ANEXO VII

Métodos de monitorização de dados

1. ÂMBITO DE APLICAÇÃO

O presente anexo estabelece métodos para determinar, a nível da instalação, os dados a comunicar enumerados no anexo IV, bem como as regras para a atribuição desses dados a subinstalações, com exceção dos dados monitorizados em conformidade com um plano de monitorização aprovado pela autoridade competente, nos termos do Regulamento (UE) n.o 601/2012. Sempre que pertinente, devem ser utilizados para efeitos do presente regulamento dados determinados em conformidade com o Regulamento (UE) n.o 601/2012.

2. DEFINIÇÕES

Para efeitos do presente anexo, entende-se por «conjunto de dados» um tipo de dados como os a seguir apresentados, recolhidos quer a nível da instalação, quer a nível da subinstalação, conforme pertinente:

a) A quantidade de combustível ou de matérias consumida ou produzida por um processo pertinente para a metodologia de monitorização baseada no cálculo, expressa, consoante adequado, em terajoules, massa (toneladas), ou, para os gases, incluindo os gases residuais, em volume (metros cúbicos normais);

b) Um fator de cálculo utilizado pelo Regulamento (UE) n.o 601/2012 (ou seja, a composição de uma matéria ou combustível ou gás residual);

c) A quantidade líquida de calor mensurável e os parâmetros necessários para determinar essa quantidade, nomeadamente: — o fluxo mássico do meio de transferência térmica, — a entalpia do meio de transferência térmica de transmissão e de retorno, especificada pela composição, temperatura, pressão e saturação;

d) As quantidades de calor não mensurável, especificadas pelas quantidades de combustíveis pertinentes utilizados para produzir o calor, e o poder calorífico inferior (PCI) do cabaz de combustíveis;

e) As quantidades de eletricidade;

f) As quantidades de CO2 transferido entre instalações.

Entende-se por «metodologia de determinação» uma das metodologias seguintes:

a) Uma metodologia de identificação, recolha e tratamento de dados já disponível na instalação para conjuntos de dados históricos;

b) Uma metodologia de monitorização para um determinado conjunto de dados baseada num plano metodológico de monitorização aprovado.

São, além disso, aplicáveis as definições de «fluxo-fonte», «fonte de emissões», «risco inerente», «risco de controlo» e «fator de emissão» estabelecidas no artigo 3.o do Regulamento (UE) n.o 601/2012.

3. MÉTODOS GERAIS

3.1. Métodos aplicáveis

O operador determina os dados para efeitos de elaboração de um relatório de dados de referência, em conformidade com o artigo 4.o, n.o 2, alínea a), utilizando os métodos contidos no presente anexo. Quando o presente anexo não descrever métodos aplicáveis para determinar um conjunto de dados específico, o operador deve aplicar um método adequado, sujeito à aprovação, pela autoridade competente, do plano metodológico de monitorização, em conformidade com o artigo 6.o. Um método é considerado adequado se o operador assegurar que todas as medições, análises, recolhas de amostras, calibrações e validações para a determinação do conjunto de dados específico são realizadas mediante a aplicação de métodos baseados em normas EN correspondentes. Se tais normas não estiverem disponíveis, os métodos devem basear-se em normas ISO ou normas nacionais adequadas. Se não existirem normas publicadas aplicáveis, devem ser utilizados projetos de normas adequados, orientações de melhores práticas da indústria ou outras metodologias cientificamente comprovadas que limitem distorções na amostragem e na medição.

3.2. Abordagem para atribuição de dados a subinstalações

1. Se os dados de um conjunto de dados específico não estiverem disponíveis para cada subinstalação, o operador deve propor um método adequado para determinar os dados necessários para cada subinstalação, exceto nos casos referidos no artigo 10. o , n. o 3, segundo e terceiro parágrafos. Para este efeito, deve ser aplicado um dos seguintes princípios, nomeadamente aquele que permitir obter resultados mais exatos: a) Se forem produzidos produtos diferentes, um após outro, na mesma linha de produção, os fatores de produção, os resultados e as emissões correspondentes são atribuídos sequencialmente a cada subinstalação com base no tempo de utilização por ano; b) Os fatores de produção, os resultados e as emissões correspondentes são atribuídos com base na massa ou no volume de cada um dos produtos produzidos ou em estimativas baseadas no rácio entre entalpias livres das reações químicas envolvidas, ou noutra matriz de distribuição adequada que seja corroborada por uma metodologia científica sólida.

2. Se vários instrumentos de medição de qualidade diferente contribuírem para os resultados de medição, deve ser utilizado um dos seguintes métodos para dividir pelas subinstalações os dados relativos às quantidades de matérias, de combustíveis, de calor mensurável ou de eletricidade recolhidos a nível da instalação: a) Determinação da divisão com base num método de determinação, tal como submedição, estimativa, correlação, utilizado igualmente para cada subinstalação. No caso de a soma dos dados relativos às subinstalações ser diferente dos dados determinados separadamente para a instalação, deve aplicar-se um «fator de reconciliação» para corrigir uniformemente os dados de modo a que correspondam ao total da instalação, tal como a seguir indicado: FRec = DInst /Σ DSI (Equação 1) em que FRec é o fator de reconciliação, DInst é o valor dos dados determinado para a instalação como um todo, e DSI corresponde aos valores dos dados para as diferentes subinstalações. Os dados para cada subinstalação são então corrigidos da seguinte forma: DSI,corr = DSI × FRec (Equação 2) b) Se apenas os dados relativos a uma subinstalação forem desconhecidos ou de qualidade inferior em relação aos dados de outras subinstalações, os dados das subinstalações conhecidos podem ser subtraídos do total dos dados da instalação. Este método é preferido apenas para subinstalações que contribuem com menores quantidades de licenças de emissão atribuídas à instalação.

3.3. Instrumentos de medição ou procedimentos que não estão sob o controlo do operador

O operador pode utilizar sistemas de medição ou procedimentos analíticos fora do seu próprio controlo:

a) Se não tiver o seu próprio instrumento de medição ou procedimento analítico disponível para a determinação de um conjunto de dados específico;

b) Se a determinação de um conjunto de dados por intermédio dos seus próprios instrumentos de medição ou procedimentos analíticos for tecnicamente inviável ou implicar custos excessivos;

c) Se demonstrar, a contento da autoridade competente, que o sistema de medição ou procedimento analítico fora do seu controlo permite obter resultados mais fiáveis e é menos propenso a risco de controlo.

