: Fator de emissão

Nível 1: O fator de emissão deve ser a razão estequiométrica entre o gesso desidratado (CaSO4 × 2H2O) e o CO2 emitido: 0,2558 t CO2/t de gesso.

Fator de conversão:

Nível 1: Deve ser utilizado um fator de conversão de 1.

C.2.    Eliminação de NOx

▼M1

Em derrogação do disposto no anexo II, ponto 4, as emissões de CO2 resultantes da utilização de ureia na depuração do fluxo de gases de combustão devem ser calculadas em conformidade com o artigo 24.o, n.o 2, aplicando os níveis a seguir referidos.

▼B

Fator de emissão:

Nível 1: A quantidade de ureia presente em cada matéria entrada no forno é determinada de acordo com as orientações das melhores práticas da indústria. O fator de emissão é determinado utilizando uma razão estequiométrica de 0,7328 t CO2/t de ureia.

Fator de conversão:

Só é aplicável o nível 1.

D.    Tochas

No cálculo das emissões provenientes de tochas, o operador deve incluir as emissões resultantes da queima de rotina e da realizada por motivos operacionais (descargas, arranque e paragem, e descargas de emergência). O operador deve igualmente incluir o CO2 inerente, em conformidade com o artigo 48.o.

Em derrogação do disposto no anexo II, ponto 2.1, os níveis 1 e 2b para o fator de emissão devem ser definidos da seguinte forma:

Em derrogação do disposto no anexo II, ponto 2.3, no caso dos gases de tocha só são aplicáveis os níveis 1 e 2 para o fator de oxidação.

2.   REFINAÇÃO DE ÓLEOS MINERAIS ENUMERADA NO ANEXO I DA DIRETIVA 2003/87/CE

A.    Âmbito

O operador deve monitorizar e comunicar a totalidade das emissões de CO2 resultantes dos processos de combustão e de produção realizados nas refinarias.

O operador deve incluir, pelo menos, as seguintes fontes potenciais de emissões de CO2: caldeiras, aquecedores/depuradores industriais, motores de combustão interna/turbinas, oxidadores catalíticos e térmicos, fornos de calcinação do coque, bombas de incêndio, geradores de emergência ou auxiliares, tochas, incineradoras, forno de craqueamento, unidades de produção de hidrogénio, unidades de Claus, regeneração catalítica (por craqueamento catalítico ou outros processos catalíticos) e unidades de coquefação (flexicoquefação, coquefação retardada).

B.    Regras de monitorização específicas

A monitorização das atividades de refinação de petróleo deve ser realizada nos termos do ponto 1 do presente anexo para as emissões de combustão, incluindo a depuração dos gases de combustão. O operador pode optar por utilizar a metodologia do balanço de massas, em conformidade com o artigo 25.o, para a refinaria na sua globalidade ou para unidades de processamento individuais, como as instalações de gaseificação de óleos pesados ou de calcinação. Quando se utilizarem combinações da metodologia normalizada com o balanço de massas, o operador deve apresentar à autoridade competente provas que demonstrem a exaustividade do registo de emissões e a inexistência de casos de dupla contagem.

As emissões de unidades exclusivamente dedicadas à produção de hidrogénio devem ser monitorizadas em conformidade com o ponto 19 do presente anexo.

Em derrogação do disposto nos artigos 24.o e 25.o, as emissões resultantes da regeneração por craqueamento catalítico, de outros tipos de regeneração catalítica e de unidades de flexicoquefação devem ser monitorizadas por meio de um balanço de massas, tendo em conta o estado do ar entrado e dos gases de combustão. Todo o CO presente nos gases de combustão deve ser contabilizado como CO2, aplicando a seguinte relação de massa: t CO2 = t CO * 1,571. A análise do ar entrado e dos gases de combustão e a escolha dos níveis devem ser efetuadas conforme disposto nos artigos 32.o a 35.o. A metodologia de cálculo específica deve ser aprovada pela autoridade competente.

3.   PRODUÇÃO DE COQUE ENUMERADA NO ANEXO I DA DIRETIVA 2003/87/CE

A.    Âmbito

O operador deve incluir, pelo menos, as seguintes fontes potenciais de emissões de CO2: matérias-primas (incluindo coque de carvão ou de petróleo), combustíveis convencionais (incluindo gás natural), gases de processo (incluindo gás de alto-forno), outros combustíveis e depuração de efluentes gasosos.

B.    Regras de monitorização específicas

Para a monitorização das emissões resultantes da produção de coque, o operador pode optar por utilizar um balanço de massas, em conformidade com o artigo 25.o e com o anexo II, ponto 3, ou a metodologia normalizada, em conformidade com o artigo 24.o e o anexo II, pontos 2 e 4.

4.   USTULAÇÃO E SINTERIZAÇÃO DE MINÉRIO METÁLICO ENUMERADAS NO ANEXO I DA DIRETIVA 2003/87/CE

A.    Âmbito

O operador deve incluir, pelo menos, as seguintes fontes potenciais de emissões de CO2: matérias-primas (calcinação de calcário, dolomite e minérios de ferro carbonatados, incluindo FeCO3), combustíveis convencionais (incluindo gás natural e coque/fragmentos de coque), gases de processo (incluindo gás de coqueria e gás de alto-forno), resíduos de processo reutilizados, incluindo poeiras filtradas da instalação de sinterização, do conversor e do alto-forno, outros combustíveis e depuração de gases de combustão.

▼M1

B.    Regras de monitorização específicas

Para a monitorização das emissões de ustulação e sinterização ou peletização de minério metálico, o operador pode optar por utilizar um balanço de massas, em conformidade com o artigo 25.o e com o anexo II, ponto 3, ou a metodologia normalizada, em conformidade com o artigo 24.o e o anexo II, pontos 2 e 4.

▼B

5.   PRODUÇÃO DE GUSA E AÇO ENUMERADA NO ANEXO I DA DIRETIVA 2003/87/CE

A.    Âmbito

O operador deve incluir, pelo menos, as seguintes fontes potenciais de emissões de CO2: matérias-primas (calcinação de calcário, dolomite e minérios de ferro carbonatados, incluindo FeCO3), combustíveis convencionais (gás natural, carvão e coque), agentes redutores (incluindo coque, carvão e plásticos), gases de processo (gás de coqueria, gás de alto-forno e gás de conversor de oxigénio), consumo de elétrodos de grafite, outros combustíveis e depuração de efluentes gasosos.

B.    Regras de monitorização específicas

Para a monitorização das emissões da produção de gusa e aço, o operador pode optar por utilizar um balanço de massas, em conformidade com o artigo 25.o e o anexo II, ponto 3, ou a metodologia normalizada, em conformidade com o artigo 24.o e o anexo II, pontos 2 e 4, pelo menos para uma parte dos fluxos-fonte, evitando lacunas ou a dupla contagem de emissões.

Em derrogação do disposto no anexo II, ponto 3.1, o nível 3 para o teor de carbono é definido do seguinte modo:

Nível 3: O operador deve determinar o teor de carbono dos fluxos de entrada ou de saída de acordo com o disposto nos artigos 32.o a 35.o em relação à colheita de amostras representativas de combustíveis, produtos e subprodutos e à determinação dos respetivos teores de carbono e frações de biomassa. O operador deve determinar o teor de carbono dos produtos ou dos produtos semiacabados com base em análises anuais realizadas de acordo com os artigos 32.o a 35.o ou a partir dos valores médios de composição especificados em normas internacionais ou nacionais pertinentes.

6.   PRODUÇÃO OU TRANSFORMAÇÃO DE METAIS FERROSOS E NÃO FERROSOS ENUMERADA NO ANEXO I DA DIRETIVA 2003/87/CE

A.    Âmbito

O operador não pode aplicar o disposto no presente ponto à monitorização e comunicação das emissões de CO2 resultantes da produção de gusa e aço e de alumínio primário.

O operador deve ter em conta, pelo menos, as seguintes fontes potenciais de emissões de CO2: combustíveis convencionais; combustíveis alternativos, incluindo matérias plásticas granuladas de instalações de pós-retalhamento; agentes redutores, incluindo o coque, elétrodos de grafite; matérias-primas, incluindo calcário e dolomite; minérios e concentrados metálicos que contêm carbono; matérias-primas secundárias.

