| Settore: | Normativa europea |
| Materia: | 6. ambiente e tutela della salute |
| Capitolo: | 6.2 inquinamento e perturbazioni ambientali |
| Data: | 18/07/2007 |
| Numero: | 589 |
| Sommario |
| Art. 1. Le linee guida per il monitoraggio e la comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra provenienti dalle attività elencate nell’allegato I della direttiva 2003/87/CE, e dalle attività incluse [...] |
| Art. 2. La decisione n. 2004/156/CE della Commissione è abrogata a decorrere dalla data di cui all'articolo 3 |
| Art. 3. La presente decisione si applica a decorrere dal 1 gennaio 2008 |
| Art. 4. Gli Stati membri sono destinatari della presente decisione |
§ 6.2.316 - Decisione 18 luglio 2007, n. 589. [1]
Decisione n. 2007/589/CE della Commissione che istituisce le linee guida per il monitoraggio e la comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra ai sensi della direttiva 2003/87/CE del Parlamento europeo e del Consiglio
(G.U.U.E. 31 agosto 2007, n. L 229)
[notificata con il numero C(2007) 3416]
(Testo rilevante ai fini del SEE)
LA COMMISSIONE DELLE COMUNITÀ EUROPEE,
visto il trattato che istituisce la Comunità europea,
vista la
considerando quanto segue:(1)
La completezza, coerenza, trasparenza e accuratezza del monitoraggio e della comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra, in conformità delle linee guida istituite nella presente decisione, sono fondamentali per il buon funzionamento del sistema di scambio delle quote di emissione dei gas a effetto serra introdotto dalla
(2)
Nel corso del primo periodo di conformità previsto dal sistema di scambio delle quote di emissione, relativo al 2005, gli operatori, i responsabili delle verifiche e le autorità competenti degli Stati membri hanno maturato le prime esperienze in materia di monitoraggio, verifica e comunicazione delle emissioni secondo le disposizioni della
(3)
Dopo il riesame della
(4)
È opportuno facilitare l'applicazione delle linee guida agli impianti che hanno comunicato emissioni medie verificate inferiori a 25 000 tonnellate di CO2 fossile l'anno nel corso del precedente periodo di scambio e garantire una maggiore armonizzazione e chiarezza su alcuni aspetti tecnici.
(5)
Ove opportuno si è tenuto conto delle linee guida sul monitoraggio dei gas a effetto serra elaborate dal Gruppo intergovernativo sui cambiamenti climatici (IPCC), dall'Organizzazione internazionale per la standardizzazione (ISO), dal protocollo sui gas a effetto serra del WRI-WBCSD (World Business Council on Sustainable Development) e dal World Resources Institute (WRI).
(6)
Le informazioni che i gestori comunicano a norma della presente decisione devono agevolare l'attribuzione incrociata delle emissioni comunicate nell'ambito della
(7)
Se si aumenta l'efficacia dei costi complessiva delle metodologie di monitoraggio, senza compromettere l'accuratezza dei dati riguardanti le emissioni comunicate e l'integrità complessiva dei sistemi di monitoraggio, i gestori e le autorità competenti dovrebbero, in generale, essere in grado di rispettare gli obblighi derivanti dalla
(8)
Le disposizioni in materia di comunicazione delle emissioni sono state allineate con quelle previste dall'articolo 21 della
(9)
Le disposizioni riguardanti il piano di monitoraggio sono state chiarite e inasprite per rispecchiare meglio l'importanza del piano al fine di garantire la qualità delle comunicazioni e la validità dei risultati della verifica.
(10)
La tabella 1, che precisa i requisiti minimi definiti nell'allegato I, deve essere utilizzata in via permanente. Le voci specifiche inserite nella tabella sono state riesaminate sulla base delle informazioni raccolte dagli Stati membri, dai gestori e dai responsabili delle verifiche, alla luce delle modifiche delle disposizioni riguardanti le emissioni di combustione prodotte dalle attività elencate nell'allegato I della
(11)
È stato introdotto un approccio alternativo con soglie minime di incertezza per fornire una soluzione alternativa per il monitoraggio delle emissioni prodotte da impianti molto specifici o complessi, esonerandoli dall'applicazione dell'approccio fondato sui livelli e consentendo così l'elaborazione di una metodologia di monitoraggio del tutto personalizzata.
(12)
Le disposizioni riguardanti il CO2 trasferito e intrinseco in entrata o in uscita dagli impianti disciplinati dalla
(13)
L'elenco dei fattori di emissione di riferimento è stato ampliato e aggiornato sulla base delle informazioni ricavate dalle linee guida 2006 preparate dal Gruppo intergovernativo sui cambiamenti climatici (di seguito «linee guida IPCC»). L'elenco è stato ampliato anche riguardo ai valori di riferimento per i poteri calorifici netti relativi ad un'ampia rosa di combustibili, sempre sulla base delle linee guida IPCC.
(14)
La parte riguardante il controllo e la verifica è stata riesaminata e modificata per renderla più compatibile, a livello concettuale e linguistico, con gli orientamenti elaborati dall'ECA (Consorzio europeo per l'accreditamento), dal CEN (Comitato europeo di normalizzazione) e dall'ISO.
(15)
Per la determinazione delle caratteristiche dei combustibili e dei materiali si è proceduto a chiarire le disposizioni riguardanti l'utilizzo dei risultati forniti dai laboratori di analisi e dagli analizzatori di gas in linea al fine di tener conto dell'esperienza acquisita con l'applicazione delle disposizioni in materia negli Stati membri nel corso del primo periodo di scambio. Sono stati inoltre istituiti ulteriori requisiti sui metodi e sulle frequenze di campionamento.
(16)
Per incrementare l'efficacia dei costi negli impianti con emissioni annue inferiori a 25 000 tonnellate di CO2 fossile sono state aggiunte alcune esenzioni ai requisiti specifici applicabili agli impianti in generale.
(17)
Per i processi di combustione è ora facoltativo utilizzare i fattori di ossidazione ai fini della metodologia di monitoraggio. È stato aggiunto l'approccio fondato sul bilancio di massa per gli impianti che producono nerofumo e per i terminali di trattamento gas. I requisiti relativi all'incertezza per la determinazione delle emissioni provenienti dalle torce sono stati abbassati per tener conto delle condizioni tecniche particolari di questi impianti.
(18)
L'approccio del bilancio di massa non deve rientrare nelle linee guida specifiche alle attività per le raffinerie di petrolio elencate nell'allegato I della
(19)
Sono state inasprite le disposizioni e le soglie per l'applicazione dell'approccio fondato sul bilancio di massa agli impianti che producono coke, ferro, acciaio e agli impianti di sinterizzazione. Sono stati aggiunti i fattori di emissione ricavati dalle linee guida IPCC.
(20)
La terminologia e le metodologie applicabili agli impianti di produzione di clinker da cemento e agli impianti che producono calce sono state allineate alle pratiche commerciali in uso nei settori interessati dalla presente decisione. L'impiego dei dati relativi all'attività, dei fattori di emissione e dei fattori di conversione è ora conforme a quello delle altre attività che rientrano nell'ambito di applicazione della
(21)
Nell'allegato IX sono indicati fattori di emissione supplementari per gli impianti dell'industria del vetro.
(22)
I requisiti sull'incertezza per le emissioni prodotte dalla calcinazione delle materie prime negli impianti dell'industria ceramica sono ora meno rigorosi, per rispondere meglio alle situazioni in cui l'argilla proviene direttamente dalle cave. Non è più opportuno utilizzare il metodo basato puramente sulla quantità prodotta vista la limitata applicabilità evidenziata nel corso del primo ciclo di comunicazione delle emissioni.
(23)
È opportuno aggiungere linee guida specifiche per determinare le emissioni di gas a effetto serra tramite sistemi di misura in continuo delle emissioni al fine di favorire un utilizzo coerente di approcci di monitoraggio basati sulle misure compatibilmente con gli articoli 14 e 24 e con l'allegato IV della
(24)
La presente decisione non prevede il riconoscimento delle attività riguardanti la cattura e lo stoccaggio del carbonio, che presuppone una modifica della
(25)
Le linee guida contenute negli allegati della presente decisione istituiscono i nuovi criteri dettagliati per effettuare il monitoraggio e la comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra prodotte dalle attività elencate nell'allegato I della
(26)
L'articolo 15 della
(27)
Un ulteriore riesame delle linee guida istituite nella presente decisione è previsto entro due anni dalla data di applicazione delle linee guida medesime.
(28)
Le misure di cui alla presente decisione sono conformi al parere del comitato istituito dall'articolo 8 della
HA ADOTTATO LA PRESENTE DECISIONE:
Le linee guida per il monitoraggio e la comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra provenienti dalle attività elencate nell’allegato I della
Le linee guida si basano sui principi di cui all’allegato IV della direttiva in questione.
La
La presente decisione si applica a decorrere dal 1 gennaio 2008.
Gli Stati membri sono destinatari della presente decisione.
ALLEGATO I
LINEE GUIDA GENERALI1. INTRODUZIONE
Il presente allegato contiene le linee guida generali riguardanti il monitoraggio e la comunicazione delle emissioni dei gas a effetto serra provenienti dalle attività elencate nell'allegato I della
2. DEFINIZIONI
Ai fini del presente allegato e degli M3 allegati da II a XVIIIsi applicano le definizioni della
1) Si intende inoltre per:a) «attività», le attività elencate nell'allegato I della
b) «autorità competente», l'autorità o le autorità competenti designate a norma dell'articolo 18 della
c) «fonte di emissione», una parte (punto o processo) individualmente identificabile dell’impianto, da cui vengono emessi i gas a effetto serra interessati oppure, per le attività di trasporto aereo, un singolo aeromobile;
d) «flusso di fonti», un tipo specifico di combustibile, materia prima o prodotto che dà origine a emissioni di gas a effetto serra presso una o più fonti di emissione a seguito del suo consumo o produzione;
e) «metodologia di monitoraggio», la somma degli approcci applicati dal gestore o dall’operatore aereo per determinare le emissioni di un determinato impianto o attività di trasporto aereo;
f) «piano di monitoraggio», una documentazione precisa, completa e trasparente della metodologia di monitoraggio impiegata per un determinato M2 impianto o operatore aereo, compresa la documentazione riguardante le attività di acquisizione e di trattamento dei dati, nonché il sistema per verificare la veridicità di tali dati;
g) «livello», un elemento specifico di una metodologia per la determinazione dei dati relativi all’attività, dei fattori di emissione, delle emissioni annue, delle emissioni orarie medie annue e dei fattori di ossidazione o di conversione e del carico pagante;
h) «annuale», il periodo di tempo corrispondente ad un anno civile compreso tra il 1o gennaio e il 31 dicembre;
i) «periodo di riferimento», l’anno civile durante il quale devono essere monitorate e comunicate le emissioni o i dati relativi alle tonnellate-chilometro;
j) «periodo di scambio», una fase pluriennale del sistema di scambio delle quote di emissione (ad esempio 2005-2007 o 2008-2012) per il quale lo Stato membro predispone un piano nazionale di assegnazione a norma dell'articolo 11, paragrafi 1 e 2, della
b) «emissioni di processo», emissioni di gas a effetto serra diverse dalle «emissioni di combustione», risultanti da reazioni volute e non volute tra sostanze o dalla loro trasformazione, comprese la riduzione chimica o elettrolitica di minerali metallici, la decomposizione termica di sostanze e la formazione di sostanze da utilizzare come prodotti o come cariche;
c) «CO2 intrinseco», il CO2 che fa parte di un combustibile;
d) «prudenziale», riferito a una serie di ipotesi che garantiscono che le emissioni annuali non siano sottostimate;
e) «lotto», una quantità di combustibile o materiale sottoposta a campionamento e caratterizzazione in modo che sia rappresentativa e trasferita in un'unica spedizione o in continuo nell'arco di un periodo di tempo specifico;
f) «combustibili scambiati a fini commerciali», combustibili con una composizione specifica che vengono scambiati frequentemente e liberamente, se il lotto specifico è stato scambiato tra parti indipendenti sotto il profilo economico; sono compresi tutti i combustibili commerciali standard, il gas naturale, l'olio combustibile leggero e pesante, il carbone, il coke di petrolio;
g) «materiali scambiati a fini commerciali», materiali con una composizione specifica che vengono scambiati frequentemente e liberamente, se il lotto specifico è stato scambiato tra parti indipendenti sotto il profilo economico;
h) «combustibile commerciale standard», i combustibili reperibili in commercio standardizzati a livello internazionale che presentano un intervallo di confidenza al 95 % non superiore a ± 1 % del rispettivo potere calorifico specificato, compresi il gasolio, l’olio combustibile leggero, la benzina, l’olio lampante, il kerosene, l’etano, il propano e il butano, il kerosene per aeromobili (JET A1 o JET A), la benzina per aeromobili (JET B) e la benzina avio (AvGas).
3) Per quanto riguarda le misure si applicano le seguenti definizioni:a) «accuratezza», il grado di concordanza tra il risultato di una misura e il vero valore della quantità da misurare (o un valore di riferimento determinato in maniera empirica con materiali di taratura e con metodi standard accettati in ambito internazionale e rintracciabili), tenuto conto dei fattori casuali e sistematici;
b) «incertezza», parametro, associato al risultato della determinazione di una quantità, che caratterizza la dispersione dei valori ragionevolmente attribuibile a quella particolare quantità, compresi gli effetti dei fattori sistematici e casuali, espresso in percentuale, e che descrive un intervallo di confidenza situato attorno a un valore medio comprendente il 95 % dei valori desunti, tenuto conto di eventuali asimmetrie nella distribuzione dei valori;
c) «media aritmetica», la somma di tutti gli elementi di una serie di valori diviso il numero di elementi che costituiscono la serie;
d) «misura», una serie di operazioni finalizzate a determinare il valore di una quantità;
e) «strumento di misura», dispositivo destinato ad essere utilizzato per effettuare misure, da solo o associato ad uno o più dispositivi supplementari;
f) «sistema di misura», serie completa di strumenti di misura e altre apparecchiature, come le apparecchiature di campionamento e trattamento dei dati, impiegate per determinare variabili come i dati relativi all'attività, il tenore di carbonio, il potere calorifico o il fattore di emissione delle emissioni di CO2;
g) «taratura», serie di operazioni che istituiscono, a determinate condizioni, le relazioni tra i valori indicati da uno strumento di misura o da un sistema di misura, o i valori rappresentati da una misura materiale o da un materiale di riferimento, e i corrispondenti valori di una quantità ottenuti in base a una norma di riferimento;
h) «misura in continuo delle emissioni», serie di operazioni finalizzate a determinare il valore di una quantità mediante misure periodiche (varie per ora), ricorrendo alle misure in situ nel camino o a procedure di estrazione posizionando lo strumento di misura in prossimità del camino; non sono compresi gli approcci fondati su misure basate sulla raccolta di singoli campioni dal camino;
i) «condizioni standard», temperatura di 273,15 K (cioè 0 oC) e pressione di 101 325 Pa che definisce i metri cubi normali (Nm3);
j) «punto di misura»: la fonte di emissione per la quale sono utilizzati sistemi di misura in continuo delle emissioni (CEMS) o la sezione trasversale di un sistema di condutture per il quale il flusso di CO2 è determinato utilizzando sistemi di misura in continuo.
4) Per quanto riguarda le metodologie fondate su calcoli e le metodologie fondate su misure per la determinazione delle emissioni di CO2, si applicano le seguenti definizioni:a) «costi eccessivi», costi di un intervento che si rivelano sproporzionati rispetto ai benefici complessivi dell'intervento stesso definiti dall'autorità competente. Per quanto concerne la scelta del livello, per «soglia» s'intende il valore delle tolleranze che corrispondono ad un miglioramento nel livello di accuratezza. Nel caso di interventi che aumentano la qualità delle emissioni comunicate ma che non hanno un'incidenza diretta sull'accuratezza, un costo può essere eccessivo se supera una soglia indicativa dell'1 % del valore medio dei dati disponibili sulle emissioni comunicate per il periodo di scambio precedente. M2 Per gli impianti o per gli operatori aerei per i quali non si dispone di dati storici, sono usati come riferimento i dati di impianti o di operatori aerei rappresentativi che svolgono le stesse attività o attività comparabili, opportunamente adattati in base alle loro capacità;
b) «tecnicamente realizzabile», significa che il gestore è in grado di acquisire le risorse tecniche in grado di soddisfare le esigenze di un sistema proposto nei tempi richiesti;
c) «flussi di fonti de minimis», un gruppo di flussi di fonti di minore entità selezionati dal gestore e che, nel complesso, emettono al massimo 1 kilotonnellata di CO2 fossile all’anno o che contribuiscono per meno del 2 % (fino ad un massimo di 20 kilotonnellate di CO2 fossile l’anno) delle emissioni totali annue di CO2 fossile dell’impianto o dell’operatore aereo in questione prima di sottrarre il CO2 trasferito, se questo valore è più elevato in termini di emissioni assolute;
d) «flussi di fonti importanti», gruppo di flussi di fonti che non rientra nel gruppo «flussi di fonti di minore entità»;
e) «flussi di fonti di minore entità», flussi di fonti selezionati dal gestore e che, nel complesso, emettono al massimo 5 kilotonnellate di CO2 fossile all’anno o che contribuiscono per meno del 10 % (fino ad un massimo di 100 kilotonnellate di CO2 fossile l’anno) delle emissioni totali annue di CO2 fossile di un impianto o di un operatore aereo prima di sottrarre il CO2 trasferito, se questo valore è più elevato in termini di emissioni assolute;
f) «biomassa», materiale organico non fossilizzato e biodegradabile derivante da vegetali, animali e microrganismi, compresi i prodotti, sottoprodotti, residui e scarti di agricoltura, silvicoltura e industrie correlate, e frazioni organiche non fossilizzate e biodegradabili di rifiuti industriali e urbani, compresi i gas e i liquidi recuperati dalla decomposizione di materiale organico non fossilizzato e biodegradabile;
g) «puro», se relativo a sostanze, s'intende che un materiale o combustibile è costituito da almeno il 97 % (in massa) della sostanza o dell'elemento specificato (corrispondente alla classificazione commerciale di «purum»). Nel caso della biomassa, il termine si riferisce alla frazione di carbonio da biomassa rispetto al quantitativo totale di carbonio contenuto nel combustibile o nel materiale;
h) «metodo del bilancio energetico», metodo per stimare il quantitativo di energia utilizzato come combustibile in una caldaia, calcolato come somma del calore utilizzabile e di tutte le pertinenti perdite di energia per radiazione, trasmissione e attraverso i gas effluenti.5) Per quanto riguarda il controllo e la verifica, si applicano le seguenti definizioni:a) «rischi connessi al controllo», probabilità che un parametro contenuto nella comunicazione annuale delle emissioni possa essere soggetto a inesattezze rilevanti che non saranno evitate o rilevate e corrette tempestivamente dal sistema di controllo;
b) «rischio connesso al rilevamento», rischio che il responsabile della verifica non rilevi un'inesattezza o una non conformità rilevanti;
c) «rischio intrinseco», probabilità che un parametro contenuto nella comunicazione annuale delle emissioni possa essere soggetto a inesattezze rilevanti, ipotizzando che non ci siano state attività di controllo correlate;
d) «rischio connesso alla verifica», rischio che il responsabile della verifica esprima un parere inadeguato sulla verifica. Il rischio connesso alla verifica è in funzione dei rischi intrinseci, dei rischi connessi al controllo e del rischio connesso al rilevamento;
e) «ragionevole garanzia», livello elevato, ma non assoluto, di garanzia, espresso formalmente nella conclusione sulla verifica, che la comunicazione delle emissioni soggetta a verifica non presenta inesattezze rilevanti e che l’impianto o l’operatore aereo non presenta non conformità rilevanti;
f) «livello di rilevanza», la soglia o il livello quantitativo da applicare per determinare un parere positivo sulla verifica riguardante i dati sulle emissioni contenuti nella comunicazione annuale delle emissioni;
g) «livello di certezza», la misura in cui il responsabile della verifica è convinto di aver dimostrato, nelle conclusioni della verifica, che le informazioni comunicate per un impianto o un operatore aereo contengono o non contengono inesattezze rilevanti;
h) «non conformità», ogni atto od omissione di un atto da parte dell’impianto o dell’operatore aereo oggetto di verifica, intenzionale o meno, che risulti contrario alle disposizioni contenute nel piano di monitoraggio approvato dall’autorità competente nell’ambito dell’autorizzazione dell’impianto o a norma dell’articolo 3 octies della
i) «non conformità rilevante», il fatto che una mancata conformità alle disposizioni del piano di monitoraggio approvato dall’autorità competente nell’ambito dell’autorizzazione dell’impianto o a norma dell’articolo 3 octies della
j) «inesattezza rilevante», un'inesattezza (omissione, erronea rappresentazione ed errore, esclusa l'incertezza ammissibile) contenuta nella comunicazione annuale delle emissioni che, secondo il parere professionale del responsabile della verifica, potrebbe ripercuotersi sul trattamento che l'autorità competente riserva alla comunicazione annuale delle emissioni, ad esempio nel caso in cui l'inesattezza sia superiore al livello di rilevanza;
k) «accreditamento», nell'ambito della verifica, il rilascio, da parte di un organismo di accreditamento, di una dichiarazione fondata su una decisione risultante da una valutazione dettagliata del responsabile della verifica e che ne dimostra formalmente la competenza e indipendenza nello svolgimento della verifica secondo modalità indicate;
l) «verifica», le attività svolte da un responsabile della verifica al fine di presentare una conclusione sulla verifica a norma dell'articolo 15 e dell'allegato V della
m) «responsabile della verifica», una persona o un organismo di verifica competente, indipendente e accreditato incaricato di svolgere la verifica e di riferire sulle risultanze della stessa, secondo i criteri dettagliati stabiliti dallo Stato membro a norma dell'allegato V della
6. Per quanto riguarda i dati relativi alle emissioni e sulle tonnellate-chilometro delle attività di trasporto aereo si applicano le seguenti definizioni:a) «aerodromo di partenza», l’aerodromo dal quale inizia un volo che rappresenta un’attività di trasporto aereo di cui all’allegato I della
b) «aerodromo di arrivo», l’aerodromo nel quale si conclude un volo che rappresenta un’attività di trasporto aereo di cui all’allegato I della
c) «coppia di aerodromi», una coppia costituita da un aerodromo di partenza e da un aerodromo di arrivo;
d) «documentazione sulla massa e sul bilanciamento», la documentazione specificata negli atti internazionali o nazionali di attuazione delle norme e prassi raccomandate (Standards and Recommended Practices, SARPs) di cui all’allegato 6 (Esercizio di un aeromobile) della convenzione di Chicago ( 6 ), compresa la documentazione indicata nel regolamento (CEE) n. 3922/91 del Consiglio («OPS-UE»), modificato dal
e) «passeggeri», le persone a bordo dell’aeromobile durante un volo, escluso l’equipaggio;
f) «carico pagante», la massa totale delle merci, della posta, dei passeggeri e dei bagagli trasportati a bordo dell’aeromobile durante un volo;
g) «distanza», la distanza ortodromica tra l’aerodromo di partenza e l’aerodromo di arrivo maggiorata di un fattore fisso aggiuntivo di 95 km;
h) «tonnellata-chilometro», una tonnellata di carico pagante trasportata su una distanza di un chilometro.
7) In relazione alle emissioni di gas a effetto serra derivanti dalle attività di cattura, trasporto e stoccaggio geologico dei gas a effetto serra si applicano le seguenti definizioni:a) «stoccaggio geologico di CO2»: «stoccaggio geologico di CO2» ai sensi dell’articolo 3, paragrafo 1, della
b) «sito di stoccaggio»: «sito di stoccaggio» ai sensi dell’articolo 3, paragrafo 3, della
c) «complesso di stoccaggio»: «complesso di stoccaggiov» ai sensi dell’articolo 3, paragrafo 6, della
d) «trasporto di CO2»: il trasporto di CO2 mediante condutture ai fini dello stoccaggio geologico in un sito di stoccaggio ammesso dalla
e) «rete di trasporto»: «rete di trasporto» ai sensi dell’articolo 3, paragrafo 22, della
f) «cattura di CO2»: l’attività di cattura di CO2 da flussi di gas, che altrimenti sarebbero emessi, al fine del suo trasporto e stoccaggio in un sito ammesso dalla
g) «impianto di cattura»: un impianto che consente di effettuare la cattura di CO2;
h) «emissioni fuggitive»: emissioni irregolari o non intenzionali da fonti che non sono localizzate o sono troppo diverse o di dimensioni troppo ridotte per essere monitorate individualmente, come quelle provenienti da sigilli, valvole, stazioni intermedie di compressione e impianti intermedi di stoccaggio altrimenti integri;
i) «emissioni convogliate»: emissioni rilasciate deliberatamente dall’impianto in un punto appositamente designato a tale scopo;
j) «colonna d’acqua»: la «colonna d’acqua» ai sensi dell’articolo 3, paragrafo 2, della
k) «recupero avanzato di idrocarburi»: il recupero di idrocarburi aggiuntivi rispetto a quelli estratti mediante iniezione di acqua o con altre modalità;
l) «fuoriuscita» nell’ambito dello stoccaggio geologico: «fuoriuscita» ai sensi dell’articolo 3, paragrafo 5, della
3. PRINCIPI DI MONITORAGGIO E COMUNICAZIONE
Il monitoraggio e la comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra ai sensi della
Completezza.Il monitoraggio e la comunicazione delle emissioni relative ad un M2 impianto o operatore aereoriguardano tutte le emissioni di processo e di combustione provenienti da tutte le fonti e i flussi di fonti di emissione riconducibili ad attività elencate nell’allegato I della
Comparabilità.Le emissioni sottoposte a monitoraggio e comunicazione sono tali da poter essere comparate nel tempo usando le stesse metodologie di monitoraggio e gli stessi insiemi di dati. Le metodologie di monitoraggio possono essere modificate conformemente alle disposizioni contenute nelle presenti linee guida se tale modifica migliora l'accuratezza dei dati comunicati. La modifica delle metodologie di monitoraggio è condizionata all'approvazione dell'autorità competente ed è documentata in modo completo sulla base delle presenti linee guida.
Trasparenza.I dati relativi al monitoraggio, compresi i riferimenti, le ipotesi, i dati relativi all'attività, i fattori di emissione, i fattori di ossidazione e i fattori di conversione, sono determinati, registrati, compilati, analizzati e documentati con modalità che consentano al responsabile della verifica e all'autorità competente di replicare la determinazione delle emissioni.
Esattezza.I valori delle emissioni determinati dal gestore non devono essere sistematicamente superiori o inferiori ai valori reali e le cause dell’incertezza devono essere individuate e ridotte il più possibile. Si esercita inoltre la dovuta diligenza affinché il calcolo e la misura delle emissioni siano quanto più possibile accurati. Il gestore fornisce ragionevoli garanzie circa l’integrità delle emissioni comunicate. La determinazione delle emissioni è effettuata utilizzando opportune metodologie di monitoraggio, indicate nelle presenti linee guida. Tutte le apparecchiature di misura o le altre apparecchiature di prova usate per la comunicazione dei dati ricavati dal monitoraggio sono utilizzate, sottoposte a manutenzione, tarate e controllate in maniera corretta. I fogli elettronici e gli altri strumenti usati per l’archiviazione e l’elaborazione dei dati sul monitoraggio devono essere privi di errori. Le comunicazioni sulle emissioni e le informazioni in esse contenute non devono essere viziate da inesattezze rilevanti, devono essere imparziali nella scelta e nella presentazione dei dati e fornire un resoconto attendibile ed equilibrato delle emissioni di un impianto o di un operatore aereo.
Rapporto costi/efficacia.Nella scelta di una metodologia di monitoraggio, si valutano i miglioramenti derivanti da una maggiore accuratezza tenendo conto dei maggiori costi. Pertanto, nel monitoraggio e nella comunicazione delle emissioni si mira a ottenere la massima accuratezza possibile, salvo il caso in cui ciò risulti tecnicamente non realizzabile o comporti costi eccessivi. M2 La metodologia di monitoraggio descrive le istruzioni per il gestore in maniera logica e semplice, evitando la duplicazione degli sforzi e tenendo conto dei sistemi già esistenti presso l’impianto o usati dall’operatore aereo.
Fedeltà.Una comunicazione verificata delle emissioni deve poter essere considerata, da chi la utilizza, una rappresentazione fedele di ciò che asserisce di rappresentare o di ciò che ci si può lecitamente attendere che rappresenti.
Miglioramento dell'efficienza nel monitoraggio e nella comunicazione delle emissioni.Il processo di verifica delle comunicazioni riguardanti le emissioni è uno strumento efficace e affidabile a sostegno delle procedure di garanzia e controllo della qualità e fornisce informazioni in base alle quali il gestore può intervenire per migliorare la propria efficienza nel monitoraggio e nella comunicazione delle emissioni.
4. MONITORAGGIO DELLE EMISSIONI DI GAS A EFFETTO SERRA
4.1. CONFINI
Il monitoraggio e la comunicazione relativi ad un impianto o ad un operatore aereo comprendono tutte le pertinenti emissioni di gas a effetto serra prodotte da tutte le fonti e/o i flussi di fonti riconducibili alle attività di cui all’allegato I della
In base all'articolo 6, paragrafo 2, lettera b), della
Qualora siano individuate fuoriuscite da un complesso di stoccaggio di cui alla
Le emissioni provenienti dai motori mobili a combustione interna utilizzati a fini di trasporto non sono incluse nelle stime delle emissioni degli impianti.
Il monitoraggio delle emissioni riguarda le emissioni prodotte sia nelle operazioni normali che in occasione di eventi straordinari tra cui l'avviamento, l'arresto e situazioni di emergenza nell'arco del periodo di riferimento.
Se in un impianto o in un sito la capacità produttiva o la produzione singola o aggregata di una o più attività elencate nella stessa voce dell'allegato I della
Nel caso di un nuovo impianto di combustione che si aggiunge agli impianti già esistenti, ad esempio un impianto per la cogenerazione di calore ed elettricità, la decisione di considerarlo come parte di un impianto in cui è svolta un'altra attività di cui all'allegato I oppure come impianto separato viene presa in funzione della situazione locale e indicata nell'autorizzazione dell'impianto a emettere gas a effetto serra.
Tutte le emissioni provenienti da un impianto sono assegnate a tale impianto, indipendentemente dalle eventuali esportazioni di calore o elettricità ad altri impianti. Le emissioni associate alla produzione di calore o elettricità importati da altri impianti non sono assegnate all'impianto importatore.
4.2. METODOLOGIE FONDATE SU CALCOLI E SU MISURE
A norma dell’allegato IV della
— una metodologia fondata su calcoli, per determinare le emissioni prodotte da flussi di fonti in base ai dati relativi all'attività ottenuti tramite sistemi di misura e parametri supplementari ricavati da analisi di laboratorio o fattori standard,
— una metodologia fondata su misure, per determinare le emissioni prodotte da una fonte di emissione tramite misura in continuo della concentrazione dei gas a effetto serra interessati contenuti nei gas effluenti e nel flusso di gas effluenti.
Il gestore può proporre di utilizzare la metodologia fondata su misure se è in grado di dimostrare che:
— questa fornisce, in maniera attendibile, un valore più accurato delle emissioni annuali dell'impianto rispetto alla metodologia alternativa fondata sui calcoli, senza creare costi eccessivi, e
— la comparazione tra la metodologia fondata sulle misure e quella fondata sui calcoli si basa su serie identiche di fonti e flussi di fonti di emissione.
L'uso di una metodologia fondata su misure è condizionato all'approvazione dell'autorità competente. Per ogni periodo di riferimento, le emissioni determinate tramite misura sono convalidate dal gestore mediante l'applicazione della metodologia fondata sui calcoli, secondo le modalità indicate al punto 6, paragrafo 3, lettera c).
Il gestore, con l'approvazione dell'autorità competente, può combinare le due metodologie per fonti e flussi di fonti diversi riconducibili a uno stesso impianto. In questo caso, il gestore si accerta che non vi siano lacune nei dati né un doppio conteggio delle emissioni, e ne fornisce la dimostrazione.
4.3. PIANO DI MONITORAGGIO
In base all'articolo 6, paragrafo 2, lettera c), della
Ciascuna metodologia di monitoraggio fa parte del piano di monitoraggio che è approvato dall'autorità competente secondo i criteri indicati in questo punto e nei suoi sottopunti. Lo Stato membro o le sue autorità competenti provvedono affinché la metodologia di monitoraggio che deve essere applicata dagli impianti sia precisata nelle condizioni dell'autorizzazione ovvero, ove ciò risulti coerente con la
L’autorità competente verifica e approva il piano di monitoraggio predisposto dal gestore prima dell’inizio del periodo di riferimento e successivamente ad ogni modifica sostanziale della metodologia di monitoraggio applicata ad un impianto o da un operatore aereo. Se richiesto da un allegato specifico ad un’attività, il piano di monitoraggio deve essere presentato entro una data determinata e secondo un modello standard.
Fatto salvo il punto 16, il piano di monitoraggio contiene i seguenti elementi:
a) descrizione dell'impianto e delle attività svolte dall'impianto da monitorare;
b) informazioni sulle responsabilità in materia di monitoraggio e comunicazione presso l'impianto;
c) elenco delle fonti e dei flussi di fonti di emissione da monitorare per ciascuna attività svolta nell'impianto;
d) descrizione della metodologia fondata sui calcoli o sulle misure da utilizzare;
e) elenco e descrizione dei livelli per i dati relativi all'attività, i fattori di emissione, i fattori di ossidazione e conversione per ciascuno dei flussi di fonti da monitorare;
f) descrizione dei sistemi di misura e indicazione precisa e ubicazione esatta degli strumenti di misura da utilizzare per ciascuno dei flussi di fonti da monitorare;
g) elementi che dimostrino la conformità alle soglie di incertezza per i dati relativi all’attività e ad altri parametri (se applicabili) per i livelli utilizzati per ciascun flusso di fonti e/o fonte di emissioni;
h) eventuale descrizione dell'approccio da utilizzare per il campionamento del combustibile e dei materiali ai fini della determinazione del potere calorifico netto, del tenore di carbonio, dei fattori di emissione, del fattore di ossidazione e conversione e del contenuto di biomassa per ciascun flusso di fonti;
i) descrizione delle fonti o degli approcci analitici che il gestore intende utilizzare per la determinazione del potere calorifico netto, del tenore di carbonio, del fattore di emissione, ossidazione e conversione o della frazione di biomassa per ciascun flusso di fonti;
j) eventualmente, elenco e descrizione dei laboratori non accreditati e delle rispettive procedure analitiche, compreso l'elenco di tutte le misure di garanzia qualità applicabili, come le calibrazioni interlaboratorio di cui al punto 13.5.2;
k) se pertinente, descrizione dei sistemi di misura in continuo delle emissioni da utilizzare per il monitoraggio di una fonte di emissione, cioè punti di misura, frequenza delle misure, attrezzature impiegate, procedure di taratura, procedure di raccolta e archiviazione dei dati e approccio per comprovare i calcoli e la comunicazione dei dati relativi all'attività, dei fattori di emissione e altro;
l) se del caso, qualora si applichi il cosiddetto «approccio alternativo» (punto 5.3), descrizione esaustiva dell'approccio e dell'analisi dell'incertezza, se già non figura nelle lettere da a) a k) del presente elenco;
m) descrizione delle procedure per le attività di acquisizione e trattamento dei dati e le attività di controllo, nonché descrizione delle attività (punto 10.1-3 e allegato XIII, punto 8);
n) se del caso, informazioni sui collegamenti con attività svolte nel quadro del sistema comunitario di ecogestione e audit (EMAS) e di altri sistemi di gestione ambientale (ad esempio ISO 14001:2004), con particolare riguardo alle procedure e ai controlli attinenti al monitoraggio e alla comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra;
o) se applicabile, l’ubicazione delle apparecchiature di misurazione della temperatura e pressione in una rete di trasporto;
p) se applicabile, le procedure per prevenire, individuare e quantificare le fuoriuscite dalle reti di trasporto;
q) nel caso delle reti di trasporto, le procedure per garantire con sicurezza che il CO2 sia trasferito soltanto verso impianti in possesso di un’autorizzazione valida a emettere gas a effetto serra o nei quali il CO2 emesso sia effettivamente monitorato e contabilizzato conformemente al punto 5.7 del presente allegato;
r) qualora il CO2 sia trasferito conformemente al punto 5.7 del presente allegato, l’identificazione degli impianti cedenti e destinatari. Per gli impianti in possesso di un’autorizzazione valida a emettere gas a effetto serra si tratta del codice identificativo dell’impianto quale definito dal regolamento adottato in conformità dell’articolo 19 della
s) se applicabile, una descrizione dei sistemi di misura in continuo utilizzati nel punto di trasferimento di CO2 tra impianti che trasferiscono CO2 in conformità del punto 5.7 del presente allegato;
t) se applicabile, le metodologie di quantificazione delle emissioni o del rilascio di CO2 nella colonna d’acqua causati da potenziali fuoriuscite, come pure le metodologie di quantificazione applicate e, eventualmente adattate, per misurare le effettive emissioni o rilascio di CO2 nella colonna d’acqua causati da fuoriuscite, come specificato nell’allegato XVIII.