Para o efeito, o operador pode utilizar uma das seguintes fontes de dados:

a) Os montantes das faturas emitidas por um parceiro comercial, desde que se realize uma transação comercial entre dois parceiros comerciais independentes;

b) Leituras diretas efetuadas nesses sistemas de medição;

c) Utilização de correlações empíricas fornecidas por um organismo competente e independente, como, por exemplo, fornecedores de equipamentos, prestadores de serviços de engenharia ou laboratórios acreditados.

3.4. Métodos de determinação indireta

Se não for possível aplicar um método de medição ou de análise direta a um conjunto de dados necessários, nomeadamente, para os casos em que o calor mensurável líquido segue diferentes processos de produção, o operador deve propor a utilização de métodos de determinação indireta, tais como:

a) Cálculo com base num processo químico ou físico conhecido, utilizando valores adequados e aceites na literatura técnica para as propriedades físicas e químicas das substâncias envolvidas, fatores estequiométricos e propriedades termodinâmicas adequadas, tais como entalpias de reação, consoante o caso;

b) Cálculo com base em dados da conceção da instalação, tais como a eficiência energética de unidades técnicas ou o consumo de energia calculado por unidade produzida;

c) Correlações com base em testes empíricos para determinar valores estimativos para o conjunto de dados necessários a partir de equipamento não calibrado ou de dados documentados em protocolos de produção. Para este efeito, o operador deve certificar-se de que a correlação satisfaz os requisitos das boas práticas de engenharia e que é utilizada apenas para determinar valores incluídos na gama para que foi estabelecida. O operador deve avaliar a validade dessas correlações, pelo menos, uma vez por ano.

4. SELEÇÃO DE METODOLOGIAS DE DETERMINAÇÃO E FONTES DE DADOS QUE REPRESENTAM A MAIOR EXATIDÃO POSSÍVEL

4.1. Viabilidade técnica

Se um operador alegar que a aplicação de uma metodologia de determinação específica não é tecnicamente viável, a autoridade competente deve apreciar a viabilidade técnica, tendo em conta a justificação do operador. Essa justificação deve basear-se no facto de o operador dispor dos recursos técnicos capazes para satisfazer as necessidades de um sistema ou requisito proposto, que possam ser aplicados no prazo necessário para efeitos do presente regulamento. Esses recursos técnicos incluem a disponibilidade das necessárias técnicas e tecnologias.

4.2. Custos excessivos

Se um operador alegar que a aplicação de uma metodologia de determinação específica implica custos excessivos, a autoridade competente deve apreciar a natureza excessiva dos custos, tendo em conta a justificação do operador.

A autoridade competente considera os custos excessivos se os custos estimados pelo operador excederem os benefícios de uma metodologia de determinação específica. Para o efeito, os benefícios são calculados multiplicando um fator de melhoria por um preço de referência de 20 EUR por licença de emissão e os custos incluem um período de amortização adequado, baseado na duração da vida útil do equipamento, se aplicável.

O fator de melhoria corresponde a 1 % da atribuição mais recente de licenças de emissão a título gratuito à subinstalação. Em derrogação deste método de cálculo, a autoridade competente pode autorizar os operadores a determinarem o fator de melhoria como 1 % do equivalente de CO2 afetado. O equivalente de CO2 afeto corresponde a um dos seguintes valores, consoante o parâmetro para o qual a melhoria da metodologia é ponderada:

a) No caso dos combustíveis ou das matérias que contêm carbono, incluindo gases residuais, as emissões que resultariam da conversão em CO2 do carbono contido na quantidade anual de combustível ou matéria;

b) No caso das emissões monitorizadas por uma metodologia baseada em medição, as emissões anuais da respetiva fonte de emissões;

c) No caso do calor mensurável, a respetiva quantidade anual de calor mensurável multiplicada pelo parâmetro de referência relativo ao calor;

d) No caso do calor não mensurável, a respetiva quantidade anual de calor não mensurável multiplicada pelo parâmetro de referência relativo a combustíveis;

e) No caso da eletricidade, a respetiva quantidade anual de eletricidade multiplicada pelo fator especificado no artigo 22.o, n.o 3;

f) No caso da quantidade de um produto a que se aplica um parâmetro de referência relativo a produtos, a quantidade anual preliminar de licenças de emissão atribuídas a título gratuito à subinstalação determinada em conformidade com o artigo 16.o, n.o 2, para o primeiro ano do respetivo período de atribuição. Se o parâmetro de referência pertinente ainda não tiver sido determinado em conformidade com o artigo 10.o-A, n.o 2, da Diretiva 2003/87/CE, utiliza-se o respetivo parâmetro de referência especificado no anexo I do presente regulamento.

Não se considera que as medidas relativas à melhoria da metodologia de monitorização de uma instalação implicam custos excessivos se não excederem um montante acumulado de 2 000 EUR por ano. Para instalações com um baixo nível de emissões, na aceção do artigo 47.o do Regulamento (UE) n.o 601/2012, esse limiar é de 500 EUR por ano.

4.3. Processo

Para determinar as fontes de dados disponíveis mais exatas, o operador seleciona as fontes de dados mais exatas que sejam tecnicamente viáveis e não impliquem custos excessivos, e que assegurem um fluxo de dados com menores riscos inerentes e riscos de controlo (a seguir designadas por «fontes de dados primários»). O operador utiliza as fontes de dados primários para efeitos de elaboração do relatório de dados de referência.

Para efeitos do sistema de controlo previsto no artigo 11.o, tanto quanto possível sem incorrer em custos excessivos, o operador deve envidar esforços para identificar e utilizar fontes de dados ou métodos adicionais para determinar dados que permitam corroborar as fontes de dados primários (a seguir designadas «fontes de dados corroborantes»). As fontes de dados corroborantes selecionadas, caso existam, devem ser documentadas nos procedimentos escritos referidos no artigo 11.o, n.o 2, e no plano metodológico de monitorização.