B.    Regras de monitorização específicas

Sempre que o carbono proveniente de combustíveis ou matérias utilizados nesta instalação passe para os produtos ou outros resultados da produção, o operador deve utilizar um balanço de massas em conformidade com o artigo 25.o e o anexo II, ponto 3. Se não for esse o caso, o operador deve calcular as emissões de combustão e do processo separadamente, utilizando a metodologia normalizada, em conformidade com o artigo 24.o e o anexo II, pontos 2 e 4.

Se for utilizado um balanço de massas, o operador pode optar por incluir as emissões resultantes de processos de combustão nesse balanço ou utilizar a metodologia normalizada, em conformidade com o artigo 24.o e o presente anexo, ponto 1, para uma parte dos fluxos-fonte, evitando lacunas de dados ou a dupla contagem de emissões.

7.   EMISSÕES DE CO2 RESULTANTES DA PRODUÇÃO OU TRANSFORMAÇÃO DE ALUMÍNIO PRIMÁRIO ENUMERADAS NO ANEXO I DA DIRETIVA 2003/87/CE

A.    Âmbito

O operador deve aplicar o disposto no presente ponto à monitorização e à comunicação das emissões de CO2 resultantes da produção de elétrodos para a fusão de alumínio primário, incluindo instalações autónomas de produção desses elétrodos, e do consumo de elétrodos na eletrólise.

O operador deve ter em conta, pelo menos, as seguintes fontes potenciais de emissões de CO2: combustíveis utilizados na produção de calor ou vapor, produção de elétrodos, redução de Al2O3 durante a eletrólise relacionada com o consumo de elétrodos e utilização de carbonato de sódio ou de outros carbonatos para a depuração de efluentes gasosos.

As emissões associadas de perfluorocarbonetos (PFC) resultantes dos efeitos anódicos, incluindo emissões fugitivas, devem ser monitorizadas em conformidade com o presente anexo, ponto 8.

B.    Regras de monitorização específicas

O operador deve determinar as emissões de CO2 resultantes da produção ou transformação de alumínio primário utilizando a metodologia do balanço de massas em conformidade com o artigo 25.o. A metodologia do balanço de massas deve ter em conta a totalidade do carbono presente nas entradas do processo, nas existências, nos produtos e noutras exportações resultante da preparação, enformação, calcinação e reciclagem de elétrodos, bem como do consumo de elétrodos na eletrólise. Quando são utilizados ânodos pré-calcinados, podem ser aplicados quer balanços de massas individuais para a produção e o consumo, quer um balanço de massas comum que tenha em consideração tanto a produção como o consumo de elétrodos. No caso das células de Søderberg, o operador deve utilizar um balanço de massas comum.

No caso das emissões resultantes de processos de combustão, o operador pode optar por incluí-las no balanço de massas ou por utilizar a metodologia normalizada, em conformidade com o artigo 24.o e o presente anexo, ponto 1, pelo menos para uma parte dos fluxos-fonte, evitando lacunas de dados ou a dupla contagem de emissões.

8.   EMISSÕES DE PFC RESULTANTES DA PRODUÇÃO OU TRANSFORMAÇÃO DE ALUMÍNIO PRIMÁRIO ENUMERADAS NO ANEXO I DA DIRETIVA 2003/87/CE

A.    Âmbito

O operador deve aplicar as seguintes disposições às emissões de perfluorocarbonetos (PFC) resultantes dos efeitos anódicos, incluindo emissões fugitivas de PFC. Às emissões associadas de CO2, incluindo as resultantes da produção de elétrodos, o operador deve aplicar o ponto 7 do presente anexo. O operador deve, além disso, calcular as emissões de PFC não resultantes de efeitos anódicos com base em métodos de estimativa, em conformidade com as melhores práticas do setor e com eventuais orientações publicadas pela Comissão para esse efeito.

B.    Determinação das emissões de PFC

As emissões de PFC devem ser calculadas a partir das emissões mensuráveis numa conduta ou chaminé («emissões de fontes pontuais»), bem como das emissões fugitivas, utilizando a eficiência de recolha da conduta:

Emissões de PFC (total) = Emissões de PFC (conduta)/eficiência de recolha

A eficiência de recolha deve ser medida quando são determinados os fatores de emissão específicos da instalação. Na sua determinação deve ser utilizada a versão mais recente das orientações mencionadas na rubrica Nível 3 do ponto 4.4.2.4 das Orientações IPCC de 2006.

O operador deve calcular as emissões de CF4 e C2F6 emitidas através de uma conduta ou chaminé recorrendo a um dos seguintes métodos:

Método de cálculo A — Método do gradiente:

Para determinar as emissões de PFC, o operador deve utilizar as seguintes equações:

Em que:

MEA = Minutos de efeitos anódicos/célula.dia;

FGECF4 = Fator gradiente de emissão [(kg CF4/t Al produzido)/(minutos de efeitos anódicos/célula.dia)]. Quando são utilizados diferentes tipos de células, podem ser aplicados diferentes FGE, conforme adequado;

PrAl = Produção anual de alumínio primário [t];

FC2F6 = Fração mássica de C2F6 (t C2F6/t CF4).

Os minutos de efeitos anódicos por célula.dia correspondem ao produto da frequência dos efeitos anódicos (número de efeitos anódicos/célula.dia) pela duração média dos efeitos anódicos (minutos de efeitos anódicos/ocorrência):

MEA = Frequência × duração média

Fator de emissão: O fator de emissão para o CF4 (fator-gradiente de emissão, FGECF4) exprime a quantidade [kg] de CF4 emitido por tonelada de alumínio produzida por minuto de efeitos anódicos/célula.dia. O fator de emissão (fração mássica, FC2F6) de C2F6 expressa a quantidade [t] de C2F6 emitido proporcionalmente à quantidade [t] de CF4 emitido.

Nível 1: O operador deve utilizar os fatores de emissão específicos de tecnologias indicados no quadro 1 do presente ponto.

Nível 2: O operador deve utilizar fatores de emissão específicos da instalação relativos ao CF4 e ao C2F6 estabelecidos por medições in situ contínuas ou intermitentes. Na determinação desses fatores, o operador deve utilizar a versão mais recente das orientações mencionadas na rubrica Nível 3 do ponto 4.4.2.4 das Orientações IPCC de 2006 ( 13 ). O fator de emissão tem igualmente em conta as emissões relacionadas com efeitos não anódicos. O operador deve determinar cada fator de emissão com a incerteza máxima de ±15 %.

O operador deve determinar os fatores de emissão, pelo menos, de três em três anos, ou antes se as alterações da instalação o exigirem. Será o caso, por exemplo, de uma alteração na distribuição da duração dos efeitos anódicos ou de uma alteração no algoritmo de controlo que afete a combinação de tipos de efeitos anódicos ou a natureza da rotina de supressão dos efeitos anódicos.

Método de cálculo B — Método da sobretensão:

Na medição da sobretensão de efeitos anódicos, o operador deve determinar as emissões de PFC mediante as seguintes equações:

▼M1

▼B

Em que:

CST = Coeficiente de sobretensão («fator de emissão»), expresso em quilogramas de CF4 por tonelada de alumínio produzida por mV de sobretensão;

SEA = Sobretensão de efeitos anódicos por célula [mV], determinada como o integral de (tempo × tensão superior à tensão-alvo) dividido pelo tempo (duração) da recolha de dados;

EC = Eficiência média da corrente do processo de produção de alumínio [%];

PrAl = Produção anual de alumínio primário [t];

▼M1

FC2F6 = Fração mássica de C2F6 (t C2F6/t CF4);

▼B

O termo SEA/EC (sobretensão de efeitos anódicos/eficiência da corrente) exprime a média, integrada no tempo, da sobretensão de efeitos anódicos [mV de sobretensão], dividida pela eficiência média da corrente [%].

Fator de emissão: O fator de emissão para o CF4 («coeficiente de sobretensão», CST) exprime a quantidade [kg] de CF4 emitida por tonelada de alumínio produzida por milivolt de sobretensão [mV]. O fator de emissão do C2F6 (fração mássica, FC2F6) exprime a relação entre a quantidade [t] de C2F6 emitida e a quantidade [t] de CF4 emitida.

