Domande Frequenti - Confindustria Bergamo

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Autorità Nazionale Competente per l’attuazione della Direttiva 2003/87/CE
Domande Frequenti
Versione del 6-3-2007
Metodologia di verifica ................................................................................................................1
Attestato di verifica e Rapporto sul processo di convalida .........................................................3
Comunicazione delle emissioni ..................................................................................................5
Monitoraggio delle emissioni ......................................................................................................9
Nuovi entranti e modifiche strutturali ........................................................................................10
Metodologia di verifica
Domanda e risposta del 21-3-2006
Come deve essere stabilito il livello accettabile di rilevanza da utilizzare durante le
attività di verifica? Qual è il rapporto tra l’incertezza del monitoraggio e la rilevanza?
Il livello accettabile di rilevanza è stabilito dal responsabile della verifica durante l’attività di
analisi strategica, tenendo conto della natura e della complessità delle attività e fonti
dell’impianto.
In linea con la Dir 2003/87/CE e la Decisione C(2004) 130, il DEC/RAS/096/2006 ha definito
dei valori massimi1 per i livelli accettabili di rilevanza come riportato in tabella 2.
Complessità
Bassa
Alta
Dimensione
A
B
C
5%
2%
1%
5% 2,5% 2%
La stessa Commissione Europea nelle FAQ pubblicate fin dal 2 marzo 20052 riportava come,
a seconda delle circostanze, inesattezze superiori all’1% delle emissioni annuali di un
impianto si possano qualificare come materiali; nel dettaglio le FAQ riportano al punto 23:
<< 23. How should a verifier deal with uncertainty and materiality?
Section 4.3 and 7.4 of Annex I of the MRG give guidance on how a verifier should deal with
uncertainty and materiality. These terms refer to two fundamentally different issues.
Uncertainty: The uncertainties implicitly approved by the competent authority via the tiers
specified in the monitoring methodology are not to be assessed by the verifier as potential
material misstatements.
1
Il valore del 5 % citato nella Decisione C(2004) 130 è infatti riportato nelle sole definizioni come
indicativo (il testo italiano parla di “indicativamente”, quello inglese di “as a broad guide”).
2
Disponibili alla pagina
http://europa.eu.int/comm/environment/climat/emission/pdf/monitoring_report_faq.pdf
Domande Frequenti – Versione del 6-3-2007
1 di 1
Materiality: The MRG define “Materiality” as “the professional judgment of the verifier as to
whether an individual or aggregation of omissions, misrepresentations or errors that affects
the information reported for an installation will reasonably influence the intended users'
decisions. As a broad guide, a verifier will tend to class a misstatement in the total emissions
figure as being material if it leads to aggregate omissions, misrepresentations or errors in the
total emissions figure being greater than five percent”. The level of materiality has to be
established by the verifier on a case-by-case basis. Depending on the circumstances, a level
of misstatement above 1% of annual emissions of an installation could qualify as material.>>
Il testo qui citato chiarisce anche la differenza sostanziale tra incertezza (uncertainty) e
rilevanza (materiality), nonché le modalità con cui deve essere calcolato il potenziale impatto
delle inesattezze (misstatements), in particolare con riferimento all’incertezza: “Le incertezze
implicitamente approvate dall’Autorità Competente attraverso i livelli di approccio specificati
nella metodologia di monitoraggio non sono valutate dal verificatore come potenziali
inesattezze”. In tal senso le incertezze nel monitoraggio non contribuiscono alla rilevanza
delle inesattezze nella misura in cui esse sono state approvate nell’ambito delle prescrizioni di
monitoraggio previste dai decreti autorizzativi e dal DEC/RAS/854/2005.