Para selecionar as fontes de dados primários, o operador compara todas as fontes de dados disponíveis para o mesmo conjunto de dados, utilizando as fontes de dados genéricos enumeradas nos pontos 4.4 a 4.6 e utiliza a fonte de dados considerada mais exata de entre as fontes de dados com classificação mais elevada. Apenas podem ser utilizadas outras fontes de dados se for aplicável uma das derrogações previstas no artigo 7.o, n.o 2. Nesse caso, é aplicada a fonte de dados classificada a seguir, a menos que não seja tecnicamente viável, que implique custos excessivos ou que outra fonte de dados tenha um nível igual ou inferior de incerteza associada. Se necessário, podem ser tidas em conta as fontes de dados seguintes.

Para selecionar as fontes de dados corroborantes, o operador compara todas as fontes de dados disponíveis para o mesmo conjunto de dados, utilizando as fontes de dados genéricos enumeradas nos pontos 4.4 a 4.6 e utiliza outra fonte de dados disponível que não a fonte de dados mais exata.

Para selecionar as fontes de dados, a fim de determinar todos os dados necessários em conformidade com o anexo IV, o operador procede como se segue, em relação aos principais tipos de conjuntos de dados referidos:

a) Para determinar as quantidades de produtos, combustíveis e outras matérias, o operador tem em conta as fontes de dados genéricos e a sua hierarquia, previstas no ponto 4.4 do presente anexo;

b) Para determinar as quantidades de fluxos de energia (calor mensurável ou não mensurável, eletricidade), o operador tem em conta as fontes de dados genéricos e a sua hierarquia, previstas no ponto 4.5 do presente anexo;

c) Para determinar as propriedades de produtos, combustíveis e outras matérias, o operador tem em conta as fontes de dados genéricos e a sua hierarquia, previstas no ponto 4.6 do presente anexo.

Com o intuito de melhorar o plano metodológico de monitorização, o operador deve verificar regularmente e, pelo menos, uma vez por ano, se foram disponibilizadas novas fontes de dados. Essas novas fontes de dados devem ser aplicadas se forem consideradas mais exatas, em conformidade com a classificação descrita nos pontos 4.4 a 4.6, e o plano metodológico de monitorização deve ser alterado em conformidade com o artigo 9.o.

4.4. Seleção de fontes de dados para a quantificação de matérias e combustíveis

São utilizadas as seguintes fontes de dados genéricos para selecionar as mais exatas disponíveis para determinar quantidades (expressas em toneladas ou Nm3) de matérias, combustíveis, gases residuais ou produtos que entram ou saem da instalação ou de qualquer subinstalação:

a) Métodos em conformidade com o plano de monitorização aprovado nos termos do Regulamento (UE) n.o 601/2012;

b) Leituras de instrumentos de medição sujeitos a controlo metrológico legal nacional ou instrumentos de medição em conformidade com os requisitos da Diretiva 2014/31/UE do Parlamento Europeu e do Conselho (1) ou da Diretiva 2014/32/UE do Parlamento Europeu e do Conselho (2) para determinação direta de um conjunto de dados;

c) Leituras de instrumentos de medição sob controlo do operador para determinação direta de um conjunto de dados não abrangido pela alínea b);

d) Leituras de instrumentos de medição não estão sob o controlo do operador para determinação direta de um conjunto de dados não abrangido pela alínea b);

e) Leituras de instrumentos de medição para determinação indireta de um conjunto de dados, desde seja estabelecida uma correlação adequada entre a medição e o conjunto de dados em causa, em conformidade com o ponto 3.4;

f) Outros métodos, em especial relativos a dados históricos ou quando o operador não conseguir identificar nenhuma outra fonte de dados disponível.

Para a seleção das fontes de dados para efeitos do artigo 7.o, n.o 1, apenas as fontes de dados enumeradas no primeiro parágrafo, alíneas a) e b), são consideradas representativas da maior exatidão possível, ao passo que a fonte de dados referida na alínea a) do mesmo parágrafo deve ser utilizada na medida em que abranja o respetivo conjunto de dados. As fontes de dados referidas no primeiro parágrafo, alíneas c) a f), são consideradas menos exatas pela ordem hierárquica descendente da alínea c) à alínea f).

4.5. Seleção de fontes de dados para a quantificação de fluxos de energia

São utilizadas as seguintes fontes de dados genéricos para selecionar as mais exatas disponíveis para determinar quantidades (expressas em TJ ou GWh) de calor mensurável ou eletricidade que entra ou sai da instalação ou de qualquer subinstalação:

a) Leituras de instrumentos de medição sujeitos a controlo metrológico legal nacional ou instrumentos de medição em conformidade com os requisitos da Diretiva 2014/31/UE ou da Diretiva 2014/32/UE para determinação direta de um conjunto de dados;

b) Leituras de instrumentos de medição sob controlo do operador para determinação direta de um conjunto de dados não abrangido pela alínea a);

c) Leituras de instrumentos de medição não estão sob o controlo do operador para determinação direta de um conjunto de dados não abrangido pela alínea a);

d) Leituras de instrumentos de medição para determinação indireta de um conjunto de dados, desde seja estabelecida uma correlação adequada entre a medição e o conjunto de dados em causa, em conformidade com o ponto 3.4;

e) Cálculo de um valor de substituição para determinar quantidades líquidas de calor mensurável, em conformidade com o método 3 descrito no ponto 7.2;

f) Outros métodos, em especial relativos a dados históricos ou quando o operador não conseguir identificar nenhuma outra fonte de dados disponível.

Para a seleção das fontes de dados para efeitos do artigo 7.o, n.o 1, apenas a fonte de dados referida no primeiro parágrafo, alíneas a), é considerada representativa da maior exatidão possível. As fontes de dados referidas no primeiro parágrafo, alíneas b) a f), são consideradas menos exatas pela ordem hierárquica descendente da alínea b) à alínea f).

