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ALLEGATO I
ALLEGATO I Metodi per il monitoraggio delle emissioni di gas a effetto serra A. CALCOLO DELLE EMISSIONI DI GAS A EFFETTO SERRA (ARTICOLO 9) 1. Formule per il calcolo delle emissioni di gas a effetto serra Ai fini del calcolo delle emissioni di gas a effetto serra, le società applicano la formula seguente:
Le società calcolano le emissioni di CO2 sommando le emissioni di CO2 di tutti i combustibili i usati, secondo la formula seguente:
Le società calcolano le emissioni di CH4 sommando le emissioni di CH4 derivanti dalla combustione di tutti i combustibili i usati e le emissioni causate dalla perdita di CH4, secondo la formula seguente:
Le società calcolano le emissioni di N2O sommando le emissioni di N2O di tutti i combustibili i usati, secondo la formula seguente:
Il consumo di combustibile è calcolato separatamente per le emissioni delle tratte effettuate fra i porti sotto la giurisdizione di uno Stato membro, delle tratte effettuate in partenza da porti sotto la giurisdizione di uno Stato membro, delle tratte effettuate verso i porti sotto la giurisdizione di uno Stato membro, e per le emissioni all’interno dei porti sotto la giurisdizione di uno Stato membro. Il consumo di combustibile all’ormeggio all’interno dei porti sotto la giurisdizione di uno Stato membro è calcolato separatamente.
2. Fattori di emissione predefiniti Nella tabella seguente:
—
TBM (To Be Measured) significa «da misurare»;
—
N.d. significa «non disponibile»;
—
il trattino significa «non applicabile».
Ai fini del presente regolamento si applicano i valori predefiniti riportati nella tabella seguente per i fattori di emissione relativi ai combustibili e alle fonti di emissione in uso a bordo della nave. Se una casella indica TBM o N.d. si utilizza il valore predefinito più elevato della classe di combustibile nella stessa colonna. Se, per una particolare classe di combustibile, tutte le caselle della stessa colonna indicano TBM o N.d. si utilizza il valore predefinito del tipo di combustibile fossile meno favorevole. Tale norma non si applica alla colonna 6, dove TBM o N.d. indica che i valori non sono disponibili per la fonte di emissione. In assenza di un valore predefinito per Cj, si usa un valore certificato in conformità dell’articolo 10, paragrafo 6, del regolamento (UE) 2023/1805 del Parlamento europeo e del Consiglio (*). Le società possono discostarsi dai valori predefiniti per i fattori di emissione elencati nella tabella in appresso se sono applicate le condizioni e le restrizioni di cui all’articolo 10, paragrafi 5 e 6, del regolamento (UE) 2023/1805, a seconda dei casi. Per i combustibili non fossili che non figurano nella tabella in appresso, la società determina i fattori di emissione conformemente agli articoli da 32 a 35 del regolamento di esecuzione (UE) 2018/2066 della Commissione (**). Nel caso delle miscele di combustibili, ogni combustibile è considerato separatamente.
La colonna 1 identifica la classe dei combustibili. La colonna 2 identifica i tipi di combustibile pertinenti per ciascuna classe. La colonna 3 riporta il fattore di emissione EF per il biossido di carbonio in g CO2/g di combustibile. La colonna 4 riporta il fattore di emissione EF per il metano in g CO4/g di combustibile. La colonna 5 riporta il fattore di emissione EF per il protossido di azoto in g CO2/g di combustibile. La colonna 6 identifica la parte di combustibile perso sotto forma di emissioni fuggitive ed emissioni perse (Cj) in % della massa del combustibile usato dalla specifica fonte di emissione. Per i combustibili come il GNL per i quali esistono emissioni fuggitive ed emissioni perse, la quantità di emissioni fuggitive e perse presentata nella tabella è espressa in % della massa di combustibile utilizzata. I valori di Cj nella tabella sono calcolati al 50 % del pieno carico del motore. * Regolamento (UE) 2023/1805 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 settembre 2023, sull'uso di combustibili rinnovabili e a basse emissioni di carbonio nel trasporto marittimo, e che modifica la direttiva 2009/16/CE (GU L 234, 22.9.2023, pag. 48). ** Regolamento di esecuzione (UE) 2018/2066 della Commissione, del 19 dicembre 2018, concernente 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 e che modifica il regolamento (UE) n. 601/2012 della