Nível 1: O operador deve aplicar os fatores de emissão específicos de tecnologias indicados no quadro 2 do presente ponto.

Nível 2: O operador deve utilizar fatores de emissão específicos da instalação relativos ao CF4 [(kg CF4/t Al)/(mV)] e ao C2F6 [t C2F6/t CF4] estabelecidos por medições in situ contínuas ou intermitentes. Na determinação desses fatores, o operador deve utilizar a versão mais recente das orientações mencionadas na rubrica Nível 3 do ponto 4.4.2.4 das Orientações IPCC de 2006. O operador deve determinar os fatores de emissão com a incerteza máxima de ±15 % cada.

O operador deve determinar os fatores de emissão, pelo menos, de três em três anos, ou antes se as alterações da instalação o exigirem. Será o caso de uma alteração na distribuição da duração dos efeitos anódicos ou de uma alteração no algoritmo de controlo que afete a combinação de tipos de efeitos anódicos ou a natureza da rotina de supressão dos efeitos anódicos.

C.    Determinação das emissões de CO2(e)

O operador deve calcular as emissões de CO2(e) a partir das emissões de CF4 e C2F6 da seguinte forma, utilizando os potenciais de aquecimento global (PAG) enumerados no anexo VI, ponto 3, quadro 6:

Emissões de PFC [t CO2(e)] = Emissões de CF4 [t] * PAGCF4 + emissões de C2F6 [t] * PAGC2F6

9.   PRODUÇÃO DE CLÍNQUER ENUMERADA NO ANEXO I DA DIRETIVA 2003/87/CE

▼M1

A.    Âmbito

O operador deve incluir, pelo menos, as seguintes fontes potenciais de emissões de CO2: calcinação de calcário nas matérias-primas, combustíveis fósseis convencionais para forno, matérias-primas e combustíveis fósseis alternativos para forno, combustíveis de biomassa para forno (resíduos de biomassa), combustíveis não destinados a forno, teor de carbono em formas não carbonatadas de calcário e xistos e matérias-primas utilizadas para a depuração de efluentes gasosos.

▼B

B.    Regras de monitorização específicas

As emissões de combustão devem ser monitorizadas em conformidade com o ponto 1 do presente anexo. As emissões de processo provenientes dos componentes do cru cimenteiro devem ser monitorizadas em conformidade com o anexo II, ponto 4, com base no teor de carbonato das entradas no processo (método de cálculo A) ou na quantidade de clínquer produzida (método de cálculo B). No caso do método A, os carbonatos a ter em conta incluem, pelo menos, o CaCO3, o MgCO3 e o FeCO3. No caso do método B, o operador deve ter em conta, pelo menos, o CaO e o MgO e demonstrar à autoridade competente até que ponto devem ser tidas em conta outras fontes de carbono.

▼M1

As emissões de CO2 relacionadas com as poeiras eliminadas do processo e com o carbono em formas não carbonatadas presente nas matérias-primas são adicionadas em conformidade com os subpontos C e D do presente ponto.

▼B

Método de cálculo A: baseado na entrada no forno

Quando as poeiras de forno de cimento e as poeiras de derivação são libertadas do sistema de fornos, o operador não deve considerar as matérias-primas conexas como entradas no processo, mas sim calcular as emissões provenientes de poeiras de forno de cimento em conformidade com o subponto C.

O operador deve aplicar os requisitos de incerteza relativos aos dados da atividade separadamente a cada matéria entrada no forno que contenha carbono, evitando a dupla contagem ou omissões de matérias devolvidas ou de derivação, exceto nos casos em que o cru cimenteiro é caracterizado. Se os dados da atividade forem determinados com base na produção de clínquer, a quantidade líquida do cru cimenteiro pode ser determinada por um rácio empírico de cru cimenteiro/clínquer específico da instalação. Esse rácio deve ser atualizado pelo menos uma vez por ano, aplicando as orientações relativas às melhores práticas da indústria.

Método de cálculo B: baseado na produção de clínquer

O operador deve determinar os dados da atividade, expressos em produção de clínquer [t] durante o período de informação, recorrendo a um dos seguintes métodos:

O operador deve determinar o rácio clínquer/cimento para cada um dos diferentes produtos de cimento com base nos artigos 32.o a 35.o ou calcular o rácio a partir da diferença entre os fornecimentos de cimento e as alterações das existências e todas as matérias utilizadas como aditivos ao cimento, incluindo poeiras de derivação e poeiras de forno de cimento.

Em derrogação do disposto no anexo II, ponto 4, o nível 1 para o fator de emissão deve ser definido do seguinte modo:

Nível 1: O operador deve aplicar um fator de emissão de 0,525 t CO2/t clínquer.

C.    Emissões relacionadas com poeiras libertadas

O operador deve adicionar as emissões de CO2 provenientes das poeiras de derivação ou das poeiras de forno de cimento libertadas do sistema de fornos, corrigidas para ter em conta um rácio de calcinação parcial das poeiras dos fornos de cimento, calculadas como emissões de processo nos termos do artigo 24.o, n.o 2. Em derrogação do disposto no anexo II, ponto 4, os níveis 1 e 2 para o fator de emissão devem ser definidos da seguinte forma:

Em que:

FEPFC = Fator de emissão das poeiras de forno de cimento parcialmente calcinadas [t CO2/t poeiras de forno de cimento (PFC)];

FEClí = Fator de emissão do clínquer específico da instalação [t CO2/t clínquer];

d = Grau de calcinação das poeiras de forno de cimento (CO2 libertado, em% do total de CO2 dos carbonatos contidos na mistura de matérias-primas).

Não se aplica o nível 3 para o fator de emissão.

D.    Emissões provenientes de carbono em formas não carbonatadas presente no cru cimenteiro

O operador deve determinar as emissões provenientes de carbono em formas não carbonatadas presente, pelo menos, no calcário, no xisto ou em matérias-primas alternativas (por exemplo, cinzas volantes) utilizadas no cru cimenteiro do forno em conformidade com o artigo 24.o, n.o 2.

▼M1

Em derrogação do disposto no anexo II, ponto 4, são aplicáveis as seguintes definições de níveis para o fator de emissão:

Em derrogação do disposto no anexo II, ponto 4, são aplicáveis as seguintes definições de níveis para o fator de conversão:

▼B

10.   PRODUÇÃO DE CAL OU CALCINAÇÃO DA DOLOMITE OU MAGNESITE ENUMERADAS NO ANEXO I DA DIRETIVA 2003/87/CE

▼M4

A.    Âmbito

O operador deve incluir, pelo menos, as seguintes fontes potenciais de emissões de CO2: calcinação de calcário, dolomite ou magnesite presente nas matérias-primas, carbono em formas não carbonatadas presente nas matérias-primas, combustíveis fósseis convencionais para forno, matérias-primas e combustíveis fósseis alternativos para forno, combustíveis de biomassa para forno (resíduos de biomassa) e outros combustíveis.

Caso a cal viva e o CO2 resultante do calcário sejam utilizados para processos de purificação, levando a que aproximadamente a mesma quantidade de CO2 seja novamente ligada, não é necessário incluir separadamente a decomposição dos carbonatos nem o dito processo de purificação no plano de monitorização da instalação.

B.    Regras de monitorização específicas

As emissões de combustão devem ser monitorizadas em conformidade com o ponto 1 do presente anexo. As emissões de processo provenientes de carbonatos presentes nas matérias-primas devem ser monitorizadas em conformidade com o anexo II, ponto 4. Os carbonatos de cálcio e de magnésio devem ser sempre tomados em consideração. Outros carbonatos e o carbono em formas não carbonatadas presentes nas matérias-primas devem ser tidos em conta, sempre que sejam pertinentes para efeitos do cálculo das emissões.

No caso da metodologia baseada nas entradas, os valores relativos ao teor de carbonatos devem ser ajustados ao teor de humidade e de ganga da matéria. No caso da produção de magnésia, devem ter-se em conta outros minerais que contenham magnésio, na medida do necessário.

Deve evitar-se a dupla contagem ou as omissões resultantes de matérias devolvidas ou de derivação. Quando se aplica o método B, as poeiras do forno de cal devem ser consideradas como um fluxo-fonte distinto, quando pertinente.

