ANEXO I

ORIENTAÇÕES GERAIS

ÍNDICE

1.	Introdução

2.	Definições

3.	Princípios de monitorização e comunicação de informações

4.	Monitorização das emissões de gases com efeito de estufa

4.1.

Limites

4.2.	Metodologias baseadas no cálculo e na medição

4.3.	Plano de monitorização

5.	Metodologias baseadas no cálculo para emissões de CO2

5.1.	Fórmulas de cálculo

5.2.	Níveis metodológicos

5.3.	Abordagens de recurso

5.4.	Dados da actividade

5.5.	Factores de emissão

5.6.	Factores de oxidação e conversão

5.7.	CO2 transferido

6.	Metodologias baseadas na medição

6.1.	Generalidades

6.2.	Níveis para metodologias baseadas na medição

6.3.	Outros procedimentos e requisitos

7.	Avaliação da incerteza

7.1.

Cálculo

7.2.

Medição

8.	Comunicação de informações

9.	Retenção de informações

10.	Controlo e verificação

10.1.

Aquisição e tratamento de dados

10.2.

Sistema de controlo

10.3.

Actividades de controlo

10.3.1.

Procedimentos e responsabilidades

10.3.2.

Garantia da qualidade

10.3.3.

Revisões e validação de dados

10.3.4.

Processos externalizados

10.3.5.

Correcções e acções correctivas

10.3.6.

Registos e documentação

10.4.

Verificação

10.4.1.

Princípios gerais

10.4.2.

Metodologia de verificação

11.	Factores de emissão

12.	Lista de biomassa neutra em termos de CO2

13.	Determinação de dados e factores específicos da actividade

13.1.

Determinação de valores caloríficos líquidos e de factores de emissão para combustíveis

13.2.

Determinação de factores de oxidação específicos da actividade

13.3.

Determinação dos factores de emissão de processo, dos factores de conversão e dos dados relativos à composição

13.4.

Determinação de uma fracção de biomassa

13.5.

Requisitos para a determinação das propriedades dos combustíveis e materiais

13.5.1.

Recurso a laboratórios acreditados

13.5.2.

Recurso a laboratórios não acreditados

13.5.3.

Analisadores de gás em linha e cromatógrafos em fase gasosa

13.6.

Métodos de amostragem e frequência das análises

14.	Modelo de relatório

14.1.

Identificação da instalação

14.2.

Panorama das actividades

14.3.

Emissões de combustão (cálculo)

14.4.

Emissões de processo (cálculo)

14.5.

Abordagem do balanço de massas

14.6.

Abordagem baseada na medição

15.	Categorias a incluir na comunicação de informações

15.1.

Modelo de relatório IPCC

15.2.

Código das categorias de fontes

16.	Requisitos aplicáveis a instalações com um baixo nível de emissões

1.   INTRODUÇÃO

O presente anexo contém as orientações gerais aplicáveis à monitorização e comunicação de informações relativas às emissões de gases com efeito de estufa resultantes das actividades enunciadas no anexo I da Directiva 2003/87/CE, especificadas em relação a essas actividades. Os anexos II a XI apresentam orientações complementares aplicáveis a emissões específicas de determinadas actividades.

2.   DEFINIÇÕES

Para efeitos do presente anexo e dos anexos II a XII, são aplicáveis as definições da Directiva 2003/87/CE.

1.

São, além disso, aplicáveis as seguintes definições básicas: a) «Actividades»: as actividades enunciadas no anexo I da Directiva 2003/87/CE; b) «Autoridade competente»: a(s) autoridade(s) competente(s) designada(s) em conformidade com o artigo 18.o da Directiva 2003/87/CE; c) «Fonte de emissão»: parte (ponto ou processo) identificável separadamente numa instalação e a partir da qual são emitidos gases com efeito de estufa relevantes; d) «Fluxo-fonte»: tipo de combustível, matéria-prima ou produto específico cujo consumo ou produção gera emissões de gases com efeito de estufa relevantes a partir de uma ou mais fontes de emissão; e) «Metodologia de monitorização»: conjunto das abordagens utilizadas por um operador para determinar as emissões de uma dada instalação; f) «Plano de monitorização»: documentação pormenorizada, completa e transparente da metodologia de monitorização de uma instalação específica, incluindo documentação das actividades de aquisição de dados e de tratamento de dados, bem como do respectivo sistema de controlo do seu rigor; g) «Nível metodológico»: elemento específico de uma metodologia para a determinação dos dados da actividade, dos factores de emissão e dos factores de oxidação ou conversão; h) «Anual»: período que abrange um ano civil de 1 de Janeiro a 31 de Dezembro; i) «Período de informação»: ano civil durante o qual as emissões devem ser monitorizadas e comunicadas; j) «Período de comércio de emissões»: fase plurianual do regime de comércio de emissões (por exemplo, 2005-2007 ou 2008-2012) relativamente à qual o Estado-Membro estabelece um plano nacional de atribuição de acordo com os n.os 1 e 2 do artigo 11.o da Directiva 2003/87/CE.

2.

As seguintes definições são aplicáveis a emissões, combustíveis e materiais: a) «Emissões de combustão»: emissões de gases com efeito de estufa que ocorrem durante a reacção exotérmica de um combustível com o oxigénio; b) «Emissões de processo»: emissões de gases com efeito de estufa, excluindo as emissões de combustão, que resultam de reacções intencionais e não intencionais entre substâncias ou da sua transformação, incluindo a redução química ou electrolítica de minérios metálicos, a decomposição térmica de substâncias e a formação de substâncias a utilizar como produtos ou matérias-primas; c) «CO2 inerente»: CO2 incluído na composição de um combustível; d) «Prudente»: definição de um conjunto de pressupostos de forma a evitar qualquer subestimação das emissões anuais; e) «Lote»: uma quantidade de combustível ou material com amostragem e caracterização representativas e objecto de uma transferência única ou contínua durante um período de tempo específico; f) «Combustíveis transaccionados comercialmente»: combustíveis de composição especificada que são transaccionados frequente e livremente, se o lote específico tiver sido transaccionado entre partes economicamente independentes, incluindo todos os combustíveis comerciais normalizados, gás natural, fuelóleo leve e pesado, carvão e coque de petróleo; g) «Materiais transaccionados comercialmente»: materiais de composição especificada que são transaccionados frequente e livremente, se o lote específico tiver sido transaccionado entre partes economicamente independentes; h) «Combustível comercial normalizado»: combustíveis comerciais normalizados a nível internacional que apresentam um intervalo de confiança a 95 % não superior a ± 1 % para o seu valor calorífico declarado, incluindo gasóleo, fuelóleo leve, gasolina, petróleo de iluminação, querosene, etano, propano e butano.

3.

Relativamente à medição, são aplicáveis as seguintes definições: a) «Precisão»: grau de concordância entre o resultado de uma medição e o verdadeiro valor de uma dada quantidade (ou um valor de referência determinado empiricamente utilizando métodos e materiais de calibração normalizados aceites internacionalmente e rastreáveis), tendo simultaneamente em conta os factores aleatórios e sistemáticos; b) «Incerteza»: parâmetro associado ao resultado da determinação de uma quantidade, que caracteriza a dispersão dos valores que poderiam razoavelmente ser atribuídos a essa determinada quantidade, incluindo os efeitos de factores sistemáticos e aleatórios, expresso em percentagem e que descreve um intervalo de confiança próximo do valor médio compreendendo 95 % dos valores inferidos, tomando em consideração uma eventual assimetria da distribuição dos valores; c) «Média aritmética»: quociente entre a soma de todo um conjunto de valores e o número de elementos desse conjunto; d) «Medição»: conjunto de operações que tem como objectivo determinar o valor de uma quantidade; e) «Instrumento de medição»: dispositivo destinado à realização de medições, isoladamente ou em conjunto com um ou vários dispositivos suplementares; f) «Sistema de medição»: um conjunto completo de instrumentos de medição e de outro equipamento, como equipamento de amostragem e tratamento de dados, utilizado para a determinação de variáveis, como os dados da actividade, o teor de carbono, o valor calorífico ou o factor de emissão de CO2; g) «Calibração»: conjunto de operações que estabelecem, em condições especificadas, as relações entre os valores indicados por um instrumento de medição ou um sistema de medição, ou os valores representados por uma medida materializada ou um material de referência, e os valores correspondentes de uma quantidade obtidos através de uma norma de referência; h) «Medição contínua de emissões»: conjunto de operações que tem como objectivo determinar o valor de uma quantidade por meio de medições periódicas (várias por hora), aplicando quer medições in situ na chaminé quer processos de extracção com um instrumento de medição localizado na proximidade da chaminé; estão excluídos métodos de medição com base na recolha de amostras individuais na chaminé; i) «Condições-padrão»: temperatura de 273,15 K (i.e. 0 oC) e pressão de 101 325 Pa definindo metros cúbicos normais (Nm3).

4.

São aplicáveis as seguintes definições, relacionadas com as metodologias baseadas no cálculo e as metodologias baseadas na medição, no que diz respeito a emissões de CO2: a) «Custos excessivos»: custos de uma medição desproporcionados relativamente aos seus benefícios globais tal como estabelecidos pela autoridade competente. No que diz respeito à escolha dos níveis, o limiar pode ser definido como o valor das licenças correspondente a uma melhoria do nível de precisão. Relativamente a medidas destinadas a melhorar a qualidade das emissões comunicadas, mas sem impacto directo na precisão, o custo excessivo pode corresponder a uma fracção superior a um limiar indicativo de 1 % do valor médio dos dados sobre emissões comunicados em relação ao período de comércio de emissões anterior. Para instalações sem estes antecedentes, os dados de instalações representativas que realizam as mesmas actividades ou actividades comparáveis são utilizados como referência e escalonados em função da sua capacidade; b) «Tecnicamente viável»: o facto de os recursos técnicos capazes de satisfazer as necessidades de um sistema proposto poderem ser adquiridos pelo operador no tempo desejado; c) «Fluxos-fonte de minimis»: grupo de fluxos-fonte de pequena importância seleccionados pelo operador e que emitem, em conjunto, uma quantidade igual ou inferior a 1 quilotonelada de CO2 fóssil por ano ou que contribuem com menos de 2 % (até um total máximo de 20 quilotoneladas de CO2 fóssil por ano) das emissões anuais totais do CO2 fóssil dessa instalação antes da subtracção do CO2 transferido, consoante o valor mais elevado em termos de emissões absolutas; d) «Fluxos-fonte importantes»: grupo de fluxos-fonte que não pertencem ao grupo de «fluxos-fonte menores»; e) «Fluxos-fonte menores»: fluxos-fonte seleccionados pelo operador para emitir, em conjunto, uma quantidade igual ou inferior a 5 quilotoneladas de CO2 fóssil por ano ou para contribuir com menos de 10 % (até um total máximo de 100 quilotoneladas de CO2 fóssil por ano) para as emissões anuais totais do CO2 fóssil de uma instalação antes da subtracção do CO2 transferido, consoante o valor mais elevado em termos de emissões absolutas; f) «Biomassa»: matérias orgânicas não fossilizadas e biodegradáveis provenientes de plantas, animais e microrganismos, incluindo produtos, subprodutos, produtos residuais e resíduos da agricultura, da silvicultura e de indústrias afins, bem como as fracções orgânicas não fossilizadas e biodegradáveis dos resíduos industriais e urbanos, incluindo gases e líquidos recuperados da decomposição de matérias orgânicas não fossilizadas e biodegradáveis; g) «Puro»: no caso de uma substância, refere-se ao facto de um material ou combustível ser composto, no mínimo, por 97 % (em massa) da substância ou elemento indicado - correspondendo à classificação comercial de «purum». No caso da biomassa, refere-se à fracção de carbono da biomassa na quantidade total de carbono contido no combustível ou material; h) «Método do balanço energético»: método para estimar a quantidade de energia utilizada como combustível numa caldeira, calculada como soma de calor utilizável e de todas as perdas de energia relevantes por radiação e transmissão e através dos gases de combustão.

5.

Relativamente ao controlo e verificação, são aplicáveis as seguintes definições: a) «Riscos de controlo»: possibilidade de um parâmetro no relatório anual sobre as emissões conter inexactidões materiais que não serão evitadas ou detectadas e corrigidas atempadamente pelo sistema de controlo; b) «Risco de detecção»: risco de o verificador não detectar uma inexactidão material ou uma não conformidade material; c) «Risco inerente»: a possibilidade de um parâmetro no relatório anual sobre as emissões conter inexactidões materiais, pressupondo a inexistência de actividades de controlo conexas; d) «Risco de verificação»: risco de o verificador emitir um parecer de verificação inadequado. O risco de verificação é função dos riscos inerentes, dos riscos de controlo e do risco de detecção; e) «Garantia razoável»: nível de garantia elevado mas não absoluto, expresso positivamente no parecer de verificação, quanto à presença ou ausência de inexactidões materiais no relatório de emissões sujeito a verificação e quanto à presença ou ausência de situações de não conformidade material na instalação; f) «Nível de materialidade»: limiar ou ponto quantitativo a utilizar para fins da elaboração de um parecer de verificação adequado sobre os dados de emissão comunicados no relatório anual sobre as emissões; g) «Nível de garantia»: medida em que o verificador considera, nas conclusões da verificação, que foi comprovada a presença ou ausência de inexactidões materiais nas informações comunicadas no relatório anual sobre as emissões de uma instalação; h) «Não conformidade»: acto ou omissão de um acto por parte da instalação sujeita a verificação, intencional ou não, que seja contrário aos requisitos constantes do plano de monitorização aprovado pela autoridade competente ao abrigo do título da instalação; i) «Não conformidade material»: falta de conformidade com os requisitos constantes do plano de monitorização aprovado pela autoridade competente ao abrigo do título da instalação que poderia dar azo a um tratamento diferente da instalação por parte da autoridade competente; j) «Inexactidão material»: inexactidão (omissões, imprecisões e erros, para além da incerteza admissível) no relatório anual sobre as emissões que o verificador considera, na sua qualidade profissional, susceptível de afectar o tratamento do relatório anual sobre as emissões por parte da autoridade competente, por exemplo quando a inexactidão excede o nível de materialidade; k) «Acreditação»: no contexto da verificação, emissão de uma declaração por um organismo de acreditação, com base na sua decisão tomada na sequência da avaliação pormenorizada de um verificador que comprova formalmente a sua competência e independência para executar a verificação de acordo com os requisitos especificados; l) «Verificação»: actividades realizadas por um verificador para fins da elaboração de um parecer de verificação, conforme descrito no artigo 15.o e no anexo V da Directiva 2003/87/CE; m) «Verificador»: organismo de verificação ou indivíduo acreditado, competente e independente, responsável pela execução do processo de verificação e pela comunicação dos respectivos resultados, de acordo com os requisitos estabelecidos pelo Estado-Membro em conformidade com o anexo V da Directiva 2003/87/CE.

3.   PRINCÍPIOS DE MONITORIZAÇÃO E COMUNICAÇÃO DE INFORMAÇÕES

A fim de assegurar, com rigor e possibilidade de verificação, a monitorização e a comunicação de informações relativas às emissões de gases com efeito de estufa nos termos da Directiva 2003/87/CE, a monitorização e A comunicação de informações basear-se-ão nos seguintes princípios:

Integralidade. A monitorização e a comunicação de informações relativas a uma instalação devem abranger a totalidade das emissões de processo e de combustão a partir de todas as fontes de emissão e fluxos-fonte pertencentes às actividades enunciadas no anexo I da Directiva 2003/87/CE e todos os gases com efeito de estufa especificados em relação a essas actividades, evitando simultaneamente a dupla contagem.

Coerência. As emissões monitorizadas e comunicadas devem ser comparáveis ao longo do tempo, utilizando-se para tal as mesmas metodologias de monitorização e conjuntos de dados. As metodologias de monitorização podem ser alteradas em conformidade com o disposto nas presentes orientações, desde que tal permita melhorar a precisão dos dados comunicados. Qualquer alteração das metodologias de monitorização está subordinada à aprovação da autoridade competente e deve ser devidamente documentada de acordo com as presentes orientações.

Transparência. Os dados relativos à monitorização, incluindo pressupostos, referências, dados da actividade, factores de emissão, factores de oxidação e factores de conversão, devem ser obtidos, registados, compilados, analisados e documentados de forma a permitir ao verificador e à autoridade competente reproduzirem a determinação de emissões.

Rigor. Deve assegurar-se que a determinação das emissões não seja, de forma sistemática, superior ou inferior às emissões reais. As fontes de incerteza devem ser identificadas e reduzidas tanto quanto possível. Deve diligenciar-se no sentido de assegurar o máximo rigor possível nos cálculos e nas medições das emissões. O operador deve permitir uma garantia razoável da integridade das emissões comunicadas. As emissões devem ser determinadas com recurso às metodologias de monitorização adequadas, estabelecidas nas presentes orientações. Todo o equipamento de medição ou outro equipamento de ensaio utilizado para a comunicação dos dados da monitorização deve ser devidamente utilizado, mantido, calibrado e verificado. As folhas de cálculo e os demais instrumentos utilizados para armazenar e tratar os dados da monitorização não devem conter erros. As emissões comunicadas e as comunicações conexas não devem conter inexactidões materiais, devem evitar imprecisões na selecção e na apresentação das informações e devem conter informações credíveis e equilibradas sobre as emissões de uma instalação.