Commissione (GU L 334 del 31.12.2018, pag. 1). AA. EMISSIONI DI GAS A EFFETTO SERRA GENERATE DALLE NAVI OFFSHORE Le emissioni di gas a effetto serra generate dalle navi offshore comprendono le emissioni di gas a effetto serra rilasciate durante le tratte effettuate dal loro ultimo porto di scalo verso un porto di scalo sotto la giurisdizione di uno Stato membro e da un porto di scalo sotto la giurisdizione di uno Stato membro al successivo porto di scalo, così come all’interno dei porti di scalo sotto la giurisdizione di uno Stato membro dalle seguenti navi, diverse dalle rompighiaccio, progettate o certificate per svolgere attività di servizi offshore o presso impianti offshore:
a)
navi da supporto adibite alla movimentazione degli ancoraggi;
b)
navi da supporto offshore (offshore supply ship);
c)
navi adibite al trasporto di equipaggio/rifornimenti;
d)
navi porta tubi;
e)
navi da supporto per piattaforme (platform supply ship);
f)
navi da trivellazione;
g)
unità galleggianti di produzione, stoccaggio e scarico (FPSO) – petrolio;
h)
navi adibite al trattamento del gas;
i)
unità galleggianti di stoccaggio e scarico (FSO) – gas;
j)
FSO – petrolio;
k)
navi alloggio;
l)
navi di servizio per immersioni;
m)
navi da costruzione offshore;
n)
navi di servizio offshore (offshore support vessel);
o)
navi adibite all’interramento dei tubi;
p)
navi posatubi;
q)
nave-gru posatubi;
r)
navi per la prova di produzione;
s)
navi ausiliarie di sicurezza;
t)
navi di servizio allo scavo;
u)
navi per la stimolazione dei pozzi;
v)
navi posacavi;
w)
navi per la riparazione dei cavi;
x)
navi per l’estrazione;
y)
navi per l’installazione di turbine eoliche;
z)
navi per operazioni di servizio per la fase di messa in servizio (CSOV);
(aa)
navi per operazioni di servizio (SOV);
(ab)
navi per lavori/riparazioni;
(ac)
navi da ricerca ed esplorazione;
(ad)
draghe;
(ae)
draghe tramoggia. B. METODI PER DETERMINARE LE EMISSIONI DI GAS A EFFETTO SERRA La società indica nel piano di monitoraggio quale metodo di monitoraggio deve essere utilizzato per determinare le emissioni di gas a effetto serra di ciascuna nave sotto la propria responsabilità e assicura che, una volta scelto il metodo, questo sia applicato in maniera coerente. Possono essere utilizzati i metodi A, B, C e D, basati su un approccio di calcolo o di misurazione. Nell’approccio di calcolo (metodi A, B e C) le emissioni sono calcolate applicando le formule di cui alla parte A. A tale scopo il consumo effettivo di combustibile per ogni tratta è determinato secondo il metodo A, B o C descritto di seguito e applicato ai fini del calcolo. Nella scelta del metodo A, B o C occorre tenere conto delle fonti di incertezza e dei livelli di incertezza ad esse associati. La società svolge periodicamente adeguate attività di controllo, compresi controlli incrociati tra il quantitativo di combustibile imbarcato indicato nelle bolle di consegna (BDN) e il quantitativo di combustibile imbarcato indicato dalla misurazione effettuata a bordo, e adotta provvedimenti correttivi qualora si osservino scostamenti significativi. L’approccio di misurazione (metodo D) ricorre alla misurazione diretta delle emissioni di gas a effetto serra. Previa valutazione del verificatore è possibile utilizzare qualsiasi combinazione dei metodi A, B, C e D, se migliora l’accuratezza globale della misurazione. 1. Metodo A: BDN e rilevamenti periodici del combustibile presente nei serbatoi Questo metodo è basato sulla quantità e sul tipo di combustibile indicati nella BDN e su rilevamenti periodici del combustibile presente nei serbatoi mediante letture del serbatoio. Il combustibile consumato nel periodo di riferimento è dato dal combustibile disponibile all’inizio del periodo, cui vanno aggiunte le consegne e detratto il combustibile disponibile alla fine del periodo e il combustibile non soggetto a bunkeraggio tra l’inizio del periodo e la fine del periodo. Per periodo si intende il tempo intercorso tra due porti di scalo o il tempo trascorso all’interno di un porto. Per il combustibile usato durante un periodo, occorre specificare il tipo di combustibile e il tenore di zolfo. Questo metodo non deve essere utilizzato quando le BDN non sono disponibili a bordo delle navi, in particolare quando il carico è utilizzato come combustibile, per esempio l’evaporazione del gas naturale liquefatto (GNL). Ai