Regolamento delegato (UE) 2026/285 della Commissione, del 3 febbraio 2026, che integra il regolamento (UE) 2024/3012 del Parlamento europeo e del Consiglio stabilendo le metodologie di certificazione per le attività di assorbimento permanente del carbonio

del 3 febbraio 2026

che integra il regolamento (UE) 2024/3012 del Parlamento europeo e del Consiglio stabilendo le metodologie di certificazione per le attività di assorbimento permanente del carbonio

Preamble

LA COMMISSIONE EUROPEA,

visto il trattato sul funzionamento dell’Unione europea,

visto il regolamento (UE) 2024/3012 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 27 novembre 2024, che istituisce un quadro di certificazione dell’Unione per gli assorbimenti permanenti di carbonio, la carboniocoltura e lo stoccaggio del carbonio nei prodotti ¹ , in particolare l’articolo 8, paragrafo 2,

considerando quanto segue:

(1) Il regolamento (UE) 2024/3012 istituisce un quadro volontario di certificazione dell’Unione per gli assorbimenti permanenti di carbonio, la carboniocoltura e lo stoccaggio del carbonio nei prodotti, al fine di sostenere il conseguimento degli obiettivi dell’Unione nel contesto dell’accordo di Parigi adottato nell’ambito della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici ² , in particolare il conseguimento collettivo, entro il 2050, dell’obiettivo della neutralità climatica di cui al regolamento (UE) 2021/1119 del Parlamento europeo e del Consiglio ³ . A tal fine, il regolamento (UE) 2024/3012 stabilisce criteri di qualità per le attività di assorbimento del carbonio per quanto riguarda la quantificazione, l’addizionalità, lo stoccaggio, la responsabilità e la sostenibilità. È necessario stabilire le metodologie di certificazione in base alle quali i gestori di attività di assorbimento permanente del carbonio svolte nell’Unione possono dimostrare la conformità di tali attività ai criteri di qualità, e in base alle quali gli assorbimenti di carbonio generati da tali attività possono essere ammissibili alla certificazione in virtù del quadro dell’Unione.

(2) In base all’esame delle metodologie esistenti di certificazione degli assorbimenti permanenti di carbonio effettuato dalla Commissione e ai successivi lavori svolti dal gruppo di esperti sugli assorbimenti di carbonio sono stati individuati tre tipi di attività di assorbimento permanente del carbonio per le quali le conoscenze scientifiche e la maturità tecnologica consentono di elaborare metodologie di certificazione a norma del regolamento (UE) 2024/3012 che garantiscono una quantificazione solida e trasparente del beneficio netto in termini di assorbimento del carbonio, ossia la cattura diretta dall’atmosfera con stoccaggio del carbonio (DACCS), la cattura delle emissioni biogeniche con stoccaggio del carbonio (BioCCS) e l’assorbimento del carbonio tramite biochar (BCR).

(3) È opportuno riesaminare periodicamente il presente regolamento, almeno ogni quattro anni, in tutti i suoi aspetti. Occorre tenere conto del progresso tecnologico e scientifico e dell’innovazione, in particolare dei miglioramenti nel monitoraggio, nella comunicazione e nella verifica, per quanto riguarda le attività DACCS, BioCCS e BCR e altre attività di assorbimento permanente del carbonio. È inoltre necessario prendere in considerazione gli sviluppi della legislazione dell’Unione come, tra gli altri, il riesame delle prescrizioni in materia di sostenibilità di cui alla direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio ⁴ . Al fine di rispecchiare l’esperienza acquisita nell’attuazione del presente regolamento, devono essere organizzati eventi di condivisione delle conoscenze e delle migliori pratiche in cui raccogliere anche riscontri.

(4) Attualmente le attività DACCS, BioCCS e BCR si trovano in una situazione di fallimento del mercato, vale a dire che apportano benefici in termini di mitigazione dei cambiamenti climatici, che sono per lo più associati a costi, ma non generano entrate per i loro gestori, il che si traduce in un deficit di finanziamento ⁵ . I gestori che catturano e stoccano CO 2 biogenico o atmosferico non riescono a ottenere quote o riduzioni dei loro obblighi derivanti dalla direttiva 2003/87/CE del Parlamento europeo e del Consiglio ⁶ . Ai gestori delle attività DACCS, BioCCS e BCR pertanto attualmente mancano motivi economici per investire. Tale deficit di finanziamento può essere superato grazie al sostegno pubblico e con le entrate generate dalla vendita di unità certificate o da una possibile combinazione dei due meccanismi di finanziamento ⁷ . È pertanto opportuno fissare il livello di riferimento normalizzato a zero CO 2 equivalente, poiché è altamente rappresentativo delle attuali prestazioni standard di pratiche e processi comparabili in condizioni sociali, economiche, ambientali, tecnologiche e normative analoghe. Pertanto, conformemente alle norme in materia di addizionalità in caso di utilizzo di un livello di riferimento normalizzato di cui al regolamento (UE) 2024/3012, tali attività sono considerate addizionali.

(5) Per assicurare la permanenza dello stoccaggio di CO 2 , le attività DACCS e BioCCS dovrebbero stoccare il CO 2 in siti di stoccaggio geologico autorizzati a norma della direttiva 2009/31/CE del Parlamento europeo e del Consiglio ⁸ che forniscono un quadro di attribuzione delle responsabilità in caso di fuoriuscite di CO 2 . Le attività DACCS e BioCCS dovrebbero poter utilizzare un’infrastruttura di trasporto condivisa e spedire CO 2 a diversi siti di stoccaggio che stoccano CO 2 da diverse fonti.

(6) Le attività BCR producono una frazione quantificabile di biochar stabile che dovrebbe stoccare carbonio per almeno diversi secoli e che può pertanto generare unità di assorbimento permanente del carbonio. La produzione e l’uso del biochar dovrebbero essere monitorati fino al momento in cui è applicato al suolo o incorporato in prodotti per gli usi consentiti dalla metodologia BCR. Nei casi in cui il biochar è applicato al suolo senza supervisione diretta, i gestori dovrebbero concedere l’accesso al sito per almeno un anno dopo l’applicazione, in modo che sia possibile verificare l’efficacia del BCR in linea con le condizioni per lo stoccaggio permanente del carbonio. Considerando il basso rischio di inversione della frazione di biochar che è stata identificata come stabile e l’uso di un fattore di cautela nella quantificazione della frazione permanente del biochar, non dovrebbe essere necessario proseguire le attività di monitoraggio dopo che è stato dimostrato che il biochar è stato applicato al terreno o incorporato in un prodotto.

(7) Per non disincentivare la cattura di CO 2 , i requisiti di sostenibilità per la biomassa applicati alle attività di BioCCS non dovrebbero essere più severi di quelli applicabili alla biomassa negli impianti di bioenergia che non catturano CO 2 . È opportuno ricordare che, in caso di sostegno pubblico fornito dagli Stati membri, i gestori devono rispettare il principio dell’uso a cascata conformemente all’articolo 3, paragrafo 3, della direttiva (UE) 2018/2001, come attuato dagli Stati membri.

(8) Per preservare gli ecosistemi, la biodiversità e i pozzi naturali di assorbimento del carbonio, le attività BioCCS e BCR non dovrebbero creare una domanda insostenibile di materie prime da biomassa; dovrebbero invece essere condotte conformemente al principio dell’uso a cascata della biomassa e si dovrebbe prevedere una comunicazione trasparente in merito al tipo di biomassa consumata nell’attività.

(9) Le attività BioCCS il cui scopo principale è produrre calore o energia elettrica dalla combustione di biomassa dovrebbero dimostrare che la capacità di consumo di biomassa dell’impianto non ha subito un incremento superiore alla quantità necessaria a fornire energia per la cattura delle emissioni di CO 2 biogenico.

(10) Le attività BCR nelle quali il biochar costituisce il prodotto principale dell’attività, rappresentando almeno il 50 % dell’energia totale erogata dai coprodotti, possono utilizzare, per la produzione di biochar, esclusivamente materie prime provenienti da rifiuti o residui quali definiti all’articolo 2, punti 23) e 43), della direttiva (UE) 2018/2001.

(11) Se l’aumento del consumo di biomassa necessario per fornire calore o energia elettrica in loco utilizzati per le attività DACCS o BioCCS, o per la produzione di biochar in attività BCR, è limitato ai rifiuti e alla biomassa residua o rispetta il principio dell’uso a cascata della biomassa e non comporta una deviazione dagli usi della biomassa esistenti né una maggiore pressione sul suolo, non si prevede che tale aumento sia accompagnato da significative emissioni associate a cambiamenti indiretti della destinazione dei terreni (ILUC). Attualmente le quantità di calore o energia elettrica in loco, forniti tramite il consumo di biocarburanti, bioliquidi o combustibili da biomassa ottenuti da colture alimentari e foraggere non sono significative ed è improbabile che la situazione cambi sotto l’effetto incentivante del regolamento (UE) 2024/3012. Pertanto non si prevede che le emissioni associate all’ILUC influiranno in modo significativo sulla quantificazione del beneficio netto in termini di assorbimento del carbonio per le attività DACCS, BioCCS e BCR.

(12) Al fine di migliorare la trasparenza e riconoscere le migliori pratiche nell’approvvigionamento delle materie prime da biomassa, i gestori delle attività DACCS, BioCCS e BCR dovrebbero comunicare quali materie prime da biomassa sono consumate nelle loro attività. Nel contesto dell’esame delle metodologie di certificazione e ai fini di eventuali modifiche, tali informazioni dovrebbero confluire nella valutazione del modo in cui le attività di assorbimento permanente del carbonio potrebbero incidere sugli ecosistemi, sulla disponibilità di materie prime per altri settori e sul rischio che le materie prime siano ottenute superando la disponibilità locale.

(13) Per preservare la salute del suolo, è importante ricordare che il biochar prodotto mediante attività BCR deve essere conforme al regolamento (CE) n. 1907/2006 del Parlamento europeo e del Consiglio ⁹ , alla direttiva 2008/98/CE del Parlamento europeo e del Consiglio ¹⁰ , al regolamento (CE) n. 1069/2009 ¹¹ , al regolamento (UE) 2019/1021 ¹² e alla direttiva (UE) 2025/2360 del Parlamento europeo e del Consiglio ¹³ ,

HA ADOTTATO IL PRESENTE REGOLAMENTO:

Articolo 1

Definizioni

Ai fini del presente regolamento si applicano le definizioni seguenti:

(1) «CO 2 atmosferico»: CO 2 distribuito uniformemente nell’atmosfera libera a temperatura dell’aria ambiente, la cui concentrazione di CO 2 non è influenzata dalle fonti puntiformi locali ma può variare per effetto di fonti regionali di emissioni antropogeniche e naturali;

(2) «biochar»: materiale carbonioso prodotto mediante trattamento termico della biomassa o di combustibili da biomassa;

(3) «attività di assorbimento del carbonio tramite biochar» o «attività BCR» ( Biochar Carbon Removal ): attività che comporta la produzione di biochar e il suo stoccaggio permanente tramite applicazione al suolo o incorporazione in materiali;

(4) «attività di cattura delle emissioni biogeniche con stoccaggio del carbonio» o «attività BioCCS» ( Biogenic emissions Capture with Carbon Storage ): attività che comporta un processo di cattura del CO 2 biogenico, seguito da trasporto e stoccaggio permanente tramite iniezione in un sito di stoccaggio geologico provvisto di un’autorizzazione valida a norma dell’articolo 8 della direttiva 2009/31/CE;

(5) «CO 2 biogenico»: CO 2 prodotto da una fonte di biomassa, biocarburante, bioliquido o carburante da biomassa mediante un processo chimico che agisce sugli atomi di carbonio ivi presenti, incluse combustione, ossidazione, digestione anaerobica e fermentazione;

(6) «attività di cattura diretta dall’atmosfera con stoccaggio del carbonio» o «attività DACCS» ( Direct Air Capture with Carbon Storage ): attività che comporta un processo di cattura del CO 2 atmosferico presente nell’aria ambiente, seguito da trasporto e stoccaggio permanente tramite iniezione in un sito di stoccaggio geologico provvisto di un’autorizzazione valida a norma dell’articolo 8 della direttiva 2009/31/CE.

Articolo 2

Metodologie di certificazione per gli assorbimenti permanenti di carbonio generati da attività di cattura diretta dall’atmosfera con stoccaggio del carbonio

1. L’attività DACCS deve essere conforme alle prescrizioni seguenti: (a) i criteri di ammissibilità di cui al punto 1.1.1 dell’allegato; (b) i periodi di attività e monitoraggio di cui ai punti 1.2.1.1 e 1.2.1.2 dell’allegato; (c) le norme per l’individuazione dei pozzi di assorbimento del carbonio e delle fonti di emissione di gas a effetto serra di cui al punto 2.1.1 dell’allegato; (d) le norme per il calcolo del livello di riferimento di cui al punto 2.1.2 dell’allegato; (e) le norme per il calcolo del totale degli assorbimenti di carbonio di cui al punto 2.1.3 dell’allegato; (f) le norme per il calcolo dei gas a effetto serra associati di cui al punto 2.1.4 dell’allegato; (g) le norme relative allo stoccaggio a lungo termine e alla responsabilità di cui al punto 3.1 dell’allegato; (h) le norme relative ai requisiti minimi di sostenibilità di cui al punto 4.1 dell’allegato; (i) le norme relative agli obblighi di monitoraggio e presentazione di relazioni di cui ai punti 1.3.2 e 1.3.3 dell’allegato.

2. Il gestore di un’attività DACCS garantisce che l’impianto di cattura del CO 2 è situato nell’Unione.

Articolo 3

Metodologie di certificazione per gli assorbimenti permanenti di carbonio generati da attività di cattura delle emissioni biogeniche con stoccaggio del carbonio

1. L’attività BioCCS deve essere conforme alle prescrizioni seguenti: (a) i criteri di ammissibilità di cui al punto 1.1.1 dell’allegato; (b) i periodi di attività e monitoraggio di cui al punto 1.2.1 dell’allegato; (c) le norme per l’individuazione dei pozzi di assorbimento del carbonio e delle fonti di emissione di gas a effetto serra di cui al punto 2.1.1 dell’allegato; (d) le norme per il calcolo del livello di riferimento di cui al punto 2.1.2 dell’allegato; (e) le norme per il calcolo del totale degli assorbimenti di carbonio di cui al punto 2.1.3 dell’allegato; (f) le norme per il calcolo dei gas a effetto serra associati di cui al punto 2.1.4 dell’allegato; (g) le norme relative allo stoccaggio a lungo termine e alla responsabilità di cui al punto 3.1 dell’allegato; (h) le norme relative ai requisiti minimi di sostenibilità di cui al punto 4.1 dell’allegato; (i) le norme relative agli obblighi di monitoraggio e presentazione di relazioni di cui ai punti 1.3.2 e 1.3.3 dell’allegato.

2. Il CO 2 biogenico catturato in un’attività BioCCS è generato come sottoprodotto dei processi di produzione di beni, energia e servizi e non genera CO 2 biogenico da biomassa, biocarburanti, bioliquidi o combustibili da biomassa esclusivamente a fini di cattura e stoccaggio.