Relação custo-eficácia. Na selecção de uma metodologia de monitorização, as melhorias obtidas graças a um grau mais elevado de precisão devem ser ponderadas face aos custos adicionais. Deste modo, a monitorização e a comunicação de informações sobre as emissões devem ser tão precisas quanto possível, salvo inviabilidade técnica ou ocorrência de custos desproporcionados. A própria metodologia de monitorização deve incluir instruções para o operador, de forma lógica e simples, que evitem a duplicação de esforços e tenham em conta os sistemas existentes na instalação.

Fiabilidade. As comunicações relativas a emissões verificadas devem poder ser consideradas pelos utilizadores como representando fielmente aquilo que se julga representarem ou que se pode, legitimamente, esperar que representem.

Melhoria do desempenho em matéria de monitorização e comunicação de informações relativas às emissões. O processo de verificação das comunicações relativas a emissões deve constituir um instrumento eficaz e fiável de apoio aos processos de garantia e de controlo da qualidade, fornecendo informações com base nas quais um operador possa agir para melhorar o seu desempenho em matéria de monitorização e de comunicação de informações relativas a emissões.

4.   MONITORIZAÇÃO DAS EMISSÕES DE GASES COM EFEITO DE ESTUFA

4.1.   LIMITES

O processo de monitorização e de comunicação de informações relativas a uma instalação deve incluir a totalidade das emissões, a partir de todas as fontes e/ou fluxos-fonte pertencentes às actividades enunciadas no anexo I da Directiva 2003/87/CE realizadas na instalação, dos gases com efeito de estufa especificados em relação a essas actividades, bem como das actividades e gases com efeito de estufa incluídos por um Estado-Membro ao abrigo do artigo 24.o da Directiva 2003/87/CE.

O n.o 2, alínea b), do artigo 6.o da Directiva 2003/87/CE prevê que os títulos de emissão dos gases com efeito de estufa incluam uma descrição das actividades e emissões da instalação. Em consequência, devem ser enumeradas no título todas as fontes de emissão e fluxos-fonte das actividades enunciadas no anexo I da Directiva 2003/87/CE que devam ser objecto de monitorização e comunicação de informações. O n.o 2, alínea c), do artigo 6.o da Directiva 2003/87/CE prevê que os títulos de emissões de gases com efeito de estufa incluam os requisitos de monitorização, especificando a metodologia e a frequência dessa monitorização.

As emissões de motores móveis de combustão interna para transporte devem ser excluídas das estimativas de emissão.

A monitorização de emissões deve incluir emissões de operações normais e de ocorrências anormais, incluindo o início e o termo das emissões, bem como as situações de emergência registadas durante o período de informação.

Se a capacidade de produção ou a produção, separada ou combinada, de uma ou diversas actividades incluídas na mesma rubrica de actividade do anexo I da Directiva 2003/87/CE for superior ao limiar correspondente estabelecido nesse anexo I numa instalação ou local, a totalidade das emissões de todas as fontes de emissão e/ou fluxos-fonte resultantes de todas as actividades enunciadas no referido anexo I da instalação ou local em causa devem ser objecto de monitorização e comunicação de informações.

Uma instalação de combustão - por exemplo, uma instalação de produção combinada de calor e de energia - será considerada como parte de uma instalação que realiza outra actividade enunciada no anexo I ou como uma instalação distinta, consoante as circunstâncias locais, sendo essa classificação estabelecida no título de emissão de gases com efeito de estufa da instalação.

Todas as emissões de uma instalação serão atribuídas a essa instalação, independentemente do facto de esta exportar calor ou electricidade para outras instalações. As emissões associadas à produção de calor ou electricidade importada de outras instalações não serão atribuídas à instalação importadora.

4.2.   METODOLOGIAS BASEADAS NO CÁLCULO E NA MEDIÇÃO

O anexo IV da Directiva 2003/87/CE permite que as emissões sejam determinadas com recurso a:

—	uma metodologia baseada no cálculo, que determine emissões de fluxos-fonte com base em dados da actividade obtidos por meio de sistemas de medição e de parâmetros adicionais a partir de análises laboratoriais ou de factores normalizados,

—	uma metodologia baseada em medições, que determine as emissões de uma fonte de emissão por meio de medição contínua da concentração dos gases com efeito de estufa relevantes nos gases de combustão e do fluxo de gases de combustão.

O operador pode propor a utilização de uma metodologia baseada na medição, se estiver em condições de demonstrar que:

—	esta resulta, de forma fiável, num valor mais preciso de emissões anuais da instalação do que uma metodologia alternativa baseada no cálculo, evitando simultaneamente custos excessivos; e

—	a comparação entre a metodologia baseada na medição e a metodologia baseada no cálculo se baseia num conjunto idêntico de fontes de emissão e fluxos-fonte.

O recurso à metodologia baseada na medição deve ser sujeito à aprovação da autoridade competente. O operador deve, relativamente a cada período de informação, corroborar as emissões medidas através da metodologia baseada no cálculo em conformidade com o disposto na alínea c) do ponto 6.3.

O operador pode, com a aprovação da autoridade competente, combinar as metodologias baseadas na medição e no cálculo para diferentes fontes de emissão e fluxos-fonte pertencentes a uma instalação. O operador deve assegurar e demonstrar que não se verificam lacunas nem duplas contagens em relação às emissões.

4.3.   PLANO DE MONITORIZAÇÃO

Nos termos do n.o 2, alínea c), do artigo 6.o da Directiva 2003/87/CE, os títulos de emissão de gases com efeito de estufa devem incluir requisitos de monitorização, especificando a metodologia e a frequência dessa monitorização.

A metodologia de monitorização faz parte do plano de monitorização que deve ser aprovado pela autoridade competente, em conformidade com os critérios definidos no presente ponto. O Estado-Membro ou as suas autoridades competentes devem certificar-se de que a metodologia de monitorização a utilizar pelas instalações é especificada nas condições do título ou, se tal for compatível com a Directiva 2003/87/CE, em regras gerais vinculativas.

A autoridade competente verificará e aprovará o plano de monitorização preparado pelo operador antes do início do período de informação e fá-lo-á novamente sempre que sejam introduzidas alterações substanciais na metodologia de monitorização aplicada numa instalação, conforme indica o terceiro parágrafo infra.

Sob condição do disposto no ponto 16, o plano de monitorização deve conter os seguintes elementos:

a)	Descrição da instalação e das actividades nela realizadas que serão objecto de monitorização;

b)	Informações sobre a responsabilidade pela monitorização e pela comunicação de informações na instalação;

c)	Lista de fontes de emissão e de fluxos-fonte a monitorizar relativamente a cada uma das actividades realizadas na instalação;

d)	Descrição da metodologia a utilizar, baseada no cálculo ou baseada na medição;

e)	Lista e descrição dos níveis relativos aos dados da actividade, aos factores de emissão e aos factores de oxidação e conversão no que diz respeito a cada um dos fluxos-fonte a monitorizar;

f)	Descrição dos sistemas de medição e especificação e localização exactas dos instrumentos de medição a utilizar para cada um dos fluxos-fonte a monitorizar;

g)	Provas que demonstrem a conformidade com os limiares de incerteza para os dados da actividade e outros parâmetros (quando aplicável) relativamente aos níveis aplicados em cada fluxo-fonte;

h)	Se aplicável, descrição da abordagem a utilizar para a amostragem de combustíveis e materiais com vista à determinação do valor calorífico líquido, do teor de carbono, dos factores de emissão, dos factores de oxidação e conversão e do teor de biomassa de cada um dos fluxos-fonte;

i)	Descrição das fontes ou das abordagens analíticas previstas para a determinação do valor calorífico líquido, do teor de carbono, do factor de emissão, do factor de oxidação, do factor de conversão ou da fracção de biomassa de cada um dos fluxos-fonte;

j)	Se aplicável, lista e descrição dos laboratórios não acreditados e processos analíticos relevantes, incluindo uma lista de todas as medidas relevantes de garantia da qualidade, por exemplo comparações entre laboratórios, nos termos do ponto 13.5.2;

k)

Se aplicável, descrição dos sistemas de medição contínua de emissões a utilizar na monitorização de uma fonte de emissão, isto é, os pontos de medição, a frequência das medições, o equipamento utilizado, os processos de calibração, os processos de recolha e armazenamento de dados e a abordagem para a corroboração do cálculo e a comunicação dos dados da actividade, dos factores de emissão e similares;

l)	Se pertinente, no caso de ser aplicada a chamada «abordagem de recurso» (ponto 5.3): descrição generalizada da abordagem e da análise da incerteza, se ainda não abrangida pelos pontos a) a k) dessa lista;

m)	Descrição dos procedimentos para as actividades de aquisição e tratamento de dados e para as actividades de controlo, bem como uma descrição das actividades (ver pontos 10.1 a 10.3);

n)

Quando aplicável, informação sobre ligações relevantes com actividades realizadas no âmbito do sistema comunitário de ecogestão e auditoria (EMAS) e de outros sistemas de gestão ambiental (por exemplo, ISO 14001:2004), em especial sobre procedimentos e controlos relevantes para a monitorização e a comunicação de informações sobre emissões de gases com efeito de estufa.

A metodologia de monitorização deve ser alterada sempre que tal aumente a precisão dos dados comunicados, salvo inviabilidade técnica ou ocorrência de custos desproporcionados.

Uma eventual alteração substancial da metodologia de monitorização como elemento do plano de monitorização está sujeita à aprovação da autoridade competente se constituir:

—	uma alteração da categorização da instalação em conformidade com o quadro 1,

—	uma mudança entre a metodologia baseada no cálculo ou a metodologia baseada na medição, utilizada para a determinação das emissões,

—	um aumento da incerteza dos dados da actividade ou de outros parâmetros (quando aplicável) que implique um nível metodológico diferente.

Todas as outras alterações e alterações propostas na metodologia de monitorização ou nos conjuntos de dados subjacentes devem ser notificadas à autoridade competente sem demora injustificada depois de o operador ter ou poder razoavelmente ter consciência delas, salvo indicação em contrário no plano de monitorização.

As alterações ao plano de monitorização devem ser claramente indicadas, justificadas e plenamente documentadas nos registos internos do operador.

A autoridade competente deve exigir ao operador que altere o seu plano de monitorização caso este já não esteja em conformidade com as regras estabelecidas nas presentes orientações.

Para fins do intercâmbio de informações entre as autoridades competentes e a Comissão sobre a monitorização, a comunicação de informações e a verificação no âmbito das presentes orientações e da sua aplicação coerente, os Estados-Membros devem facilitar a realização de um processo anual de avaliação e garantia da qualidade da monitorização, da comunicação de informações e da verificação, iniciado pela Comissão ao abrigo do n.o 3 do artigo 21.o da Directiva 2003/87/CE.

5.   METODOLOGIAS BASEADAS NO CÁLCULO PARA EMISSÕES DE CO2

5.1.   FÓRMULAS DE CÁLCULO

O cálculo das emissões de CO2 deve basear-se na seguinte fórmula:

Emissões de CO2 = dados da actividade * factor de emissão * factor de oxidação

ou numa fórmula alternativa, desde que definida nas orientações específicas da actividade.

As expressões desta fórmula são especificadas para as emissões de combustão e as emissões de processo, do seguinte modo:

Emissões de combustão

Os dados da actividade devem basear-se no consumo de combustível. A quantidade de combustível utilizado é expressa, em termos de teor energético, em TJ, salvo indicação em contrário nas presentes orientações. O factor de emissão é expresso em tCO2/TJ, excepto quando indicado em contrário nas presentes orientações. Durante o consumo de um combustível, nem todo o carbono nele contido se oxida em CO2. A oxidação incompleta verifica-se devido a ineficiências no processo de combustão que levam a que uma parte do carbono não seja queimada ou seja parcialmente oxidada em fuligem ou cinza. O carbono não oxidado ou parcialmente oxidado é tido em conta no factor de oxidação, que deve ser expresso como fracção. O factor de oxidação deve ser expresso como fracção da unidade. A fórmula de cálculo resultante é a seguinte:

Emissões de CO2 = fluxo de combustível [t ou Nm3] * valor calorífico líquido [TJ/t ou TJ/Nm3] * factor de emissão [tCO2/TJ] * factor de oxidação

O cálculo das emissões de combustão é aprofundado no anexo II.

Emissões de processo

Os dados da actividade devem basear-se no consumo, intensidade ou produção de material, com expressão em t ou Nm3. O factor de emissão é expresso em [t CO2/t ou t CO2/Nm3]. O carbono contido nos materiais entrados que não seja convertido em CO2 durante o processo é tido em conta no factor de conversão, que deve ser expresso como fracção. Se o factor de conversão for tido em conta no factor de emissão, não deve ser aplicado um factor de conversão separado. A quantidade de material entrado utilizada deve ser expressa em termos de massa ou volume [t ou Nm3]. A fórmula de cálculo resultante é a seguinte:

Emissões de CO2 = dados da actividade [t ou Nm3] * factor de emissão [t CO2/t ou Nm3] * factor de conversão

O cálculo das emissões de processo é especificado nas orientações específicas da actividade, nos anexos II a XI. Nem todos os métodos de cálculo dos anexos II a XI utilizam um factor de conversão.

5.2.   NÍVEIS METODOLÓGICOS

As orientações específicas da actividade constantes dos anexos II a XI contemplam metodologias específicas para determinar as seguintes variáveis: dados da actividade (que consistem nas duas variáveis fluxo de combustível/material e valor calorífico líquido), factores de emissão, dados relativos à composição e factores de oxidação e conversão. Estas diferentes abordagens são designadas níveis (metodológicos). O número crescente de níveis, de 1 em diante, reflecte o grau crescente de precisão, sendo preferido o nível a que é atribuído o número mais elevado.

O operador pode aplicar diferentes níveis aprovados para as diferentes variáveis fluxo de combustível/material, valor calorífico líquido, factores de emissão, dados relativos à composição e factores de oxidação ou conversão utilizados num mesmo cálculo. A selecção dos níveis deve ser aprovada pela autoridade competente (ver ponto 4.3).

Níveis equivalentes são designados pelo mesmo número, seguido de uma letra (por exemplo, Nível 2a e Nível 2b). Relativamente às actividades para as quais as presentes orientações prevêem métodos de cálculo alternativos (por exemplo, no anexo VII: «Método A — Com base na entrada no forno» e «Método B — Com base na produção de clínquer»), os operadores apenas podem mudar de método se fizerem prova bastante perante a autoridade competente de que tal mudança aumentará o rigor da monitorização e da comunicação de informações relativas às emissões da actividade em causa.

Os operadores devem utilizar a abordagem correspondente ao nível mais elevado para determinar todas as variáveis relativas à totalidade dos fluxos-fonte de todas as instalações da categoria B ou C. Apenas quando se demonstrar, de forma satisfatória para a autoridade competente, que a abordagem correspondente ao nível mais elevado é tecnicamente inviável ou implica custos desproporcionados se poderá utilizar o nível imediatamente inferior para a variável em causa no contexto de uma metodologia de monitorização. Para instalações com emissões anuais superiores a 500 quilotoneladas de CO2 fóssil (ou seja, «instalações da categoria C»), o Estado-Membro deve informar a Comissão, nos termos do artigo 21.o da Directiva 2003/87/CE, caso não proceda à aplicação de uma combinação de abordagens dos níveis superiores a todos os fluxos-fonte importantes.

Sob reserva do estabelecido no ponto 16, os Estados-Membros devem assegurar que os operadores apliquem a todos os fluxos-fonte importantes, no mínimo, os níveis estabelecidos no quadro 1, excepto se tal for tecnicamente inviável.

Sob condição da aprovação pela autoridade competente, o operador pode seleccionar, como mínimo, o nível 1 para as variáveis utilizadas para fins de cálculo das emissões de fluxos-fonte menores e aplicar abordagens de monitorização e de comunicação de informações utilizando o seu próprio método de estimativa não baseado em níveis para fluxos-fonte de minimis.

O operador deve propor sem demora alterações dos níveis aplicados, sempre que:

—	os dados acessíveis sofram uma alteração que permita determinar as emissões com maior precisão,

—	tiver início uma emissão que anteriormente não existia,

—	a gama de combustíveis ou de matérias-primas relevantes se tenha alterado substancialmente,

—	forem detectados nos dados erros resultantes da metodologia de monitorização,

—	a autoridade competente solicite uma alteração.

