2007D0589 — IT — 01.01.2008 — 000.001

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►B DECISIONE DELLA COMMISSIONE del 18 luglio 2007 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 [notificata con il numero C(2007) 3416] (Testo rilevante ai fini del SEE) (2007/589/CE) (GU L 229, 31.8.2007, p.1)

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Gazzetta ufficiale No page date ►M1 DECISIONE DELLA COMMISSIONE del 17 dicembre 2008 L 24 18 28.1.2009









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DECISIONE DELLA COMMISSIONE

del 18 luglio 2007

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

[notificata con il numero C(2007) 3416]

(Testo rilevante ai fini del SEE)

(2007/589/CE)







LA COMMISSIONE DELLE COMUNITÀ EUROPEE, visto il trattato che istituisce la Comunità europea, vista la direttiva 2003/87/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 ottobre 2003, che istituisce un sistema per lo scambio di quote di emissioni dei gas a effetto serra nella Comunità e che modifica la direttiva 96/61/CE del Consiglio ( 1 ), in particolare l'articolo 14, paragrafo 1, 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 direttiva 2003/87/CE. (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 decisione 2004/156/CE della Commissione, del 29 gennaio 2004, 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 ( 2 ). (3) Dopo il riesame della decisione 2004/156/CE è emerso con chiarezza che le linee guida istituite nella decisione citata dovevano essere modificate in vari punti per aumentarne la chiarezza e l'efficienza economica. Visto il numero consistente di modifiche, è opportuno sostituire la decisione 2004/156/CE. (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 direttiva 2003/87/CE con le emissioni comunicate al registro europeo delle emissioni e dei trasferimenti di sostanze inquinanti (PRTR europeo) istituito dal regolamento (CE) n. 166/2006 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 18 gennaio 2006, relativo all'istituzione di un registro europeo delle emissioni e dei trasferimenti di sostanze inquinanti e che modifica le direttive 91/689/CEE e 96/61/CE del Consiglio ( 3 ), e con le emissioni comunicate nel contesto degli inventari nazionali che riprendono le varie categorie di fonti proposte dal Gruppo intergovernativo sui cambiamenti climatici (IPCC). (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 direttiva 2003/87/CE a costi notevolmente più bassi, in particolare per gli impianti che utilizzano combustibili da biomasse pure e per gli impianti a basse emissioni. (8) Le disposizioni in materia di comunicazione delle emissioni sono state allineate con quelle previste dall'articolo 21 della direttiva 2003/87/CE. (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 direttiva 2003/87/CE e delle linee guida specifiche alla varie attività, e dovrebbero ora garantire un opportuno equilibrio tra efficacia dei costi e accuratezza. (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 direttiva 2003/87/CE come sostanza o combustibile puri sono state chiarite e sono ora più rigorose, per renderle maggiormente conformi agli obblighi di comunicazione degli Stati membri nell'ambito del protocollo di Kyoto alla convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici. (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 direttiva 2003/87/CE visti i problemi riferiti nel corso del primo esercizio di comunicazione con riferimento all'accuratezza raggiungibile. Sono state riviste le disposizioni relative alle emissioni connesse alla rigenerazione di catalizzatori nel cracking catalitico, alla rigenerazione di altri catalizzatori e alle apparecchiature per il coking flessibile, onde tener conto delle condizioni tecniche specifiche di questi impianti. (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 direttiva 2003/87/CE. (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 direttiva 2003/87/CE. (24) La presente decisione non prevede il riconoscimento delle attività riguardanti la cattura e lo stoccaggio del carbonio, che presuppone una modifica della direttiva 2003/87/CE o l'inserimento di tali attività nel contesto dell'articolo 24 della direttiva medesima. (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 direttiva 2003/87/CE. Si tratta di linee guida specifiche per tali attività, basate sui principi di monitoraggio e comunicazione riportati nell'allegato IV della direttiva, che dovrebbero essere applicate a decorrere dal 1o gennaio 2008. (26) L'articolo 15 della direttiva 2003/87/CE stabilisce che gli Stati membri provvedono affinché le comunicazioni effettuate dai gestori degli impianti siano verificate secondo i criteri definiti all'allegato V della direttiva medesima. (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 decisione 93/389/CEE ( 4 ), considerando quanto segue: HA ADOTTATO LA PRESENTE DECISIONE:







Articolo 1

▼M1

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 ai sensi dell’articolo 24, paragrafo 1, della direttiva medesima, sono contenute negli allegati della presente decisione.