3. Il gestore di un’attività BioCCS garantisce che l’impianto di cattura del CO 2 è situato nell’Unione.

Articolo 4

Metodologie di certificazione per gli assorbimenti permanenti di carbonio generati da attività di assorbimento del carbonio tramite biochar

1. L’attività BCR deve essere conforme alle prescrizioni seguenti: (a) i criteri di ammissibilità di cui al punto 1.1.2 dell’allegato; (b) i periodi di attività e monitoraggio di cui al punto 1.2.2 dell’allegato; (c) le norme per l’individuazione dei pozzi di assorbimento del carbonio e delle fonti di emissione di gas a effetto serra di cui al punto 2.2.1 dell’allegato; (d) le norme per il calcolo del livello di riferimento di cui al punto 2.2.2 dell’allegato; (e) le norme per il calcolo del totale degli assorbimenti di carbonio di cui al punto 2.2.3 dell’allegato; (f) le norme per il calcolo dei gas a effetto serra associati di cui al punto 2.2.4 dell’allegato; (g) le norme relative allo stoccaggio a lungo termine e alla responsabilità di cui al punto 3.2 dell’allegato; (h) le norme relative ai requisiti minimi di sostenibilità di cui al punto 4.1 dell’allegato; (i) le norme relative agli obblighi di monitoraggio e presentazione di relazioni di cui ai punti 1.3.2 e 1.3.3 dell’allegato.

2. Relativamente a un’attività BCR è garantito che l’impianto che produce biochar e lo stoccaggio del biochar sono situati nell’Unione.

Articolo 5

Entrata in vigore

Il presente regolamento entra in vigore il ventesimo giorno successivo alla pubblicazione nella Gazzetta ufficiale dell’Unione europea .

Final provisions

Il presente regolamento è obbligatorio in tutti i suoi elementi e direttamente applicabile in ciascuno degli Stati membri. Fatto a Bruxelles, il 3 febbraio 2026 Per la Commissione La presidente Ursula VON DER LEYEN

¹ GU L, 2024/3012, 6.12.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/3012/oj .

² Accordo adottato nell'ambito della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici, approvato con decisione (UE) 2016/1841 del Consiglio, del 5 ottobre 2016, relativa alla conclusione, a nome dell'Unione europea, dell'accordo di Parigi adottato nell'ambito della Convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici ( GU L 282 del 19.10.2016, pag. 1 , ELI: http://data.europa.eu/eli/dec/2016/1841/oj) ).

³ Regolamento (UE) 2021/1119 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 30 giugno 2021, che istituisce il quadro per il conseguimento della neutralità climatica e che modifica il regolamento (CE) n. 401/2009 e il regolamento (UE) 2018/1999 («Normativa europea sul clima») ( GU L 243 del 9.7.2021, pag. 1 , ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2021/1119/oj ).

⁴ Direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018, sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili ( GU L 328 del 21.12.2018, pag. 82 , ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2018/2001/oj ).

⁵ Cfr. decisione della Commissione del 2 luglio 2024, relativa all'aiuto di Stato SA.107009 (2024/N) – Svezia – asta per la cattura e lo stoccaggio di CO 2 biogenico, punti 29 e seguenti (C(2024) 4582 final).

⁶ Direttiva 2003/87/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 ottobre 2003, che istituisce un sistema per lo scambio di quote di emissioni dei gas a effetto serra nell'Unione e che modifica la direttiva 96/61/CE del Consiglio ( GU L 275 del 25.10.2003, pag. 32 , ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2003/87/oj ).

⁷ Cfr. decisione della Commissione del 2 luglio 2024, relativa all'aiuto di Stato SA.107009 (2024/N) – Svezia – asta per la cattura e lo stoccaggio di CO 2 biogenico, punto 179 (C(2024) 4582 final).

⁸ Direttiva 2009/31/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 23 aprile 2009, relativa allo stoccaggio geologico di biossido di carbonio e recante modifica della direttiva 85/337/CEE del Consiglio, delle direttive del Parlamento europeo e del Consiglio 2000/60/CE, 2001/80/CE, 2004/35/CE, 2006/12/CE, 2008/1/CE e del regolamento (CE) n. 1013/2006 del Parlamento europeo e del Consiglio ( GU L 140 del 5.6.2009, pag. 114 , ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2009/31/oj ).

⁹ Regolamento (CE) n. 1907/2006 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 18 dicembre 2006, concernente la registrazione, la valutazione, l'autorizzazione e la restrizione delle sostanze chimiche (REACH), che istituisce un'Agenzia europea per le sostanze chimiche, che modifica la direttiva 1999/45/CE e che abroga il regolamento (CEE) n. 793/93 del Consiglio e il regolamento (CE) n. 1488/94 della Commissione, nonché la direttiva 76/769/CEE del Consiglio e le direttive della Commissione 91/155/CEE, 93/67/CEE, 93/105/CE e 2000/21/CE ( GU L 396 del 30.12.2006, pag. 1 , ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2006/1907/oj ).

¹⁰ Direttiva 2008/98/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 19 novembre 2008, relativa ai rifiuti e che abroga alcune direttive ( GU L 312 del 22.11.2008, pag. 3 , ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2008/98/oj ).

¹¹ Regolamento (CE) n. 1069/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 21 ottobre 2009, recante norme sanitarie relative ai sottoprodotti di origine animale e ai prodotti derivati non destinati al consumo umano e che abroga il regolamento (CE) n. 1774/2002 ( GU L 300 del 14.11.2009, pag. 1 , ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2009/1069/oj ).

¹² Regolamento (UE) 2019/1021 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 20 giugno 2019, relativo agli inquinanti organici persistenti (rifusione) ( GU L 169 del 25.6.2019, pag. 45 , ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2019/1021/oj ).

¹³ Direttiva (UE) 2025/2360 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 12 novembre 2025, sul monitoraggio e la resilienza del suolo (direttiva sul monitoraggio del suolo) ( GU L, 2025/2360, 26.11.2025, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2025/2360/oj ).

DEFINIZIONI

Ai fini del presente allegato si applicano le definizioni seguenti:

(1) «emissioni di gas a effetto serra associate»: aumento delle emissioni dirette e indirette di gas a effetto serra nell’intero ciclo di vita dell’attività che sono imputabili al suo svolgimento;

(2) «emissioni capitali»: emissioni associate alla costruzione degli impianti e delle apparecchiature associati all’attività;

(3) «CO 2 catturato»: CO 2 catturato, da una fonte puntiforme di CO 2 o dall’atmosfera, e concentrato;

(4) «impianto di cattura»: impianto che cattura CO 2 dall’atmosfera o da un flusso contenente CO 2 biogenico e che lo condiziona in una forma pronta al trasporto o allo stoccaggio, anche in termini di purezza e pressione del CO 2 ;

(5) «periodo di certificazione»: periodo che intercorre tra il controllo di ricertificazione di un’attività e il precedente controllo di certificazione o ricertificazione più recente dell’attività;

(6) «emissioni fuggitive di CO 2 »: emissioni irregolari o non intenzionali di CO 2 da fonti che non sono localizzate, o che sono troppo diverse o non abbastanza significative per essere monitorate individualmente;

(7) «emissioni convogliate di CO 2 »: rilascio intenzionale di CO 2 per motivi operativi o di sicurezza;

(8) «punto di uscita»: punto nel quale il CO 2 è trasferito all’esterno dell’impianto di cattura per essere trasportato o stoccato, a esclusione di ciminiere, canne fumarie o altri sfiatatoi nell’impianto di cattura attraverso i quali il CO 2 è rilasciato nell’atmosfera;

(9) «CO 2 fossile»: CO 2 generato a partire dal carbonio fossile, che è carbonio inorganico e organico che non ha un fattore di emissione pari da zero ai sensi del regolamento di esecuzione (UE) 2018/2066 della Commissione ¹ ;

(10) «stoccaggio geologico permanente»: stoccaggio del CO 2 in un sito di stoccaggio geologico autorizzato a norma della direttiva 2009/31/CE;

(11) «fonte puntiforme di CO 2 »: fonte naturale o antropogenica di gas la cui concentrazione di CO 2 è superiore a quella nell’atmosfera libera a causa della generazione di CO 2 mediante processi di ossidazione o processi chimici di altro tipo, oppure a causa del rilascio di CO 2 da forme di stoccaggio o confinamento;

(12) «calore utile»: calore generato per soddisfare una domanda economicamente giustificabile di calore, ai fini di riscaldamento o raffrescamento.

1. DESCRIZIONE DELL’ATTIVITÀ DI ASSORBIMENTO DEL CARBONIO

1.1. Ammissibilità

1.1.1. Attività di assorbimento del carbonio con cattura e stoccaggio geologico del CO 2

Solo gli impianti di cattura possono essere gestori di attività DACCS o BioCCS.

Le attività DACCS e BioCCS possono trasferire, in tutto o in parte, il CO 2 catturato ai siti di stoccaggio per lo stoccaggio permanente al fine di generare unità di assorbimento permanente del carbonio. Se parte del CO 2 catturato è trasferita per essere utilizzata o per lo stoccaggio ma è riconosciuta nell’ambito di un quadro alternativo, per tale frazione non sono generate unità di assorbimento permanente del carbonio.

1.1.2. Attività di assorbimento del carbonio tramite biochar

Un’attività BCR consiste nella produzione di biochar in uno o più impianti, di proprietà dello stesso soggetto giuridico, che applicano tutti la stessa tecnologia di produzione. Il biochar prodotto in luoghi diversi non può mai essere assegnato allo stesso lotto di produzione (cfr. punto 2.2.5.1), anche se le materie prime e le condizioni di produzione sono simili. Il biochar ottenuto da un’unica attività può essere utilizzato nel suolo o incorporato in prodotti in diversi siti.

1.1.2.1. Criteri di ammissibilità per la produzione

Il processo di produzione del biochar deve:

(a) riscaldare biomassa o combustibile da biomassa a una temperatura di almeno 350 o C;

(b) essere progettato con lo scopo di catturare o distruggere completamente il metano prodotto con il biochar;

(c) utilizzare il calore coprodotto per ottenere biomassa secca o per soddisfare un’altra domanda economicamente giustificabile di calore, a fini di riscaldamento o raffrescamento. In deroga a questa regola, gli impianti mobili di produzione di biochar possono funzionare senza utilizzare il calore prodotto qualora ciò non risultasse pratico nel loro specifico contesto. I sistemi di certificazione possono prevedere disposizioni più dettagliate in materia di efficienza minima dell’utilizzo del calore.

1.1.2.2. Applicazioni di biochar ammissibili

1.1.2.2.1. Biochar applicato al suolo

Il biochar può essere applicato al suolo per garantire lo stoccaggio permanente del carbonio. I gestori di attività in cui il biochar è applicato al suolo garantiscono l’assenza di rischi significativi che il beneficio climatico netto delle attività BCR sia annullato dall’assorbimento di calore dovuto alla diminuzione dell’albedo.

I gestori di attività che producono biochar utilizzato per interventi paesaggistici, in discariche o per il riempimento di cavità miscelano il biochar con almeno un altro materiale prima dell’applicazione e garantiscono che la miscela non possa alimentare autonomamente la combustione.

1.1.2.2.2. Biochar incorporato nei prodotti

Solo le attività BCR che prevedono l’incorporazione del biochar in cemento, calcestruzzo o asfalto sono ammissibili alla certificazione.

1.2. Periodo di attività, periodo di monitoraggio e periodo di certificazione

1.2.1. Attività DACCS e BioCCS

1.2.1.1. Periodo di attività

Il periodo di attività per le attività DACCS e BioCCS non è superiore a 15 anni. Al termine di ogni periodo di attività i gestori possono iniziare un nuovo periodo presentando un nuovo piano d’attività.

1.2.1.2. Periodo di monitoraggio

Per quanto riguarda le attività DACCS e BioCCS, il periodo di monitoraggio è il periodo che si conclude nel momento in cui la responsabilità di tutti i siti di stoccaggio geologico utilizzati per l’attività è stata trasferita alle autorità nazionali competenti conformemente all’articolo 18 della direttiva 2009/31/CE.

1.2.1.3. Periodo di certificazione

Il periodo di certificazione per le attività DACCS e BioCCS non è superiore a un anno.

Qualora non sia possibile individuare con precisione il periodo durante il quale il CO 2 catturato in un determinato periodo di certificazione entra fisicamente nello stoccaggio permanente, i gestori possono stimare le emissioni associate al trasporto e allo stoccaggio sulla base dei dati registrati nel corso del periodo di certificazione senza includere nel calcolo lo scarto temporale tra il momento in cui il CO 2 è stato catturato e il momento in cui è iniettato, valutando le emissioni medie associate, comprese le emissioni fuggitive, da fuoriuscite o convogliate, durante il trasporto e lo stoccaggio di CO 2 , per tonnellata di CO 2 trattata durante il periodo di certificazione.

1.2.2. Attività BCR

1.2.2.1. Periodo di attività

Il periodo di attività per le attività BCR non è superiore a cinque anni. Al termine di ogni periodo di attività i gestori possono iniziare un nuovo periodo presentando un nuovo piano d’attività.

1.2.2.2. Periodo di monitoraggio

Il periodo di monitoraggio delle attività BCR corrisponde a:

(a) per le attività che utilizzano il biochar mediante applicazione al suolo: se l’applicazione al suolo avviene sotto la diretta sorveglianza dell’organismo di certificazione, il periodo fino all’applicazione, negli altri casi un periodo massimo di un anno dopo la fine del periodo di certificazione durante il quale, in base a quanto comunicato, il biochar è stato applicato al suolo;

(b) per le attività che utilizzano biochar mediante incorporazione nei prodotti: un periodo che termina al momento in cui è dimostrato che il biochar è stato incorporato.

1.2.2.3. Periodo di certificazione

Il periodo di certificazione per l’attività BCR non è superiore a un anno. Gli assorbimenti di carbonio e le emissioni associate sono registrati nel periodo di certificazione in cui il CO 2 è stoccato permanentemente attraverso l’applicazione di biochar al suolo o l’incorporazione di biochar in prodotti.

1.3. Pianificazione e presentazione di relazioni

1.3.1. Piano d’attività

Prima del controllo di certificazione, il gestore presenta all’organismo di certificazione un piano di attività che comprende le informazioni necessarie per valutare la conformità ai requisiti di tale metodologia, secondo quanto indicato al terzo paragrafo.

Se desidera modificare il piano d’attività durante il periodo di attività, il gestore presenta senza indugio agli organismi di certificazione una motivazione che giustifica le modifiche e include tutti gli adattamenti apportati al piano iniziale, in particolare il ricalcolo delle emissioni e degli assorbimenti di gas a effetto serra previsti e l’incidenza sui requisiti di sostenibilità.

Nel piano d’attività figurano:

(a) una descrizione generale dell’attività, delle tecnologie e delle infrastrutture da utilizzare;

(b) informazioni dettagliate su tutti i soggetti della catena del valore dell’assorbimento del carbonio coinvolti nella realizzazione dell’attività,

(c) determinazione e dimostrazione della conformità dell’attività alle leggi, agli statuti e ai quadri normativi pertinenti a livello locale, regionale e nazionale;

(d) un elenco delle fonti di emissione e dei pozzi di assorbimento pertinenti per l’attività, conformemente ai punti 2.1.1 e 2.2.1;

(e) stime del totale degli assorbimenti di carbonio e delle emissioni di gas a effetto serra associate dell’attività per il periodo di attività, conformemente all’allegato II, lettere k), l) e m), del regolamento (UE) 2024/3012;

(f) una descrizione di qualsiasi valutazione della rilevanza effettuata conformemente al punto 2.3.1;

(g) una descrizione della valutazione dell’incertezza, conformemente al punto 2.3.6;

(h) prova della conformità ai requisiti minimi di sostenibilità, conformemente al punto 4.1;

(i) fonti di finanziamenti ricevuti o richiesti in relazione all’attività, conformemente ai punti 2.1.2 e 2.2.2;

(j) qualsiasi altra informazione necessaria all’organismo di certificazione per svolgere il controllo di certificazione a norma dell’articolo 9 del regolamento (UE) 2024/3012.