Nos casos em que não estejam disponíveis informações para alguns parâmetros (tais como a temperatura e a quantidade de retorno de condensados) necessários para determinar os fluxos líquidos de calor mensurável, são aplicadas as disposições do ponto 7. De acordo com o ponto 7, devem ser determinados vários parâmetros de modo a conseguir obter quantidades líquidas anuais de calor mensurável. Por conseguinte, quando se desvie da seleção de fontes de dados que representem a maior exatidão possível, o resultado global da quantidade líquida anual de calor deve ser considerado como motivo da avaliação simplificada da incerteza realizada em conformidade com o artigo 7.o, n.o 2, alínea c), com vista à seleção dos métodos referidos no primeiro parágrafo, alíneas b) a f).

4.6. Seleção de fontes de dados para as propriedades de matérias

São utilizadas as seguintes fontes de dados genéricos para selecionar as mais exatas disponíveis para determinar propriedades como a humidade ou a pureza da substância, o teor de carbono, o poder calorífico inferior, o teor de biomassa, etc., de produtos, matérias, combustíveis ou gases residuais como fatores de produção ou resultados da instalação ou subinstalação:

a) Métodos para a determinação de fatores de cálculo em conformidade com o plano de monitorização aprovado nos termos do Regulamento (UE) n.o 601/2012;

b) Análises laboratoriais em conformidade com o ponto 6.1;

c) Análises laboratoriais simplificadas em conformidade com o ponto 6.2;

d) Valores constantes baseados numa das seguintes fontes de dados: — fatores normalizados utilizados pelo Estado-Membro no seu inventário nacional apresentado ao Secretariado da Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Alterações Climáticas, — valores referidos na literatura acordados com a autoridade competente, incluindo fatores normalizados publicados por esta última, que sejam compatíveis com os fatores mencionados na subalínea anterior, mas que representem fontes mais desagregadas de fluxos de combustível, — valores especificados e garantidos pelo fornecedor de um combustível ou matéria, se o operador puder demonstrar, a contento da autoridade competente, que o teor de carbono apresenta um intervalo de confiança a 95 % não superior a 1 %;

e) Valores constantes baseados numa das seguintes fontes de dados: — fatores normalizados e fatores estequiométricos enumerados no anexo VI do Regulamento (UE) n.o 601/2012 ou nas orientações do Painel Intergovernamental sobre as Alterações Climáticas (PIAC), — valores baseados em análises realizadas no passado, se o operador puder demonstrar, a contento da autoridade competente, que estes são representativos dos futuros lotes do mesmo combustível ou matéria, — outros valores baseados em provas científicas.

Para a seleção das fontes de dados para efeitos do artigo 7.o, n.o 1, apenas as fontes de dados referidas no primeiro parágrafo, alíneas a) e b), são consideradas representativas da maior exatidão possível, ao passo que a fonte de dados referida na alínea a) do mesmo parágrafo deve ser utilizada na medida em que abranja o respetivo conjunto de dados. As fontes de dados referidas no primeiro parágrafo, alíneas c) a e), são consideradas menos exatas pela ordem hierárquica descendente da alínea c) à alínea e).

5. MÉTODOS PARA A DETERMINAÇÃO DE QUANTIDADES ANUAIS DE MATÉRIAS E COMBUSTÍVEIS

Se o operador tiver de determinar quantidades anuais de combustíveis ou materiais, incluindo produtos relacionados com instalações abrangidas por um parâmetro de referência relativo a produtos, deve fazê-lo a nível da instalação ou de cada uma das subinstalações em causa, conforme necessário, mediante de uma das seguintes formas:

a) Com base na medição contínua no processo em que a matéria é consumida ou produzida;

b) Com base na agregação das medições das quantidades entregues ou produzidas separadamente, tendo em conta alterações pertinentes das existências.

Para efeitos do primeiro parágrafo, alínea b), a quantidade de combustíveis ou matérias consumidos durante o ano civil na instalação ou subinstalação é calculada como a quantidade de combustíveis ou matérias importados durante o ano civil, menos a quantidade de combustíveis ou matérias exportados, mais as existências de combustíveis ou matérias no início do ano civil, menos as existências de combustíveis ou matérias no final do ano civil.

Para efeitos do primeiro parágrafo, alínea b), a quantidade de produtos ou outras matérias exportados durante o ano civil é calculada como a quantidade de matérias ou produtos exportados durante o período de informação, menos a quantidade importada ou reciclada para o processo, menos as existências de produtos ou matérias no início do ano civil, mais as existências de produtos ou matérias no final do ano civil.

Caso a determinação das existências por medição direta não seja tecnicamente viável ou implique custos excessivos, o operador pode estimar essas quantidades com base em:

a) Dados de anos anteriores correlacionados com os níveis de atividade adequados para o período de informação;

b) Procedimentos documentados e respetivos dados constantes de demonstrações financeiras auditadas relativas ao período de informação.

Caso a determinação das quantidades de produtos, matérias ou combustíveis relativos a todo o ano civil não seja tecnicamente viável ou implique custos excessivos, o operador pode escolher o dia seguinte mais adequado para separar um ano de informação do seguinte, e proceder à reconciliação de acordo com o ano civil necessário. Os desvios no que respeita a um ou mais produtos, matérias ou combustíveis devem ser claramente registados, constituir a base de um valor representativo para o ano civil e ser tidos em conta de forma coerente no ano seguinte.

6. REQUISITOS PARA ANÁLISES LABORATORIAIS E A AMOSTRAGEM CONEXA

6.1. Requisitos para análises laboratoriais

Se o operador tiver de realizar análises laboratoriais para determinar propriedades (incluindo humidade, pureza, concentração, teor de carbono, fração de biomassa, poder calorífico inferior, densidade) de produtos, matérias, combustíveis ou gases residuais, ou para estabelecer correlações entre parâmetros para efeitos de determinação indireta dos dados necessários, as análises devem ser realizadas em conformidade com os artigos 32.o a 35.o do Regulamento (UE) n.o 601/2012, utilizando um plano de amostragem aprovado para garantir que as amostras são representativas do lote a que dizem respeito. Caso o anexo VII do Regulamento (UE) n.o 601/2012 não preveja a frequência mínima de análise adequada para um determinado produto, matéria ou combustível, o operador deve propor uma frequência de análise adequada para aprovação pela autoridade competente, com base em informações sobre a heterogeneidade do produto, matéria ou combustível.