▼M1

C.    Emissões provenientes de carbono em formas não carbonatadas presente nas matérias-primas

O operador deve determinar as emissões provenientes de carbono em formas não carbonatadas presente, pelo menos, no calcário, no xisto ou em matérias-primas alternativas no forno em conformidade com o artigo 24.o, n.o 2.

Em derrogação do disposto no anexo II, ponto 4, são aplicáveis as seguintes definições de níveis para o fator de emissão:

Em derrogação do disposto no anexo II, ponto 4, são aplicáveis as seguintes definições de níveis para o fator de conversão:

▼B

11.   PRODUÇÃO DE VIDRO, FIBRA DE VIDRO OU MATERIAL ISOLANTE DE LÃ MINERAL ENUMERADA NO ANEXO I DA DIRETIVA 2003/87/CE

A.    Âmbito

O operador deve aplicar o disposto no presente ponto também às instalações de produção de vidro de água e lã de rocha/mineral.

O operador deve incluir, pelo menos, as seguintes fontes potenciais de emissões de CO2: decomposição dos carbonatos alcalinos e alcalino-terrosos em resultado da fusão das matérias-primas, combustíveis fósseis convencionais, matérias-primas e combustíveis fósseis alternativos, combustíveis de biomassa (resíduos de biomassa), outros combustíveis, aditivos carbonados, incluindo coque, poeiras de carvão e grafite, pós-combustão e depuração de gases de combustão.

▼M4

B.    Regras de monitorização específicas

As emissões de combustão, incluindo as resultantes da depuração de gases de combustão, devem ser monitorizadas em conformidade com o presente anexo, ponto 1. As emissões de processo provenientes de matérias-primas não carbonatadas, incluindo coque, grafite e poeiras de carvão, devem ser monitorizadas em conformidade com o anexo II, ponto 4. Os carbonatos a ter em conta incluem, no mínimo, CaCO3, MgCO3, Na2CO3, NaHCO3, BaCO3, Li2CO3, K2CO3 e SrCO3. Só deve ser utilizado o método A.

Em derrogação do anexo II, ponto 4, são aplicáveis as seguintes definições de níveis para o fator de emissão das matérias-primas que contêm carbonatos.

Nível 1: utilizam-se as razões estequiométricas enumeradas no anexo VI, ponto 2. A pureza das matérias entradas a monitorizar é determinada de acordo com as melhores práticas da indústria.

Nível 2: a quantidade de carbonatos pertinentes em cada matéria entrada monitorizada é determinada em conformidade com os artigos 32.o a 35.°.

Em derrogação do anexo II, ponto 4, no que respeita ao fator de conversão, apenas é aplicável o nível 1 relativamente a todas as emissões de processo provenientes de matérias-primas carbonatadas e não carbonatadas.

▼B

12.   FABRICO DE PRODUTOS CERÂMICOS ENUMERADO NO ANEXO I DA DIRETIVA 2003/87/CE

▼M1

A.    Âmbito

O operador deve incluir, pelo menos, as seguintes fontes potenciais de emissões de CO2: combustíveis para forno, calcinação de calcário/dolomite e outros carbonatos nas matérias-primas, calcário e outros carbonatos para a redução dos poluentes atmosféricos e outros processos de depuração dos gases de combustão, aditivos fósseis/da biomassa utilizados para induzir a porosidade, incluindo poliestirol, resíduos da produção de papel ou serradura, teor de carbono em formas não carbonatadas da argila e outras matérias-primas.

▼B

B.    Regras de monitorização específicas

▼M1

As emissões de combustão, incluindo as resultantes da depuração de gases de combustão, devem ser monitorizadas em conformidade com o presente anexo, ponto 1. As emissões de processo provenientes dos componentes e aditivos do cru cerâmico devem ser monitorizadas em conformidade com o anexo II, ponto 4. No caso dos produtos cerâmicos baseados em argilas purificadas ou sintéticas, o operador pode utilizar o método A ou o método B. Para os produtos cerâmicos baseados em argilas não transformadas e sempre que se utilizem argilas ou aditivos com significativo teor de carbono em formas não carbonatadas, o operador deve utilizar o método A. Os carbonatos de cálcio devem ser sempre tomados em consideração. Outros carbonatos e o carbono em formas não carbonatadas presentes nas matérias-primas devem ser tidos em conta, se pertinentes para efeitos do cálculo das emissões.

▼B

No método A, os dados da atividade relativos a matérias entradas podem ser determinados por meio de um cálculo regressivo adequado, baseado nas melhores práticas do setor e aprovado pela autoridade competente. Esse cálculo regressivo deve ter em conta a medição disponível para ecoprodutos secos ou produtos cozidos, bem como fontes de dados adequadas relativas à humidade da argila e dos aditivos e à perda por recozimento (perda na ignição) das matérias em causa.

Em derrogação do disposto no anexo II, ponto 4, são aplicáveis as seguintes definições de níveis para os fatores de emissão no respeitante às emissões de processo provenientes das matérias-primas que contêm carbonatos:

Método A (com base nas matérias entradas):

Nível 1: Deve ser aplicado um valor prudente de 0,2 toneladas de CaCO3 (correspondente a 0,08794 toneladas de CO2) por tonelada de argila seca para o cálculo do fator de emissão, em vez dos resultados de análises. Considera-se que todo o carbono orgânico e inorgânico presente na matéria de argila está incluído neste valor. Considera-se que os aditivos não estão incluídos neste valor.

Nível 2: É determinado e atualizado um fator de emissão para cada fluxo-fonte, pelo menos uma vez por ano, utilizando as melhores práticas da indústria que contemplem as condições específicas do local e a mistura de produtos da instalação.

Nível 3: A determinação da composição das matérias-primas pertinentes deve ser efetuada em conformidade com os artigos 32.o a 35.o. Devem ser utilizadas as razões estequiométricas enumeradas no anexo VI, ponto 2, para converter os dados de composição em fatores de emissão, quando pertinente.

Método B (com base na produção):

Nível 1: Deve ser aplicado um valor prudente de 0,123 toneladas de CaO (correspondente a 0,09642 toneladas de CO2) por tonelada de produto para o cálculo do fator de emissão, em vez dos resultados de análises. Considera-se que todo o carbono orgânico e inorgânico presente na matéria de argila está incluído neste valor. Considera-se que os aditivos não estão incluídos neste valor.

Nível 2: É determinado e atualizado um fator de emissão, pelo menos uma vez por ano, utilizando as melhores práticas da indústria que contemplem as condições específicas do local e a mistura de produtos da instalação.

Nível 3: A determinação da composição dos produtos deve ser efetuada em conformidade com os artigos 32.o a 35.o. Para converter os dados de composição em fatores de emissão, considerando que a totalidade dos óxidos metálicos pertinentes proveio dos respetivos carbonatos, devem ser utilizadas as razões estequiométricas referidas no anexo VI, ponto 2, quadro 3, quando pertinente.

Em derrogação do disposto no presente anexo, ponto 1, à depuração de gases de combustão aplica-se o seguinte nível para o fator de emissão:

Nível 1: O operador deve aplicar a razão estequiométrica de CaCO3 que figura no anexo VI, ponto 2.

No caso da depuração, não se aplica nenhum outro nível nem nenhum fator de conversão. Deve ser evitada a dupla contagem de calcário utilizado reciclado como matéria-prima na mesma instalação.

13.   PRODUÇÃO DE PRODUTOS DE GESSO E PLACAS OU PAINÉIS DE GESSO ENUMERADA NO ANEXO I DA DIRETIVA 2003/87/CE

A.    Âmbito

O operador deve incluir, pelo menos, as emissões de CO2 resultantes de todas as atividades de combustão.

B.    Regras de monitorização específicas

As emissões de combustão devem ser monitorizadas em conformidade com o ponto 1 do presente anexo.

14.   FABRICO DE PASTA DE PAPEL E DE PAPEL ENUMERADO NO ANEXO I DA DIRETIVA 2003/87/CE

A.    Âmbito

O operador deve incluir, pelo menos, as seguintes fontes potenciais de emissões de CO2: caldeiras, turbinas a gás e outros dispositivos de combustão que produzam vapor ou energia, caldeiras de recuperação e outros dispositivos de queima de lixívias residuais do fabrico da pasta de papel, incineradoras, fornos e calcinadores de cal, depuração de efluentes gasosos e secadores alimentados a combustível (como secadores de infravermelhos).