1.3.2. Piano di monitoraggio

Prima del controllo di certificazione, i gestori presentano un piano di monitoraggio all’organismo di certificazione. Il piano di monitoraggio rispetta i criteri seguenti:

(a) include una descrizione dell’attività da monitorare;

(b) include una descrizione della procedura applicata per gestire l’assegnazione delle responsabilità in materia di monitoraggio e comunicazione e per gestire le competenze del personale responsabile;

(c) include, se del caso, i valori standard usati per i fattori di calcolo con l’indicazione della fonte del fattore, o della fonte pertinente, da cui il fattore standard sarà periodicamente ricavato;

(d) include, se del caso, un elenco dei laboratori impegnati nell’espletamento delle relative procedure analitiche;

(e) include, qualora siano effettuate misurazioni, una descrizione del metodo di misurazione, compresa la descrizione di tutte le procedure scritte adottate per la misurazione;

(f) include, se del caso, una descrizione dettagliata della metodologia di monitoraggio in caso di trasferimento di CO 2 , compresa una descrizione dei sistemi di misurazione in continuo utilizzati e delle procedure per prevenire, rilevare e quantificare le fuoriuscite dall’infrastruttura di trasporto del CO 2 ;

(g) applica, se del caso, le frequenze minime delle analisi di cui all’allegato VII del regolamento di esecuzione (UE) 2018/2066;

(h) applica la norma in materia di assicurazione della qualità di cui all’articolo 60 del regolamento di esecuzione (UE) 2018/2066;

(i) include un obbligo di tenere traccia di tutti i dati e di tutte le informazioni pertinenti conformemente alle prescrizioni in materia di registri di cui all’articolo 67, paragrafo 1, del regolamento di esecuzione (UE) 2018/2066.

Nel caso in cui non sia possibile illustrare tutti i dettagli del piano di monitoraggio al momento della presentazione della domanda di certificazione da parte del gestore, il piano di monitoraggio deve essere presentato nel modo più completo possibile, indicando chiaramente eventuali aspetti non definitivi e precisando in che modo il gestore si aspetta che tali aspetti siano affrontati. L’attività può essere certificata su tale base a condizione che l’organismo di certificazione accetti che le omissioni siano debitamente giustificate. Il piano di monitoraggio è finalizzato e presentato all’organismo di certificazione prima della prima ricertificazione.

I sistemi di certificazione possono fornire ulteriori orientamenti sugli elementi da includere per ciascun tipo di attività, sulle frequenze minime di misurazione per le misurazioni non elencate nell’allegato VII del regolamento di esecuzione (UE) 2018/2066 e/o sui requisiti relativi alle migliori pratiche in materia di assicurazione della qualità.

I gestori raccolgono, registrano, compilano, analizzano e documentano i dati di monitoraggio, comprese le ipotesi, i riferimenti, i dati dell’attività e i fattori di calcolo in modo trasparente affinché sia possibile verificare i risultati ottenuti nelle varie fasi dell’attività e, se richiesto, comunicano tali informazioni agli organismi di certificazione o ai sistemi di certificazione.

Ogni parametro monitorato è corredato delle informazioni seguenti:

(a) soggetto responsabile della raccolta e dell’archiviazione;

(b) fonte dei dati;

(c) apparecchiature, metodi e procedure di misurazione utilizzati per il monitoraggio, compresi dettagli sull’accuratezza e la taratura;

(d) frequenza del monitoraggio;

(e) valutazione della qualità e procedure di controllo della qualità.

Tutte le misurazioni sono effettuate con apparecchiature calibrate e conformemente alle norme del settore nonché alle prescrizioni di cui all’articolo 42 del regolamento di esecuzione (UE) 2018/2066; ove necessario, i dati sono aggregati conformemente all’articolo 44 del medesimo regolamento di esecuzione.

1.3.3. Relazione sul monitoraggio

Prima di ogni controllo di ricertificazione, il gestore presenta all’organismo di certificazione una relazione sul monitoraggio contenente il beneficio netto in termini di assorbimento del carbonio, il volume totale lordo degli assorbimenti di carbonio generato dall’attività, il quantitativo di gas a effetto serra associati all’attività e tutte le informazioni necessarie relative alla quantificazione del beneficio netto in termini di assorbimento del carbonio e qualsiasi informazione pertinente alla conformità dell’attività alle prescrizioni in materia di stoccaggio, responsabilità e sostenibilità. In particolare, la relazione sul monitoraggio comprende quanto segue:

(a) tutti i parametri specificati nei punti 2.1.5.3, 2.1.6.4, 2.1.7.3, 2.1.8.5, 2.2.5.6, 2.2.6.2 o 2.2.7.3, misurati e calcolati per la quantificazione degli assorbimenti di carbonio e delle emissioni di gas a effetto serra associati all’attività. Tutti gli assorbimenti e le emissioni di CO 2 così come le emissioni di altri gas a effetto serra sono valutati nel periodo di certificazione oggetto del controllo e sono comunicati nella relazione sul monitoraggio. Le emissioni di gas a effetto serra diversi dal CO 2 sono convertite in tonnellate di CO 2 equivalente utilizzando i potenziali di riscaldamento globale su 100 anni di cui all’allegato I del regolamento delegato (UE) 2020/1044 della Commissione ³ ;

(b) le materie prime o il mix di materie prime da biomassa consumate come prescritto al punto 4.2, lettera a), punto ii);

(c) la quantità di unità di sequestro del carbonio mediante carboniocoltura che sono state acquistate conformemente al punto 4.3.3;

(d) i finanziamenti ricevuti o richiesti in relazione all’attività, conformemente ai punti 2.1.2 e 2.2.2.

(e) per le attività BCR, i risultati delle analisi di laboratorio previste ai punti 4.4.1, 4.4.2 e 4.4.3.

2. QUANTIFICAZIONE DEL LIVELLO DI RIFERIMENTO, DEL TOTALE DEGLI ASSORBIMENTI DI CARBONIO E DELLE EMISSIONI DI GAS A EFFETTO SERRA ASSOCIATE

2.1. Attività DACCS e BioCCS

2.1.1. Fonti di gas a effetto serra e pozzi di assorbimento

Le attività DACCS o BioCCS tengono conto delle fonti di gas a effetto serra e dei pozzi di assorbimento di cui alla tabella 1.

Tabella 1

Pozzi di assorbimento e fonti da includere per le attività DACCS e BioCCS

2.1.2. Livello di riferimento

Per le attività DACCS e BioCCS si applica un livello di riferimento normalizzato stabilito a 0 tonnellate di CO 2 all’anno [tCO 2 /anno].

Se l’attività è finanziata mediante una combinazione di finanziamenti pubblici e privati, i gestori indicano qualsiasi forma di finanziamento ricevuto o richiesto in relazione all’attività quando presentano il piano d’attività al sistema di certificazione. Tali informazioni sono incluse nel certificato di conformità.

2.1.3. Quantificazione del totale degli assorbimenti dell’attività

Per il calcolo del totale degli assorbimenti di carbonio (CR total ) i gestori possono utilizzare uno dei due metodi specificati ai punti 2.1.3.3 e 2.1.3.4, a seconda che il CO 2 catturato dall’attività sia mantenuto o meno completamente separato dal CO 2 proveniente da altre fonti a livello di infrastruttura di trasporto e di sito di stoccaggio.

2.1.3.1. Identificazione dei flussi di CO 2 catturati

Un impianto di cattura può catturare CO 2 che sia:

(a) CO 2 solo atmosferico o biogenico;

(b) una combinazione tra CO 2 biogenico e CO 2 fossile provenienti da un flusso di CO 2 misto;

(c) CO 2 fossile catturato da un processo associato al processo di cattura.

Le frazioni di CO 2 catturato dall’attività sono designate come segue.

Il quantitativo totale di CO 2 catturato presso l’impianto di cattura e trasferito per il trasporto o lo stoccaggio è designato e calcolato secondo l’equazione [1].

dove:

Qualsiasi fuoriuscita di CO 2 che si verifichi tra il punto di cattura e il punto di uscita dall’impianto di cattura è implicitamente esclusa dal termine dell’equazione .

Il quantitativo di CO 2 atmosferico o biologico catturato presso l’impianto di cattura e trasferito per il trasporto o lo stoccaggio è designato e calcolato in base all’equazione [2].

dove:

In alcune attività il CO 2 fossile sarà catturato insieme al CO 2 di origine atmosferica o biogenica. Laddove il processo di cattura provoca l’emissione di CO 2 fossile, questo può essere catturato separatamente dal CO 2 di origine atmosferica o biogenica («cattura separata») o simultaneamente ad esso («cattura simultanea»). Se poi viene stoccato in modo permanente, può essere escluso dal calcolo dei gas a effetto serra associati (GHG associated ). Nel caso delle attività BioCCS, è consentita la cattura di CO 2 da un flusso misto composto da una combinazione di CO 2 biogenico e CO 2 fossile. Il CO 2 fossile catturato dal processo di cattura è associato all’attività e le emissioni derivanti dal suo trasporto e stoccaggio devono essere incluse in GHG associated . Il CO 2 fossile catturato da un flusso misto tramite un’attività BioCCS non è associato all’attività e le emissioni derivanti dal suo trasporto e stoccaggio non devono essere incluse in GHG associated . Il quantitativo di CO 2 fossile catturato presso l’impianto di cattura è calcolato secondo l’equazione [3].

dove:

Il quantitativo di CO 2 emesso a seguito del processo di cattura che è catturato, , è determinato conformemente all’equazione [4] come la somma delle componenti catturate separatamente e simultaneamente.

dove:

Il quantitativo di CO 2 fossile catturato da un flusso misto nel quadro di un’attività BioCCS è calcolato con l’equazione [5].

dove:

Il quantitativo di CO 2 catturato per cui le emissioni prodotte dal trasporto e dallo stoccaggio devono essere conteggiate nel termine GHG associated è designato ed è calcolato secondo l’equazione [6] come la somma del CO 2 atmosferico o biogenico catturato dall’attività e trasferito per lo stoccaggio permanente da conteggiare negli assorbimenti di carbonio totali e della quota associata del quantitativo di CO 2 fossile catturato presso l’impianto di cattura derivante da processi specificamente associati all’attività:

dove:

2.1.3.2. Frazione di CO 2 catturato da conteggiare nel totale degli assorbimenti di carbonio

Un gestore può scegliere di spedire una data frazione del CO 2 catturato di origine atmosferica o biogenica per scopi diversi dallo stoccaggio in un sito ammissibile oppure può scegliere di conteggiare parte del CO 2 stoccato in modo permanente nell’ambito di un sistema diverso da quello previsto dal regolamento (UE) 2024/3012. Il gestore designa la frazione del CO 2 catturato di origine atmosferica o biogenica da conteggiare nel totale degli assorbimenti di carbonio come F CRCF , il cui valore sarà 1 se tutto il CO 2 catturato di origine atmosferica o biogenica è trasferito allo stoccaggio permanente e genera unità di assorbimento permanente del carbonio.

2.1.3.3. Flusso di CO 2 separato

Se tutto il è inviato per lo stoccaggio e questo CO 2 è costantemente separato dal CO 2 proveniente da altre fonti durante il transito nell’infrastruttura di trasporto e durante lo stoccaggio e l’iniezione nei siti di stoccaggio, il termine CR total è misurato come il quantitativo di CO 2 in entrata nello stoccaggio, corretto se necessario per escludere il CO 2 nel flusso separato che non è atmosferico né biogenico, secondo l’equazione [7].

dove:

2.1.3.4. Flusso di CO 2 non separato

In alternativa a quanto previsto al punto 2.1.3.3, il gestore può o, se il CO 2 catturato dall’attività non è completamente separato dal CO 2 di diversa origine nell’infrastruttura di trasporto o presso l’impianto di stoccaggio, deve calcolare il termine CR total secondo l’equazione [8].

dove:

2.1.4. Quantificazione delle emissioni di gas a effetto serra associate all’attività

I gas a effetto serra associati sono calcolati secondo l’equazione [9].

dove:

2.1.5. Cattura di CO 2 direttamente dall’atmosfera

2.1.5.1. Quantificazione del totale di CO 2 catturato

Il quantitativo totale di CO 2 catturato presso l’impianto di cattura è calcolato secondo l’equazione [1] e il quantitativo di CO 2 di origine atmosferica catturato è calcolato secondo l’equazione [2].

2.1.5.2. Quantificazione delle emissioni di gas a effetto serra associate

Le emissioni di gas a effetto serra associate al processo di cattura corrispondono alla somma delle emissioni associate all’impianto di cattura stesso e quelle associate ai processi pertinenti per produrre i materiali in entrata nell’impianto di cattura, e sono calcolate secondo l’equazione [10]:

dove:

2.1.5.2.1. Emissioni dall’impianto di cattura

Le emissioni GHG facility associate all’impianto di cattura sono calcolate secondo l’equazione [11]:

dove:

si riferisce alle emissioni dovute al consumo di carburante e a qualsiasi altra emissione di gas a effetto serra nell’ambito dell’attività di cattura presso l’impianto di cattura, calcolate secondo l’equazione [12].

dove:

GHG elec si riferisce alle emissioni dovute al consumo netto di energia elettrica presso l’impianto di cattura, calcolate secondo l’equazione [13].

dove:

GHG heat si riferisce alle emissioni dovute al consumo netto di calore utile nell’impianto di cattura, calcolate secondo l’equazione [14].

dove:

GHG capital si riferisce alle emissioni capitali derivanti dalla costruzione e dall’installazione dell’impianto di cattura del carbonio ed è calcolato conformemente ai principi di cui al punto 2.3.5.

GHG disposal si riferisce alle emissioni derivanti dal trattamento o dallo smaltimento di rifiuti generati dall’impianto di cattura diretta dall’atmosfera. Sono incluse le emissioni associate alla fornitura di energia e di materiali in entrata consumati nel corso dello smaltimento dei rifiuti e qualsiasi altra emissione di gas a effetto serra associata al processo di smaltimento. I sistemi di certificazione possono fornire orientamenti per consentire ai gestori di stimare le emissioni dallo smaltimento nei casi in cui la misurazione diretta sarebbe indebitamente onerosa e i gestori possono utilizzare valori predefiniti per le emissioni dallo smaltimento eventualmente forniti dal sistema di certificazione per tipi di attività specifici.

2.1.5.2.2. Emissioni da materiali in entrata

In presenza di materiali in entrata, comprese sostanze chimiche, consumati dall’impianto di cattura, le emissioni associate al consumo di tali materiali durante il periodo di certificazione sono calcolate secondo l’equazione [15];

dove:

I gestori possono raggruppare qualsiasi numero di materiali in entrata, le cui emissioni complessive siano considerate non rilevanti sulla base di una valutazione della rilevanza, e sostituirli con un termine di emissione pari a , ossia un insieme di materiali in entrata per i quali, prendendo la stima massima delle emissioni associate previste, sia rispettata l’equazione [16].

2.1.5.3. Monitoraggio e relazioni

Conformemente al punto 1.3.3, prima di ogni controllo di ricertificazione i gestori includono nella relazione sul monitoraggio i parametri misurati o calcolati elencati nella tabella 2. I parametri indicati come «da monitorare» sono inclusi nel piano di monitoraggio conformemente al punto 1.3.2.

Tabella 2

Parametri per l’inclusione nella relazione sul monitoraggio

2.1.6. Cattura di CO 2 proveniente da emissioni biogeniche

2.1.6.1. Quantificazione del totale di CO 2 catturato

Il quantitativo totale di CO 2 catturato presso l’impianto di cattura è calcolato secondo l’equazione [1] e il quantitativo di CO 2 di origine biogenica catturato è calcolato secondo l’equazione [2].