La metodologia di monitoraggio viene modificata se la modifica migliora l'accuratezza dei dati comunicati, salvo il caso in cui ciò non risulti tecnicamente realizzabile o comporti costi eccessivi.
Una modifica sostanziale della metodologia di monitoraggio che rientra nel piano di monitoraggio deve essere approvata dall’autorità competente se riguarda:
— una modifica della classificazione dell’impianto di cui alla tabella 1,
— una modifica della metodologia (fondata su calcoli o su misure) utilizzata per determinare le emissioni,
— un aumento dell’incertezza riguardo ai dati relativi all’attività o a eventuali altri parametri che comporti un cambiamento di livello,
— l’applicazione o l’adeguamento di una metodologia di quantificazione delle emissioni causate da fuoriuscite nei siti di stoccaggio.
Tutte le altre modifiche e le proposte di modifica riguardanti le metodologie di monitoraggio o gli insiemi di dati che ne stanno alla base devono essere notificate all'autorità competente immediatamente dopo che il gestore ne sia venuto a conoscenza o possa ragionevolmente esserne venuto a conoscenza, salvo indicazione contraria nel piano di monitoraggio.
Le modifiche devono essere descritte in modo chiaro, essere motivate e documentate in modo completo nella documentazione interna del gestore.
L'autorità competente impone al gestore di modificare il piano di monitoraggio qualora esso non sia più conforme ai criteri stabiliti nelle presenti linee guida.
Lo scambio di informazioni tra le autorità competenti e la Commissione in materia di monitoraggio, comunicazione e verifica di cui alle presenti linee guida e la loro applicazione coerente da parte degli Stati membri favorisce la realizzazione di una procedura annuale di garanzia qualità e valutazione delle attività di monitoraggio, comunicazione e verifica avviata dalla Commissione a norma dell'articolo 21, paragrafo 3, della
5. METODOLOGIE FONDATE SU CALCOLI PER LE EMISSIONI DI CO2
5.1. FORMULE PER IL CALCOLO
Il calcolo delle emissioni di CO2 si effettua con la formula seguente:
emissioni di CO2 = dati relativi all'attività * fattore di emissione * fattore di ossidazione
oppure con un approccio alternativo, se questo è definito nelle linee guida specifiche per le attività.
I termini della formula sono descritti di seguito sia per le emissioni di combustione che per le emissioni di processo.
Emissioni di combustione
I dati relativi all’attività si basano sul consumo di combustibile. La quantità di combustibile utilizzata («flusso di combustibile») è espressa, salvo diversamente indicato nelle presenti linee guida, in termini di contenuto di energia in TJ. L’uso del potere calorifico netto non è ritenuto necessario per alcune attività specifiche se i rispettivi allegati specifici alle attività indicano la possibilità di utilizzare fattori di emissione, espressi in t CO2 per tonnellata di combustibile, di accuratezza analoga. Il fattore di emissione è espresso, salvo diversamente indicato nelle linee guida, in t CO2/TJ. Quando viene consumata energia, non tutto il carbonio del combustibile si ossida formando CO2. L’ossidazione incompleta è dovuta a inefficienze del processo di combustione, a causa delle quali parte del carbonio rimane incombusto o viene ossidato solo parzialmente trasformandosi in fuliggine o cenere. Il fattore di ossidazione tiene conto del carbonio non ossidato o parzialmente ossidato e viene espresso in forma frazionaria. Il fattore di ossidazione è espresso come frazione di uno. La formula per il calcolo risulta:
emissioni di CO2 = flusso di combustibile [t o Nm3] * potere calorifico netto [TJ/t o TJ/Nm3] * fattore di emissione [t CO2/TJ] * fattore di ossidazione
Ulteriori indicazioni sul calcolo delle emissioni di combustione sono contenute nell'allegato II.
Emissioni di processo
I dati relativi all'attività si basano sul consumo di materiale, sulla carica di alimentazione o sulla produzione in uscita e sono espressi in t o Nm3. Il fattore di emissione è espresso in [t CO2/t o in t CO2/Nm3]. Il fattore di conversione tiene conto del carbonio contenuto nei materiali in entrata e non convertito in CO2 nel corso del processo ed è espresso in forma frazionaria. Se il fattore di emissione tiene conto di un fattore di conversione, non si applica un fattore di conversione distinto. La quantità di materiale in entrata al processo è espressa in massa o volume [t o Nm3]. La formula per il calcolo è la seguente:
emissioni di CO2 = dati relativi all'attività [t o Nm3] * fattore di emissione [t CO2/t o Nm3] * fattore di conversione
Ulteriori indicazioni sul calcolo delle emissioni di processo sono contenute nelle linee guida relative alle attività specifiche degli M3 allegati da II a XI e allegati XVI, XVII e XVIII. Non tutti i metodi di calcolo illustrati negli M3 allegati da II a XI e allegati XVI, XVII e XVIIIutilizzano un fattore di conversione.
5.2. LIVELLI DI APPROCCI
M2 Le linee guida relative ad attività specifiche contenute negli M3 allegati da II a XI e allegati da XIV a XVIIIindicano metodologie specifiche da utilizzare per ricavare le seguenti variabili: dati relativi all’attività (costituiti dalle due variabili flusso di combustibili/materiali e potere calorifico netto), fattori di emissione, dati sulla composizione, fattori di ossidazione e conversione e carico pagante.Questi diversi approcci sono denominati «livelli». La numerazione crescente dei livelli, a partire da 1, rispecchia gradi di accuratezza crescenti; il livello di numero più elevato è il livello da preferirsi.
Il gestore può applicare livelli diversi approvati alle differenti variabili (flusso combustibili/materiali, potere calorifico netto, fattori di emissione, dati sulla composizione, fattori di ossidazione o conversione) usate in uno stesso calcolo. La scelta dei livelli è comunque condizionata all'approvazione dell'autorità competente (cfr. punto 4.3).
Livelli equivalenti sono indicati con lo stesso numero e con un carattere alfabetico specifico (ad esempio livello 2a e 2b). Nel caso delle attività per le quali le presenti linee guida indicano metodi di calcolo alternativi (ad esempio nell'allegato VII, «Metodo A — Elementi in entrata ai forni» e «Metodo B — Quantità di clinker prodotto»), il gestore può passare da un metodo a un altro solo se è in grado di dimostrare all'autorità competente che il cambiamento consente una maggiore accuratezza nel monitoraggio e nella comunicazione delle emissioni dell'attività considerata.
Tutti i gestori utilizzano l'approccio di livello più elevato per determinare tutte le variabili per tutti i flussi di fonti degli impianti di categoria B o C. Solo se dimostra all'autorità competente che l'approccio di livello più elevato non è tecnicamente realizzabile o comporta costi eccessivi, il gestore può utilizzare il livello immediatamente inferiore per la variabile considerata nell'ambito della metodologia di monitoraggio utilizzata. Per gli impianti che emettono oltre 500 kilotonnellate di CO2 fossile l'anno (impianti di categoria C), lo Stato membro notifica alla Commissione, a norma dell'articolo 21 della
Fatto salvo il punto 16, gli Stati membri si accertano che, a meno che non sia realizzabile tecnicamente, per tutti i flussi di fonti importanti i gestori applichino come minimo i livelli definiti nella tabella 1.
Previa approvazione dell'autorità competente, il gestore può selezionare come minimo il livello 1 per le variabili utilizzate per il calcolo delle emissioni da flussi di fonti di minore entità e può applicare approcci per il monitoraggio e la comunicazione utilizzando un proprio metodo di stima al di fuori del sistema di livelli per i flussi di fonti de minimis.
Nei casi seguenti, il gestore propone senza indebito ritardo una modifica dei livelli applicati:
— variazione dei dati accessibili e conseguente possibilità di ottenere una maggiore accuratezza nella determinazione delle emissioni,
— inizio di un'emissione che in precedenza non esisteva,
— modifica sostanziale della varietà di combustibili o materie prime relative,
— individuazione di errori nei dati risultanti dalla metodologia di monitoraggio,
— richiesta di modifica da parte dell'autorità competente.
Per i combustibili a biomasse e i materiali considerati puri, è possibile applicare approcci al di fuori del sistema dei livelli per gli impianti, o le parti tecnicamente individuabili di questi ultimi, a meno che il valore rispettivo non debba essere utilizzato per sottrarre il CO2 derivante dalla biomassa dalle emissioni determinate tramite misura in continuo. Tra gli approcci al di fuori del sistema dei livelli figura il metodo del bilancio energetico. Le emissioni di CO2 da contaminanti fossili presenti in combustibili e materiali definiti come biomassa pura devono essere comunicate sotto la voce «flusso di fonti da biomassa» e possono essere stimate con un approccio al di fuori del sistema dei livelli. I combustibili e i materiali misti che contengono biomassa devono essere caratterizzati applicando le disposizioni del punto 13.4 del presente allegato, a meno che il flusso di fonti non sia considerato de minimis.
Se l'applicazione della metodologia di livello più elevato o del livello approvato per la variabile considerata risulta temporaneamente non realizzabile a causa di motivi tecnici, il gestore può applicare il livello più elevato raggiungibile fino a quando non siano state ripristinate le condizioni per l'applicazione del livello precedente. Il gestore fornisce senza indebito ritardo all'autorità competente la documentazione comprovante la necessità di cambiare il livello applicato, nonché informazioni dettagliate sulla metodologia di monitoraggio provvisoria. Il gestore attua tutti i provvedimenti necessari per consentire il sollecito ripristino del livello originale per il monitoraggio e la comunicazione.
I cambiamenti di livello devono essere documentati in maniera completa. Nel caso in cui temporanee interruzioni del funzionamento dei sistemi di misura causino lacune di scarso rilievo nei dati, per il loro trattamento ci si attiene alla buona prassi professionale che garantisce una stima prudenziale delle emissioni, tenuto conto delle disposizioni contenute nel documento di riferimento del luglio 2003 sui principi generali di monitoraggio, stilato in applicazione della direttiva sulla prevenzione e la riduzione integrate dell'inquinamento (IPPC) ( 7 ). Quando, nel corso di un periodo di riferimento, vengono cambiati i livelli applicati, i risultati del cambiamento per l'attività considerata sono calcolati e riportati in sezioni distinte della comunicazione annuale all'autorità competente per le parti corrispondenti del periodo di riferimento.
Tabella 1
Requisiti minimi
(Omissis)5.3. APPROCCI ALTERNATIVI PER IMPIANTI FISSI
Nei casi in cui non sia possibile applicare almeno i requisiti di livello 1 per tutti i flussi di fonti (esclusi i flussi de minimis) perché non risulta tecnicamente realizzabile o perché i costi sono eccessivi, il gestore applica il cosiddetto «approccio alternativo». In altri termini, il gestore è esentato dall'applicazione del punto 5.2 del presente allegato e può elaborare una metodologia di monitoraggio totalmente personalizzata. Il gestore deve essere in grado di dimostrare all'autorità competente che, applicando tale metodologia alternativa di monitoraggio all'intero impianto, vengono rispettate le soglie d'incertezza globale indicate nella tabella 2 relativamente al livello annuale di emissioni di gas a effetto serra per l'intero impianto.
L'analisi dell'incertezza quantifica le incertezze di tutte le variabili e tutti i parametri utilizzati per il calcolo del livello annuo di emissione, tenendo conto del documento ISO «Guide to the Expression of Uncertainty in Measurement» (1995) ( 8 ) e della norma ISO 5168:2005. L'analisi deve essere effettuata, prima che l'autorità competente approvi il piano di monitoraggio, sulla base dei dati dell'anno precedente e deve essere aggiornata ogni anno. L'aggiornamento annuale deve essere predisposto in concomitanza con la comunicazione annuale delle emissioni ed è soggetto a verifica.
Gli Stati membri devono comunicare alla Commissione il nome degli impianti che applicano l'approccio alternativo a norma dell'articolo 21 della
Soglie globali di incertezza alternative
(Omissis)
5.4. DATI RELATIVI ALLE ATTIVITÀ DEGLI IMPIANTI FISSI
I dati relativi all'attività sono informazioni sul flusso di materiali, sul consumo di combustibile, sul materiale in entrata o sulla produzione in uscita e sono espressi come contenuto di energia [TJ] (in casi eccezionali anche come massa o volume [t o Nm3], cfr. punto 5.5) per i combustibili e come massa o volume per le materie prime o i prodotti [t o Nm3].
Il gestore può determinare i dati relativi all'attività in base al quantitativo fatturato di combustibili o materiali determinato secondo quanto indicato all'allegato I e secondo i livelli approvati degli allegati da II a XI.
Qualora i dati relativi all'attività per il calcolo delle emissioni non possano essere determinati direttamente, la determinazione è effettuata valutando la variazione delle scorte nel modo seguente:
materiale C = materiale P + (materiale S - materiale E) - materiale O
dove:
materiale C
:
materiale lavorato durante il periodo di riferimento;
materiale P
:
materiale acquistato durante il periodo di riferimento;
materiale S
:
scorte di materiale all'inizio del periodo di riferimento;
materiale E
:
scorte di materiale al termine del periodo di riferimento;
materiale O
:
materiale usato per altri scopi (per il trasporto o rivenduto).
Nei casi in cui la determinazione del «materiale S» e del «materiale E» mediante misura diretta non sia tecnicamente realizzabile o comporti costi verosimilmente eccessivi, il gestore può stimare queste due quantità basandosi su:
— i dati degli anni precedenti, correlandoli agli elementi in uscita per il periodo di riferimento,
— o
— metodi documentati e i rispettivi dati contenuti in rendiconti finanziari verificati per il periodo di riferimento.
Nei casi in cui la determinazione dei dati annui relativi all'attività di un intero anno civile esatto non sia tecnicamente realizzabile o comporti costi eccessivi, il gestore può scegliere il primo giorno lavorativo utile successivo per separare un anno di riferimento dall'altro. Le deviazioni che potrebbero applicarsi a uno o più flussi di fonti devono essere registrate chiaramente, devono costituire la base di un valore rappresentativo per l'anno civile interessato ed essere considerate in maniera coerente per l'anno successivo.
5.5. FATTORI DI EMISSIONE
I fattori di emissione si basano sul tenore di carbonio dei combustibili o dei materiali in entrata e sono espressi in t CO2/TJ (emissioni di combustione) oppure in t CO2/t o t CO2/Nm3 (emissioni di processo).
Per ottenere la massima trasparenza e la più ampia coerenza con gli inventari nazionali di gas a effetto serra, l’impiego di fattori di emissione per combustibili espressi in termini di t CO2/t anziché in t CO2/TJ è limitato ai casi in cui il gestore dovrebbe altrimenti sostenere costi eccessivi per determinare le emissioni di combustione e ai casi definiti negli allegati specifici alle attività delle presenti linee guida.
Per convertire il carbonio in CO2 si utilizza un fattore pari a 3,664 ( 9 ) [t CO2/t C].
I punti 11 e 13 di questo allegato riportano fattori di emissione specifici alle varie attività e disposizioni riguardanti la loro definizione.
La biomassa è considerata neutra in termini di CO2 e ad essa si applica un fattore di emissione pari a 0 [t CO2/TJ o t o Nm3]. Al punto 12 del presente allegato è riportato un elenco indicativo di vari tipi di materiali considerati biomassa.
Per i combustibili o i materiali contenenti carbonio sia fossile che da biomassa si applica un fattore di emissione ponderato, basato sul rapporto tra il carbonio fossile e il tenore totale di carbonio del combustibile. Questo calcolo è effettuato in modo trasparente e documentato secondo i criteri e le procedure di cui al punto 13 del presente allegato.
Il CO2 intrinseco che viene trasferito in un impianto nell'ambito del sistema UE di scambio delle quote di emissione come parte di combustibile (ad esempio gas di altoforno, gas di cokeria o gas naturale) è incluso nel fattore di emissione per quel combustibile.
Previa approvazione dell'autorità competente, il CO2 intrinseco derivante da un flusso di fonti e successivamente trasferito al di fuori di un impianto come parte di combustibile può essere detratto dalle emissioni dell'impianto in questione, indipendentemente dal fatto che sia fornito ad un altro impianto partecipante al sistema UE di scambio delle quote di emissione o meno. In ogni caso, deve essere riportato come voce per memoria. Gli Stati membri devono notificare alla Commissione gli impianti interessati a norma dell'articolo 21 della
5.6. FATTORI DI OSSIDAZIONE E CONVERSIONE
Per rappresentare la parte di carbonio che non viene ossidata o convertita nel processo, si utilizza un fattore di ossidazione per le emissioni di combustione o un fattore di conversione per le emissioni di processo. Per i fattori di ossidazione non c'è l'obbligo di applicare il livello più elevato. Se, per un impianto in cui sono utilizzati combustibili diversi, vengono calcolati fattori di ossidazione specifici all'attività, il gestore, previa approvazione dell'autorità competente, può determinare un fattore di ossidazione aggregato per l'attività e applicarlo a tutti i combustibili oppure, a meno di non utilizzare biomassa, attribuire un'ossidazione incompleta a un flusso di combustibili importante e usare un valore pari a 1 per gli altri.
5.7. CO2 TRASFERITO
Previa approvazione dell’autorità competente, il gestore può detrarre, dal livello calcolato delle emissioni di un impianto, il CO2 che non viene emesso dall’impianto ma che è trasferito al di fuori dell’impianto:
— come sostanza pura o usato direttamente e legato in prodotti o come carica, oppure,
— a un altro impianto che detiene un’autorizzazione a emettere gas a effetto serra, a meno che non si applichino altri requisiti indicati agli allegati XVII o XVIII,
a condizione che alla detrazione corrisponda una riduzione rispettiva per l’attività e l’impianto in merito ai quali lo Stato membro interessato riferisce nel documento sull’inventario nazionale che trasmette al segretariato della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici. La quantità corrispondente di CO2 è riportata per ciascun impianto verso il quale è stato trasferito o dal quale è stato ricevuto CO2 come voce per memoria nella comunicazione annuale delle emissioni degli impianti cedenti e destinatari.
In caso di trasferimento verso un altro impianto, l’impianto destinatario deve aggiungere al livello calcolato delle emissioni il CO2 ricevuto, a meno che non si applichino altri requisiti indicati agli allegati XVII o XVIII.
Gli Stati membri devono comunicare alla Commissione il nome degli impianti cedenti e destinatari a norma dell’articolo 21 della
Tra i casi possibili di CO2 trasferito al di fuori di un impianto si possono annoverare i seguenti:
— CO2 puro usato per la carbonatazione delle bevande,
— CO2 puro usato come ghiaccio secco per refrigerazione,
— CO2 puro usato come agente estinguente, refrigerante o gas di laboratorio,
— CO2 puro usato per la disinfestazione di cereali,
— CO2 puro usato come solvente nell’industria alimentare o chimica,
— CO2 usato e legato in prodotti o cariche nell’industria chimica o della pasta per carta (ad esempio per l’urea o i carbonati precipitati),
— carbonati legati in prodotti di assorbimento a secco per polverizzazione (SDAP) derivanti dal lavaggio di gas effluenti a semi-secco,
— CO2 trasferito in impianti di cattura,
— CO2 trasferito da impianti di cattura a reti di trasporto,
— CO2 trasferito da reti di trasporto a siti di stoccaggio.
Fatta salva l’applicazione di altri requisiti indicati negli allegati specifici, la massa di CO2 o carbonato trasferita ogni anno è determinata con un’incertezza massima inferiore all’1,5 %, sia direttamente, utilizzando flussimetri di massa o volume, tramite pesatura, sia indirettamente, ricavandola dalla massa del prodotto rispettivo (ad esempio carbonati o urea), se opportuno e possibile.
Qualora i quantitativi di CO2 trasferito siano misurati sia nell’impianto cedente che in quello destinatario, i quantitativi di CO2 trasferito e ricevuto devono essere identici. Se tra i valori misurati esiste uno scostamento che può essere spiegato con l’imprecisione dei sistemi di misurazione, nelle comunicazioni delle emissioni degli impianti cedente e destinatario deve essere utilizzata la media aritmetica di entrambi i valori misurati. Nella comunicazione delle emissioni deve figurare una dichiarazione attestante che tale valore è stato adeguato rispettivamente al valore dell’impianto cedente o destinatario. Il valore misurato deve essere incluso come voce per memoria.
Qualora lo scostamento tra i valori misurati non sia spiegabile con l’imprecisione dei sistemi di misurazione, i gestori degli impianti interessati allineano i valori misurati applicando adeguamenti prudenti (ad esempio, evitando di sottostimare le emissioni). L’allineamento deve essere verificato dai responsabili degli impianti cedente e destinatario ed è subordinato all’approvazione delle autorità competenti.
Nei casi in cui parte del CO2 trasferito provenga da biomassa o qualora un impianto rientri solo parzialmente nel campo di applicazione della
Se all’impianto cedente viene applicato un approccio fondato sulle misure, il quantitativo totale di CO2 trasferito/ricevuto risultante dall’uso della biomassa deve essere riportato come voce per memoria sia dall’impianto cedente che da quello destinatario. L’impianto destinatario non è tenuto a effettuare misurazioni proprie a tal fine ma deve comunicare il quantitativo di CO2 proveniente da biomassa ottenuto dall’impianto cedente.
6. METODOLOGIE FONDATE SU MISURE PER GLI IMPIANTI FISSI
6.1. DISPOSIZIONI GENERALI
Come indicato al punto 4.2, le emissioni di gas a effetto serra possono essere determinate utilizzando una metodologia fondata su misure che utilizza sistemi di misura in continuo delle emissioni prodotte da tutte o solo da alcune fonti di emissione selezionate, con metodi standard o riconosciuti, a condizione che prima del periodo di riferimento l’autorità competente abbia approvato l’uso di un sistema di misura in continuo delle emissioni giudicandolo capace di assicurare un’accuratezza maggiore rispetto al calcolo delle emissioni effettuato con l’approccio di livello più accurato. Approcci specifici riguardanti le metodologie fondate su misure figurano negli allegati XII e XIII. Gli Stati membri devono comunicare alla Commissione europea gli impianti che applicano sistemi di misura in continuo delle emissioni a norma dell’articolo 21 della
Le procedure per la misura delle concentrazioni e della portata massica o volumetrica, se disponibili, si basano su un metodo standard che limiti gli errori sistematici di campionamento e misura e di cui sia nota l'incertezza della misura. Se disponibili, devono utilizzarsi le norme CEN (cioè le norme pubblicate dal Comitato europeo di normalizzazione); se non esistono norme CEN, devono applicarsi le norme ISO (cioè quelle pubblicate dall'Organizzazione internazionale per la standardizzazione) o le norme nazionali opportune. Se non esistono norme applicabili, le procedure possono essere eseguite, ove possibile, conformemente a progetti di norme o a linee guida sulle migliori prassi del settore.
Tra le norme ISO applicabili sono comprese, a titolo di esempio, le seguenti:
— ISO 12039:2001 Emissioni da fonti fisse — Determinazione del monossido di carbonio, del biossido di carbonio e dell'ossigeno — Caratteristiche di prestazione e taratura di un metodo di misura automatizzato,
— ISO 10396:2006 Emissioni da fonti fisse — Campionamento per la determinazione automatizzata delle concentrazioni di gas,
— ISO 14164:1999 Emissioni da fonti fisse — Determinazione della portata volumetrica di flussi di gas in condotti — Metodo automatizzato.
La frazione di biomassa viene determinata mediante calcolo, quindi sottratta dalle emissioni di CO2 misurate e riportata come voce per memoria (cfr. punto 14 del presente allegato).
6.2. LIVELLI PER LE METODOLOGIE FONDATE SU MISURE
Per ogni fonte di emissione che figura nell’autorizzazione ad emettere gas a effetto serra e per la quale le emissioni di gas a effetto serra vengono determinate applicando sistemi di misura in continuo, il gestore deve utilizzare il livello più elevato, secondo quanto indicato negli allegati XII e XIII.
Solo se dimostra all'autorità competente che l'approccio di livello più elevato non è tecnicamente realizzabile o comporta costi eccessivi, il gestore può utilizzare il livello immediatamente inferiore per la fonte di emissione interessata. Il livello prescelto, quindi, rispecchia il grado di accuratezza più elevato che risulta tecnicamente realizzabile senza costi eccessivi per ciascuna fonte di emissione. La scelta dei livelli è comunque condizionata all'approvazione dell'autorità competente (cfr. punto 4.3).
Per il periodo di riferimento 2008-2012 deve essere applicato almeno il livello 2 dell’allegato XII per le emissioni di CO2 e i livelli minimi stabiliti nell’allegato XIII per le emissioni di N2O, a meno che ciò non sia tecnicamente realizzabile.
6.3. ALTRE PROCEDURE E REQUISITI
a) Frequenze di campionamento
Per tutti gli elementi che concorrono alla determinazione delle emissioni (secondo il caso) indicati negli allegati XII e XIII, le medie orarie (cioè «un’ora valida di dati») devono essere calcolate utilizzando tutti i punti di dati disponibili per quell’ora specifica. Se l’apparecchiatura impiegata è guasta o non può essere controllata per una parte dell’ora interessata, la media oraria si calcola in percentuale rispetto ai punti di dati rimanenti per quell’ora specifica. Se per un elemento necessario alla determinazione delle emissioni non è possibile calcolare un’ora valida di dati, ad esempio perché è disponibile meno del 50 % del numero massimo di punti di dati orari, l’ora si considera persa. Per ogni caso in cui non è possibile calcolare un’ora valida di dati, occorre calcolare valori di sostituzione secondo le indicazioni contenute nel presente punto.
b) Dati mancanti
Se non è possibile disporre di un'ora valida di dati per uno o più elementi del calcolo delle emissioni perché l'attrezzatura non può essere controllata (ad esempio in caso di errori di taratura o dovuti a interferenze) o è guasta, il gestore deve determinare i valori di sostituzione per ciascuna ora di dati mancante secondo le modalità descritte di seguito.
i) Concentrazioni
Se non è possibile disporre di un'ora valida di dati per un parametro misurato direttamente come concentrazione (ad esempio gas a effetto serra o O2) il valore di sostituzione C* sost per quell'ora è calcolato secondo la seguente formula: dove:
C— = la media aritmetica della concentrazione del parametro specifico;
σ C_ = la migliore stima della deviazione standard della concentrazione del parametro specifico.
La media aritmetica e la deviazione standard devono essere calcolate al termine del periodo di riferimento e ricavate dall'intero set di dati misurati durante il periodo di riferimento medesimo. Se non è possibile fare riferimento a tale periodo a causa di modifiche tecniche essenziali avvenute nell'impianto, il gestore deve concordare con l'autorità competente un periodo di tempo rappresentativo, possibilmente della durata di un anno.
Il calcolo della media aritmetica e della deviazione standard deve essere presentato al responsabile della verifica.
ii) Altri parametri
Se non è possibile disporre di un'ora valida di dati per i parametri che non sono misurati direttamente come concentrazione, i valori di sostituzione per tali parametri sono ottenuti con un modello di bilancio di massa o ricorrendo all'approccio basato sul bilancio energetico del processo. Gli altri elementi misurati del calcolo delle emissioni sono utilizzati per convalidare i risultati.
Il modello del bilancio di massa o del bilancio energetico e i presupposti che ne sono alla base devono essere documentati e presentati con chiarezza al responsabile della verifica, unitamente ai risultati calcolati.
c) Comprovare il calcolo delle emissioni
Parallelamente alla determinazione delle emissioni con una metodologia fondata su misure, in conformità degli allegati XII e XIII, le emissioni annue di ciascun gas a effetto serra preso in esame sono determinate in base a calcoli, secondo una delle due alternative proposte di seguito:
a) calcolo delle emissioni come indicato nei rispettivi allegati per le attività attinenti; per il calcolo delle emissioni in genere è possibile applicare i livelli più bassi (cioè come minimo il livello 1); oppure
b) calcolo delle emissioni seguendo le indicazioni contenute nelle linee guida IPCC 2006 (ad esempio è possibile utilizzare i metodi del livello 1).
È possibile che ci siano divergenze tra i risultati ottenuti applicando le misure rispetto a quelli ottenuti tramite calcolo. Il gestore deve verificare la correlazione che intercorre tra i risultati ottenuti con le misure e con il calcolo, tenendo conto che potrebbe sussistere una deviazione generica tra i due approcci. Alla luce di questo elemento, il gestore deve utilizzare i risultati ottenuti con la metodologia del calcolo per verificare i risultati ottenuti tramite misure.
Il gestore determina e riferisce, nell'ambito della comunicazione annuale delle emissioni, i dati (se disponibili) o le migliori stime riguardanti i dati relativi all'attività, i poteri calorifici netti, i fattori di emissione, i fattori di ossidazione e altri parametri impiegati per determinare le emissioni secondo quanto descritto negli M3 allegati da II a XI e allegati XVI, XVII e XVIII, utilizzando, ove opportuno, analisi di laboratorio. I vari approcci e il metodo scelto per comprovare il calcolo devono essere indicati nel piano di monitoraggio e approvati dall'autorità competente.
Se dalla comparazione con i risultati ottenuti tramite calcolo emerge chiaramente che i risultati dell’approccio fondato sulle misure non sono validi, il gestore deve utilizzare i valori di sostituzione descritti nel presente paragrafo (non per il monitoraggio, come previsto dall’allegato XIII).
7. VALUTAZIONE DELL'INCERTEZZA
7.1. CALCOLO
Questo punto si applica fatto salvo il punto 16 del presente allegato. Il gestore deve sapere quali sono le principali cause di incertezza legate al calcolo delle emissioni.
Quando viene utilizzata la metodologia fondata sui calcoli come indicato al punto 5.2, l’autorità competente ha già approvato in precedenza la combinazione dei livelli da utilizzare per ciascun flusso di fonti dell’impianto, nonché tutti gli altri dettagli relativi alla metodologia di monitoraggio per l’impianto contenuti nell’autorizzazione dello stesso o, per le attività di trasporto aereo, il piano di monitoraggio dell’operatore aereo. In questo modo, l’autorità competente autorizza l’incertezza direttamente risultante dalla corretta applicazione della metodologia di monitoraggio approvata, e la prova del benestare dell’autorità competente è il contenuto dell’autorizzazione o, per le attività di trasporto aereo, il contenuto del piano di monitoraggio approvato. L’indicazione della combinazione di livelli nella comunicazione sulle emissioni assume il valore di comunicazione dell’incertezza ai fini della
L'incertezza ammissibile determinata per il sistema di misura nell'ambito del sistema articolato in livelli comprende l'incertezza specificata degli strumenti di misura utilizzati, l'incertezza associata alla taratura ed ogni ulteriore incertezza connessa alle modalità di utilizzo concreto degli strumenti di misura. I valori soglia indicati nel sistema articolato in livelli si riferiscono all'incertezza associata al valore per un periodo di riferimento.
Per i combustibili o i materiali scambiati a fini commerciali, l'autorità competente può consentire al gestore di determinare il flusso annuo di combustibili/materiali unicamente in base al quantitativo fatturato del combustibile o del materiale, senza dover dimostrare singolarmente le incertezze associate, a condizione che, per le operazioni commerciali, la normativa nazionale o l'applicazione comprovata delle norme nazionali o internazionali attinenti garantiscano il rispetto delle disposizioni del caso in materia di incertezza in merito ai dati relativi all'attività.
M2 Negli altri casi, il gestore deve provare, per iscritto, il livello di incertezza associato alla determinazione dei dati relativi all’attività per ciascun flusso di fonti al fine di dimostrare il rispetto delle soglie di incertezza definite negli M3 allegati da II a XI e allegati da XIV a XVIIIdelle presenti linee guida.Il gestore basa il proprio calcolo sulle specifiche indicate dal fornitore degli strumenti di misura. Qualora non vengano indicate specifiche, il gestore fornisce una valutazione dell'incertezza dello strumento di misura. In entrambi i casi tiene conto delle rettifiche necessarie da apportare alle specifiche e associate agli effetti derivanti dalle condizioni d'uso effettive come l'usura, le condizioni dell'ambiente fisico circostante, la taratura e la manutenzione; tali rettifiche possono richiedere un parere esperto a titolo prudenziale.
Se vengono impiegati sistemi di misura, il gestore deve tener conto dell'effetto cumulativo di tutti gli elementi di tale sistema sull'incertezza dei dati annui relativi all'attività in base alla teoria della propagazione dell'errore ( 10 ), che offre due regole utili per combinare le incertezze non correlate dell'addizione e della moltiplicazione o le rispettive approssimazioni prudenziali in caso di incertezze interdipendenti.
a) Incertezza nel caso di una somma (ad esempio singoli contributi ad un valore annuale):
per le incertezze non correlate: per le incertezze interdipendenti: dove:
Utotale: incertezza della somma, espressa in percentuale;
xi e Ui: rispettivamente, le quantità incerte e le incertezze percentuali ad esse associate.
b) Incertezza di un prodotto (ad esempio nel caso di utilizzo di parametri diversi per convertire la lettura del misuratore in dati sul flusso di massa):
per le incertezze non correlate: per le incertezze interdipendenti: dove:
Utotale: incertezza del prodotto, espressa in percentuale;
Ui: incertezze percentuali associate a ciascuna quantità.
Attraverso il processo di garanzia e controllo della qualità, il gestore gestisce e riduce le incertezze residue riguardanti i dati sulle emissioni presentati nella comunicazione. Durante il processo di verifica, il responsabile della verifica controlla la corretta applicazione della metodologia di monitoraggio approvata, e valuta la gestione e la riduzione delle incertezze residue per mezzo delle procedure di garanzia e controllo della qualità applicate dal gestore.
7.2. MISURE
Come già indicato al punto 4.2, un gestore può giustificare l’uso di una metodologia fondata su misure se tale metodologia assicura in maniera affidabile un minor grado di incertezza rispetto alla metodologia fondata sul calcolo (cfr. punto 4.2) o se questi è tenuto ad utilizzare una metodologia fondata su misure ai sensi dell’allegato XIII. Per comprovare questa minore incertezza all’autorità competente, il gestore presenta i risultati quantitativi di un’analisi dell’incertezza più completa in cui siano prese in considerazione le seguenti fonti di incertezza facendo riferimento alla norma EN 14181:
— l'incertezza specificata degli apparecchi di misura in continuo,
— le incertezze associate alla taratura,
— l'ulteriore incertezza legata alle modalità di utilizzo concreto degli apparecchi di monitoraggio.
Sulla base della motivazione fornita dal gestore, l'autorità competente può approvare l'uso di un sistema di misura in continuo delle emissioni per determinate tutte le fonti di emissione di un impianto o solo alcune, nonché tutti gli altri dettagli relativi alla metodologia di monitoraggio utilizzata per tali fonti destinati a figurare nell'autorizzazione dell'impianto. In questo modo, l'autorità competente autorizza l'incertezza direttamente risultante dalla corretta applicazione della metodologia di monitoraggio approvata, e la prova del benestare dell'autorità competente è il contenuto dell'autorizzazione.
Nella comunicazione annuale delle emissioni presentata all'autorità competente per le fonti e i flussi di fonti di emissione considerati, il gestore indica il valore dell'incertezza risultante dalla sua analisi iniziale completa dell'incertezza fintantoché l'autorità competente non riesamina la scelta di utilizzare la misura anziché il calcolo e non chiede che venga calcolato nuovamente il valore dell'incertezza. Ai fini della
Attraverso il processo di garanzia e controllo della qualità, il gestore gestisce e riduce le incertezze residue riguardanti i dati sulle emissioni presentati nella comunicazione. Durante il processo di verifica, il responsabile della verifica controlla la corretta applicazione della metodologia di monitoraggio approvata, e valuta la gestione e la riduzione delle incertezze residue per mezzo delle procedure di garanzia e controllo della qualità applicate dal gestore.
8. COMUNICAZIONE
L’allegato IV della
La comunicazione delle emissioni riguarda le emissioni di un anno civile all'interno di un periodo di riferimento.
Le comunicazioni sono verificate sulla base delle prescrizioni dettagliate emanate dagli Stati membri in applicazione dell'allegato V della
Le comunicazioni in possesso dell'autorità competente sono messe a disposizione del pubblico da tale autorità nel rispetto delle disposizioni della
Ciascun operatore deve presentare le informazioni riportate di seguito nella comunicazione riguardante un impianto.
1) Informazioni che identificano l'impianto, quali precisate nell'allegato IV della
2) Per tutte le fonti e/o i flussi di fonti di emissione, le emissioni totali, l'approccio prescelto (misura o calcolo), i livelli prescelti e il metodo (se del caso), i dati relativi all'attività ( 12 ), i fattori di emissione ( 13 ) e i fattori di ossidazione/conversione ( 14 ). I seguenti elementi non concorrono alla determinazione delle emissioni, ma sono presentati come voci per memoria: quantità di biomassa bruciata [TJ] o utilizzata nei processi [t o Nm3]; emissioni di CO2 [t CO2] da biomassa, quando la determinazione delle emissioni viene effettuata con l'approccio fondato su misure; CO2 trasferito da un impianto [t CO2]; CO2 intrinseco che esce dall'impianto come parte di combustibile.