Aos combustíveis e materiais provenientes da biomassa que sejam considerados puros é possível aplicar abordagens sem níveis em instalações ou suas partes tecnicamente identificáveis, excepto se o respectivo valor se destinar a ser utilizado para a subtracção do CO2 derivado da biomassa proveniente de emissões determinadas por medição contínua. Estas abordagens sem níveis incluem o método do balanço energético. As emissões de CO2 provenientes de contaminantes fósseis presentes em combustíveis e materiais considerados como biomassa pura devem ser comunicadas no âmbito do fluxo-fonte «biomassa» e podem ser estimadas mediante abordagens sem níveis. Os combustíveis e materiais mistos que contêm biomassa devem ser caracterizados aplicando o disposto no ponto 13.4 do presente anexo, a menos que o fluxo-fonte seja considerado de minimis.

Se a metodologia do nível mais elevado ou o nível metodológico aprovado especificamente para uma variável for temporariamente inviável por razões de ordem técnica, o operador pode aplicar o nível mais elevado possível até estarem restabelecidas as condições para a utilização do nível inicial. O operador deve sem demora fazer prova, perante a autoridade competente, da necessidade de mudar de nível metodológico e fornecer-lhe informações sobre a metodologia de monitorização provisória. O operador deve tomar todas as medidas necessárias com vista ao rápido restabelecimento das condições necessárias à aplicação do nível inicial para efeitos de monitorização e comunicação de informações.

Qualquer mudança de nível deve ser devidamente documentada. O tratamento de pequenas lacunas nos dados resultantes de falhas nos sistemas de medição deve obedecer a boas práticas profissionais que garantam uma estimativa prudente das emissões, observando o disposto no documento de referência relativo aos princípios gerais de monitorização, de Julho de 2003, elaborado no âmbito da prevenção e controlo integrados da poluição (IPPC) (1). Em caso de mudança de nível no decurso de um período de informação, os resultados relativos à actividade afectada devem, no que respeita aos diferentes segmentos do período de informação, ser calculados e comunicados em secções separadas do relatório anual a apresentar à autoridade competente.

Quadro 1

Requisitos mínimos

(«n.a.» significa «não aplicável»)

Coluna A: para «instalações da categoria A» (instalações com emissões médias anuais comunicadas ao longo do período de comércio de emissões anterior (ou uma estimativa ou projecção prudente se não estiverem disponíveis ou já não forem aplicáveis emissões comunicadas) iguais ou inferiores a 50 quilotoneladas de CO2 fóssil antes da subtracção do CO2 transferido)

Coluna B: para «instalações da categoria B» (instalações com emissões médias anuais comunicadas ao longo do período de comércio de emissões anterior (ou uma estimativa ou projecção prudente se não estiverem disponíveis ou já não forem aplicáveis emissões comunicadas) superiores a 50 quilotoneladas e iguais ou inferiores a 500 quilotoneladas de CO2 fóssil antes da subtracção do CO2 transferido)

Coluna C: para «instalações da categoria C» (instalações com emissões médias anuais comunicadas ao longo do período de comércio de emissões anterior (ou uma estimativa ou projecção prudente se não estiverem disponíveis ou já não forem aplicáveis emissões comunicadas) superiores a 500 quilotoneladas de CO2 fóssil antes da subtracção do CO2 transferido).

Dados da actividade

Factor de emissão

Dados da composição

Factor de oxidação

Factor de conversão

Fluxo de combustível

Valor calorífico líquido

Anexo/Actividade

A

B

C

A

B

C

A

B

C

A

B

C

A

B

C

A

B

C

II: Combustão

Combustíveis comerciais normalizados

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.

Outros combustíveis gasosos e líquidos

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.

Combustíveis sólidos

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.

Abordagem do balanço de massas para a produção de negro de carbono e terminais de tratamento de gases

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.

Flares (queima de gases residuais)

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.

Depuração

Carbonato

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.

	Dados da actividade						Factor de emissão			Dados da composição			Factor de conversão
	Fluxo de materiais			Valor calorífico líquido
	A	B	C	A	B	C	A	B	C	A	B	C	A	B	C
III: Refinarias
Regeneração por cracking catalítico	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.
Produção de hidrogénio	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: Coquerias
Balanço de massas	1	2	3	n.a.	n.a.	n.a.	n.a.	n.a.	n.a.	2	3	3	n.a.	n.a.	n.a.
Combustível entrado no processo	1	2	3	2	2	3	2	3	3	n.a.	n.a.	n.a.	n.a.	n.a.	n.a.
V: Ustulação e sinterização de minério metálico
Balanço de massas	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 entrado	1	1	2	n.a.	n.a.	n.a.	1	1	1	n.a.	n.a.	n.a.	1	1	1
VI: Ferro e aço
Balanço de massas	1	2	3	n.a.	n.a.	n.a.	n.a.	n.a.	n.a.	2	3	3	n.a.	n.a.	n.a.
Combustível entrado no processo	1	2	3	2	2	3	2	3	3	n.a.	n.a.	n.a.	n.a.	n.a.	n.a.
VII: Cimento
Com base na entrada no forno	1	2	3	n.a.	n.a.	n.a.	1	1	1	n.a.	n.a.	n.a.	1	1	2
Produção de clínquer	1	1	2	n.a.	n.a.	n.a.	1	2	3	n.a.	n.a.	n.a.	1	1	2.
Poeiras de forno de cimento	1	1	2	n.a.	n.a.	n.a.	1	2	2	n.a.	n.a.	n.a.	n.a.	n.a.	n.a.
Carbono numa forma não carbonatada	1	1	2	n.a.	n.a.	n.a.	1	1	2	n.a.	n.a.	n.a.	1	1	2
VIII: Cal
Carbonatos	1	2	3	n.a.	n.a.	n.a.	1	1	1	n.a.	n.a.	n.a.	1	1	2
Óxidos alcalino-terrosos	1	1	2	n.a.	n.a.	n.a.	1	1	1	n.a.	n.a.	n.a.	1	1	2.
IX: Vidro
Carbonatos	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: Cerâmica
Carbono entrado	1	1	2	n.a.	n.a.	n.a.	1	2	3	n.a.	n.a.	n.a.	1	1	2
Óxido alcalino	1	1	2	n.a.	n.a.	n.a.	1	2	3	n.a.	n.a.	n.a.	1	1	2
Depuração	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 de papel e papel
Método normalizado	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.   ABORDAGENS DE RECURSO

Nos casos em que a aplicação dos requisitos, pelo menos, do nível 1 a todos os fluxos-fonte (com excepção dos de minimis) não é tecnicamente viável ou resultaria em custos excessivos, o operador deve aplicar uma «abordagem de recurso». Esta isenta o operador da aplicação do ponto 5.2 do presente anexo e permite elaborar uma metodologia de monitorização totalmente adaptada à situação. O operador deve demonstrar, de forma satisfatória para a autoridade competente, que a aplicação dessa metodologia alternativa de monitorização a toda a instalação permite satisfazer os limiares de incerteza globais constantes do quadro 2, relativos ao nível anual de emissões de gases com efeito de estufa para toda a instalação.

A análise da incerteza deve quantificar as incertezas de todas as variáveis e parâmetros utilizados para o cálculo do nível anual de emissões tendo em conta o Guia ISO para a Expressão da Incerteza na Medição (1995) (2) e a norma ISO 5168:2005. A análise deve ser realizada antes da aprovação do plano de monitorização pela autoridade competente com base em dados do ano anterior e ser actualizada anualmente. A actualização anual deve ser preparada juntamente com o relatório anual sobre as emissões e sujeita a verificação.

Os Estados-Membros devem notificar à Comissão as instalações respectivas que aplicam a abordagem de recurso nos termos do artigo 21.o da Directiva 2003/87/CE. O operador deve determinar e comunicar, no relatório anual sobre as emissões, os dados, quando disponíveis, ou as melhores estimativas relativas aos dados da actividade, aos valores caloríficos líquidos, aos factores de emissão, aos factores de oxidação e a outros parâmetros — recorrendo a análises laboratoriais quando adequado. As respectivas abordagens devem ser estabelecidas no plano de monitorização e aprovadas pela autoridade competente. O quadro 2 não é aplicável a instalações que determinam as suas emissões de gases com efeito de estufa utilizando sistemas de monitorização contínua das emissões em aplicação do anexo XII.

Quadro 2

Limiares de incerteza globais de recurso

Categoria da instalação	Limiar de incerteza a respeitar relativamente ao valor das emissões anuais totais
A	±7,5 %
B	±5,0 %
C	±2,5 %

5.4.   DADOS DA ACTIVIDADE

Os dados da actividade constituem informações sobre o fluxo de materiais, o consumo de combustíveis, o material entrado ou a produção e são expressos em energia [TJ] (em casos excepcionais, também em massa ou volume [t ou Nm3], ver ponto 5.5) no caso de combustíveis, e em massa ou volume, no caso de matérias-primas ou produtos [t ou Nm3].

A determinação dos dados da actividade pelo operador pode basear-se na quantidade de combustível ou material facturada, desde que sejam observadas as disposições do anexo I e os níveis aprovados dos anexos II a XI.

Caso não possam ser determinados directamente, os dados da actividade para o cálculo das emissões devem ser determinados mediante uma avaliação das alterações nas existências:

Material C = Material P + (Material S - Material E) - Material O

em que:

Material C	:	Material transformado durante o período de informação
Material P	:	Material comprado durante o período de informação
Material S	:	Existências de material no início do período de informação
Material E	:	Existências de material no final do período de informação
Material O	:	Material utilizado para outros fins (transporte ou revenda)

Caso a determinação do «Material S» e do «Material E» por medição directa não seja tecnicamente viável ou implique custos excessivos, o operador pode estimar estes dois valores com base em:

—	dados relativos a anos anteriores e correlação com a produção obtida durante o período de informação ou

—	métodos documentados e respectivos dados em demonstrações financeiras auditadas, relativas ao período de informação.

Em casos em que a determinação dos dados da actividade anual relativos a um ano civil exacto não seja tecnicamente viável ou implique custos excessivos, o operador pode escolher o dia útil seguinte adequado para separar um ano de comunicação de informações do seguinte. Os desvios que poderiam ser aplicáveis a um ou vários fluxos-fonte devem ser registados claramente, constituir a base de um valor representativo do ano civil e ser tidos em conta de forma consistente para o ano subsequente.

5.5.   FACTORES DE EMISSÃO

Os factores de emissão baseiam-se no teor de carbono dos combustíveis ou materiais entrados e são expressos em tCO2/TJ (emissões de combustão) ou em tCO2/t ou tCO2/Nm3 (emissões de processo).

Para fins de maior transparência e mais ampla consistência com os inventários nacionais de gases com efeito de estufa, a utilização de factores de emissão relativamente a um combustível expresso em tCO2/t, em lugar de tCO2/TJ, no que diz respeito a emissões de combustão, é limitada aos casos em que, de outra forma, os custos incorridos pelo operador seriam excessivos.

Para a conversão do carbono no valor de CO2 correspondente, deve ser utilizado o factor 3,664 [t CO2/t C] (3).

Os factores de emissão e as disposições para o desenvolvimento de factores de emissão específicos das actividades são apresentados nos pontos 11 e 13 do presente anexo.

A biomassa é considerada neutra em termos de CO2, pelo que lhe deve ser aplicado um factor de emissão igual a 0 [t CO2/TJ ou t ou Nm3]. No ponto 12 do presente anexo, é apresentada uma lista com exemplos dos diferentes tipos de materiais aceites como biomassa.

Para os combustíveis e materiais que contenham, simultaneamente, carbono fóssil e carbono de biomassa, deve ser aplicado um factor de emissão ponderado, baseado na proporção de carbono fóssil no teor global de carbono do combustível. Este cálculo deve ser transparente e documentado em conformidade com as regras e processos enunciados no ponto 13 do presente anexo.

O CO2 transferido para uma instalação ao abrigo do regime de comércio de licenças de emissão da UE enquanto parte de um combustível (por exemplo, como gás de alto-forno, gás de coqueria ou gás natural) deve ser incluído no factor de emissão do combustível em causa.

Sob condição de aprovação pela autoridade competente, o CO2 inerente proveniente de um fluxo-fonte, mas que é subsequentemente transferido para fora de uma instalação como parte de um combustível, pode ser deduzido das emissões dessa instalação - independentemente de ser ou não fornecido a uma outra instalação abrangida pelo regime de comércio de emissões da UE. Em qualquer caso, será comunicado para memória. Os Estados-Membros devem notificar à Comissão as instalações em causa, de acordo com as obrigações previstas no artigo 21.o da Directiva 2003/87/CE.

5.6.   FACTORES DE OXIDAÇÃO E CONVERSÃO

Será utilizado um factor de oxidação para emissões de combustão ou um factor de conversão para emissões de processo, a fim de reflectir a proporção de carbono que não é oxidada ou convertida no processo. Relativamente aos factores de oxidação, é derrogado o requisito de aplicação do nível mais elevado. No caso de, numa mesma instalação, serem utilizados diferentes combustíveis e serem calculados factores de oxidação específicos da actividade, sujeitos à aprovação pela autoridade competente, o operador pode determinar um factor de oxidação agregado para a actividade e aplicá-lo a todos os combustíveis ou atribuir, excepto quando é utilizada biomassa, oxidação incompleta a um fluxo de combustível importante e utilizar o valor 1 para os outros.

5.7.   CO2 TRANSFERIDO

Sob condição de aprovação pela autoridade competente, o operador pode deduzir do nível calculado de emissões da instalação o CO2 que não seja emitido pela instalação, mas sim transferido para fora dela como substância pura ou utilizado e integrado directamente em produtos ou matérias-primas, desde que essa dedução seja reflectida numa redução correspondente no que diz respeito à actividade e à instalação que o respectivo Estado-Membro declara no seu inventário nacional apresentado ao Secretariado da Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre as Alterações Climáticas. A respectiva quantidade de CO2 deve ser comunicada para memória. Os Estados-Membros devem notificar à Comissão da União Europeia as respectivas instalações, nos termos das obrigações previstas no artigo 21.o da Directiva 2003/87/CE. Entre os casos potenciais de «CO2 transferido» para fora de uma instalação contam-se nomeadamente:

—	o CO2 puro utilizado para gaseificação de bebidas,

—	o CO2 puro utilizado como gelo seco para efeitos de refrigeração,

—	o CO2 puro utilizado como agente de extinção de incêndios, agente de refrigeração ou gás de laboratório,

—	o CO2 puro utilizado para desinfestação de cereais,

—	o CO2 puro utilizado como solvente na indústria química ou alimentar,

—	o CO2 utilizado e integrado em produtos ou matérias-primas na indústria química e de pasta de papel (por exemplo, para ureia ou precipitados de carbonatos),

—	os carbonatos integrados em produtos de absorção em via seca por pulverização (SDAP) decorrentes da depuração de gases de combustão em via semi-seca.

A massa de CO2 ou carbonato transferida anualmente deve ser determinada com uma incerteza máxima inferior a 1,5 %, quer directamente utilizando medidores de fluxo de volume ou massa ou por pesagem, quer indirectamente a partir da massa do produto em causa (por exemplo, carbonatos ou ureia) quando relevante e se necessário.

Nos casos em que parte do CO2 transferido foi gerada a partir da biomassa, ou sempre que uma instalação esteja apenas parcialmente abrangida pela Directiva 2003/87/CE, o operador deve deduzir somente a respectiva fracção da massa de CO2 transferido que foi gerada a partir de materiais e combustíveis fósseis em actividades abrangidas pela directiva. Os respectivos métodos de atribuição devem ser prudentes e estão sujeitos a aprovação pela autoridade competente.

6.   METODOLOGIAS BASEADAS NA MEDIÇÃO

6.1.   GENERALIDADES

Conforme indicado no ponto 4.2, as emissões de gases com efeito de estufa podem ser determinadas com recurso a uma metodologia baseada na medição utilizando sistemas de medição contínua das emissões (CEMS) de todas as fontes de emissão ou de fontes de emissão seleccionadas, por meio de métodos normalizados ou reconhecidos, desde que o operador tenha obtido, antes do início do período de informação, a aprovação da autoridade competente em como o recurso a um sistema de medição contínua das emissões assegura maior rigor do que o cálculo das emissões pela abordagem correspondente ao nível mais rigoroso. No anexo XII das presentes orientações são estabelecidas abordagens específicas para as metodologias baseadas na medição. Os Estados-Membros devem notificar à Comissão, nos termos do artigo 21.o da Directiva 2003/87/CE, as instalações que aplicam sistemas de medição contínua das emissões no âmbito do seu sistema de monitorização.