B.    Regras de monitorização específicas

A monitorização das emissões de combustão, incluindo as resultantes da depuração de gases de combustão, deve ser realizada em conformidade com o presente anexo, ponto 1.

As emissões de processo provenientes das matérias-primas utilizadas como produtos químicos de reposição, incluindo calcário ou carbonato de sódio, devem ser monitorizadas segundo o método A, em conformidade com o anexo II, ponto 4. As emissões de CO2 resultantes da recuperação de lamas de calcário na produção de pasta de papel devem ser consideradas como CO2 proveniente de biomassa reciclada. Considera-se que só a quantidade de CO2 proporcional às entradas de produtos químicos de reposição gera emissões de CO2 de origem fóssil.

Às emissões provenientes de produtos químicos de reposição, aplicam-se as seguintes definições de níveis para o fator de emissão:

Para o fator de conversão, só deve ser aplicado o nível 1.

15.   PRODUÇÃO DE NEGRO DE FUMO ENUMERADA NO ANEXO I DA DIRETIVA 2003/87/CE

A.    Âmbito

O operador deve incluir, pelo menos, todos os combustíveis utilizados para combustão e os combustíveis utilizados como matérias de processo na lista de fontes de emissões de CO2.

B.    Regras de monitorização específicas

As emissões da produção de negro de fumo podem ser monitorizadas quer como um processo de combustão, incluindo a depuração de gases de combustão, em conformidade com o presente anexo, ponto 1, quer utilizando um balanço de massas, em conformidade com o artigo 25.o e o anexo II, ponto 3.

16.   DETERMINAÇÃO DAS EMISSÕES DE ÓXIDO NITROSO (N2O) RESULTANTES DA PRODUÇÃO DE ÁCIDO NÍTRICO, ÁCIDO ADÍPICO, CAPROLACTAMA, GLIOXAL E ÁCIDO GLIOXÍLICO ENUMERADA NO ANEXO I DA DIRETIVA 2003/87/CE

A.    Âmbito

Para cada atividade de que resultem emissões de N2O, o operador deve ter em conta todas as fontes de emissões de N2O nos processos de produção, inclusive nos casos em que as emissões de N2O resultantes da produção são encaminhadas para equipamentos de redução das emissões. As atividades em causa são as seguintes:

Estas disposições não são aplicáveis às emissões de N2O resultantes da queima de combustíveis.

B.    Determinação das emissões de N2O

B.1.    Emissões anuais de N2O

O operador deve monitorizar as emissões de N2O resultantes da produção de ácido nítrico por medição contínua das emissões. O operador deve monitorizar as emissões de N2O resultantes da produção de ácido adípico, de caprolactama, de glioxal e de ácido glioxílico utilizando uma metodologia baseada na medição para as emissões sujeitas a um tratamento de redução, e um método baseado no cálculo (assente numa metodologia de balanço de massas) para as emissões esporádicas não sujeitas a um tratamento de redução.

Para cada fonte de emissões objeto de medição contínua, o operador deve considerar as emissões anuais totais como a soma de todas as emissões horárias, utilizando a equação 1 que figura no anexo VIII, ponto 3.

B.2.    Emissões horárias de N2O

O operador deve calcular a média anual das emissões horárias de N2O de cada fonte de emissões objeto de medição contínua utilizando a equação 2 que figura no anexo VIII, ponto 3.

O operador deve determinar as concentrações horárias de N2O nos gases de combustão de cada fonte de emissões utilizando uma metodologia baseada na medição num ponto representativo, situado a jusante dos equipamentos de redução de NOx/N2O, caso sejam utilizados. Deve aplicar técnicas que permitam medir as concentrações de N2O de todas as fontes de emissões, sujeitas ou não a tratamento de redução. Se as incertezas aumentarem durante esses períodos, o operador deve tê-lo em conta na avaliação da incerteza.

Quando pertinente, todas as medições devem ser expressas pelo operador em relação ao gás seco e comunicadas de forma coerente.

B.3.    Determinação do fluxo dos gases de combustão

Na medição do fluxo dos gases de combustão para efeitos da monitorização das emissões de N2O, o operador deve utilizar os métodos de medição estabelecidos no artigo 43.o, n.o 5, do presente regulamento. No que respeita à produção de ácido nítrico, o operador deve aplicar o método em conformidade com o artigo 43.o, n.o 5, alínea a), exceto se tal não for tecnicamente viável. Nesse caso, e com a aprovação da autoridade competente, o operador deve aplicar um método alternativo, nomeadamente uma abordagem de balanço de massas baseada em parâmetros significativos, como a carga de amoníaco, ou a determinação do fluxo por medição contínua do fluxo de emissões.

O fluxo dos gases de combustão é calculado de acordo com a seguinte fórmula:

Vfluxo g. comb. [Nm3/h] = Var * (1 – O2, ar) / (1 – O2, g. comb.)

Em que:

Var = Fluxo total de entrada de ar, expresso em Nm3/h, em condições normalizadas;

O2, ar = Fração volúmica de O2 no ar seco [= 0,2095];

O2, g. comb. = Fração volúmica de O2 nos gases de combustão.

O parâmetro Var é calculado pela soma de todos os fluxos de entrada de ar na unidade de produção de ácido nítrico.

O operador deve utilizar a seguinte fórmula, salvo indicação em contrário no seu plano de monitorização:

Var = Vprim. + Vsec. + Vved.

Em que:

Vprim. = Fluxo de entrada de ar primário, expresso em Nm3/h, em condições normalizadas;

Vsec. = Fluxo de entrada de ar secundário, expresso em Nm3/h, em condições normalizadas;

Vved. = Fluxo de entrada de ar nos vedantes, expresso em Nm3/h, em condições normalizadas.

O operador deve determinar o parâmetro Vprim. por medição contínua do fluxo a montante da mistura com amoníaco. Deve determinar o parâmetro Vsec. por medição contínua do fluxo, nomeadamente a montante da unidade de recuperação de calor. Para o parâmetro Vved., o operador deve ter em conta o fluxo de ar de purga no processo de produção de ácido nítrico.

No caso de fluxos de entrada de ar que totalizem, cumulativamente, menos de 2,5 % do fluxo de ar total, a autoridade competente pode aceitar métodos de estimativa para a determinação dessa taxa de fluxo de ar, propostos pelo operador com base nas melhores práticas da indústria.

O operador deve provar, por via de medições em condições normais de funcionamento, que o fluxo dos gases de combustão medido é suficientemente homogéneo para permitir o recurso ao método de medição proposto. Se as medições confirmarem que o fluxo não é homogéneo, o operador deve ter em conta esse facto ao determinar os métodos de monitorização adequados e ao calcular a incerteza associada às emissões de N2O.

Todas as medições devem ser expressas pelo operador em relação ao gás seco e comunicadas de forma coerente.

B.4.    Concentrações de oxigénio (O2)

Se necessário ao cálculo do fluxo dos gases de combustão em conformidade com o subponto B.3 do presente ponto, o operador deve medir as concentrações de oxigénio nos gases de combustão. Para tal, deve cumprir os requisitos aplicáveis à medição de concentrações previstos no artigo 41.o, n.os 1 e 2. Ao determinar a incerteza associada às emissões de N2O, o operador deve ter em conta a incerteza das medições das concentrações de O2.

Quando pertinente, todas as medições devem ser expressas pelo operador em relação ao gás seco e comunicadas de forma coerente.

B.5.    Cálculo das emissões de N2O

Relativamente a períodos específicos em que as emissões de N2O resultantes da produção de ácido adípico, de caprolactama, de glioxal e de ácido glioxílico não são sujeitas a um tratamento de redução, incluindo em caso de purga, por motivos de segurança, e de falhas dos equipamentos de redução, e quando a monitorização contínua não é tecnicamente viável, o operador pode, após aprovação da metodologia específica pela autoridade competente, calcular as emissões de N2O utilizando uma metodologia de balanço de massas. Para o efeito, a incerteza global deve ser semelhante ao resultado da aplicação dos requisitos dos níveis previstos no artigo 41.o, n.os 1 e 2. O operador deve basear o método de cálculo na taxa máxima potencial de emissões de N2O da reação química que ocorre no instante ou no período em causa.