Ad esempio, se in un impianto per il quale l’approccio di livello 3 richiesto dal
DEC/RAS/854/2006 prevede “la quantificazione del consumo di combustibile utilizzando
dispositivi di misura con un’incertezza massima ammissibile inferiore a ± 2,5 %”, si riscontra
un’incertezza del 2%, inferiore quindi alla soglia del 2,5%, tale incertezza non deve essere
valutata ai fini del raggiungimento della soglia di rilevanza. Al contrario, in caso di presenza
di strumentazione che garantisca un’incertezza massima ammissibile del ± 3 %, superiore
quindi alla soglia del 2,5%, si ha una non conformità, il cui effetto potenziale deve essere
valutato, in particolare: è soggetto a valutazione lo scarto dello 0,5 % tra il 2,5 richiesto dalla
normativa ed il 3 % riscontrato. Alla fine della verifica, se l’effetto cumulativo di tutti i rilievi
emersi (secondo quanto descritto nel DEC/RAS/096/2006) non supera la soglia di rilevanza, il
verificatore può esprimere un “giudizio con rilievi”, che consente comunque al gestore
dell’impianto verificato la convalida del dato dichiarato e la regolare restituzione di un pari
numero di quote di emissione.
Se in sede di verifica si riscontra la presenza di una o più fonti minori non autorizzate,
ma la cui emissione è regolarmente monitorata nel rispetto dei requisiti della normativa,
il verificatore può convalidare la dichiarazione delle attività e delle emissioni?
Si. In presenza di fonti minori non autorizzate ma regolarmente monitorate il verificatore può
convalidare la dichiarazione delle attività e delle emissioni. Il giudizio con rilievi sarà
accompagnato dalla descrizione delle non conformità rilevate secondo quanto richiesto dal
DEC/RAS/096/2006.
2 di 2
Attestato di verifica e Rapporto sul processo di
convalida
Qual è il formato che il verificatore deve utilizzare per l’Attestato di verifica e il
Rapporto di convalida da inviare all’Autorità Nazionale Competente?
L’Attestato di verifica può essere strutturato liberamente dagli organismi verificatori, purché
contenga tutti i contenuti costitutivi minimi previsti dal DEC/RAS/096/2006, allegato 3.
Il Rapporto sul processo di convalida deve essere invece inviato obbligatoriamente nel
formato elettronico predisposto dall’Autorità Nazionale Competente e disponibile alla pagina:
http://www2.minambiente.it/sito/settori_azione/pia/att/pna_c02/pnac02_accreditamento.asp
Entrambi i documenti sono sottoscritti con firma digitale dal responsabile dell’organismo che
ha svolto l’attività di verifica e che ha sottoscritto la domanda di riconoscimento presentata ai
sensi del DEC/RAS/023/2006.
E’ necessario l’utilizzo della firma digitale per l’invio elettronico di documenti
all’Autorità Nazionale Competente? Quali sono gli enti che rilasciano la firma digitale?
Si. L’invio telematico dei documenti è volto a snellire le procedure di ricezione e gestione
della documentazione in ingresso. Per garantire la sicurezza, integrità e autenticità di una
dichiarazione inviata per posta elettronica è necessaria la sottoscrizione della stessa con firma
digitale. La firma digitale è un tipo di firma elettronica qualificata che consente la verifica
della provenienza e l’integrità di un documento informatico o di un insieme di documenti
informatici. In questo senso la firma digitale costituisce una garanzia sia per il mittente che
per il ricevente, superiore rispetto ad una classica raccomandata con ricevuta di ritorno e con
analogo valore legale.
Per dotarsi di quanto necessario per sottoscrivere con firma digitale i documenti informatici
occorre rivolgersi ad uno dei soggetti autorizzati. L'elenco pubblico dei soggetti autorizzati è
disponibile
sul
sito
del
CNIPA
(http://www.cnipa.gov.it/site/itIT/Attivit%C3%A0/Certificatori_accreditati/Elenco_certificatori_di_firma_digitale/Certificat
ori_attivi/) per la consultazione. Sul sito del CNIPA sono anche disponibili i link ai siti web
degli stessi sui quali sono indicate le modalità operative da seguire.”
Inoltre, per qualsiasi informazione circa l’utilizzo delle firme elettroniche e digitali si faccia
riferimento alle “Linee guida per l’utilizzo della Firma Digitale” del CNIPA disponibili in
formato
.pdf
al
link
http://www.cnipa.gov.it/site/itIT/Attivit%c3%a0/Certificatori_accreditati/Elenco_certificatori_di_firma_digitale/Linee_guid
a/
3 di 3
Quali sono i passaggi salienti del processo di comunicazione/verifica/restituzione delle
quote di emissione di gas serra? Quali le responsabilità coinvolte?