sensi della convenzione MARPOL, allegato VI, la BDN è obbligatoriamente tenuta a bordo per tre anni dopo la consegna del combustibile e deve essere immediatamente disponibile. Il rilevamento periodico del combustibile nei serbatoi a bordo è basato sulle letture del serbatoio del combustibile. Sono utilizzate tabelle relative a ciascun serbatoio per determinare il volume al momento della lettura del serbatoio. L’incertezza associata alla BDN è indicata nel piano di monitoraggio. Le letture del serbatoio del combustibile sono effettuate con metodi adeguati, come i sistemi automatizzati, scandagli e metri a nastro. Il metodo dello scandaglio e l’incertezza associata sono specificati nel piano di monitoraggio. Se la quantità di rifornimento del combustibile o la quantità di combustibile rimasta nel serbatoio è determinata in unità di volume, espresso in metri cubi, la società converte tale quantità da volume in massa utilizzando i valori di densità effettivi. La società determina la densità reale basandosi, a scelta, su:
a)
sistemi di misurazione a bordo;
b)
densità misurata dal fornitore di combustibile al momento del rifornimento e che figura sulla fattura o sulla BDN;
c)
densità misurata in un’analisi svolta in un laboratorio accreditato per l’analisi del combustibile laddove disponibile. La densità effettiva è espressa in kg/m3 e determinata per la temperatura applicabile alla misura specifica. Quando i valori di densità effettivi non sono disponibili, un fattore di densità standard per il tipo di combustibile pertinente è applicato una volta valutato da parte del verificatore. 2. Metodo B: monitoraggio dei serbatoi a bordo Questo metodo si basa sulle letture di tutti i serbatoi di combustibile presenti a bordo. Le letture avvengono tutti i giorni quando la nave è in mare e ogniqualvolta la nave è in fase di bunkeraggio o debunkeraggio. Le variazioni cumulative del livello di combustibile nel serbatoio tra due letture costituiscono il combustibile consumato nel periodo considerato. Per periodo si intende il tempo intercorso tra due porti di scalo o il tempo trascorso all’interno di un porto. Per il combustibile usato durante un periodo, occorre specificare il tipo di combustibile e il tenore di zolfo. Le letture del serbatoio del combustibile sono effettuate con metodi adeguati, come i sistemi automatizzati, scandagli e metri a nastro. Il metodo dello scandaglio e l’incertezza associata sono specificati nel piano di monitoraggio. Se la quantità di rifornimento del combustibile o la quantità di combustibile rimasta nel serbatoio è determinata in unità di volume, espresso in metri cubi, la società converte tale quantità da volume in massa utilizzando i valori di densità effettivi. La società determina la densità reale basandosi, a scelta, su:
a)
sistemi di misurazione a bordo;
b)
densità misurata dal fornitore di combustibile al momento del rifornimento e che figura sulla fattura o sulla BDN;
c)
densità misurata in un’analisi svolta in un laboratorio accreditato per l’analisi del combustibile laddove disponibile. La densità effettiva è espressa in kg/m3 e determinata per la temperatura applicabile alla misura specifica. Quando i valori di densità effettivi non sono disponibili, un fattore di densità standard per il tipo di combustibile pertinente è applicato una volta valutato da parte del verificatore. 3. Metodo C: flussimetri per i processi di combustione applicabili Questo metodo si basa su flussi di combustibile misurati a bordo. I dati di tutti i flussometri correlati alle fonti di emissione di gas a effetto serra sono combinati per determinare tutti i consumi di combustibile per un determinato periodo. Per periodo si intende il tempo intercorso tra due porti di scalo o il tempo trascorso all’interno di un porto. Per il combustibile usato durante un periodo, occorre monitorare il tipo di combustibile e il tenore di zolfo devono essere monitorati. I metodi di calibrazione applicati e l’incertezza associata ai flussometri utilizzati sono specificati nel piano di monitoraggio. Se la quantità di combustibile consumato è determinata in unità di volume, espresso in metri cubi, la società converte tale quantità da volume in massa utilizzando i valori di densità effettivi. La società determina la densità reale basandosi, a scelta, su:
a)
sistemi di misurazione a bordo;
b)