6.2. Requisitos simplificados para determinadas análises laboratoriais

Caso o operador demonstre, a contento da autoridade competente, que as análises realizadas em conformidade com o ponto 6.1 são tecnicamente inviáveis ou implicariam custos excessivos, deve realizar as necessárias análises com base nas melhores práticas do setor, ou utilizar valores de substituição aceites, em conjugação com uma correlação empírica com um parâmetro acessível mais fácil, determinados, pelo menos, uma vez por ano, em conformidade com o ponto 6.1.

7. REGRAS PARA A DETERMINAÇÃO DO CALOR MENSURÁVEL LÍQUIDO

7.1. Princípios

As quantidades de calor mensurável devem sempre referir-se à quantidade líquida de calor mensurável, determinada como o teor de calor (entalpia) do fluxo de calor transmitido para o processo ou utilizador externo consumidor de calor, menos o teor de calor do fluxo de retorno.

Os processos consumidores de calor necessários para o funcionamento da produção e distribuição de calor, tais como a extração de ar, a preparação de água de compensação e as purgas regulares, devem ser tidos em conta na eficiência do sistema de calor e, por conseguinte, não podem ser considerados processos consumidores de calor elegíveis para atribuição de licenças.

Nos casos de meios de calor utilizados por vários processos consecutivos e cujo calor é consumido a partir de diferentes níveis de temperatura, a quantidade de calor consumido por cada processo consumidor de calor deve ser determinada separadamente, a menos que os processos estejam abrangidos pela mesma subinstalação. O reaquecimento do meio de transferência entre processos consumidores de calor consecutivos deve ser tratado como produção de calor adicional.

Caso o calor seja utilizado para fornecer refrigeração mediante um processo de refrigeração por absorção, esse processo de refrigeração deve ser considerado como processo consumidor de calor.

7.2. Metodologias para a determinação de quantidades líquidas de calor mensurável

Para efeitos da seleção de fontes de dados para a quantificação de fluxos de energia, em conformidade com o ponto 4.5, devem ser tidas em conta as seguintes metodologias para a determinação de quantidades líquidas de calor mensurável:

Método 1: Utilização de medições

De acordo com este método, o operador mede todos os parâmetros pertinentes, nomeadamente, a temperatura, a pressão, o estado do meio de transmissão e de retorno de calor. No caso do vapor, o estado do meio refere-se à sua saturação ou ao grau de sobreaquecimento. Além disso, o operador mede o caudal (volúmico) do meio de transferência térmica. Com base nos valores medidos, o operador determina a entalpia e o volume específico do meio de transferência térmica utilizando tabelas de vapor adequadas ou programas informáticos de engenharia.

O caudal mássico do meio é calculado como

(Equação 3)

Em que ṁ é o caudal mássico em kg/s, V é o caudal volúmico em m3/s e υ é o volume específico em m3/kg.

Como o caudal mássico é considerado o mesmo para o meio de transmissão e de retorno, o fluxo térmico é calculado com base na diferença de entalpia entre o fluxo transmitido e o retornado, do seguinte modo:

= ( h fluxo – h retorno ) · ṁ (Equação 4)

Em que Q é o fluxo térmico em kJ/s, hfluxo , é a entalpia do fluxo transmitido em kJ/kg, hretorno é a entalpia do fluxo de retorno em kJ/kg, e ṁ é o caudal mássico em kg/s.

No caso de vapor ou água quente utilizado como meio de transferência térmica, se não houver retorno dos condensados, ou se não for viável estimar a entalpia do retorno dos condensados, o operador deverá determinar hretorno com base numa temperatura de 90 °C.

Caso se saiba que os caudais mássicos não são idênticos, aplica-se o seguinte:

— caso o operador demonstre, a contento da autoridade competente, que os condensados permanecem no produto (por exemplo, em processos de «injeção de vapor vital»), a respetiva quantidade da entalpia de condensados não é deduzida,

— caso se saiba que o meio de transferência térmica é perdido (por exemplo, devido a fugas ou a descargas para a rede de esgotos), é deduzido um valor estimativo do respetivo fluxo mássico do fluxo mássico do meio de transferência do calor transmitido.

Para determinar o fluxo de calor líquido anual a partir dos dados supramencionados, o operador, sob reserva dos equipamentos de medição e do tratamento de dados disponíveis, utiliza um dos seguintes métodos:

— determinar valores médios anuais para os parâmetros que determinam a entalpia média anual do meio de transmissão e de retorno de calor, e multiplicar pelo fluxo mássico anual total, utilizando a equação 4,

— determinar os valores horários do fluxo de calor e somar esses valores ao longo do tempo de funcionamento anual total do sistema de aquecimento. Sob reserva do sistema de tratamento de dados, os valores horários podem ser substituídos por outros intervalos de tempo, conforme adequado.

Método 2: Utilização da documentação

O operador determina quantidades líquidas de calor mensurável com base em documentos, em conformidade com o ponto 4.6, desde que as quantidades de calor aí indicadas se baseiem em medições ou em métodos de estimativa razoáveis, em conformidade com o ponto 3.4.

Método 3: Cálculo de um valor de substituição com base na eficiência medida

O operador determina quantidades líquidas de calor mensurável com base na utilização de combustíveis e na eficiência medida relacionadas com a produção de calor:

Q = ηH · EUT (Equação 5) EUT = Σ DAi · PCIi (Equação 6)

Em que Q é a quantidade de calor expressa em TJ, ηΗ é a eficiência medida da produção de calor, EUT é a energia utilizada proveniente de combustíveis, DAi são aos dados da atividade anuais (ou seja, as quantidades consumidas) dos combustíveis i, e PCIi é o poder calorífico inferior dos combustíveis i.

O valor de ηΗ é medido pelo operador ao longo de um período razoavelmente longo, que tome suficientemente em conta diferentes estados de carga da instalação, ou extraído da documentação do fabricante. A este respeito, a curva de carga específica da parte é tida em conta mediante a utilização de um fator de carga anual:

LF = EUT /EMáx (Equação 7)

Em que CF é o fator de carga, EUT é a energia utilizada determinada por meio da equação 6 ao longo do ano civil, e EMáx é o máximo de combustível utilizado caso a unidade produtora de calor funcionasse a 100 % da carga nominal durante todo o ano civil.