2.1.6.2. Cattura di CO 2 proveniente da flussi parzialmente biogenici

Le attività che catturano CO 2 biogenico presente in un flusso misto che contiene anche CO 2 di origine fossile o di altra natura possono essere certificate per la parte biogenica. Tali attività comprendono, tra l’altro, attività di cattura di CO 2 da impianti di bioenergia a combustione combinata o da impianti di termovalorizzazione che trattano rifiuti parzialmente biogenici, nonché da industrie ad alta intensità energetica, compresi, ma non solo, impianti di produzione di cemento, calce, metallo e silicio che utilizzano combustibili o materie prime parzialmente biogenici. Solo la parte biogenica del CO 2 catturato può essere conteggiata nel CR total . Le emissioni associate all’impianto di cattura del carbonio sono ripartite proporzionalmente tra la frazione biogenica da includere in e la frazione non biogenica da non includere nella quantificazione. Dopo il trasferimento del CO 2 dal punto di cattura all’infrastruttura di trasporto o a un sito di stoccaggio, occorre usare un sistema separato o la contabilizzazione del bilancio di massa per identificare un quantitativo di CO 2 biogenico che entra in uno stoccaggio permanente che sia coerente con il quantitativo di CO 2 biogenico catturato (meno eventuali perdite).

2.1.6.3. Quantificazione delle emissioni di gas a effetto serra associate

Il calcolo del termine GHG capture tiene conto solo delle emissioni specificamente associate al funzionamento del processo di cattura e al trasferimento del CO 2 per lo stoccaggio o il trasporto. Il calcolo comprende le emissioni associate a qualsiasi macchinario statico o mobile utilizzato per consentire il processo di cattura. Le emissioni associate al normale funzionamento dell’impianto che genera CO 2 biogenico, che non derivano dal funzionamento del processo di cattura, non sono incluse nella quantificazione. Nel caso in cui una fonte di emissione (ad esempio un macchinario mobile in loco) serva sia al processo di cattura che a uno o più altri processi presso l’impianto, al processo di cattura è attribuita una quota proporzionale delle emissioni provenienti da tale fonte.

GHG capture è calcolato secondo l’equazione [17].

dove:

2.1.6.3.1. Emissioni dall’impianto di cattura

Le emissioni GHG facility associate all’impianto di cattura sono calcolate secondo l’equazione [18]:

dove:

GHG bio si riferisce alle emissioni dovute alla fornitura di biomassa supplementare utilizzata per generare energia consumata dal processo di cattura, calcolate secondo l’equazione [19].

dove:

si riferisce alle emissioni di CH 4 dovute allo stoccaggio di biomassa prima della trasformazione presso l’impianto in cui il CO 2 è catturato. Il suo valore è calcolato per ogni quantitativo di materia prima di un dato tipo raccolta o prelevata contemporaneamente e stoccata nello stesso modo. è fissato a zero per un quantitativo di materia prima se, per tutta la biomassa utilizzata, sono adottate una o più delle pratiche seguenti:

(a) la biomassa stoccata è costituita da materiale legnoso grossolano che rimane naturalmente ben aerato;

(c) la biomassa è pellettizzata per lo stoccaggio;

(d) i gestori dimostrano in altro modo che la biomassa è stoccata in modo tale da evitare emissioni di CH 4 significative derivanti dalla decomposizione anaerobica, tenendo conto della natura della materia prima e delle condizioni locali.

In caso contrario, è calcolato secondo l’equazione [20].

dove:

si riferisce alle emissioni dovute alla combustione di combustibile e a qualsiasi altra emissione di gas a effetto serra presso l’impianto di cattura associate specificamente all’attività di cattura, comprese le eventuali emissioni di CH 4 e N 2 O derivanti dalla combustione della biomassa supplementare come definita al punto 2.3.3, ma applicando un fattore di emissione di CO 2 pari a zero per la combustione di biomassa. Nel caso in cui in un impianto sia necessario usare combustibili fossili per avviare il ciclo di combustione, le emissioni prodotte da tali combustibili non sono incluse non essendo considerate specificamente associate al processo di cattura. Nel caso in cui il combustibile sia consumato per la movimentazione o il pretrattamento della biomassa, una frazione di tale combustibile calcolata come (cfr. l’equazione [20]) è considerata specificamente associata al processo di cattura. è calcolato secondo l’equazione [21].

dove:

GHG elec si riferisce alle emissioni dovute al consumo netto di energia elettrica presso l’impianto di cattura specificamente per il processo di cattura, escluso il consumo di energia elettrica propria, calcolato secondo l’equazione [22].

dove:

GHG heat si riferisce alle emissioni dovute al consumo netto di calore utile presso l’impianto di cattura specificamente per il processo di cattura, escluso il consumo di calore proprio, calcolato secondo l’equazione [23].

dove:

GHG capital si riferisce alle emissioni capitali prodotte dalla costruzione e dall’installazione dell’impianto di cattura del carbonio ed è calcolato conformemente ai principi di cui al punto 2.3.5.

GHG disposal si riferisce alle emissioni derivanti dal trattamento o dallo smaltimento di rifiuti generati specificamente nell’attività di cattura, compresi i rifiuti derivanti da qualsiasi tipo di biomassa, biocarburante, bioliquido o carburante da biomassa utilizzati per l’energia consumata nel processo di cattura. Sono incluse le emissioni associate alla fornitura di energia e di materiali in entrata consumati nel corso dello smaltimento dei rifiuti e qualsiasi altra emissione di gas a effetto serra associate al processo di smaltimento, comprese le emissioni di N 2 O e/o CH 4 dovute alla degradazione aerobica o anaerobica della frazione di rifiuti biogenici associata a un uso di biomassa supplementare. I sistemi di certificazione possono fornire orientamenti per consentire ai gestori di stimare le emissioni dallo smaltimento nei casi in cui la misurazione diretta sarebbe indebitamente onerosa e i gestori possono utilizzare valori predefiniti per le emissioni dallo smaltimento eventualmente forniti dal sistema di certificazione per tipi di attività specifici.

2.1.6.3.2. Emissioni da materiali in entrata

In presenza di materiali in entrata, comprese sostanze chimiche, consumati dall’impianto di cattura, le emissioni associate al consumo di tali materiali durante il periodo di certificazione sono calcolate secondo l’equazione [24];

dove:

Il gestore può raggruppare qualsiasi numero di materiali in entrata, le cui emissioni complessive siano considerate non rilevanti sulla base di una valutazione della rilevanza, e sostituirli con un termine di emissione pari a , ossia un insieme di materiali in entrata per i quali, prendendo una stima massima delle emissioni associate previste, sia rispettata l’equazione [25].

2.1.6.4. Monitoraggio e relazioni

Conformemente al punto 1.3.3, prima di ogni controllo di ricertificazione i gestori includono nella relazione sul monitoraggio i parametri misurati o calcolati elencati nella tabella 3. I parametri indicati come «da monitorare» sono inclusi nel piano di monitoraggio conformemente al punto 1.3.2.

Tabella 3

Parametri per l’inclusione nella relazione sul monitoraggio

2.1.7. Trasporto di CO 2

Di seguito sono esposte le norme per la quantificazione delle emissioni di gas a effetto serra associate alle attività di trasporto di CO 2 mediante condutture, su strada, rotaia o per vie navigabili e alle relative infrastrutture, incluso lo stoccaggio intermedio, come pure delle perdite di CO 2 che si verificano durante tale processo.

Tali norme si applicano alle attività per il trasporto del CO 2 catturato sotto forma di flusso concentrato di CO 2 da un impianto di cattura a uno o più siti di stoccaggio che utilizzano uno o più modi di trasporto di CO 2 . Il percorso dall’impianto di cattura ai siti di stoccaggio è costituito da uno o più segmenti dell’infrastruttura di trasporto definita all’articolo 3, punto 29), del regolamento (UE) 2024/1735 del Parlamento europeo e del Consiglio ⁴ , che possono far parte di una o più reti di trasporto definite all’articolo 3, punto 22), della direttiva 2009/31/CE. Se le comunicazioni a norma del regolamento di esecuzione (UE) 2018/2066 contengono dati pertinenti, questi sono considerati attendibili ai fini del calcolo delle emissioni prodotte dai trasporti per l’attività in questione.

I segmenti dell’infrastruttura di trasporto sono designati al fine di consentire l’assegnazione delle emissioni associate al trasporto nel caso in cui il CO 2 proveniente da più fonti attraversi parti della stessa rete di trasporto. Se l’infrastruttura di trasporto in questione è attraversata solo dal CO 2 catturato da un’unica attività di assorbimento, l’intero percorso di trasporto può essere designato come un unico segmento di quella infrastruttura di trasporto. In caso contrario, il percorso è suddiviso in una serie di segmenti dell’infrastruttura di trasporto. Occorre designare un nuovo segmento dell’infrastruttura di trasporto almeno ogni volta che due o più flussi di CO 2 sono combinati o separati. Ulteriori segmenti dell’infrastruttura di trasporto possono essere specificati a discrezione del gestore o dell’organismo di certificazione per motivi organizzativi.

Per ciascun segmento S dell’infrastruttura di trasporto è specificata una frazione di assegnazione F S quale frazione di CO 2 che, in un periodo di certificazione, attraversa il segmento, proveniente dall’attività e inviato allo stoccaggio (ossia escluso il CO 2 proveniente dall’attività e trasferito per l’utilizzo) secondo l’equazione [26].

dove:

I gestori possono utilizzare valori verificati in modo indipendente F S forniti dai gestori delle reti di CO 2 .

Se il CO 2 che passa attraverso un segmento dell’infrastruttura di trasporto è una miscela di CO 2 atmosferico o biogenico e CO 2 fossile emesso a seguito del processo di cattura che è stato catturato, tutte le perdite devono essere considerate come contenenti una miscela proporzionata di CO 2 atmosferico o biogenico e CO 2 fossile.

2.1.7.1. Quantificazione delle emissioni fuggitive, convogliate e da fuoriuscite di CO 2 catturato

In caso di perdite intenzionali o accidentali di CO 2 trasportato lungo la rete di trasporto, se il valore CR total è calcolato sulla base dell’equazione [8], tali perdite devono essere esplicitamente quantificate. Le norme relative alla quantificazione si basano sul regolamento di esecuzione (UE) 2018/2066, che stabilisce i due metodi seguenti per la quantificazione delle emissioni di gas a effetto serra dovute al funzionamento della rete di trasporto mediante condutture: metodo A, basato sul bilancio di massa complessivo di tutti i flussi in entrata e in uscita in un segmento o in una serie di segmenti dell’infrastruttura; e metodo B, basato sul monitoraggio delle singole fonti di emissioni, come indicato di seguito. I gestori possono scegliere quale approccio utilizzare per ciascun segmento o serie di segmenti dell’infrastruttura.

I gestori sono tenuti a scegliere il metodo che comporta il minor grado di incertezza riguardo alle emissioni complessive senza che ciò determini costi sproporzionati.

2.1.7.1.1. Perdite di CO 2 : metodo A

I gestori devono quantificare , le perdite intenzionali e accidentali di CO 2 atmosferico o biogenico che viene inviato per lo stoccaggio permanente al fine di generare unità di assorbimento del carbonio attraverso i segmenti di trasporto, secondo l’equazione [27].

dove:

2.1.7.1.2. Perdite di CO 2 : metodo B

I gestori devono quantificare , le perdite intenzionali e accidentali di CO 2 atmosferico o biogenico che viene inviato per lo stoccaggio permanente al fine di generare unità di assorbimento del carbonio attraverso i segmenti di trasporto, secondo l’equazione [28].

dove:

2.1.7.1.2.1. Emissioni fuggitive

Le emissioni fuggitive durante il trasporto di CO 2 in uno dei componenti seguenti: a) sigilli; b) dispositivi di misura; c) valvole; d) stazioni intermedie di compressione; e) siti di stoccaggio intermedio sono calcolate secondo l’equazione [29].

dove:

I sistemi di certificazione possono fornire elenchi di fattori di emissione standard per le emissioni fuggitive relativi alle apparecchiature pertinenti.

2.1.7.1.2.2. Emissioni convogliate

I gestori di attività calcolano il CO 2vented per ciascun segmento S dell’infrastruttura di trasporto come le emissioni convogliate previste identificate per tale segmento dal gestore della rete di trasporto. Se il gestore della rete di trasporto non comunica le emissioni convogliate disaggregate per segmento dell’infrastruttura di trasporto, tali emissioni sono assegnate per segmento su una base ragionevole concordata tra il gestore dell’attività e l’organismo di certificazione. I sistemi di certificazione possono fornire orientamenti che specifichino ulteriormente la base per la stima delle emissioni convogliate.

2.1.7.1.2.3. Fuoriuscite

Il regolamento di esecuzione (UE) 2018/2066 impone a ciascun gestore della rete di trasporto di monitorare la rete di trasporto e di calcolare il quantitativo di CO 2 fuoriuscito nel trasporto mediante un’adeguata metodologia documentata nel piano di monitoraggio, sulla base degli orientamenti dell’industria sulle migliori pratiche.

I gestori di attività calcolano il CO 2leakage per ciascun segmento S dell’infrastruttura di trasporto come la quantità di fuoriuscite per tale segmento dell’infrastruttura di trasporto individuate dal gestore della rete di trasporto durante il periodo di certificazione. Se il gestore della rete di trasporto non comunica le emissioni da fuoriuscite disaggregate per segmento dell’infrastruttura di trasporto, tali emissioni sono assegnate a ciascun segmento su una base ragionevole che deve essere concordata tra il gestore dell’attività e l’organismo di certificazione.

2.1.7.2. Quantificazione delle emissioni di gas a effetto serra associate per il trasporto

Le emissioni di gas a effetto serra associate al trasporto di CO 2 (per i veicoli e/o nell’infrastruttura di supporto) sono calcolate secondo l’equazione [30].

dove:

2.1.7.2.1. Emissioni derivanti dal trasporto di CO 2 con modalità diverse dalle condutture

Secondo i principi di cui al punto 2.3.4.5, le emissioni di gas a effetto serra associate al trasporto di CO2 non mediante condutture con il modo di trasporto T in ciascun segmento dell’infrastruttura di trasporto, GHG T,S , sono calcolate sulla base dei dati effettivi relativi al consumo di carburante secondo l’equazione [31] o sulla base delle efficienze del veicolo e dei dati effettivi relativi alla distanza percorsa dal veicolo conformemente all’equazione [32]. I gestori sono autorizzati a utilizzare approcci diversi per i diversi modi di trasporto e segmenti dell’infrastruttura.

dove:

dove:

2.1.7.2.2. Emissioni dall’infrastruttura di trasporto

Le emissioni di gas a effetto serra dovute al consumo di combustibile ed energia elettrica per tutti i processi presso gli impianti necessari per il funzionamento della rete di trasporto sono calcolate secondo l’equazione [33]. I gestori possono utilizzare valori standard per le emissioni provenienti dall’infrastruttura di trasporto se tali valori standard sono forniti dai sistemi di certificazione.

dove:

2.1.7.3. Monitoraggio e relazioni

Conformemente al punto 1.3.3, prima di ogni controllo di ricertificazione i gestori includono nella relazione sul monitoraggio i parametri misurati o calcolati elencati nella tabella 4. I parametri indicati come «da monitorare» sono inclusi nel piano di monitoraggio conformemente al punto 1.3.2.