Os processos aplicados para a medição de concentrações, bem como de fluxos de massa ou volume devem, quando disponíveis, estar de acordo com um método normalizado que limite distorções na amostragem e na medição e cujo grau de incerteza na medição seja conhecido. Devem ser utilizadas a normas CEN (ou seja, as normas emitidas pelo Comité Europeu de Normalização), sempre que possível. Se não estiverem disponíveis normas CEN, serão aplicáveis as normas ISO adequadas (ou seja, as publicadas pela Organização Internacional de Normalização) ou normas nacionais. Caso não existam normas aplicáveis, os processos podem, sempre que possível, ser executados de acordo com projectos adequados de normas ou de orientações relativos às melhores práticas para o sector.

Entre as normas ISO relevantes contam-se:

—

ISO 12039:2001 «Stationary source emissions — Determination of carbon monoxide, carbon dioxide and oxygen — Performance characteristics and calibration of an automated measuring method» (Emissões a partir de fontes fixas — Determinação de monóxido de carbono, dióxido de carbono e oxigénio — Características de desempenho e calibração de um método de medição automatizado),

—	ISO 10396:2006 «Stationary source emission — Sampling for the automated determination of gas concentrations» (Emissões de fontes fixas — Amostragem para a determinação automática de concentrações de gases),

—	ISO 14164:1999 «Stationary source emissions. Determination of the volume flow rate of gas streams in ducts — automated method» (Emissões a partir de fontes fixas. Determinação do débito-volume dos fluxos gasosos nas condutas — Método automatizado).

A fracção de biomassa das emissões de CO2 medidas deve ser subtraída com base na metodologia de cálculo e comunicada para memória (ver ponto 14 do presente anexo).

6.2.   NÍVEIS PARA METODOLOGIAS BASEADAS NA MEDIÇÃO

O operador de uma instalação deve utilizar o nível mais elevado em aplicação do anexo XII relativamente a cada fonte de emissão enumerada no título de emissões de gases com efeito de estufa, cujas emissões relevantes sejam determinadas aplicando sistemas CEMS.

Apenas se poderá utilizar o nível imediatamente inferior para a fonte de emissão em causa caso se demonstre, de forma satisfatória para a autoridade competente, que a abordagem correspondente ao nível mais elevado é tecnicamente inviável ou implicará custos desproporcionados . Por conseguinte, o nível seleccionado deve reflectir, para cada fonte de emissão, o mais elevado grau de rigor tecnicamente viável e que não acarrete custos desproporcionados. A selecção dos níveis deve ser aprovada pela autoridade competente (ver ponto 4.3).

Relativamente aos períodos de informação de 2008-2012, deve ser aplicado como nível mínimo o nível 2 constante do anexo XII, a menos que seja tecnicamente inviável.

6.3.   OUTROS PROCEDIMENTOS E REQUISITOS

a)   Taxas de amostragem

Devem ser calculadas médias horárias (uma «hora de dados válida») para todos os elementos da determinação de emissões (quanto aplicável) — conforme estabelecido no anexo XII — utilizando todos os pontos de medição disponíveis relativamente à hora em questão. Caso o equipamento esteja fora de controlo ou não esteja a funcionar durante parte da hora, a média horária será calculada proporcionalmente no que diz respeito aos pontos de medição restantes dessa hora específica. Se não for possível calcular uma hora de dados válida relativamente a um elemento da determinação de emissões, pelo facto de estar disponível menos de 50 % do número máximo de pontos de medição por hora (4), a hora é considerada perdida. Em cada caso em que não seja possível calcular uma hora de dados válida, devem ser calculados valores de substituição de acordo com as disposições do presente ponto.

b)   Dados em falta

Se não for possível apresentar uma hora de dados válida relativamente a um ou mais elementos de cálculo de emissões pelo facto de o equipamento estar fora de controlo (por exemplo, em caso de erros de calibração ou de interferências) ou fora de serviço, o operador deve determinar valores de substituição para cada hora de dados em falta, tal como a seguir indicado.

i)   Concentrações

No caso de não ser possível apresentar uma hora de dados válida relativamente a um parâmetro medido directamente sob a forma de concentração (por exemplo, gases com efeitos de estufa, O2), deve ser calculado um valor de substituição C*subst para essa hora, do seguinte modo:

em que:

é a média aritmética da concentração do parâmetro específico,

σ C_ é a melhor estimativa do desvio-padrão da concentração do parâmetro específico.

A média aritmética e o desvio-padrão devem ser calculados no final do período de informação, com base em todo o conjunto de dados de emissão medidos durante o período de informação. Se esse período não for aplicável devido a alterações técnicas essenciais na instalação, será acordada com a autoridade competente uma escala temporal representativa, se possível com a duração de um ano.

O cálculo da média aritmética e do desvio-padrão deve ser apresentado ao verificador.

ii)   Outros parâmetros

No caso de não ser possível apresentar uma hora de dados válida relativamente aos parâmetros não medidos directamente sob a forma de concentrações, os valores de substituição desses parâmetros devem ser obtidos através da abordagem de balanço de massas ou da abordagem de balanço energético. Os restantes elementos medidos do cálculo de emissões devem ser utilizados para validar os resultados.

O modelo de balanço energético ou de massas e os pressupostos subjacentes devem ser claramente documentados e apresentados ao verificador, juntamente com os resultados calculados.

c)   Corroboração do cálculo das emissões

Paralelamente à determinação das emissões mediante uma metodologia baseada na medição, as emissões anuais de cada gás com efeito de estufa em causa serão determinadas por cálculo com base numa das seguintes opções:

a)	Cálculo das emissões conforme os respectivos anexos relativos às actividades em causa. No que diz respeito ao cálculo das emissões, os níveis mais baixos (ou seja, nível 1 como mínimo) podem ser aplicados em geral, ou

b)	Cálculo das emissões conforme as Orientações IPCC de 2006, podendo, por exemplo, ser utilizados os métodos do nível 1.

Podem verificar-se desvios entre os resultados da medição e os obtidos através do cálculo. O operador deve explorar a correlação entre os resultados da medição e do cálculo, tomando em consideração que poderá existir um desvio inerente à utilização destas duas abordagens diferentes. Tendo em conta esta correlação, o operador deve utilizar os resultados da abordagem de cálculo para efectuar uma verificação cruzada dos resultados obtidos mediante medição.

O operador deve determinar e comunicar, no relatório anual sobre as emissões, os dados relevantes quando disponíveis, ou as melhores estimativas dos dados da actividade, dos valores caloríficos líquidos, dos factores de emissão, dos factores de oxidação e de outros parâmetros utilizados para a determinação das emissões, de acordo com o estabelecido nos anexos II a XI — recorrendo a análises laboratoriais, quando adequado. As respectivas abordagens, bem como o método escolhido para o cálculo corroborante, devem ser estabelecidas no plano de monitorização e aprovadas pela autoridade competente.

Quando a comparação com os resultados do cálculo indicar claramente que os resultados da medição não são válidos, o operador deve utilizar valores de substituição, conforme referido no presente ponto.

7.   AVALIAÇÃO DA INCERTEZA

7.1.   CÁLCULO

A presente secção está sujeita ao estabelecido na secção 16 do presente anexo. O operador deve ter a noção do impacto das principais fontes de incerteza, ao efectuar o cálculo das emissões.

No âmbito da metodologia baseada no cálculo e em cumprimento das disposições do ponto 5.2, a autoridade competente deve ter aprovado a combinação de níveis aplicada a cada fluxo-fonte da instalação, bem como todos os outros aspectos da metodologia de monitorização dessa instalação, constantes do respectivo título. Com a sua aprovação, a autoridade competente autoriza a incerteza directamente resultante da correcta aplicação da metodologia de monitorização aprovada, constituindo o conteúdo do título prova dessa autorização. Para efeitos da Directiva 2003/87/CE, a indicação da combinação de níveis no relatório sobre as emissões corresponde à comunicação da incerteza. Nestas circunstâncias, em caso de aplicação da metodologia baseada no cálculo, não é necessário fornecer mais informações sobre a incerteza.

A margem de incerteza determinada para o sistema de medição no âmbito do sistema de níveis inclui a incerteza especificada para os instrumentos de medição aplicados, a incerteza associada à calibração e qualquer outra incerteza relacionada com a utilização efectiva dos instrumentos de medição. Os limiares indicados no âmbito do sistema de níveis dizem respeito à incerteza associada ao valor relativo a um período de informação.

No que respeita aos combustíveis ou materiais transaccionados comercialmente, as autoridades competentes podem permitir a determinação do fluxo anual de combustível/material pelo operador apenas com base no montante facturado do combustível ou material, sem outra prova individual das incertezas associadas, desde que a legislação nacional ou a aplicação comprovada de normas nacionais ou internacionais relevantes assegure que são respeitados os respectivos requisitos de incerteza relativos aos dados da actividade para transacções comerciais.

Em todos os outros casos, o operador deve apresentar prova escrita do nível de incerteza associado à determinação dos dados da actividade para cada fluxo-fonte a fim de demonstrar a conformidade com os limiares de incerteza definidos nos anexos II a XI das presentes orientações. O operador deve basear o cálculo nas especificações indicadas pelo fornecedor dos instrumentos de medição. Na ausência de especificações, o operador deve providenciar uma avaliação da incerteza do instrumento de medição. Em ambos os casos, deve tomar em consideração as correcções necessárias destas especificações decorrentes de efeitos resultantes das condições de utilização reais, como o tempo de vida útil do instrumento, as condições do ambiente físico, a calibração e a manutenção. Estas correcções podem envolver o juízo prudente de um perito.

Se forem aplicados sistemas de medição, o operador deve ter em conta o efeito cumulativo de todas as componentes do sistema de medição na incerteza dos dados anuais da actividade mediante o recurso à lei da propagação dos erros (5), que produz duas regras adequadas para a combinação de incertezas não correlacionadas por adição e multiplicação ou respectivas aproximações prudentes, caso se verifiquem incertezas interdependentes:

a)   Para a incerteza de uma soma (por exemplo, das contribuições individuais para um valor anual)

relativamente a incertezas não correlacionadas:

relativamente a incertezas interdependentes:

em que:

Utotal representa a incerteza da soma, expressa como uma percentagem;

xi e Ui representam as quantidades incertas e as respectivas percentagens de incerteza.

b)   Para a incerteza de um produto (por exemplo, de parâmetros diferentes utilizados para converter uma leitura do contador em dados de fluxo de massa)

relativamente a incertezas não correlacionadas:

relativamente a incertezas interdependentes:

em que:

Utotal representa a incerteza do produto, expressa como uma percentagem;

Ui representa as percentagens de incerteza associadas a cada uma das quantidades.

O operador, através do processo de garantia e controlo da qualidade, deve gerir e reduzir as incertezas subsistentes nos dados relativos às emissões incluídos no seu relatório. Durante o processo de verificação, o verificador deve controlar a correcta aplicação da metodologia de monitorização aprovada e avaliar a gestão e a redução das incertezas subsistentes, com recurso aos processos de garantia e controlo da qualidade do operador.

7.2.   MEDIÇÃO

Em conformidade com o ponto 4.2, um operador pode justificar o recurso a uma metodologia baseada na medição se esta resultar, de forma fiável, numa incerteza menor do que a da metodologia baseada no cálculo (comparar com o ponto 4.2). Para fornecer esta justificação à autoridade competente, o operador deve comunicar os resultados quantitativos de uma análise de incerteza mais exaustiva, que considere as seguintes fontes de incerteza, tendo em conta a norma EN 14181:

—	a incerteza especificada para o equipamento de medição contínua,

—	as incertezas associadas à calibração,

—	outras incertezas relacionadas com a utilização efectiva do equipamento de monitorização.

Com base na justificação apresentada pelo operador, a autoridade competente pode aprovar a utilização, pelo operador, de um sistema de medição contínua das emissões para todas as fontes de emissão ou para fontes de emissão seleccionadas numa instalação e aprovar que os demais aspectos da metodologia de monitorização para as fontes de emissão em causa sejam incluídos no título dessa instalação. Com a sua aprovação, a autoridade competente autoriza a incerteza directamente resultante da correcta aplicação da metodologia de monitorização aprovada, constituindo o conteúdo do título prova dessa autorização.

O operador deve indicar o valor da incerteza resultante dessa primeira análise aprofundada da incerteza, no seu relatório anual sobre as emissões a comunicar à autoridade competente relativamente às fontes de emissão e fluxos-fonte pertinentes, até que a autoridade competente reveja a escolha da medição em detrimento do cálculo e solicite que o valor da incerteza volte a ser calculado. Para efeitos da Directiva 2003/87/CE, a indicação do valor da incerteza no relatório sobre as emissões corresponde à comunicação da incerteza.

O operador, através do processo de garantia e controlo da qualidade, deve gerir e reduzir as incertezas subsistentes nos dados relativos às emissões incluídos no seu relatório. Durante o processo de verificação, o verificador deve controlar a correcta aplicação da metodologia de monitorização aprovada e avaliar a gestão e a redução das incertezas subsistentes, com recurso aos processos de garantia e controlo da qualidade do operador.

8.   COMUNICAÇÃO DE INFORMAÇÕES

O anexo IV da Directiva 2003/87/CE estabelece os requisitos que as instalações devem cumprir em matéria de comunicação de informações. O modelo de relatório constante do ponto 14 do presente anexo e as informações nele exigidas devem ser utilizados como base para a comunicação dos dados quantitativos, a não ser que tenha sido publicado pela Comissão Europeia um protocolo electrónico normalizado equivalente para a comunicação anual de informações.

O relatório sobre as emissões abrange emissões anuais de um ano civil num período de informação.

O relatório deve ser verificado em conformidade com as regras estabelecidas pelo Estado-Membro nos termos do anexo V da Directiva 2003/87/CE. O operador deve apresentar o relatório verificado à autoridade competente até 31 de Março de cada ano, relativamente às emissões do ano anterior.

Os relatórios sobre as emissões na posse na autoridade competente devem ser por esta colocados à disposição do público, em conformidade com as regras previstas na Directiva 2003/4/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 28 de Janeiro de 2003, relativa ao acesso do público às informações sobre ambiente e que revoga a Directiva 90/313/CEE do Conselho (6). Relativamente à aplicação da excepção prevista no n.o 2, alínea d), do artigo 4.o dessa mesma directiva, os operadores podem indicar, nos seus relatórios, quais as informações que consideram sensíveis do ponto de vista comercial.

Cada operador incluirá as seguintes informações no relatório relativo a uma instalação:

1.	Dados de identificação da instalação, em conformidade com o anexo IV da Directiva 2003/87/CE, e o número do respectivo título;

2.

Relativamente a todas as fontes de emissão e/ou fluxos-fonte, as emissões totais, a abordagem adoptada (medição ou cálculo), os níveis e método seleccionados (se pertinente), os dados da actividade (7), os factores de emissão (8) e os factores de oxidação/conversão (9). Devem ser fornecidas, para memória, as seguintes informações, não consideradas em termos de emissões: quantidades de biomassa queimadas [TJ] ou utilizadas nos processos [t ou Nm3]; emissões de CO2 [t CO2] a partir de biomassa, sendo as emissões determinadas por medição; CO2 transferido de uma instalação [t CO2]; CO2 inerente que sai da instalação integrado num combustível;

3.

Se os factores de emissão e os dados da actividade referentes a combustíveis estiverem relacionados com a massa, e não com a energia, o operador deve comunicar variáveis representativas suplementares relativas ao valor calorífico líquido médio anual e ao factor de emissão para cada combustível. Por «variáveis representativas» (proxy data) entendem-se valores anuais - substanciados empiricamente ou por fontes aceites - utilizados para substituir dados relativos a variáveis (nomeadamente, fluxo de combustível/material, valor calorífico líquido ou factores de emissão, de oxidação ou de conversão) necessários para as abordagens de cálculo por omissão de acordo com os anexos I a XI, a fim de assegurar a comunicação de dados completos quando a metodologia de monitorização não gera todas as variáveis necessárias;

4.	Se for aplicada uma abordagem de balanço de massas, os operadores devem comunicar o fluxo de massa, o teor de carbono e o teor energético de cada fluxo de combustível e de material entrado ou saído da instalação, bem como as respectivas existências;

5.

Se for aplicada a monitorização contínua de emissões (anexo XII), o operador deve comunicar as emissões anuais de CO2 fóssil, bem como as emissões de CO2 a partir da utilização da biomassa. O operador deve, além disso, deve comunicar variáveis representativas suplementares relativas ao valor calorífico líquido médio anual e ao factor de emissão para cada combustível ou outros parâmetros relevantes para materiais e produtos, obtidos através do cálculo de corroboração;

6.	Se for aplicada uma abordagem de recurso ao abrigo do ponto 5.3, o operador deve comunicar variáveis representativas suplementares para cada parâmetro relativamente ao qual a abordagem não produz os dados exigidos de acordo com o estabelecido nos anexos I a XI;

7.	Nos casos em que seja utilizado combustível mas as emissões sejam calculadas como emissões de processo, o operador deve comunicar variáveis representativas suplementares para as respectivas variáveis do cálculo de emissões por omissão, relativamente às emissões de combustão desses combustíveis;

8.	Mudanças temporárias ou permanentes de nível metodológico, as razões que as ditaram, a data de início de aplicação das mudanças e a data de início e de termo da aplicação das mudanças temporárias;

9.	Quaisquer outras alterações registadas na instalação durante o período de informação que possam ser relevantes para o relatório de emissões.