3) Se i fattori di emissione e i dati relativi all'attività per i combustibili si riferiscono alla massa e non all'energia, il gestore comunica dati surrogati (proxies) supplementari per il valore medio annuo del potere calorifico netto e il fattore di emissione di ciascun combustibile. Per «dati surrogati» s'intendono i valori annui, determinati in via empirica od ottenuti da fonti accettate, che vengono impiegati per sostituire i dati relativi alle variabili (cioè flusso di combustibile/materiale, potere calorifico netto o fattori di emissione, ossidazione o conversione) richiesti per gli approcci fondati sul calcolo previsti d'ufficio dagli allegati da I a XI al fine di garantire una comunicazione completa delle emissioni se la metodologia di monitoraggio non fornisce le variabili necessarie.
4) Se applica l'approccio basato sul bilancio di massa, il gestore indica il flusso di massa, il tenore di carbonio e il contenuto di energia in entrata e in uscita dall'impianto per ciascun flusso di combustibile e materiale, nonché le scorte relative.
5) Se viene utilizzato il monitoraggio in continuo delle emissioni (allegato XII), il gestore comunica le emissioni annue di CO2 di origine fossile e le emissioni di CO2 connesse all'impiego di biomassa. Per ciascun combustibile il gestore comunica inoltre altri dati surrogati per il valore medio annuo del potere calorifico netto e il fattore di emissione o altri parametri pertinenti per i materiali e i prodotti che ricava tramite calcolo di verifica.
6) Se si opta per l'approccio alternativo di cui al punto 5.3, il gestore comunica dati surrogati supplementari per ciascun parametro per il quale l'approccio non fornisce i dati richiesti secondo quanto indicato negli M3 allegati da I a XI e allegati XVI, XVII e XVIII.
7) Se c'è uso di combustibili ma le emissioni sono calcolate come emissioni di processo, il gestore comunica dati surrogati supplementari per le rispettive variabili del calcolo delle emissioni previsto d'ufficio relativamente alle emissioni prodotte dalla combustione dei combustibili interessati.
8) I cambiamenti temporanei o permanenti di livello, i motivi di tali cambiamenti, la data d'inizio dei cambiamenti, nonché la data d'inizio e di termine dei cambiamenti temporanei.
9) Ogni altra modifica apportata all'impianto durante il periodo di riferimento che possa avere rilevanza ai fini della comunicazione delle emissioni.
10) se applicabile, i quantitativi di CO2 trasferiti a o ricevuti da altri impianti, indicando il codice di identificazione dell’impianto quale definito dal regolamento adottato in conformità dell’articolo 19 della
Le autorità competenti possono autorizzare i gestori di siti di stoccaggio di CO2 a presentare, dopo la chiusura dei siti, comunicazioni delle emissioni semplificate contenenti quantomeno gli elementi di cui ai sottocommi 1) e 9), se l’autorizzazione a emettere gas a effetto serra non indica fonti di emissione specifiche.
Le informazioni di cui alle voci 8) e 9) e le informazioni supplementari relative alla voce 2) non si prestano ad essere presentate nelle tabelle previste dal formato per la presentazione delle comunicazioni; sono quindi inserite nella comunicazione annuale delle emissioni sotto forma di testo.
Nella comunicazione, per indicare i combustibili e le relative emissioni si utilizzano le categorie standard di combustibili previste dall'IPCC (cfr. punto 11 del presente allegato), a loro volta mutuate dalle definizioni dell'Agenzia internazionale dell'energia. Se lo Stato membro del gestore ha pubblicato un elenco di categorie di combustibili contenente definizioni e fattori di emissione corrispondenti a quelli utilizzati nell'ultimo inventario nazionale presentato al segretariato della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici, il gestore utilizza tali categorie e i relativi fattori di emissione a condizione che il loro impiego sia approvato nel quadro della metodologia di monitoraggio utilizzata.
Nella comunicazione sono indicati anche i tipi di rifiuti usati come combustibili o materiali in entrata, nonché le emissioni risultanti da tale uso. I vari tipi di rifiuti devono essere comunicati secondo la classificazione proposta nell'elenco comunitario di rifiuti istituito dalla
Le emissioni provenienti da varie fonti o flussi di fonti dello stesso tipo in uno stesso impianto ma riconducibili ad un unico tipo di attività possono essere comunicate in maniera aggregata per il tipo di attività in questione.
Nelle comunicazioni, le emissioni sono indicate in tonnellate arrotondate di CO2 o CO2(e) (ad esempio 1 245 978 tonnellate). Sia per il calcolo che per la comunicazione delle emissioni, i dati relativi all’attività, i fattori di emissione e i fattori di ossidazione o conversione sono arrotondati alle sole cifre significative.
Per garantire la corrispondenza dei dati comunicati a norma della
a) il formato comune per la trasmissione delle relazioni (Common Reporting Format) per gli inventari nazionali dei gas a effetto serra approvato dagli organi competenti della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici (cfr. punto 15.1 del presente allegato);
b) il codice IPPC di cui all'allegato I del
9. CONSERVAZIONE DELLE INFORMAZIONI
Il gestore documenta e archivia i dati relativi al monitoraggio delle emissioni di gas a effetto serra provenienti da tutte le fonti e/o i flussi di fonti dell’impianto o dell’operatore aereo riconducibili ad attività di cui all’allegato I della
I dati documentati e archiviati relativi al monitoraggio devono essere tali da consentire la verifica, secondo i criteri indicati nell’allegato V della
Per i dati non inclusi nella comunicazione annuale delle emissioni non è previsto alcun obbligo di comunicazione o divulgazione sotto altra forma.
Per permettere al responsabile della verifica o ad altri terzi di replicare la determinazione delle emissioni, M2 il gestoreconserva quanto indicato in appresso per almeno dieci anni dopo la presentazione di ciascuna comunicazione annuale a norma dell'articolo 14, paragrafo 3, della
Metodologie fondate su calcolo:
— l'elenco di tutti i flussi di fonti sottoposti a monitoraggio,
— i dati relativi all'attività usati per ogni calcolo delle emissioni per ciascun flusso di fonti di gas a effetto serra, classificati in base al processo e al tipo di combustibile o materiale,
— i documenti che giustificano la scelta della metodologia di monitoraggio e i documenti che giustificano ogni eventuale modifica temporanea o non temporanea delle metodologie di monitoraggio e dei livelli approvati dall'autorità competente,
— la documentazione riguardante la metodologia di monitoraggio e i risultati della determinazione di fattori di emissione specifici all'attività, delle frazioni di biomassa per combustibili specifici e dei fattori di ossidazione o conversione, nonché le prove della relativa approvazione dell'autorità competente,
— la documentazione riguardante il processo di raccolta dei dati relativi all’attività per l’impianto o l’operatore aereo e i suoi flussi di fonti,
— i dati relativi all'attività, i fattori di emissione, ossidazione o conversione presentati all'autorità competente per il piano nazionale di assegnazione delle quote di emissione per gli anni antecedenti il periodo di applicazione del sistema di scambio delle quote di emissione,
— la documentazione riguardante le responsabilità in materia di monitoraggio delle emissioni,
— la comunicazione annuale delle emissioni, e
— ogni altra informazione identificata come necessaria per la verifica della comunicazione annuale delle emissioni.
Se applica la metodologia fondata su misure, il gestore conserva anche le informazioni seguenti:
— l'elenco di tutte le fonti di emissione sottoposte a monitoraggio,
— la documentazione che giustifica la scelta della misura come metodologia di monitoraggio,
— i dati utilizzati per l'analisi delle incertezze delle emissioni prodotte da ciascuna fonte di emissione, suddivisi per processo,
— i dati utilizzati per comprovare i calcoli,
— una descrizione tecnica dettagliata del sistema di misura in continuo, compresa la documentazione relativa all'approvazione rilasciata dall'autorità competente,
— dati grezzi e aggregati provenienti dal sistema di misura in continuo, compresa la documentazione riguardante le modifiche nel tempo, il registro delle prove effettuate, le interruzioni temporanee del funzionamento, gli interventi di taratura e di manutenzione,
— la documentazione relativa a ogni modifica del sistema di misura in continuo.
Per le attività di trasporto aereo devono essere conservate anche le informazioni seguenti:
— l’elenco degli aeromobili di proprietà e noleggiati nonché le prove necessarie circa la completezza dell’elenco stesso,
— l’elenco dei voli che rientrano in ciascun periodo di riferimento nonché le prove necessarie circa la completezza dell’elenco stesso,
— i dati utilizzati per determinare il carico pagante e la distanza riguardanti gli anni per i quali vengono comunicati i dati relativi alle tonnellate-chilometro,
— la documentazione sull’approccio adottato in caso di lacune dei dati, se applicabile, e i dati utilizzati per colmare tali lacune ove si siano presentate.
Per le attività di cattura, trasporto e stoccaggio geologico di CO2 devono essere conservate le seguenti informazioni supplementari:
— se applicabile, la documentazione dei quantitativi di CO2 iniettati nel complesso di stoccaggio da impianti che effettuano lo stoccaggio geologico di CO2,
— se applicabile, i dati sulla pressione e la temperatura relativi alla rete di trasporto aggregati in modo significativo,
— se applicabile, copia dell’autorizzazione allo stoccaggio corredata del relativo piano di monitoraggio a norma dell’articolo 9 della
— se applicabile, le relazioni presentate a norma dell’articolo 14 della
— se applicabile, le relazioni sui risultati delle ispezioni effettuate a norma dell’articolo 15 della
— se applicabile, la documentazione sui provvedimenti correttivi adottati a norma dell’articolo 16 della
10. CONTROLLO E VERIFICA
Il controllo e la verifica delle emissioni sono subordinati alle disposizioni del punto 16 del presente allegato.
10.1. ACQUISIZIONE E TRATTAMENTO DI DATI
Il gestore definisce, documenta, applica e mantiene un sistema efficace di acquisizione e trattamento dei dati (di seguito «attività riguardanti il flusso dei dati») per il monitoraggio e la comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra conformemente a quanto stabilito nel piano di monitoraggio approvato, nell'autorizzazione e in queste linee guida. Le attività riguardanti il flusso dei dati comprendono la misura, il monitoraggio, l'analisi, la registrazione, il trattamento e il calcolo dei parametri per poter procedere alla comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra.
10.2. SISTEMA DI CONTROLLO
Il gestore definisce, documenta, applica e mantiene un sistema efficace di controllo per garantire che la comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra ricavata dalle attività riguardanti il flusso dei dati non contenga inesattezze e sia conforme al piano di monitoraggio approvato, all'autorizzazione e a queste linee guida.
Il sistema di controllo del gestore è costituito dai processi finalizzati ad effettuare un monitoraggio e una comunicazione efficaci, secondo quanto elaborato e messo in atto dalle persone incaricate di comunicare le emissioni annuali. Il sistema di controllo è costituito dai seguenti elementi:
a) la procedura di valutazione, propria del gestore, dei rischi intrinseci e legati al controllo che si verifichino errori, dichiarazioni inesatte od omissioni (inesattezze) nella comunicazione annuale delle emissioni e non conformità rispetto al piano di monitoraggio approvato, all'autorizzazione e a queste linee guida;
b) attività di controllo che aiutino ad attenuare i rischi individuati.
Il gestore deve valutare e migliorare il proprio sistema di controllo per far sì che la comunicazione annuale delle emissioni non contenga inesattezze rilevanti o presenti una non conformità rilevante. Le valutazioni in questione comprendono verifiche interne del sistema di controllo e dei dati comunicati. Il sistema di controllo può riferirsi ad altre procedure e documenti in materia, compresi quelli previsti da sistemi di gestione come EMAS (il sistema UE di ecogestione e audit), la norma ISO 14001:2004 (Sistemi di gestione ambientale — Requisiti e guida per l'uso), la norma ISO 9001:2000 e i sistemi di controllo finanziario. In tal caso, il gestore deve accertarsi che i requisiti previsti nel piano di monitoraggio approvato, nell'autorizzazione e in queste linee guida siano previsti anche nel rispettivo sistema applicabile.
10.3. ATTIVITÀ DI CONTROLLO
Ai fini del controllo e dell'attenuazione dei rischi intrinseci e dei rischi connessi al controllo a norma del punto 10.2, il gestore deve individuare e mettere in atto attività di controllo secondo quanto indicato nei punti da 10.3.1 a 10.3.6 che seguono.
10.3.1. PROCEDURE E RESPONSABILITÀ
Il gestore definisce le responsabilità per tutte le attività riguardanti il flusso dei dati e per tutte le attività di controllo. Eventuali funzioni contrastanti devono, ove possibile, essere separate, comprese le attività di trattamento e controllo, o, in caso contrario, devono essere istituiti controlli alternativi.
Il gestore documenta per iscritto le attività riguardanti il flusso dei dati descritte al punto 10.1 e le attività di controllo indicate ai punti da 10.3.2 a 10.3.6, compresi i seguenti elementi:
— sequenza e interazione delle attività di acquisizione e trattamento dei dati di cui al punto 10.1, compresi i metodi di calcolo o di misura utilizzati,
— valutazione del rischio connesso alla definizione e alle valutazioni del sistema di controllo di cui al punto 10.2,
— gestione delle competenze necessarie per assumersi le responsabilità attribuite come indicato al punto 10.3.1,
— garanzia della qualità delle apparecchiature di misura e delle tecnologie dell'informazione utilizzate (se applicabile) come indicato al punto 10.3.2,
— controlli interni dei dati comunicati di cui al punto 10.3.3,
— processi effettuati all'esterno (in outsourcing) come indicato al punto 10.3.4,
— rettifiche e azioni correttive come indicato al punto 10.3.5,
— registri e documentazione di cui al punto 10.3.6.
Ciascuna di queste procedure affronta (se opportuno) i seguenti elementi:
— responsabilità/funzioni,
— registri (elettronici e materiali, a seconda di quale forma sia possibile e indicata),
— eventuali sistemi informatici utilizzati,
— entrate e uscite e nesso evidente con l'attività precedente e seguente,
— frequenza (se applicabile).
Le procedure devono essere in grado di attenuare i rischi individuati.
10.3.2. GARANZIA DELLA QUALITÀ
Il gestore provvede affinché gli apparecchi di misura siano tarati, regolati e controllati a intervalli regolari e prima dell'uso e affinché ne sia verificata la conformità a norme sulla misura riconducibili a eventuali norme internazionali esistenti in materia, sulla base dei rischi individuati ai sensi del punto 10.2. Il gestore indica, nell'ambito del piano di monitoraggio, se non è possibile tarare i componenti dello strumento di misura e propone attività di controllo alternative, che devono essere approvate dall'autorità competente. Qualora gli apparecchi risultino non conformi ai requisiti vigenti, il gestore provvede ad attuare prontamente i correttivi necessari. Le informazioni sui risultati della taratura e dell'autenticazione sono conservate per un periodo di 10 anni.
Se il gestore fa uso delle tecnologie dell'informazione, comprese tecnologie informatizzate di controllo delle procedure, queste devono essere progettate, documentate, testate, messe in atto, controllate e sottoposte a manutenzione in modo da garantire un'elaborazione affidabile, accurata e tempestiva dei dati, tenendo conto dei rischi indicati al punto 10.2. S'intende compreso anche l'uso corretto delle formule di calcolo contenute nel piano di monitoraggio. Il controllo delle tecnologie dell'informazione comprende il controllo dell'accesso, il back-up, il recupero dei dati, la continuità e la sicurezza.
10.3.3. CONTROLLI E CONVALIDA DEI DATI
Per la gestione dei flussi di dati il gestore elabora e mette in atto controlli e convalide dei dati tenendo conto dei rischi indicati al punto 10.2. Le convalide possono essere effettuate manualmente o per via elettronica e devono essere concepite in modo tale che, ove possibile, siano chiare sin dall'inizio le soglie che, se superate, portano a respingere i dati.
A livello operativo possono essere attuate procedure semplici ed efficaci di controllo dei dati basate sulla comparazione, tramite approcci verticali e orizzontali, dei valori sottoposti a monitoraggio.
Gli approcci verticali mettono a confronto i dati sulle emissioni rilevati per lo stesso M2 impianto o operatore aereoin anni diversi. È possibile che vi sia un errore di monitoraggio se le differenze tra i dati annuali non possono essere imputabili a:
— cambiamenti dei livelli di attività,
— cambiamenti riguardanti i combustibili o il materiale in entrata,
— cambiamenti riguardanti i processi che danno origine alle emissioni (ad esempio miglioramenti dell'efficienza energetica).
Gli approcci orizzontali mettono a confronto i valori ricavati da sistemi diversi di raccolta dei dati operativi; essi prevedono ad esempio:
— la comparazione tra i dati sugli acquisti di combustibili o materiali e i dati sulle variazioni delle scorte (basati sulle informazioni riguardanti le scorte iniziali e le scorte finali) e i dati sui consumi per i flussi di fonti del caso,
— la comparazione tra i fattori di emissione analizzati, calcolati o segnalati dal fornitore di combustibile e i fattori di emissione di riferimento, nazionali o internazionali, di combustibili analoghi,
— la comparazione tra i fattori di emissione basati su analisi dei combustibili e i fattori di emissione di riferimento, nazionali o internazionali, di combustibili analoghi,
— la comparazione tra le emissioni misurate e le emissioni calcolate.
10.3.4. PROCESSI EFFETTUATI ALL'ESTERNO
Se il gestore decide di affidare all'esterno (outsourcing) un processo nell'ambito del flusso dei dati, è tenuto a controllare la qualità dei processi sulla base dei rischi indicati al punto 10.2. Il gestore definisce i requisiti opportuni riguardanti i risultati e i metodi e verifica la qualità fornita.
10.3.5. RETTIFICHE E AZIONI CORRETTIVE
Se si rileva che una parte delle attività riguardanti il flusso dei dati o delle attività di controllo (dispositivi, apparecchiature, personale, fornitori, procedure o altro) non funziona correttamente o funziona al di fuori dei confini definiti, il gestore procede immediatamente alle opportune rettifiche e corregge i dati respinti. Il gestore valuta la validità dei risultati ottenuti dalle varie fasi applicabili, determina la causa originaria dell'erroneo funzionamento o dell'errore e adotta le misure correttive del caso.
Le attività descritte in questo punto devono essere conformi al punto 10.2 (approccio basato sul rischio).
10.3.6. REGISTRI E DOCUMENTAZIONE
Per poter dimostrare e garantire la conformità ed essere in grado di ricostruire i dati sulle emissioni comunicati, il gestore conserva per almeno 10 anni una traccia di tutte le attività di controllo (compresi la garanzia/il controllo qualità delle apparecchiature e delle tecnologie informatiche, il controllo e la convalida dei dati e le rettifiche) nonché tutte le informazioni indicate al punto 9 di questo allegato.
Il gestore garantisce che tutti i documenti utili siano disponibili quando e dove sia necessario per effettuare le attività riguardanti i flussi dei dati e le attività di controllo. Il gestore deve disporre di una procedura opportuna per individuare, produrre, distribuire e controllare la versione dei documenti in questione.
Le attività descritte in questo punto devono essere conformi al punto 10.2 (approccio basato sul rischio).
10.4. VERIFICA
10.4.1. PRINCIPI GENERALI
La verifica è finalizzata a garantire che le emissioni siano state monitorate in base alle linee guida e che i dati sulle emissioni, che devono essere comunicati a norma dell'articolo 14, paragrafo 3, della
In applicazione del punto 10.4.2, lettera e), la verifica deve dar luogo a una conclusione nella quale si dichiara, con ragionevoli garanzie, che i dati contenuti nella comunicazione delle emissioni non presentano inesattezze e non conformità rilevanti.
Il gestore presenta al responsabile della verifica la comunicazione delle emissioni, una copia del piano o dei piani di monitoraggio approvati e ogni altra informazione di interesse.
L'oggetto della verifica è definito dai compiti che il responsabile della verifica deve svolgere per conseguire il risultato illustrato in precedenza. Il responsabile della verifica deve svolgere almeno le attività indicate al punto 10.4.2.
10.4.2. METODOLOGIA DI VERIFICA
Il responsabile della verifica programma e svolge la verifica con uno scetticismo professionale, partendo dal presupposto che possano verificarsi situazioni che fanno sì che le informazioni contenute nella comunicazione annuale delle emissioni presentino inesattezze rilevanti.
Nell'ambito del processo di verifica, il responsabile della verifica si occupa delle fasi descritte di seguito.
a) Analisi strategica
Il responsabile della verifica:
— controlla che il piano di monitoraggio sia stato approvato dall'autorità competente e che la versione sia corretta; in caso contrario, non deve continuare la verifica, esclusi gli elementi che non sono evidentemente interessati dalla mancata approvazione,
— capire ogni attività svolta dall’impianto o dall’operatore aereo, le fonti di emissione e i flussi di fonti dell’impianto o delle attività pertinenti di trasporto aereo dell’operatore aereo, gli apparecchi di misura usati per controllare o misurare i dati relativi all’attività, l’origine e l’applicazione dei fattori di emissione e dei fattori di ossidazione/conversione, ogni altro dato utilizzato per il calcolo o la misura delle emissioni e l’ambiente in cui opera l’impianto o l’operatore aereo,
— capire il piano di monitoraggio del gestore, il flusso dei dati e il sistema di controllo adottato, compresa l'organizzazione globale delle attività di monitoraggio e comunicazione,
— applicare la soglia di rilevanza definita nella tabella 3.
—
Tabella 3
Soglia di rilevanza
(Omissis)
Il responsabile della verifica svolge l'analisi strategica in modo da poter effettuare l'analisi dei rischi descritta di seguito; se necessario, l'analisi comprende un'ispezione sul posto.
b) Analisi dei rischi
Il responsabile della verifica:
— analizza i rischi intrinseci e i rischi connessi al controllo per quanto riguarda l'ambito e la complessità delle attività del gestore e delle fonti e dei flussi di fonti di emissione che potrebbero determinare inesattezze e non conformità rilevanti,
— stila un piano di verifica commisurato a tale analisi dei rischi. Il piano di verifica descrive come devono svolgersi le attività di verifica e contiene un programma di verifica e un piano per il campionamento dei dati. Il programma di verifica descrive il tipo di attività, i tempi in cui devono essere svolte e l'ambito per garantire che il piano di verifica sia completato. Il piano per il campionamento dei dati definisce i dati che devono essere verificati per poter giungere a una conclusione sulla verifica.
c) Verifica
Nell'ambito della verifica, il responsabile procede, eventualmente, a una visita sul posto per ispezionare il funzionamento degli strumenti di misura e dei sistemi di monitoraggio, fare colloqui e raccogliere sufficienti informazioni e prove.
Oltre a ciò, il responsabile della verifica:
— attua il piano di verifica raccogliendo i dati su cui basare le conclusioni della verifica, conformemente ai metodi di campionamento, al metodo ispettivo «walkthrough», alle verifiche dei documenti, alle procedure di analisi e alle procedure di verifica dei dati prescritti, più tutti gli ulteriori elementi oggettivi di interesse,
— conferma la validità delle informazioni utilizzate per calcolare il livello di incertezza definito nel piano di monitoraggio approvato,
— verifica che il piano di monitoraggio approvato sia messo in atto e si informa per verificare se è aggiornato,
— chiede al gestore di fornire eventuali dati mancanti o di completare parti mancanti degli audit trail, di spiegare le variazioni nei dati relativi alle emissioni, oppure di rivedere i calcoli o aggiornare i dati comunicati, prima di giungere a una conclusione finale sulla verifica; il responsabile della verifica è tenuto a riferire tutte le non conformità e le inesattezze individuate dal gestore, in qualsiasi forma.
Il gestore rettifica tutte le inesattezze riferite. Deve essere inoltre corretto tutto l'insieme di dati da cui è stato tratto il campione.
Nel corso del processo di verifica, il responsabile della verifica accerta l'eventuale presenza di inesattezze e non conformità valutando se:
— il piano di monitoraggio è stato messo in atto per aiutare a determinare le non conformità,
— vi sono elementi evidenti e oggettivi, ricavati attraverso la raccolta dei dati, a supporto della determinazione delle inesattezze.
d) Rapporto interno sulla verifica
Al termine del processo di verifica, il responsabile della verifica predispone un rapporto interno sulla verifica. Tale rapporto registra tutti gli elementi che dimostrano che l'analisi strategica, l'analisi dei rischi e il piano di verifica sono stati eseguiti nella loro interezza e fornisce informazioni sufficienti a supporto delle conclusioni della verifica. Il rapporto dovrebbe inoltre agevolare un'eventuale valutazione della verifica da parte dell'autorità competente e di un organo di accreditamento.
Sulla base delle risultanze contenute nel rapporto interno di verifica, il responsabile della verifica esprime una valutazione sull'eventuale presenza di inesattezze rilevanti nella comunicazione delle emissioni rispetto alla soglia di rilevanza e sull'eventuale presenza di non conformità rilevanti o altri elementi che possano essere utili ai fini delle conclusioni della verifica.
e) Rapporto sulla verifica
Il responsabile della verifica presenta la metodologia di verifica, le risultanze e le sue conclusioni in un rapporto sulla verifica destinato al gestore, che lo presenterà all'autorità competente con la comunicazione annuale delle emissioni. La comunicazione annuale delle emissioni è ritenuta soddisfacente, dopo la verifica, se le emissioni totali non contengono inesattezze rilevanti e se, a giudizio del responsabile della verifica, non si rilevano non conformità rilevanti. Il responsabile può inserire nel rapporto sulla verifica anche annotazioni sulle non conformità o inesattezze non rilevanti («verifica conforme rispetto alle non conformità o inesattezze non rilevanti»); il responsabile può riferire su questi elementi anche in una lettera distinta.
Il responsabile della verifica può concludere che la comunicazione annuale delle emissioni non è riconosciuta conforme se contiene non conformità rilevanti o inesattezze rilevanti (con o senza non conformità rilevanti). Il responsabile della verifica può concludere che la comunicazione annuale delle emissioni non è verificata se l'attività di verifica è stata limitata (nel caso in cui le circostanze gli impediscano di ottenere gli elementi necessari per ridurre a livelli ragionevoli il rischio connesso alla verifica o se viene imposta una limitazione che gli impedisce di ottenere tali elementi) e/o a causa di incertezze rilevanti.
Gli Stati membri si accertano che il gestore risolva le non conformità e le inesattezze dopo aver consultato l'autorità competente e nei tempi che quest'ultima definisce. Eventuali divergenze di opinione tra gestori, responsabili delle verifiche e autorità competenti non devono pregiudicare la corretta comunicazione delle emissioni e sono risolte in conformità della
11. FATTORI DI EMISSIONE
Nella tabella seguente sono riportati i fattori di emissione di riferimento per il livello 1, che consente l'uso di fattori di emissione non specifici all'attività per la combustione di combustibile. Se un combustibile non appartiene a nessuna delle categorie indicate, il gestore lo assegna a una categoria affine sulla base del proprio giudizio di esperto, previa approvazione dell'autorità competente.Tabella 4
Fattori di emissione per i combustibili correlati al potere calorifico netto e ai poteri calorifici netti per massa di combustibile
(Omissis)
12. ELENCO DI BIOMASSE NEUTRE IN TERMINI DI CO2
In questo elenco figurano vari materiali che sono considerati biomasse ai fini dell'applicazione delle presenti linee guida, e per i quali è prevista la ponderazione con un fattore di emissione pari a 0 [t CO2/TJ o t o Nm3]. La torba e le frazioni fossili dei materiali elencati non sono considerate biomasse. A meno che non risulti evidenti una contaminazione con altri materiali o combustibili dall'esame visivo od olfattivo, non è necessario applicare procedure analitiche per dimostrare la purezza degli elementi appartenenti al gruppo 1 e al gruppo 2 indicati di seguito.
Gruppo 1 — Vegetali e parti di vegetali:
— paglia,
— fieno ed erba,
— foglie, legno, radici, ceppi, corteccia,
— colture, ad esempio mais e triticale.
Gruppo 2 — Rifiuti, prodotti e sottoprodotti da biomasse:
— scarti di legname industriale (scarti di legname provenienti da operazioni di lavorazione e trasformazione del legno e dall'industria dei materiali lignei),
— legno usato (prodotti usati composti da legno, materiali lignei) e prodotti e sottoprodotti delle operazioni di trasformazione del legno,
— rifiuti a base di legno delle industrie della carta e della pasta per carta, ad esempio il liscivio nero (solo con carbonio da biomassa),
— tall oil grezzo, tall oil e pitch oil dalla produzione della pasta per carta,
— residui della silvicoltura,
— lignina derivante dalla lavorazione di piante contenenti ligneocellulosa,
— farine, grassi, oli e sego ricavati da animali, pesci e alimenti,
— residui primari provenienti dalla produzione di alimenti e bevande,
— oli e grassi vegetali,
— letame,
— residui di piante agricole,
— fanghi di depurazione,
— biogas prodotto dalla digestione, fermentazione o gassificazione di biomasse,
— fanghi portuali e altri fanghi e sedimenti provenienti da corpi idrici,
— gas di discarica,
— carbone di legna.
Gruppo 3 — Frazioni di biomassa di materiali misti:
— la frazione di biomassa dei relitti galleggianti provenienti dalla gestione dei corpi idrici,
— la frazione di biomassa dei residui misti provenienti dalla produzione di alimenti e bevande,
— la frazione di biomassa dei materiali compositi contenenti legno,
— la frazione di biomassa dei cascami tessili,
— la frazione di biomassa della carta, del cartone e del cartone accoppiato,
— la frazione di biomassa dei rifiuti urbani e industriali,
— la frazione di biomassa del liscivio nero contenente carbonio fossile,
— la frazione di biomassa dei rifiuti urbani e industriali trattati,
— la frazione di biomassa dell'etil-terz-butil-etere (ETBE),
— la frazione di biomassa del butanolo.
Gruppo 4 — Combustibili i cui componenti e prodotti intermedi sono stati tutti prodotti a partire da biomasse:
— bioetanolo,
— biodiesel,
— bioetanolo trasformato in ETBE,
— biometanolo,
— biodimetiletere,
— bioolio (olio combustibile da pirolisi) e biogas.
13. DETERMINAZIONE DI DATI E FATTORI SPECIFICI ALLE SINGOLE ATTIVITÀ
Questa parte è obbligatoria solo per le parti contenute nelle presenti linee guida in cui è fatto esplicito riferimento al «punto 13» dell'allegato I. Le disposizioni qui riportate sono subordinate a quelle definite al punto 16 del presente allegato.
13.1. DETERMINAZIONE DEI POTERI CALORIFICI NETTI E DEI FATTORI DI EMISSIONE PER I COMBUSTIBILI
La procedura particolare per la determinazione del fattore di emissione specifico all'attività considerata, compresa la procedura di campionamento per un tipo specifico di combustibile, è definita d'accordo con l'autorità competente prima dell'inizio del periodo di riferimento in cui sarà applicata.
Le procedure applicate per il campionamento del combustibile e la determinazione del potere calorifico netto, del tenore di carbonio e del fattore di emissione sono conformi ad un metodo standardizzato (se disponibile) che limiti gli errori sistematici di campionamento e misura e che presenti un'incertezza di misura nota. Se disponibili, devono essere utilizzate le norme CEN; se non sono disponibili norme CEN, si applicano le norme ISO o le norme nazionali opportune. Se non esistono norme applicabili, le procedure possono essere eseguite ove possibile conformemente a progetti di norme o a linee guida sulle migliori prassi del settore.
Tra le norme CEN applicabili figurano le seguenti:
— EN ISO 6976:2005 Gas naturale — Calcolo dei poteri calorifici, della densità, della densità relativa e dell'indice di Wobbe a partire dalla composizione,
— EN ISO 4259:1996 Prodotti petroliferi — Determinazione e applicazione di dati di precisione riguardo ai metodi di prova.
Tra le norme ISO applicabili figurano le seguenti:
— ISO 13909-1,2,3,4:2001 Antracite e coke — Campionamento meccanico,
— ISO 5069-1,2:1983 Carboni bituminosi e ligniti — Principi di campionamento,
— ISO 625:1996 Combustibili minerali solidi — Determinazione del carbonio e dell'idrogeno — Metodo di Liebig,
— ISO 925:1997 Combustibili minerali solidi — Determinazione del tenore di carbonio contenuto in carbonati — Metodo gravimetrico,
— ISO 9300:1990 Misurazione della portata di gas per mezzo di ugelli Venturi in regime critico,
— ISO 9951:1993/94 Misurazione della portata di gas in condotti chiusi — Misuratori a turbina.
Esistono anche norme nazionali che riguardano la caratterizzazione dei combustibili:
— DIN 51900-1:2000 Prova di combustibili solidi e liquidi — Determinazione del potere calorifico netto con calorimetro a bomba e calcolo del potere calorifico inferiore — Parte 1: indicazioni generali, apparecchi di base, metodi di base,
— DIN 51857:1997 Combustibili gassosi e altri gas — Calcolo del potere calorifico, densità, densità relativa e indice di Wobbe per i gas puri e le miscele di gas,
— DIN 51612:1980 Prova di gas di petrolio liquefatto; calcolo del potere calorifico netto,
— DIN 51721:2001 Prove di combustibili liquidi — Determinazione del tenore di carbonio e idrogeno (applicabile anche ai combustibili liquidi).
La determinazione del fattore di emissione, del tenore di carbonio e del potere calorifico netto è affidata a un laboratorio che risponda ai requisiti stabiliti al punto 13.5 del presente allegato. È importante notare che la frequenza di campionamento, la procedura di campionamento e la preparazione dei campioni sono elementi critici ai fini dell'accuratezza del fattore di emissione specifico all'attività (oltre che ai fini della precisione del procedimento analitico per la determinazione del tenore di carbonio e del potere calorifico netto). Essi dipendono in larga misura dallo stato e dall'omogeneità del combustibile/materiale. Il numero di campioni necessario è elevato per i materiali molto eterogenei come i rifiuti solidi urbani; risulta invece molto meno elevato per la maggior parte dei combustibili gassosi o liquidi commerciali.
La procedura di campionamento e la frequenza delle analisi per la determinazione del tenore di carbonio, del potere calorifico netto e dei fattori di emissione devono rispondere ai requisiti stabiliti al punto 13.6 del presente allegato.
La documentazione completa relativa alle procedure usate dal laboratorio per la determinazione del fattore di emissione e l'insieme completo dei risultati sono conservati e messi a disposizione del responsabile della verifica.
13.2. DETERMINAZIONE DEI FATTORI DI OSSIDAZIONE SPECIFICI ALLE SINGOLE ATTIVITÀ
La procedura specifica per la determinazione del fattore di ossidazione specifico all'attività considerata, compresa la procedura di campionamento per un tipo specifico di combustibile e per l'impianto, è definita d'accordo con l'autorità competente prima dell'inizio del periodo di riferimento in cui sarà applicata.
Le procedure applicate per la determinazione di fattori di ossidazione rappresentativi specifici alle singole attività (ad esempio per mezzo del tenore di carbonio della fuliggine, delle ceneri, degli effluenti e di altri rifiuti o sottoprodotti) sono conformi ad un metodo standardizzato (se disponibile) che limiti gli errori sistematici di campionamento e misura e che presenti un'incertezza di misura nota. Se disponibili, devono essere utilizzate le norme CEN; se non sono disponibili norme CEN, si applicano le norme ISO o le norme nazionali opportune. Se non esistono norme applicabili, le procedure possono essere eseguite ove possibile conformemente a progetti di norme o a linee guida sulle migliori prassi del settore.
La determinazione del fattore di ossidazione o dei dati che ne sono alla base è affidata a un laboratorio che risponde ai requisiti stabiliti al punto 13.5 del presente allegato. La procedura di campionamento e la frequenza delle analisi per la determinazione delle variabili attinenti (ad esempio tenore di carbonio delle ceneri) utilizzate per il calcolo dei fattori di emissione devono rispondere ai requisiti stabiliti al punto 13.6 del presente allegato.
La documentazione completa relativa alle procedure usate per la determinazione del fattore di ossidazione e l'insieme completo dei risultati sono conservati e messi a disposizione del responsabile della verifica.
13.3. DETERMINAZIONE DEI FATTORI DI EMISSIONE DI PROCESSO, DEI FATTORI DI CONVERSIONE E DEI DATI RELATIVI ALLA COMPOSIZIONE
La procedura specifica per la determinazione del fattore di emissione specifico all'attività considerata, del fattore di conversione o dei dati relativi alla composizione, compresa la procedura di campionamento per un materiale specifico, è definita d'accordo con l'autorità competente prima dell'inizio del periodo di riferimento in cui sarà applicata.
Le procedure applicate per il campionamento e la determinazione della composizione del materiale o per la derivazione di un fattore di emissione di processo sono conformi ad un metodo standardizzato (se disponibile) che limiti gli errori sistematici di campionamento e misura e che presenti un'incertezza di misura nota. Se disponibili, devono essere utilizzate le norme CEN; se non sono disponibili norme CEN, si applicano le norme ISO o le norme nazionali opportune. Se non esistono norme applicabili, le procedure possono essere eseguite ove possibile conformemente a progetti di norme o a linee guida sulle migliori prassi del settore.