▼B

Le linee guida si basano sui principi di cui all'allegato IV della direttiva in questione.

Articolo 2

La decisione 2004/156/CE della Commissione è abrogata a decorrere dalla data di cui all'articolo 3.

Articolo 3

La presente decisione si applica a decorrere dal 1o gennaio 2008.

Articolo 4

Gli Stati membri sono destinatari della presente decisione.









INDICE DEGLI ALLEGATI

Allegato I Linee guida generali Allegato II Linee guida relative alle emissioni di combustione provenienti dalle attività figuranti nell'elenco di cui all'allegato I della direttiva 2003/87/CE Allegato III Linee guida specifiche per le raffinerie di petrolio, quali figuranti nell'elenco di cui all'allegato I della direttiva 2003/87/CE Allegato IV Linee guida specifiche per le cokerie, quali figuranti nell'elenco di cui all'allegato I della direttiva 2003/87/CE 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 direttiva 2003/87/CE 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 direttiva 2003/87/CE Allegato VII Linee guida specifiche per gli impianti di produzione di clinker da cemento, quali figuranti nell'elenco di cui all'allegato I della direttiva 2003/87/CE Allegato VIII Linee guida specifiche per gli impianti per la produzione di calce viva, quali figuranti nell'elenco di cui all'allegato I della direttiva 2003/87/CE Allegato IX Linee guida specifiche per gli impianti per la produzione di vetro, quali figuranti nell'elenco di cui all'allegato I della direttiva 2003/87/CE Allegato X Linee guida specifiche per gli impianti per la produzione di prodotti ceramici, quali figuranti nell'elenco di cui all'allegato I della direttiva 2003/87/CE 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 direttiva 2003/87/CE Allegato XII Linee guida per la determinazione delle emissioni di gas a effetto serra con sistemi di misura in continuo ▼M1 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 gliossillico. ▼B









ALLEGATO I

LINEE GUIDA GENERALI

INDICE 1. Introduzione 2. Definizioni 3. Principi di monitoraggio e comunicazione 4. Monitoraggio delle emissioni di gas a effetto serra 4.1. Confini 4.2. Metodologie fondate su calcoli e su misure 4.3. Piano di monitoraggio 5. Metodologie fondate su calcoli per le emissioni di CO2 5.1. Formule per il calcolo 5.2. Livelli di approcci 5.3. Approcci alternativi 5.4. Dati relativi all'attività 5.5. Fattori di emissione 5.6. Fattori di ossidazione e conversione 5.7. CO2 trasferito 6. Metodologie fondate su misure 6.1. Disposizioni generali 6.2. Livelli per le metodologie fondate su misure 6.3. Altre procedure e requisiti 7. Valutazione dell'incertezza 7.1. Calcolo 7.2. Misure 8. Comunicazione 9. Conservazione delle informazioni 10. Controllo e verifica 10.1. Acquisizione e trattamento di dati 10.2. Sistema di controllo 10.3. Attività di controllo 10.3.1. Procedure e responsabilità 10.3.2. Garanzia della qualità 10.3.3. Controlli e convalida dei dati 10.3.4. Processi effettuati all'esterno 10.3.5. Rettifiche e azioni correttive 10.3.6. Registri e documentazione 10.4. Verifica 10.4.1. Principi generali 10.4.2. Metodologia di verifica 11. Fattori di emissione 12. Elenco di biomasse neutre in termini di CO2 13. Determinazione di dati e fattori specifici alle singole attività 13.1. Determinazione dei poteri calorifici netti e dei fattori di emissione per i combustibili 13.2. Determinazione dei fattori di ossidazione specifici alle singole attività 13.3. Determinazione dei fattori di emissione di processo, dei fattori di conversione e dei dati relativi alla composizione 13.4. Determinazione di una frazione di biomassa 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 13.5.2. Ricorso a laboratori non accreditati 13.5.3. Analizzatori di gas e gascromatografi in linea 13.6. Metodi di campionamento e frequenza delle analisi 14. Modello di dichiarazione 14.1. Identificazione dell'impianto 14.2. Quadro generale delle attività 14.3. Emissioni di combustione (calcolo) 14.4. Emissioni di processo (calcolo) 14.5. Approccio basato sul bilancio di massa 14.6. Approccio fondato su misure 14.7. Comunicazione delle emissioni di N2O per gli impianti di acido nitrico, acido adipico, caprolattame, gliossale e acido gliossilico 15. Categorie per la comunicazione delle emissioni 15.1. Formato per la presentazione delle relazioni IPCC 15.2. Codici delle categorie di fonti 16. Requisiti per gli impianti a basse emissioni

1. 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 direttiva 2003/87/CE e specificati in relazione a tali attività. Linee guida supplementari riguardanti le emissioni prodotte da attività specifiche sono contenute negli allegati da II a XI.