As informações a fornecer em conformidade com os n.os 8 e 9 e as informações complementares a fornecer em conformidade com o n.o 2 não podem ser apresentadas nas tabelas do modelo de relatório, devendo ser incluídas no relatório anual sobre as emissões, como texto simples.

Os combustíveis e as emissões deles resultantes devem ser comunicados com recurso às categorias de combustíveis normalizadas IPCC (ver ponto 11 do presente anexo), com base nas definições da Agência Internacional de Energia. No caso de o Estado-Membro do operador ter publicado uma lista de categorias de combustíveis que inclua definições e factores de emissão coerentes com o mais recente inventário nacional por este apresentado ao Secretariado da Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre as Alterações Climáticas, devem ser utilizadas estas categorias e os respectivos factores de emissão, se aprovados no âmbito da metodologia de monitorização relevante.

Devem ainda ser indicados os tipos de resíduos e as emissões resultantes da sua utilização como combustíveis ou material entrado. Os tipos de resíduos devem ser comunicados com recurso à classificação da «Lista Europeia de Resíduos» constante da Decisão 2000/532/CE da Comissão, de 3 de Maio de 2000, que substitui a Decisão 94/3/CE, que estabelece uma lista de resíduos em conformidade com a alínea a) do artigo 1.o da Directiva 75/442/CEE do Conselho, relativa aos resíduos, e a Decisão 94/904/CE do Conselho, que estabelece uma lista de resíduos perigosos em aplicação do n.o 4 do artigo 1.o da Directiva 91/689/CEE do Conselho, relativa aos resíduos perigosos (10). Os nomes dos tipos de resíduos utilizados na instalação devem ser seguidos dos correspondentes códigos de seis algarismos.

Os dados sobre emissões de diferentes fontes de emissão ou de fluxos-fonte do mesmo tipo de uma única instalação, respeitantes ao mesmo tipo de actividade, podem ser apresentados de forma agregada para o tipo de actividade em causa.

As emissões devem ser quantificadas em toneladas (por arredondamento) de CO2 (por exemplo, 1 245 978 toneladas). Os dados da actividade, os factores de emissão e os factores de oxidação ou conversão devem ser apresentados por arredondamento, a fim de incluir apenas algarismos significativos para fins do cálculo de emissões e da comunicação de informações.

A fim de assegurar a coerência entre os dados comunicados ao abrigo da Directiva 2003/87/CE e os dados comunicados pelos Estados-Membros no âmbito da Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre as Alterações Climáticas e outros dados relativos a emissões comunicados para inclusão no Registo Europeu das Emissões e Transferências de Poluentes (EPRTR), todas as actividades realizadas numa instalação devem ser identificadas através dos códigos dos seguintes dois sistemas de comunicação de informações:

a)	Os modelos comuns de relatórios dos sistemas nacionais de inventário de gases com efeito de estufa aprovados pelos órgãos competentes da Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre as Alterações Climáticas (ver ponto 15.1 do presente anexo);

b)	O código IPPC do anexo I do Regulamento (CE) n.o 166/2006, relativo à criação do Registo Europeu das Emissões e Transferências de Poluentes (EPRTR) (ver ponto 15.2).

9.   RETENÇÃO DE INFORMAÇÕES

O operador de uma instalação deve documentar e arquivar os dados de monitorização relativos às emissões da instalação provenientes de todas as fontes de emissão e/ou fluxos-fonte pertencentes às actividades enunciadas no anexo I da Directiva 2003/87/CE, de gases com efeito de estufa especificados em relação a essas actividades.

Os dados de monitorização documentados e arquivados devem ser suficientes para permitir a verificação do relatório anual sobre as emissões de uma instalação, apresentado pelo operador nos termos do n.o 3 do artigo 14.o da Directiva 2003/87/CE, em conformidade com os critérios estabelecidos no anexo V da mesma.

Não deve ser solicitada a comunicação ou a divulgação de dados não incluídos no relatório anual sobre as emissões.

A fim de permitir a reprodutibilidade da determinação das emissões pelo verificador ou por terceiro, o operador de uma instalação deve conservar, no mínimo, durante os 10 anos seguintes à apresentação do relatório nos termos do n.o 3 do artigo 14.o da Directiva 2003/87/CE e em relação a cada ano de informação:

Para metodologias baseadas no cálculo:

—	lista de todos os fluxos-fonte monitorizados,

—	dados da actividade utilizados para o cálculo das emissões de cada fluxo-fonte, discriminados por processo e tipo de combustível ou material,

—	documentos que justifiquem a selecção da metodologia de monitorização, bem como documentos que justifiquem mudanças, temporárias ou definitivas, das metodologias de monitorização e dos níveis aprovados pela autoridade competente,

—

documentação sobre a metodologia de monitorização e resultados do desenvolvimento de factores de emissão específicos da actividade, de fracções de biomassa para combustíveis específicos e de factores de oxidação ou de conversão, bem como provas da correspondente aprovação pela autoridade competente,

—	documentação sobre o processo de recolha de dados da actividade da instalação e respectivos fluxos-fonte,

—	dados da actividade e factores de emissão, oxidação ou conversão apresentados à autoridade competente, tendo em vista o plano nacional de atribuição e relativos a anos anteriores ao período abrangido pelo regime de comércio de emissões,

—	documentação relativa às responsabilidades em matéria de monitorização das emissões,

—	o relatório anual sobre as emissões e

—	quaisquer outras informações consideradas necessárias para a verificação do relatório anual sobre as emissões.

Se forem utilizadas metodologias baseadas na medição, devem ainda ser conservadas as seguintes informações:

—	lista de todas as fontes de emissão monitorizadas,

—	documentação que justifique a selecção de uma metodologia baseada na medição,

—	dados utilizados para a análise do grau de incerteza das emissões de cada fonte de emissão, discriminados por processo,

—	dados utilizados para os cálculos de corroboração,

—	descrição técnica pormenorizada do sistema de medição contínua, incluindo a documentação da aprovação pela autoridade competente,

—	dados não tratados e agregados obtidos pelo sistema de medição contínua, incluindo a documentação de mudanças registadas ao longo do tempo, dos registos dos testes, das paragens, das calibrações e da assistência e manutenção,

—	documentação relativa a eventuais mudanças do sistema de medição contínua.

10.   CONTROLO E VERIFICAÇÃO

O controlo e a verificação das emissões estão sujeitos ao disposto no ponto 16 do presente anexo.

10.1.   AQUISIÇÃO E TRATAMENTO DE DADOS

O operador deve estabelecer, documentar, utilizar e manter actividades eficazes de aquisição e tratamento de dados (a seguir designadas actividades de fluxo de dados) para a monitorização e a comunicação de informações relativas às emissões de gases com efeito de estufa, em conformidade com o plano de monitorização aprovado, o título da instalação e as presentes orientações. Estas actividades de fluxo de dados incluem parâmetros de medição, monitorização, análise, registo, tratamento e cálculo a fim de permitir a comunicação de informações sobre as emissões de gases com efeito de estufa.

10.2.   SISTEMA DE CONTROLO

O operador deve estabelecer, documentar, utilizar e manter um sistema de controlo eficaz para garantir que o relatório anual sobre as emissões, resultante das actividades de fluxo de dados, não contenha declarações inexactas e esteja em conformidade com o plano de monitorização aprovado, o título da instalação e as presentes orientações.

O sistema de controlo do operador é composto pelos processos destinados a uma monitorização e uma comunicação eficazes de informações e implementado pelos responsáveis pela comunicação anual das emissões. O sistema de controlo é constituído pelas seguintes componentes:

a)

O próprio processo de avaliação do operador quanto aos riscos inerentes e de controlo no que diz respeito a erros, imprecisões ou omissões (declarações inexactas) no relatório anual sobre as emissões, e de situações de não conformidade relativamente ao plano de monitorização aprovado, ao título da instalação e às presentes orientações;

b)

As actividades de controlo que contribuem para atenuar os riscos identificados. O operador deve avaliar e melhorar o seu sistema de controlo a fim de garantir que o relatório anual sobre as emissões não contenha inexactidões materiais ou situações de não conformidade material. As avaliações devem incluir auditorias internas do sistema de controlo e os dados comunicados. O sistema de controlo pode fazer referência a outros procedimentos e documentos, incluindo os de sistemas de gestão como o sistema comunitário de ecogestão e auditoria (EMAS), a norma ISO 14001:2004 «Environmental management systems - Specification with guidance for use» (Sistemas de gestão ambiental — especificações e directivas para a sua utilização), a norma ISO 9001:2000 e sistemas de controlo financeiro. Caso seja feita essa referência, o operador deve assegurar que os requisitos constantes do plano de monitorização aprovado, do título da instalação e das presentes orientações estejam contemplados no respectivo sistema aplicável.

10.3.   ACTIVIDADES DE CONTROLO

Para fins de controlo e atenuação dos riscos inerentes e de controlo, em aplicação do ponto 10.2, o operador deve identificar e implementar actividades de controlo, em conformidade com o estabelecido nos pontos 10.3.1 a 10.3.6.

10.3.1.   PROCEDIMENTOS E RESPONSABILIDADES

O operador deve atribuir responsabilidades a todas as actividades de fluxo de dados e a todas as actividades de controlo. As funções contraditórias, incluindo as actividades de tratamento e controlo, devem ser separadas sempre que possível e, em caso de impossibilidade, devem ser criados controlos alternativos.

O operador deve documentar as actividades de fluxo de dados de acordo com o ponto 10.1 e as actividades de controlo de acordo com os pontos 10.3.2 a 10.3.6, em procedimentos escritos, incluindo:

—	sequência e interacção das actividades de aquisição e tratamento de dados de acordo com o estabelecido no ponto 10.1, incluindo os métodos de cálculo ou medição utilizados,

—	avaliação dos riscos da definição e avaliações do sistema de controlo, de acordo com o ponto 10.2,

—	gestão das competências necessárias para as responsabilidades atribuídas, de acordo com o ponto 10.3.1,

—	garantia da qualidade dos equipamentos de medição e das tecnologias da informação utilizados (se aplicável), de acordo com o ponto 10.3.2,

—	análises internas dos dados comunicados, de acordo com o ponto 10.3.3,

—	processos externalizados, de acordo com o ponto 10.3.4,

—	correcções e acções correctivas, de acordo com o ponto 10.3.5,

—	registos e documentação, de acordo com o ponto 10.3.6.

Cada um destes procedimentos deve incidir (quando adequado) nos seguintes elementos:

—	responsabilidades,

—	registos (electrónico e físico, conforme aplicável e adequado),

—	sistemas de informação utilizados (se aplicável),

—	dados de entrada e de saída e ligações claras com actividades anteriores e seguintes,

—	frequência (se aplicável).

Os procedimentos devem ser adequados para a atenuação dos riscos identificados.

10.3.2.   GARANTIA DA QUALIDADE

O operador deve certificar-se de que o equipamento de medição é calibrado, ajustado e controlado regularmente, nomeadamente antes da sua utilização, e controlado de acordo com normas de medição baseadas em normas de medição internacionais quando disponíveis, de acordo com os riscos identificados nos termos do ponto 10.2. O operador deve indicar no plano de monitorização a eventual impossibilidade de calibração de componentes do instrumento de medição e propor acções de controlo alternativas, que necessitam da aprovação da autoridade competente. Caso se verifique que o equipamento não está conforme aos requisitos, o operador deve, de imediato, tomar as medidas de correcção necessárias. Devem ser conservados registos dos resultados da calibração e da autenticação por um período de 10 anos.

Se o operador utilizar tecnologias da informação, incluindo tecnologias informáticas de controlo de processos, estas devem ser concebidas, documentadas, testadas, implementadas, controladas e mantidas de uma forma que garanta um processamento de dados fiável, exacto e atempado, de acordo com os riscos identificados em aplicação do ponto 10.2. Tal inclui a utilização adequada das fórmulas de cálculo constantes do plano de monitorização. O controlo das tecnologias da informação deve incluir os aspectos relativos ao controlo do acesso, cópias de segurança, recuperação, planeamento da continuidade e segurança.

10.3.3.   REVISÕES E VALIDAÇÃO DE DADOS

Para fins de gestão do fluxo de dados, o operador deve conceber e implementar revisões e validações de dados em conformidade com os riscos identificados nos termos do ponto 10.2. Essas validações podem ser realizadas manual ou electronicamente. Devem ser concebidas de modo a que os limites para a rejeição de dados sejam claros à partida, sempre que possível.

A nível operacional, é possível realizar processos simples e eficazes de revisão de dados através da comparação dos valores monitorizados utilizando abordagens verticais e horizontais.

Uma abordagem vertical compara dados relativos a emissões monitorizadas de uma mesma instalação em anos diferentes. É provável a existência de um erro de monitorização se as diferenças entre dados anuais não puderem ser explicadas por:

—	alterações dos níveis de actividade,

—	alterações nos combustíveis ou no material entrado,

—	alterações nos processos de emissão (por exemplo, melhoramentos ao nível da eficiência energética).

Uma abordagem horizontal compara os valores obtidos por diferentes sistemas de recolha de dados operacionais, incluindo:

—	a comparação dos dados relativos à compra de combustíveis ou materiais com dados relativos a alterações das existências (com base em informações sobre existências finais e existências iniciais) e dados relativos ao consumo para fluxos-fonte aplicáveis,

—	a comparação dos factores de emissão analisados, calculados ou obtidos junto do fornecedor de combustível com factores de emissão nacionais ou internacionais de referência para combustíveis comparáveis,

—	a comparação dos factores de emissão baseados em análises do combustível com factores de emissão nacionais ou internacionais de referência para combustíveis comparáveis,

—	a comparação de emissões medidas com emissões calculadas.

10.3.4.   PROCESSOS EXTERNALIZADOS

Quando opta por externalizar um processo do fluxo de dados, o operador deve controlar a qualidade destes processos em função dos riscos identificados nos termos do ponto 10.2. O operador deve definir requisitos adequados para os resultados e métodos e proceder à revisão da qualidade obtida.

10.3.5.   CORRECÇÕES E ACÇÕES CORRECTIVAS

Caso se verifique que uma parte das actividades do fluxo de dados ou das actividades de controlo (dispositivos, equipamentos, membro do pessoal, fornecedor, procedimento ou outro) não funciona eficazmente ou funciona fora dos limites fixados, o operador deve tomar prontamente medidas correctivas e os dados rejeitados devem ser corrigidos. O operador deve avaliar a validade dos resultados dos passos aplicáveis, determinar a causa principal do mau funcionamento ou erro e tomar a medida correctiva adequada.

As actividades abrangidas pelo presente ponto devem ser executadas em conformidade com o estabelecido no ponto 10.2 (abordagem baseada nos riscos).

10.3.6.   REGISTOS E DOCUMENTAÇÃO

A fim de poder demonstrar e assegurar a conformidade e reconstruir os dados de emissões comunicadas, o operador deve manter registos de todas as actividades de controlo (incluindo garantia da qualidade/controlo da qualidade dos equipamentos e tecnologias da informação, revisão e validação de dados e correcções) e de todas as informações enumeradas no ponto 9 do presente anexo, durante um período mínimo de 10 anos.

O operador deve assegurar que os documentos relevantes estejam disponíveis quando e onde necessários para a execução das actividades de fluxo de dados, bem como das actividades de controlo. O operador deve dispor de um procedimento para identificar, produzir, distribuir e controlar a versão desses documentos.

As actividades abrangidas pelo presente ponto devem ser executadas em conformidade com a abordagem baseada nos riscos, de acordo com o ponto 10.2.

10.4.   VERIFICAÇÃO

10.4.1.   PRINCÍPIOS GERAIS

O objectivo da verificação é garantir que as emissões foram monitorizadas em conformidade com as orientações e que serão comunicados dados de emissão fiáveis e correctos de acordo com o estabelecido no n.o 3 do artigo 14.o da Directiva 2003/87/CE. Os Estados-Membros devem tomar em consideração as indicações sobre essa matéria emitidas pela Cooperação Europeia para Acreditação (EA).

Sob condição do estabelecido na alínea e) do ponto 10.4.2, uma verificação deve dar origem a um parecer de verificação em que seja declarado, com garantia razoável, se os dados do relatório sobre emissões estão isentos de inexactidões materiais e se não se verificam situações de não conformidade material.

O operador deve fornecer ao verificador o relatório sobre as emissões, uma cópia do seu plano de monitorização aprovado para cada uma das suas instalações e quaisquer outras informações pertinentes.

O âmbito da verificação é definido pelas tarefas que o verificador deve executar para atingir o objectivo supramencionado. No mínimo, o verificador deve realizar as actividades em conformidade com o estabelecido no ponto 10.4.2.