La determinazione è affidata a un laboratorio che risponde ai requisiti stabiliti al punto 13.5 del presente allegato. La procedura di campionamento e la frequenza delle analisi devono rispondere ai requisiti stabiliti al punto 13.6 del presente allegato.
La documentazione completa relativa alle procedure usate e l'insieme completo dei risultati sono conservati e messi a disposizione del responsabile della verifica.
13.4. DETERMINAZIONE DI UNA FRAZIONE DI BIOMASSA
Ai fini delle presenti linee guida, per «frazione di biomassa» si intende la percentuale in massa del carbonio da biomassa (secondo la definizione di biomassa di cui ai punti 2 e 12 del presente allegato) rispetto alla massa totale di carbonio di un campione.
Un combustibile o un materiale si considera come «biomassa pura» se il contenuto non considerato biomassa è pari al 3 % massimo della quantità totale del combustibile o del materiale interessato; in tal caso si applicano le disposizioni semplificate per il monitoraggio e la comunicazione definite al punto 5.2.
La procedura specifica per la determinazione della frazione di biomassa di un tipo specifico di combustibile o materiale, compresa la procedura di campionamento, è definita d'accordo con l'autorità competente prima dell'inizio del periodo di riferimento in cui sarà applicata.
Le procedure applicate per il campionamento del combustibile o del materiale e per la determinazione della frazione di biomassa sono conformi ad un metodo standardizzato (se disponibile) che limiti gli errori sistematici di campionamento e misura e che presenti un'incertezza di misura nota. Se disponibili, devono essere utilizzate le norme CEN; se non sono disponibili norme CEN, si applicano le norme ISO o le norme nazionali opportune. Se non esistono norme applicabili, le procedure possono essere eseguite, ove possibile, conformemente a progetti di norme o a linee guida sulle migliori prassi del settore.
Per la determinazione della frazione di biomassa di un combustibile o materiale si possono applicare vari metodi, che vanno dalla cernita manuale dei componenti da cui sono formati i materiali misti a metodi differenziali per la determinazione del calore di combustione di una miscela binaria e dei suoi due componenti puri o a un'analisi isotopica del carbonio-14, a seconda della natura specifica della miscela combustibile in esame. Per i combustibili e i materiali derivanti da un processo di produzione con flussi in entrata definiti e rintracciabili, il gestore può determinare la frazione della biomassa tramite bilancio di massa del carbonio di origine fossile o da biomassa che entra ed esce dal processo. I metodi scelti devono essere approvati dall'autorità competente.
La determinazione della frazione di biomassa è affidata a un laboratorio che risponde ai requisiti stabiliti al punto 13.5 del presente allegato.
La procedura di campionamento e la frequenza delle analisi per la determinazione della frazione di biomassa del combustibile e del materiale devono rispondere ai requisiti stabiliti al punto 13.6 del presente allegato.
La documentazione completa relativa alle procedure usate dal laboratorio per la determinazione della frazione di biomassa e l'insieme completo dei risultati sono conservati e messi a disposizione del responsabile della verifica.
Se la determinazione della frazione di biomassa di un combustibile misto non è tecnicamente realizzabile o comporta costi eccessivi, il gestore ipotizza una quota di biomassa pari a 0 % (vale a dire un'origine totalmente fossile di tutto il carbonio contenuto nel combustibile specifico), ovvero propone un metodo di stima che sottopone all'approvazione dell'autorità competente.
13.5. REQUISITI PER LA DETERMINAZIONE DELLE CARATTERISTICHE DEI COMBUSTIBILI E DEI MATERIALI E MISURE IN CONTINUO DELLE EMISSIONI
13.5.1. RICORSO A LABORATORI ACCREDITATI
La determinazione del fattore di emissione, del potere calorifico netto, del fattore di ossidazione, del tenore di carbonio, della frazione di biomassa e dei dati relativi alla composizione o necessari per svolgere le tarature e le relative valutazioni delle apparecchiature per i sistemi di misura in continuo delle emissioni è affidata a un laboratorio accreditato (al pari degli altri fornitori di servizi) secondo la norma UNI CEI EN ISO/IEC 17025:2005 («Requisiti generali per la competenza dei laboratori di prova e di taratura»);
13.5.2. RICORSO A LABORATORI NON ACCREDITATI
È preferibile ricorrere a laboratori accreditati secondo la norma EN ISO 17025:2005. Il ricorso a laboratori non accreditati deve limitarsi ai casi in cui il gestore è in grado di dimostrare all'autorità competente che il laboratorio risponde a requisiti equivalenti a quelli fissati nella norma EN ISO 17025:2005. M2 I laboratori utilizzati e le procedure analitiche applicate devono essere elencati nel piano di monitoraggio.L'equivalenza in termini di gestione della qualità può essere dimostrata da un certificato di accreditamento del laboratorio rispetto alla norma EN ISO 9001:2000. Occorre inoltre dimostrare che il laboratorio è competente a livello tecnico ed è in grado di produrre risultati validi sotto il profilo tecnico utilizzando le procedure analitiche del caso.
Il gestore è responsabile di verificare che ciascun laboratorio non accreditato a cui si rivolge per determinare i risultati utilizzati per il calcolo delle emissioni proceda alle attività illustrate di seguito.
a) Convalida
Ciascun metodo analitico utilizzato da un laboratorio non accreditato deve essere convalidato rispetto al metodo di riferimento da un laboratorio accreditato conformemente alla norma EN ISO 17025:2005. La procedura di convalida viene effettuata prima dell'inizio o all'inizio del rapporto contrattuale che lega il gestore al laboratorio. La convalida comprende un numero adeguato di replicazioni delle analisi di un set costituito da almeno cinque campioni rappresentativi per l'intervallo previsto di valori, compreso un campione in bianco per ciascun parametro da misurare e ciascun combustibile o materiale, al fine di caratterizzare la ripetibilità del metodo e ricavare la curva di taratura dello strumento.
b) Intercalibrazione
Una volta all'anno un laboratorio accreditato conformemente alla norma EN ISO 17025:2005 effettua un'intercalibrazione dei risultati ottenuti dai metodi analitici; l'esercizio comporta almeno cinque replicazioni delle analisi di un campione rappresentativo con il metodo di riferimento per ciascun parametro, combustibile o materiale utile.
Se i risultati ottenuti dal laboratorio non accreditato e quelli ottenuti dal laboratorio accreditato presentano divergenze tali da determinare una stima al ribasso delle emissioni, il gestore applica correzioni in via prudenziale (cioè tendenti ad evitare una stima per difetto delle emissioni) a tutti i dati del caso relativi all'anno in causa. Eventuali divergenze statisticamente rilevanti (2σ) tra i risultati finali (ad esempio sui dati relativi alla composizione) ottenuti dal laboratorio non accreditato e da quello accreditato devono essere notificate all'autorità competente ed essere risolte tempestivamente sotto la sorveglianza di un laboratorio accreditato conformemente alla norma EN ISO 17025:2005.
13.5.3. ANALIZZATORI DI GAS E GASCROMATOGRAFI IN LINEA
L'utilizzo di gascromatografi e di analizzatori di gas (a estrazione e non) in linea per determinare le emissioni a norma di queste linee guida è subordinato all'approvazione dell'autorità competente. L'impiego di questi sistemi è limitato alla determinazione dei dati relativi alla composizione dei combustibili e dei materiali gassosi. Il gestore che ricorre a questi sistemi deve soddisfare la norma EN ISO 9001:2000. La conformità del sistema ai requisiti della norma può essere dimostrata da un certificato di accreditamento del sistema. I servizi di taratura e i fornitori dei gas di taratura devono essere accreditati per la norma EN ISO 17025:2005.
Ove applicabile, un laboratorio accreditato per la norma EN ISO 17025:2005 effettua una convalida iniziale, successivamente ripetuta ogni anno, dello strumento applicando la norma EN ISO 10723:1995 Gas naturale — Valutazione delle prestazioni per sistemi analitici in linea. In tutti gli altri casi, il gestore commissiona una convalida iniziale e un'intercalibrazione annuale, come segue.
a) Convalida iniziale
La convalida deve essere eseguita entro il 31 gennaio 2008 o quando viene commissionato un nuovo sistema. La convalida comprende un numero adeguato di replicazioni delle analisi di un set costituito da almeno cinque campioni rappresentativi per l'intervallo previsto di valori, compreso un campione in bianco per ciascun parametro da misurare e ciascun combustibile o materiale, al fine di caratterizzare la ripetibilità del metodo e ricavare la curva di taratura dello strumento.
b) Intercalibrazione annuale
Una volta all'anno un laboratorio accreditato conformemente alla norma EN ISO 17025:2005 effettua un'intercalibrazione dei risultati ottenuti dai metodi analitici; l'esercizio comporta un numero adeguato di replicazioni delle analisi di un campione rappresentativo con il metodo di riferimento per ciascun parametro, combustibile o materiale.
Se i risultati ottenuti con l'analizzatore di gas o il gascromatografo e quelli ottenuti dal laboratorio accreditato presentano divergenze tali da determinare una stima al ribasso delle emissioni, il gestore applica correzioni in via prudenziale (cioè tendenti ad evitare una stima per difetto delle emissioni) a tutti i dati del caso relativi all'anno in causa. Eventuali divergenze statisticamente rilevanti (2σ) tra i risultati finali (ad esempio sui dati relativi alla composizione) ottenuti con l'analizzatore di gas o il gascromatografo e quelli ricavati dal laboratorio accreditato devono essere notificate all'autorità competente ed essere risolte tempestivamente sotto la sorveglianza di un laboratorio accreditato conformemente alla norma EN ISO 17025:2005.
13.6. METODI DI CAMPIONAMENTO E FREQUENZA DELLE ANALISI
La determinazione del fattore di emissione, del potere calorifico netto, del fattore di ossidazione, del fattore di conversione, del tenore di carbonio, della frazione di biomassa o dei dati relativi alla composizione segue la prassi generalmente accettata per un campionamento rappresentativo. Il gestore fornisce elementi atti a comprovare la rappresentatività dei campioni ricavati, nonché l'assenza di errori sistematici. I valori ottenuti sono utilizzati unicamente per il periodo di consegna o il lotto di combustibile o materiale di cui sono destinati ad essere rappresentativi.
In generale, l'analisi è effettuata su un campione che rappresenta una miscela di un numero più elevato di campioni (ad esempio 10-100) prelevati nell'arco di un certo periodo (che può andare da un giorno a vari mesi), a condizione che i campioni di combustibile o materiale possano essere conservati senza che subiscano cambiamenti nella composizione.
La procedura di campionamento e la frequenza delle analisi devono essere studiate in modo da garantire che le medie annue di ciascun parametro siano determinate con un'incertezza massima inferiore a 1/3 dell'incertezza massima richiesta dal livello approvato per i dati relativi all'attività per lo stesso flusso di fonti.
Se il gestore non è in grado di rispettare l'incertezza massima ammissibile per il valore annuo o non è in grado di dimostrare la conformità alle soglie, deve ripetere le analisi come minimo alla frequenza indicata nella tabella 5; in tutti gli altri casi la frequenza delle analisi è fissata dall'autorità competente.Tabella 5
Frequenza minima indicativa delle analisi
Combustibile/materiale
Frequenza delle analisi
Gas naturale
Minimo una volta alla settimana
Gas di processo (gas misti di raffineria, gas di cokeria, gas di altoforno, gas di convertitore)
Minimo giornaliera, applicando le procedure opportune in diversi momenti della giornata
Olio combustibile
Ogni 20 000 tonnellate e almeno sei volte l'anno
Carbone, carbone da coke, coke di petrolio
Ogni 20 000 tonnellate e almeno sei volte l'anno
Rifiuti solidi (rifiuti da combustibili fossili puri o da rifiuti misti di origine fossile e da biomassa)
Ogni 5 000 tonnellate e almeno quattro volte l'anno
Rifiuti liquidi
Ogni 10 000 tonnellate e almeno quattro volte l'anno
Minerali carbonati (ad esempio calcare e dolomite)
Ogni 50 000 tonnellate e almeno quattro volte l'anno
Argille e scisti
Per quantitativi di materiale corrispondenti a 50 000 tonnellate di CO2 e almeno quattro volte l'anno
Altri flussi in entrata e uscita nel bilancio di massa (non applicabile ai combustibili o agli agenti riducenti)
Ogni 20 000 tonnellate e almeno una volta al mese
Altri materiali
In base al tipo di materiale e alla variazione, per quantitativi di materiale corrispondenti a 50 000 tonnellate di CO2 e almeno quattro volte l'anno
14. MODELLO DI DICHIARAZIONE
(Omissis)15.2. CODICI DELLE CATEGORIE DI FONTI
Ai fini della comunicazione dei dati si utilizzano i seguenti codici relativi alle categorie delle fonti.
N.
Attività
1.
Settore energetico
a)
Raffinerie di petrolio e di gas
b)
Impianti di gassificazione e liquefazione
c)
Centrali termiche ed altri impianti di combustione
d)
Cokerie
e)
Frantoi rotatori per il carbone
f)
Impianti per la produzione di prodotti a base di carbone e di combustibili solidi non fumogeni
2.
Produzione e trasformazione dei metalli
a)
Impianti di arrostimento o sinterizzazione di minerali metallici (compresi i minerali solforati)
b)
Impianti per la produzione di ghisa o acciaio (fusione primaria o secondaria), compresa la colata continua
c)
Impianti destinati alla trasformazione di metalli ferrosi mediante:
i) laminazione a caldo
ii) forgiatura con magli
iii) applicazione di strati protettivi di metallo fuso
d)
Fonderie di metalli ferrosi
e)
Impianti:
i) per la produzione di metalli grezzi non ferrosi da minerali, concentrati o materie prime secondarie mediante processi metallurgici, chimici o elettrolitici
ii) per la fusione, comprese le leghe, di metalli non ferrosi, inclusi i prodotti di recupero (affinazione, formatura in fonderia, ecc.)
f)
Impianti per il trattamento superficiale di metalli e materie plastiche mediante processi elettrolitici o chimici
3.
Industria mineraria
a)
Coltivazione sotterranea e operazioni connesse
b)
Coltivazione a cielo aperto
c)
Impianti per la produzione di:
— clinker (cemento) in forni rotativi
— calce viva in forni rotativi
— clinker (cemento) o calce viva in altri forni
d)
Impianti per la produzione di amianto e la fabbricazione di prodotti a base di amianto
e)
Impianti per la fabbricazione del vetro, comprese le fibre di vetro
f)
Impianti per la fusione di sostanze minerali, compresa la produzione di fibre minerali
g)
Impianti per la fabbricazione di prodotti ceramici mediante cottura, in particolare tegole, mattoni, mattoni refrattari, piastrelle, gres, porcellane
4.
Industria chimica
a)
Impianti chimici per la produzione su scala industriale di prodotti chimici organici di base quali:
i) idrocarburi semplici (lineari o ciclici, saturi o insaturi, alifatici o aromatici)
ii) idrocarburi ossigenati, quali alcoli, aldeidi, chetoni, acidi carbossilici, esteri, acetati, eteri, perossidi, resine epossidiche
iii) idrocarburi solforati
iv) idrocarburi azotati, quali ammine, amidi, composti nitrosi, nitrati o nitrici, nitrili, cianati, isocianati
v) idrocarburi fosforosi
vi) idrocarburi alogenati
vii) composti organometallici
viii) materie plastiche di base (polimeri, fibre sintetiche, fibre a base di cellulosa)
ix) gomme sintetiche
x) coloranti e pigmenti
xi) tensioattivi e surfattanti
b)
Impianti chimici per la produzione su scala industriale di prodotti chimici inorganici di base quali:
i) gas, quali ammoniaca, cloro o cloruro di idrogeno, fluoro o fluoruro di idrogeno, ossidi di carbonio, composti dello zolfo, ossidi di azoto, idrogeno, biossido di zolfo, cloruro di carbonile
ii) acidi, quali acido cromico, acido fluoridrico, acido fosforico, acido nitrico, acido cloridrico, acido solforico, oleum, acidi solforosi
iii) basi, quali idrossido di ammonio, idrossido di potassio, idrossido di sodio
iv) sali, quali cloruro di ammonio, clorato di potassio, carbonato di potassio, carbonato di sodio, perborato, nitrato di argento
v) metalloidi, ossidi metallici o altri composti inorganici, quali carburo di calcio, silicio, carburo di silicio
c)
Impianti chimici per la produzione su scala industriale di fertilizzanti a base di fosforo, azoto o potassio (fertilizzanti semplici o composti)
d)
Impianti chimici per la produzione su scala industriale di prodotti fitosanitari di base e di biocidi
e)
Impianti che utilizzano un processo chimico o biologico per la fabbricazione su scala industriale di prodotti farmaceutici di base
f)
Impianti per la fabbricazione su scala industriale di esplosivi e prodotti pirotecnici
5.
Gestione dei rifiuti e delle acque reflue
a)
Impianti di incenerimento, pirolisi, recupero, trattamento chimico o discarica di rifiuti pericolosi
b)
Impianti di incenerimento dei rifiuti urbani
c)
Impianti per lo smaltimento di rifiuti non pericolosi
d)
Discariche (escluse le discariche di rifiuti inerti)
e)
Impianti per lo smaltimento o il recupero di carcasse e di residui di animali
f)
Impianti di trattamento delle acque reflue urbane
g)
Impianti a gestione indipendente per il trattamento delle acque reflue industriali risultanti da una o più delle attività del presente allegato
6.
Produzione e lavorazione della carta e del legno
a)
Impianti industriali per la fabbricazione di pasta per carta a partire da legno o altre materie fibrose
b)
Impianti industriali per la fabbricazione di carta e cartone e altri prodotti primari del legno (come truciolati, pannelli di fibre e compensati)
c)
Impianti industriali per la conservazione del legno e dei prodotti del legno mediante sostanze chimiche
7.
Allevamento intensivo e acquacoltura
a)
Impianti per l'allevamento intensivo di pollame o suini
b)
Acquacoltura intensiva
8.
Prodotti animali e vegetali del settore alimentare e delle bevande
a)
Macelli
b)
Trattamento e trasformazione destinati alla fabbricazione di prodotti alimentari e bevande a partire da:
— materie prime animali (diverse dal latte)
— materie prime vegetali
c)
Trattamento e trasformazione del latte
9.
Altre attività
a)
Impianti di pretrattamento (operazioni di lavaggio, imbianchimento, mercerizzazione) o tintura di fibre o tessili
b)
Impianti per la concia delle pelli
c)
Impianti per il trattamento di superficie di materie, oggetti o prodotti mediante solventi organici, in particolare per apprettare, stampare, rivestire, sgrassare, impermeabilizzare, incollare, verniciare, pulire o impregnare
d)
Impianti per la fabbricazione di carbonio (carbone duro) o grafite artificiale mediante incenerimento o grafitizzazione
e)
Impianti per la costruzione e la verniciatura o la sverniciatura delle navi
16. REQUISITI PER GLI IMPIANTI A BASSE EMISIONI
Gli impianti che presentano emissioni medie comunicate e verificate inferiori a 25 000 tonnellate di CO2 l'anno nel periodo di scambio precedente sono esonerati dalle disposizioni del presente allegato per quanto concerne i punti 4.3, 5.2, 7.1, 10 e 13. Se i dati sulle emissioni comunicate non sono più validi perché sono mutate le condizioni di esercizio o l'impianto ha subito modifiche o ancora non è disponibile la storia delle emissioni verificate, le esenzioni sono applicabili solo se l'autorità competente ha approvato una proiezione delle emissioni a titolo prudenziale per i successivi cinque anni inferiore a 25 000 tonnellate di CO2 fossile per ogni anno. Gli Stati membri possono rinunciare all'obbligo di visite annuali sul posto ad opera del responsabile della verifica nell'ambito della procedura di verifica e consentire a questi di decidere in base ai risultati dell'analisi del rischio.
— Se necessario, per stimare l'incertezza dei dati relativi all'attività il gestore può utilizzare le informazioni indicate dal fornitore degli strumenti di misura interessati, a prescindere dalle condizioni specifiche di utilizzo.
— Gli Stati membri possono rinunciare all'obbligo di dimostrare la conformità ai requisiti fissati per la taratura al punto 10.3.2 del presente allegato.
— Gli Stati membri possono consentire che vengano utilizzati approcci di livello inferiore (ma non al di sotto del livello 1) per tutti i flussi di fonti e le relative variabili.
— Gli Stati membri possono ammettere piani di monitoraggio semplificati, che devono comunque contenere almeno gli elementi delle lettere a), b), c), e), f), k) ed l) del punto 4.3 del presente allegato.
— Gli Stati membri possono non pretendere la conformità ai requisiti in materia di accreditamento secondo la norma EN ISO 17025:2005 se il laboratorio interessato:
—
— fornisce prove inconfutabili sulla sua competenza tecnica e sul fatto di essere in grado di produrre risultati validi sotto il profilo tecnico utilizzando le procedure analitiche del caso, e
— partecipa ogni anno alle calibrazioni interlaboratorio e adotta le eventuali misure correttive che risultassero necessarie.— L'impiego dei combustibili e dei materiali può essere determinato sulla base dei dati sugli acquisti e delle variazioni stimate delle scorte, senza tener conto delle incertezze.ALLEGATO II
Linee guida relative alle emissioni di combustione provenienti dalle attività figuranti nell'elenco di cui all'allegato I della
1. CONFINI E COMPLETEZZA
Le linee guida specifiche contenute nel presente allegato si applicano al monitoraggio delle emissioni provenienti dagli impianti di combustione con una potenza calorifica di combustione superiore a 20 MW (eccetto gli impianti di trattamento dei rifiuti pericolosi o urbani), quali indicati nell'allegato I della
Il monitoraggio delle emissioni provenienti da processi di combustione riguarda le emissioni prodotte dalla combustione di tutti i combustibili presso l'impianto, nonché le emissioni provenienti da processi di lavaggio (scrubbing) realizzati ad esempio per l'abbattimento dell'SO2 dai gas effluenti. Le emissioni dei motori a combustione interna utilizzati per il trasporto non sono fatte oggetto di monitoraggio e comunicazione. Tutte le emissioni provenienti dalla combustione di combustibili presso l'impianto sono assegnate all'impianto, indipendentemente dalle esportazioni di calore o elettricità verso altri impianti. Le emissioni associate alla produzione di calore o elettricità importati da altri impianti non sono assegnate all'impianto importatore.
Le emissioni prodotte da un impianto di combustione contiguo e che ricava il combustibile principale da un'acciaieria integrata, ma che opera nell'ambito di un'autorizzazione distinta ad emettere gas a effetto serra, possono essere calcolate nell'ambito del bilancio di massa di tale acciaieria, a condizione che il gestore dimostri all'autorità competente che in tal modo si riduce l'incertezza complessiva connessa alla determinazione delle emissioni.
2. DETERMINAZIONE DELLE EMISSIONI DI CO2
Le fonti di emissioni di CO2 connesse agli impianti e ai processi di combustione comprendono:
— caldaie,
— bruciatori,
— turbine,
— riscaldatori,
— fornaci,
— inceneritori,
— stufe,
— forni,
— essiccatoi,
— motori,
— torce,
— torri di lavaggio (emissioni di processo),
— ogni altro apparecchio o macchina che utilizza combustibile, esclusi gli apparecchi o le macchine muniti di motori a combustione utilizzati per il trasporto.
2.1. CALCOLO DELLE EMISSIONI DI CO2
2.1.1. EMISSIONI DI COMBUSTIONE
2.1.1.1. ATTIVITÀ GENERALI DI COMBUSTIONE
Le emissioni di CO2 provenienti da impianti di combustione si calcolano moltiplicando il contenuto di energia di ciascun combustibile utilizzato per un fattore di emissione e un fattore di ossidazione. Per ciascun combustibile, si esegue il calcolo seguente per ciascuna attività:
emissioni di CO2 = dati relativi all'attività * fattore di emissione * fattore di ossidazione
I termini della formula sono definiti nei paragrafi seguenti.
a) Dati relativi all'attività
I dati relativi all'attività sono in genere espressi come contenuto netto di energia del combustibile consumato [TJ] durante il periodo di riferimento. Per calcolare il contenuto di energia del consumo di combustibile si utilizza la formula seguente:
contenuto di energia del consumo di combustibile [TJ] = combustibile consumato [t o Nm3] * potere calorifico netto del combustibile [TJ/t o TJ/Nm3] ( 17 )
Se viene utilizzato un fattore di emissione in termini di massa o volume [t CO2/t o t CO2/Nm3], i dati relativi all'attività sono espressi come quantitativo di combustibile consumato [t o Nm3].
I termini della formula sono definiti nei paragrafi seguenti.
a1) Combustibile consumato
Il consumo di combustibile nel periodo di riferimento è determinato dal gestore o dal fornitore del combustibile con un'incertezza massima inferiore a ± 7,5 %, tenuto eventualmente conto dell'effetto delle variazioni delle scorte.
Il consumo di combustibile nel periodo di riferimento è determinato dal gestore o dal fornitore del combustibile con un'incertezza massima inferiore a ± 5 %, tenuto eventualmente conto dell'effetto delle variazioni delle scorte.
Il consumo di combustibile nel periodo di riferimento è determinato dal gestore o dal fornitore del combustibile con un'incertezza massima inferiore a ± 2,5 %, tenuto eventualmente conto dell'effetto delle variazioni delle scorte.
Il consumo di combustibile nel periodo di riferimento è determinato dal gestore o dal fornitore del combustibile con un'incertezza massima inferiore a ± 1,5 %, tenuto eventualmente conto dell'effetto delle variazioni delle scorte.
a2) Potere calorifico netto
Per ciascun combustibile si utilizzano i valori di riferimento indicati al punto 11 dell'allegato I.
Il gestore applica i poteri calorifici netti specifici per il suo paese indicati per i vari combustibili dallo Stato membro di appartenenza nell'ultimo inventario nazionale trasmesso al segretariato della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici.
Per i combustibili scambiati a fini commerciali, si utilizza il potere calorifico netto ricavato dai dati sugli acquisti per i rispettivi combustibili forniti dai fornitori di combustibili, a condizione che tale valore sia ricavato secondo norme nazionali o internazionali accettate.
Il potere calorifico netto rappresentativo del combustibile in un impianto è misurato dal gestore, da un laboratorio incaricato con contratto o dal fornitore del combustibile, conformemente a quanto disposto al punto 13 dell'allegato I.
b) Fattore di emissione
Per ciascun combustibile si utilizzano i fattori di riferimento indicati al punto 11 dell'allegato I.
Il gestore applica i fattori di emissione specifici per il paese indicati per i vari combustibili dallo Stato membro di appartenenza nell'ultimo inventario nazionale trasmesso al segretariato della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici.
Il gestore ricava i fattori di emissione per il combustibile sulla base di uno dei seguenti indicatori surrogati riconosciuti:
— misura della densità di oli o gas specifici di comune utilizzo ad esempio nelle raffinerie o nell'industria dell'acciaio, e
— potere calorifico netto per tipi specifici di carbone,
unitamente a una correlazione empirica determinata almeno una volta all'anno secondo le disposizioni di cui al punto 13 dell'allegato I. Il gestore si accerta che la correlazione soddisfi i criteri di buona prassi tecnica e che venga applicata solo ai valori dell’indicatore che rientrano nell'intervallo per il quale è stato stabilito.
I fattori di emissione specifici all'attività rappresentativi del combustibile sono determinati dal gestore, da un laboratorio esterno o dal fornitore del combustibile conformemente alle disposizioni di cui al punto 13 dell'allegato I.
c) Fattore di ossidazione
Il gestore può scegliere il livello più opportuno per la metodologia di monitoraggio prescelta.
Viene usato un fattore di ossidazione pari a 1,0 ( 18 ).
Il gestore applica i fattori di ossidazione specificati per i vari combustibili dallo Stato membro di appartenenza nell'ultimo inventario nazionale trasmesso al segretariato della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici.
Per i combustibili il gestore ricava fattori specifici all'attività sulla base del tenore di carbonio delle ceneri, degli effluenti e degli altri rifiuti e sottoprodotti, nonché delle altre forme gassose completamente ossidate del carbonio emesso. I dati relativi alla composizione sono determinati in base alle disposizioni del punto 13 dell'allegato I.
2.1.1.2. APPROCCIO BASATO SUL BILANCIO DI MASSA: PRODUZIONE DI NEROFUMO E TERMINALI DI TRATTAMENTO GAS
L'approccio basato sul bilancio di massa può essere applicato per la produzione di nerofumo e per i terminali di trattamento gas, tenendo conto di tutto il carbonio contenuto negli elementi in entrata, nelle scorte, nei prodotti e in altre esportazioni dall'impianto al fine di determinare le emissioni di gas a effetto serra, secondo la seguente equazione:
emissioni di CO2 [t CO2] = (elementi in entrata - prodotti - esportazione - variazioni scorte) * fattore di conversione CO2/C
dove:
— elementi in entrata [t C]: tutto il carbonio che entra nei confini dell'impianto,
— prodotti [t C]: tutto il carbonio contenuto nei prodotti e nei materiali (compresi i sottoprodotti) che esce dai confini dell'impianto,
— esportazione [t C]: il carbonio esportato fuori dai confini dell'impianto, ad esempio scaricato nella rete fognaria, collocato in discarica o contenuto in perdite; nell'esportazione non è compreso il rilascio di gas a effetto serra nell'atmosfera,
— variazioni delle scorte [t C]: aumenti degli stock di carbonio entro i confini dell'impianto.
Il calcolo si effettua con la formula seguente:
emissioni di CO2 [t CO2] = [Σ (dati attivitàentrata * tenore carbonioentrata) - Σ (dati attivitàprodotti * tenore carbonioprodotti) - Σ (dati attivitàesportazione * tenore carbonioesportazione) - Σ (dati attivitàvariazioni scorte * tenore carboniovariazioni scorte)] * 3,664
I termini della formula sono definiti nei paragrafi seguenti.
a) Dati relativi all'attività
Per tutti i combustibili e materiali interessati, il gestore analizza e comunica separatamente i flussi di massa in entrata e in uscita dall'impianto e le variazioni delle rispettive scorte. Se il tenore di carbonio di un flusso di massa è di norma correlato al contenuto di energia (combustibili), per il calcolo del bilancio di massa il gestore può determinare e utilizzare il tenore di carbonio correlato al contenuto di energia [t C/TJ] del flusso di massa rispettivo.
I dati relativi all'attività nel periodo di riferimento sono determinati con un'incertezza massima inferiore a ± 7,5 %.
I dati relativi all'attività nel periodo di riferimento sono determinati con un'incertezza massima inferiore a ± 5 %.
I dati relativi all'attività nel periodo di riferimento sono determinati con un'incertezza massima inferiore a ± 2,5 %.
I dati relativi all'attività nel periodo di riferimento sono determinati con un'incertezza massima inferiore a ± 1,5 %.
b) Tenore di carbonio
Il tenore di carbonio dei flussi in entrata o in uscita è ricavato dai fattori di emissione standard per i combustibili o i materiali indicati al punto 11 dell'allegato I o negli allegati IV-VI. Il tenore del carbonio è ricavato dalla seguente formula:
Nel calcolo del tenore di carbonio del flusso in entrata o in uscita, il gestore si attiene alle disposizioni di cui al punto 13 dell'allegato I relativamente al campionamento rappresentativo di combustibili, prodotti e sottoprodotti, nonché alla determinazione del loro tenore di carbonio e della loro frazione di biomassa.
2.1.1.3. TORCE
Le emissioni provenienti dalle torce comprendono le emissioni prodotte dalla combustione in torcia effettuata di routine e per esigenze operative (disinnesti, avviamenti e fermate), nonché gli sfiati di emergenza.
Le emissioni di CO2 sono calcolate in base alla quantità di gas bruciato in torcia [Nm3] e al tenore di carbonio del gas bruciato in torcia [t CO2/Nm3] (compreso l'eventuale CO2 intrinseco).
emissioni di CO2 = dati relativi all'attività * fattore di emissione * fattore di ossidazione
I termini della formula sono definiti nei paragrafi seguenti.
a) Dati relativi all'attività
Il quantitativo di gas bruciato in torcia nel periodo di riferimento è determinato con un'incertezza massima di ± 7,5 %.
Il quantitativo di gas bruciato in torcia nel periodo di riferimento è determinato con un'incertezza massima di ± 12,5 %.
Il quantitativo di gas bruciato in torcia nel periodo di riferimento è determinato con un'incertezza massima di ± 7,5 %.
b) Fattore di emissione
Si usa un fattore di emissione di riferimento pari a 0,00393 t CO2/m3 (in condizioni normali), ricavato dalla combustione di etano puro, scelto prudenzialmente come indicatore dei gas bruciati in torcia.
Il gestore applica i fattori di emissione specifici per il paese indicati per i vari combustibili dallo Stato membro di appartenenza nell'ultimo inventario nazionale trasmesso al segretariato della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici.
I fattori di emissione specifici all'impianto sono ricavati dalla stima del peso molecolare del flusso di torcia ricorrendo a modelli di processo fondati su modelli standard del settore. Considerando le proporzioni relative e il peso molecolare di ogni flusso che contribuisce, si ricava una cifra media annua ponderata per il peso molecolare del gas bruciato in torcia.
Il fattore di emissione [t CO2/Nm3 gas bruciato in torcia] è calcolato in base al tenore di carbonio del gas bruciato in torcia secondo quanto disposto al punto 13 dell'allegato I.
c) Fattore di ossidazione
È possibile applicare livelli inferiori.
Viene usato il valore 1,0.
Il gestore applica il fattore di ossidazione specificato dallo Stato membro di appartenenza nell'ultimo inventario nazionale trasmesso al segretariato della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici.
2.1.2. EMISSIONI DI PROCESSO
Le emissioni di processo di CO2 provenienti dall'uso di carbonato per l'abbattimento dell'SO2 contenuto nel flusso di effluenti gassosi si calcolano in base al carbonato acquistato (metodo di calcolo livello 1a) o al gesso prodotto (metodo di calcolo livello 1b). I due metodi sono equivalenti. La formula per il calcolo è la seguente:
emissioni CO2 [t] = dati relativi all'attività * fattore di emissione
I termini della formula sono definiti nei paragrafi seguenti.
Metodo di calcolo A — Carbonato
Il calcolo delle emissioni si basa sulla quantità di carbonato utilizzata.
a) Dati relativi all'attività
Tonnellate di carbonato anidro come elemento in entrata al processo nel periodo di riferimento, determinate dal gestore o dal fornitore con un'incertezza massima inferiore a ± 7,5 %.
b) Fattore di emissione
I fattori di emissione sono calcolati e comunicati come unità di massa di CO2 rilasciato per tonnellata di carbonato. Per convertire i dati relativi alla composizione in fattori di emissione si utilizzano i rapporti stechiometrici indicati nella tabella 1.
La quantità di CaCO3 e di MgCO3 in ciascun materiale in entrata al forno viene determinata secondo le linee guida sulle migliori prassi del settore.Tabella 1
Rapporti stechiometrici
(Omissis)
Metodo di calcolo B — Gesso
Il calcolo delle emissioni si basa sulla quantità di gesso prodotta.
a) Dati relativi all'attività
Tonnellate annue di gesso anidro (CaSO4 · 2H2O) come elemento in uscita dal processo, misurate dal gestore o dal trasformatore del gesso con un'incertezza massima inferiore a ± 7,5 %.
b) Fattore di emissione
Rapporto stechiometrico tra gesso anidro (CaSO4· 2H2O) e CO2 nel processo: 0,2558 t CO2/t gesso.
2.2. CALCOLO DELLE EMISSIONI DI CO2
Si applicano le linee guida relative alle misure contenute nell'allegato XII.ALLEGATO III
Linee guida specifiche per le raffinerie di petrolio, quali figuranti nell'elenco di cui all'allegato I della
1. CONFINI
Il monitoraggio delle emissioni di gas a effetto serra provenienti da un impianto riguarda tutte le emissioni prodotte dai processi di combustione e produzione svolti nelle raffinerie. Le emissioni provenienti da processi svolti in impianti contigui dell'industria chimica non indicati nell'allegato I della
2. DETERMINAZIONE DELLE EMISSIONI DI CO2
Le fonti potenziali di emissioni di CO2 comprendono:
a) combustione per scopi energetici:— caldaie,
— riscaldatori di processo/dispositivi di trattamento,
— motori a combustione interna/turbine,
— ossidatori catalitici e termici,
— forni per la calcinazione di coke,
— pompe antincendio,
— generatori di emergenza/di riserva,
— torce,
— inceneritori,
— cracker;b) processo:— impianti per la produzione di idrogeno,
— rigenerazione di catalizzatori (nel cracking catalitico e in altri processi catalitici),
— apparecchiature per il coking (coking flessibile, coking ritardato).2.1. CALCOLO DELLE EMISSIONI DI CO2
2.1.1. EMISSIONI DI COMBUSTIONE
Le emissioni di combustione sono fatte oggetto di monitoraggio conformemente a quanto disposto nell'allegato II.