A eficiência deve basear-se numa situação em que todos os condensados são retornados. É assumida uma temperatura de 90 °C para os condensados retornados.

Método 4: Cálculo de um valor de substituição com base na eficiência de referência

Este método é idêntico ao método 3, mas utilizando uma eficiência de referência de 70 % (ηRef,Η = 0,7) na equação 5.

7.3. Distinção entre aquecimento urbano, calor abrangido pelo CELE e calor não abrangido pelo CELE

Se uma instalação importar calor mensurável, o operador deve determinar separadamente a quantidade de calor proveniente de instalações abrangidas pelo CELE e de entidades não abrangidas pelo CELE. Se uma instalação consumir calor mensurável exportado de uma subinstalação abrangida por um parâmetro de referência relativo ao ácido nítrico, o operador deve determinar essa quantidade de calor consumido separadamente de outro calor mensurável.

Se uma instalação exportar calor mensurável, o operador deve determinar separadamente a quantidade de calor exportado para instalações abrangidas pelo CELE e para entidades não abrangidas pelo CELE. Além disso, o operador deve determinar separadamente as quantidades de calor que se qualificam como aquecimento urbano.

8. REGRAS PARA A ATRIBUIÇÃO DE COMBUSTÍVEIS E EMISSÕES RESULTANTES DA PRODUÇÃO COMBINADA DE CALOR E ELETRICIDADE (PCCE), PARA EFEITOS DE ATUALIZAÇÃO DOS PARÂMETROS DE REFERÊNCIA

Este ponto aplica-se às situações em que um operador, para efeitos de atualização dos parâmetros de referência, deve atribuir fatores de produção, resultados e emissões de unidades de cogeração a subinstalações.

Para efeitos do presente ponto, o termo «cogeração» é utilizado na aceção do artigo 2.o, ponto 30), da Diretiva 2012/27/UE do Parlamento Europeu e do Conselho (3).

As emissões de uma unidade de cogeração são determinadas como

EmPCCE= Σ DAi · PCIi · FEi + EmLGC (Equação 8)

Em que EmPCCE são as emissões anuais da unidade de cogeração expressas em t CO2, DAi são os dados da atividade anuais (ou seja, as quantidades consumidas) dos combustíveis i utilizados na unidade de PCCE, expressos em toneladas ou Nm3, PCIi são os poderes caloríficos inferiores dos combustíveis i expressos como TJ/t ou TJ/Nm3, e FEi são os fatores de emissão dos combustíveis i expressos em t CO2/TJ. EmLGC são emissões de processo resultantes da limpeza dos gases de combustão, expressas em t CO2.

A energia entrada na unidade de PCCE é calculada em conformidade com a equação 6. As eficiências médias anuais respetivas da produção de calor e da eletricidade (ou da energia mecânica, se aplicável) são calculadas da seguinte forma:

ηcalor = Qlíq /EUT (Equação 9) ηel = Eel /EUT (Equação 10)

Em que ηcalor (adimensional) é a eficiência média anual da produção de calor, Qlíq é a quantidade líquida anual de calor produzido pela unidade de cogeração expressa em TJ e determinada em conformidade com o ponto 7.2, EUT é a energia utilizada determinada por meio da equação 6 expressa em TJ, ηel (adimensional) é a eficiência média anual da produção de eletricidade, e Eel é a produção líquida anual de eletricidade da unidade de cogeração, expressa como TJ.

Caso o operador demonstre, a contento da autoridade competente, que a determinação das eficiências ηcalor e ηel é tecnicamente inviável ou implicaria custos excessivos, devem ser utilizados valores baseados na documentação técnica (valores de conceção) da instalação. Se esses valores não estiverem disponíveis, utilizam-se os valores por defeito prudentes de ηcalor = 0,55 e de ηel = 0,25.

Os fatores de atribuição para o calor e a eletricidade produzidos a partir da PCCE são calculados como

(Equação 11) (Equação 12)

Em que FPCCE,Calor é o fator de atribuição para o calor e FPCCE,El é o fator de atribuição para a eletricidade (ou a energia mecânica, se aplicável), ambos expressos sem dimensão, ηref, calor é a eficiência de referência para a produção de calor numa caldeira autónoma, e ηref, el é a eficiência de referência da produção de eletricidade sem cogeração. Para as eficiências de referência, o operador deve utilizar os valores específicos dos combustíveis adequados que constam do Regulamento Delegado (UE) 2015/2402 da Comissão (4), sem aplicar os fatores de correção relativos às perdas da rede evitadas que constam do anexo IV desse regulamento.

Para atribuir a utilização de energia ou as emissões da unidade de cogeração à produção de calor e de eletricidade (ou de energia mecânica, se aplicável), o operador deve multiplicar o total de energia utilizada ou de emissões pelo respetivo fator de atribuição para o calor ou a eletricidade.

O fator de emissão específico do calor mensurável relacionado com a PCCE a utilizar para a atribuição de emissões relacionadas com o calor a subinstalações, em conformidade com o ponto 10.1.2, é calculado como

FEPCCE,Calor = EmPCCE · FPCCE,Calor /Qlíq (Equação 13)

Em que EFPCCE, calor é o fator de emissão para a produção de calor mensurável na unidade de cogeração expresso em t CO2/TJ.

9. PROCEDIMENTO PARA MANTER O REGISTO DOS CÓDIGOS PRODCOM DOS PRODUTOS

Com o objetivo de corrigir a atribuição de dados a subinstalações, o operador deve manter uma lista de todos os produtos produzidos na instalação e dos seus códigos PRODCOM aplicáveis, com base na NACE Rev. 2. Com base nessa lista, o operador deve:

— atribuir os produtos e os seus valores de produção anual a subinstalações abrangidas por um parâmetro de referência relativo a produtos, em conformidade com as definições de produtos previstas no anexo I, se for caso disso,

— atribuir os fatores de produção, resultados e emissões separadamente a subinstalações relacionadas com setores expostos a um risco significativo de fuga de carbono ou com setores não expostos a tais riscos, em conformidade com o artigo 10.o, tendo em conta as informações recolhidas.