10.4.2.   METODOLOGIA DE VERIFICAÇÃO

O verificador deve planificar e efectuar a verificação com uma atitude de cepticismo profissional, reconhecendo que podem existir circunstâncias que resultem em inexactidões materiais nas informações contidas no relatório anual sobre as emissões.

No âmbito do processo de verificação, o verificador deve executar os seguintes passos:

a)   Análise estratégica

O verificador deve:

—	verificar se o plano de monitorização foi aprovado pela autoridade competente e se é a versão correcta. Caso contrário, o verificador não deve prosseguir a verificação excepto no que diz respeito a elementos que obviamente não sejam afectados pela ausência de aprovação,

—

compreender cada uma das actividades realizadas na instalação, as fontes, os fluxos-fonte na instalação, o equipamento de medição utilizado para monitorizar ou medir os dados da actividade, a origem e a aplicação dos factores de emissão e dos factores de oxidação/conversão e quaisquer outros dados utilizados para calcular ou medir as emissões, bem como o contexto em que a instalação funciona,

—	compreender o plano de monitorização do operador e o fluxo de dados, bem como o seu sistema de controlo, incluindo a organização global no que diz respeito à monitorização e comunicação de informações,

—	aplicar o nível de materialidade definido no quadro 3. Quadro 3 Níveis de materialidade   Nível de materialidade Instalações da categoria A e B 5 % Instalações da categoria C 2 %

O verificador deve efectuar a análise estratégica de modo a poder realizar a análise dos riscos conforme estabelecido infra. Quando necessário, tal incluirá uma visita ao local.

b)   Análise dos riscos

O verificador deve:

—	analisar os riscos inerentes e os riscos de controlo relacionados com o âmbito e a complexidade das actividades, fontes de emissão e fluxos-fonte do operador que possam levar a inexactidões materiais e a situações de não conformidade,

—

elaborar um plano de verificação que seja consentâneo com esta análise dos riscos. O plano de verificação deve descrever o modo como as actividades de verificação devem ser executadas. Inclui um programa de verificação e um plano de amostragem de dados. O programa de verificação deve descrever a natureza das actividades, o momento em que devem ser realizadas e o seu âmbito a fim de permitir a conclusão do plano de verificação. O plano de amostragem de dados expõe os dados que devem ser testados a fim de permitir a elaboração de um parecer de verificação.

c)   Verificação

Ao executar a verificação, o verificador efectua uma visita ao local, quando adequado, a fim de inspeccionar o funcionamento dos medidores e sistemas de monitorização, realizar entrevistas e recolher informações e provas suficientes.

Além disso, o verificador deve:

—

executar o plano de verificação, reunindo dados segundo os métodos de amostragem definidos, realizando testes presenciais, análises de documentos, procedimentos analíticos e de revisão de dados, incluindo todos os elementos adicionais pertinentes, com base nos quais o verificador baseará o seu parecer de verificação,

—	confirmar a validade da informação utilizada para calcular o nível de incerteza, nos termos do plano de monitorização aprovado,

—	verificar a aplicação do plano de monitorização aprovado e procurar compreender se este está actualizado,

—

antes de elaborar um parecer de verificação definitivo, solicitar ao operador que forneça os dados eventualmente em falta ou que complete secções da pista de auditoria, explique variações dos dados relativos às emissões, reveja cálculos ou adapte os dados comunicados. O verificador deve, de qualquer forma, comunicar ao operador todas as situações de não conformidade e declarações inexactas identificadas.

O operador deve corrigir eventuais declarações inexactas comunicadas. A correcção abrangerá todo o conjunto de dados do qual foi retirada a amostra.

Durante o processo de verificação, o verificador deve identificar as declarações inexactas ou as situações de não conformidade, avaliando se:

—	o plano de monitorização foi aplicado de modo a corroborar a identificação de situações de não conformidade,

—	os dados recolhidos facultam provas claras e objectivas em apoio da identificação de declarações inexactas.

d)   Relatório de verificação interna

No final do processo de verificação, o verificador deve preparar um relatório de verificação interna, que prove que a análise estratégica, a análise de riscos e o plano de verificação foram plenamente executados e apresente informações suficientes para justificar os pareceres de verificação. O relatório de verificação interna deve igualmente facilitar uma potencial avaliação da auditoria por parte da autoridade competente e do organismo de acreditação.

Com base nas constatações constantes do relatório de verificação interna, o verificador deve fazer um juízo quanto ao facto de o relatório anual sobre as emissões conter ou não inexactidões materiais em função do limiar de materialidade e de se verificarem ou não situações de não conformidade material ou outras questões relevantes para o parecer de verificação.

e)   Relatório de verificação

O verificador deve apresentar a metodologia de verificação, as suas constatações e o parecer de verificação num relatório de verificação dirigido ao operador e a apresentar por este à autoridade competente, juntamente com o relatório anual sobre as emissões. O relatório anual sobre as emissões é considerado satisfatório se as emissões totais não contiverem inexactidões materiais e se, segundo o parecer do verificador, não se verificarem situações de não conformidade material. No caso de situações de não conformidade imaterial ou de inexactidões imateriais, o verificador pode incluí-las no relatório de verificação («verificado como satisfatório com situações de não conformidade imaterial ou inexactidões imateriais»). O verificador pode igualmente comunicá-las numa carta de recomendação separada.

O verificador pode concluir que um relatório anual sobre as emissões não é satisfatório caso detecte situações de não conformidade material ou inexactidões materiais (com ou sem situações de não conformidade material). O verificador pode concluir que um relatório anual sobre as emissões não está verificado caso o âmbito da verificação tenha sido limitado (pelas circunstâncias ou pela imposição de uma restrição que impede o verificador de obter as provas necessárias para reduzir os riscos da verificação para um nível razoável) e/ou caso se observem incertezas materiais.

Os Estados-Membros devem assegurar que o operador resolva as situações de não conformidade e as declarações inexactas após consulta da autoridade competente, segundo um calendário a fixar por essa autoridade. Além disso, todas as divergências de opinião entre operadores, verificadores e autoridades competentes não devem afectar a comunicação adequada de informações e devem ser resolvidas de acordo com a Directiva 2003/87/CE, as presentes orientações, os requisitos estabelecidos pelos Estados-Membros ao abrigo do anexo V daquela directiva e os procedimentos nacionais relevantes.

11.   FACTORES DE EMISSÃO

O presente ponto contém factores de emissão de referência para o nível metodológico 1 que permitem a utilização de factores não específicos da actividade para a queima de combustíveis. No caso de um combustível que não pertença a uma categoria de combustíveis existente, o operador deve recorrer à sua experiência para incluir o combustível numa categoria de combustíveis conexa, sob reserva da aprovação da autoridade competente.

Quadro 4

Factores de emissão a partir de combustíveis, relacionados com o valor calorífico líquido (VCL) e valores caloríficos líquidos por massa de combustível

Tipo de combustível	Factor de emissão (tCO2/TJ)	Valor calorífico líquido (TJ/Gg)
	Orientações IPCC 2006 (excepto biomassa)	Orientações IPCC 2006
Petróleo bruto	73,3	42,3
Orimulsão	76,9	27,5
Gás natural líquido	64,1	44,2
Gasolina para motor	69,2	44,3
Querosene	71,8	43,8
Óleo de xisto	73,3	38,1
Gasóleo/óleo diesel	74,0	43,0
Fuelóleo residual	77,3	40,4
Gases de petróleo liquefeitos	63,0	47,3
Etano	61,6	46,4
Nafta	73,3	44,5
Betume	80,6	40,2
Lubrificantes	73,3	40,2
Coque de petróleo	97,5	32,5
Matérias-primas para refinaria	73,3	43,0
Gás de refinaria	51,3	49,5
Ceras parafínicas	73,3	40,2
White Spirit e solventes com ponto de ebulição especial (SBP)	73,3	40,2
Outros produtos petrolíferos	73,3	40,2
Antracite	98,2	26,7
Carvão de coque	94,5	28,2
Outros carvões betuminosos	94,5	25,8
Carvões sub-betuminosos	96,0	18,9
Linhite	101,1	11,9
Xisto betuminoso e areias asfálticas	106,6	8,9
Aglomerados de hulha	97,5	20,7
Coque de forno e coque de linhite	107,0	28,2
Coque de gás	107,0	28,2
Alcatrão de carvão	80,6	28,0
Gás de fábricas de gás	44,7	38,7
Gás de coqueria	44,7	38,7
Gás de alto-forno	259,4	2,5
Gás de forno de aciaria a oxigénio	171,8	7,1
Gás natural	56,1	48,0
Resíduos industriais	142,9	n.a.
Óleos usados	73,3	40,2
Turfa	105,9	9,8
Madeira/resíduos de madeira	0	15,6
Outra biomassa primária sólida	0	11,6
Carvão vegetal	0	29,5
Biogasolina	0	27,0
Biodieseis	0	27,0
Outros biocombustíveis líquidos	0	27,4
Gases de aterro	0	50,4
Gases de lamas de depuração	0	50,4
Outros biogases	0	50,4
	Outras fontes	Outras fontes
Pneumáticos usados	85,0	n.a.
Monóxido de carbono	155,2	10,1
Metano	54,9	50,0

12.   LISTA DE BIOMASSA NEUTRA EM TERMOS DE CO2

A presente lista inclui diversas matérias que são consideradas biomassa para efeitos da aplicação das presentes orientações e às quais deve ser atribuído um factor de emissão igual a 0 [t CO2/TJ ou t ou Nm3]. A turfa e as fracções fósseis das matérias a seguir enumeradas não devem ser consideradas biomassa. A menos que uma contaminação com outros materiais ou combustíveis seja aparente com base em indícios visuais ou olfactivos, não é necessário aplicar processos analíticos para demonstrar a pureza das substâncias dos grupos 1 e 2 infra:

Grupo 1 — Vegetais e partes de vegetais:

—

palha,

—	feno e erva,

—	folhas, madeira, raízes, troncos e casca,

—	culturas (por exemplo, milho e triticale).

Grupo 2 — Resíduos, produtos e subprodutos da biomassa:

—	resíduos industriais de madeira (resultantes do trabalho e de operações de transformação da madeira e resultantes de operações da indústria de materiais em madeira),

—	madeira usada (produtos usados de madeira, materiais de madeira) e produtos e subprodutos de operações de transformação da madeira,

—	resíduos à base de madeira das indústrias de pasta de papel e de papel, por exemplo, lixívia negra (apenas com carbono de biomassa),

—	tall oil em bruto, tall oil e pez decorrente da produção de pasta,

—	resíduos da silvicultura,

—	lenhina decorrente da transformação de plantas que contêm lignocelulose,

—	farinhas de animais e de peixe e farinhas alimentares, gorduras, óleos e sebo,

—	resíduos primários da produção de alimentos e bebidas,

—	óleos e gorduras vegetais,

—

estrume,

—	resíduos de plantas agrícolas,

—	lamas de depuração,

—	biogás produzido por digestão, fermentação ou gaseificação de biomassa,

—	lamas de portos e lamas e sedimentos de outras massas de água,

—	gases de aterro,

—	carvão vegetal.

Grupo 3 — Fracções de biomassa de matérias mistas:

—	fracção de biomassa de salvados da gestão de massas de água,

—	fracção de biomassa de resíduos mistos da produção de alimentos e bebidas,

—	fracção de biomassa de produtos compostos que contenham madeira,

—	fracção de biomassa de resíduos têxteis,

—	fracção de biomassa de papel, cartão e cartolina,

—	fracção de biomassa de resíduos urbanos e industriais,

—	fracção de biomassa de lixívia negra que contenha carbono de origem fóssil,

—	fracção de biomassa de resíduos urbanos e industriais tratados,

—	fracção de biomassa de éter etil-tert-butílico (ETBE),

—	fracção de biomassa de butanol.

Grupo 4 — Combustíveis cujas componentes e produtos intermédios foram produzidos a partir de biomassa:

—	bioetanol,

—	biodiesel,

—	bioetanol eterizado,

—	biometanol,

—	biodimetil-éter,

—	bio-óleo (óleo combustível obtido por pirólise) e biogás.

13.   DETERMINAÇÃO DE DADOS E FACTORES ESPECÍFICOS DA ACTIVIDADE

Este ponto é de cumprimento obrigatório apenas no que diz respeito às partes das presentes orientações que fazem referência explícita ao «ponto 13» do anexo I. As disposições do presente ponto estão sujeitas ao estabelecido no ponto 16 do presente anexo.

13.1.   DETERMINAÇÃO DE VALORES CALORÍFICOS LÍQUIDOS E DE FACTORES DE EMISSÃO PARA COMBUSTÍVEIS

O processo específico de determinação dos factores de emissão específicos da actividade, incluindo o processo de amostragem de um determinado tipo de combustível, deve ser acordado com a autoridade competente antes do início do período de informação em que o mesmo será aplicado.

Os procedimentos aplicados para a amostragem do combustível e para a determinação do seu valor calorífico líquido, teor em carbono e factor de emissão devem, quando disponíveis, estar de acordo com um método normalizado que limite distorções na amostragem e na medição e apresente um grau conhecido de incerteza na medição. Devem ser utilizadas as normas CEN, quando disponíveis. Caso não estejam disponíveis normas CEN, são aplicáveis as normas ISO ou as normas nacionais relevantes. Se não existirem normas aplicáveis, os processos podem, sempre que possível, ser executados de acordo com projectos adequados de normas ou de orientações relativos às melhores práticas para o sector.

As normas CEN relevantes são as seguintes:

—	EN ISO 6976:2005 «Natural gas - Calculation of calorific values, density, relative density, and Wobbe index from composition» (Gás natural - cálculo dos valores caloríficos, da densidade, da densidade relativa e do índice Wobbe da composição),

—	EN ISO 4259:1996 «Petroleum products - Determination and application of precision data in relation to methods of test» (Produtos petrolíferos - determinação e aplicação de dados precisos em relação aos métodos de ensaio).

As normas ISO relevantes são as seguintes:

—	ISO 13909-1,2,3,4: 2001 «Hard coal and coke - Mechanical sampling» (Antracite e coque — amostragem mecânica),

—	ISO 5069-1,2: 1983: «Brown coals and lignites; Principles of sampling» (Hulha castanha e linhites; princípios de amostragem),

—	ISO 625:1996 «Solid mineral fuels - Determination of carbon and hydrogen — Liebig method» (Combustíveis minerais sólidos - determinação do carbono e do hidrogénio — método Liebig),

—	ISO 925:1997 «Solid mineral fuels — Determination of carbonate carbon content — Gravimetric method» (Combustíveis minerais sólidos - determinação do teor de carbono numa forma não carbonatada — método gravimétrico],

—	ISO 9300:1990: «Measurement of gas flow by means of critical flow Venturi nozzles» [Medição do fluxo de gás por tubo de Venturi de escoamento crítico],

—	ISO 9951:1993/94: «Measurement of gas flow in closed conduits — Turbine meters» [Medição do fluxo de gases em condutas fechadas - medidores de turbina].

As normas nacionais complementares para a caracterização dos combustíveis são as seguintes:

—

DIN 51900-1:2000 «Testing of solid and liquid fuels — Determination of gross calorific value by the bomb calorimeter and calculation of net calorific value - Part 1: Principles, apparatus, methods» (Ensaio de combustíveis sólidos e líquidos - determinação do valor calorífico bruto por calorímetro de bomba e cálculo do valor calorífico líquido — Parte 1: princípios, equipamento, métodos),

—

DIN 51857:1997 «Gaseous fuels and other gases - Calculation of calorific value, density, relative density and Wobbe index of pure gases and gas mixtures» (Combustíveis gasosos e outros gases — cálculo do valor calorífico, da densidade, da densidade relativa e do índice Wobbe de gases puros e misturas de gases),

—	DIN 51612:1980 «Testing of liquefied petroleum gases; calculation of net calorific value» (Ensaio de gases de petróleo liquefeitos; cálculo do valor calorífico líquido),

—	DIN 51721:2001 «Testing of solid fuels - Determination of carbon and hydrogen content» (also applicable for liquid fuels) (Ensaio de combustíveis sólidos - determinação do teor de carbono e de hidrogénio (igualmente aplicável a combustíveis líquidos).

O laboratório utilizado para determinar o factor de emissão, o teor de carbono e o valor calorífico líquido deve satisfazer os requisitos estabelecidos no ponto 13.5 do presente anexo. Importa notar que, para que o factor de emissão específico da actividade possa ser determinado com o rigor adequado (para além da precisão do processo analítico de determinação do teor de carbono e do valor calorífico líquido), a frequência de amostragem, o processo de amostragem e a preparação das amostras assumem importância crucial. Estes elementos dependem, em larga medida, do estado e da homogeneidade do combustível/material. Os materiais muito heterogéneos, como os resíduos sólidos urbanos, requerem um maior número de amostras, enquanto a maior parte dos combustíveis comerciais gasosos ou líquidos requer um número de amostras muito menos significativo.