2.1.2. EMISSIONI DI PROCESSO
Tra i processi specifici che danno luogo a emissioni di CO2 sono compresi i processi seguenti.
1. Rigenerazione di cracker catalitici, rigenerazione di altri catalizzatori e apparecchiature per il coking flessibile
Il coke depositato sul catalizzatore come sottoprodotto del processo di cracking viene bruciato nel rigeneratore per riattivare il catalizzatore. Anche altri processi di raffinazione, ad esempio il reforming catalitico, utilizzano un catalizzatore che deve essere rigenerato.
Le emissioni sono calcolate determinando il bilancio del materiale, tenuto conto dello stato dell'aria in entrata e del gas effluente. Tutto il CO contenuto nel gas effluente è computato come CO2 ( 19 ).
L'analisi dell'aria in entrata e dei gas effluenti nonché la scelta dei livelli avvengono secondo le disposizioni di cui al punto 13 dell'allegato I. L'approccio specifico di calcolo deve essere approvato dall'autorità competente nell'ambito della valutazione del piano di monitoraggio e della metodologia di monitoraggio descritta.
Per ciascuna fonte di emissione nell'arco del periodo di riferimento l'incertezza totale delle emissioni complessive deve essere inferiore a ± 10 %.
Per ciascuna fonte di emissione nell'arco del periodo di riferimento l'incertezza totale delle emissioni complessive deve essere inferiore a ± 7,5 %.
Per ciascuna fonte di emissione nell'arco del periodo di riferimento l'incertezza totale delle emissioni complessive deve essere inferiore a ± 5 %.
Per ciascuna fonte di emissione nell'arco del periodo di riferimento l'incertezza totale delle emissioni complessive deve essere inferiore a ± 2,5 %.
2. Produzione di idrogeno mediante raffinazione
Le emissioni di CO2 sono riconducibili al carbonio contenuto nel gas utilizzato come carica di processo. Le emissioni di CO2 sono quindi calcolate in base agli elementi in entrata.
emissioni CO2 = dati relativi all'attivitàentrata * fattore di emissione
I termini della formula sono definiti nei paragrafi seguenti.
a) Dati relativi all'attività
Quantità di idrocarburi usati come carica [t carica] durante il periodo di riferimento, determinata con un'incertezza massima di ± 7,5 %.
Quantità di idrocarburi usati come carica [t carica] durante il periodo di riferimento, determinata con un'incertezza massima di ± 2,5 %.
b) Fattore di emissione
Uso di un valore di riferimento pari a 2,9 t CO2 per t di carica trattata, basato prudenzialmente sull'etano.
Uso di un fattore di emissione specifico all'attività [CO2/t carica] calcolato in base al tenore di carbonio del gas utilizzato come carica, determinato conformemente a quanto disposto al punto 13 dell'allegato I.
2.2. MISURA DELLE EMISSIONI DI CO2
Si applicano le linee guida relative alle misure contenute nell'allegato I e nell'allegato II.ALLEGATO IV
Linee guida specifiche per le cokerie, quali figuranti nell'elenco di cui all'allegato I della
1. CONFINI E COMPLETEZZA
Le cokerie possono far parte di un'acciaieria ed essere direttamente collegate, sotto il profilo tecnico, a impianti di sinterizzazione e impianti per la produzione di ghisa e acciaio, compresa la relativa colata continua: questo determina un intenso scambio di energia e materiali (ad esempio gas di altoforno, gas di cokeria, coke) nel normale esercizio. Se l'autorizzazione dell'impianto di cui agli articoli 4, 5 e 6 della
Se nell'impianto viene effettuato il lavaggio degli effluenti gassosi e le emissioni risultanti non sono calcolate tra le emissioni di processo dell'impianto, tali emissioni devono essere calcolate conformemente a quanto stabilito nell'allegato II.
2. DETERMINAZIONE DELLE EMISSIONI DI CO2
Nelle cokerie, le emissioni di CO2 hanno origine dalle fonti e flussi di fonti seguenti:
— materie prime (carbone o coke di petrolio),
— combustibili convenzionali (ad esempio gas naturale),
— gas di processo (ad esempio gas di altoforno),
— altri combustibili,
— lavaggio degli effluenti gassosi.
2.1. CALCOLO DELLE EMISSIONI DI CO2
Se la cokeria fa parte di un'acciaieria integrata, il gestore può calcolare le emissioni:
a) per l'acciaieria integrata nel suo complesso, usando l'approccio basato sul bilancio di massa; oppure
b) per la cokeria considerata come singola attività nell'ambito dell'acciaieria integrata.
2.1.1. APPROCCIO BASATO SUL BILANCIO DI MASSA
L'approccio basato sul bilancio di massa tiene conto di tutto il carbonio contenuto negli elementi in entrata, nelle scorte, nei prodotti e in altre esportazioni dall'impianto per determinare le emissioni di gas a effetto serra nel periodo di riferimento, secondo la seguente equazione:
emissioni di CO2 [t CO2] = (elementi in entrata - prodotti - esportazioni - variazioni scorte) * fattore di conversione CO2/C
dove:
— elementi in entrata [t C]: tutto il carbonio che entra nei confini dell'impianto,
— prodotti [t C]: tutto il carbonio contenuto nei prodotti e nei materiali (compresi i sottoprodotti) che esce dai confini dell'impianto,
— esportazione [t C]: il carbonio esportato fuori dai confini dell'impianto, ad esempio scaricato nella rete fognaria, collocato in discarica o contenuto in perdite; nell'esportazione non è compreso il rilascio di gas a effetto serra nell'atmosfera,
— variazioni delle scorte [t C]: aumenti degli stock di carbonio entro i confini dell'impianto.
Il calcolo si effettua con la formula seguente:
emissioni di CO2 [t CO2] = [Σ (dati attivitàentrata * tenore carbonioentrata) - Σ (dati attivitàprodotti * tenore carbonioprodotti) - Σ (dati attivitàesportazione * tenore carbonioesportazione) - Σ (dati attivitàvariazioni scorte * tenore carboniovariazioni scorte)] * 3,664
I termini della formula sono definiti nei paragrafi seguenti.
a) Dati relativi all'attività
Per tutti i combustibili e materiali interessati, il gestore analizza e comunica separatamente i flussi di massa in entrata e in uscita dall'impianto e le variazioni delle rispettive scorte. Se il tenore di carbonio di un flusso di massa è di norma correlato al contenuto di energia (combustibili), per il calcolo del bilancio di massa il gestore può determinare e utilizzare il tenore di carbonio correlato al contenuto di energia [t C/TJ] del flusso di massa rispettivo.
I dati relativi all'attività nel periodo di riferimento sono determinati con un'incertezza massima inferiore a ± 7,5 %.
I dati relativi all'attività nel periodo di riferimento sono determinati con un'incertezza massima inferiore a ± 5 %.
I dati relativi all'attività nel periodo di riferimento sono determinati con un'incertezza massima inferiore a ± 2,5 %.
I dati relativi all'attività nel periodo di riferimento sono determinati con un'incertezza massima inferiore a ± 1,5 %.
b) Tenore di carbonio
Il tenore di carbonio dei flussi in entrata o in uscita è ricavato dai fattori di emissione standard per i combustibili o i materiali indicati al punto 11 dell'allegato I o negli allegati da IV a X. Il tenore del carbonio è ricavato dalla seguente formula:
Il gestore applica il tenore di carbonio specifico per il paese indicato per i vari combustibili o materiali dallo Stato membro di appartenenza nell'ultimo inventario nazionale trasmesso al segretariato della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici.
Nel calcolo del tenore di carbonio del flusso in entrata o in uscita, il gestore si attiene alle disposizioni di cui al punto 13 dell'allegato I relativamente al campionamento rappresentativo di combustibili, prodotti e sottoprodotti, nonché alla determinazione del loro tenore di carbonio e della loro frazione di biomassa.
2.1.2. EMISSIONI DI COMBUSTIONE
I processi di combustione realizzati nelle cokerie in cui i combustibili (ad esempio coke, carbone e gas naturale) non sono inseriti nell'approccio basato sul bilancio di massa sono fatti oggetto di monitoraggio e comunicazione conformemente a quanto stabilito nell'allegato II.
2.1.3. EMISSIONI DI PROCESSO
Durante la carbonizzazione nelle camere del coke, il carbone viene convertito, fuori dal contatto con l'aria, in coke e gas di cokeria grezzo. Il principale flusso/materiale in entrata contenente carbonio è il carbone, ma può essere anche il polverino di coke, il coke di petrolio, il petrolio o un gas di processo come il gas di altoforno. Il gas di cokeria grezzo, che fa parte degli elementi in uscita dal processo, contiene molti componenti in cui è presente carbonio, tra cui biossido di carbonio (CO2), monossido di carbonio (CO), metano (CH4), idrocarburi (CxHy).
Le emissioni totali di CO2 delle cokerie si calcolano con la formula seguente:
emissioni di CO2 [t CO2] = Σ (dati attivitàENTRATA * fattore di emissioneENTRATA) - Σ (dati attivitàUSCITA * fattore di emissioneUSCITA)
I termini della formula sono definiti nei paragrafi seguenti.
a) Dati relativi all'attività
I «dati attivitàENTRATA» possono riferirsi a carbone usato come materia prima, polverino di coke, coke di petrolio, petrolio, gas di altoforno, gas di cokeria e simili. I «dati attivitàUSCITA» possono riferirsi a coke, catrame, olio leggero, gas di cokeria e simili.
a1) Combustibile impiegato come elemento in entrata al processo
Il flusso di massa dei combustibili in entrata e in uscita dall'impianto nel periodo di riferimento è determinato con un'incertezza massima inferiore a ± 7,5 %.
Il flusso di massa dei combustibili in entrata e in uscita dall'impianto nel periodo di riferimento è determinato con un'incertezza massima inferiore a ± 5,0 %.
Il flusso di massa dei combustibili in entrata e in uscita dall'impianto nel periodo di riferimento è determinato con un'incertezza massima inferiore a ± 2,5 %.
Il flusso di massa dei combustibili in entrata e in uscita dall'impianto nel periodo di riferimento è determinato con un'incertezza massima inferiore a ± 1,5 %.
a2) Potere calorifico netto
Per ciascun combustibile si utilizzano i fattori di riferimento indicati al punto 11 dell'allegato I.
Il gestore applica i poteri calorifici netti specifici per il paese indicati per i vari combustibili dallo Stato membro di appartenenza nell'ultimo inventario nazionale trasmesso al segretariato della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici.
Il potere calorifico netto rappresentativo di ciascun lotto di combustibile in un impianto è misurato dal gestore, da un laboratorio incaricato con contratto o dal fornitore del combustibile, conformemente a quanto disposto al punto 13 dell'allegato I.
b) Fattore di emissione
Si utilizzano i fattori di riferimento indicati al punto 11 dell'allegato I.
Il gestore applica i fattori di emissione specifici per il paese indicati per i vari combustibili dallo Stato membro di appartenenza nell'ultimo inventario nazionale trasmesso al segretariato della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici.
I fattori di emissione specifici sono determinati conformemente a quanto disposto al punto 13 dell'allegato I.
2.2. MISURA DELLE EMISSIONI DI CO2
Si applicano le linee guida relative alle misure contenute nell'allegato I e nell'allegato XII.ALLEGATO V
Linee guida specifiche per gli impianti di arrostimento e sinterizzazione di minerali metallici, quali figuranti nell'elenco di cui all'allegato I della
1. CONFINI E COMPLETEZZA
Gli impianti di arrostimento, sinterizzazione o pellettizzazione di minerali metallici possono essere parte integrante di un'acciaieria ed essere direttamente collegati, sotto il profilo tecnico, a cokerie e impianti per la produzione di ghisa e acciaio, compresa la relativa colata continua; questo determina un intenso scambio di energia e materiali (ad esempio gas di altoforno, gas di cokeria, coke, calcare) nel normale esercizio. Se l'autorizzazione dell'impianto di cui agli articoli 4, 5 e 6 della
Se nell'impianto viene effettuato il lavaggio degli effluenti gassosi e le emissioni risultanti non sono calcolate tra le emissioni di processo dell'impianto, tali emissioni devono essere calcolate conformemente a quanto stabilito nell'allegato II.
2. DETERMINAZIONE DELLE EMISSIONI DI CO2
Negli impianti di arrostimento, sinterizzazione o pellettizzazione di minerali metallici, le emissioni di CO2 hanno origine dalle fonti e flussi di fonti seguenti:
— materie prime (calcinazione di calcare, dolomite e minerali di ferro carbonati, come FeCO3),
— combustibili convenzionali (gas naturale e coke/coke minuto),
— gas di processo (ad esempio gas di cokeria e gas di altoforno),
— residui di processo usati come materiale in entrata, compresa la polvere captata dai filtri dell'impianto di sinterizzazione, del convertitore e dell'altoforno,
— altri combustibili,
— lavaggio degli effluenti gassosi.
2.1. CALCOLO DELLE EMISSIONI DI CO2
Se gli impianti di arrostimento, sinterizzazione o pellettizzazione di minerali metallici sono parte integrante di un'acciaieria, il gestore può calcolare le emissioni:
a) per l'acciaieria integrata nel suo complesso, usando l'approccio basato sul bilancio di massa; oppure
b) per gli impianti di arrostimento, sinterizzazione o pellettizzazione di minerali metallici intesi come attività individuali nell'ambito dell'acciaieria integrata.
2.1.1. APPROCCIO BASATO SUL BILANCIO DI MASSA
L'approccio basato sul bilancio di massa tiene conto di tutto il carbonio contenuto negli elementi in entrata, nelle scorte, nei prodotti e in altre esportazioni dall'impianto per determinare le emissioni di gas a effetto serra nel periodo di riferimento, secondo la seguente equazione:
emissioni di CO2 [t CO2] = (elementi in entrata - prodotti - esportazioni - variazioni scorte) * fattore di conversione CO2/C
dove:
— elementi in entrata [t C]: tutto il carbonio che entra nei confini dell'impianto,
— prodotti [t C]: tutto il carbonio contenuto nei prodotti e nei materiali (compresi i sottoprodotti) che esce dai confini dell'impianto,
— esportazione [t C]: il carbonio esportato fuori dai confini dell'impianto, ad esempio scaricato nella rete fognaria, collocato in discarica o contenuto in perdite; nell'esportazione non è compreso il rilascio di gas a effetto serra nell'atmosfera,
— variazioni delle scorte [t C]: aumenti degli stock di carbonio entro i confini dell'impianto.
Il calcolo si effettua con la formula seguente:
emissioni di CO2 [t CO2] = [Σ (dati attivitàentrata * tenore carbonioentrata) - Σ (dati attivitàprodotti * tenore carbonioprodotti) - Σ (dati attivitàesportazione * tenore carbonioesportazione) - Σ (dati attivitàvariazioni scorte * tenore carboniovariazioni scorte)] * 3,664
I termini della formula sono definiti nei paragrafi seguenti.
a) Dati relativi all'attività
Per tutti i combustibili e materiali interessati, il gestore analizza e comunica separatamente i flussi di massa in entrata e in uscita dall'impianto e le variazioni delle rispettive scorte. Se il tenore di carbonio di un flusso di massa è di norma correlato al contenuto di energia (combustibili), per il calcolo del bilancio di massa il gestore può determinare e utilizzare il tenore di carbonio correlato al contenuto di energia [t C/TJ] del flusso di massa rispettivo.
I dati relativi all'attività nel periodo di riferimento sono determinati con un'incertezza massima inferiore a ± 7,5 %.
I dati relativi all'attività nel periodo di riferimento sono determinati con un'incertezza massima inferiore a ± 5 %.
I dati relativi all'attività nel periodo di riferimento sono determinati con un'incertezza massima inferiore a ± 2,5 %.
I dati relativi all'attività nel periodo di riferimento sono determinati con un'incertezza massima inferiore a ± 1,5 %.
b) Tenore di carbonio
Il tenore di carbonio dei flussi in entrata o in uscita è ricavato dai fattori di emissione standard per i combustibili o i materiali indicati al punto 11 dell'allegato I o negli allegati da IV a X. Il tenore del carbonio è ricavato dalla seguente formula:
Il gestore applica il tenore di carbonio specifico per il paese indicato per i vari combustibili o materiali dallo Stato membro di appartenenza nell'ultimo inventario nazionale trasmesso al segretariato della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici.
Nel calcolo del tenore di carbonio del flusso in entrata o in uscita, il gestore si attiene alle disposizioni di cui al punto 13 dell'allegato I relativamente al campionamento rappresentativo di combustibili, prodotti e sottoprodotti, nonché alla determinazione del loro tenore di carbonio e della loro frazione di biomassa.
2.1.2. EMISSIONI DI COMBUSTIONE
I processi di combustione realizzati in impianti di arrostimento, sinterizzazione o pellettizzazione di minerali metallici in cui i combustibili non sono usati come agenti riducenti o non hanno origine da reazioni metallurgiche sono fatti oggetto di monitoraggio e comunicazione conformemente a quanto stabilito nell'allegato II.
2.1.3. EMISSIONI DI PROCESSO
Durante la calcinazione sulla griglia si ha rilascio di CO2 dai materiali in entrata, vale a dire dalla miscela di materie prime (in genere dal carbonato di calcio) e dai residui di processo riutilizzati. Per ogni tipo di materiale utilizzato in entrata, la quantità di CO2 si calcola nel modo seguente:
emissioni di CO2 = Σ {dati attivitàelementi in entrata processo * fattore di emissione * fattore di conversione}
a) Dati relativi all'attività
Quantità [t] di carbonato [tCaCO3, tMgCO3 o tCaCO3-MgCO3] e di residui di processo utilizzati come materiali in entrata al processo nel periodo di riferimento, determinata dal gestore o dai fornitori con un'incertezza massima inferiore a ± 5,0 %.
Quantità [t] di carbonato [tCaCO3, tMgCO3 o tCaCO3-MgCO3] e di residui di processo utilizzati come materiali in entrata al processo nel periodo di riferimento, determinata dal gestore o dai fornitori con un'incertezza massima inferiore a ± 2,5 %.
b) Fattore di emissione
Carbonati: si usano i rapporti stechiometrici indicati nella tabella 1 seguente.Tabella 1
Fattori di emissione stechiometrici
Fattore di emissione
CaCO3
0,440 t CO2/t CaCO3
MgCO3
0,522 t CO2/t MgCO3
FeCO3
0,380 t CO2/t FeCO3
Questi valori vanno aggiustati in considerazione del tenore di umidità e del contenuto di ganga del materiale carbonatico utilizzato.
Residui di processo: si utilizzano fattori specifici all'attività, determinati conformemente a quanto disposto al punto 13 dell'allegato I.
c) Fattore di conversione
Fattore di conversione: 1,0.
I fattori di conversione specifici all'attività sono ricavati conformemente a quanto disposto al punto 13 dell'allegato I, determinando la quantità di carbonio contenuta nell'agglomerato ottenuto per sinterizzazione e nella polvere captata dai filtri. Se la polvere captata dai filtri è riutilizzata nel processo, la quantità di carbonio [t] in essa contenuta non viene presa in considerazione al fine di evitarne il doppio conteggio.
2.2. MISURA DELLE EMISSIONI DI CO2
Si applicano le linee guida relative alle misure contenute nell'allegato I e nell'allegato XII.ALLEGATO VI
Linee guida specifiche per gli impianti di produzione di ghisa e acciaio, compresa la relativa colata continua, quali figuranti nell'elenco di cui all'allegato I della
1. CONFINI E COMPLETEZZA
Le linee guida contenute nel presente allegato riguardano le emissioni provenienti da impianti per la produzione di ghisa e acciaio, compresa la relativa colata continua. Si riferiscono in particolare alla produzione primaria (altoforno e forno ad ossigeno basico) e secondaria (forno elettrico ad arco) di acciaio.
Gli impianti per la produzione di ghisa e acciaio, compresa la colata continua, sono generalmente parte integrante di un'acciaieria e sono collegati, dal punto di vista tecnico, alle cokerie e agli impianti di sinterizzazione; questo determina un intenso scambio di energia e materiali (ad esempio gas di altoforno, gas di cokeria, coke, calcare) nel normale esercizio. Se l'autorizzazione dell'impianto di cui agli articoli 4, 5 e 6 della
Se nell'impianto viene effettuato il lavaggio degli effluenti gassosi e le emissioni risultanti non sono calcolate tra le emissioni di processo dell'impianto, tali emissioni devono essere calcolate conformemente a quanto stabilito nell'allegato II.
2. DETERMINAZIONE DELLE EMISSIONI DI CO2
Negli impianti per la produzione di ghisa e acciaio, compresa la colata continua, le emissioni di CO2 hanno origine dalle fonti e dai flussi di fonti seguenti:
— materie prime (calcinazione di calcare, dolomite e minerali di ferro carbonati, come FeCO3),
— combustibili convenzionali (gas naturale, carbone e coke),
— agenti riducenti (coke, carbone, plastica, ecc.),
— gas di processo (gas di cokeria, gas di altoforno e gas di forno ad ossigeno basico),
— consumo degli elettrodi in grafite,
— altri combustibili,
— lavaggio degli effluenti gassosi.
2.1. CALCOLO DELLE EMISSIONI DI CO2
Se gli impianti per la produzione di ghisa e acciaio sono parte integrante di un'acciaieria, il gestore può calcolare le emissioni:
a) per l'acciaieria integrata nel suo complesso, usando l'approccio basato sul bilancio di massa; oppure
b) per l'impianto per la produzione di ghisa e acciaio considerato come singola attività nell'ambito dell'acciaieria integrata.
2.1.1. APPROCCIO BASATO SUL BILANCIO DI MASSA
Per determinare le emissioni di gas a effetto serra nel periodo di riferimento, l'approccio basato sul bilancio di massa tiene conto di tutto il carbonio contenuto negli elementi in entrata, nelle scorte, nei prodotti e in altre esportazioni dall'impianto, secondo la seguente equazione:
emissioni di CO2 [t CO2] = (elementi in entrata - prodotti - esportazioni - variazioni scorte) * fattore di conversione CO2/C
dove:
— elementi in entrata [t C]: tutto il carbonio che entra nei confini dell'impianto,
— prodotti [t C]: tutto il carbonio contenuto nei prodotti e nei materiali (compresi i sottoprodotti) che esce dai confini dell'impianto,
— esportazione [t C]: il carbonio esportato fuori dai confini dell'impianto, ad esempio scaricato nella rete fognaria, collocato in discarica o contenuto in perdite; nell'esportazione non è compreso il rilascio di gas a effetto serra nell'atmosfera,
— variazioni delle scorte [t C]: aumenti degli stock di carbonio entro i confini dell'impianto.
Il calcolo si effettua con la formula seguente:
emissioni CO2 [t CO2] = [Σ (dati attivitàentrata * tenore carbonioentrata) - Σ (dati attivitàprodotti * tenore carbonioprodotti) - Σ (dati attivitàesportazione * tenore carbonioesportazione) - Σ (dati attivitàvariazioni scorte * tenore carboniovariazioni scorte)] * 3,664
I termini della formula sono definiti nei paragrafi seguenti.
a) Dati relativi all'attività
Per tutti i combustibili e materiali interessati, il gestore analizza e comunica separatamente i flussi di massa in entrata e in uscita dall'impianto e le variazioni delle rispettive scorte. Se il tenore di carbonio di un flusso di massa è di norma correlato al contenuto di energia (combustibili), per il calcolo del bilancio di massa il gestore può determinare e utilizzare il tenore di carbonio correlato al contenuto di energia [t C/TJ] del flusso di massa rispettivo.
I dati relativi all'attività nel periodo di riferimento sono determinati con un'incertezza massima inferiore a ± 7,5 %.
I dati relativi all'attività nel periodo di riferimento sono determinati con un'incertezza massima inferiore a ± 5 %.
I dati relativi all'attività nel periodo di riferimento sono determinati con un'incertezza massima inferiore a ± 2,5 %.
I dati relativi all'attività nel periodo di riferimento sono determinati con un'incertezza massima inferiore a ± 1,5 %.
b) Tenore di carbonio
Il tenore di carbonio dei flussi in entrata o in uscita è ricavato dai fattori di emissione standard per i combustibili o i materiali indicati al punto 11 dell'allegato I o negli allegati da IV a X. Il tenore del carbonio è ricavato dalla seguente formula:
Il gestore applica il tenore di carbonio specifico per il paese indicato per i vari combustibili o materiali dallo Stato membro di appartenenza nell'ultimo inventario nazionale trasmesso al segretariato della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici.
Nel calcolo del tenore di carbonio del flusso in entrata o in uscita, il gestore si attiene alle disposizioni di cui al punto 13 dell'allegato I relativamente al campionamento rappresentativo di combustibili, prodotti e sottoprodotti, nonché alla determinazione del loro tenore di carbonio e della loro frazione di biomassa.
Il tenore di carbonio di prodotti o prodotti semifiniti può essere determinato sulla base di analisi annue eseguite secondo quanto disposto al punto 13 dell'allegato I oppure può essere ricavato dai valori medi relativi alla composizione secondo quanto indicato nelle norme nazionali o internazionali pertinenti.
2.1.2. EMISSIONI DI COMBUSTIONE
I processi di combustione che si realizzano in impianti per la produzione di ghisa e acciaio, compresa la colata continua, in cui i combustibili (ad esempio coke, carbone e gas naturale) non sono usati come agenti riducenti o non hanno origine da reazioni metallurgiche sono fatti oggetto di monitoraggio e comunicazione conformemente alle disposizioni dell'allegato II.
2.1.3. EMISSIONI DI PROCESSO
Gli impianti per la produzione di ghisa e acciaio, compresa la colata continua, sono normalmente caratterizzati da una serie di installazioni (ad esempio altoforno, forno ad ossigeno basico), spesso collegate tecnicamente ad altri impianti (ad esempio cokeria, impianto di sinterizzazione, centrale elettrica). In questi impianti vengono utilizzati vari combustibili come agenti riducenti. Di norma, tali impianti producono anche gas di processo di varia composizione, ad esempio gas di cokeria, gas di altoforno, gas di forno ad ossigeno basico.
Le emissioni totali di CO2 degli impianti per la produzione di ghisa e acciaio, compresa la colata continua, si calcolano con la formula seguente:
emissioni di CO2 [t CO2] = Σ (dati attivitàENTRATA * fattore di emissioneENTRATA) - Σ (dati attivitàUSCITA * fattore di emissioneUSCITA)
I termini della formula sono definiti nei paragrafi seguenti.
a) Dati relativi all'attività
a1) Flussi di massa pertinenti
Il flusso di massa in entrata e in uscita dall'impianto nel periodo di riferimento è determinato con un'incertezza massima inferiore a ± 7,5 %.
Il flusso di massa in entrata e in uscita dall'impianto nel periodo di riferimento è determinato con un'incertezza massima inferiore a ± 5,0 %.
Il flusso di massa in entrata e in uscita dall'impianto nel periodo di riferimento è determinato con un'incertezza massima inferiore a ± 2,5 %.
Il flusso di massa in entrata e in uscita dall'impianto nel periodo di riferimento è determinato con un'incertezza massima inferiore a ± 1,5 %.
a2) Potere calorifico netto (se pertinente)
Per ciascun combustibile si utilizzano i fattori di riferimento indicati al punto 11 dell'allegato I.
Il gestore applica i poteri calorifici netti specifici per il paese indicati per i vari combustibili dallo Stato membro di appartenenza nell'ultimo inventario nazionale trasmesso al segretariato della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici.
Il potere calorifico netto rappresentativo di ciascun lotto di combustibile in un impianto è misurato dal gestore, da un laboratorio incaricato con contratto o dal fornitore del combustibile, conformemente a quanto disposto al punto 13 dell'allegato I.
b) Fattore di emissione
Il fattore di emissione per i dati attivitàUSCITA si riferisce alla quantità di carbonio diverso dal CO2 contenuta negli elementi in uscita dal processo espressa, a fini di una migliore comparabilità, come t CO2/t di elementi in uscita.
I fattori di riferimento per il materiale in entrata o in uscita sono indicati nella tabella 1 e nel punto 11 dell'allegato I.Tabella 1
Fattori di emissione di riferimento (1)
(Omissis)Il gestore applica i fattori di emissione specifici per il paese indicati per i vari combustibili dallo Stato membro di appartenenza nell'ultimo inventario nazionale trasmesso al segretariato della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici.
I fattori di emissione specifici (t CO2/tENTRATA o tUSCITA) utilizzati per il materiale in entrata e in uscita sono elaborati conformemente a quanto disposto al punto 13 dell'allegato I.
2.2. MISURA DELLE EMISSIONI DI CO2
Si applicano le linee guida relative alle misure contenute nell'allegato I e nell'allegato XII.ALLEGATO VII
Linee guida specifiche per gli impianti di produzione di clinker da cemento, quali figuranti nell'elenco di cui all'allegato I della
1. CONFINI E COMPLETEZZA
Non esistono elementi specifici da segnalare in merito ai confini.
2. DETERMINAZIONE DELLE EMISSIONI DI CO2
Negli impianti per la produzione di cemento, le emissioni di CO2 hanno origine dalle fonti e flussi di fonti seguenti:
— calcinazione del calcare utilizzato come materia prima,
— combustibili fossili convenzionali usati per i forni,
— materie prime e combustibili a base fossile alternativi usati per i forni,
— combustibili da biomassa usati per i forni (rifiuti da biomassa),
— combustibili non usati per i forni,
— tenore di carbonio organico di calcare e scisti,
— materie prime usate per il lavaggio degli effluenti gassosi.
2.1. CALCOLO DELLE EMISSIONI DI CO2
2.1.1. EMISSIONI DI COMBUSTIONE
I processi di combustione realizzati negli impianti per la produzione di clinker da cemento con diversi tipi di combustibili (ad esempio carbone, coke di petrolio, olio combustibile, gas naturale e i vari combustibili da rifiuti) sono fatti oggetto di monitoraggio e comunicazione conformemente all'allegato II.
2.1.2. EMISSIONI DI PROCESSO
Emissioni di CO2 legate ai processi sono dovute alla calcinazione dei carbonati presenti nelle materie prime impiegate per la produzione di clinker (2.1.2.1), alla calcinazione totale o parziale della polvere captata dai depolveratori dei forni da cemento o della polvere da bypass eliminata dal processo (2.1.2.2) o, in alcuni casi, al tenore di carbonio non dovuto ai carbonati presente nelle materie prime (2.1.2.3).
2.1.2.1. CO2 derivante dalla produzione di clinker
Le emissioni si possono calcolare in base al contenuto di carbonati degli elementi in entrata al processo (metodo di calcolo A) o alla quantità di clinker prodotto (metodo di calcolo B). I due metodi sono considerati equivalenti e possono essere indifferentemente utilizzati dal gestore per convalidare i risultati dell'altro metodo.
Il calcolo si basa sulla quantità di carbonati contenuta negli elementi in entrata al processo (comprese le ceneri volanti o le scorie di altoforno), sottraendo la polvere captata dai depolveratori dei forni da cemento (CKD) e la polvere da bypass (cioè la polvere captata dai depolveratori del sistema di bypass dei forni) dal consumo di materie prime e le emissioni sono calcolate secondo le modalità indicate al punto 2.1.2.2, se la polvere CKD e la polvere da bypass fuoriescono dal sistema del forno. Questo metodo considera il carbonio non derivante da carbonati e pertanto il punto 2.1.2.3 non si applica.
Le emissioni di CO2 si calcolano con la formula seguente:
emissioni di CO2clinker = Σ {dati relativi all'attività * fattore di emissione * fattore di conversione}
I termini della formula sono definiti nei paragrafi seguenti.
a) Dati relativi all'attività
A meno che la farina cruda in quanto tale non sia caratterizzata, questi requisiti si applicano separatamente a ciascun materiale in entrata al forno contenente carbonio (diverso dai combustibili), ad esempio calcare o scisto, evitando doppi conteggi od omissioni dovuti a materiali reintrodotti o bypassati. La quantità netta di farina cruda può essere determinata con un rapporto empirico farina cruda/clinker specifico al sito, che deve essere aggiornato almeno una volta all'anno secondo le linee guida sulle migliori prassi del settore.
La quantità netta di materiale in entrata al forno [t] consumata durante il periodo di riferimento è determinata con un'incertezza massima inferiore a ± 7,5 %.
La quantità netta di materiale in entrata al forno [t] consumata durante il periodo di riferimento è determinata con un'incertezza massima inferiore a ± 5,0 %.
La quantità netta di materiale in entrata al forno [t] consumata durante il periodo di riferimento è determinata con un'incertezza massima inferiore a ± 2,5 %.
b) Fattore di emissione
I fattori di emissione sono calcolati e comunicati come unità di massa di CO2 rilasciato per tonnellata di ciascun materiale in entrata al forno. Per convertire i dati relativi alla composizione in fattori di emissione si utilizzano i rapporti stechiometrici indicati nella tabella 1.
La quantità di carbonati, compresi CaCO3 ed MgCO3, in ciascun materiale in entrata al forno viene determinata secondo le modalità indicate al punto 13 dell'allegato I. Tale determinazione può essere effettuata con metodi termogravimetrici.Tabella 1
Rapporti stechiometrici
(Omissis)
c) Fattore di conversione
Prudenzialmente, i carbonati in uscita dal forno sono considerati pari a zero (calcinazione totale e fattore di conversione 1).
I carbonati e altro carbonio che lasciano il forno nel clinker sono presi in considerazione applicando un fattore di conversione compreso tra 0 e 1. Il gestore può ritenere che la conversione sia completa per uno o più materiali in entrata al forno e imputare i carbonati e altro carbonio non convertiti ai rimanenti materiali in entrata al forno. La determinazione aggiuntiva dei parametri chimici utili dei prodotti avviene secondo le modalità descritte al punto 13 dell'allegato I.
Questo metodo di calcolo si basa sulla quantità di clinker prodotto. Le emissioni di CO2 si calcolano con la formula seguente:
emissioni di CO2clinker = dati relativi all'attività * fattore di emissione * fattore di conversione
Il CO2 rilasciato dalla calcinazione della CKD (la polvere captata dai depolveratori dei forni da cemento) e della polvere da bypass deve essere considerato per gli impianti in cui tale polvere lascia il sistema del forno (cfr. punto 2.1.2.2); occorre inoltre tener conto delle potenziali emissioni prodotte dal carbonio non derivante da carbonati presente nella farina cruda (cfr. punto 2.1.2.3). Le emissioni provenienti dalla produzione di clinker e dalla polvere CKD e da bypass nonché quelle prodotte dal carbonio non derivante da carbonati presente nei materiali in entrata sono calcolate separatamente e poi aggiunte per ottenere le emissioni totali:
emissioni di CO2totale processo [t] = emissioni CO2clinker [t] + emissioni CO2polvere [t] + emissioni CO2carbonio non derivante da carbonati
a) Dati relativi all'attività
La produzione di clinker [t] nel periodo di riferimento è determinata:
— o mediante pesatura diretta del clinker, oppure
— sulla base delle consegne di cemento, applicando la formula seguente (che permette di determinare il bilancio del materiale tenendo conto delle spedizioni di clinker all'esterno dell'impianto, degli approvvigionamenti di clinker dall'esterno e delle variazioni delle scorte di clinker):
produzione di clinker [t] = {(consegne di cemento [t] - variazioni delle scorte di cemento [t])* rapporto clinker/cemento [t clinker/t cemento]} - (clinker approvvigionato dall'esterno [t]) + (clinker spedito [t]) - (variazioni delle scorte di clinker [t])
Il rapporto cemento/clinker si ricava separatamente per i diversi tipi di cemento prodotti secondo le modalità descritte al punto 13 dell'allegato I o si calcola in base alla differenza tra le consegne di cemento e le variazioni delle scorte e tutti i materiali usati come additivi per il cemento, comprese la polvere da bypass e la polvere CKD.
La quantità di clinker prodotto [t] nel periodo di riferimento è determinata con un'incertezza massima inferiore a ± 5,0 %.
La quantità di clinker prodotto [t] nel periodo di riferimento è determinata con un'incertezza massima inferiore a ± 2,5 %.
b) Fattore di emissione
Fattore di emissione: 0,525 t CO2/t di clinker.
Il gestore applica i fattori di emissione specifici per il paese indicati dallo Stato membro di appartenenza nell'ultimo inventario nazionale trasmesso al segretariato della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici.
La quantità di CaO e di MgO presente nel prodotto è determinata secondo le modalità descritte al punto 13 dell'allegato I.
Per convertire i dati relativi alla composizione in fattori di emissione si utilizzano i rapporti stechiometrici indicati nella tabella 2, ipotizzando che tutto il CaO e l'MgO siano derivati dai rispettivi carbonati.Tabella 2
Rapporti stechiometrici
(Omissis)
c) Fattore di conversione
Prudenzialmente, la quantità di CaO e MgO (non carbonati) presente nelle materie prime è considerata pari a zero; in altri termini, si considera che tutto il Ca e l'Mg presente nel prodotto derivi da materie prime carbonate, e il fattore di conversione è 1.