Na determinação da incerteza associada à média anual das emissões horárias de uma dada fonte, o operador deve ter em conta as incertezas de todos os valores de emissão obtidos por cálculo relativamente a essa fonte.

B.6.    Determinação das taxas de atividade de produção

As taxas de produção devem ser calculadas com base nos relatórios de produção diária e no tempo de funcionamento.

B.7.    Taxas de amostragem

Devem ser calculadas médias horárias válidas ou médias por períodos de referência mais curtos em conformidade com o artigo 44.o para:

C.    Determinação dos equivalentes anuais de CO2 — CO2(e)

O operador deve converter as emissões totais anuais de N2O de todas as fontes de emissões, expresso em toneladas, com aproximação a três casas decimais, em toneladas anuais de CO2(e), quantificadas por arredondamento, através da seguinte fórmula e dos valores do potencial de aquecimento global (PAG) definidos no anexo VI, ponto 3:

CO2(e) [t] = N2Oanual[t] * PAGN2O

Em que:

N2Oanual = Emissões totais anuais de N2O, calculadas de acordo com a equação 1 que figura no anexo VIII, ponto 3.

O total anual de CO2(e) gerado por todas as fontes de emissões, bem como a totalidade das emissões diretas de CO2 de outras fontes de emissões, incluídas no título de emissão de gases com efeito de estufa, devem ser adicionados ao total de emissões anuais de CO2 produzido pela instalação, sendo o valor resultante utilizado para fins de comunicação e de devolução de licenças.

As emissões anuais totais de N2O devem ser comunicadas em toneladas, com aproximação a três casas decimais, e expressas em CO2(e), em toneladas quantificadas por arredondamento.

17.   PRODUÇÃO DE AMONÍACO ENUMERADA NO ANEXO I DA DIRETIVA 2003/87/CE

A.    Âmbito

O operador deve incluir, pelo menos, as seguintes fontes potenciais de emissões de CO2: queima de combustíveis que fornecem o calor para a reformação ou a oxidação parcial, combustíveis utilizados como entradas no processo de produção de amoníaco (reformação ou oxidação parcial), combustíveis utilizados noutros processos de combustão, por exemplo, para fins de produção de água quente ou de vapor.

B.    Regras de monitorização específicas

Para monitorizar as emissões resultantes de processos de combustão e dos combustíveis utilizados como entradas no processo, deve ser aplicada a metodologia normalizada, em conformidade com o artigo 24.o e o ponto 1 do presente anexo.

Sempre que o CO2 resultante da produção de amoníaco é utilizado como matéria-prima para a produção de ureia ou de outros produtos químicos, ou transferido para fora da instalação para uma utilização não abrangida pelo artigo 49.o, n.o 1, deve considerar-se que a quantidade correspondente de CO2 foi emitida pela instalação que produz o CO2.

18.   PRODUÇÃO DE PRODUTOS QUÍMICOS ORGÂNICOS A GRANEL ENUMERADA NO ANEXO I DA DIRETIVA 2003/87/CE

A.    Âmbito

O operador deve ter em conta, pelo menos, as seguintes fontes de emissões de CO2: craqueamento (catalítico e não catalítico), reformação, oxidação parcial ou completa, processos similares que geram emissões de CO2 a partir do carbono contido nas matérias-primas à base de hidrocarbonetos, combustão de gases residuais e queima em tocha, e queima de combustíveis no âmbito de outros processos de combustão.

B.    Regras de monitorização específicas

Se a produção de produtos químicos orgânicos a granel for tecnicamente integrada numa refinaria de óleos minerais, o operador dessa instalação deve aplicar as disposições pertinentes do ponto 2 do presente anexo.

Sem prejuízo do parágrafo anterior, caso os combustíveis utilizados não participem nem resultem de reações químicas para a produção de produtos químicos orgânicos a granel, o operador deve monitorizar as emissões resultantes de processos de combustão por meio da metodologia normalizada, em conformidade com o artigo 24.o e o ponto 1 do presente anexo. Em todos os outros casos, o operador pode optar por monitorizar as emissões provenientes da produção de produtos químicos orgânicos a granel utilizando a metodologia de balanço de massas, em conformidade com o artigo 25.o, ou a metodologia normalizada, em conformidade com o artigo 24.o. Se utilizar a metodologia normalizada, o operador deve apresentar provas à autoridade competente de que a metodologia escolhida abrange todas as emissões pertinentes que também seriam abrangidas por uma metodologia de balanço de massas.

Para a determinação do teor de carbono ao abrigo do nível 1, devem aplicar-se os fatores de emissão de referência enumerados no quadro 5 do anexo VI. No que diz respeito a substâncias não enumeradas no quadro 5 do anexo VI ou outras disposições do presente regulamento, o operador deve calcular o teor de carbono a partir do teor de carbono estequiométrico na substância pura e da concentração da substância no fluxo de entrada ou de saída.

19.   PRODUÇÃO DE HIDROGÉNIO E DE GÁS DE SÍNTESE ENUMERADA NO ANEXO I DA DIRETIVA 2003/87/CE

A.    Âmbito

O operador deve incluir, pelo menos, as seguintes fontes potenciais de emissões de CO2: os combustíveis utilizados no processo de produção de hidrogénio ou gás de síntese (por reformação ou oxidação parcial), e os combustíveis utilizados noutros processos de combustão, por exemplo, para fins de produção de água quente ou de vapor. O gás de síntese produzido deve ser considerado como um fluxo-fonte na metodologia do balanço de massas.

B.    Regras de monitorização específicas

Para a monitorização das emissões resultantes de processos de combustão e dos combustíveis utilizados como entradas no processo de produção de hidrogénio, deve ser utilizada a metodologia normalizada nos termos do artigo 24.o e do ponto 1 do presente anexo.

Para a monitorização das emissões resultantes da produção de gás de síntese, deve ser utilizado um balanço de massas em conformidade com o artigo 25.o. No caso de emissões resultantes de processos de combustão distintos, o operador pode optar por incluí-los no balanço de massas ou por utilizar a metodologia normalizada, em conformidade com o artigo 24.o, pelo menos para uma parte dos fluxos-fonte, evitando lacunas ou a dupla contagem de emissões.

Caso sejam produzidos hidrogénio e gás de síntese na mesma instalação, o operador deve calcular as emissões de CO2 utilizando metodologias distintas para o hidrogénio e para o gás de síntese como descrito nos dois primeiros parágrafos do presente ponto, ou utilizando um balanço de massas comum.

20.   PRODUÇÃO DE CARBONATO DE SÓDIO E DE BICARBONATO DE SÓDIO ENUMERADA NO ANEXO I DA DIRETIVA 2003/87/CE

A.    Âmbito

As fontes de emissões e os fluxos-fonte de emissões de CO2 das instalações de produção de carbonato de sódio e de bicarbonato de sódio devem incluir:

B.    Regras de monitorização específicas

Para a monitorização das emissões da produção de carbonato de sódio e de bicarbonato de sódio, o operador deve utilizar um balanço de massas em conformidade com o artigo 25.o. No caso das emissões resultantes de processos de combustão, o operador pode optar por incluí-las no balanço de massas ou por utilizar a metodologia normalizada, em conformidade com o artigo 24.o, pelo menos para uma parte dos fluxos-fonte, evitando lacunas de dados ou a dupla contagem de emissões.

Caso o CO2 resultante da produção de carbonato de sódio seja utilizado na produção de bicarbonato de sódio, deve considerar-se que a quantidade de CO2 utilizada para produzir bicarbonato de sódio a partir do carbonato de sódio foi emitida pela instalação que produz o CO2.