Para este efeito, o operador deve estabelecer, documentar, aplicar e manter um procedimento para verificar regularmente se os produtos produzidos na instalação estão conformes com os códigos PRODCOM aplicados durante a elaboração do plano metodológico de monitorização. Este procedimento deve, além disso, conter disposições para identificar se a instalação produz um produto novo pela primeira vez, e para garantir que o operador determina o código PRODCOM aplicável para o novo produto, o adiciona à lista de produtos e atribui os fatores de produção, resultados e emissões conexos à subinstalação adequada.

10. REGRAS PARA A DETERMINAÇÃO DAS EMISSÕES A NÍVEL DA SUBINSTALAÇÃO PARA EFEITOS DE ATUALIZAÇÃO DOS PARÂMETROS DE REFERÊNCIA

10.1. Emissões a nível da subinstalação

Para efeitos do artigo 10.o, o operador deve atribuir as emissões totais da instalação às subinstalações, aplicando, se for o caso, o disposto nos pontos 3.2 e 10.1.1 a 10.1.5.

10.1.1. Atribuição direta de fluxos-fonte ou fontes de emissões

1. As emissões provenientes de fluxos-fonte ou fontes de emissões que servem apenas uma subinstalação são atribuídas a essa subinstalação na totalidade. Caso o operador utilize um balanço de massas, os fluxos-fonte de saída devem ser subtraídos em conformidade com o artigo 25. o do Regulamento (UE) n. o 601/2012. Para evitar a dupla contagem, os fluxos-fonte convertidos em gases residuais, com exceção dos gases residuais produzidos e consumidos integralmente na mesma subinstalação abrangida por um parâmetro de referência relativo a produtos, não podem ser atribuídos seguindo essa abordagem.

2. Apenas no caso de fluxos-fonte ou fontes de emissões que servem mais do que uma subinstalação são aplicadas as seguintes abordagens para a atribuição de emissões: — as emissões de fluxos-fonte ou fontes de emissões utilizadas para a produção de calor mensurável devem ser atribuídas a subinstalações em conformidade com o ponto 10.1.2, — se os gases residuais não forem utilizados na subinstalação abrangida por um parâmetro de referência relativo a produtos em que são produzidos, as emissões deles decorrentes devem ser atribuídas em conformidade com o ponto 10.1.5, — se as quantidades de fluxos-fonte atribuíveis a subinstalações forem determinadas por medição antes da utilização na subinstalação, o operador deve aplicar a metodologia adequada, em conformidade com o ponto 3.2, — se não for possível atribuir as emissões de fluxos-fonte ou fontes de emissões em conformidade com outras abordagens, aquelas devem ser atribuídas mediante parâmetros correlacionados já atribuídos a subinstalações em conformidade com o ponto 3.2. Para o efeito, o operador deve atribuir quantidades de fluxos-fonte e as respetivas emissões em proporção ao rácio em que esses parâmetros são atribuídos a subinstalações. Os parâmetros adequados incluem a massa dos produtos produzidos, a massa ou o volume dos combustíveis ou matérias consumidos, a quantidade de calor não mensurável produzido, as horas de funcionamento, ou as eficiências do equipamento conhecidas.

10.1.2. Emissões atribuíveis ao calor mensurável

Caso a subinstalação consuma calor mensurável produzido na instalação, o operador deve determinar, se aplicável, as emissões relacionadas com o calor utilizando um dos métodos seguintes.

1. Para o calor mensurável produzido a partir da queima de combustíveis na instalação, exceto o calor produzido pela cogeração, o operador determina o fator de emissão do cabaz de combustíveis em causa e calcula as emissões atribuíveis à subinstalação como EmQ,subinst = FEcabaz · Qconsumida,subinst /η (Equação 14) Em que EmQ,subinst são as emissões relacionadas com o calor da subinstalação expressas em t CO2, FEcabaz é o fator de emissão do respetivo cabaz de combustíveis expresso em t CO2/TJ, incluindo as emissões resultantes da limpeza dos gases de combustão, se aplicável, Qconsumida,subinst é a quantidade de calor mensurável consumida na subinstalação expressa em TJ, e η é a eficiência do processo de produção de calor. FEcabaz é calculado como FEcabaz = (Σ DAi · PCIi · FEi + EmLGC )/(Σ DAi · PCIi ) (Equação 15) Em que ADi são os dados da atividade anuais (ou seja, as quantidades consumidas) dos combustíveis i utilizados para a produção de calor mensurável, expressos em toneladas ou Nm3, PCIi são os poderes caloríficos inferiores dos combustíveis i expressos em TJ/t ou TJ/Nm3, e FEi são os fatores de emissão dos combustíveis i expressos em t CO2/TJ. EmDGC são emissões de processo resultantes da limpeza dos gases de combustão, expressas em t CO2. Se o cabaz de combustíveis utilizado incluir um gás residual, o fator de emissão desse gás residual é ajustado antes do cálculo do FEcabaz , em conformidade com o ponto 10.1.5, alínea b).

2. Para o calor mensurável produzido em unidades de cogeração onde os combustíveis são queimados na instalação, o operador determina o fator de emissão do cabaz de combustíveis em causa e calcula as emissões atribuíveis à subinstalação como EmQ,PCCE,subinst = FEPCCE,Calor · Qcons,PCCE,subinst (Equação 16) Em que EmQ,PCCE,subinst são as emissões relacionadas com o calor resultante da PCCE da subinstalação expressas em t CO2, FEPCCE,Calor é o fator de emissão da parte do calor da unidade de cogeração, determinado em conformidade com o ponto 8, expresso em t CO2/TJ, incluindo as emissões resultantes da limpeza dos gases de combustão, se aplicável, e Qcons,PCCE,subinst é a quantidade de calor mensurável produzido por cogeração na instalação e consumido na subinstalação expresso em TJ. Se o cabaz de combustíveis utilizado na unidade de cogeração incluir um gás residual, o fator de emissão desse gás residual é ajustado antes do cálculo do FEPCCE,Calor , em conformidade com o ponto 10.1.5, alínea b).

3. Caso seja recuperado calor mensurável de processos cobertos por uma subinstalação abrangida por um parâmetro de referência relativo a produtos, uma subinstalação abrangida por um parâmetro de referência relativo a combustíveis ou uma subinstalação com emissões de processo, o operador deve comunicar essas quantidades de calor como sendo transferidas entre as subinstalações em causa no relatório de dados de referência, em conformidade com o artigo 4.o, n.o 2, alínea a).