La quantità di CaO e MgO (non carbonati) presente nelle materie prime si traduce in fattori di conversione compresi tra 0 e 1, dove il valore 1 corrisponde alla conversione totale dei carbonati presenti nelle materie prime in ossidi. La determinazione aggiuntiva dei parametri chimici utili delle materie prime avviene secondo le modalità descritte al punto 13 dell'allegato I. Tale determinazione può essere effettuata con metodi termogravimetrici.
2.1.2.2. EMISSIONI CORRELATE ALLA POLVERE SCARTATA
Le emissioni di CO2 provenienti dalla polvere da bypass (la polvere captata dai depolveratori del sistema di bypass dei forni) o dalla CKD in uscita dal sistema del forno si calcolano sulla base della quantità di polvere in uscita dal sistema del forno e del fattore di emissione calcolato per il clinker (ma con un contenuto di CaO e MgO potenzialmente diverso), corretto in funzione della calcinazione parziale della CKD. Le emissioni sono calcolate secondo la seguente formula:
emissioni di CO2polvere = dati relativi all'attività * fattore di emissione
I termini della formula sono definiti nei paragrafi seguenti.
a) Dati relativi all'attività
La quantità [t] di polvere CKD o polvere da bypass (se del caso) in uscita dal sistema del forno nel periodo di riferimento è stimata secondo le linee guida sulle migliori prassi del settore.
La quantità [t] di polvere CKD o polvere da bypass (se del caso) in uscita dal sistema del forno nel periodo di riferimento è ricavata con un'incertezza massima inferiore a ± 7,5 %.
b) Fattore di emissione
Anche per la CKD o la polvere da bypass in uscita dal sistema del forno viene usato il valore di riferimento pari a 0,525 t CO2 per tonnellata di clinker.
Il fattore di emissione [t CO2/t] per la CKD o la polvere da bypass in uscita dal sistema del forno è calcolato in base al grado di calcinazione e alla composizione. Il grado di calcinazione e la composizione sono determinati almeno una volta l'anno secondo le modalità indicate al punto 13 dell'allegato I.
Il rapporto tra grado di calcinazione della CKD ed emissioni di CO2 per tonnellata di CKD non è lineare. Può essere calcolato approssimativamente con la formula seguente:
dove:
EFCKD
=
fattore di emissione della CKD parzialmente calcinata [t CO2/t CKD]
EFCli
=
fattore di emissione del clinker, specifico all'impianto [CO2/t clinker]
d
=
grado di calcinazione della CKD (CO2 rilasciato come % del CO2 totale proveniente dai carbonati della miscela cruda)
2.1.2.3. EMISSIONI RISULTANTI DAL CARBONIO NON PROVENIENTE DAI CARBONATI PRESENTE NELLA FARINA CRUDA
Le emissioni risultanti dal carbonio non derivante da carbonati presente nel calcare, negli scisti o in altre materie prime (ad esempio le ceneri volanti) utilizzati nella farina cruda nel forno sono determinate con la seguente formula:
emissioni di CO2non da carbonati farina cruda = dati relativi all'attività * fattore di emissione * fattore di conversione
I termini della formula sono definiti nei paragrafi seguenti.
a) Dati relativi all'attività
La quantità di materia prima [t] consumata nel periodo di riferimento è determinata con un'incertezza massima inferiore a ± 15 %.
La quantità di materia prima [t] consumata nel periodo di riferimento è determinata con un'incertezza massima inferiore a ± 7,5 %.
b) Fattore di emissione
Il contenuto di carbonio non derivante da carbonati presente nella materia prima è stimato secondo le linee guida sulle migliori prassi del settore.
Il contenuto di carbonio non derivante da carbonati presente nella materia prima è determinato almeno una volta all'anno secondo le modalità descritte nel punto 13 dell'allegato I.
c) Fattore di conversione
Fattore di conversione: 1,0.
Il fattore di conversione è calcolato secondo le migliori prassi del settore.
2.2. MISURA DELLE EMISSIONI DI CO2
Si applicano le linee guida relative alle misure contenute nell'allegato I.ALLEGATO VIII
Linee guida specifiche per gli impianti per la produzione di calce viva, quali figuranti nell'elenco di cui all'allegato I della
1. CONFINI E COMPLETEZZA
Non esistono elementi specifici da segnalare in merito ai confini.
2. DETERMINAZIONE DELLE EMISSIONI DI CO2
Negli impianti per la produzione di calce viva, le emissioni di CO2 hanno origine dalle fonti e flussi di fonti seguenti:
— calcinazione del calcare e della dolomite contenuti nelle materie prime,
— combustibili fossili convenzionali usati per i forni,
— materie prime e combustibili a base fossile alternativi usati per i forni,
— combustibili da biomassa usati per i forni (rifiuti da biomassa),
— altri combustibili.
2.1. CALCOLO DELLE EMISSIONI DI CO2
2.1.1. EMISSIONI DI COMBUSTIONE
I processi di combustione realizzati negli impianti per la produzione di calce viva con diversi tipi di combustibili (ad esempio carbone, petcoke, olio combustibile, gas naturale e i vari combustibili da rifiuti) sono fatti oggetto di monitoraggio e comunicazione conformemente all'allegato II.
2.1.2. EMISSIONI DI PROCESSO
Durante la calcinazione e nell'ossidazione del carbonio organico presente nelle materie prime vengono prodotte emissioni. Durante la calcinazione in forno, si ha rilascio di CO2 dai carbonati delle materie prime. Il CO2 da calcinazione è direttamente correlato alla produzione di calce. A livello di impianto, il CO2 da calcinazione può essere calcolato in due modi: sulla base della quantità di carbonato di calcio e di magnesio contenuta nella materia prima (soprattutto calcare e dolomite) convertita nel processo (metodo di calcolo A), oppure sulla base della quantità di ossidi di calcio e di magnesio presente nella calce prodotta (metodo di calcolo B). I due metodi sono considerati equivalenti e possono essere indifferentemente utilizzati dal gestore per convalidare i risultati dell'altro metodo.
Metodo di calcolo A — Carbonati
Il calcolo si basa sulla quantità di carbonato di calcio e di carbonato di magnesio presente nelle materie prime consumate. Si applica la formula seguente:
emissioni di CO2 [t CO2] = Σ {dati relativi all'attivitàENTRATA * fattore di emissione * fattore di conversione}
a) Dati relativi all'attività
Questi requisiti si applicano separatamente a ciascun materiale in entrata al forno contenente carbonio (diverso dai combustibili), ad esempio gesso o calcare, evitando doppi conteggi od omissioni dovuti a materiali reintrodotti o bypassati.
La quantità di materiale in entrata al forno [t] consumata durante il periodo di riferimento è determinata dal gestore con un'incertezza massima inferiore a ± 7,5 %.
La quantità di materiale in entrata al forno [t] consumata durante il periodo di riferimento è determinata dal gestore con un'incertezza massima inferiore a ± 5,0 %.
La quantità di materiale in entrata al forno [t] consumata durante il periodo di riferimento è determinata dal gestore con un'incertezza massima inferiore a ± 2,5 %.
b) Fattore di emissione
I fattori di emissione sono calcolati e comunicati come unità di massa di CO2 rilasciato per tonnellata di ciascun materiale in entrata al forno, partendo dal presupposto che la conversione sia totale. Per convertire i dati relativi alla composizione in fattori di emissione si utilizzano i rapporti stechiometrici indicati nella tabella 1.
La quantità di CaCO3, MgCO3 e carbonio organico (se del caso) presente in ciascun materiale in entrata al forno viene determinata secondo le modalità indicate al punto 13 dell'allegato I.Tabella 1
Rapporti stechiometrici
(Omissis)
c) Fattore di conversione
Prudenzialmente, i carbonati in uscita dal forno sono considerati pari a zero (calcinazione totale) e il fattore di conversione è 1.
I carbonati in uscita dal forno nella calce sono considerati applicando un fattore di conversione compreso tra 0 e 1. Il gestore può ritenere che la conversione sia completa per uno o più materiali in entrata al forno e imputare i carbonati non convertiti ai rimanenti materiali in entrata al forno. La determinazione aggiuntiva dei parametri chimici utili dei prodotti avviene secondo le modalità descritte al punto 13 dell'allegato I.
Metodo di calcolo B — Ossidi alcalino-terrosi
La calcinazione di carbonati provoca emissioni di CO2, che si calcolano sulla base della quantità di CaO e MgO contenuta nella calce prodotta. Per tenere in debito conto il Ca e l'Mg già calcinati introdotti nel forno, ad esempio attraverso ceneri volanti o materie prime e combustibili con un contenuto significativo di CaO o MgO, si applica il fattore di conversione. La polvere captata nei forni per calce in uscita dal sistema del forno deve essere tenuta opportunamente in considerazione.
Emissioni provenienti da carbonati
Il calcolo delle emissioni si effettua con la formula seguente:
emissioni di CO2 [t CO2] = Σ {dati relativi all'attivitàUSCITA * fattore di emissione * fattore di conversione}
a) Dati relativi all'attività
La quantità di calce [t] prodotta durante il periodo di riferimento è determinata dal gestore con un'incertezza massima inferiore a ± 5,0 %.
La quantità di calce [t] prodotta durante il periodo di riferimento è determinata dal gestore con un'incertezza massima inferiore a ± 2,5 %.
b) Fattori di emissione
La quantità di CaO e di MgO presente nel prodotto è determinata secondo le modalità descritte al punto 13 dell'allegato I.
Per convertire i dati relativi alla composizione in fattori di emissione si utilizzano i rapporti stechiometrici indicati nella tabella 2, ipotizzando che tutto il CaO e l'MgO siano derivati dai rispettivi carbonati.Tabella 2
(Omissis)
c) Fattore di conversione
Prudenzialmente, la quantità di CaO e MgO presente nelle materie prime è considerata pari a zero; in altri termini, si considera che tutto il Ca e l'Mg presente nel prodotto derivi da materie prime carbonate, e il fattore di conversione è 1.
La quantità di CaO e MgO già presente nelle materie prime si traduce in fattori di conversione compresi tra 0 e 1, dove il valore 1 corrisponde alla conversione totale dei carbonati presenti nelle materie prime in ossidi. La determinazione aggiuntiva dei parametri chimici utili delle materie prime avviene secondo le modalità descritte al punto 13 dell'allegato I.
2.2. MISURA DELLE EMISSIONI DI CO2
Si applicano le linee guida relative alle misure contenute nell'allegato I.ALLEGATO IX
Linee guida specifiche per gli impianti per la produzione di vetro, quali figuranti nell'elenco di cui all'allegato I della
1. CONFINI E COMPLETEZZA
Se nell'impianto viene effettuato il lavaggio degli effluenti gassosi e le emissioni risultanti non sono calcolate tra le emissioni di processo dell'impianto, tali emissioni devono essere calcolate conformemente a quanto stabilito nell'allegato II.
Questo allegato si applica anche agli impianti che producono vetro solubile e lana di vetro/roccia.
2. DETERMINAZIONE DELLE EMISSIONI DI CO2
Negli impianti per la fabbricazione del vetro, le emissioni di CO2 hanno origine dalle seguenti fonti e flussi di fonti:— decomposizione dei carbonati alcalini e alcalino-terrosi durante la fusione delle materie prime,
— combustibili fossili convenzionali,
— materie prime e combustibili a base fossile alternativi,
— combustibili da biomassa (rifiuti da biomassa),
— altri combustibili,
— additivi contenenti carbonio, compreso il coke e la polvere di carbone,
— lavaggio degli effluenti gassosi.2.1. CALCOLO DELLE EMISSIONI DI CO2
2.1.1. EMISSIONI DI COMBUSTIONE
I processi di combustione realizzati negli impianti per la produzione del vetro sono fatti oggetto di monitoraggio e comunicazione conformemente all'allegato II.
2.1.2. EMISSIONI DI PROCESSO
Nella fabbricazione del vetro si ha rilascio di CO2 proveniente dai carbonati contenuti nelle materie prime durante la fusione in forno, nonché in conseguenza della neutralizzazione, con calcare o altri carbonati, dell'HF, HCl e SO2 contenuti nei gas effluenti. Le emissioni provenienti dalla decomposizione dei carbonati nel processo di fusione e dal lavaggio degli effluenti gassosi sono conteggiate tra le emissioni dell'impianto. Sono aggiunte al totale delle emissioni, ma se possibile sono indicate separatamente.
Il CO2 proveniente dai carbonati delle materie prime rilasciato durante la fusione in forno è direttamente correlato alla produzione del vetro ed è calcolato sulla base della quantità di carbonati delle materie prime — principalmente soda, calce/calcare, dolomite e altri carbonati alcalini e alcalino-terrosi introdotti attraverso il vetro di riciclo (rottame di vetro) — convertita nel processo.
Il calcolo si effettua sulla base della quantità di carbonati consumata. La formula da utilizzare è la seguente:
emissioni di CO2 [t CO2] = Σ {dati relativi all'attività * fattore di emissione} + Σ {additivo * fattore di emissione}
I termini della formula sono definiti nei paragrafi seguenti.
a) Dati relativi all'attività
Per «dati relativi all'attività» si intende la quantità [t] di materie prime carbonate o additivi associati alle emissioni di CO2 (ad esempio dolomite, calce, soda e altri carbonati) consegnati e trattati nell'impianto durante il periodo di riferimento per la produzione del vetro.
La massa totale [t] delle materie prime carbonate o degli additivi contenenti carbonio consumata durante il periodo di riferimento è determinata dal gestore o dal fornitore per ciascun tipo di materia prima con un'incertezza massima di ± 2,5 %.
La massa totale [t] delle materie prime carbonate o degli additivi contenenti carbonio consumata durante il periodo di riferimento è determinata dal gestore o dal fornitore per ciascun tipo di materia prima con un'incertezza massima di ± 1,5 %.
b) Fattore di emissione
I fattori di emissione sono calcolati e comunicati come unità di massa di CO2 rilasciato per tonnellata di materia prima carbonata. Per convertire i dati relativi alla composizione in fattori di emissione si utilizzano i rapporti stechiometrici indicati nella tabella 1.
La purezza dei materiali in entrata è determinata secondo le migliori prassi del settore. I valori ottenuti vanno aggiustati in considerazione del tenore di umidità e del contenuto di ganga dei materiali carbonatici utilizzati.
La quantità di carbonati presenti in ciascun materiale in entrata è determinata secondo le modalità descritte al punto 13 dell'allegato I.Tabella 1
Fattori di emissione stechiometrici
(Omissis)2.2. MISURA DELLE EMISSIONI DI CO2
Si applicano le linee guida relative alle misure contenute nell'allegato I.ALLEGATO X
Linee guida specifiche per gli impianti per la produzione di prodotti ceramici, quali figuranti nell'elenco di cui all'allegato I della
1. CONFINI E COMPLETEZZA
Non esistono elementi specifici da segnalare in merito ai confini.
2. DETERMINAZIONE DELLE EMISSIONI DI CO2
Negli impianti per la fabbricazione di prodotti ceramici, le emissioni di CO2 hanno origine dalle fonti e flussi di fonti seguenti:
— combustibili fossili convenzionali usati per i forni,
— combustibili a base fossile alternativi usati per i forni,
— combustibili da biomassa usati per i forni,
— calcinazione del calcare/dolomite e altri carbonati contenuti nelle materie prime,
— calcare e altri carbonati per l'abbattimento degli inquinanti atmosferici e il lavaggio di altri gas effluenti,
— additivi di combustibili/biomassa utilizzati per conferire porosità, ad esempio segatura, polistirolo o residui della produzione di carta,
— materiale organico fossile contenuto nell'argilla e in altre materie prime.
2.1. CALCOLO DELLE EMISSIONI DI CO2
2.1.1. EMISSIONI DI COMBUSTIONE
I processi di combustione realizzati negli impianti per la fabbricazione di prodotti ceramici sono fatti oggetto di monitoraggio e comunicazione conformemente all'allegato II.
2.1.2. EMISSIONI DI PROCESSO
Nella fabbricazione di prodotti ceramici si ha rilascio di CO2 durante la calcinazione delle materie prime in forno e l'ossidazione del materiale organico presente nell'argilla e negli additivi e in seguito alla neutralizzazione, con calcare o altri carbonati, dell'HF, HCl e SO2 contenuti nei gas effluenti, nonché nei processi di lavaggio di altri gas effluenti. Le emissioni provenienti dalla decomposizione dei carbonati e dall'ossidazione del materiale organico nei forni e dal processo di lavaggio dei gas effluenti rientrano tra le emissioni dell'impianto. Sono sommate per ottenere il totale delle emissioni, ma se possibile sono indicate separatamente. La formula per il calcolo è la seguente:
emissioni di CO2totale [t] = emissioni CO2materiale in entrata [t] + emissioni CO2lavaggio gas effluenti [t]
2.1.2.1. CO2 PROVENIENTE DAL MATERIALE IN ENTRATA
Il CO2 rilasciato dai carbonati e dal carbonio contenuto negli altri materiali in entrata si può calcolare o con un metodo basato sulla quantità di carbonio organico e inorganico delle materie prime (ad esempio carbonati vari, contenuto organico dell'argilla e degli additivi) convertita nel processo (metodo di calcolo A), o con una metodologia basata sugli ossidi alcalini terrosi contenuti nei prodotti ceramici fabbricati (metodo di calcolo B). I due metodi sono considerati equivalenti per i prodotti ceramici basati su argille purificate o sintetiche. Il metodo A è applicato per i prodotti ceramici basati su argille non trasformate e ogni volta che vengono impiegati additivi e argille che presentano un notevole contenuto organico.
Il calcolo si basa sul carbonio in entrata (sia organico che inorganico) presente in ogni materia prima utile, ad esempio vari tipi di argilla, miscele di argille o additivi. Il quarzo/silice, il feldspato, il caolino e il talco minerale in genere non rappresentano importanti fonti di carbonio.
I dati relativi all'attività, il fattore di emissione e il fattore di conversione si riferiscono ad uno stato comune del materiale, preferibilmente secco.
Il calcolo si effettua con la formula seguente:
emissioni di CO2 [t CO2] = Σ {dati relativi all'attività * fattore di emissione * fattore di conversione}
I termini della formula sono definiti nei paragrafi seguenti.
a) Dati relativi all'attività
Questi requisiti si applicano separatamente a ciascuna materia prima contenente carbonio (diversa dai combustibili), ad esempio argilla o additivi, evitando doppi conteggi od omissioni dovuti a materiali reintrodotti o bypassati.
La quantità di ciascuna materia prima o additivo [t] consumata durante il periodo di riferimento (escluse le perdite) è determinata con un'incertezza massima inferiore a ± 7,5 %.
La quantità di ciascuna materia prima o additivo [t] consumata durante il periodo di riferimento (escluse le perdite) è determinata con un'incertezza massima inferiore a ± 5,0 %.
La quantità di ciascuna materia prima o additivo [t] consumata durante il periodo di riferimento (escluse le perdite) è determinata con un'incertezza massima inferiore a ± 2,5 %.
b) Fattore di emissione
Per ciascun flusso di fonti (cioè miscela di materie prime o additivo) è possibile applicare un unico fattore di emissione aggregato per il carbonio organico e inorganico («carbonio totale» o TC). In alternativa, si possono applicare due diversi fattori di emissione per il «carbonio inorganico totale» (TIC) e per il «carbonio organico totale» (TOC). Se possibile, per convertire i dati relativi alla composizione per i singoli carbonati si utilizzano i rapporti stechiometrici indicati nella tabella 1. La determinazione della frazione di biomassa degli additivi che non sono considerati biomassa pura deve avvenire secondo le modalità stabilite al punto 13.4 dell'allegato I.Tabella 1
Rapporti stechiometrici
(Omissis)
Per il calcolo del fattore di emissione, al posto dei risultati delle analisi si applica, a titolo prudenziale, un valore di 0,2 tonnellate di CaCO3 (corrispondente a 0,08794 tonnellate di CO2) per tonnellata di argilla secca.
Almeno una volta all'anno per ciascun flusso di fonti viene calcolato e aggiornato, secondo le migliori prassi del settore, un fattore di emissione che rispecchi le condizioni specifiche del sito e il mix di prodotti dell'impianto.
La determinazione della composizione delle materie prime avviene secondo le modalità descritte al punto 13 dell'allegato I.
c) Fattore di conversione
I carbonati e altro carbonio in uscita dal forno nei prodotti sono fissati prudenzialmente a zero, ipotizzando che vi sia una calcinazione e un'ossidazione complete, e il fattore di conversione è pari a 1.
I carbonati e il carbonio in uscita dal forno si traducono in fattori di conversione compresi tra 0 e 1, dove il valore 1 corrisponde alla conversione totale dei carbonati o altro carbonio. La determinazione aggiuntiva dei parametri chimici utili dei prodotti avviene secondo le modalità descritte al punto 13 dell'allegato I.
Il CO2 da calcinazione si calcola sulla base della quantità di prodotti ceramici fabbricati e della quantità di CaO, MgO e altri ossidi alcalini (o alcalino-terrosi) contenuta nei prodotti ceramici fabbricati (dati attivitàUSCITA). Il fattore di emissione è corretto in considerazione della quantità di Ca, Mg e delle altre terre alcaline/alcali già calcinati introdotti nel forno (dati attivitàENTRATA) ad esempio attraverso materie prime e combustibili alternativi con un contenuto significativo di CaO o MgO. Il calcolo si effettua con la formula seguente:
emissioni di CO2 [t CO2] = Σ {dati relativi all'attività * fattore di emissione * fattore di conversione}
I termini della formula sono definiti nei paragrafi seguenti.
a) Dati relativi all'attività
I dati relativi all'attività dei prodotti si riferiscono alla produzione lorda, compresi i prodotti scartati e il rottame di vetro dei forni e le spedizioni.
La massa dei prodotti nel periodo di riferimento è determinata con un'incertezza massima inferiore a ± 7,5 %.
La massa dei prodotti nel periodo di riferimento è determinata con un'incertezza massima inferiore a ± 5,0 %.
La massa dei prodotti nel periodo di riferimento è determinata con un'incertezza massima inferiore a ± 2,5 %.
b) Fattore di emissione
Viene calcolato un unico fattore di emissione aggregato in base al contenuto degli ossidi di metallo (come CaO, MgO e BaO) nei prodotti, utilizzando i rapporti stechiometrici indicati nella tabella 2.Tabella 2
Rapporti stechiometrici
(Omissis)Per il calcolo del fattore di emissione, al posto dei risultati delle analisi si applica, a titolo prudenziale, un valore di 0,123 tonnellate di CaO (corrispondente a 0,09642 tonnellate di CO2) per tonnellata di prodotto.
Almeno una volta all'anno viene calcolato e aggiornato, secondo le migliori prassi del settore, un fattore di emissione che rispecchi le condizioni specifiche del sito e il mix di prodotti dell'impianto.
La determinazione della composizione dei prodotti avviene secondo le modalità descritte al punto 13 dell'allegato I.
c) Fattore di conversione
Prudenzialmente, la quantità di ossidi presenti nelle materie prime è considerata pari a zero; in altri termini, si considera che tutto il Ca, l'Mg, il Ba e altri ossidi alcalini presenti nella materia prima siano derivati da materie prime carbonate, e il fattore di conversione è 1.
La quantità di ossidi presente nelle materie prime si traduce in fattori di conversione compresi tra 0 e 1, dove il valore 0 corrisponde al contenuto totale dell'ossido già presente nella materia prima. La determinazione aggiuntiva dei parametri chimici utili delle materie prime avviene secondo le modalità descritte al punto 13 dell'allegato I.
2.1.2.2. CO2 DERIVANTE DAL CALCARE PER L'ABBATTIMENTO DEGLI INQUINANTI ATMOSFERICI E IL LAVAGGIO DI ALTRI GAS EFFLUENTI
Il CO2 derivante dal calcare per l'abbattimento degli inquinanti atmosferici e il lavaggio di altri gas effluenti è calcolato in base alla quantità di CaCO3 in entrata. Occorre evitare di contabilizzare due volte il calcare usato riciclato come materia prima nello stesso impianto.
Il calcolo si effettua con la formula seguente:
emissioni di CO2 [t CO2] = dati relativi all'attività * fattore di emissione
a) Dati relativi all'attività
La quantità [t] di CaCO3 anidro utilizzata durante il periodo di riferimento è determinata per via ponderale dal gestore o dai fornitori, con un'incertezza massima inferiore a ± 2,5 %.
b) Fattore di emissione
Utilizzare i rapporti stechiometrici relativi al CaCO3 indicati nella tabella 1.
2.2. MISURA DELLE EMISSIONI DI CO2
Si applicano le linee guida relative alle misure contenute nell'allegato I.ALLEGATO XI
Linee guida specifiche per gli impianti di fabbricazione di pasta per carta e carta, quali figuranti nell'elenco di cui all'allegato I della
1. CONFINI E COMPLETEZZA
Se l'impianto esporta CO2 derivante da combustibili fossili, ad esempio a un vicino impianto che produce carbonato di calcio precipitato, tali esportazioni non sono incluse tra le emissioni dell'impianto previa autorizzazione dell'autorità competente.
Se nell'impianto viene effettuato il lavaggio degli effluenti gassosi e le emissioni risultanti non sono calcolate tra le emissioni di processo dell'impianto, tali emissioni devono essere calcolate conformemente a quanto stabilito nell'allegato II.
2. DETERMINAZIONE DELLE EMISSIONI DI CO2
Negli impianti per la fabbricazione di pasta per carta e carta, le emissioni di CO2 possono avere origine da:
— caldaie di potenza, turbine a gas e altri dispositivi di combustione che producono vapore o energia elettrica per l'impianto,
— caldaie di recupero e altri dispositivi adibiti alla combustione di liscivi esausti,
— inceneritori,
— forni per calce e calcinatori,
— lavaggio degli effluenti gassosi,
— essiccatori alimentati con combustibili fossili (ad esempio essiccatori a infrarosso).
Il trattamento delle acque reflue e la collocazione in discarica, compresi il trattamento anaerobico delle acque reflue o la digestione anaerobica dei fanghi di depurazione, nonché lo smaltimento in discarica dei rifiuti prodotti dagli impianti per la fabbricazione di pasta per carta e carta non figurano nell'allegato I della
2.1. CALCOLO DELLE EMISSIONI DI CO2
2.1.1. EMISSIONI DI COMBUSTIONE
Le emissioni provenienti dai processi di combustione che hanno luogo negli impianti per la fabbricazione di pasta per carta e carta sono fatte oggetto di monitoraggio secondo quanto disposto all'allegato II.
2.1.2. EMISSIONI DI PROCESSO
Le emissioni sono causate dall'uso di carbonati per il reintegro delle sostanze chimiche negli impianti per la produzione di pasta per carta. Di norma, per reintegrare il calcio e il sodio nel sistema di recupero e nell'area di caustificazione si utilizzano sostanze chimiche diverse dai carbonati; tuttavia, talvolta si usano piccole quantità di carbonato di calcio (CaCO3) e carbonato di sodio (Na2CO3), che danno luogo a emissioni di CO2. Il carbonio contenuto in queste sostanze chimiche in genere è di origine fossile, anche se in qualche caso (ad esempio l'Na2CO3 acquistato presso cartiere che producono paste semichimiche con il procedimento alla soda) può derivare da biomasse.
Si considera che il carbonio contenuto in queste sostanze chimiche venga emesso come CO2 dal forno della calce o dal forno di recupero. La determinazione di queste emissioni viene effettuata ipotizzando che tutto il carbonio contenuto nel CaCO3 e nell'Na2CO3 usati nelle aree di recupero e caustificazione sia rilasciato nell'atmosfera.
Il reintegro del calcio si rende necessario a causa delle perdite che si verificano nell'area di caustificazione, per la maggior parte sotto forma di carbonato di calcio.
Le emissioni di CO2 sono calcolate nel modo seguente:
emissioni di CO2 = Σ {dati relativi all'attivitàcarbonato * fattore di emissione}
I termini della formula sono definiti nei paragrafi seguenti.
a) Dati relativi all'attività
Per «dati relativi all'attivitàcarbonato» si intende la quantità di CaCO3 e Na2CO3 utilizzata nel processo.
Le quantità [t] di CaCO3 e Na2CO3 utilizzate nel processo sono determinate dal gestore o dai fornitori con un'incertezza massima inferiore a ± 2,5 %.
Le quantità [t] di CaCO3 e Na2CO3 utilizzate nel processo sono determinate dal gestore o dai fornitori con un'incertezza massima inferiore a ± 1,5 %.
b) Fattore di emissione
I rapporti stechiometrici [t CO2/t CaCO3] e [t CO2/t Na2CO3] relativi ai carbonati non derivanti da biomassa sono indicati nella tabella 1. I carbonati da biomassa sono sottoposti a ponderazione utilizzando un fattore di emissione pari a 0 [t CO2/t carbonato].Tabella 1
Fattori di emissione stechiometrici
(Omissis)ALLEGATO XII
Linee guida per la determinazione delle emissioni o delle quantità trasferite di gas a effetto serra con sistemi di misura in continuo
1. CONFINI E COMPLETEZZA
Le disposizioni del presente allegato si applicano alle emissioni di gas a effetto serra prodotte dalle attività contemplate dalla
Le disposizioni del presente allegato si applicano inoltre ai sistemi di misura in continuo utilizzati per determinare i flussi di CO2 nelle condutture, in particolare quando esse sono utilizzate per il trasferimento di CO2 tra impianti nell’ambito delle attività di cattura, trasporto e stoccaggio geologico di CO2. A tal fine i riferimenti alle emissioni di cui ai punti 6 e 7.2 dell’allegato I sono interpretati come riferimenti ai quantitativi di CO2 trasferiti conformemente al punto 5.7 dell’allegato I.
2. DETERMINAZIONE DELLE EMISSIONI DI GAS A EFFETTO SERRA
Livello 1
Per ciascun punto di misura nell’arco del periodo di riferimento l’incertezza totale delle emissioni complessive o del flusso di CO2 deve essere inferiore a ± 10 %.
Livello 2
Per ciascun punto di misura nell’arco del periodo di riferimento l’incertezza totale delle emissioni complessive o del flusso di CO2 deve essere inferiore a ± 7,5 %.
Livello 3
Per ciascun punto di misura nell’arco del periodo di riferimento l’incertezza totale delle emissioni complessive o del flusso di CO2 deve essere inferiore a ± 5 %.
Livello 4
Per ciascun punto di misura nell’arco del periodo di riferimento l’incertezza totale delle emissioni complessive o del flusso di CO2 deve essere inferiore a ± 2,5 %.
Approccio globale
Le emissioni totali di un gas a effetto serra (GES) prodotte da una fonte di emissione o il quantitativo di CO2 transitato per il punto di misura nel periodo di riferimento sono determinate con la formula presentata di seguito. Se in un unico impianto esistono varie fonti di emissione che non possono essere misurate come un’unica fonte, tali emissioni devono essere misurate separatamente e sommate per ottenere le emissioni totali del gas interessato prodotte durante il periodo di riferimento nell’intero impianto.
La determinazione dei parametri della concentrazione GES e del flusso del gas effluente è effettuata conformemente alle disposizioni del punto 6 dell’allegato I. Per misurare il CO2 trasferito nelle condutture si applica il punto 6 dell’allegato I, come se il punto di misura fosse una fonte di emissione. Per tali punti di misura non sono richiesti calcoli di verifica conformemente al punto 6.3, lettera c).
Concentrazione dei gas a effetto serra
La concentrazione dei gas a effetto serra nel gas effluente è determinata tramite misura in continuo in un punto rappresentativo. La concentrazione dei gas a effetto serra può essere determinata con due metodi:
La concentrazione dei gas a effetto serra è misurata direttamente.
Per concentrazioni elevate di gas a effetto serra, quali si hanno nelle reti di trasporto, la concentrazione dei gas a effetto serra può essere calcolata utilizzando un bilancio di massa, tenendo conto dei valori di concentrazione misurati di tutti gli altri componenti del flusso di gas indicati nel piano di monitoraggio dell’impianto:
Flusso gas effluente
Il flusso di un gas effluente secco può essere determinato con uno dei metodi seguenti.
Il flusso del gas effluente Qe è calcolato utilizzando una metodologia basata sul bilancio di massa, tenendo conto di tutti i parametri significativi come i carichi di materiale in entrata, il flusso d’aria in entrata, l’efficienza del processo e, al lato uscita, del prodotto in uscita, della concentrazione di O2, delle concentrazioni di SO2 e NOx.
Il metodo di calcolo specifico deve essere approvato dall’autorità competente nell’ambito della valutazione del piano di monitoraggio e della metodologia di monitoraggio ivi contenuta.
Il flusso del gas effluente Qe è determinato tramite misura in continuo del flusso in un punto rappresentativo.ALLEGATO XIII
Linee guida specifiche per la determinazione delle emissioni di protossido di azoto (N2O) dovute alla produzione di acido nitrico, acido adipico, caprolattame, gliossale e acido gliossilico
1. CONFINI E COMPLETEZZA
Le linee guida specifiche contenute nel presente allegato si applicano al monitoraggio delle emissioni di N2O derivanti dalla produzione di acido nitrico, acido adipico, caprolattame, gliossale e acido gliossilico nei pertinenti impianti inclusi ai sensi dell’articolo 24 della
Per ogni attività che dà luogo ad emissioni di N2O è necessario comunicare tutte le fonti di emissione legate ai processi produttivi, anche quando tali emissioni dovute alla produzione vengono canalizzate tramite dispositivi di abbattimento. È quindi inclusa la produzione di:
— acido nitrico — emissioni di N2O derivanti dall’ossidazione catalitica dell’ammoniaca e/o dalle unità di abbattimento di NOx/N2O;
— acido adipico — emissioni di N2O, comprese quelle derivanti dalla reazione di ossidazione, rilascio diretto nel processo e/o da apparecchiature per il controllo delle emissioni;
— gliossale e acido gliossilico — emissioni di N2O, comprese quelle derivanti da reazioni di processo, rilascio diretto nel processo e/o apparecchiature per il controllo delle emissioni;
— caprolattame — emissioni di N2O, comprese quelle derivanti da reazioni di processo, rilascio diretto nel processo e/o apparecchiature per il controllo delle emissioni.
Queste disposizioni non si applicano alle emissioni di N2O derivanti dall’uso di combustibili.
Tutte le emissioni rilevanti di CO2 direttamente associate al processo di produzione (che non rientrino già nel sistema di scambio di quote di emissione) incluse nell’autorizzazione dell’impianto a emettere gas a effetto serra vengono monitorate e comunicate conformemente alle presenti linee guida.
Il punto 16 dell’allegato I non si applica al monitoraggio delle emissioni di N2O.
2. DETERMINAZIONE DELLE EMISSIONI DI CO2(e) e N2O
2.1. EMISSIONI ANNUE DI N2O
Le emissioni di N2O derivanti dalla produzione di acido nitrico vengono misurate utilizzando sistemi di misura in continuo delle emissioni (escluse le fonti de minimis — punto 6.3).
Le emissioni di N2O derivanti dalla produzione di acido adipico, caprolattame, gliossale e acido gliossilico vengono monitorate utilizzando sistemi di misura in continuo delle emissioni abbattute e un metodo di calcolo (applicando un approccio basato sul bilancio di massa, punto 2.6) per i casi temporanei di emissioni non abbattute.
Le emissioni di N2O annue totali dell’impianto sono costituite dalla somma delle emissioni annue di N2O da tutte le fonti di emissione dell’impianto.
Per ogni fonte di emissione soggetta a misura in continuo, le emissioni annue totali sono costituite dalla somma di tutte le emissioni orarie calcolata con la formula seguente: dove:
N2O emissioniannue
=
emissioni annue totali di N2O derivanti dalla fonte di emissione in tonnellate di N2O
N2O conc orarie
=
concentrazioni orarie di N2O in mg/Nm3 nel flusso del gas effluente misurate durante il funzionamento
Flusso gas effluente
=
flusso del gas effluente calcolato come indicato di seguito in Nm3/h per ogni concentrazione oraria.
2.2. EMISSIONI ORARIE DI N2O
Le emissioni orarie medie annue per ogni fonte a cui si applica una misura in continuo delle emissioni sono calcolate con la seguente equazione: dove:
N2O emissioni medie orarie
=
emissioni orarie medie annue di N2O in kg/h dalla fonte
N2O conc orarie
=
concentrazioni orarie di N2O in mg/Nm3 nel flusso del gas effluente misurate durante il funzionamento
Flusso gas effluente
=
flusso del gas effluente calcolato come indicato di seguito in Nm3/h per ogni concentrazione oraria.
L’incertezza totale delle emissioni medie orarie annue di ciascuna fonte non deve superare i valori dei livelli indicati di seguito. Tutti i gestori utilizzano l’approccio di livello più elevato. Solo se dimostra all’autorità competente che l’approccio di livello più elevato non è tecnicamente realizzabile o comporta costi eccessivi, il gestore può utilizzare il livello immediatamente inferiore. Per il periodo di riferimento 2008-2012 deve essere applicato almeno il livello 2, a meno che ciò non sia tecnicamente realizzabile.