La procedura di comunicazione e verifica delle emissioni si svolge, schematicamente,
secondo i passaggi mostrati nel diagramma in Figura 1. Nelle tre colonne ANC (Autorità
Nazionale Competente), Gestore e Verificatore sono riportate le attività che devono essere
condotte dai tre soggetti coinvolti.
ANC
Gestore
Predisposizione della
comunicazione annuale delle
emissioni (foglio excel on-line
sul sito www.minambiente.it)
Ricezione delle comunicazioni
delle emissioni con attestato di
verifica da parte degli operatori
Sottoscrizione con firma
elettronica e invio all’Autorità
Nazionale Competente della
Comunicazione annuale
corredata dall’attestato di
verifica ricevuto dal verificatore
Verificatore
Verifica della comunicazione
delle emissioni
Rilascio attestato
di verifica
Compilazione del
rapporto di
convalida
Sottoscrizione con firma
elettronica e invio all’Autorità
Nazionale Competente
dell’attestato di verifica e del
rapporto sul processo di
convalida
Ricezione dell’attesto di verifica
e del rapporto sul processo di
convalida
Accesso al Registro delle
emissioni e delle quote di
emissione e conferma
telematica dell’esito di verifica
(e del totale delle emissioni)
Verifica delle emissioni
dichiarate e confronto con le
quote restituite
Restituzione di un numero di
quote pari alle emissione
verificate (entro il 30 aprile)
Figura 1 – Diagramma di flusso del processo di comunicazione, verifica e restituzione delle quote di
emissione in base alle responsabilità dei soggetti coinvolti
Contenuti minimi dell’attestato di verifica – Chi deve dichiarare l’imparzialità e
indipendenza dell’organismo che effettua la verifica: il gestore di impianto o lo stesso
verificatore?
Il verificatore, nella persona del sottoscrittore dell’attestato di verifica.
Infatti, come riportato nel DEC/RAS/96/2006 Allegato 2, DEC/RAS/181/2006 Allegato 2, la
verifica dell’imparzialità e dell’indipendenza dell’organismo che effettua la verifica rispetto
all’organismo verificato deve garantire - secondo la procedura interna di identificazione e
gestione dei conflitti di interesse dell’organismo di verifica, comunicata all’atto della
trasmissione della domanda di accreditamento, ai sensi del DEC/RAS/23/2006 – che non
siano stati erogati servizi di consulenza all’operatore verificato, né a società controllanti,
controllate o collegate nel corso dei due anni precedenti l’inizio della missione di verifica né
4 di 4
da parte di alcun membro del gruppo di verifica, né da parte dell’organismo a cui il gruppo di
verifica fa riferimento.
Tale punto è riportato tra le attività da svolgere da parte dell’organismo di verifica nella fase
di analisi strategica.
Come indicato nell’Allegato 3 del DEC/RAS/96/2006 e del DEC/RAS/181/2006 “la
conformità al suddetto requisito va attestato con dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà
resa ai sensi del decreto del Presidente della Repubblica 28 dicembre 2000, n. 4455 da allegare
all’attestato di verifica”. In questo ambito si segnala l’Errata corrige che segue.
ERRATA CORRIGE nota 5, allegato 3 del DEC/RAS/181/2006 e DEC/RAS/96/2006
Con riferimento alla nota 5 di cui all’allegato 3 del decreto DEC/RAS/181/2006 e
DEC/RAS/96/2006 (“La firma, in relazione alle dichiarazioni di cui all’articolo 47 del DPR
n. 445/00, deve essere corredata da copia fotostatica leggibile di un documento di identità
dello stesso gestore o suo legale rappresentante. L’Amministrazione si riserva di compiere
accertamenti relativi alla predetta dichiarazione sostitutiva. La falsa dichiarazione comporta
l’applicazione di sanzioni penali [articolo n. 76 del DPR n. 445/00]”), si segnala che la copia
fotostatica del documento di identità è da intendersi come documento del sottoscrittore
dell’attestato di verifica e non del gestore o suo legale rappresentante come erroneamente
indicato.