21.   DETERMINAÇÃO DAS EMISSÕES DE GASES COM EFEITO DE ESTUFA PROVENIENTES DE ATIVIDADES DE CAPTURA DE CO2 PARA EFEITOS DE TRANSPORTE E ARMAZENAMENTO GEOLÓGICO NUM LOCAL DE ARMAZENAMENTO AUTORIZADO AO ABRIGO DA DIRETIVA 2009/31/CE

A.    Âmbito

A captura de CO2 deve ser efetuada por instalações específicas que recebem CO2 por transferência de outra ou outras instalações, ou pela mesma instalação que efetua as atividades geradoras do CO2 captado ao abrigo do mesmo título de emissão de gases com efeito de estufa. Devem ser incluídas no título de emissão de gases com efeito de estufa, e contabilizadas no plano de monitorização associado, todas as partes da instalação implicadas na captura de CO2, no armazenamento intermédio e na transferência para uma rede de transporte de CO2 ou para um local de armazenamento geológico de emissões de CO2. Caso a instalação efetue outras atividades abrangidas pela Diretiva 2003/87/CE, as emissões resultantes dessas atividades devem ser monitorizadas em conformidade com o estabelecido nos respetivos pontos do presente anexo.

O operador que efetua uma atividade de captura de CO2 deve incluir, pelo menos, as seguintes fontes potenciais de emissões de CO2:

B.    Quantificação das quantidades de CO2 transferidas e emitidas

B.1.    Quantificação a nível da instalação

Cada operador deve calcular as emissões tomando em consideração as potenciais emissões de CO2 de todos os processos pertinentes em termos de emissões realizados nas instalações, bem como a quantidade de CO2 captada e transferida para a rede de transporte, utilizando a seguinte fórmula:

Einstalação de captura = Tmatéria entrada + Esem captura – Tpara armazenamento

Em que:

Einstalação de captura = Emissões totais de gases com efeito de estufa da instalação de captura;

Tmatéria entrada = Quantidade de CO2 transferida para a instalação de captura, determinada em conformidade com os artigos 40.o a 46.o e 49.o.

Esem captura = Emissões da instalação se o CO2 não fosse captado, ou seja, a soma das emissões de todas as outras atividades da instalação, monitorizadas em conformidade com o estabelecido nos pontos pertinentes do presente anexo;

Tpara armazenamento = Quantidade de CO2 transferida para uma rede de transporte ou local de armazenamento, determinada em conformidade com os artigos 40.o a 46.o e 49.o.

Nos casos em que a captura de CO2 é efetuada na própria instalação em que teve origem o CO2 captado, o operador deve utilizar zero para o valor de Tmatéria entrada.

Nos casos das instalações de captura autónomas, o operador deve considerar que o valor Esem captura representa a quantidade de emissões provenientes de outras fontes que não o CO2 transferido para a instalação para fins de captura. O operador deve determinar essas emissões em conformidade com o presente regulamento.

No caso de instalações de captura autónomas, o operador da instalação que transfere o CO2 para a instalação de captura deve deduzir o valor de Tmatéria entrada das emissões da sua instalação, em conformidade com o artigo 49.o.

B.2.    Determinação do CO2 transferido

Cada operador deve determinar a quantidade de CO2 transferida da e para a instalação de captura, em conformidade com o artigo 49.o, mediante metodologias de medição aplicadas em conformidade com os artigos 40.o a 46.o.

Só se o operador da instalação que transfere o CO2 para a instalação de captura demonstrar, a contento da autoridade competente, que o CO2 é transferido para a instalação de captura na totalidade e com uma exatidão pelo menos equivalente, pode a autoridade competente autorizá-lo a utilizar uma metodologia baseada no cálculo, em conformidade com o artigo 24.o ou 25.o, para determinar a quantidade de Tmatéria entrada em lugar de uma metodologia baseada na medição, em conformidade com os artigos 40.o a 46.o e 49.o.

22.   DETERMINAÇÃO DAS EMISSÕES DE GASES COM EFEITO DE ESTUFA RESULTANTES DO TRANSPORTE DE CO2 POR CONDUTA PARA ARMAZENAMENTO GEOLÓGICO NUM LOCAL DE ARMAZENAMENTO AUTORIZADO AO ABRIGO DA DIRETIVA 2009/31/CE

A.    Âmbito

As fronteiras definidas para a monitorização e comunicação de informações relativas às emissões resultantes do transporte de CO2 por conduta devem ser estabelecidas no título de emissão de gases com efeito de estufa da rede de transporte, incluindo todas as instalações auxiliares funcionalmente ligadas à rede de transporte, nomeadamente estações de bombagem e aquecedores. Cada rede de transporte tem, pelo menos, um ponto de partida e um ponto final, cada um destes ligado a outras instalações que efetuam uma ou mais das seguintes atividades: captura, transporte ou armazenamento geológico de CO2. O ponto de partida e o ponto final podem incluir bifurcações da rede de transporte e atravessar fronteiras nacionais. Tal como as instalações a que estão ligados, estes pontos devem ser definidos no título de emissão de gases com efeito de estufa.

Cada operador deve ter em conta, pelo menos, as seguintes fontes potenciais de emissões de CO2: processos de combustão e outros em instalações funcionalmente ligadas à rede de transporte, incluindo estações de bombagem, emissões fugitivas da rede de transporte; emissões de desgasagem provenientes da rede de transporte: emissões resultantes de fugas na rede de transporte.

B.    Metodologias de quantificação do CO2

O operador das redes de transporte deve determinar as emissões utilizando um dos seguintes métodos:

Ao escolher o método A ou o método B, cada operador deve demonstrar à autoridade competente que a metodologia escolhida produzirá resultados mais fiáveis e com um menor grau de incerteza das emissões globais, utilizando os melhores conhecimentos e tecnologias disponíveis no momento do pedido de concessão do título de emissão de gases com efeito de estufa e da aprovação do plano de monitorização, sem incorrer em custos excessivos. Se for escolhido o método B, cada operador deve demonstrar, a contento da autoridade competente, que a incerteza global no que diz respeito ao nível anual de emissões de gases com efeito de estufa da rede de transporte do operador não é superior a 7,5 %.

O operador de uma rede de transporte que utiliza o método B não deve adicionar ao seu nível calculado de emissões CO2 recebido de outra instalação autorizada em conformidade com a Diretiva 2003/87/CE, e não deve subtrair do seu nível calculado de emissões qualquer CO2 transferido para outra instalação autorizada em conformidade com a Diretiva 2003/87/CE.

Cada operador de uma rede de transporte deve utilizar o método A para a validação dos resultados do método B, pelo menos uma vez por ano. Para efeitos dessa validação, o operador pode utilizar níveis mais baixos para a aplicação do método A.

B.1.    Método A

Cada operador deve determinar as emissões de acordo com a seguinte fórmula:

Em que:

Emissões = Emissões totais de CO2 da rede de transporte [t CO2];

Eatividade própria = Emissões da atividade própria da rede de transporte, ou seja, excluindo as provenientes do CO2 transportado, mas incluindo emissões provenientes do combustível utilizado em estações de bombagem, monitorizadas em conformidade com os pontos pertinentes do presente anexo;

TENTRADA,i = Quantidade de CO2 transferida para a rede de transporte no ponto de entrada i, determinada em conformidade com os artigos 40.o a 46.o e 49.o.

TSAÍDA,i = Quantidade de CO2 transferida para fora rede de transporte no ponto de saída j, determinada em conformidade com os artigos 40.o a 46.o e 49.o.

B.2.    Método B

Cada operador deve determinar as emissões tomando em consideração todos os processos pertinentes na instalação, bem como a quantidade de CO2 captada e transferida para a instalação de transporte, utilizando a seguinte fórmula:

Emissões [t CO2] = CO2 fugitivas + CO2 desgasagem + CO2 fugas + CO2 instalações

Em que:

Emissões = Emissões totais de CO2 da rede de transporte [t CO2];

CO2 fugitivas = Quantidade de emissões fugitivas [t CO2] do CO2 transportado na rede de transporte, incluindo as emissões de vedantes, válvulas, estações de compressão intermediárias e instalações de armazenamento intermediárias;

CO2 desgasagem = Quantidade de emissões de desgasagem [t CO2] do CO2 transportado na rede de transporte;

CO2 fugas = Quantidade de CO2 [t CO2] transportado na rede de transporte, que é emitida em consequência da falha de um ou mais componentes da rede de transporte;

CO2 instalações = Quantidade de CO2 [t CO2] emitido de processos de combustão ou outros funcionalmente ligados ao transporte por conduta na rede de transporte, monitorizada em conformidade com os pontos pertinentes do presente anexo.