densità misurata dal fornitore di combustibile al momento del rifornimento e che figura sulla fattura o sulla BDN;
c)
densità misurata in un’analisi svolta in un laboratorio accreditato per l’analisi del combustibile laddove disponibile. La densità effettiva è espressa in kg/m3 e determinata per la temperatura applicabile alla misura specifica. Quando i valori di densità effettivi non sono disponibili, un fattore di densità standard per il tipo di combustibile pertinente è applicato una volta valutato da parte del verificatore. 4. Metodo D: misurazione diretta delle emissioni di gas a effetto serra La misurazione diretta delle emissioni di gas a effetto serra può essere utilizzata per le tratte e per le emissioni di gas a effetto serra che si verificano all’interno dei porti sotto la giurisdizione di uno Stato membro. Per le navi per le quali la comunicazione relativa al CO2 si basa su questo metodo, applicato a tutte le fonti di emissione a bordo della nave, il consumo di combustibile è calcolato utilizzando le emissioni di CO2 misurate e i fattori di emissione applicabili dei combustibili e delle fonti di emissione pertinenti. Questo metodo si basa sulla determinazione dei flussi di emissioni di gas a effetto serra nei camini di scarico (imbuti) moltiplicando le concentrazioni di gas a effetto serra nel gas di scarico per il flusso di gas di scarico. L’applicazione di questo metodo per determinare le emissioni di un gas a effetto serra non preclude alla società la possibilità di applicare uno degli altri metodi descritti nella presente parte agli altri gas a effetto serra. I metodi di calibrazione applicati e l’incertezza associata ai dispositivi utilizzati sono specificati nel piano di monitoraggio. C. GESTIONE E CONTROLLO DEI DATI 1. Sistema di controllo 1.1. La società svolge una valutazione del rischio per individuare le fonti di rischio di errori nel flusso di dati — dai dati primari ai dati finali contenuti nella relazione sulle emissioni — e definisce, documenta, applica e tiene aggiornato un sistema di controllo efficace per garantire che le relazioni stilate sulla base delle attività riguardanti il flusso di dati non contengano inesattezze e siano conformi al piano di monitoraggio e al presente regolamento. Su richiesta, la società mette a disposizione dell’autorità di riferimento responsabile la valutazione del rischio di cui al primo paragrafo. La società mette a disposizione la valutazione anche a scopo di verifica. 1.2. Ai fini del punto 1.1, primo paragrafo, la società stabilisce, documenta, applica e tiene aggiornate procedure scritte, separate dal piano di monitoraggio, per le attività riguardanti il flusso di dati e per le attività di controllo, e include nel piano di monitoraggio riferimenti a tali procedure e una loro descrizione. Su richiesta, la società mette a disposizione dell’autorità di riferimento responsabile tutta la documentazione scritta concernente le procedure. La società mette a disposizione la documentazione anche a scopo di verifica. 1.3. Le attività di controllo di cui al punto 1.2 comprendono, se applicabile, quanto segue:
a)
l’assicurazione della qualità delle apparecchiature di misurazione;
b)
l’assicurazione della qualità dei sistemi informatici, tesa ad assicurare che questi siano progettati, documentati, testati, messi in atto, controllati e sottoposti a manutenzione in modo da garantire un trattamento affidabile, accurato e tempestivo dei dati, tenendo conto dei rischi individuati conformemente al punto 1.1;
c)
la separazione delle funzioni nelle attività riguardanti il flusso di dati e nelle attività di controllo e la gestione delle competenze necessarie;
d)
gli esami interni e la convalida dei dati;
e)
le rettifiche e i provvedimenti correttivi;
f)
il controllo dei processi esternalizzati;
g)
la tenuta dei registri e della documentazione, compresa la gestione delle versioni dei documenti. 1.4. Ai fini del punto 1.3, lettera a), la società provvede affinché tutte le apparecchiature di misurazione siano tarate, regolate e controllate a intervalli periodici, nonché prima dell’uso, e affinché ne sia verificata la conformità alle norme di misurazione riconducibili a norme internazionali in materia, se disponibili, in maniera proporzionata ai rischi individuati. Qualora taluni componenti dei sistemi di misurazione non possano essere tarati, la società li menziona nel piano di monitoraggio e propone attività di controllo alternative. Qualora l’apparecchiatura risulti non conforme ai requisiti di prestazione, la società provvede ad adottare prontamente i provvedimenti correttivi necessari. 1.5. Ai fini del punto 1.3, lettera d), la società esamina e convalida i dati ottenuti dalle attività riguardanti il flusso di dati di cui al punto 1.2. L’esame e la convalida dei dati comprendono quanto segue:
a)
la verifica della completezza dei dati;
b)
il confronto tra i dati che la società ha ottenuto, monitorato e comunicato nell’arco di svariati anni;
c)
il confronto tra i dati e i valori ricavati da diversi metodi di monitoraggio, se ne viene applicato più di uno. 1.6. Ai fini del punto 1.3, lettera e), la società provvede affinché, se le attività riguardanti il flusso di dati o le attività di controllo non si svolgono correttamente o non rispettano le regole definite nella documentazione relativa alle procedure per tali attività, siano adottati provvedimenti correttivi e i dati interessati siano rettificati senza indebito ritardo. 1.7. Ai fini del punto 1.3, lettera f), se esternalizza una o più attività riguardanti il flusso dei dati o attività di controllo di cui al punto 1.1, la società svolge tutte le seguenti operazioni:
a)
verifica la qualità delle attività riguardanti il flusso di dati e delle attività di controllo esternalizzate conformemente al presente regolamento;
b)
indica parametri appropriati per i risultati dei processi esternalizzati e per i metodi utilizzati in tali processi;
c)
verifica la qualità dei risultati e dei metodi di cui alla lettera b);
d)
provvede affinché le attività esternalizzate siano svolte in maniera da far fronte ai rischi inerenti e ai rischi di controllo individuati nella valutazione dei rischi di cui al punto 1.1. 1.8. La società monitora l’efficacia del sistema di controllo, anche mediante esami interni e tenendo conto delle conclusioni del verificatore nel corso della verifica delle relazioni sulle emissioni e delle relazioni di cui all’articolo 11, paragrafo 2. Se reputa che il sistema di controllo sia inefficace o non commisurato ai rischi individuati, la società si adopera per migliorarlo e per aggiornare il piano di monitoraggio o le procedure scritte a esso sottese per le attività riguardanti il flusso dei dati, le valutazioni dei rischi e le attività di controllo, se del caso. 2. Lacune nei dati 2.1. Se mancano i dati necessari per calcolare le emissioni di gas a effetto serra di una nave per una o più tratte, la società utilizza dati surrogati calcolati in base al metodo o ai metodi alternativi indicati nel piano di monitoraggio valutato dal verificatore e, se del caso, approvato dall’autorità di riferimento responsabile. Se mancano i dati necessari per calcolare le emissioni di gas a effetto serra di una nave per una o più tratte e il piano di monitoraggio non contempla metodi di monitoraggio alternativi o fonti di dati alternative per corroborare i dati o colmare le lacune, la società si avvale di un metodo di stima adeguato per determinare dati surrogati di tipo conservativo per il relativo periodo di tempo e per il parametro mancante. 2.2. Qualora, per ragioni tecniche, risulti temporaneamente impossibile applicare il piano di monitoraggio valutato positivamente dal verificatore e, se del caso, approvato dall’autorità competente responsabile, la società applica un metodo basato sulle fonti di dati alternative contemplate nel piano di monitoraggio allo scopo di effettuare controlli di convalida, o, se il piano di monitoraggio non contempla alternative, un metodo alternativo che permetta di ottenere dati surrogati o una stima di tipo conservativo, fino a quando non siano ripristinate le condizioni per l’applicazione del piano di monitoraggio. La società fa tutto il necessario per poter applicare quanto prima il piano di monitoraggio. 2.3. Se utilizza un metodo di stima (punto 2.1) o in presenza di uno scostamento temporaneo dal piano di monitoraggio (punto 2.2), la società elabora senza indugio una procedura scritta per evitare simili lacune nei dati in futuro e modifica il piano di monitoraggio conformemente all’articolo 7. 1. Panoramica
1.1 Riferimenti1.2 Requisiti identificati1.3 Standard correlati2. Requisiti identificati
3. Standard correlati
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