2. DEFINIZIONI

▼M1

Ai fini del presente allegato e degli allegati da II a XIII si applicano le definizioni della direttiva 2003/87/CE.

▼B

1) Si intende inoltre per: a) «attività», le attività elencate nell'allegato I della direttiva 2003/87/CE; b) «autorità competente», l'autorità o le autorità competenti designate a norma dell'articolo 18 della direttiva 2003/87/CE; c) «fonte di emissione», un punto o un processo individualmente identificabile dell'impianto, da cui vengono emessi i gas a effetto serra interessati; 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 per determinare le emissioni in un determinato impianto; f) «piano di monitoraggio», una documentazione precisa, completa e trasparente della metodologia di monitoraggio impiegata per un determinato impianto, compresa la documentazione riguardante le attività di acquisizione e di trattamento dei dati, nonché il sistema per verificare la veridicità di tali dati; ▼M1 g) «livello», un elemento specifico di una metodologia per la determinazione dei dati relativi all’attività, dei fattori di emissione, emissioni annue, emissioni medie orarie annue e dei fattori di ossidazione o di conversione; ▼B 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; 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 direttiva 2003/87/CE.

2) Per quanto riguarda le emissioni, i combustibili e i materiali si applicano le seguenti definizioni: a) «emissioni di combustione», le emissioni di gas a effetto serra prodotte durante la reazione esotermica di un combustibile con l'ossigeno; 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.

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).

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. Per gli impianti per i quali non si dispone di dati storici, sono usati come riferimento i dati di impianti 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 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 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 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 nel suo complesso contengono o non contengono inesattezze rilevanti; h) «non conformità», ogni atto od omissione di un atto da parte dell'impianto 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; 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 possa comportare una diversità di trattamento dell'impianto da parte dell'autorità competente; 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 direttiva 2003/87/CE; 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 direttiva 2003/87/CE.

3. PRINCIPI DI MONITORAGGIO E COMUNICAZIONE

Il monitoraggio e la comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra ai sensi della direttiva 2003/87/CE si fondano sui principi illustrati in prosieguo, diretti a garantirne l'accuratezza e la verificabilità.

▼M1

Completezza.Il monitoraggio e la comunicazione delle emissioni relative ad un impianto riguardano 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 direttiva 2003/87/CE e ad altre attività rilevanti incluse ai sensi dell’articolo 24 della direttiva, e relative a tutti i gas serra specificati in relazione a tali attività, evitando di contabilizzarle due volte.

▼B

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.

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. 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.

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 comprendono tutte le emissioni di gas a effetto serra prodotte da tutte le fonti e/o i flussi di fonti riconducibili ad attività di cui all'allegato I della direttiva 2003/87/CE svolte nell'impianto, nonché riconducibili alle attività e ai gas a effetto serra aggiunti da uno Stato membro a norma dell'articolo 24 della direttiva 2003/87/CE.

In base all'articolo 6, paragrafo 2, lettera b), della direttiva 2003/87/CE, l'autorizzazione a emettere gas a effetto serra contiene una descrizione delle attività e delle emissioni dell'impianto. Pertanto, nell'autorizzazione sono elencate tutte le fonti e i flussi di fonti di emissione di gas a effetto serra riconducibili ad attività elencate dell'allegato I della direttiva 2003/87/CE che devono essere oggetto di monitoraggio e comunicazione. In base all'articolo 6, paragrafo 2, lettera c), della direttiva 2003/87/CE, le autorizzazioni a emettere gas a effetto serra contengono disposizioni in tema di monitoraggio e specificano la metodologia e la frequenza dello stesso.

Le emissioni provenienti dai motori a combustione interna utilizzati a fini di trasporto non sono incluse nelle stime delle emissioni.