NUOVO – Domanda e risposta del 6-3-2007
Data della Firma – Quale data va indicata nel riquadro “Data e firma della
Comunicazione Attività ed Emissioni”, considerando l’impossibilità in alcuni casi di
conoscere in anticipo la data in cui le aziende clienti invieranno tale comunicazione
all’ANC?
La data della firma della comunicazione delle emissioni è da intendersi come un elemento in
grado di qualificare il documento analizzato dai verificatori e sul quale l’organismo ha
espresso il giudizio di verifica. In linea generale, può essere inteso come la data dell’invio
formale della versione definitiva del file, sottoscritto con firma digitale, dal gestore di
impianto all’organismo verificatore.
Comunicazione delle emissioni
Compilazione dei moduli - Nei casi particolari per i quali esistono più di quattro
combustibili e/o materie prime da associare ad una fonte (Sezione 3.1) come ci si deve
comportare ?
Nel caso in cui vi siano più di quattro combustibili/materie prime da indicare per una singola
fonte, non si ha la possibilità di poterli indicare tutti utilizzando i menù a tendina predisposti.
In tale caso si può usare per le voci in eccesso la colonna di testo libero “Note”.
5 di 5
Compilazione dei moduli - Nei casi in cui ad una fonte è associato più di un
combustibile/materia come posso associarvi più di una categoria di fonte (maggiore,
minore, de minimis) ?
L’indicazione della categoria di fonte nella sezione 3 è opzionale.
Compilazione dei moduli - In quale unità di misura devo esprimere il p.c.i. ?
Nella versione 1.4 del modulo per la comunicazione delle emissioni è lasciata al gestore la
libertà di esprimere il p.c.i. nell’unità di misura più opportuna. E’ tuttavia consigliata
l’espressione del p.c.i. in GJ/t per liquidi/solidi e in MJ/Sm3 per i gas.
Compilazione dei moduli - Come deve comportarsi il gestore di impianto che abbia
difficoltà a distinguere le destinazioni d’uso del calore prodotto per usi interni, secondo
il dettaglio richiesto dalla sezione 7?
La distinzione delle destinazioni d’uso del calore prodotto prevista dalla sezione 7 dei moduli
è obbligatoria per tutti i casi di cessioni a terzi dello stesso. Per quanto riguarda il calore utile
impiegato negli usi interni, stanti le comprensibili difficoltà tecniche di una sua corretta e
distinta quantificazione, è ammessa l’indicazione di stime in merito alle quantità utilizzate
secondo la casistica della tabella E della sezione 7. Nelle note della medesima sezione può
essere fornito il dettaglio delle stime effettuate.
In presenza di un sistema di monitoraggio che utilizza un fattore di emissione espresso in
termini di contenuto di carbonio (t CO2/t), come possono essere dichiarate le emissioni di
combustione nella sezione 4 del modulo di comunicazione delle emissioni (ove è prevista
esclusivamente l’unità tCO2/TJ)?
E’ necessario distinguere la questione delle unità di misura ammissibili nei due casi:
1. monitoraggio delle emissioni;
2. comunicazione delle emissioni.
1) La decisione C(2004)130 stabilisce3 che il gestore può utilizzare indifferentemente un
fattore di emissione espresso in termini di contenuto di carbonio (tCO2/t) anziché in tCO2/TJ,
solo se dimostra all’autorità competente che ciò determina un’accuratezza stabilmente
maggiore. Il DEC/RAS/854/2005 ha chiarito4 che “Il gestore che voglia utilizzare un fattore
di emissione espresso in termini di contenuto di carbonio sottopone all’Autorità competente
domanda di aggiornamento dell’autorizzazione, contenente la dimostrazione che il
cambiamento determina un’accuratezza stabilmente maggiore. Solo a seguito di parere
3
4
al paragrafo 4.2.2.1.6 dell’Allegato I.
al punto 16 dell’Allegato 1.