Tabella 4

Parametri per l’inclusione nella relazione sul monitoraggio

2.1.8. Iniezione di CO 2 presso i siti di stoccaggio

Un’attività di cattura di CO 2 può trasferire CO 2 lungo un percorso di trasporto a uno o più siti di stoccaggio ai fini dell’iniezione nello stoccaggio geologico.

Se nello stesso sito è stoccato anche CO 2 proveniente da fonti diverse dall’attività, per ciascun sito di stoccaggio S è definita una frazione di assegnazione calcolata come frazione di CO 2 proveniente dall’attività stoccato in detto sito in un dato periodo di certificazione, secondo l’equazione [34].

dove:

2.1.8.1. Quantificazione del CO 2 in entrata nel sito di stoccaggio

Il quantitativo di CO 2 in entrata nel sito di stoccaggio è determinato al punto o ai punti di ingresso utilizzando un approccio basato su misure conformemente agli articoli da 40 a 45 e all’articolo 49 del regolamento di esecuzione (UE) 2018/2066.

2.1.8.2. Applicazione delle norme relative al bilancio di massa

Tranne nel caso in cui il flusso di CO 2 sia completamente separato e per determinare il valore CR total si applichino le norme di cui al punto 2.1.3.3, per tenere traccia del CO 2 che transita lungo l’infrastruttura di trasporto dall’impianto di cattura all’impianto di stoccaggio si utilizza un sistema basato sul bilancio di massa conforme ai principi seguenti:

(a) ciascun quantitativo di CO 2 in entrata nel sistema di trasporto o stoccaggio può essere considerato stoccato o altrimenti scaricato dal sistema (a causa di perdite o perché usato per un’applicazione diversa dallo stoccaggio) una sola volta;

(b) la somma dei quantitativi di CO 2 immessi in qualsiasi segmento dell’infrastruttura di trasporto o sito di stoccaggio, o rilasciati da uno stoccaggio intermedio in tale segmento dell’infrastruttura o sito di stoccaggio, in un dato periodo, è pari alla somma dei quantitativi di CO 2 identificati come in uscita da tale segmento dell’infrastruttura o sito di stoccaggio, o come in uno stoccaggio permanente o intermedio presso tale segmento dell’infrastruttura o sito di stoccaggio, nello stesso periodo (consentendo eventuali discrepanze associate ai quantitativi di CO 2 attivamente in transito o sottoposti a processi connessi allo stoccaggio alla fine del periodo e un grado d’incertezza di misurazione);

(c) se il quantitativo di CO 2 proveniente da un’attività è miscelato a un quantitativo di CO 2 proveniente da altre fonti e tale flusso misto di CO 2 è poi trasferito a più segmenti consecutivi dell’infrastruttura di trasporto o a più siti di stoccaggio, il gestore può concordare con altre parti interessate quali quantitativi di CO 2 trasferito siano da trattare come provenienti o parzialmente provenienti da tale attività;

(d) se un quantitativo di CO 2 è trasferito in una rete di trasporto interconnessa e quindi miscelato con un quantitativo di CO 2 proveniente da altre fonti, il gestore non è tenuto a modellare il tempo di transito lungo la rete di trasporto del CO 2 proveniente dall’attività: qualsiasi quantitativo corrispondente di CO 2 trasferito fuori dalla rete di trasporto in un momento successivo a quello in cui il CO 2 proveniente dall’attività è immesso nella rete di trasporto può essere trattato come CO 2 proveniente dall’attività, fermo restando che non è consentito presumere che il flusso di CO 2 scorra controcorrente in un segmento dell’infrastruttura di trasporto;

(e) fatti salvi i principi di cui alle lettere da a) a d), è possibile ricorrere ad accordi contrattuali per identificare un quantitativo di CO 2 iniettato in un sito di stoccaggio con un quantitativo equivalente di CO 2 proveniente da un impianto di cattura (tenendo conto delle perdite durante il transito applicando le norme della presente metodologia) che era stato trasferito in un sistema di infrastrutture condivise, anche se l’ubicazione fisica effettiva delle molecole di CO 2 catturate dall’attività fosse sconosciuta. Nessun altro quantitativo di CO 2 stoccato in detto sistema di infrastrutture condivise o in uscita da esso può essere identificato con il quantitativo di CO 2 catturato dall’attività di assorbimento del carbonio;

(f) i gestori forniscono prove adeguate (o provvedono affinché i soggetti che offrono i servizi delle infrastrutture di trasporto e/o di stoccaggio forniscano prove adeguate) del rispetto dei requisiti di bilancio di massa sopra indicati e di eventuali altri requisiti imposti dal sistema di certificazione.

2.1.8.3. Quantificazione delle emissioni fuggitive e convogliate di CO 2 catturato

Eventuali perdite intenzionali o accidentali di CO 2 verificatesi prima dell’immissione nello stoccaggio permanente, qualora il valore CR total sia calcolato secondo l’equazione [8], sono quantificate esplicitamente.

Le emissioni fuggitive e convogliate durante l’iniezione nel sito di stoccaggio sono calcolate conformemente all’allegato IV, sezione 23, sottosezione B.1., del regolamento di esecuzione (UE) 2018/2066. Per lo stoccaggio geologico, i dati relativi alle emissioni fuggitive e convogliate si basano sui dati registrati dal soggetto che gestisce il sito di stoccaggio a norma del regolamento di esecuzione (UE) 2018/2066. La perdita totale di CO 2 derivante dall’attività durante lo stoccaggio è calcolata secondo l’equazione [35].

dove:

Presso ciascun sito S, la somma delle emissioni fuggitive e convogliate è pari alla differenza tra il quantitativo misurato di CO 2 in entrata nel sito e il quantitativo misurato di CO 2 iniettato nel serbatoio di stoccaggio, secondo l’equazione [36].

dove:

2.1.8.4. Quantificazione delle emissioni di gas a effetto serra associate

Le emissioni di gas a effetto serra associate all’iniezione in un sito di stoccaggio geologico sono calcolate secondo l’equazione [37].

dove:

2.1.8.4.1. Emissioni dal sito di stoccaggio

Le emissioni di gas a effetto serra presso ciascun sito di stoccaggio sono calcolate secondo l’equazione [38].

dove:

dove:

2.1.8.4.2. Emissioni da materiali in entrata

Qualora esistano materiali in entrata consumati nel sito di stoccaggio, le emissioni associate a tale consumo durante il periodo di certificazione sono calcolate secondo l’equazione [42].

dove:

Il gestore può raggruppare qualsiasi numero di materiali in entrata, le cui emissioni complessive siano considerate non rilevanti sulla base di una valutazione della rilevanza, e sostituirli con un termine di emissione pari a , ossia un insieme di materiali in entrata per i quali, prendendo la stima massima delle emissioni associate previste, sia rispettata l’equazione [43].

2.1.8.5. Monitoraggio e relazioni

Conformemente al punto 1.3.3, i gestori includono nella relazione sul monitoraggio, prima di ogni controllo di ricertificazione, i parametri misurati o calcolati per il periodo di certificazione oggetto del controllo elencati nella tabella 5. I parametri indicati come «da monitorare» sono inclusi nel piano di monitoraggio conformemente al punto 1.3.2.

Tabella 5

Parametri per l’inclusione nella relazione sul monitoraggio

2.2. Attività BCR

2.2.1. Fonti di gas a effetto serra e pozzi di assorbimento

Nelle attività BCR si considerano le fonti di gas a effetto serra e i pozzi di assorbimento inclusi nella tabella 6.

Tabella 6

Pozzi di assorbimento e fonti da includere per le attività BCR

2.2.2. Livello di riferimento

Per le attività BCR si applica un livello di riferimento normalizzato fissato a 0 tCO 2 /anno.

Se l’attività è finanziata mediante una combinazione di finanziamenti pubblici e privati, per garantire che non si incorra in una sovracompensazione dei costi, i gestori indicano qualsiasi forma di finanziamento pubblico ricevuto o richiesto in relazione all’attività quando presentano il piano d’attività al sistema di certificazione. Tali informazioni sono incluse nel certificato di conformità.

2.2.3. Quantificazione del totale degli assorbimenti dell’attività

Il gestore calcola il totale degli assorbimenti di carbonio (CR total ) secondo l’equazione [44].

dove:

2.2.4. Quantificazione delle emissioni di gas a effetto serra associate all’attività

I gas a effetto serra associati sono calcolati secondo l’equazione [45].

dove:

2.2.5. Produzione di biochar

2.2.5.1. Lotti di produzione

La quantità di biochar prodotta è misurata e assegnata ai lotti di produzione caratterizzati da un mix di materie prime e condizioni di lavorazione comuni, ossia è utilizzato lo stesso processo di base e la temperatura obiettivo di produzione del biochar, i tempi di permanenza e le tecniche di gestione della concentrazione di ossigeno sono uniformi per tutto il lotto. Affinché il mix di materie prime sia comune, le quote dei vari tipi di materie prime presenti nel mix devono essere simili nel lotto. I lotti di produzione non possono comprendere biochar prodotto in più periodi di certificazione.

Nel corso della ricertificazione possono essere rilasciate unità in relazione a tutti i lotti di produzione applicati o incorporati durante il periodo di certificazione pertinente. Se al momento della ricertificazione è stata applicata o incorporata solo una parte di un lotto di produzione, per la parte applicata o incorporata devono essere rilasciate unità mentre per la parte restante possono essere rilasciate unità se è stata applicata o incorporata al momento di una ricertificazione successiva.

Un lotto di produzione può essere interrotto e ripreso in un momento successivo. Se il biochar prodotto a partire dalla stessa materia prima nelle stesse condizioni è suddiviso in più partite per la vendita a diversi utilizzatori finali, ai fini della quantificazione può comunque essere trattato come un unico lotto di produzione.

I sistemi di certificazione possono stabilire prescrizioni supplementari ai fini della definizione di un lotto di produzione in modo da limitare la variazione ammissibile del biochar nel lotto. I sistemi di certificazione possono fissare una dimensione massima ammissibile per un singolo lotto di produzione.

2.2.5.2. Proprietà del biochar

I gestori effettuano prove di laboratorio su ciascun lotto di produzione di biochar. I sistemi di certificazione possono fornire orientamenti relativi all’elenco delle proprietà da comunicare agli organismi di certificazione durante i controlli di ricertificazione, in cui figurano come minimo le proprietà necessarie per seguire la presente metodologia:

(a) il tenore di carbonio organico del biochar, C org , quale previsto nell’equazione [44];

(b) il rapporto molare tra idrogeno e carbonio organico nel biochar (rapporto H/C org ), previsto al punto 3.2, e quando la funzione di decadimento è utilizzata per valutare la frazione stabile del biochar (punto 2.2.7.1.2);

(c) la densità energetica del biochar sulla base del potere calorifico inferiore;

(d) se si utilizza la valutazione della riflettanza casuale per valutare la frazione stabile del biochar (punto 2.2.7.1.1), la frazione del biochar identificata come avente un valore di riflettanza R o pari o superiore al 2 % e le relative misurazioni;

(e) il rispetto delle soglie massime per le sostanze soggette a limiti precisate ai punti 4.4.1, 4.4.2 e 4.4.3.

2.2.5.3. Campionamento del biochar

Tutti i lotti di produzione di biochar sono sottoposti a campionamento. I campioni devono essere rappresentativi delle proprietà medie di ciascun lotto di produzione. I gestori includono nel piano di monitoraggio una descrizione del protocollo di campionamento affinché l’organismo di certificazione la esamini nel corso del controllo di certificazione e seguono tale protocollo durante il periodo di attività. Il protocollo di campionamento può essere modificato durante il periodo di attività se i gestori dimostrano che i dati del campione sono come minimo ugualmente rappresentativi dei lotti. I protocolli di campionamento sono conformi all’articolo 33 del regolamento di esecuzione (UE) 2018/2066, ad esclusione dell’ultima frase del paragrafo 1 di tale articolo.

Il biochar da sottoporre a campionamento è ben miscelato e i gestori prelevano un numero adeguato di campioni per garantire che i dati siano rappresentativi del lotto di produzione. Se un lotto di produzione viene prodotto nell’arco di un certo periodo (in uno o più cicli di produzione), il campionamento è effettuato dopo la miscelazione del biochar prodotto nell’intero periodo di produzione, oppure da sottoinsiemi del lotto prelevando un numero sufficiente di campioni per stabilire in modo rigoroso le proprietà medie del biochar nell’intero lotto di produzione. Un organismo o un sistema di certificazione può richiedere l’analisi dei controcampioni se lo ritiene necessario per caratterizzare in modo rappresentativo un lotto di produzione o per confermare che le misurazioni effettuate sono rappresentative.

È possibile ridurre la frequenza del campionamento prevista dai protocolli di campionamento se si dimostra che un processo produce in modo affidabile biochar con caratteristiche uniformi a partire da una data materia prima.

I sistemi di certificazione possono fornire ulteriori orientamenti per i protocolli di campionamento ammissibili che possono differenziare il livello di campionamento richiesto per diversi contesti di produzione e diversi tipi di biochar, ove ciò sia tecnicamente giustificato.

Il produttore di biochar preleva i controcampioni del biochar prodotto che, su richiesta, sono messi a disposizione dell’organismo o del sistema di certificazione o dei rappresentanti delle autorità nazionali competenti. Ogni giorno in cui viene prodotto biochar sono prelevati controcampioni da un litro che possono essere conservati insieme su base mensile, tenendo tuttavia distinti i campioni di ciascun lotto di produzione. I controcampioni sono conservati per almeno due anni.

2.2.5.4. Quantificazione delle emissioni di gas a effetto serra associate

Le emissioni associate al funzionamento dell’impianto di biochar sono calcolate secondo l’equazione [46].

dove:

dove:

2.2.5.4.1. Emissioni provenienti dall’impianto di biochar

Le emissioni GHG biochar associate all’impianto di produzione di biochar, comprese eventuali emissioni associate alla sua preparazione e imballaggio, sono calcolate secondo l’equazione [48].

dove:

GHG bio si riferisce alle emissioni associate alla produzione e alla fornitura di biomassa e di combustibile da biomassa utilizzati presso l’impianto di produzione di biochar, calcolate secondo l’equazione [49].

dove:

si riferisce alle emissioni di CH 4 dovute allo stoccaggio di biomassa prima della trasformazione presso l’impianto che produce biochar. Il suo valore è calcolato per ogni quantitativo di materia prima di un dato tipo raccolta o prelevata contemporaneamente e stoccata nello stesso modo. è fissato a zero per un quantitativo di materia prima se, per tutta la biomassa utilizzata, sono adottate una o più delle pratiche seguenti:

(a) la biomassa stoccata per essere utilizzata nel processo di produzione del biochar è costituita da materiale legnoso grossolano che rimane naturalmente ben aerato;

(c) la biomassa è pellettizzata per lo stoccaggio;

(d) i gestori dimostrano in altro modo che la biomassa è stoccata in modo tale da evitare emissioni di metano significative derivanti dalla decomposizione anaerobica, tenendo conto della natura della materia prima e delle condizioni locali.

In caso contrario, è calcolato secondo l’equazione [50].

dove:

GHG combustion si riferisce alle emissioni dovute al consumo di combustibile nell’impianto che produce biochar, comprese le emissioni di CH 4 e N 2 O derivanti dalla combustione di biomassa, biogas e bioliquido per l’energia, a prescindere dal fatto che provengano dall’esterno dell’impianto o siano coprodotte dal processo, calcolate secondo l’equazione [51].

dove:

si riferisce a eventuali emissioni nell’atmosfera di metano generato dal processo di produzione del biochar. Le emissioni di CH 4 sono misurate almeno due volte per unità di produzione durante il primo periodo di certificazione, con un intervallo di almeno un terzo del periodo di certificazione, e sono misurate in grammi di emissioni di metano per chilogrammo di produzione di biochar. Il sistema di certificazione può specificare ulteriori prescrizioni per il campionamento del metano e fornire orientamenti sull’estrapolazione prudente delle emissioni di metano da misurazioni correlate quali idrocarburi o CO.