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 direttiva 2003/87/CE supera la relativa soglia definita nell'allegato I della direttiva, tutte le emissioni provenienti da tutte le fonti e/o i flussi di fonti di tutte le attività di cui all'allegato I della direttiva nell'impianto o nel sito considerato sono fatte oggetto di monitoraggio e comunicazione.

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 direttiva 2003/87/CE, per la determinazione delle emissioni è consentito l'impiego di:

— 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 direttiva 2003/87/CE, le autorizzazioni a emettere gas a effetto serra contengono disposizioni in tema di monitoraggio e specificano la metodologia e la frequenza dello stesso.

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 direttiva 2003/87/CE, in disposizioni generali aventi carattere obbligatorio.

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 e descritta tre paragrafi più sotto.

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;

▼M1

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;

▼B

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;

▼M1

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);

▼B

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.

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 ad eventuali altri parametri che comporti un cambiamento di livello.

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 direttiva 2003/87/CE.

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 è espressa, salvo diversamente indicato nelle presenti linee guida, in termini di contenuto di energia in TJ. Il fattore di emissione è espresso, salvo diversamente indicato nelle linee guida, in t CO2/TJ. Quando viene consumato combustibile, 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 allegati da II a XI. Non tutti i metodi di calcolo illustrati negli allegati da II a XI utilizzano un fattore di conversione.

5.2. LIVELLI DI APPROCCI

Le linee guida relative ad attività specifiche contenute negli allegati da II a XI indicano 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. 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 direttiva 2003/87/CE, se non viene applicata una combinazione di approcci di livello superiore per tutti i flussi di fonti importanti.

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) ( 5 ). 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

(«n.a.» = non applicabile)

Colonna A: «impianti di categoria A» [cioè impianti con emissioni medie annue comunicate nel periodo di scambio precedente (o stima o previsione prudenziale, se le emissioni non sono state comunicate o se i dati non sono più applicabili) pari o inferiori a 50 kilotonnellate di CO2 fossile prima di sottrarre il CO2 trasferito]

Colonna B: «impianti di categoria B» [cioè impianti con emissioni medie annue comunicate nel periodo di scambio precedente (o stima o previsione prudenziale, se le emissioni non sono state comunicate o se i dati non sono più applicabili) superiori a 50 kilotonnellate e pari o inferiori a 500 kilotonnellate di CO2 fossile prima di sottrarre il CO2 trasferito]

Colonna C: «impianti di categoria C» [cioè impianti con emissioni medie annue comunicate nel periodo di scambio precedente (o stima o previsione prudenziale, se le emissioni non sono state comunicate o se i dati non sono più applicabili) superiori a 500 kilotonnellate di CO2 fossile prima di sottrarre il CO2 trasferito].







Dati relativi all'attività Fattore di emissione Dati sulla composizione Fattore di ossidazione Fattore di conversione Flusso di combustibile Potere calorifico netto Allegato/Attività A B C A B C A B C A B C A B C A B C II. Combustione Combustibili commerciali standard 2 3 4 2a/2b 2a/2b 2a/2b 2a/2b 2a/2b 2a/2b n.a. n.a. n.a. 1 1 1 n.a. n.a. n.a. Altri combustibili gassosi e liquidi 2 3 4 2a/2b 2a/2b 3 2a/2b 2a/2b 3 n.a. n.a. n.a. 1 1 1 n.a. n.a. n.a. Combustibili solidi 1 2 3 2a/2b 3 3 2a/2b 3 3 n.a. n.a. n.a. 1 1 1 n.a. n.a. n.a. Approccio basato sul bilancio di massa per la produzione di nerofumo e per i terminali di trattamento gas 1 2 3 n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. 1 2 2 n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Torce 1 2 3 n.a. n.a. n.a. 1 2a/b 3 n.a. n.a. n.a. 1 1 1 n.a. n.a. n.a. Lavaggio (scrubbing): carbonati 1 1 1 n.a. n.a. n.a. 1 1 1 n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. gesso 1 1 1 n.a. n.a. n.a. 1 1 1 n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a.