6 di 6
positivo da parte dell’Autorità competente e conseguente modifica delle prescrizioni di
monitoraggio previste dall’autorizzazione il gestore può applicare l’approccio equivalente”
2) La comunicazione delle emissioni esprime il fattore di emissione delle emissioni di
combustione in tCO2/TJ, indipendentemente dalle unità utilizzate nel sistema di monitoraggio.
La stessa Decisione C(2004) 130, nell’ammettere l’espressione del fattore di emissione in
termini di contenuto di carbonio alle condizioni sopra ricordate, specificava che “In questo
caso l’operatore procede comunque a una determinazione periodica del contenuto di energia
per ottemperare agli obblighi di comunicazione precisati nel punto 5 del presente allegato”
(ove si ricordava che per le attività di combustione, i fattori di emissione sono indicati come
CO2 emesso per contenuto di energia).
In linea con la normativa citata si conferma, pertanto, l’obbligo di comunicare le emissioni di
combustione in tCO2/TJ, tramite l’utilizzo di un idoneo p.c.i. rappresentativo, come
correttamente previsto dal formato elettronico utilizzabile ai fini della comunicazione delle
emissioni (sezione 4).
Compilazione dei moduli - Nei casi in cui per combustibile o processo siano associate più
di dieci fonti, come posso dichiarare l’emissione?
Nel caso in cui l’emissione dichiarata (per combustibile o processo) si riferisca ad una
aggregazione di più di dieci fonti si suggerisce di dichiarare l’emissione utilizzando due
riquadri successivi, come mostrato nell’esempio in Figura 2.
7 di 7
Nel primo dei due riquadri,
indicare il combustibile e le
prime dieci fonti di
riferimento, completando la
compilazione del riquadro
con l’indicazione di tutti i
parametri richiesti (dato
attività, pci, fattore di
emissione, fattore di
ossidazione, emissioni totali,
livelli di approccio).
Nel secondo riquadro,
invece, indicare le ulteriori
fonti ad esso riferite,
lasciando liberi gli altri campi.
Figura 2 – Esempio di compilazione del modulo nel caso di aggregazione di oltre dieci fonti
Compilazione dei moduli – Con quante cifre significative devono essere dichiarate le
emissioni nel modulo di comunicazione?
I moduli in formato excel per la comunicazione delle emissioni delle versioni inferiori alla 1.5
permettono di indicare due cifre dopo la virgola. Si precisa che, analogamente al numero di
quote assegnate, i conti sul Registro e gli obblighi di restituzione fanno riferimento a valori
interi, senza decimali. Il valore da indicare sul Registro, pertanto, va arrotondato alla
tonnellata più vicina (ad esempio 456,49 si arrotonda a 456; 670,53 si arrotonda a 671).
Compilazione dei moduli – Qual è il modulo da utilizzare per la comunicazione delle
emissioni relativa all’anno 2006?
E’ on-line le versione 1.5 del modulo per la comunicazione delle emissioni (un formato per
impianti fino a 25 fonti, uno per impianti con più di 25 fonti), all’indirizzo:
http://www2.minambiente.it/sito/settori_azione/pia/att/pna_c02/pnac02_comunicazione.asp
Si precisa che quanti abbiano già compilato la versione 1.4 con i dati relativi all’anno 2006
non sono tenuti a compilare il nuovo modulo.
Il modulo per gli impianti per la produzione di acciaio a ciclo integrato è rimasto invariato
(versione 1.3).
8 di 8
Monitoraggio delle emissioni
Il PCI indicato nell'allegato A del DEC/RAS/854/05 per il gas naturale è espresso, tra
l'altro, in GJ/1000 m3: sono da intendersi come Standard m3?
Si. Nell’intera tabella A del DEC/RAS/854/2005 qualcunque generica indicazione “m3” si
legga come “Standard m3”.
Taratura dei contatori – Nei casi in cui le aziende non sono proprietarie del contatore
del metano posto all’ingresso dell’impianto, non potendo effettuare direttamente la
taratura, come deve comportarsi il gestore? Come può inoltre conoscere la precisione
dello strumento?