Se tali misurazioni sono coerenti, la media delle misurazioni può essere considerata caratteristica dell’unità di produzione. Le misurazioni delle emissioni di CH 4 sono considerate coerenti se:

(a) entrambe le misurazioni dimostrano che il CH 4 è emesso solo a livello di tracce, definito come il livello di emissioni di CH 4 che sarebbe inferiore all’1 % di CR total se si protraesse per l’intero periodo di certificazione ed espresso in tCO 2 eq sulla base di un valore GWP pari a 100; oppure

(b) il livello misurato è simile per le due misurazioni, ossia il valore più elevato tra le due misurazioni non supera di oltre il 40 % quello inferiore.

Se le misurazioni non sono coerenti, si procede con ulteriori misurazioni fino a che non sia stata stabilita una stima attendibile delle emissioni medie di CH 4 . Nel caso in cui le emissioni di CH 4 individuate superino il livello di tracce, il gestore elabora e attua un piano di riduzione del CH 4 per eliminare tali emissioni, che devono essere nuovamente misurate nel successivo periodo di certificazione. Se si riscontra che le emissioni di CH 4 emesse si attestano solo a livelli di traccia, tale livello misurato può essere considerato rappresentativo dell’unità di produzione per i cinque anni successivi, dopo di che le emissioni di CH 4 devono essere nuovamente misurate.

GHG elec si riferisce alle emissioni dovute al consumo di energia elettrica presso l’impianto che produce biochar, calcolate secondo l’equazione [52].

dove:

GHG heat si riferisce alle emissioni dovute al consumo netto di calore utile nell’impianto che produce biochar, calcolate secondo l’equazione [53].

dove:

GHG capital si riferisce alle emissioni capitali derivanti dalla costruzione e dall’installazione dell’impianto che produce biochar ed è calcolato conformemente ai principi di cui al punto 2.3.5.

GHG disposal si riferisce alle emissioni derivanti dal trattamento o dallo smaltimento dei rifiuti generati dall’impianto che produce biochar. Sono incluse le emissioni associate alla fornitura di energia e di materiali in entrata consumati nel corso dello smaltimento dei rifiuti e qualsiasi altra emissione di gas a effetto serra associata al processo di smaltimento, comprese le emissioni di N 2 O e/o CH 4 dovute alla degradazione aerobica o anaerobica dei rifiuti biogenici. I sistemi di certificazione possono fornire orientamenti per consentire ai gestori di stimare le emissioni dallo smaltimento nei casi in cui la misurazione diretta sarebbe indebitamente onerosa e i gestori possono utilizzare valori predefiniti per le emissioni dallo smaltimento eventualmente forniti dal sistema di certificazione per tipi di attività specifici.

2.2.5.5. Emissioni da materiali in entrata

In presenza di materiali in entrata (comprese sostanze chimiche ma escluso tutto ciò che rientra nelle emissioni capitali) consumati dall’impianto che produce biochar, diversi dai combustibili considerati nel termine GHG combustion , le emissioni associate al consumo di tali materiali in entrata durante il periodo di certificazione sono calcolate secondo l’equazione [54].

dove:

Il gestore può raggruppare qualsiasi numero di materiali in entrata, le cui emissioni complessive siano considerate non rilevanti sulla base di una valutazione della rilevanza, e sostituirli con un termine di emissione pari a 2 %* CR total (cfr. punto 2.2.3), ossia un insieme di materiali in entrata per i quali, prendendo la stima massima delle emissioni associate previste sia rispettata l’equazione [55].

2.2.5.5.1. Cattura di CO 2 presso l’impianto che produce biochar

Se presso l’impianto che produce biochar si effettua la cattura di CO 2 biogenico, tale cattura non è conteggiata come emissione negativa nel termine GHG associated , ma può essere ammissibile alla certificazione come attività di assorbimento del carbonio BioCCS.

2.2.5.6. Monitoraggio e relazioni

Conformemente al punto 1.3.3, prima di ogni controllo di ricertificazione i gestori includono nella relazione sul monitoraggio i parametri misurati o calcolati elencati nella tabella 7. I parametri indicati come «da monitorare» sono inclusi nel piano di monitoraggio conformemente al punto 1.3.2.

Se durante un periodo di certificazione è prodotto un quantitativo di biochar che tuttavia è applicato o incorporato in un periodo di certificazione successivo, le emissioni e gli assorbimenti associati a tale quantitativo di biochar sono registrati nel periodo di certificazione successivo.

Tabella 7

Parametri per l’inclusione nella relazione sul monitoraggio

2.2.6. Trasporto di biochar

Di seguito sono esposte le norme per la quantificazione delle emissioni di gas a effetto serra associate al trasporto di biochar. Le emissioni associate al trasporto della biomassa o del combustibile da biomassa dal punto di raccolta/prelievo all’impianto che produce biochar non rientrano nel presente punto, ma sono incluse nel termine GHG bio dell’equazione [49].

2.2.6.1. Quantificazione delle emissioni di gas a effetto serra associate per il trasporto

Secondo i principi di cui al punto 2.3.4.5, le emissioni di gas a effetto serra associate al trasporto di biochar, GHG transport , sono calcolate sulla base dei dati effettivi relativi al consumo di carburante secondo l’equazione [56] oppure sulla base delle efficienze del veicolo e dei dati effettivi relativi alla distanza percorsa dal veicolo, conformemente all’equazione [57]. I gestori sono autorizzati a utilizzare approcci diversi per i diversi modi di trasporto e in tal caso il termine GHG transport è calcolato sommando le emissioni calcolate con ciascun approccio.

dove:

dove:

2.2.6.2. Monitoraggio e relazioni

Conformemente al punto 1.3.3, prima di ogni controllo di ricertificazione i gestori includono nella relazione sul monitoraggio i parametri misurati o calcolati elencati nella tabella 8. I parametri indicati come «da monitorare» sono inclusi nel piano di monitoraggio conformemente al punto 1.3.2.

Tabella 8

Parametri per l’inclusione nella relazione sul monitoraggio

2.2.7. Applicazione di biochar

Di seguito sono esposte le norme per quantificare la frazione stabile degli assorbimenti di CO 2 generati dall’attività BCR e le emissioni di gas a effetto serra associate all’applicazione del biochar al suolo o all’incorporazione del biochar nei prodotti.

2.2.7.1. Calcolo della frazione stabile

La frazione stabile del biochar, F perm , può essere calcolata utilizzando uno dei metodi descritti di seguito.

I gestori possono scegliere per ciascun lotto di produzione quale approccio utilizzare per calcolare la frazione stabile, ma non possono combinare elementi di questi due approcci per valutare un singolo lotto di produzione.

2.2.7.1.1. Valutazione della riflettanza casuale

I gestori che si avvalgono di questa opzione sottopongono almeno tre campioni casuali di ciascun lotto di produzione di biochar a una valutazione della riflettanza causale in un laboratorio qualificato. La valutazione della riflettanza deve comprendere due elementi analitici:

(a) Una parte di ciascun campione è sottoposta ad analisi termochimica per individuare la frazione di carbonio organico reattiva, F reactive . Tale analisi deve comprendere il riscaldamento del campione per identificare la frazione del materiale soggetta a decomposizione termica quando questo è riscaldato a temperature elevate. Il laboratorio deve utilizzare una metodologia coerente con le migliori pratiche. I sistemi di certificazione possono stabilire prescrizioni aggiuntive per tale analisi di laboratorio.

(b) Una parte di ciascun campione deve essere analizzata con microscopia ottica incidente per misurare la riflettanza casuale della frazione solida non reattiva e identificare la frazione del campione che ha una riflettanza casuale, R o , pari almeno al 2 %. Il sistema di certificazione può imporre al gestore di utilizzare un metodo di laboratorio specifico per tale analisi, che dovrebbe essere coerente con la scienza e le migliori pratiche attuali. Se il sistema di certificazione non ne specifica uno, il gestore usa un metodo che soddisfi le specifiche indicate di seguito.

Nell’analisi ciascun campione è preparato incorporando particelle frantumate dal campione in una resina, macinando e levigando una delle facce del pellet risultante e valutando la riflettanza attraverso 500 misurazioni puntiformi per campione, distribuite uniformemente sulla superficie levigata. La distribuzione è adattata alle misurazioni puntiformi utilizzando una stima della densità del kernel ( kernel density estimation , KDE) con un kernel gaussiano a una variabile in cui, da una data serie di valori R o misurati x 1 , x 2 , x 3 , … , x 500 , la funzione adattata è definita come segue:

dove:

La frazione del materiale non reattivo con un valore R o superiore a 2 %, F Ro>2% , è calcolata per integrazione numerica della funzione adattata utilizzando la regola di Simpson 1/3 composta per stimare il valore dell’integrale della funzione di probabilità per R o > 2%

La frazione stabile in ciascun campione i di biochar presentato deve quindi essere calcolata come segue:

Per un certo numero di campioni n sottoposti a prova, la frazione stabile stimata del biochar campionato è calcolata come media aritmetica delle frazioni stabili misurate per ciascun campione:

Ai fini della valutazione dell’incertezza di cui al punto 2.3.6, la valutazione di F perm effettuata con il metodo della riflettanza casuale deve essere considerata come avente un’incertezza associata calcolata secondo l’equazione [62].

dove:

2.2.7.1.2. Funzione di decadimento

Questo approccio consiste nell’applicazione di una funzione di decadimento utilizzando come parametro il rapporto H/C org del biochar, che deve essere sempre pari o inferiore a 0,7, e della temperatura media annua nel luogo di applicazione o incorporazione, ossia la temperatura del suolo in cui è applicato il biochar o la temperatura dell’aria nel caso dell’incorporazione in prodotti. I sistemi di certificazione possono fornire ulteriori orientamenti o valori predefiniti specifici per località per la valutazione della temperatura.

I gestori che si avvalgono di questa opzione per la valutazione della permanenza utilizzano il rapporto H/C org per il biochar e la temperatura media prevista per il luogo di applicazione/incorporazione del biochar (temperatura del suol nel caso dell’applicazione, temperatura dell’aria in quello dell’incorporazione) per calcolare F perm secondo l’equazione [63] utilizzando i parametri m e c appropriati di cui alla tabella 9 e arrotondando la temperatura all’intervallo successivo di 5 o C. In tal modo si stima il carbonio rimanente dopo 200 anni utilizzando i dati sul decadimento documentati da Woolf et al. (2021) ⁵ .

dove:

Tabella 9

Parametri per il calcolo di F perm

Ai fini della valutazione dell’incertezza prevista al punto 2.3.6, la valutazione di F perm effettuata con il metodo della funzione di decadimento deve essere considerata come avente un’incertezza associata pari a zero, in quanto la funzione di decadimento è già considerata una base prudenziale per la stima.

2.2.7.2. Quantificazione delle emissioni di gas a effetto serra associate

Le emissioni di gas a effetto serra associate all’applicazione del biochar al suolo e/o all’incorporazione in prodotti in uno o più siti di applicazione/incorporazione sono calcolate secondo l’equazione [64]. Sono incluse solo le emissioni direttamente correlate all’uso del biochar. Nel caso in cui il biochar sia miscelato con un altro materiale, come il concime, prima dell’applicazione o dell’incorporazione, le emissioni associate alla produzione e alla movimentazione di questi materiali derivati non sono incluse e le emissioni derivanti dall’applicazione o dall’incorporazione sono assegnate in base alla massa.

Il sistema di certificazione può fornire orientamenti dettagliati sulle modalità di valutazione delle emissioni di gas a effetto serra associate a particolari tipi di attività.

dove:

2.2.7.2.1. Emissioni derivanti dall’applicazione o dall’incorporazione

Le emissioni di gas a effetto serra associate all’applicazione o all’incorporazione in ciascun sito sono calcolate secondo l’equazione [65].

dove:

dove:

I gestori possono utilizzare valori predefiniti per tonnellata di materiale applicato o incorporato per metodi di applicazione o incorporazione specifici per qualsiasi quantitativo Q fuel , Q elec e Q heat se tali valori predefiniti sono forniti dal sistema di certificazione.

2.2.7.3. Monitoraggio e relazioni

Conformemente al punto 1.3.3, prima di ogni controllo di ricertificazione i gestori includono nella relazione sul monitoraggio i parametri misurati o calcolati elencati nella tabella 10. I parametri indicati come «da monitorare» sono inclusi nel piano di monitoraggio conformemente al punto 1.3.2.

Tabella 10

Parametri per l’inclusione nella relazione sul monitoraggio

2.3. Elementi comuni per la quantificazione

2.3.1. Completezza e rilevanza

La quantificazione delle emissioni di gas a effetto serra associate deve essere completa e comprendere tutte le emissioni di processo e di combustione provenienti da tutte le fonti e i flussi di fonti di emissione rilevanti appartenenti alle attività di assorbimento permanente del carbonio nonché tutte le altre emissioni pertinenti.

Se un gestore o un organismo di certificazione individua emissioni provenienti da una fonte, o da un gruppo di fonti, associate a un’attività che sono rilevanti ma non rientrano nella presente metodologia, il gestore provvede affinché dette emissioni siano incluse nel calcolo delle emissioni di gas a effetto serra associate.

Salvo indicazione contraria, tutte le fonti di emissione individuate nelle presenti norme devono essere valutate e incluse nel calcolo di GHG associated , anche se non raggiungono il livello di rilevanza qui descritto. Esistono due potenziali eccezioni a questo principio, ossia i casi in cui può essere effettuata una valutazione della rilevanza e le emissioni valutate come al di sotto della soglia di rilevanza non devono essere valutate direttamente. Tali casi sono le emissioni capitali (punto 2.3.5) e le emissioni dei materiali in entrata (punti 2.1.5.2.2, 2.1.6.3.2 e 2.1.8.4.2).

Una valutazione della rilevanza può essere anche necessaria, come indicato in precedenza, quando il gestore o l’organismo di certificazione hanno individuato emissioni provenienti da una fonte associata all’attività ma non esplicitamente citata nella presente metodologia. Qualora una valutazione della rilevanza si renda necessaria per una determinata fonte o gruppo di fonti di emissione, il gestore deve presentare all’organismo di certificazione una stima dell’intervallo potenziale delle emissioni, prodotte nel periodo di attività, associate a tale fonte. Se le emissioni al limite superiore di tale intervallo sono pari o superiori al 2 % degli assorbimenti lordi di carbonio ottenuti, o che si prevede di ottenere, nel corso del periodo di attività, le emissioni provenienti da tale fonte sono considerate potenzialmente rilevanti e devono essere valutate direttamente. In occasione del controllo di certificazione i gestori effettuano la valutazione della rilevanza sulla base delle emissioni e degli assorbimenti previsti nel periodo di attività e la base per concludere che le emissioni sono irrilevanti è descritta nel piano d’attività. In occasione dei controlli di ricertificazione l’organismo di certificazione valuta se vi sia stato uno scostamento significativo dalle condizioni operative dichiarate in occasione del controllo di certificazione. Se si è verificato, i gestori effettuano nuovamente la valutazione della rilevanza.