Nei casi in cui non sia possibile applicare almeno i requisiti di livello 1 per tutti i flussi (esclusi i flussi de minimis) perché non risulta tecnicamente realizzabile o perché i costi sono eccessivi, il gestore applica il livello adeguato alle emissioni annue totali per la fonte di emissioni come indicato al punto 2 dell’allegato XII, e dimostra il rispetto di tale livello. Per il periodo di riferimento 2008-2012 deve essere applicato almeno il livello 2, a meno che ciò non sia tecnicamente realizzabile. Gli Stati membri devono comunicare alla Commissione il nome degli impianti che applicano questo approccio a norma dell’articolo 21 della
Livello 1
Per ogni fonte di emissione occorre raggiungere un’incertezza totale delle emissioni orarie medie annue inferiore al 10 %.
Livello 2
Per ogni fonte di emissione occorre raggiungere un’incertezza totale delle emissioni orarie medie annue inferiore al 7,5 %.
Livello 3
Per ogni fonte di emissione occorre raggiungere un’incertezza totale delle emissioni orarie medie annue inferiore al 5 %.
2.3. CONCENTRAZIONI ORARIE DI N2O
Le concentrazioni orarie di N2O [mg/Nm3] nel gas effluente da ciascuna fonte di emissioni vengono determinate tramite misura in continuo in un punto rappresentativo, dopo i dispositivi di abbattimento di NOx/N2O (se presenti).
È una tecnica di misura idonea, ad esempio, la spettroscopia IR, ma possono esserne utilizzate altre conformemente al paragrafo 2 del punto 6.1 dell’allegato I, purché consentano di ottenere il livello di incertezza richiesto per le emissioni di N2O. Le tecniche utilizzate devono essere idonee a misurare le concentrazioni di N2O da tutte le fonti di emissione, sia in condizioni di abbattimento che di non abbattimento (ad esempio in caso di mancato funzionamento dei dispositivi di abbattimento con conseguente aumento delle concentrazioni). Se in questi periodi le incertezze aumentano, occorre tenerne conto nella valutazione dell’incertezza.
Tutte le misure vengono regolate sulla base del gas secco e comunicate in forma coerente.
2.4. DETERMINAZIONE DEL FLUSSO DEL GAS EFFLUENTE
La misura del flusso di gas effluente per il monitoraggio delle emissioni di N2O deve essere effettuata con i metodi definiti nell’allegato XII per il monitoraggio del flusso del gas effluente.
Per la produzione di acido nitrico viene utilizzato il metodo A, a meno che ciò non sia tecnicamente realizzabile, nel qual caso può essere impiegato un metodo alternativo, ad esempio il metodo del bilancio di massa basato su parametri significativi (come il carico di ammoniaca in entrata) o la determinazione del flusso tramite misura in continuo del flusso di emissioni, purché la metodologia scelta venga approvata dall’autorità competente nell’ambito della valutazione del piano di monitoraggio e delle relativa metodologia.
Per le altre attività il monitoraggio del flusso del gas effluente può essere monitorato con altri metodi descritti nell’allegato XII, purché la metodologia scelta venga approvata dall’autorità competente nell’ambito della valutazione del piano di monitoraggio e della relativa metodologia.
Metodo A — Produzione di acido nitrico
Il flusso del gas effluente va calcolato secondo la seguente formula: dove:
Varia
=
flusso totale di aria in entrata in Nm3/h in condizioni standard;
O2 aria
=
frazione del volume di O2 in aria secca [= 0,2095];
O2 gas effluente
=
frazione del volume di O2 in gas effluente.
Il valore di Varia viene calcolato come la somma di tutti i flussi di aria in entrata nell’unità di produzione dell’acido nitrico.
L’impianto applica la seguente formula salvo diversa indicazione nel piano di monitoraggio:
Varia = Vprim + Vsec + Vten
Dove:
Vprim
=
flusso primario di aria in entrata in Nm3/h in condizioni standard;
Vsec
=
flusso secondario di aria in entrata in Nm3/h in condizioni standard;
Vten
=
flusso d’aria in entrata a livello di tenuta in Nm3/h in condizioni standard.
Il valore di Vprim è determinato tramite misura in continuo del flusso prima della miscela con ammoniaca. Il valore di Vsec è determinato tramite misura in continuo del flusso, ad esempio prima dell’unità di recupero calore. Vten è il flusso d’aria spurgato all’interno del processo di produzione dell’acido nitrico (se pertinente).
Per i flussi di aria in entrata che rappresentano complessivamente meno del 2,5 % del flusso di aria totale, l’autorità competente può accettare metodi di stima per determinare la velocità di detto flusso di aria proposti dal gestore sulla base delle buone pratiche accettate nel settore.
Il gestore deve dimostrare, tramite misure in condizioni normali di funzionamento, che il flusso del gas effluente misurato è sufficientemente omogeneo da consentire di adottare il metodo di misura proposto. Se le misure confermano la presenza di un flusso non omogeneo, occorre tenerne conto nel determinare i metodi di monitoraggio adeguati e nel calcolare l’incertezza delle emissioni di N2O.
Tutte le misure vengono regolate sulla base del gas secco e comunicate in forma coerente.
2.5. OSSIGENO (O2)
Le concentrazioni di ossigeno nel gas effluente sono misurate se è necessario per calcolare il flusso del gas effluente come indicato al punto 2.4. Si applicano i requisiti per le misure della concentrazione descritti al punto 6 dell’allegato I. Sono tecniche di misura idonee: la pressione alternata paramagnetica, la bilancia di torsione magnetica o la sonda al biossido di zirconio. Occorre tenere in considerazione l’incertezza delle misure della concentrazione di O2 nel determinare l’incertezza delle emissioni di N2O.
Tutte le misure vengono regolate sulla base del gas secco e comunicate in forma coerente.
2.6. CALCOLO DELLE EMISSIONI DI N2O
Talune emissioni periodiche di N2O, non sottoposte ad abbattimento, derivanti dalla produzione di acido adipico, caprolattame, gliossale e acido gliossilico (ad esempio emissioni non abbattute dovute ad un rilascio in atmosfera (venting) per ragioni di sicurezza e/o al malfunzionamento del dispositivo di abbattimento) possono essere misurate, quando il monitoraggio continuo delle emissioni di N2O non è tecnicamente realizzabile, tramite un approccio basato sul bilancio di massa. Il metodo di calcolo si basa sul livello potenziale massimo di emissioni di N2O derivante dalla reazione chimica che ha luogo al momento dell’emissione e nel periodo considerato. Il metodo di calcolo specifico deve essere approvato dall’autorità competente nell’ambito della valutazione del piano di monitoraggio e della metodologia di monitoraggio ivi contenuta.
L’incertezza delle emissioni calcolate per una specifica fonte di emissione deve essere tenuta in considerazione nel determinare l’incertezza oraria media annua per la fonte di emissioni. Il livello applicato alle emissioni calcolate e alle emissioni di N2O determinate tramite una combinazione di calcolo e misura in continuo, deve essere lo stesso delle emissioni misurate interamente con misura in continuo delle emissioni.
3. CALCOLO DEI CO2 EQUIVALENTI (CO2(e)) ANNUI
Il totale annuo di emissioni di N2O da tutte le fonti di emissione (misurato in tonnellate fino al terzo numero decimale) viene convertito in emissioni annue di CO2(e) (tonnellate arrotondate) utilizzando la formula seguente: Per le emissioni durante il periodo 2008-2012, occorre utilizzare il potenziale di surriscaldamento del pianeta GWPN2O = 310 t CO2(e)/t N2O, ossia il valore fornito dalla seconda relazione di valutazione del gruppo intergovernativo sui cambiamenti climatici («valore del potenziale di riscaldamento del pianeta dell’IPCC 1995»).
Il totale annuo di CO2(e) generato da tutte le fonti di emissione e le eventuali emissioni dirette di CO2 da altre fonti (se comprese nell’autorizzazione ad emettere gas a effetto serra) vengono aggiunti alle emissioni annue totali di CO2 generate dall’impianto e vengono utilizzati a fini di comunicazione e per la restituzione delle quote.
4. DETERMINAZIONE DEI TASSI DI PRODUZIONE DELL’ATTIVITÀ
I tassi di produzione sono calcolati sulla base delle relazioni giornaliere sulla produzione e delle ore di funzionamento.
5. PIANO DI MONITORAGGIO
In aggiunta ai requisiti di cui all’allegato I, punto 4.3, lettere a), b), c), d), j), k), m) e n), i piani di monitoraggio per gli impianti disciplinati dal presente allegato devono contenere le informazioni seguenti:
a) tutti i punti di emissione pertinenti durante il funzionamento normale e in fasi restrittive e di transizione (ad esempio periodi di interruzione o fasi di messa in servizio) indicati in un diagramma di processo;
b) il metodo e i parametri utilizzati per determinare la quantità di materiali (ad esempio ammoniaca) utilizzati nel processo produttivo e la quantità massima di materiale utilizzato a piena capacità;
c) il metodo e i parametri utilizzati per determinare la quantità di prodotto realizzato come carico orario, espresso rispettivamente come acido nitrico (100 %), acido adipico (100 %), gliossale e acido gliossilico e caprolattame all’ora;
d) il metodo e i parametri utilizzati per determinare la concentrazione di N2O nel gas effluente da ogni fonte di emissione, il suo campo di funzionamento e la sua incertezza e i dati relativi ad eventuali metodi alternativi da utilizzare qualora le concentrazioni non rientrino nel campo di funzionamento e le situazioni in cui questo potrebbe verificarsi;
e) il metodo utilizzato per determinare la portata totale del flusso di gas effluente (espressa in Nm3/h) da ogni fonte di emissioni, il campo di funzionamento e la relativa incertezza. Se ottenuti tramite calcoli, occorre fornire i dettagli di ogni flusso di gas effluente oggetto del monitoraggio;
f) il metodo di calcolo utilizzato per determinare le emissioni di N2O da fonti periodiche e non abbattute nella produzione di acido adipico, caprolattame, gliossale e acido gliossilico;
g) in che modo e in che misura l’impianto funziona con carichi variabili e come viene svolta la gestione operativa;
h) il metodo ed eventuali formule di calcolo utilizzate per determinare le emissioni annue di N2O per ogni fonte di emissione;
i) le condizioni di lavorazione che si discostano da operazioni normali, un’indicazione della frequenza potenziale e della durata di tali condizioni nonché l’indicazione del volume delle emissioni di N2O durante tali condizioni di lavorazione (ad esempio malfunzionamento del dispositivo di abbattimento);
j) la valutazione utilizzata per mostrare il rispetto dei requisiti in materia di incertezza relativi al livello di cui al punto 2 del presente allegato e del raggiungimento del livello;
k) il valore, espresso in kg/N2O l’ora, determinato in conformità del punto 6.3, lettere a) e b), dell’allegato I, da utilizzarsi in caso di assenza o malfunzionamento degli strumenti di misura;
l) dati relativi ad eventuali deviazioni dai requisiti delle norme generali quali ad esempio EN14181 e ISO 14956:2002.
In aggiunta ai requisiti di cui al punto 4.3 dell’allegato I, una modifica sostanziale della metodologia di monitoraggio che rientra nel piano di monitoraggio deve essere approvata dall’autorità competente se riguarda:
— modifiche significative nel funzionamento dell’impianto che si riflettono sul livello totale delle emissioni di N2O, concentrazione di N2O, portata del flusso o altri parametri relativi al gas effluente, in particolare se vengono installati o sostituiti dispositivi di abbattimento di N2O,
— modifiche nei metodi utilizzati per determinare le emissioni di N2O, comprese modifiche nella misura in continuo delle concentrazioni, concentrazioni di ossigeno e flusso del gas effluente o metodo di calcolo che influiscono in maniera significativa sull’incertezza totale delle emissioni,
— modifiche nei parametri utilizzati per determinare le emissioni e/o la produzione annua di acido nitrico, acido adipico, caprolattame, gliossale e acido gliossilico,
— modifiche nella valutazione dell’incertezza.
6. DISPOSIZIONI GENERALI
6.1. FREQUENZE DI CAMPIONAMENTO
Occorre calcolare delle medie orarie valide ai sensi del punto 6.3, lettera a), dell’allegato I per:
— concentrazione di N2O nel gas effluente,
— flusso totale del gas effluente quando è misurato direttamente e laddove richiesto, e
— tutti i flussi di gas e le concentrazioni di ossigeno necessari a determinare indirettamente il flusso di gas effluente totale.
6.2. DATI MANCANTI
Occorre trattare i dati mancanti come previsto dal punto 6.3, lettere a) e b), dell’allegato I. Se i dati mancanti corrispondono ad un guasto del dispositivo di abbattimento, occorre presumere che le emissioni per quell’intera ora non siano state abbattute e modificare di conseguenza i valori calcolati.
Il gestore adotterà tutte le misure necessarie per assicurare che il dispositivo per il monitoraggio continuo delle emissioni non rimanga inattivo per più di una settimana per anno civile. In caso contrario, il gestore informa immediatamente l’autorità competente.
6.3. FONTI DE MINIMIS DI N2O
Nel caso delle fonti di emissione di N2O, per «flussi di fonti de minimis» si intende uno o più flussi di fonti, non abbattuti, selezionati dal gestore e che emettono complessivamente fino a 1 000 tonnellate di CO2(e) l’anno, oppure che emettono meno di 20 000 tonnellate di CO2(e) l’anno e contribuiscono per meno del 2 % alle emissioni annue totali di CO2(e) di quel dato impianto.
Previa autorizzazione dell’autorità competente, il gestore può, ai fini del monitoraggio e della comunicazione dei flussi de minimis di N2O, utilizzare il proprio metodo di stima senza applicare i livelli.
6.4. COMPROVARE IL CALCOLO DELLE EMISSIONI
Le emissioni di N2O comunicate (ottenute tramite misura in continuo delle emissioni e calcoli) vengono comprovate applicando il punto 6.3, lettera c), dell’allegato I e utilizzando i dati relativi alla produzione, le linee guida IPCC 2006 e l’approccio indicato al punto 10.3.3 dell’allegato I, «Approccio orizzontale».
7. VALUTAZIONI DELL’INCERTEZZA
Le valutazioni dell’incertezza necessarie per dimostrare il rispetto dei livelli pertinenti del punto 2 sono determinate per mezzo di un calcolo di propagazione dell’errore tenendo conto dell’incertezza di tutti gli elementi rilevanti del calcolo dell’emissione. Per la misura in continuo occorre valutare le fonti di incertezza come previsto dalle norme EN 14181 e ISO 14956:2002:
— l’incertezza specificata degli apparecchi di misura in continuo, compresa la procedura di campionamento,
— le incertezze associate alla taratura, e
— l’ulteriore incertezza legata alle modalità di utilizzo concreto degli apparecchi di monitoraggio.
Per il calcolo dell’incertezza totale da utilizzare come previsto al punto 2.2, si impiegano le concentrazioni orarie di N2O determinate come indicato al punto 2.3. Ai fini del solo calcolo dell’incertezza, le concentrazioni orarie di N2O inferiori a 20 mg/Nm3 sono sostituite da un valore predefinito di 20 mg/Nm3.
Attraverso il processo di garanzia e controllo della qualità, il gestore gestisce e riduce le incertezze residue riguardanti i dati sulle emissioni presentati nella comunicazione. Durante il processo di verifica, il responsabile della verifica controlla la corretta applicazione della metodologia di monitoraggio approvata e valuta la gestione e la riduzione delle incertezze residue per mezzo delle procedure di garanzia e controllo della qualità applicate dal gestore.
8. CONTROLLO E VERIFICA
8.1. CONTROLLO
In aggiunta ai requisiti di cui ai punti 10.1, 10.2 e 10.3 dell’allegato I, si applicano le seguenti procedure di garanzia della qualità:
— la garanzia della qualità delle misure in continuo della concentrazione di N2O e di ossigeno deve essere conforme alla norma EN 14181,
— il dispositivo di misura installato viene calibrato tramite misure parallele una volta ogni tre anni,
— quando i valori limite di emissione sono normalmente utilizzati per la taratura dei monitor in continuo per le emissioni e detti valori limite non sono disponibili per N2O o O2, è possibile utilizzare la concentrazione oraria media annua come valore sostitutivo dei valori limite di emissione,
— per garantire che sia valutato un intervallo di taratura sufficientemente ampio è opportuno applicare, in aggiunta al gas campione, il QAL 2 (Quality Assurance Level 2) con adeguati gas di riferimento,
— il dispositivo di misura per il volume del flusso del gas effluente viene calibrato annualmente oppure durante la manutenzione dell’impianto, se precedente. Per la garanzia di qualità per il volume del flusso del gas effluente non è obbligatorio applicare la norma EN 14181,
— qualora verifiche interne rilevino il mancato rispetto della norma EN 14181 o la necessità di effettuare una ritaratura, occorre comunicarlo tempestivamente all’autorità competente.
8.2. VERIFICA
In aggiunta ai requisiti di verifica di cui al punto 10.4, si verificherà inoltre:
— che i requisiti delle norme indicate ai punti 7 e 8.1 del presente allegato siano applicati correttamente,
— gli approcci su cui sono basati i calcoli e i relativi risultati qualora i dati mancanti siano stati sostituiti con valori calcolati,
— la plausibilità dei valori sostitutivi calcolati e dei valori misurati,
— eventuali valutazioni comparative che comprovano i risultati relativi alle emissioni e i metodi basati su calcoli, nonché la comunicazione dei dati relativi all’attività, ai fattori di emissione e simili.
9. PRESENTAZIONE
Le emissioni totali annue di N2O sono comunicate in tonnellate al terzo valore decimale e come CO2(e) in tonnellate arrotondate.
In aggiunta ai requisiti relativi alla comunicazione di cui al punto 8 dell’allegato I, i gestori degli impianti disciplinati dal presente allegato comunicano le seguenti informazioni relative agli impianti:
a) tempo di funzionamento annuale dell’unità di processo e tempo di funzionamento totale dell’impianto;
b) dati di produzione per ogni unità e metodo utilizzato per determinare la quantità di prodotto;
c) criteri di misura utilizzati per la quantificazione di ciascun parametro;
d) incertezza per ogni parametro misurato e calcolato (comprese concentrazioni del gas, flusso del gas effluente, emissioni calcolate) e l’incertezza totale risultante per la cifra relativa al carico di emissioni orario e/o annuo;
e) dettagli relativi a eventuali malfunzionamenti delle apparecchiature che abbiano influito sulle emissioni e misure e calcoli relativi a emissioni/flusso del gas effluente, compreso il numero di episodi, ore interessate, durata e date dei malfunzionamenti;
f) dati relativi ai casi in cui è stato necessario applicare il punto 6.2 del presente allegato, compreso il numero di episodi, le ore interessate, i calcoli e i valori sostitutivi utilizzati;
g) i dati utilizzati per comprovare le valutazioni ai sensi dei punti 6.3, lettera c), e 4.3 dell’allegato I per verificare le emissioni annue di N2O.ALLEGATO XIV
Linee guida specifiche ai fini della determinazione delle emissioni provenienti dalle attività di trasporto aereo quali figuranti nell’elenco di cui all’allegato I della
1. CONFINI E COMPLETEZZA
Le linee guida specifiche del presente allegato devono essere utilizzate per il monitoraggio e la comunicazione delle emissioni riconducibili alle attività di trasporto aereo di cui all’allegato I della
Sono compresi tutti i voli inclusi nell’allegato I della
2. DETERMINAZIONE DELLE EMISSIONI DI CO2
Le emissioni di CO2 prodotte dalle attività di trasporto aereo sono calcolate secondo la seguente formula:
emissioni di CO2 = consumo di carburante * fattore di emissione
2.1. SCELTA DELLA METODOLOGIA
Nel piano di monitoraggio l’operatore aereo definisce la metodologia di monitoraggio utilizzata per ciascun tipo di aeromobile. Se l’operatore aereo intende utilizzare aeromobili noleggiati o altri tipi di aeromobili che non risultano ancora inseriti nel piano di monitoraggio al momento della comunicazione all’autorità competente, l’operatore aereo deve includere nel piano di monitoraggio una descrizione della procedura che intende seguire per definire la metodologia di monitoraggio dei suddetti tipi di aeromobili supplementari. L’operatore aereo garantisce che, una volta scelta, la metodologia di monitoraggio è applicata in maniera coerente.
Per ciascun tipo di aeromobile l’operatore aereo indica nel piano di monitoraggio:
a) la formula di calcolo che sarà utilizzata (metodo A o metodo B);
b) la fonte dei dati utilizzata per determinare i dati sul rifornimento del combustibile e sul combustibile contenuto nel serbatoio nonché i metodi di trasmissione, archiviazione e recupero di tali dati;
c) il metodo utilizzato per determinare la densità, ove opportuno. Se utilizza tabelle di correlazione densità-temperatura, il gestore ne deve specificare la fonte.
Nei casi configurati alle lettere b) e c), per determinati aerodromi l’elenco delle metodologie applicate può contenere una lista di scostamenti rispetto alla metodologia generale, se ciò fosse necessario in situazioni particolari (ad esempio se il fornitore del combustibile non è in grado di fornire tutte le informazioni richieste per una determinata metodologia).
2.2. CONSUMO DI COMBUSTIBILE
Il consumo di combustibile è espresso come il combustibile consumato in unità di massa (tonnellate) nel corso del periodo di riferimento.
Per ogni volo effettuato e per ogni tipo di combustibile deve essere monitorato il combustibile consumato, che deve comprendere il combustibile consumato dall’alimentatore ausiliario ricavato dalle formule di calcolo indicate di seguito. Il rifornimento di combustibile può essere determinato in base alla misura effettuata dal fornitore del combustibile e risultante dalle note di consegna del combustibile o dalle fatture emesse per ogni volo. In alternativa, il rifornimento di combustibile può essere determinato anche con gli strumenti di misura a bordo dell’aeromobile. I dati devono essere ricavati dal fornitore del combustibile oppure indicati nella documentazione sulla massa e sul bilanciamento, nel registro tecnico dell’aeromobile oppure devono essere trasmessi per via elettronica dall’aeromobile all’operatore aereo. Il contenuto di combustibile del serbatoio può essere determinato utilizzando gli strumenti di misura di bordo e indicato nella documentazione sulla massa e sul bilanciamento, nel registro tecnico dell’aeromobile oppure trasmesso per via elettronica dall’aeromobile all’operatore aereo.
Il gestore deve scegliere il metodo che fornisce i dati più completi e tempestivi, con l’incertezza più bassa e senza sostenere costi eccessivi.
2.2.1. FORMULE PER IL CALCOLO
La quantità di combustibile effettivamente consumata è calcolata secondo uno dei due metodi seguenti.
METODO A:
Si applica la seguente formula:
combustibile effettivamente consumato per ogni volo (in tonnellate) = quantitativo di combustibile contenuto nei serbatoi dell’aeromobile al termine del rifornimento per il volo (in tonnellate) – quantitativo di combustibile contenuto nei serbatoi dell’aeromobile al termine del rifornimento per il volo successivo (in tonnellate) + rifornimento di combustibile per il volo successivo (in tonnellate).
Se non viene effettuato il rifornimento per il volo o per il volo successivo, il quantitativo di combustibile contenuto nei serbatoi dell’aeromobile viene determinato al momento del posizionamento dei blocchi alle ruote all’uscita dell’aeromobile dalla piazzola di sosta (block-off) per il volo o per il volo successivo. Nel caso eccezionale in cui l’aeromobile svolga attività diverse dal volo, se ad esempio è sottoposto a manutenzione che comporti lo svuotamento dei serbatoi, dopo il volo per il quale si procede al monitoraggio del consumo di combustibile, l’operatore aereo può sostituire il «quantitativo di combustibile contenuto nei serbatoi dell’aeromobile al termine del rifornimento per il volo successivo (in tonnellate) + rifornimento di combustibile per il volo successivo (in tonnellate)» con il «quantitativo di combustibile rimasto nei serbatoi all’inizio dell’attività successiva dell’aeromobile» risultante dai registri tecnici.
METODO B:
Si applica la seguente formula:
combustibile effettivamente consumato per ogni volo (in tonnellate) = quantitativo di combustibile rimasto nei serbatoi dell’aeromobile al momento del posizionamento dei blocchi alle ruote, all’entrata dell’aeromobile in piazzola di sosta (block-on) al termine del volo precedente (in tonnellate) + rifornimento di combustibile per il volo (in tonnellate) – quantitativo di combustibile contenuto nei serbatoi al block-on al termine del volo (in tonnellate).
Il momento di block-on può essere considerato corrispondente al momento in cui il motore viene spento. Se un aeromobile non ha effettuato un volo prima del volo per il quale viene misurato il consumo di combustibile, invece di utilizzare il «quantitativo di combustibile rimasto nei serbatoi dell’aeromobile al block-on al termine del volo precedente» l’operatore aereo può indicare il quantitativo di combustibile rimasto nei serbatoi dell’aeromobile al termine della precedente attività dell’aeromobile che risulta dai registri tecnici.
2.2.2. REQUISITI DI QUANTIFICAZIONE
Livello 1
I dati relativi al consumo di combustibile nel periodo di riferimento sono determinati con un’incertezza massima inferiore a ± 5,0 %.
Livello 2
I dati relativi al consumo di combustibile nel periodo di riferimento sono determinati con un’incertezza massima inferiore a ± 2,5 %.
Gli operatori aerei che nel periodo di scambio precedente comunicano emissioni medie annue (o una stima o proiezione prudente se i dati sulle emissioni comunicate non sono disponibili o non sono più applicabili) uguali o inferiori a 50 kilotonnellate di CO2 fossile devono applicare quanto meno il livello 1 per i flussi di fonti importanti. Tutti gli altri operatori aerei devono applicare quanto meno il livello 2 per i flussi di fonti importanti.
2.2.3. DENSITÀ DEL COMBUSTIBILE
Se il quantitativo del rifornimento di combustibile o il quantitativo di combustibile rimasto nei serbatoi è determinato in unità di volume (litri o m3), l’operatore aereo deve convertirlo da volume in massa utilizzando i valori di densità effettivi. Per «densità effettiva» s’intende la densità espressa in kg/litro e determinata per la temperatura applicabile per una misura specifica. Se non è possibile utilizzare i sistemi di misura di bordo, la densità effettiva è la densità misurata dal fornitore del combustibile al rifornimento di combustibile e indicata sulla fattura o nella nota di consegna del combustibile. In assenza di tali informazioni, la densità effettiva è ricavata dalla temperatura del combustibile durante il rifornimento indicata dal fornitore del combustibile o specificata per l’aerodromo in cui avviene il rifornimento, secondo tabelle standard di corrispondenza densità-temperatura. Solo se si riesce a dimostrare all’autorità competente che i valori effettivi non sono disponibili si applica un fattore di densità standard pari a 0,8 kg/l.
2.3. FATTORE DI EMISSIONE
Per ciascun combustibile per aviazione devono essere applicati i seguenti fattori di riferimento, espressi in t CO2/t di combustibile, basati sui poteri calorifici netti e sui fattori di emissione indicati nell’allegato I, punto 11.Tabella 1
Fattori di emissione per combustibili per aviazione
Tipo di combustibile
Fattore di emissione
(t CO2/t combustibile)
Benzina avio (AvGas)
3,10
Benzina per aeromobili (JET B)
3,10
Kerosene per aeromobili (JET A1 o JET A)
3,15
Ai fini della comunicazione, questo approccio è ritenuto di livello 1.
Per i combustibili alternativi per i quali non sono stati definiti valori di riferimento, i fattori di emissione specifici per attività devono essere determinati come indicato nell’allegato I, ai punti 5.5 e 13. In tal caso, il potere calorifico netto deve essere determinato e comunicato come voce per memoria. Se il combustibile alternativo contiene biomassa, si applicano i requisiti di monitoraggio e comunicazione della biomassa di cui all’allegato I.
Per i combustibili scambiati a fini commerciali il fattore di emissione o il contenuto di carbonio, sul quale questo si basa, il contenuto di biomassa e il potere calorifico possono essere ricavati dai dati sugli acquisti per il rispettivo combustibile indicati dal fornitore del combustibile, a condizione che siano stati ricavati secondo norme internazionali accettate.
3. VALUTAZIONE DELL’INCERTEZZA
L’operatore aereo deve sapere quali sono le principali cause di incertezza legate al calcolo delle emissioni. L’operatore aereo non è tenuto a procedere alla valutazione dettagliata dell’incertezza di cui all’allegato I, punto 7.1, se individua le cause dell’incertezza e i rispettivi livelli di incertezza associati. Queste informazioni devono essere utilizzate per la scelta della metodologia di monitoraggio di cui al punto 2.2.
Se i rifornimenti di combustibile sono calcolati esclusivamente sulla base del quantitativo di combustibile fatturato o su altre informazioni opportune trasmesse dal fornitore del combustibile, quali note di consegna per il rifornimento di combustibile per volo, non è necessario presentare altri elementi per comprovare il livello di incertezza associato.
Nei casi in cui il rifornimento di combustibile sia misurato con i sistemi di bordo, il livello di incertezza associato alle misure del combustibile deve essere comprovato da certificati di taratura. In mancanza di tali certificati l’operatore aereo fornisce:
— le specifiche del costruttore dell’aeromobile che determinano i livelli di incertezza dei sistemi di misura del combustibile di bordo, e
— documenti che comprovino lo svolgimento dei controlli di routine in merito al corretto funzionamento dei sistemi di misura del combustibile.
L’incertezza per tutte le altre componenti della metodologia di monitoraggio può basarsi su un parere esperto prudente, che tenga conto del numero stimato di voli durante il periodo di riferimento. Non è necessario tener conto dell’effetto cumulativo che tutte le componenti del sistema di misura hanno sull’incertezza dei dati annuali relativi all’attività.
L’operatore aereo effettua periodicamente controlli incrociati tra il quantitativo di combustibile rifornito risultante dalle fatture e il quantitativo di combustibile rifornito indicato dalla misura effettuata a bordo e, nel caso siano rilevate discrepanze, adotta misure correttive a norma del punto 10.3.5.
4. PROCEDURA SEMPLIFICATA PER EMETTITORI DI ENTITÀ RIDOTTA
L’operatore aereo che effettui meno di 243 voli per periodo per tre periodi consecutivi di quattro mesi ciascuno e l’operatore aereo che effettui voli per un totale di emissioni annue prodotte inferiore a 10 000 tonnellate di CO2 l’anno sono considerati emettitori di entità ridotta.
L’operatore aereo che sia un emettitore di entità ridotta può stimare il consumo di combustibile utilizzando gli strumenti messi in atto da Eurocontrol o da altre organizzazioni pertinenti in grado di elaborare tutte le informazioni utili riguardanti il traffico aereo, come quelle disponibili a Eurocontrol. Gli strumenti applicabili, compresa l’applicazione di fattori di correzione per compensare eventuali inaccuratezze nei metodi di modellazione, devono essere utilizzati solo previa approvazione della Commissione.
L’operatore aereo che faccia ricorso alla procedura semplificata e superi le soglie di emissione fissate per gli emettitori di entità ridotta durante un anno di riferimento deve notificarlo all’autorità competente. Se l’operatore aereo non riesce a dimostrare all’autorità competente che la soglia non verrà nuovamente superata a partire dal periodo di riferimento successivo in poi, deve aggiornare il piano di monitoraggio per adempiere ai requisiti di cui ai punti 2 e 3. Il nuovo piano di monitoraggio deve essere presentato senza indebiti ritardi all’autorità competente che deve approvarlo.
5. APPROCCI IN CASO DI LACUNE NEI DATI
L’operatore aereo si adopera per evitare che manchino dati, mettendo in atto adeguate attività di controllo, come indicato nell’allegato I, punti da 10.2 a 10.3, delle presenti linee guida.
Se un’autorità competente, un operatore aereo o il responsabile della verifica rileva che, per un volo di cui all’allegato I della
6. PIANO DI MONITORAGGIO
L’operatore aereo deve presentare il piano di monitoraggio all’autorità competente, per approvazione, almeno quattro mesi prima dell’inizio del primo periodo di riferimento.
L’autorità competente si accerta che l’operatore aereo riesamini il piano di monitoraggio prima dell’inizio di ciascun periodo di riferimento ed eventualmente presenti un piano di monitoraggio riesaminato. Successivamente alla presentazione di un piano di monitoraggio per la comunicazione delle emissioni a partire dal 1o gennaio 2010, il riesame del piano di monitoraggio deve avvenire prima dell’inizio del periodo di scambio che comincia nel 2013.
Quando svolge il riesame l’operatore aereo valuta se sia possibile modificare la metodologia di monitoraggio al fine di migliorare la qualità dei dati senza incorrere in costi eccessivi e lo comunica, per approvazione, all’autorità competente. Le eventuali modifiche proposte alla metodologia di monitoraggio devono essere notificate all’autorità competente. Una modifica sostanziale della metodologia di monitoraggio che richieda un aggiornamento del piano di monitoraggio deve essere approvata dall’autorità competente. Per modifica sostanziale s’intende:
— una modifica delle emissioni medie annue comunicate a seguito della quale l’operatore aereo dovrebbe applicare un livello di consumo di cui al punto 2.2.2 diverso,
— una modifica del numero di voli o delle emissioni totali annue a seguito della quale l’operatore aereo supera la soglia fissata per gli emettitori di entità ridotta di cui al punto 4,
— modifiche sostanziali al tipo di combustibile usato.
In deroga all’allegato I, punto 4.3, il piano di monitoraggio deve contenere i seguenti elementi:
per tutti gli operatori aerei:
1) identificazione dell’operatore aereo, nominativo radio o altro codice designatore unico utilizzato a fini di controllo del traffico aereo, coordinate dell’operatore aereo e di un responsabile presso l’operatore aereo, indirizzo di contatto;
2) indicazione della versione del piano di monitoraggio;
3) un primo elenco dei tipi di aeromobili della flotta in esercizio al momento della presentazione del piano di monitoraggio e il numero di aeromobili di ciascun tipo, nonché un elenco indicativo degli altri tipi di aeromobile che l’operatore aereo prevede di utilizzare compresa, se disponibile, una stima del numero di aeromobili per tipo e dei flussi di combustibile (tipi di combustibile) associati a ciascun tipo di aeromobile;
4) la descrizione delle procedure, dei sistemi e delle responsabilità messi in atto per verificare la completezza dell’elenco delle fonti di emissione nell’anno di monitoraggio, cioè al fine di garantire la completezza del monitoraggio e della comunicazione delle emissioni dell’aeromobile di proprietà e noleggiato;
5) la descrizione delle procedure utilizzate per monitorare la completezza dell’elenco dei voli operati con il codice designatore unico dalla coppia di aerodromi e delle procedure usate per determinare se i voli rientrano nell’allegato I della
6) la descrizione delle procedure per le attività di acquisizione e trattamento dei dati e le attività di controllo, nonché la descrizione delle attività di controllo e garanzia della qualità, comprese la manutenzione e la taratura delle apparecchiature di misura (allegato I, punto 10.3);
7) se del caso, informazioni sui collegamenti con attività svolte nel quadro del sistema comunitario di ecogestione e audit (EMAS) e di altri sistemi di gestione ambientale (ad esempio ISO 14001:2004), con particolare riguardo alle procedure e ai controlli attinenti al monitoraggio e alla comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra.
Oltre ai punti da 1 a 7, per tutti gli operatori aerei, esclusi gli emettitori di entità ridotta che intendano avvalersi della procedura semplificata di cui al punto 4, il piano di monitoraggio deve contenere:
8) la descrizione dei metodi di monitoraggio del consumo di combustibile negli aeromobili di proprietà e noleggiati, comprese:a) la metodologia prescelta (metodo A o metodo B) per il calcolo del consumo di combustibile; se non viene applicato lo stesso metodo per tutti i tipi di aeromobile, è necessario fornire una motivazione e un elenco indicante il metodo utilizzato e in quali condizioni;
b) le procedure per la misura dei rifornimenti di combustibile e del combustibile contenuto nei serbatoi, compresi i livelli scelti, la descrizione degli strumenti di misura utilizzati e le procedure di registrazione, recupero, trasmissione e archiviazione dei dati riguardanti le misure, se del caso;
c) la procedura finalizzata a garantire che l’incertezza totale delle misure del combustibile sarà conforme ai requisiti del livello prescelto per quanto riguarda i certificati di taratura dei sistemi di misura, le normative nazionali, le clausole previste dai contratti con i clienti o le norme di accuratezza dei fornitori di combustibile;9) le procedure di misura della densità utilizzate per i rifornimenti di combustibile e il combustibile contenuto nei serbatoi, compresa la descrizione degli strumenti di misura interessati oppure, se non è possibile procedere alla misura, il valore standard utilizzato e i motivi di tale approccio;
10) i fattori di emissione applicati per ciascun tipo di combustibile o, nel caso di combustibili alternativi, le metodologie impiegate per determinare i fattori di emissione, compresi l’approccio adottato per il campionamento, i metodi di analisi, la descrizione dei laboratori utilizzati e del relativo accreditamento e/o delle relative procedure di garanzia della qualità.
Oltre ai punti da 1 a 7, per gli emettitori di entità ridotta che intendano avvalersi della procedura semplificata di cui al punto 4, il piano di monitoraggio deve contenere:
11) dati comprovanti il rispetto delle soglie fissate per gli emettitori di entità ridotta;
12) la conferma dello strumento, descritto al punto 4, che intendono utilizzare, compresa la descrizione dello strumento.