4. Caso seja importado calor mensurável de outras instalações abrangidas pelo CELE ou de instalações ou entidades não abrangidas pelo CELE, o fator de emissão relacionado com a produção desse calor deve ser comunicado, se estiver disponível.

5. O operador deve atribuir zero emissões ao calor mensurável produzido a partir da eletricidade, mas comunicar as quantidades de calor mensurável conexas no relatório de dados de referência, em conformidade com o artigo 4.o, n.o 2, alínea a).

10.1.3. Atribuição de emissões relacionadas com perdas de calor

Caso as perdas de calor mensurável sejam determinadas separadamente das quantidades utilizadas nas subinstalações, por forma a satisfazer o critério estabelecido no artigo 10.o, n.o 5, alínea c), o operador deve adicionar emissões relativas a uma quantidade proporcional de perdas de calor às emissões de todas as subinstalações em que é utilizado calor mensurável produzido na instalação, utilizando fatores de emissão determinados em conformidade com o ponto 10.1.2.

10.1.4. Atribuição de emissões relacionadas com calor não mensurável

A fim de atribuir emissões relacionadas com a utilização de calor não mensurável não incluída numa subinstalação abrangida por um parâmetro de referência relativo a produtos, o operador deve atribuir os fluxos-fonte ou as fontes de emissões em causa a subinstalações em conformidade com o ponto 10.1.1, utilizando os fatores de emissão pertinentes. O operador deve atribuir às utilizações de calor não mensurável apenas combustíveis e fluxos-fonte relacionados com emissões de processo resultantes da limpeza dos gases de combustão.

Se o cabaz de combustíveis utilizado incluir um gás residual, o fator de emissão desse gás residual é ajustado antes da atribuição das respetivas emissões à utilização de calor não mensurável, em conformidade com o ponto 10.1.5, alínea b).

10.1.5. Atribuição de emissões à produção e utilização de gases residuais

As emissões provenientes de gases residuais são divididas em duas partes, exceto quando estes são utilizados na mesma subinstalação abrangida por um parâmetro de referência relativo a produtos em que são produzidos, do seguinte modo:

a) Uma quantidade de emissões atribuídas à produção do gás residual é atribuída à subinstalação abrangida por um parâmetro de referência relativo a produtos onde o gás residual é produzido. Esta quantidade é calculada do seguinte modo: EmWR = VGR · PCIGR · (FEGR – FEGN · Corrn ) (Equação 17) Em que EmGR é a quantidade de emissões atribuídas à produção do gás residual, VGR é o volume do gás residual produzido expresso em Nm3 ou t, PCIGR é o poder calorífico inferior do gás residual expresso em TJ/Nm3 ou TJ/t, FEGR é o fator de emissão do gás residual expresso em t CO2/TJ, FEGN é o fator de emissão do gás natural (56,1 t CO2/TJ), e Corrη é um fator que representa a diferença de eficiências entre a utilização de gás residual e a utilização de gás natural, enquanto combustível de referência. O valor por defeito deste fator é igual a 0,667;

b) Uma quantidade de emissões atribuídas ao consumo do gás residual é atribuída à subinstalação abrangida por um parâmetro de referência relativo a produtos, à subinstalação abrangida por um parâmetro de referência relativo ao calor, à subinstalação de aquecimento urbano ou à subinstalação abrangida por um parâmetro de referência relativo a combustíveis onde é consumida. Esta quantidade é determinada multiplicando-se a quantidade e o poder calorífico inferior do gás residual pelo valor do parâmetro de referência relativo ao calor ou a combustíveis, consoante o caso.

10.2. Emissões atribuídas a subinstalações

O operador deve determinar as emissões atribuídas a cada subinstalação como a soma de:

a) Emissões relacionadas com fluxos-fonte pertinentes para a subinstalação, determinadas em conformidade com o ponto 10.1.1, consoante o caso;

b) Emissões atribuíveis ao calor mensurável consumido na subinstalação, determinadas em conformidade com os pontos 10.1.2 e 10.1.3, consoante o caso;

c) Emissões atribuíveis ao calor não mensurável consumido na subinstalação, determinadas em conformidade com o ponto 10.1.4, consoante o caso;

d) Emissões atribuíveis à produção ou utilização de gases residuais na subinstalação, determinadas em conformidade com o ponto 10.1.5, consoante o caso.

Neste cálculo, o operador deve assegurar-se de que não ocorrem omissões ou duplas contagens de fluxos-fonte.

O operador deve também determinar a diferença entre o total das emissões da instalação e a soma das emissões atribuídas a todas as subinstalações pertinentes da instalação. Se necessário, o operador deve identificar todos os processos que contribuem para essa diferença e corroborar a plausibilidade da atribuição mediante uma estimativa das emissões associadas a estes processos, nomeadamente, com fluxos-fonte utilizados para a produção de eletricidade e para a queima em tocha que não a queima de segurança.

(1) Diretiva 2014/31/UE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 26 de fevereiro de 2014, relativa à harmonização da legislação dos Estados-Membros respeitante à disponibilização de instrumentos de pesagem não automáticos no mercado (JO L 96 de 29.3.2014, p. 107).

(2) Diretiva 2014/32/UE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 26 de fevereiro de 2014, relativa à harmonização da legislação dos Estados-Membros respeitante à disponibilização no mercado de instrumentos de medição (JO L 96 de 29.3.2014, p. 149).

(3) Diretiva 2012/27/UE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 25 de outubro de 2012, relativa à eficiência energética, que altera as Diretivas 2009/125/CE e 2010/30/UE e revoga as Diretivas 2004/8/CE e 2006/32/CE (JO L 315 de 14.11.2012, p. 1).

(4) Regulamento Delegado (UE) 2015/2402 da Comissão, de 12 de outubro de 2015, que revê os valores de referência harmonizados em matéria de eficiência para a produção separada de eletricidade e de calor em conformidade com a Diretiva 2012/27/UE do Parlamento Europeu e do Conselho e que revoga a Decisão de Execução 2011/877/UE da Comissão (JO L 333 de 19.12.2015, p. 54).