2.3.2. Consumo netto di calore utile o energia elettrica

Qualsiasi recupero di energia derivante dalle configurazioni del processo può comportare una riduzione del consumo netto supplementare di un determinato tipo di energia o uno spostamento della domanda netta da un tipo di energia all’altro. Pertanto, per il calcolo del consumo netto di energia elettrica o di calore utile netto, i gestori valutano la variazione complessiva della domanda dopo l’esecuzione di tali processi di recupero. Dal calcolo del consumo netto sono esclusi l’energia elettrica o il calore prodotti e consumati in loco nell’impianto di cattura, nell’impianto di stoccaggio o per l’infrastruttura di trasporto. Le emissioni associate all’energia elettrica o al calore generati in loco presso un impianto sono contabilizzate separatamente prendendo in considerazione il combustibile consumato. La variazione complessiva della domanda corrisponde alla differenza tra la quantità di energia elettrica o calore importata dall’esterno dell’impianto e utilizzata direttamente per l’attività e la quantità di energia elettrica o calore esportata per altri usi, recuperata da processi direttamente necessari per l’attività, compresi i processi a valle quali la liquefazione di CO 2 . Il calcolo del consumo di energia elettrica netta o calore utile netto non comprende il calore o l’energia elettrica prodotti specificamente per essere esportati dall’impianto invece di essere recuperati da un processo necessario.

Se il quantitativo netto di calore o energia elettrica consumato è inferiore al quantitativo lordo e il calore o l’energia elettrica proviene da più di una fonte, il consumo netto da ciascuna fonte è calcolato proporzionalmente in modo che:

dove:

In caso di aumento netto della disponibilità di un tipo di energia a seguito del recupero di energia, la quantità (Q Heat o Q elec ) può essere indicata come valore negativo. I gestori garantiscono che qualsiasi quantitativo negativo di cui sopra sia avallato da presupposti di processo corretti. Nel caso in cui uno o entrambi i termini Q heat o Q elec calcolati per un elemento del processo siano negativi, il fattore di emissione associato (EF heat o EF elec ) è fissato a zero (ossia i termini GHG heat o GHG elec non sono mai negativi).

2.3.3. Consumo di biomassa supplementare

Il consumo di biomassa supplementare si riferisce alla biomassa, al biocarburante, al bioliquido e al carburante da biomassa consumati specificamente per fornire energia a un processo di cattura del carbonio. Nel caso in cui il calore sia recuperato da un processo esistente basato sulla biomassa il cui scopo principale non è la produzione di energia elettrica o calore, e sia utilizzato dall’impianto di cattura, non è considerato una forma di consumo di biomassa supplementare ed è invece valutato utilizzando un fattore di emissione per il calore consumato conformemente al punto 2.3.4.3.

2.3.3.1. Impianti di bioenergia che producono solo energia elettrica

Nel caso in cui il carbonio sia catturato presso un impianto di bioenergia che genera solo energia elettrica, una parte della quale è consumata per alimentare il processo di cattura del carbonio, il consumo di biomassa supplementare Q biomass è calcolato sulla base della quantità netta di energia elettrica propria consumata, secondo l’equazione [70].

dove:

2.3.3.2. Impianti di bioenergia che generano solo calore

Nel caso in cui il carbonio sia catturato presso un impianto di bioenergia che genera solo calore, una parte del quale è consumata per alimentare il processo di cattura del carbonio, il consumo di biomassa supplementare Q biomass è calcolato sulla base della quantità netta di calore proprio consumato, secondo l’equazione [71].

dove:

2.3.3.3. Impianti di bioenergia che generano un mix di calore ed energia elettrica

Nel caso in cui il carbonio sia catturato presso un impianto di bioenergia che genera sia energia elettrica sia calore, il consumo di biomassa supplementare Q biomass è calcolato a partire dal quantitativo netto di energia elettrica e calore propri consumati secondo l’equazione [72] dove il valore di Q biomass è > 0.

dove:

I due parametri η elec e η heat devono essere fissati in modo coerente, calcolandoli entrambi a calcoli o facendo riferimento alla documentazione tecnica per entrambi. Se i valori si basano sulla documentazione tecnica, devono essere fissati sulla stessa base come se fossero calcolati (ossia produzione prevista di energia elettrica e calore, rispettivamente, divisa per il consumo di combustibile previsto in una modalità di funzionamento rappresentativa) e l’organismo di certificazione verifica che i valori utilizzati siano sempre raggiungibili durante il funzionamento nominale dell’impianto e che la modalità di funzionamento utilizzata per fissare i valori sia una rappresentazione ragionevole del modo in cui l’impianto è effettivamente gestito.

2.3.4. Fattori di emissione

2.3.4.1. Energia elettrica

Il fattore di emissione applicato nel calcolo delle emissioni associate a qualsiasi consumo netto di energia elettrica (EF elec ) è calcolato conformemente alla parte A, punti 5 e 6, dell’allegato del regolamento delegato (UE) 2023/1185 della Commissione ⁶ .

In deroga al primo paragrafo:

(b) per qualsiasi attività basata su un nuovo impianto di cattura o di produzione di biochar per la quale è stata presa una decisione finale di investimento e la cui costruzione è iniziata entro il 31 dicembre 2029 e per la quale il gestore dichiara un fattore di emissione pari a zero per l’energia elettrica consumata sulla base del fatto che tutta l’energia elettrica è rinnovabile, se il gestore è tenuto a dimostrare la correlazione temporale tra il consumo e la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, tale correlazione temporale può essere valutata su base annua anziché su base oraria fino al 31 dicembre 2044 o fino alla fine del primo periodo di attività, se precedente.

I gestori possono scegliere un approccio per attribuire i valori delle emissioni di gas a effetto serra all’energia elettrica base per ciascuna fonte di energia elettrica consumata in modo indipendente, ossia non sono tenuti a utilizzare lo stesso approccio per fissare il fattore di emissione per l’energia elettrica consumata in luoghi diversi.

I sistemi di certificazione possono fornire elenchi di valori aggiornati dell’intensità delle emissioni di energia elettrica a livello di zona di offerta. In caso di esportazione di energia elettrica netta (valore negativo per Q elec ), il fattore di emissione è pari a zero.

2.3.4.2. Calore

Nel calcolo delle emissioni associate al consumo netto di calore si applicano i seguenti fattori di emissione:

(a) per il calore recuperato da un processo che fa parte dell’attività: non vi sono emissioni supplementari;

(b) per il calore generato dalla combustione di combustibili fossili: fattori di emissione nel ciclo di vita per la fornitura e la combustione di combustibili fossili stabiliti nell’ultima versione del documento del Centro comune di ricerca Definition of input data to assess GHG default emissions from biofuels in EU legislation ⁷ divisi per l’efficienza termica del processo di generazione di calore;

(c) per il calore generato da biomassa, biocarburante, bioliquido o carburante da biomassa, tranne nel caso del consumo di calore proprio da parte di un impianto che cattura il CO 2 derivante dal consumo di biomassa per la produzione di energia: fattori di emissione per la fornitura e la combustione (escluso il CO 2 derivante dalla combustione) della biomassa, del biocarburante, del bioliquido o del carburante da biomassa utilizzati, calcolati conformemente all’allegato VI della direttiva (UE) 2018/2001, divisi per l’efficienza termica del processo di generazione del calore;

(d) per il calore generato da fonti rinnovabili diverse dalla biomassa: il fattore di emissione è pari a zero,

(e) per il calore derivante dalla produzione di energia nucleare: il fattore di emissione è pari a zero,

(f) per il calore recuperato da un processo dal quale non è stato recuperato calore al massimo nei tre mesi precedenti l’inizio dell’attività: il fattore di emissione è pari a zero;

(g) per il calore recuperato da un processo dal quale è già stato recuperato calore o da un processo nuovo, ossia un processo divenuto operativo meno di sei mesi prima dell’inizio dell’attività, e tale processo non è direttamente correlato all’attività: il fattore di emissione è pari al fattore di emissione di riferimento per il calore dell’EU ETS;

(h) per il calore fornito da una rete di distribuzione del calore: il fattore di emissione è pari al fattore di emissione di riferimento per il calore dell’EU ETS.

In caso di esportazione di calore netto (valore negativo per Q heat ), il fattore di emissione è pari a zero.

2.3.4.3. Biomassa

Quando la biomassa, il biocarburante ⁸ , il bioliquido ⁹ o il carburante da biomassa ¹⁰ che rispettano i criteri di sostenibilità stabiliti all’articolo 29 della direttiva (UE) 2018/2001 sono consumati per un’attività (cfr. punti 2.1.6.3.1 e 2.2.5.4.1), il CO 2 prodotto tramite processi chimici dagli atomi di carbonio in essi contenuti è conteggiato con un fattore di emissione di CO 2 paro a zero, ma le emissioni della catena di approvvigionamento per la fornitura della biomassa, del biocarburante, del bioliquido o del carburante da biomassa sono conteggiate, come pure eventuali emissioni diverse dal CO 2 associate alla combustione della biomassa (principalmente CH 4 e N 2 O).

Il fattore di emissione utilizzato per il calcolo delle emissioni della catena di approvvigionamento associate al consumo di biomassa, biocarburante, bioliquido o combustibile da biomassa per l’attività è calcolato conformemente alle norme relative al calcolo delle emissioni di gas a effetto serra associate alla fornitura di biomassa biocarburante, bioliquido o combustibile da biomassa di cui agli allegati V e VI della direttiva (UE) 2018/2001, considerando le emissioni fino al punto di consumo associato ai termini e ec , e l , ed e p quali definiti in tali allegati, più le emissioni associate al trasporto della biomassa (cfr. paragrafo successivo), e convertendo, se necessario, le emissioni per unità di energia prodotta da un impianto di bioenergia in emissioni per unità di materia prima consumata. Come nella direttiva (UE) 2018/2001, i rifiuti e i residui sono considerati a zero emissioni di gas a effetto serra durante il ciclo di vita fino al processo di prelievo di tali materiali. Per quanto riguarda i rifiuti urbani, i rifiuti legnosi post-consumo e i fanghi di fogna, si intende che il «processo di prelievo» ai fini del calcolo delle emissioni a norma del regolamento (UE) 2024/3012 inizi solo quando il materiale è depositato presso l’impianto in cui sarà eseguita l’attività di cattura di CO 2 (ad esempio presso un impianto di recupero dell’energia).

Le emissioni per il trasporto di biomassa, biocarburante, bioliquido o combustibile da biomassa verso l’impianto di cattura sono calcolate in base alla distanza effettiva percorsa e al modo di trasporto, senza utilizzare i fattori di emissione standard disaggregati elencati per il termine e td . Per quanto riguarda le emissioni associate al cambiamento indiretto della destinazione d’uso dei terreni (ILUC), le prescrizioni di cui al punto 4.3.1 prevengono l’aumento del consumo di colture alimentari e foraggere o di biocarburanti, bioliquidi o combustibili da biomassa ottenuti da colture alimentari e foraggere per fornire calore o energia elettrica in loco utilizzate per il processo di cattura di CO 2 - e pertanto le emissioni ILUC sono fissate a zero.

I sistemi di certificazione possono fornire orientamenti relativi al calcolo delle materie prime che non hanno valori standard disaggregati negli allegati della direttiva (UE) 2018/2001.

2.3.4.4. Materiali in entrata e combustibili

Se le norme relative alla quantificazione richiedono il calcolo delle emissioni associate all’uso di materiali in entrata per tale attività, compresi i combustibili fossili e i materiali utilizzati nella costruzione di beni strumentali, i fattori di emissione nel ciclo di vita per tali materiali in entrata sono presi dagli elenchi di valori standard forniti dai sistemi di certificazione o dal seguente elenco gerarchico di dati, ricavando i fattori di emissione dalla prima fonte nell’elenco in cui sono disponibili e utilizzando, se disponibile, la versione più recente delle fonti:

(a) parte B dell’allegato del regolamento delegato (UE) 2023/1185;

(b) versione più recente delle serie di dati sull’impronta ambientale o insiemi di dati conformi ai requisiti dell’impronta ambientale;

(c) documento Definition of input data to assess GHG default emissions from biofuels in EU legislation del Centro comune di ricerca;

(d) relazione JEC Well-to-Wheels ¹¹ ;

(e) la banca dati ECOINVENT, versione 3.5 o più recente, o altre banche dati commerciali simili;

(f) fonti ufficiali quali il gruppo intergovernativo di esperti sul cambiamento climatico (IPCC), l’Agenzia internazionale per l’energia (AIE) o il governo;

(g) altre fonti riesaminate o pubblicazioni sottoposte a valutazione inter pares.

Qualora non sia possibile accedere a una delle banche dati di cui alla lettera e), i gestori possono basarsi sulle lettere f) o g).

I fattori di emissione nel ciclo di vita riflettono le emissioni associate alla fornitura dei materiali in entrata fino al punto di utilizzo per l’attività. Se necessario, i fattori di emissione ricavati da tali fonti sono adeguati in modo da escludere il carbonio eventualmente contenuto nel materiale in entrata stesso. Se il suddetto carbonio è ossidato ed emesso a seguito di processi associati all’attività, deve essere conteggiato direttamente come fonte di emissione. L’uso di dati provenienti da fonti divergenti può comportare lievi incongruenze nell’ambito della contabilizzazione del ciclo di vita applicata ai diversi materiali in entrata. I gestori non sono tenuti a ricalcolare i dati provenienti da tali fonti al fine di conseguire la piena coerenza dell’ambito del ciclo di vita per i vari dati relativi ai materiali in entrata utilizzati.

I sistemi di certificazione possono fornire elenchi di fattori di emissione standard prudenti. Possono essere inclusi fattori di emissione disponibili da fonti che figurano nell’elenco gerarchico di cui sopra. Se, riguardo a tali valori, vi è incertezza quanto alla migliore stima oppure si può prevedere un certo grado di variabilità, tali fattori di emissione standard sono fissati in modo prudente, ossia devono essere fissati in modo tale che il loro uso comporterà probabilmente una sottostima marginale degli assorbimenti netti di carbonio ottenuti. Se per un valore è indicata una deviazione standard, il valore standard è fissato al valore medio più una deviazione standard. Se per un valore è indicato un intervallo di confidenza del 95 %, il valore standard è fissato a metà tra il valore medio e il limite di confidenza del 95 %. Tali aggiustamenti sono sempre effettuati nel senso della riduzione del beneficio netto stimato in termini di assorbimento del carbonio per un’attività. I fattori di emissione standard sono consideranti come esenti da incertezze associate nel calcolo di cui al punto 2.3.6.

2.3.4.5. Trasporto

Le emissioni prodotte dai trasporti, siano esse di CO 2 o di materiali sfusi, possono essere calcolate sulla base della valutazione del consumo di carburante e delle conseguenti emissioni associate agli specifici veicoli e percorsi utilizzati o sulla base di fattori standard prudenziali forniti dal sistema di certificazione. I sistemi di certificazione possono fornire ulteriori fattori di emissione standard prudenziali per forme specifiche di trasporto di CO 2 , a condizione che la base di tali valori sia chiaramente documentata e che il carattere prudenziale dei valori sia dimostrato.

Se non sono utilizzati valori predefiniti, i gestori possono stimare le emissioni registrando il consumo effettivo di carburante dei veicoli e delle altre infrastrutture utilizzate; oppure moltiplicando le emissioni di gas a effetto serra associate al funzionamento del veicolo o dell’infrastruttura specificati (in gCO 2 /km) per la distanza percorsa. I fattori di emissione di gas a effetto serra per i carburanti consumati sono fissati in base al ciclo di vita (comprese le emissioni a monte) conformemente al punto 2.3.4.4. I fattori di emissione di gas a effetto serra per i veicoli che trasportano CO 2 tengono conto della massa dei serbatoi di CO 2 e del dispendio energetico per comprimere e liquefare il CO 2 e mantenerlo in tale stato. I gestori contabilizzano le emissioni associate al viaggio di ritorno dei veicoli adibiti al trasporto di CO 2 o di materiali sfusi considerandoli vuoti, a meno che non si dimostri che il viaggio di ritorno è utilizzato per fornire un altro servizio di trasporto. In tal caso le emissioni del viaggio di ritorno assegnate all’attività possono essere fissate a zero.