O processo de amostragem e a frequência das análises para a determinação do teor de carbono, dos valores caloríficos líquidos e dos factores de emissão devem obedecer aos requisitos do ponto 13.6.

Deve ser mantida e facultada ao verificador do relatório sobre as emissões a totalidade da documentação relativa aos processos utilizados em laboratório para a determinação do factor de emissão, bem como a totalidade dos resultados obtidos.

13.2.   DETERMINAÇÃO DE FACTORES DE OXIDAÇÃO ESPECÍFICOS DA ACTIVIDADE

O processo específico para determinar os factores de oxidação específicos da actividade, incluindo o processo de amostragem para um tipo de combustível e uma instalação específicos, deve ser acordado com a autoridade competente antes do início do período de informação em que o mesmo será aplicado.

Os processos utilizados para determinar factores de oxidação representativos específicos da actividade (por exemplo, através do teor de carbono da fuligem, das cinzas, de efluentes e de outros resíduos ou subprodutos), relativamente a uma dada actividade, devem estar em conformidade com um método normalizado, quando disponível, que limite distorções na amostragem e na medição e apresente um grau conhecido de incerteza na medição. Devem ser utilizadas as normas CEN, quando disponíveis. Caso não estejam disponíveis normas CEN, são aplicáveis as normas ISO ou as normas nacionais relevantes. Se não existirem normas aplicáveis, os processos podem, sempre que possível, ser executados de acordo com projectos adequados de normas ou de orientações relativos às melhores práticas para o sector.

O laboratório utilizado para determinar o factor de oxidação ou os dados subjacentes deve satisfazer os requisitos estabelecidos no ponto 13.5 do presente anexo. O processo de amostragem e a frequência das análises para a determinação das variáveis relevantes (por exemplo, teor de carbono das cinzas), utilizados para o cálculo dos factores de oxidação, devem obedecer aos requisitos do ponto 13.6.

Deve ser mantida e facultada ao verificador do relatório sobre as emissões a totalidade da documentação relativa aos processos utilizados pela organização para a determinação do factor de oxidação, bem como a totalidade dos resultados obtidos.

13.3.   DETERMINAÇÃO DOS FACTORES DE EMISSÃO DE PROCESSO, DOS FACTORES DE CONVERSÃO E DOS DADOS RELATIVOS À COMPOSIÇÃO

O processo específico para determinar o factor de emissão específico da actividade, o factor de conversão ou os dados relativos à composição, incluindo o processo de amostragem para um tipo de material específico, deve ser acordado com a autoridade competente antes do início do período de informação em que o mesmo será aplicado.

Os processos aplicados para a amostragem e a determinação da composição do material relevante ou a derivação de um factor de emissão de processo devem estar em conformidade com um método normalizado, quando disponível, que limite distorções na amostragem e na medição e apresente um grau conhecido de incerteza na medição. Devem ser utilizadas as normas CEN, quando disponíveis. Caso não estejam disponíveis normas CEN, são aplicáveis as normas ISO ou as normas nacionais adequadas. Se não existirem normas aplicáveis, os processos podem, sempre que possível, ser executados de acordo com projectos adequados de normas ou de orientações relativos às melhores práticas para o sector.

O laboratório utilizado deve obedecer aos requisitos estabelecidos no ponto 13.5 do presente anexo. O processo de amostragem e a frequência das análises devem obedecer aos requisitos do ponto 13.6.

Deve ser mantida e facultada ao verificador do relatório sobre as emissões a totalidade da documentação relativa aos processos utilizados pela organização, bem como a totalidade dos resultados obtidos.

13.4.   DETERMINAÇÃO DE UMA FRACÇÃO DE BIOMASSA

Para efeitos das presentes orientações, a expressão «fracção de biomassa» refere-se à percentagem mássica de carbono de biomassa, de acordo com a definição de biomassa (ver pontos 2 e 12 do presente anexo), na massa total de carbono presente numa amostra.

O combustível ou material será considerado como biomassa pura, beneficiando de disposições simplificadas para a monitorização e a comunicação de informações conforme estabelecido no ponto 5.2, se o teor de componentes não provenientes da biomassa não for superior a 3 % da quantidade total do combustível ou material em causa.

O processo específico para determinar a fracção de biomassa de um combustível ou material específico, incluindo o processo de amostragem, deve ser acordado com a autoridade competente antes do início do período de informação em que o mesmo será aplicado.

Os processos aplicados para a amostragem do combustível ou material e para a determinação da fracção da biomassa devem estar em conformidade com um método normalizado, quando disponível, que limite distorções na amostragem e na medição e apresente um grau conhecido de incerteza na medição. Devem ser utilizadas as normas CEN, quando disponíveis. Caso não estejam disponíveis normas CEN, são aplicáveis as normas ISO ou as normas nacionais adequadas. Se não existirem normas aplicáveis, os processos podem, sempre que possível, ser executados de acordo com projectos adequados de normas ou de orientações relativos às melhores práticas para o sector.

Os métodos aplicáveis para determinar a fracção de biomassa num combustível ou material vão desde a triagem manual dos componentes de materiais misturados, a métodos diferenciais que determinam valores de aquecimento de uma mistura binária e dos seus dois componentes puros, ou a uma análise isotópica de carbono-14, consoante a natureza específica da mistura de combustíveis em causa. Em relação a combustíveis ou materiais gerados por um processo de produção com fluxos de entrada definidos e rastreáveis, o operador pode alternativamente basear a determinação da fracção de biomassa num balanço de massas de carbono fóssil e de biomassa entradas e saídas do processo. Os respectivos métodos devem ser aprovados pela autoridade competente.

O laboratório utilizado para determinar a fracção de biomassa deve obedecer aos requisitos estabelecidos no ponto 13.5 do presente anexo.

O processo de amostragem e a frequência das análises para a determinação da fracção de biomassa dos combustíveis e materiais deve obedecer aos requisitos do ponto 13.6.

Deve ser mantida e facultada ao verificador do relatório sobre as emissões a totalidade da documentação relativa aos processos utilizados em laboratório para a determinação da fracção de biomassa, bem como a totalidade dos resultados obtidos.

Se a determinação da fracção de biomassa de uma mistura de combustíveis não for tecnicamente viável ou acarretar custos desproporcionados, o operador deve considerar que a fracção de biomassa é igual a 0 (ou seja, que a totalidade do carbono do combustível em causa é de origem fóssil) ou propor um método de estimativa à aprovação da autoridade competente.

13.5.   REQUISITOS PARA A DETERMINAÇÃO DAS PROPRIEDADES DOS COMBUSTÍVEIS E MATERIAIS

13.5.1.   RECURSO A LABORATÓRIOS ACREDITADOS

O laboratório que determina o factor de emissão, o valor calorífico líquido, o factor de oxidação, o teor de carbono, a fracção de biomassa ou os dados relativos à composição deve estar acreditado de acordo com a norma EN ISO 17025:2005 («General requirements for the competence of testing and calibration laboratories» - Requisitos de carácter geral relativos à competência dos laboratórios de ensaio e calibração).

13.5.2.   RECURSO A LABORATÓRIOS NÃO ACREDITADOS

É dada preferência ao recurso a laboratórios acreditados de acordo com a EN ISO 17025:2005. O recurso a laboratórios não acreditados deve limitar-se a situações em que o operador possa demonstrar à autoridade competente que o laboratório cumpre requisitos equivalentes aos estabelecidos na norma EN ISO 17025:2005. Os respectivos laboratórios e os processos analíticos relevantes devem ser enumerados no plano de monitorização relativo à instalação. A equivalência quanto à gestão da qualidade pode ser demonstrada por uma certificação acreditada do laboratório de acordo com a norma EN ISO 9001:2000. Deve ser apresentada prova complementar de que o laboratório é tecnicamente competente e capaz de produzir resultados tecnicamente válidos utilizando os processos analíticos relevantes.

Sob responsabilidade do operador, cada laboratório não acreditado a que o operador recorra para determinar resultados utilizados para o cálculo de emissões deve adoptar as seguintes medidas:

a)   Validação

A validação de cada método analítico relevante a realizar pelo laboratório não acreditado em função do método de referência será efectuada por um laboratório acreditado de acordo com a EN ISO 17025:2005. O processo de validação é efectuado antes ou no início da relação contratual entre o operador e o laboratório. Inclui um número suficiente de repetições da análise de um conjunto mínimo de cinco amostras representativas para a gama de valores prevista, incluindo uma amostra-padrão para cada parâmetro e cada combustível ou material relevante, a fim de caracterizar a reprodutibilidade do método e derivar a curva de calibração do instrumento.

b)   Intercomparação

Deve ser efectuada, uma vez por ano, uma intercomparação dos resultados dos métodos analíticos por um laboratório acreditado de acordo com a EN ISO 17025:2005, incluindo, no mínimo, cinco repetições da análise de uma amostra representativa, utilizando o método de referência para cada parâmetro e cada combustível ou material relevante;

O operador deve efectuar ajustamentos prudentes (ou seja, evitando a subestimação de emissões) de todos os dados relevantes do respectivo ano, caso se observe uma diferença entre os resultados derivados pelo laboratório não acreditado e pelo laboratório acreditado que possa levar a uma subestimação das emissões. Eventuais diferenças estatísticas significativas (2σ) entre os resultados finais (por exemplo, dados relativos à composição) obtidos pelo laboratório não acreditado e pelo laboratório acreditado devem ser notificadas à autoridade competente e imediatamente resolvidas sob a supervisão de um laboratório acreditado de acordo com a norma EN ISO 17025:2005.

13.5.3.   ANALISADORES DE GÁS EM LINHA E CROMATÓGRAFOS EM FASE GASOSA

A utilização de cromatógrafos de gás em linha e de analisadores de gás com ou sem extracção, para a determinação de emissões ao abrigo das presentes orientações, está sujeita à aprovação da autoridade competente. A utilização destes sistemas está limitada à determinação dos dados relativos à composição de combustíveis e materiais gasosos. O operador que utiliza estes sistemas deve cumprir os requisitos da norma EN ISO 9001:2000. A prova de que o sistema satisfaz esses requisitos pode ser dada por uma certificação acreditada do sistema. Os serviços de calibração e os fornecedores de gases de calibração devem ser acreditados de acordo com a norma EN ISO 17025:2005.

Quando aplicável, deve ser efectuada uma validação inicial, e posteriormente anual, do instrumento, por um laboratório acreditado de acordo com a norma EN ISO 17025:2005, utilizando a norma EN ISO 10723:1995 «Natural gas — Performance evaluation for on-line analytical systems» (Gás natural — avaliação do desempenho de sistemas analíticos em linha). Em todos os outros casos, o operador deve mandar efectuar uma validação inicial e uma intercomparação anual:

a)   Validação inicial

A validação deve ser realizada antes de 31 de Janeiro de 2008 ou integrada na encomenda de um novo sistema. Deve incluir um número suficiente de repetições da análise de um conjunto mínimo de cinco amostras representativas para a gama de valores prevista, incluindo uma amostra-padrão para cada parâmetro e cada combustível ou material relevante a fim de caracterizar a reprodutibilidade do método e obter a curva de calibração do instrumento.

b)   Intercomparação anual

A intercomparação dos resultados dos métodos analíticos deve ser efectuada, uma vez por ano, por um laboratório acreditado de acordo com a norma EN ISO 17025:2005, incluindo um número adequado de repetições da análise de uma amostra representativa, utilizando o método de referência para cada parâmetro e cada combustível ou material relevante.

O operador deve efectuar ajustamentos prudentes (ou seja, evitando a subestimação de emissões) de todos os dados relevantes do respectivo ano, caso se observe uma diferença entre os resultados derivados dos resultados do analisador de gás ou do cromatógrafo de gás e os do laboratório acreditado que possa levar a uma subestimação das emissões. Eventuais diferenças estatísticas significativas (2σ) entre os resultados finais (por exemplo, os dados relativos à composição) do analisador de gás ou do cromatógrafo de gás e os do laboratório acreditado devem ser notificadas à autoridade competente e imediatamente resolvidas sob a supervisão de um laboratório acreditado de acordo com a norma EN ISO 17025:2005.

13.6.   MÉTODOS DE AMOSTRAGEM E FREQUÊNCIA DAS ANÁLISES

A determinação do factor de emissão, do valor calorífico líquido, do factor de oxidação, do factor de conversão, do teor de carbono, da fracção de biomassa ou dos dados relativos à composição deve obedecer a práticas geralmente aceites de colheita de amostras representativas. O operador deve provar que os valores obtidos são representativos e não estão distorcidos. O valor obtido deve ser utilizado exclusivamente para o período de entrega ou o lote de combustível ou material de que foi considerado representativo.

Em geral, a análise será efectuada numa amostra constituída pela mistura de um maior número (por exemplo, 10-100) de amostras recolhidas durante um período (por exemplo, de um dia a vários meses), desde que a amostra de combustível ou material possa ser armazenada sem alteração da sua composição.

O processo de amostragem e a frequência das análises devem ser concebidos de modo a garantir que a média anual do parâmetro relevante seja determinada com uma incerteza máxima inferior a 1/3 da incerteza máxima exigida pelo nível aprovado para os dados da actividade relativos ao mesmo fluxo-fonte.

Se não for capaz de cumprir o nível de incerteza máxima permitido para o valor anual ou de demonstrar a conformidade com os limiares, o operador deve aplicar a frequência de análises estabelecida no quadro 5 como um mínimo, se aplicável. Em todos os outros casos, a autoridade competente deve definir a frequência das análises.

Quadro 5

Frequência mínima indicativa das análises

Combustível/material	Frequência das análises
Gás natural	Pelo menos semanalmente
Gás de processo (gás misto de refinaria, gás de coqueria, gás de alto-forno e gás de conversor)	Pelo menos diariamente - utilizando processos adequados em diferentes partes do dia
Fuelóleo	Por cada 20 000 toneladas e, pelo menos, seis vezes por ano
Carvão, carvão de coque, coque de petróleo	Por cada 20 000 toneladas e, pelo menos, seis vezes por ano
Resíduos sólidos (fósseis puros ou mistura de biomassa e fósseis)	Por cada 5 000 toneladas e, pelo menos, quatro vezes por ano
Resíduos líquidos	Por cada 10 000 toneladas e, pelo menos, quatro vezes por ano
Minerais carbonatados (por exemplo, calcário e dolomite)	Por cada 50 000 toneladas e, pelo menos, quatro vezes por ano
Argilas e xistos	Quantidades de material correspondentes a 50 000 toneladas de CO2 e, pelo menos, quatro vezes por ano
Outros fluxos de entrada e saída no balanço de massas (não aplicável a combustíveis ou agentes redutores)	Por cada 20 000 toneladas e, pelo menos, uma vez por mês
Outros materiais	Em função do tipo de material e da variação, quantidades de material correspondentes a 50 000 toneladas de CO2 e, pelo menos, quatro vezes por ano

14.   MODELO DE RELATÓRIO

Os quadros seguintes devem ser utilizados como base para a comunicação de informações, podendo ser adaptados em função do número de actividades, do tipo de instalação, dos combustíveis e dos processos monitorizados. As células sombreadas a cinzento assinalam campos em que deve ser inserida informação.