L’accuratezza del contatore di metano gestito direttamente dal distributore è generalmente
indicata nel contratto tra la società distributrice di metano ed il gestore di impianto. I
certificati di taratura possono essere richiesti al distributore stesso; molti gestori di impianto
hanno ricevuto regolarmente tali certificati.
La classificazione dimensionale degli impianti (A, B, C) deve riferirsi all'anno oggetto
della Comunicazione delle emissioni o all'anno ad esso precedente?
In linea generale la classificazione dimensionale degli impianti deve riferirsi all’anno oggetto
della Comunicazione delle emissioni. Nei casi in cui la categoria dimensionale sia cambiata
durante l’anno oggetto di monitoraggio e comunicazione, si può fare riferimento all’anno
precedente; tale scelta deve essere chiarita nella metodologia di monitoraggio dell’impianto e
evidenziato nel rapporto sul processo di convalida emesso dal verificatore.
Ad esempio, un impianto che abbia emesso nel 2005 57 kt di CO2, può applicare nel
monitoraggio delle proprie emissioni gli approcci di livello previsti dal DEC/RAS/854/2005
per la categoria dimensionale A (emissioni < 50 kt) se è in grado di dimostrare che nel 2004 le
sue emissioni erano inferiori alle 50 kt. Dal momento che il 2004 non è stato soggetto a
monitoraggio obbligatorio delle emissioni si può fare riferimento al 2003, in quanto ultimo
anno oggetto di comunicazione dei dati storici all’Autorità Nazionale Competente.
Per determinare il potere calorifico inferiore del gas metano con approccio di livello 3 è
possibile utilizzare i valori comunicati dal fornitore, seppur non determinati in
laboratori accreditati secondo la norma UNI CEI EN ISO/IEC 17025?
Il punto 3 dell’allegato al DEC/RAS/854/2005 stabilisce che l’obbligo di utilizzo dei
laboratori accreditati secondo la norma UNI CEI EN ISO/IEC 17025 per la determinazione di
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fattori di emissione, tenore di carbonio, poteri calorifici netti, fattori di ossidazione, frazione
di biomassa è richiesto solo a partire dal 1° gennaio 2007.
Il pci comunicato dal fornitore è dunque utilizzabile per la rendicontazione delle emissioni
2006. Più in generale, è in corso di valutazione l’ammissibilità, anche per il 2007, delle
procedure previste da Codici di rete approvati dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ai
fini della determinazione del pci con approccio di livello 3.
Nuovi entranti e modifiche strutturali
Come si concilia per gli impianti termoelettrici nuovi entranti l’obbligo di
comunicazione delle emissioni del 2005 con la comunicazione delle emissioni relativa alla
fase di avviamento?
Gli impianti termoelettrici autorizzati che hanno effettuato modifiche sostanziali dopo il 31
dicembre 2004 (ad esempio hanno avviato una nuova turbina sullo stesso sito produttivo),
devono includere nella comunicazione delle emissioni per l’anno 2005 anche le emissioni
rilasciate in atmosfera associabili alla modifica sostanziale effettuata (nell’esempio citato le
intere emissioni relative alla nuova turbina). La comunicazione verificata delle emissioni
relative al periodo di avviamento del nuovo impianto o della nuova porzione di impianto è
finalizzata esclusivamente al corretto computo delle quote che l’Autorità Nazionale
Competente assegnerà all’impianto per la porzione di impianto che ha subito la modifica
sostanziale.
Per adempiere all’obbligo di comunicazione delle emissioni relative al periodo di avviamento
è consentita una flessibilità fino al 20 aprile 2006.
Ad esempio, un impianto termoelettrico che abbia avviato una turbina nel 2005 con emissioni
complessive (impianto esistente 480 kt + avviamento nuova turbina 15 kt + esercizio nuova
turbina 25 kt) pari a 520 kt dovrà compilare e trasmettere:
• una comunicazione relativa alle 520 kt emesse dall’intero impianto nel 2005
• una comunicazione relativa alle 15 kt emesse in fase di avviamento (un “di cui” della
comunicazione precedente).
Per ciascuna delle suddette comunicazioni delle emissioni l’organismo verificatore compila e
trasmette un attestato di verifica ed un rapporto sul processo di convalida.
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