Dati relativi all'attività Fattore di emissione Dati sulla composizione Fattore di conversione Flusso di materiali Potere calorifico netto A B C A B C A B C A B C A B C III: Raffinerie Rigenerazione di cracker catalitici 1 1 1 n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Produzione di idrogeno 1 2 2 n.a. n.a. n.a. 1 2 2 n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. IV: Cokerie Bilancio di massa 1 2 3 n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. 2 3 3 n.a. n.a. n.a. Combustibile come materiale in entrata al processo 1 2 3 2 2 3 2 3 3 n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. V: Impianti di arrostimento e sinterizzazione di minerali metallici Bilancio di massa 1 2 3 n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. 2 3 3 n.a. n.a. n.a. Carbonato in entrata 1 1 2 n.a. n.a. n.a. 1 1 1 n.a. n.a. n.a. 1 1 1 VI: Ferro e acciaio Bilancio di massa 1 2 3 n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. 2 3 3 n.a. n.a. n.a. Combustibile come materiale in entrata al processo 1 2 3 2 2 3 2 3 3 n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. VII: Cemento Entrata ai forni 1 2 3 n.a. n.a. n.a. 1 1 1 n.a. n.a. n.a. 1 1 2 Quantità di clinker prodotto 1 1 2 n.a. n.a. n.a. 1 2 3 n.a. n.a. n.a. 1 1 2. CKD (polvere captata dai depolveratori dei forni da cemento) 1 1 2 n.a. n.a. n.a. 1 2 2 n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. Carbonio non derivante da carbonati 1 1 2 n.a. n.a. n.a. 1 1 2 n.a. n.a. n.a. 1 1 2 VIII: Calce Carbonati 1 2 3 n.a. n.a. n.a. 1 1 1 n.a. n.a. n.a. 1 1 2 Ossidi alcalino-terrosi 1 1 2 n.a. n.a. n.a. 1 1 1 n.a. n.a. n.a. 1 1 2. IX: Vetro Carbonati 1 1 2 n.a. n.a. n.a. 1 1 1 n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. X: Prodotti ceramici Carbonio in entrata 1 1 2 n.a. n.a. n.a. 1 2 3 n.a. n.a. n.a. 1. 1 2 Ossidi alcalini 1 1 2 n.a. n.a. n.a. 1 2 3 n.a. n.a. n.a. 1 1 2 Lavaggio (scrubbing) 1 1 1 n.a. n.a. n.a. 1 1 1 n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. XI: Pasta per carta e carta Metodo standard 1 1 1 n.a. n.a. n.a. 1 1 1 n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a.

5.3. APPROCCI ALTERNATIVI

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) ( 6 ) 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 direttiva 2003/87/CE. 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, utilizzando, secondo il caso, analisi di laboratorio. I vari approcci prescelti devono essere illustrati nel piano di monitoraggio ed essere approvati dall'autorità competente. La tabella 2 non si applica agli impianti che determinano le proprie emissioni di gas a effetto serra con sistemi di misura in continuo delle emissioni in applicazione dell'allegato XII.







Tabella 2 Soglie globali di incertezza alternative Categoria dell'impianto Soglia di incertezza da rispettare per il valore totale di emissioni annue A ± 7,5 % B ± 5,0 % C ± 2,5 %

5.4. DATI RELATIVI ALL'ATTIVITÀ

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.

Per convertire il carbonio in CO2 si utilizza un fattore pari a 3,664 ( 7 ) [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 direttiva 2003/87/CE.

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 che è ancora usato direttamente e legato in prodotti o come carica, 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 come voce per memoria. Gli Stati membri devono notificare alla Commissione europea gli impianti interessati a norma dell'articolo 21 della direttiva 2003/87/CE. 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 semisecco.

La massa di CO2 o carbonato trasferita ogni anno è determinata con un'incertezza massima inferiore all'1,5 % o direttamente, utilizzando flussimetri di massa o volume, tramite pesatura oppure indirettamente, ricavandola dalla massa del prodotto rispettivo (ad esempio carbonati o urea), se opportuno e possibile.

Nei casi in cui parte del CO2 trasferito provenga da biomassa o se un impianto rientra solo parzialmente nella direttiva 2003/87/CE, il gestore detrae la rispettiva frazione della massa di CO2 trasferito proveniente da combustibili fossili e materiali delle attività rientranti nella direttiva. I metodi di assegnazione rispettivi devono essere prudenziali e devono essere approvati dall'autorità competente.

6. METODOLOGIE FONDATE SU MISURE

6.1. DISPOSIZIONI GENERALI

▼M1

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 direttiva 2003/87/CE.

▼B

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

▼M1

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.

▼B

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).

▼M1

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.