L’autorità competente può chiedere all’operatore aereo di utilizzare un modello elettronico per la presentazione del piano di monitoraggio. La Commissione potrà pubblicare un modello elettronico standard o una specifica sul formato del file. In tal caso, l’autorità competente accetta l’uso di tale modello o specifica da parte dell’operatore aereo, a meno che il modello proposto dall’autorità competente non preveda almeno la presentazione degli stessi dati.
7. MODELLO DI DICHIARAZIONE
Per comunicare le emissioni annue l’operatore aereo utilizza il formato stabilito al punto 8. L’autorità competente può chiedere all’operatore aereo di utilizzare un modello elettronico per la comunicazione delle emissioni annue. La Commissione potrà pubblicare un modello elettronico standard o una specifica sul formato del file. In tal caso, l’autorità competente accetta l’uso di tale modello o specifica da parte dell’operatore aereo, a meno che il modello proposto dall’autorità competente non preveda almeno la presentazione degli stessi dati.
Le emissioni devono essere comunicate come tonnellate di CO2 (arrotondate). I fattori di emissione sono arrotondati al fine di presentare solo le cifre significative sia per il calcolo delle emissioni sia a fini di comunicazione. Il valore relativo al consumo di combustibile per volo è utilizzato con tutte le cifre significative ai fini del calcolo.
8. CONTENUTO DELLA COMUNICAZIONE DELLE EMISSIONI ANNUE
Nella comunicazione delle emissioni annue ciascun operatore aereo deve presentare le seguenti informazioni:
1) dati che identificano l’operatore e definiti nell’allegato IV della
2) nome e indirizzo del responsabile della verifica della comunicazione;
3) anno di riferimento;
4) riferimento e numero di versione del piano di monitoraggio approvato;
5) modifiche pertinenti delle operazioni e scostamenti rispetto al piano di monitoraggio approvato durante il periodo di riferimento;
6) numeri di registrazione degli aeromobili e tipi di aeromobili utilizzati, nel periodo cui si riferisce la comunicazione, per lo svolgimento delle attività di trasporto aereo elencate nell’allegato I della
7) numero complessivo di voli di cui tratta la comunicazione;
8) dati di cui alla tabella 2;
9) voci per memoria: quantitativo di biomassa utilizzata come combustibile durante l’anno di riferimento (in tonnellate o m3) ripartito per tipo di combustibile.Tabella 2
Formato per la comunicazione delle emissioni annue riconducibili alle attività di trasporto aereo
(Omissis)
9. VERIFICA
Oltre ai requisiti in materia di verifica di cui all’allegato I, punto 10.4, il responsabile della verifica tiene conto anche dei seguenti elementi:
— completezza dei dati riguardanti i voli e le emissioni rispetto ai dati sul traffico aereo raccolti da Eurocontrol,
— corrispondenza tra i dati comunicati e la documentazione sulla massa e sul bilanciamento,
— corrispondenza tra i dati aggregati sul combustibile consumato e i dati riguardanti il combustibile acquistato o fornito in altro modo all’aeromobile che svolge l’attività di trasporto aereo.
ALLEGATO XV
Linee guida specifiche ai fini della determinazione dei dati relativi alle tonnellate-chilometro riconducibili alle attività di trasporto aereo ai fini della domanda di cui all’articolo 3 sexies o 3 septies della
1. INTRODUZIONE
Il presente allegato contiene le linee guida generali riguardanti il monitoraggio, la comunicazione e la verifica dei dati relativi alle tonnellate-chilometro per le attività di trasporto aereo elencate nell’allegato I della
L’allegato I si applica, come opportuno, al monitoraggio, alla comunicazione e alla verifica dei dati relativi alle tonnellate-chilometro. A tal fine, i riferimenti alle emissioni s’interpretano come riferimenti ai dati relativi alle tonnellate-chilometro. I punti 4.1, 4.2, 5.1, da 5.3 a 5.7, da 6 a 7 e da 11 a 16 dell’allegato I non sono applicabili ai dati relativi alle tonnellate-chilometro.
2. CONFINI E COMPLETEZZA
Le linee guida specifiche del presente allegato devono essere utilizzate per il monitoraggio e la comunicazione dei dati relativi alle tonnellate-chilometro riconducibili alle attività di trasporto aereo di cui all’allegato I della
Al fine di individuare l’operatore aereo definito all’articolo 3, lettera o), della
3. PIANO DI MONITORAGGIO
A norma dell’articolo 3 octies della
Gli operatori aerei presentano all’autorità competente, per approvazione, il proprio piano di monitoraggio con almeno quattro mesi di anticipo rispetto all’inizio del primo periodo di riferimento.
Nel piano di monitoraggio l’operatore aereo definisce la metodologia di monitoraggio utilizzata per ciascun tipo di aeromobile. Se l’operatore aereo intende utilizzare aeromobili noleggiati o altri tipi di aeromobili che non risultano ancora inseriti nel piano di monitoraggio al momento della comunicazione all’autorità competente, l’operatore aereo deve includere nel piano di monitoraggio una descrizione della procedura che intende seguire per definire la metodologia di monitoraggio dei suddetti tipi di aeromobili supplementari. L’operatore aereo garantisce che, una volta scelta, la metodologia di monitoraggio è applicata in maniera coerente.
In deroga all’allegato I, punto 4.3, il piano di monitoraggio deve contenere i seguenti elementi:
1) identificazione dell’operatore aereo, nominativo radio o altro codice designatore unico utilizzato a fini di controllo del traffico aereo, coordinate dell’operatore aereo e di un responsabile presso l’operatore aereo, indirizzo di contatto;
2) indicazione della versione del piano di monitoraggio;
3) un primo elenco dei tipi di aeromobili della flotta in esercizio al momento della presentazione del piano di monitoraggio e numero di aeromobili per tipo, nonché un elenco indicativo degli altri tipi di aeromobile che l’operatore aereo prevede di utilizzare compresa, se disponibile, una stima del numero di aeromobili per tipo;
4) la descrizione delle procedure, dei sistemi e delle responsabilità messi in atto per verificare la completezza dell’elenco delle fonti di emissione nell’anno di monitoraggio, cioè al fine di garantire la completezza del monitoraggio e della comunicazione dei dati relativi alle tonnellate-chilometro dell’aeromobile di proprietà e noleggiato;
5) la descrizione delle procedure utilizzate per monitorare la completezza dell’elenco dei voli operati con il codice designatore unico dalla coppia di aerodromi e delle procedure usate per determinare se i voli rientrano nell’allegato I della
6) la descrizione delle procedure per le attività di acquisizione e trattamento dei dati e le attività di controllo a norma dell’allegato I, punto 10.3;
7) se del caso, informazioni sugli eventuali collegamenti con attività svolte nel quadro di un sistema di gestione della qualità, con particolare riguardo alle procedure e ai controlli attinenti al monitoraggio e alla comunicazione dei dati relativi alle tonnellate-chilometro;
8) la descrizione dei metodi applicati per determinare i dati relativi alle tonnellate-chilometro per volo, ad esempio:a) procedure, responsabilità, fonti di dati e formule di calcolo per determinare e registrare la distanza per ogni coppia di aerodromi;
b) indicazione dell’impiego di una massa standard di 100 kg per passeggero (livello 1) o della massa per passeggero desunta dalla documentazione sulla massa e sul bilanciamento (livello 2). Per il livello 2, fornire la descrizione della procedura applicata per ricavare la massa del passeggero;
c) descrizione delle procedure utilizzate per determinare la massa delle merci e della posta;
d) descrizione degli apparecchi di misura impiegati per misurare la massa dei passeggeri, del carico e della posta, ove applicabile.L’autorità competente può chiedere all’operatore aereo di utilizzare un modello elettronico per la presentazione del piano di monitoraggio. La Commissione potrà pubblicare un modello elettronico standard o una specifica sul formato del file. In tal caso, l’autorità competente accetta l’uso di tale modello o specifica da parte dell’operatore aereo, a meno che il modello proposto dall’autorità competente non preveda almeno la presentazione degli stessi dati.
4. METODOLOGIE PER IL CALCOLO DEI DATI SULLE TONNELLATE-CHILOMETRO
4.1. FORMULA DI CALCOLO
Gli operatori aerei devono monitorare e comunicare i dati relativi alle tonnellate-chilometro con una metodologia basata sul calcolo. Il calcolo dei dati relativi alle tonnellate-chilometro si effettua con la formula seguente:
tonnellata-chilometri (t km) = distanza (km) * carico pagante (t)
4.2. DISTANZA
La distanza si calcola applicando la seguente formula:
distanza [km] = distanza ortometrica [km] + 95 km
Per «distanza ortometrica» s’intende la distanza più breve tra due punti sulla superficie della terra, approssimata usando il sistema di cui all’allegato 15, articolo 3.7.1.1, della convenzione di Chicago (WGS 84).
La latitudine e la longitudine degli aerodromi sono ricavate dai dati sull’ubicazione dell’aerodromo pubblicati nelle Aeronautical Information Publications (di seguito «AIP») a norma dell’allegato 15 della convenzione di Chicago oppure da una fonte che utilizzi i dati AIP.
È consentito l’uso di distanze calcolate con un software o da terzi a condizione che la metodologia di calcolo si basi sulla suddetta formula e sui dati AIP.
4.3. CARICO PAGANTE
Il carico pagante viene calcolato utilizzando la seguente formula:
carico pagante (t) = massa delle merci e della posta (t) + massa dei passeggeri e del bagaglio imbarcato (t)
4.3.1. MASSA DELLE MERCI E DELLA POSTA
Ai fini del calcolo del carico pagante è utilizzata la massa effettiva o standard indicata nella documentazione sulla massa e sul bilanciamento per i rispettivi voli. Gli operatori aerei che non sono tenuti a disporre della documentazione sulla massa e sul bilanciamento propongono, nel piano di monitoraggio, una metodologia adeguata per determinare la massa delle merci e della posta che deve essere approvata dall’autorità competente.
La massa effettiva delle merci e della posta non comprende la tara di tutti i pallet e i container che non sono carico pagante e il peso proprio.
4.3.2. MASSA DEI PASSEGGERI E DEL BAGAGLIO IMBARCATO
Per determinare la massa dei passeggeri gli operatori aerei possono applicare uno di due livelli diversi. Per determinare la massa dei passeggeri e del bagaglio imbarcato gli operatori aerei possono scegliere come minimo il livello 1. Nell’ambito dello stesso periodo di scambio il livello prescelto viene applicato a tutti i voli.
Livello 1
Si utilizza un valore predefinito di 100 kg per ogni passeggero con relativo bagaglio imbarcato.
Livello 2
Si utilizza la massa dei passeggeri e del bagaglio imbarcato indicata nella documentazione sulla massa e sul bilanciamento per ciascun volo.
5. VALUTAZIONE DELL’INCERTEZZA
L’operatore aereo deve sapere quali sono le principali cause di incertezza legate al calcolo dei dati relativi alle tonnellate-chilometro. Ai fini della metodologia per la determinazione dei dati relativi alle tonnellate-chilometro non è necessario procedere all’analisi dettagliata di cui all’allegato I, punto 7.
L’operatore aereo effettua regolarmente le opportune attività di controllo indicate nell’allegato I, punti 10.2 e 10.3, e, se vengono osservate irregolarità, adotta immediatamente azioni correttive a norma del punto 10.3.5.
6. COMUNICAZIONE
I dati relativi alle tonnellate-chilometro sono comunicati ai fini delle domande di cui agli articoli 3 sexies e 3 septies della
Per comunicare i dati relativi alle tonnellate-chilometro l’operatore aereo utilizza il formato stabilito al punto 7. L’autorità competente può chiedere all’operatore aereo di utilizzare un modello elettronico per la comunicazione dei dati relativi alle tonnellate-chilometro. La Commissione potrà pubblicare un modello elettronico standard o una specifica sul formato del file. In tal caso, l’autorità competente accetta l’uso di tale modello o specifica da parte dell’operatore aereo, a meno che il modello proposto dall’autorità competente non preveda almeno la presentazione degli stessi dati.
Nelle comunicazioni, le tonnellate-chilometro sono indicate in [t km] arrotondate. Il valore relativo ai dati per volo è utilizzato con tutte le cifre significative ai fini del calcolo.
7. CONTENUTO DELLA COMUNICAZIONE DEI DATI RELATIVI ALLE TONNELLATE-CHILOMETRO
Ciascun operatore aereo deve presentare le seguenti informazioni nella comunicazione dei dati relativi alle tonnellate-chilometro:
1) dati che identificano l’operatore e definiti nell’allegato IV della
2) nome e indirizzo del responsabile della verifica della comunicazione;
3) anno di riferimento;
4) riferimento e numero di versione del piano di monitoraggio approvato;
5) modifiche pertinenti delle operazioni e scostamenti rispetto al piano di monitoraggio approvato durante il periodo di riferimento;
6) numeri di registrazione degli aeromobili e tipi di aeromobili utilizzati, nel periodo cui si riferisce la comunicazione, per lo svolgimento delle attività di trasporto aereo elencate nell’allegato I della
7) metodo prescelto per il calcolo della massa dei passeggeri e del bagaglio imbarcato e della massa delle merci e della posta;
8) numero complessivo di passeggeri-chilometro e di tonnellate-chilometro per tutti i voli effettuati nel corso dell’anno cui si riferisce la comunicazione e che rientrano nelle attività di trasporto aereo inserite nell’allegato I;
9) per ciascuna coppia di aerodromi: il codice designatore ICAO dei due aerodromi, la distanza (= distanza ortodromica + 95 km) espressa in km, il numero totale di voli per coppia di aerodromi nel periodo di riferimento, la massa totale dei passeggeri e del bagaglio imbarcato (tonnellate) durante il periodo di riferimento per ogni coppia di aerodromi, il numero totale di passeggeri durante il periodo di riferimento, il numero totale di passeggeri * chilometri per coppia di aerodromi, la massa totale delle merci e della posta (in tonnellate) durante il periodo di riferimento per coppia di aerodromi e le tonnellate-chilometri totali per coppia di aerodromi (t km).
8. VERIFICA
Oltre ai requisiti in materia di verifica di cui all’allegato I, punto 10.4, il responsabile della verifica tiene conto anche dei seguenti elementi:
— completezza dei dati riguardanti i voli e le tonnellate-chilometro rispetto ai dati sul traffico aereo raccolti da Eurocontrol, al fine di accertare che, nella sua comunicazione, l’operatore abbia considerato solo i voli ammissibili,
— corrispondenza tra i dati comunicati e la documentazione sulla massa e sul bilanciamento.
Per i dati relativi alle tonnellate-chilometro, la soglia di rilevanza è del 5 %.
ALLEGATO XVI
Linee guida specifiche per la determinazione delle emissioni di gas a effetto serra dovute a attività di cattura di CO2 finalizzate al trasporto e allo stoccaggio geologico in un sito di stoccaggio ammesso dalla
1. CONFINI E COMPLETEZZA
Le linee guida specifiche di cui al presente allegato si applicano al monitoraggio delle emissioni provocate da attività di cattura di CO2.
La cattura di CO2 può essere effettuata sia da impianti ad hoc che ricevono il CO2 trasferito da altri impianti oppure da impianti le cui attività producono emissioni di CO2 che sono poi catturate nell’ambito della stessa autorizzazione a emettere gas a effetto serra. Tutte le parti di un impianto destinate alla cattura di CO2, allo stoccaggio intermedio, al trasferimento a una rete di trasporto di CO2 o a un sito per lo stoccaggio geologico delle emissioni di gas a effetto serra da CO2, devono essere inserite nell’autorizzazione a emettere gas serra. Qualora l’impianto effettui altre attività che rientrano nel campo di applicazione della
2. EMISSIONI DERIVANTI DA ATTIVITÀ DI CATTURA DI CO2
Le fonti potenziali di emissioni di CO2 provocate da attività di cattura del CO2 includono:
— CO2 trasferito in impianti di cattura,
— combustione e altre attività associate realizzate nell’impianto (in relazione con la cattura), ovvero utilizzo di combustibili o materiale in entrata.
3. QUANTIFICAZIONE DEI QUANTITATIVI DI CO2 TRASFERITI ED EMESSI
3.1. QUANTIFICAZIONE A LIVELLO DELL’IMPIANTO
Le emissioni sono calcolate utilizzando un bilancio di massa completo, tenendo conto delle potenziali emissioni di CO2 che possono essere provocate dai processi che producono emissioni in atto nell’impianto come pure del quantitativo di CO2 catturato e trasferito alla rete di trasporto.
Le emissioni dell’impianto sono calcolate utilizzando la seguente formula:
Eimpianto di cattura = Tentrata + Esenza cattura – Tper stoccaggio
Dove:
Eimpianto di cattura
=
Totale delle emissioni di gas a effetto serra dell’impianto di cattura.
Tentrata
=
Quantitativo di CO2 trasferito all’impianto di cattura, determinato conformemente all’allegato XII e al punto 5.7 dell’allegato I; Se il gestore è in grado di dimostrare all’autorità competente che il totale delle emissioni di CO2 emesse da un impianto è trasferito all’impianto di cattura, l’autorità competente può autorizzare il gestore a utilizzare le emissioni di tale impianto, determinate conformemente agli allegati da I a XII, anziché sistemi di misura in continuo.
Esenza cattura
=
Emissioni dell’impianto in assenza di cattura di CO2, ovvero la somma delle emissioni derivanti da tutte le altre attività dell’impianto, monitorate in conformità dei pertinenti allegati.
Tper stoccaggio
=
Quantitativo di CO2 trasferito a una rete di trasporto o a un sito di stoccaggio, determinato conformemente all’allegato XII e al punto 5.7 dell’allegato I.
Nei casi in cui la cattura di CO2 è effettuata dallo stesso impianto da cui ha origine il CO2 catturato, Tentrata è pari a zero.
Nel caso di impianti di cattura autonomi, Esenza cattura rappresenta il quantitativo di emissioni derivanti da fonti diverse dal CO2 trasferito all’impianto per cattura, quali le emissioni per combustione da turbine, compressori e riscaldatori. Tali emissioni possono essere determinate mediante calcolo o misura conformemente al pertinente allegato specifico.
Nel caso di impianti di cattura autonomi, l’impianto che trasferisce il CO2 all’impianto di cattura deduce il quantitativo Tentrata dalle proprie emissioni.
3.2. DETERMINAZIONE DEL CO2 TRASFERITO
Il quantitativo di CO2 trasferito da e verso un impianto di cattura è determinato conformemente al punto 5.7 dell’allegato I utilizzando sistemi di misura in continuo applicati conformemente all’allegato XII. In tal caso deve essere applicato quantomeno il livello 4 quale definito all’allegato XII. Solo se dimostra all’autorità competente che tale livello non è tecnicamente realizzabile, il gestore può utilizzare il livello immediatamente inferiore per la fonte di emissione interessata.ALLEGATO XVII
Linee guida specifiche per la determinazione delle emissioni di gas a effetto serra derivanti dal trasporto di CO2 mediante condutture finalizzato allo stoccaggio geologico in un sito ammesso dalla
1. CONFINI E COMPLETEZZA
I confini relativi al monitoraggio e alla comunicazione delle emissioni provocate dal trasporto di CO2 mediante condutture sono indicati nell’autorizzazione a emettere gas a effetto serra della rete di trasporto, comprendente tutti gli impianti collegati funzionalmente alla rete di trasporto, le stazioni di pompaggio e i riscaldatori. Ciascuna rete di trasporto presenta quantomeno un punto iniziale e un punto finale, ciascuno connesso con altri impianti che effettuano una o più delle attività di cattura, trasporto e stoccaggio geologico di CO2. I punti iniziali e finali possono comprendere ramificazioni della rete di trasporto e confini nazionali. I punti iniziali e finali come pure gli impianti cui sono connessi devono essere riportati nell’autorizzazione a emettere gas a effetto serra.
2. QUANTIFICAZIONE DELLE EMISSIONI DI CO2
Durante il trasporto di CO2 mediante condutture tra le fonti potenziali delle emissioni di CO2 figurano:
— combustione e altri processi in impianti collegati funzionalmente con la rete di trasporto, ad esempio stazioni di pompaggio,
— emissioni fuggitive dalla rete di trasporto,
— emissioni convogliate dalla rete di trasporto,
— emissioni dovute a fuoriuscite dalla rete di trasporto.
Una rete di trasporto che utilizza il metodo B indicato di seguito non aggiunge al proprio livello calcolato di emissioni il CO2 ricevuto da un altro impianto partecipante al sistema comunitario e non sottrae dal proprio livello calcolato di emissioni il CO2 trasferito a un altro impianto partecipante al sistema comunitario.
2.1. METODOLOGIE DI QUANTIFICAZIONE
I gestori delle reti di trasporto possono utilizzare una delle seguenti metodologie:
METODO A
Le emissioni della rete di trasporto sono determinate utilizzando un bilancio di massa sulla base della formula seguente:
Dove:
Emissioni
=
Emissioni totali di CO2 dalla rete di trasporto [t CO2];
Eattività propria
=
Emissioni Qdovute all’attività propria della rete di trasporto (ovvero che non provengono dal CO2 trasportato), dovute ad esempio all’uso di combustibili nelle stazioni di pompaggio, monitorate conformemente ai pertinenti allegati delle presenti linee guida.
TENTRATA,i
=
Quantitativo di CO2 trasferito alla rete di trasporto al punto di ingresso i, determinato conformemente all’allegato XII e al punto 5.7 dell’allegato I.
TUSCITA,j
=
Quantitativo di CO2 trasferito al di fuori della rete di trasporto al punto di uscita j, determinato conformemente all’allegato XII e al punto 5.7 dell’allegato I.
METODO B
Le emissioni sono calcolate tenendo conto delle potenziali emissioni di CO2 dovute a processi generatori di emissioni in atto nell’impianto come pure del quantitativo di CO2 catturato e trasferito a un impianto di trasporto e applicando la seguente formula:
Emissioni [t CO2]= CO2 fuggitivo + CO2 convogliato + CO2 fuoriuscite + CO2 impianti
Dove:
Emissioni
=
Emissioni totali di CO2 dalla rete di trasporto [t CO2];
CO2 fuggitivo
=
Quantitativo delle emissioni fuggitive [t CO2] provenienti dal CO2 che transita nella rete di trasporto, ad esempio da sigilli, valvole, stazioni intermedie di compressione e impianti intermedi di stoccaggio;
CO2 convogliato
=
Quantitativo delle emissioni convogliate [t CO2] provenienti dal CO2 che transita nella rete di trasporto;
CO2 fuoriuscite
=
Quantitativo di CO2 [t CO2] che transita nella rete di trasporto e che è emesso a seguito di malfunzionamento di uno o più componenti della rete di trasporto;
CO2 impianti
=
Quantitativo di CO2 [t CO2] emesso a seguito di combustione o altri processi connessi funzionalmente con le condutture della rete di trasporto, monitorato in conformità dei pertinenti allegati delle presenti linee guida.
2.2. REQUISITI PER LA QUANTIFICAZIONE
Quando opera una scelta tra il metodo A e il metodo B, il gestore deve essere in grado di dimostrare all’autorità competente che la metodologia prescelta permette di ottenere risultati più affidabili, con un’incertezza più bassa sulle emissioni globali, utilizzando le migliori tecnologie e conoscenze disponibili al momento della presentazione della domanda di autorizzazione a emettere gas a effetto serra e senza che ciò comporti costi sproporzionatamente elevati. Qualora il gestore opti per il metodo B, deve essere in grado di dimostrare all’autorità competente che l’incertezza complessiva relativa al livello annuale di emissioni di gas a effetto serra per la sua rete di trasporto non è superiore al 7,5 %.
2.2.1. REQUISITI SPECIALI PER IL METODO A
Il quantitativo di CO2 trasferito da e verso la rete di trasporto è determinato conformemente al punto 5.7 dell’allegato I utilizzando sistemi di misura in continuo applicati conformemente all’allegato XII. In tal caso deve essere applicato quantomeno il livello 4 quale definito all’allegato XII. Solo se dimostra all’autorità competente che tale livello non è tecnicamente realizzabile, il gestore può utilizzare il livello immediatamente inferiore per la fonte di emissione interessata.
2.2.2. REQUISITI SPECIALI PER IL METODO B
2.2.2.1. Emissioni di combustione
Le emissioni di combustione potenziali dovute all’uso di combustibili sono monitorate conformemente alle disposizioni dell’allegato II.
2.2.2.2. Emissioni fuggitive dalla rete di trasporto
Le emissioni fuggitive comprendono quelle provenienti dalle seguenti apparecchiature:
— sigilli,
— dispositivi di misura,
— valvole,
— stazioni intermedie di compressione,
— impianti intermedi di stoccaggio.
I fattori medi di emissione EF (espressi in g CO2/unità tempo) per elementi di apparecchiatura/occorrenza, in relazione ai quali si possono prevedere emissioni fuggitive, sono determinati dal gestore all’inizio delle operazioni e, al più tardi, alla fine del primo anno di esercizio della rete di trasporto oggetto di comunicazione. Al massimo ogni cinque anni il gestore sottopone a revisione tali fattori alla luce delle migliori tecniche disponibili nel settore.
Le emissioni complessive sono calcolate moltiplicando il numero di elementi di apparecchiature in ciascuna categoria per il fattore di emissione e addizionando i risultati ottenuti per le singole categorie, come mostrato nell’equazione seguente:
Il numero di occorrenze è il numero di elementi di una data apparecchiatura per categoria moltiplicato per il numero di unità temporali per anno.
2.2.2.3. Emissioni da fuoriuscita
Il gestore della rete di trasporto deve dimostrare l’integrità della rete, utilizzando dati (spazio-temporali) relativi alla temperatura e alla pressione. Se dai dati emerge che si è verificata una fuoriuscita, il gestore calcola il quantitativo di CO2 emesso mediante un’adeguata metodologia documentata nel piano di monitoraggio, applicando gli orientamenti dell’industria sulle migliori pratiche, ad esempio confrontando le differenze nei dati su temperatura e pressione con i valori medi di temperatura e pressione che caratterizzano un impianto integro.
2.2.2.4. Emissioni convogliate
Nel piano di monitoraggio il gestore deve presentare un’analisi relativa alle situazioni che potrebbero determinare emissioni convogliate, anche per ragioni di manutenzione o di emergenza, e illustrare un’adeguata metodologia per calcolare il quantitativo di CO2 convogliato, applicando gli orientamenti dell’industria sulle migliori pratiche
2.2.2.5. Convalida dei risultati dei calcoli delle emissioni fuggitive e da fuoriuscita
Dal momento che il monitoraggio del CO2 trasferito da e verso la rete di trasporto viene sempre effettuato per ragioni commerciali, il gestore della rete di trasporto deve utilizzare quantomeno una volta all’anno il metodo A per la convalida dei risultati ottenuti applicando il metodo B. In questo ambito per la misurazione del CO2 trasferito possono essere utilizzati i livelli più bassi di cui all’allegato XII.
ALLEGATO XVIII
Linee guida specifiche per lo stoccaggio geologico di CO2 in un sito ammesso dalla
1. CONFINI
I confini relativi al monitoraggio e alla comunicazione delle emissioni provocate dallo stoccaggio geologico di CO2 sono specifici del sito e devono essere basati sulla delimitazione del sito e complesso di stoccaggio, quali specificati nell’autorizzazione a norma della
2. DETERMINAZIONE DELLE EMISSIONI DI CO2
Tra le potenziali fonti di emissioni di CO2 dai siti di stoccaggio geologico figurano:
— l’uso di combustibili nelle stazioni di stoccaggio e altre attività che generano combustione, come quelle delle centrali elettriche in sito,
— il rilascio nella fase di iniezione o nelle operazioni di recupero avanzato di idrocarburi,
— le emissioni fuggitive nella fase di iniezione,
— il CO2 prodotto nelle operazioni di recupero avanzato di idrocarburi,
— le fuoriuscite.
Un sito di stoccaggio non aggiunge al proprio livello calcolato di emissioni il CO2 ricevuto da un altro impianto e non sottrae dal proprio livello calcolato di emissioni il CO2 trasferito a un altro impianto o al sito di stoccaggio geologico.
2.1. EMISSIONI DA USO DI COMBUSTIBILI
Le emissioni di combustione derivanti da attività di superficie sono determinate conformemente alle disposizioni dell’allegato II.
2.2. EMISSIONI CONVOGLIATE E FUGGITIVE DERIVANTI DALL’INIEZIONE
Le emissioni convogliate e fuggitive sono determinate come segue:
CO2 emesso [tCO2] = V CO2 [tCO2] + F CO2 [tCO2]
Dove:
V CO2 = quantitativo di CO2 convogliato;
F CO2 = quantitativo di CO2 derivante da emissioni fuggitive;
V CO2 è determinato utilizzando sistemi di misura in continuo conformemente all’allegato XII delle presenti linee guida. Se l’utilizzo di sistemi di misura in continuo comporta costi sproporzionatamente elevati, il gestore, subordinatamente all’approvazione dell’autorità competente, può inserire nel piano di monitoraggio una metodologia adeguata basata sulle migliori pratiche dell’industria;
F CO2 è considerato come una fonte nel senso che i requisiti sull’incertezza di cui all’allegato XII e al punto 6.2 dell’allegato I si applicano al valore complessivo e non ai singoli punti di emissione. Nel piano di monitoraggio il gestore deve presentare un’analisi relativa alle fonti potenziali di emissioni fuggitive e illustrare un’adeguata metodologia per calcolare o misurare il quantitativo di F CO2, applicando gli orientamenti dell’industria sulle migliori pratiche. Per determinare F CO2 possono essere utilizzati i dati relativi all’impianto di iniezione raccolti a norma dell’articolo 13 e dell’allegato II, punto 1.1, lettere da e) a h), della
2.3. EMISSIONI CONVOGLIATE E FUGGITIVE DERIVANTI DA OPERAZIONI DI RECUPERO AVANZATO DI IDROCARBURI
È probabile che il recupero avanzato di idrocarburi associato allo stoccaggio geologico del CO2 costituisca una fonte aggiuntiva di emissioni, dovute in particolare al CO2 rilasciato al momento dell’estrazione degli idrocarburi. Ulteriori fonti di emissioni dovute a operazioni di recupero avanzato di idrocarburi comprendono:
— gli impianti di separazione gas-petrolio e di riciclaggio di gas in cui potrebbero verificarsi emissioni fuggitive di CO2,
— la torcia che può costituire una fonte di emissione a causa dell’utilizzo di sistemi di spurgo in continuo e la fase di depressurizzazione dell’impianto di produzione di idrocarburi,
— il sistema di spurgo del CO2 per evitare che elevate concentrazioni di CO2 possano estinguere la torcia.
Le eventuali emissioni fuggitive sono in genere convogliate mediante un sistema di contenimento del gas verso la torcia o il sistema di spurgo del CO2. Tali emissioni fuggitive, o il CO2 rilasciato ad esempio dal sistema di spurgo del CO2, sono determinati conformemente al punto 2.2 del presente allegato.
Le emissioni provenienti dalla torcia sono determinate conformemente all’allegato II, tenendo conto del potenziale tenore intrinseco di CO2 nei gas della torcia.
3. FUORIUSCITE DAL COMPLESSO DI STOCCAGGIO
Il monitoraggio ha inizio nel caso in cui eventuali fuoriuscite provochino emissioni o rilascio nella colonna d’acqua. Le emissioni derivanti da un rilascio di CO2 nella colonna d’acqua sono considerate pari al quantitativo rilasciato nella colonna d’acqua.
Il monitoraggio delle emissioni o del rilascio nella colonna d’acqua provocati da una fuoriuscita prosegue fino all’adozione di provvedimenti correttivi a norma dell’articolo 16 della
Le emissioni e il rilascio nella colonna d’acqua sono quantificati come segue:
Dove:
L CO2
=
massa di CO2 emesso o rilasciato per giorno di calendario a seguito di una fuoriuscita. Per ciascun giorno di calendario in cui è monitorata una fuoriuscita, quest’ultima è calcolata come la media della massa fuoriuscita per ora [tCO2/h] moltiplicata per 24. La massa fuoriuscita per ora è determinata conformemente alle disposizioni del piano di monitoraggio approvato relative al sito di stoccaggio e alle fuoriuscite. Per ciascun giorno di calendario precedente l’inizio del monitoraggio la massa giornaliera fuoriuscita è considerata pari alla massa giornaliera fuoriuscita registrata il primo giorno del monitoraggio.
Tinizio
=
la più recente tra le date seguenti:
a) l’ultima data in cui non sono state segnalate emissioni o rilascio nella colonna d’acqua dalla fonte di cui trattasi;
b) la data di avvio dell’iniezione di CO2;
c) un’altra data per la quale sia possibile documentare all’autorità competente che l’emissione o il rilascio nella colonna d’acqua non possono aver avuto inizio prima di tale data.
Tfine
=
la data a partire dalla quale sono stati adottati provvedimenti correttivi a norma dell’articolo 16 della
Previa approvazione dell’autorità competente, per quantificare le emissioni o il rilascio nella colonna d’acqua a seguito di fuoriuscite è ammesso l’utilizzo di altre metodologie, purché esse assicurino una maggiore accuratezza rispetto alla metodologia sopra illustrata.
Le emissioni dovute a fuoriuscita dal complesso di stoccaggio sono quantificate per ogni singola fuoriuscita con un massimo di incertezza complessiva di ± 7,5 % sull’intero periodo di riferimento. Qualora l’incertezza complessiva della metodologia di quantificazione utilizzata sia superiore a ± 7,5 % si applica l’adeguamento riportato di seguito:
CO2, Dichiarato [tCO2] = CO2, Quantificato [t CO2] × (1 + (Incertezza Sistema [%]/100) – 0,075)
Dove:
CO2,Dichiarato
:
il quantitativo di CO2 da dichiarare nella comunicazione annuale delle emissioni in relazione alla fuoriuscita di cui trattasi;
CO2,Quantificato
:
il quantitativo di CO2 determinato utilizzando la metodologia di quantificazione in relazione alla fuoriuscita di cui trattasi;
Incertezza Sistema
:
Il livello di incertezza associato alla metodologia di quantificazione utilizzata nel caso della fuoriuscita di cui trattasi, determinato in conformità del punto 7 dell’allegato I dei presenti orientamenti.
( 1 ) GU L 275 del 25.10.2003, pag. 32. Direttiva modificata dalla
( 2 ) GU L 59 del 26.2.2004, pag. 1.
( 3 ) GU L 33 del 4.2.2006, pag. 1.
( 4 ) GU L 167 del 9.7.1993, pag. 1. Decisione modificata da ultimo dal
( 5 ) GU L 140 del 5.6.2009, pag. 114.
( 6 ) Convenzione relativa all’aviazione civile internazionale e relativi allegati, firmata a Chicago il 7 dicembre 1944.
( 7 ) Disponibile al seguente indirizzo: http://eippcb.jrc.es/
( 8 ) «Guide to the Expression of Uncertainty in Measurement», ISO/TAG 4, pubblicato dall'Organizzazione internazionale per la standardizzazione (ISO) nel 1993 (corretto e ristampato, 1995) per conto di BIPM, IEC, IFCC, ISO, IUPAC, IUPAP e OIML.
( 9 ) Basato sul rapporto tra la massa atomica del carbonio (12,011) e quella dell'ossigeno (15,9994).
( 10 ) Allegato I della guida del 2000 sulle buone prassi e allegato I della nuova versione delle linee guida IPCC del 1996 (capitolo sulle istruzioni per la comunicazione), http://www.ipcc-nggip.iges.or.jp/public/public.htm;
«Guide to the Expression of Uncertainty in Measurement», ISO/TAG 4, pubblicato dall'ISO nel 1993 (corretto e ristampato, 1995) per conto di BIPM, IEC, IFCC, ISO, IUPAC, IUPAP e OIML;
ISO-5168:2005 Misurazione del flusso di fluidi — Procedura per la valutazione delle incertezze.
( 11 ) GU L 41 del 14.2.2003, pag. 26.
( 12 ) Per le attività di combustione, i dati relativi all'attività sono indicati in termini di energia (potere calorifico netto) e di massa. Anche i combustibili da biomassa o i materiali in entrata devono essere indicati come dati relativi all'attività.
( 13 ) Per le attività di combustione, i fattori di emissione sono indicati come CO2 emesso per contenuto di energia.
( 14 ) I fattori di conversione e di ossidazione sono indicati sotto forma di frazioni adimensionali.
( 15 ) GU L 226 del 6.9.2000, pag. 3. Decisione modificata da ultimo dalla
( 16 ) UNFCCC (1999): FCCC/CP/1999/7.
( 17 ) Se si utilizzano unità di volume, il gestore prende in considerazione l'eventuale necessità di effettuare una conversione per tenere conto delle differenze di pressione e temperatura del dispositivo di misura e delle condizioni standard per le quali è stato ricavato il potere calorifico netto per il tipo specifico di combustibile.
( 18 ) Cfr. IPCC 2006 Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories.
( 19 ) Applicando il rapporto di massa = t CO * 1,571.
[1] Versione consolidata con le modifiche apportate dalla