B.2.1.    Emissões fugitivas da rede de transporte

O operador deve ter em conta as emissões fugitivas dos seguintes tipos de equipamento:

O operador deve determinar fatores de emissão médios FE (expressos em g CO2/unidade de tempo), por elemento de equipamento para cada ocorrência passível de emissões fugitivas no início do funcionamento e, o mais tardar, até ao termo do primeiro ano de comunicação de informações em que a rede de transporte se encontra em funcionamento. O operador deve proceder à revisão desses fatores a intervalos máximos de cinco anos, em função das melhores técnicas e conhecimentos disponíveis.

O operador deve calcular as emissões fugitivas multiplicando o número de elementos de equipamento em cada categoria pelo fator de emissão e adicionando os resultados obtidos para cada uma das categorias conforme indicado na seguinte equação:

O número de ocorrências (Nocorr ) deve ser o número de elementos do equipamento em causa, por categoria, multiplicado pelo número de unidades de tempo por ano.

B.2.2.    Emissões resultantes de fugas

O operador da uma rede de transporte deve comprovar a integridade da rede mediante a apresentação de dados representativos (no espaço e no tempo) relativos à temperatura e pressão. Se os dados indicarem a ocorrência de uma fuga, o operador deve calcular a quantidade de CO2 libertado com uma metodologia adequada e documentada no plano de monitorização, com base em orientações de melhores práticas da indústria, nomeadamente comparando os valores de temperatura e pressão obtidos com os valores médios de temperatura e pressão que caracterizam a integridade do sistema.

B.2.3.    Emissões de desgasagem

Cada operador deve apresentar, no plano de monitorização, uma análise das potenciais situações geradoras de emissões de desgasagem, nomeadamente por questões de manutenção e emergência, e apresentar uma metodologia documentada adequada para o cálculo da quantidade de CO2 de desgasagem emitido, com base em orientações de melhores práticas da indústria.

23.   ARMAZENAMENTO GEOLÓGICO DE CO2 NUM LOCAL DE ARMAZENAMENTO AUTORIZADO AO ABRIGO DA DIRETIVA 2009/31/CE

A.    Âmbito

A autoridade competente deve definir as fronteiras para a monitorização e comunicação de informações relativas às emissões resultantes do armazenamento geológico de CO2 com base na delimitação do local de armazenamento e do complexo de armazenamento especificada no título de emissão concedido nos termos da Diretiva 2009/31/CE. Se forem identificadas fugas do complexo de armazenamento que originem emissões ou a libertação de CO2 para a coluna de água, o operador deve imediatamente:

Só quando tiverem sido adotadas medidas corretivas em conformidade com o artigo 16.o da Diretiva 2009/31/CE e já não for possível detetar emissões ou libertação para a coluna de água a partir dessa fuga, deverá o operador eliminá-la de entre as fontes de emissões indicadas no plano de monitorização e deixar de monitorizar e comunicar essas emissões.

Os operadores de atividades de armazenamento geológico devem ter em conta, pelo menos, as seguintes fontes potenciais de emissões gerais de CO2: utilização de combustível nas estações de bombagem e noutras atividades de combustão, nomeadamente centrais elétricas no local; desgasagem resultante de operações de injeção ou de recuperação melhorada de hidrocarbonetos; emissões fugitivas resultantes da injeção; CO2 libertado em operações de recuperação melhorada de hidrocarboneto; fugas.

B.    Quantificação das emissões de CO2

O operador de uma atividade de armazenamento geológico não deve adicionar ao nível calculado das suas emissões CO2 recebido de outra instalação, nem subtrair desse nível o CO2 que é objeto de armazenamento geológico no local de armazenamento ou que é transferido para outra instalação.

B.1.    Emissões de desgasagem e fugitivas resultantes da injeção

O operador deve determinar as emissões de desgasagem e fugitivas do seguinte modo:

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

Em que:

V CO2 = Quantidade de CO2 de desgasagem;

F CO2 = Quantidade de CO2 de emissões fugitivas.

Cada operador deve determinar o valor V CO2 utilizando metodologias baseadas na medição, em conformidade com os artigos 41.o a 46.o do presente regulamento. Em derrogação do primeiro período e após aprovação da autoridade competente, o operador pode incluir no plano de monitorização uma metodologia adequada para determinar o valor V CO2 com base nas melhores práticas da indústria, se a aplicação de metodologias baseadas na medição implicar custos excessivos.

O operador deve considerar o F CO2 como uma fonte, ou seja, que os requisitos de incerteza associados aos níveis, em conformidade com o anexo XIX, ponto 1, são aplicados ao valor total e não aos pontos de emissão individuais. Cada operador deve fornecer no plano de monitorização uma análise das potenciais fontes de emissões fugitivas e apresentar uma metodologia documentada e adequada para o cálculo ou medição da quantidade de F CO2, com base em orientações de melhores práticas da indústria. Para a determinação do valor de F CO2, o operador pode utilizar dados recolhidos em conformidade com os artigos 32.o a 35.o e o anexo II, ponto 1.1, alíneas e) a h), da Diretiva 2009/31/CE para a instalação de injeção, desde que cumpram os requisitos do presente regulamento.

B.2.    Emissões de desgasagem e fugitivas resultantes de operações de recuperação melhorada de hidrocarbonetos

Cada operador deve ter em conta as seguintes fontes potenciais de emissões adicionais, resultantes da recuperação melhorada de hidrocarbonetos:

Cada operador deve determinar as emissões fugitivas ou o CO2 de desgasagem em conformidade com o subponto B.1 do presente ponto.

Cada operador deve determinar as emissões das chaminés de tocha em conformidade com o ponto 1, subponto D, do presente anexo, tendo em conta o potencial CO2 inerente presente nos gases de tocha, em conformidade com o artigo 48.o.

B.3.    Fugas do complexo de armazenamento

As emissões e a libertação para a coluna de água devem ser quantificadas do seguinte modo:

Em que:

L CO

2

=

Massa de CO2 emitida ou libertada por dia de calendário devido à fuga, considerando o seguinte:

T

início

=

A mais tardia das seguintes datas:

Tfim = A data em que foram tomadas medidas corretivas em conformidade com o artigo 16.o da Diretiva 2009/31/CE e em que já não são detetadas emissões ou libertação de CO2 para a coluna de água.

A autoridade competente deve aprovar e autorizar a utilização de outros métodos para a quantificação das emissões ou da libertação de CO2 para a coluna de água resultante de fugas, se o operador puder demonstrar, a contento dessa autoridade, que tais métodos resultam numa exatidão superior à da metodologia descrita no presente subponto.

O operador deve quantificar a quantidade de emissões resultantes de fugas do complexo de armazenamento para cada ocorrência de fugas com uma incerteza global máxima durante o período de informação de 7,5 %. Se o grau de incerteza global da metodologia de quantificação aplicada for superior a 7,5 %, cada operador deve aplicar um ajustamento, conforme a seguir indicado:

CO2,Comunicado [t CO2] = CO2,Quantificado [t CO2] * (1 + (IncertezaSistema [%]/100) – 0,075)

Em que:

CO2,Comunicado = Quantidade de CO2 a incluir no relatório anual sobre as emissões no que diz respeito à fuga em questão;

CO2,Quantificado = Quantidade de CO2 determinada pela metodologia de quantificação utilizada para a fuga em questão;

IncertezaSistema = Nível de incerteza associado à metodologia de quantificação utilizada para a fuga em questão.

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ANEXO V

Níveis mínimos requeridos para as metodologias baseadas no cálculo envolvendo instalações da categoria A e fatores de cálculo para combustíveis comerciais normalizados utilizados nas instalações das categorias B e C (artigo 26.o, n.o 1)

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ANEXO VI

Valores de referência para os fatores de cálculo [artigo 31.o, n.o 1, alínea a)]

1.   FATORES DE EMISSÃO DE COMBUSTÍVEIS RELACIONADOS COM O PODER CALORÍFICO INFERIOR (PCI)

2.   FATORES DE EMISSÃO RELACIONADOS COM EMISSÕES DE PROCESSO

3.   POTENCIAIS DE AQUECIMENTO GLOBAL DE GASES COM EFEITO DE ESTUFA DIVERSOS DO CO2

▼M1

▼B