▼B

6.3. ALTRE PROCEDURE E REQUISITI

▼M1

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

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:

= 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

▼M1

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:

▼B

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 allegati da II a XI, 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.

▼M1

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).

▼B

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. 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. L'indicazione della combinazione di livelli nella comunicazione sulle emissioni assume il valore di comunicazione dell'incertezza ai fini della direttiva 2003/87/CE. Pertanto, se applica la metodologia fondata sui calcoli, il gestore non è tenuto a fornire ulteriori precisazioni sull'incertezza.

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.

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 allegati da II a XI delle 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 ( 8 ), 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

▼M1

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:

▼B

— 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 direttiva 2003/87/CE, l'indicazione di questo valore dell'incertezza nella comunicazione sulle emissioni assume il valore di comunicazione dell'incertezza.

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 direttiva 2003/87/CE contiene le disposizioni riguardanti le comunicazioni che devono essere presentate per gli impianti. I dati quantitativi sono presentati utilizzando il formato per la trasmissione delle comunicazioni di cui al punto 14 del presente allegato e le informazioni ivi contenute, a meno che la Commissione europea non abbia istituito un protocollo elettronico standard di carattere equivalente da utilizzare per la comunicazione annuale delle emissioni.

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 direttiva 2003/87/CE. Il gestore presenta la comunicazione verificata all'autorità competente entro il 31 marzo di ogni anno per le emissioni rilasciate durante l'anno precedente.

Le comunicazioni in possesso dell'autorità competente sono messe a disposizione del pubblico da tale autorità nel rispetto delle disposizioni della direttiva 2003/4/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 28 gennaio 2003, sull'accesso del pubblico all'informazione ambientale e che abroga la direttiva 90/313/CEE del Consiglio ( 9 ). In relazione all'applicazione dell'eccezione prevista all'articolo 4, paragrafo 2, lettera d), di tale direttiva, i gestori possono indicare nella loro comunicazione quali informazioni siano considerate commercialmente sensibili.

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 direttiva 2003/87/CE, e numero univoco dell'autorizzazione rilasciata all'impianto.

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 ( 10 ), i fattori di emissione ( 11 ) e i fattori di ossidazione/conversione ( 12 ). 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 allegati da I a XI.

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.

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 decisione 2000/532/CE della Commissione, del 3 maggio 2000, che sostituisce la decisione 94/3/CE della Commissione che istituisce un elenco di rifiuti conformemente all'articolo 1, lettera a), della direttiva 75/442/CEE del Consiglio relativa ai rifiuti e alla decisione 94/904/CE del Consiglio che istituisce un elenco di rifiuti pericolosi ai sensi dell'articolo 1, paragrafo 4, della direttiva 91/689/CEE del Consiglio relativa ai rifiuti pericolosi ( 13 ), aggiungendo ai nomi dei tipi di rifiuti usati nell'impianto i codici a sei cifre previsti da tale classificazione.

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.

▼M1

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.

▼B

Per garantire la coerenza dei dati comunicati a norma della direttiva 2003/87/CE con i dati comunicati dagli Stati membri nell'ambito della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici e con gli altri dati sulle emissioni presentati nelle relazioni per il registro europeo delle emissioni e dei trasferimenti di sostanze inquinanti (PRTR europeo), ciascuna attività svolta da un impianto è identificata per mezzo dei codici previsti dai due seguenti sistemi di comunicazione:

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 regolamento (CE) n. 166/2006 relativo all'istituzione di un registro europeo delle emissioni e dei trasferimenti di sostanze inquinanti (PRTR europeo) (cfr. punto 15.2 del presente documento).

9. CONSERVAZIONE DELLE INFORMAZIONI

Il gestore di un impianto 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 riconducibili ad attività di cui all'allegato I della direttiva 2003/87/CE e specificati in relazione a tali attività.

I dati documentati e archiviati relativi al monitoraggio devono essere tali da consentire la verifica, secondo i criteri indicati nell'allegato V della direttiva 2003/87/CE, della comunicazione annuale delle emissioni di un impianto presentata dal gestore a norma dell'articolo 14, paragrafo 3, della direttiva stessa.

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, il gestore di un impianto conserva quanto indicato in appresso per almeno dieci anni dopo la presentazione di ciascuna comunicazione annuale a norma dell'articolo 14, paragrafo 3, della direttiva 2003/87/CE per ciascun anno di riferimento.

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 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.

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