14.1.   IDENTIFICAÇÃO DA INSTALAÇÃO

Identificação da instalação	Resposta
1. Nome da empresa
2. Operador da instalação
3. Instalação
3.1. Nome
3.2. Número do título (11)
3.3. É exigido um relatório no âmbito do EPRTR?	Sim/Não
3.4. EPRTR-número de identificação (12)
3.5. Endereço/localidade da instalação
3.6. Código postal/país
3.7. Coordenadas da localização
4. Pessoa a contactar
4.1. Nome
4.2. Endereço/localidade/código postal/país
4.3. Telefone
4.4. Fax
4.5. Endereço electrónico
5. Ano de comunicação de informações
6. Tipo de actividades do anexo I realizadas (13)
Actividade 1
Actividade 2
Actividade N

14.2.   PANORAMA DAS ACTIVIDADES

Emissões das actividades do anexo I

Categorias	Emissões de combustão da categoria MCR IPCC (14)	Emissões de processo da categoria MCR IPCC (15)	Código IPPC da categoria EPRTR	Mudança de níveis? Sim/Não	Emissões t CO2
Actividades
Actividade 1
Actividade 2
Actividade N
Total

Aspectos para memória

	CO2 transferido ou inerente			Emissões de biomassa (16)
	Montante transferido ou inerente	Material ou combustível transferido	Tipo de transferência (inerente para o interior/exterior da instalação, transferência para o interior/exterior da instalação)
Unidade	[tCO2]			[tCO2]
Actividade 1
Actividade 2
Actividade N

14.3.   EMISSÕES DE COMBUSTÃO (CÁLCULO)

Actividade
Tipo de combustível
Categoria AIE
Número de catálogo de resíduos (quando aplicável)
Parâmetro	Unidades permitidas	Unidade utilizada	Valor	Nível aplicado
Quantidade de combustível consumido	t ou Nm3
Valor calorífico líquido do combustível	TJ/t ou TJ/Nm3
Factor de emissão	t CO2/TJ ou t CO2/t ou t CO2/Nm3
Factor de oxidação
CO2 fóssil	t CO2	t CO2
Biomassa utilizada	TJ ou t ou Nm3

14.4.   EMISSÕES DE PROCESSO (CÁLCULO)

Actividade
Tipo de material
Número de catálogo de resíduos (quando aplicável)
Parâmetro	Unidades permitidas	Unidade utilizada	Valor	Nível aplicado
Dados da actividade	t ou Nm3
Factor de emissão	t CO2/t ou t CO2/Nm3
Factor de conversão
CO2 fóssil	t CO2	t CO2
Biomassa utilizada	t ou Nm3

14.5.   ABORDAGEM DO BALANÇO DE MASSAS

Parâmetro
Nome do combustível ou material
Categoria AIE (se aplicável)
Número do catálogo de resíduos (quando aplicável)
	Unidades permitidas	Unidade utilizada	Valor	Nível aplicado
Dados da actividade (massa ou volume): para fluxos de saída utilizar valores negativos	t ou Nm3
VCL (quando aplicável)	TJ/t ou TJ/Nm3
Dados da actividade (calor entrado) = massa ou volume * VCL (quando aplicável)	TJ
Teor de carbono	t C/t ou t C/Nm3
CO2 fóssil	t CO2	t CO2

14.6.   ABORDAGEM BASEADA NA MEDIÇÃO

Actividade
Tipo de fonte de emissão
Parâmetro	Unidades permitidas	Valor	Nível aplicado	Incerteza
CO2 fóssil	t CO2
CO2 da biomassa	t CO2

15.   CATEGORIAS A INCLUIR NA COMUNICAÇÃO DE INFORMAÇÕES

As emissões devem ser comunicadas de acordo com as seguintes categorias do modelo de relatório e do código IPPC constante do anexo I do Regulamento (CE) n.o 166/2006 relativo ao Registo Europeu das Emissões e Transferências (EPRTR) (ver ponto 15.2 do presente anexo). As categorias específicas de ambos os modelos de relatório são apresentadas em seguida. Caso uma actividade possa ser incluída em duas ou mais categorias, a classificação seleccionada deve reflectir o objectivo principal da actividade.

15.1.   MODELO DE RELATÓRIO IPCC

O quadro seguinte foi extraído do modelo comum para os relatórios (MCR) incluído nas orientações da CQNUAC para a elaboração de relatórios sobre os inventários anuais (17). No MCR, as emissões são distribuídas em sete grandes categorias:

1.

energia,

2.	processos industriais,

3.	utilização de solventes e outros produtos,

4.	agricultura,

5.	alteração do uso do solo e silvicultura,

6.

resíduos,

7.

outras.

As categorias 1, 2 e 6 do quadro seguinte do MCR, que são as relevantes para a Directiva 2003/87/CE, bem como as respectivas subcategorias pertinentes, são reproduzidas a seguir:

1. RELATÓRIO SECTORIAL PARA A ENERGIA

A. Actividades que envolvem queima de combustíveis (abordagem sectorial)

1. Indústrias do sector da energia

a) Produção de electricidade e de calor pelo sector público

b) Refinação de petróleo

c) Produção de combustíveis sólidos e outras indústrias do sector da energia

2. Indústrias transformadoras e de construção

a) Ferro e aço

b) Metais não ferrosos

c) Produtos químicos

d) Pasta de papel, papel e gráfica

e) Transformação de produtos alimentares, bebidas e tabaco

f) Outra

4. Outros sectores

a) Comercial/institucional

b) Residencial

c) Agricultura/silvicultura/pesca

5. Outro  (18)

a) Fontes fixas

b) Fontes móveis

B. Emissões fugitivas de combustíveis

1. Combustíveis sólidos

a) Extracção mineira de carvão

b) Transformação de combustíveis sólidos

c) Outras

2. Petróleo e gás natural

a) Petróleo

b) Gás natural

c) Extracção e queima

Extracção

Queima

d) Outro

2. RELATÓRIO SECTORIAL PARA PROCESSOS INDUSTRIAIS

A. Produtos minerais

1. Produção de cimento

2. Produção de cal

3. Utilização de calcário e dolomite

4. Produção e utilização de cal de soda

5. Revestimento de telhados com asfalto

6. Pavimentação de estradas com asfalto

7. Outro

B. Indústria química

1. Produção de amoníaco

2. Produção de ácido nítrico

3. Produção de ácido adípico

4. Produção de carbonetos

5. Outro

C. Produção de metais

1. Produção de ferro e de aço

2. Produção de ligas de ferro

3. Produção de alumínio

4. SF6 utilizado nas fundições de alumínio e magnésio

5. Outro

6. RELATÓRIO SECTORIAL PARA OS RESÍDUOS

C. Incineração de resíduos  (18)

ASPECTOS PARA MEMÓRIA

Emissões de CO2 provenientes da biomassa

15.2.   CÓDIGO DAS CATEGORIAS DE FONTES

Os seguintes códigos de categorias de fontes devem ser utilizados para fins da comunicação de dados.

N.o	Actividade
1	Sector da energia
a)	Refinarias de óleos minerais e de gás
b)	Instalações de gaseificação e liquefacção
c)	Centrais térmicas e outras instalações de combustão
d)	Coquerias
e)	Instalações de laminagem a carvão
f)	Instalações para o fabrico de produtos de carvão e combustíveis sólidos não fumígenos
2.	Produção e processamento de metais
a)	Instalações de ustulação ou sinterização de minério metálico (incluindo minério sulfurado)
b)	Instalações de produção de gusa ou aço (fusão primária ou secundária), incluindo os equipamentos de vazamento contínuo.
c)	Instalações para o processamento de metais ferrosos por: i) Laminagem a quente ii) Forjamento a martelo iii) Aplicação de revestimentos protectores em metal fundido
d)	Fundições de metais ferrosos
e)	Instalações para: i) Produção de metais brutos não ferrosos a partir de minérios, concentrados ou matérias-primas secundárias por processos metalúrgicos, químicos ou electrolíticos ii) Fusão de metais não ferrosos, incluindo ligas, produtos de recuperação (afinação, moldagem em fundição, etc.)
f)	Instalações de tratamento de superfície de metais e matérias plásticas que utilizem um processo electrolítico ou químico
3.	Indústria mineral
a)	Exploração mineira subterrânea e operações afins
b)	Exploração a céu aberto
c)	Instalações para a produção de: — Clínquer de cimento em fornos rotativos — Cal em fornos rotativos — Clínquer de cimento ou cal noutros tipos de fornos
d)	Instalações de produção de amianto e de fabrico de produtos à base de amianto
e)	Instalações para a produção de vidro, incluindo fibra de vidro
f)	Instalações para a fusão de substâncias minerais, incluindo a produção de fibras minerais
g)	Instalações para o fabrico de produtos cerâmicos por cozedura, nomeadamente telhas, tijolos, tijolos refractários, ladrilhos, produtos de grés ou porcelanas
4.	Indústria química
a)	Instalações químicas destinadas ao fabrico à escala industrial de substâncias orgânicas de base, como: i) Hidrocarbonetos simples (acíclicos ou cíclicos, saturados ou insaturados, alifáticos ou aromáticos) ii) Hidrocarbonetos oxigenados, como álcoois, aldeídos, cetonas, ácidos carboxílicos, ésteres, acetatos, éteres, peróxidos, resinas epóxidas iii) Hidrocarbonetos sulfurados iv) Hidrocarbonetos azotados, como aminas, amidas, compostos nitrosos, compostos nitrados ou compostos nitratados, nitrilos, cianatos, isocianatos v) Hidrocarbonetos fosfatados vi) Hidrocarbonetos halogenados vii) Compostos organometálicos viii) Matérias plásticas de base (polímeros, fibras sintéticas, fibras à base de celulose) ix) Borrachas sintéticas x) Corantes e pigmentos xi) Agentes de superfície e tensioactivos
b)	Instalações químicas destinadas ao fabrico à escala industrial de substâncias inorgânicas de base, como: i) Gases, como amoníaco, cloro ou cloreto de hidrogénio, flúor ou fluoreto de hidrogénio, óxidos de carbono, compostos de enxofre, óxidos de azoto, hidrogénio, dióxido de enxofre, cloreto de carbonilo ii) Ácidos, como ácido crómico, ácido fluorídrico, ácido fosfórico, ácido nítrico, ácido clorídrico, ácido sulfúrico, oleum, ácidos sulfurados iii) Bases, como hidróxido de amónio, hidróxido de potássio, hidróxido de sódio iv) Sais, como cloreto de amónio, clorato de potássio, carbonato de potássio, carbonato de sódio, perborato, nitrato de prata v) Não metais, óxidos metálicos ou outros compostos inorgânicos, como carboneto de cálcio, silício, carboneto de silício
c)	Instalações químicas de produção, à escala industrial, de adubos à base de fósforo, azoto ou potássio (adubos simples ou compostos)
d)	Instalações químicas destinadas ao fabrico, à escala industrial, de produtos fitofarmacêuticos de base e de biocidas
e)	Instalações que utilizem processos químicos ou biológicos para o fabrico, à escala industrial, de produtos farmacêuticos de base
f)	Instalações para o fabrico, à escala industrial, de explosivos e produtos pirotécnicos
5.	Gestão de resíduos e águas residuais
a)	Instalações de incineração, pirólise, valorização, tratamento químico ou deposição em aterro de resíduos perigosos
b)	Instalações de incineração de resíduos urbanos
c)	Instalações para a eliminação de resíduos não perigosos
d)	Aterros (excluindo os aterros de resíduos inertes)
e)	Instalações para a eliminação ou a reciclagem de carcaças e resíduos de animais
f)	Estações de tratamento de águas residuais urbanas
g)	Estações de tratamento de águas residuais industriais exploradas de modo autónomo que sirvam uma ou mais actividades do presente anexo
6.	Produção e transformação de papel e madeira
a)	Instalações industriais para a produção de pasta de papel a partir de madeira ou de matérias fibrosas similares
b)	Instalações industriais para a produção de papel e cartão e outros produtos de madeira primários (como aglomerados de partículas, aglomerados de fibras e contraplacado)
c)	Instalações industriais para a preservação da madeira e dos produtos de madeira através de produtos químicos
7.	Produção animal intensiva e aquicultura
a)	Instalações para criação intensiva de aves de capoeira ou de suínos
b)	Aquicultura intensiva
8.	Produtos animais e vegetais do sector alimentar e das bebidas
a)	Matadouros
b)	Tratamento e transformação para fabrico de produtos alimentares e bebidas a partir de: — Matérias-primas animais (com excepção do leite) — Matérias-primas vegetais
c)	Tratamento e transformação de leite
9.	Outras actividades
a)	Instalações destinadas ao pré-tratamento (operações de lavagem, branqueamento, mercerização) ou à tintagem de fibras ou têxteis
b)	Instalações destinadas ao curtimento de peles
c)	Instalações de tratamento de superfície de materiais, objectos ou produtos, que utilizem solventes orgânicos, nomeadamente para operações de preparação, impressão, revestimento, desengorduramento, impermeabilização, colagem, pintura, limpeza ou impregnação
d)	Instalações para a produção de carbono (carvão de baixa combustibilidade) ou electrografite por combustão ou grafitação
e)	Estaleiros de construção naval e instalações para pintura ou decapagem de navios

16.   REQUISITOS APLICÁVEIS A INSTALAÇÕES COM UM BAIXO NÍVEL DE EMISSÕES

Aos pontos 4.3, 5.2, 7.1, 10 e 13 são aplicáveis as seguintes isenções aos requisitos do presente anexo relativamente a instalações com emissões médias comunicadas e verificadas inferiores a 25 000 toneladas de CO2 por ano durante o período de comércio de emissões anterior. Se os dados comunicados sobre emissões já não forem aplicáveis devido a alterações nas condições de funcionamento ou na própria instalação ou se faltar o historial de emissões verificadas, as isenções são aplicáveis se a autoridade competente tiver aprovado, para os cinco anos seguintes, uma projecção prudente das emissões inferior a 25 000 toneladas de CO2 fóssil por cada ano. Os Estados-Membros podem derrogar da obrigação de visitas anuais do verificador no local, no âmbito do processo de verificação, e deixar o verificador tomar a decisão com base nos resultados da sua análise dos riscos.

—	se necessário, o operador pode utilizar informações especificadas pelo fornecedor dos instrumentos de medição relevantes, independentemente de condições de utilização específicas, a fim de estimar a incerteza dos dados da actividade,

—	os Estados-Membros podem derrogar da necessidade de comprovação da conformidade com os requisitos relativos à calibração constantes do ponto 10.3.2 do presente anexo,

—	os Estados-Membros podem autorizar a utilização de abordagens de níveis inferiores (com o nível 1 como mínimo) para todos os fluxos-fonte e variáveis relevantes,

—	os Estados-Membros podem autorizar planos de monitorização simplificados que contenham, pelo menos, os elementos enumerados nas alíneas a), b), c), e), f), k) e l) referidos no ponto 4.3 do presente anexo,

—

os Estados-Membros podem derrogar dos requisitos relativos à acreditação em função da norma EN ISO 17025:2005 se o laboratório em questão: — fornecer provas conclusivas de que é tecnicamente competente e capaz de gerar resultados tecnicamente válidos utilizando os procedimentos analíticos relevantes e — participar anualmente em comparações entre laboratórios e adoptar subsequentemente, se necessário, medidas correctivas,

—	a utilização de combustíveis ou materiais pode ser determinada com base nos registos de compra e na estimativa das alterações das existências, sem necessidade de uma maior tomada em consideração das incertezas.

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(1)  Disponível em: http://eippcb.jrc.es/

(2)  «Guide to the Expression of Uncertainty in Measurement», ISO/TAG 4, publicado pela organização Internacional de Normalização (ISO) em 1993 (corrigido e reimpresso, 1995) em nome de BIPM, IEC, IFCC, ISO, IUPAC, IUPAP e OIML.

(3)  Com base no rácio das massas atómicas de carbono (12,011) e oxigénio (15,9994).

(4)  Com o número de pontos máximos de medição por hora resultante da frequência da medição.

(5)  Anexo 1 do Guia de Boas Práticas de 2000 e anexo I das Orientações IPCC revistas de 1996 (Instruções para a comunicação de informações): http://www.ipcc-nggip.iges.or.jp/public/public.htm

«Guide to the Expression of Uncertainty in Measurement» (Guia para a Expressão da Incerteza na Medição), ISO/TAG 4, publicado pela organização Internacional de Normalização (ISO) em 1993 (corrigida e reimpressa, 1995) em nome de BIPM, IEC, IFCC, ISO, IUPAC, IUPAP e OIML.

ISO-5168:2005 «Measurement of fluid flow — Procedures for the evaluation of uncertainties» (Medição de fluxos de fluidos — Procedimentos para a avaliação das incertezas).

(6)  JO L 41 de 14.2.2003, p. 26.

(7)  Os dados da actividade relativos a actividades de combustão devem ser expressos sob a forma de energia (valor calorífico líquido) e massa. Os combustíveis ou materiais utilizados a partir de biomassa devem igualmente ser indicados como dados da actividade.

(8)  Os factores de emissão relativos a actividades de combustão devem ser expressos em emissões de CO2 por teor energético.

(9)  Os factores de conversão e oxidação devem ser comunicados como fracções adimensionais.

(10)  JO L 226 de 6.9.2000, p. 3. Decisão com a última redacção que lhe foi dada pela Decisão 2001/573/CE (JO L 203 de 28.7.2001, p. 18).

(11)  O número de identificação é atribuído pela autoridade competente no âmbito do processo de concessão do título.

(12)  A indicar unicamente no caso de a instalação dever apresentar relatórios no âmbito do EPRTR e de o título da instalação abranger apenas uma actividade EPRTR. Esta informação não é obrigatória, destinando-se apenas a identificação adicional, para além do nome e do endereço fornecidos.

(13)  Por exemplo, «Refinarias de óleos minerais».

(14)  Por exemplo «1A2f Combustão de combustíveis noutras indústrias».

(15)  Por exemplo «2A2 Processos industriais - produção de cal».

(16)  A preencher unicamente no caso de as emissões terem sido determinadas por medição.

(17)  CQNUAC (1999): FCCC/CP/1999/7.

(18)  Não incluindo instalações de tratamento de resíduos para produção de energia. As emissões de resíduos queimados para a produção de energia são comunicadas no âmbito do Módulo «Energia», 1A. Painel Intergovernamental sobre as Alterações Climáticas; Instruções para a comunicação de informações para os Inventários de Gases com Efeito de Estufa. Orientações IPCC revistas de 1996 para os inventários nacionais de gases com efeito de estufa, 1997.