2.3.5. Emissioni capitali

Nei casi in cui le norme relative alla quantificazione prescrivono che siano considerate le emissioni capitali associate a uno o più impianti, si applicano le seguenti disposizioni:

(a) se un impianto è entrato in funzione per la prima volta o è stato ampliato o riconvertito nei 15 anni precedenti la data di certificazione dell’attività oppure sarà ampliato o riconvertito entro il periodo di attività, le emissioni capitali associate a tale costruzione, ampliamento, o riconversione sono considerate;

(b) per qualsiasi altro impianto, le emissioni capitali sono considerate pari a zero;

(c) si effettua una valutazione della rilevanza per la somma di tutte le emissioni capitali in tutti gli impianti in questione. Se l’organismo di certificazione conclude, sulla base di tale valutazione, che le emissioni capitali possono essere rilevanti, tali emissioni sono valutate;

(d) le emissioni capitali associate agli impianti di produzione di energia rinnovabile non da biomassa sono escluse dal calcolo;

(e) le emissioni capitali sono valutate solo per la parte degli impianti o apparecchiature direttamente necessaria per lo svolgimento dell’attività (ossia specificamente necessaria per la cattura di CO 2 e non solo per l’attività soggiacente da cui il CO 2 è catturato).

Qualora si debbano valutare le emissioni capitali, se ne calcola il totale per ciascun impianto o per vari impianti, sulla base di un inventario dei materiali da costruzione utilizzati, del combustibile e dell’energia consumati nella costruzione dell’impianto e sommando le emissioni associate. I fattori di emissione utilizzati nella valutazione delle emissioni capitali tengono conto dell’intero ciclo di vita dei materiali e dell’energia utilizzati. Le emissioni capitali calcolate per ciascun impianto sono ammortizzate ripartendole su 15 o 20 anni. Nei casi in cui non tutto il CO 2 movimentato nell’impianto sia associato all’attività certificata a norma del regolamento (UE) 2024/3012 (ad esempio, se parte del CO 2 è trasferita per l’utilizzo) si assegna all’attività una quota proporzionale delle emissioni capitali. Nel caso in cui il fabbisogno di materiali da costruzione di un impianto sia uguale o inferiore a quello di un impianto costruito in precedenza dello stesso tipo, i gestori possono utilizzare le emissioni capitali relative all’impianto precedente come stima delle emissioni capitali relative al nuovo impianto.

Per le emissioni capitali i sistemi di certificazione possono fornire fattori di emissione prudenziali per tipi di attività/fasi di attività/dimensioni degli impianti specifici in alternativa a una valutazione della rilevanza specifica per attività o a un calcolo completo. Tali valori prudenziali sono fissati in modo tale che si possa ragionevolmente prevedere che saranno superiori alle emissioni capitali effettive dell’impianto in questione almeno nel 95 % dei casi. Il sistema di certificazione, se fornisce un’opzione standard, documenta chiaramente la base per trattare i valori forniti come prudenziali.

Tali emissioni ammortizzate sono aggiunte alle emissioni di gas a effetto serra associate all’attività per ogni anno fino al quindicesimo o al ventesimo anno (a seconda del periodo di ammortamento prescelto) successivo all’anno in cui l’impianto è entrato in funzione, è stato ampliato o è stato riconvertito, come applicabile, secondo l’equazione [73].

Dove T è il periodo di ammortamento di 15 o 20 anni, Q activity è l’uso dei beni strumentali da parte dell’attività in un’unità pertinente, Q total è l’uso medio annuale totale previsto dei beni strumentali nel tempo di vita utile nella stessa unità (cosicché se il bene è usato solo dall’attività) e, in funzione della fase del processo nell’attività di assorbimento del carbonio, GHG combustion è calcolato come nell’equazione [39] o [51], GHG elec è calcolato come nell’equazione [13], [22], [40] o [52], GHG heat è calcolato come nell’equazione [14], [23], [41] o [53] e GHG materials è calcolato come nell’equazione [74].

dove:

2.3.6. Dati misurati e incertezza

Le misurazioni, comprese le misurazioni dei flussi di CO 2 , sono effettuate in conformità delle prescrizioni dell’articolo 42 del regolamento di esecuzione (UE) 2018/2066. I sistemi di certificazione possono fornire orientamenti supplementari per tipi specifici di misurazione.

Se per i calcoli relativi alle fonti di emissione o ai pozzi di assorbimento, sono utilizzati come base i dati misurati, stimati o standard, il gestore valuta l’incertezza associata al calcolo degli assorbimenti netti di carbonio. I gestori seguono i principi per la combinazione delle incertezze di cui alla sezione 3, capitolo 6 ( Quantifying Uncertainties in Practice ) del documento dell’IPCC Good Practice Guidance and Uncertainty Management in National Greenhouse Gas Inventories ¹² . L’incertezza è valutata sulla base dell’intervallo di confidenza del 95 %.

Se la stima dell’incertezza totale risultante è inferiore a ± 2,5 %, non è applicato alcun adeguamento (ossia F C = 1).

In caso contrario, il fattore di cautela F C è fissato al 100 % meno la stima dell’incertezza totale.

Se la stima dell’incertezza totale risultante è superiore a ± 20 %, non sono rilasciate unità per tale periodo di certificazione.

I sistemi di certificazione possono fornire istruzioni più dettagliate sul calcolo dell’incertezza per tipi di attività specifici.

2.3.7. Conferma dell’origine del flusso di CO 2

Nel caso di attività di assorbimento del carbonio con cattura di CO 2 e stoccaggio permanente del carbonio, se l’impianto presso il quale è catturato il CO 2 non è soggetto a monitoraggio del quantitativo di CO 2 biogenico nell’ambito dell’ETS, i gestori, su richiesta, consentono senza indugio l’accesso ai rappresentanti degli organismi di certificazione, dei sistemi di certificazione o delle autorità nazionali competenti affinché possano svolgere senza preavviso analisi a campione del C14 presente nel flusso di CO 2 in uscita dall’impianto prima del punto di uscita (e, se del caso, prima di essere miscelato con eventuali flussi di CO 2 fossile catturato separatamente) al fine di confermarne l’origine atmosferica o biogenica. Se l’origine atmosferica o biogenica non può essere confermata, non possono essere rilasciate unità per il periodo di certificazione corrispondente e il sistema di certificazione deve valutare se siano necessarie ulteriori azioni.

3. STOCCAGGIO DEL CARBONIO E RESPONSABILITÀ

3.1. Attività DACCS e BioCCS

Il CO 2 catturato dall’attività è iniettato in un sito di stoccaggio geologico operativo autorizzato a norma della direttiva 2009/31/CE e i gestori dei siti di stoccaggio utilizzati per le attività DACCS e BioCCS sono responsabili di un eventuale rilascio di CO 2 proveniente dallo stoccaggio geologico permanente, in conformità delle norme stabilite all’articolo 16 di detta direttiva.

3.2. Attività BCR

Per ciascun lotto di biochar è misurato il rapporto H/C org . Se il rapporto H/C org è superiore a 0,7 non possono essere rilasciate unità di assorbimento del carbonio relative a un lotto di biochar.

L’uso del biochar prodotto è monitorato fino al punto di applicazione nel suolo o di incorporazione in un prodotto e le unità di assorbimento del carbonio sono rilasciate in relazione al quantitativo di biochar applicato o incorporato. Nella catena di approvvigionamento, il biochar prodotto in attività certificate è tenuto separato dal biochar prodotto in attività non certificate e ciò fino al raggiungimento del punto di applicazione o incorporazione. Il biochar certificato può essere miscelato con quello non certificato al punto suddetto per essere successivamente applicato o incorporato. Se più lotti di produzione di biochar prodotti in attività certificate sono miscelati tra loro prima dell’applicazione o dell’incorporazione, il biochar miscelato accuratamente e il materiale misto si considera come costituito da frazioni dei lotti originali in proporzione ai quantitativi inizialmente miscelati. È obbligatorio fornire ciascun lotto di produzione separatamente, a meno che non sia possibile dimostrare che tali lotti sono miscelati accuratamente. La catena di custodia garantisce in particolare che il biochar sia utilizzato solo in modi adeguati rispetto alla sua produzione e alle sue caratteristiche.

Se il biochar è applicato al suolo e tale applicazione non è direttamente controllata da un rappresentante di un organismo di certificazione, i gestori concedono l’accesso al luogo dell’applicazione ai sistemi di certificazione, agli organismi di certificazione o alle autorità nazionali competenti su richiesta, durante il periodo di monitoraggio, per consentire di testare il suolo al fine di confermare che il biochar è stato applicato. Dopo di che, l’applicazione del biochar si considera dimostrata.

I gestori non sono soggetti a ulteriori obblighi di monitoraggio al termine del periodo di monitoraggio, poiché il rischio di inversione è caratterizzato dalla valutazione della frazione stabile del biochar e non è praticamente possibile individuare direttamente le inversioni dopo il punto di applicazione o di incorporazione.

4. SOSTENIBILITÀ

4.1. Requisiti minimi di sostenibilità

4.1.1. Mitigazione dei cambiamenti climatici

Le prescrizioni relative all’ammissibilità elencate al punto 1.1 impediscono la certificazione delle attività che pregiudicano in modo significativo il conseguimento dell’obiettivo di mitigazione dei cambiamenti climatici.

4.1.2. Adattamento ai cambiamenti climatici

I gestori rispettano i criteri relativi all’adattamento ai cambiamenti climatici di cui all’allegato 1, appendice A, del regolamento delegato (UE) 2021/2139 della Commissione ¹³ .

4.1.3. Uso sostenibile e protezione delle acque e delle risorse marine

I gestori valutano e affrontano tutti i rischi potenziali dovuti all’attività rispetto ad un adeguato stato dei corpi idrici, comprese le acque superficiali e sotterranee, al loro adeguato potenziale ecologico o all’adeguato stato ecologico delle acque marine. Nel caso in cui gli inquinanti risultanti dalla depurazione ( scrubbing ) dei gas effluenti, effettuata per ridurre l’inquinamento atmosferico, possano essere rilasciati in un corpo idrico, nella valutazione d’impatto relativa alla qualità dell’acqua, si tiene conto del beneficio in termini di riduzione dell’inquinamento atmosferico e della disponibilità di strategie alternative di scarico.

4.1.4. Transizione verso un’economia circolare, compreso l’uso efficiente di biomateriali di provenienza sostenibile

I gestori valutano e affrontano tutti i rischi potenziali per gli obiettivi dell’economia circolare derivanti dall’attività, prendendo in considerazione i tipi di potenziale danno significativo di cui all’articolo 17, paragrafo 1, lettera d), del regolamento (UE) 2020/852 del Parlamento europeo e del Consiglio ¹⁴ .

I gestori rispettano le prescrizioni di cui ai punti 4.2 e 4.3.

4.1.5. Prevenzione e riduzione dell’inquinamento

I gestori valutano e affrontano qualsiasi rischio potenziale di generare un aumento significativo delle emissioni di inquinanti nell’aria, nell’acqua o nel suolo derivanti dall’attività. Gli impianti che rientrano nell’ambito di applicazione della direttiva 2010/75/UE del Parlamento europeo e del Consiglio ¹⁵ devono essere conformi a tutte le prescrizioni derivanti da tale direttiva.

4.1.5.1. BCR

I gestori delle attività BCR in cui il biochar è applicato a suoli agricoli, forestali o urbani dimostrano che:

(a) il biochar rispetta i valori limite per i metalli pesanti e i contaminanti organici di cui al punto 4.4.1;

(b) il biochar soddisfa tutte le prescrizioni relative ai materiali di pirolisi e gassificazione di cui al regolamento (UE) 2019/1009, comprese le limitazioni relative ai materiali in entrata ammissibili.

4.1.6. Protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi, comprese la salute del suolo e la prevenzione del degrado del suolo

I gestori valutano e affrontano eventuali rischi potenziali per il buono stato o la resilienza degli ecosistemi o per lo stato di conservazione degli habitat e delle specie, compresi quelli di interesse per l’Unione o per il conseguimento degli obiettivi o degli obblighi stabiliti nei piani nazionali di ripristino istituiti a norma del regolamento (UE) 2024/1991 del Parlamento europeo e del Consiglio ¹⁶ , derivanti dall’attività.

4.1.6.1. BCR

I gestori delle attività BCR in cui il biochar è applicato ai suoli agricoli e forestali dimostrano che è stato preso in considerazione il contesto locale e che è ragionevole attendersi che non vi siano effetti negativi complessivi sulla produzione di biomassa, sulle condizioni del sito o sulla salute del suolo e che non vi siano riduzioni significative dello stoccaggio di altro carbonio organico nel suolo attraverso effetti priming positivi derivanti dall’applicazione del biochar. Qualora l’organismo di certificazione ritenga probabili una perdita significativa di altro carbonio organico nel suolo o impatti nocivi sulla produttività agricola, sulla biodiversità, sugli ecosistemi interessati dall’applicazione del biochar e su quelli situati a valle nel bacino idrografico, sulla salute del suolo o su qualsiasi altro aspetto ambientale, per la quantità applicata in questione non viene rilasciata alcuna unità di assorbimento del carbonio. I sistemi di certificazione possono fornire orientamenti supplementari relativi alle migliori pratiche o al monitoraggio della salute del suolo in relazione all’applicazione del biochar al suolo.

Per promuovere il progresso scientifico e facilitare i progressi collettivi nel settore degli assorbimenti di carbonio tramite biochar, i gestori condividono dati e informazioni pertinenti che non sono commercialmente sensibili su richiesta dei sistemi di certificazione, delle autorità nazionali competenti o della Commissione europea, e senza creare indebiti oneri amministrativi per gli agricoltori. I sistemi di certificazione consentono la condivisione delle conoscenze tra gestori fornendo piattaforme che permettono di diffondere i dati raccolti nel corso di eventuali attività di monitoraggio successive all’applicazione intraprese dai gestori.

4.2. Sostenibilità della biomassa

(c) la biomassa, il biocarburante, il bioliquido o il combustibile da biomassa da cui è catturato il CO 2 emesso, o da cui è prodotto il biocarburante, il bioliquido o il combustibile da biomassa da cui è catturata il CO 2 emesso, non sono identificati come materie prime a elevato rischio di cambiamento indiretto della destinazione d’uso dei terreni ai sensi della direttiva (UE) 2018/2001 né come prodotti a partire da tali materie prime;

(d) se la biomassa proviene da zone designate dall’autorità nazionale competente ai fini della conservazione, comprese le zone contemplate dal piano nazionale di ripristino a norma del regolamento (UE) 2024/1991, o da habitat protetti, l’approvvigionamento è conforme agli obiettivi di conservazione e ripristino stabiliti per tali zone.

4.3. Prevenzione di una domanda insostenibile di materie prime da biomassa

4.3.1. Prescrizioni relative all’attività BioCCS

La biomassa, il biocarburante, il bioliquido o il combustibile da biomassa da cui è catturato il CO 2 emesso sono consumati allo scopo principale di generare un prodotto diverso dal CO 2 da catturare a sua volta e il processo non è adattato in modo da aumentare la produzione di CO 2 per unità in uscita se tale adattamento è effettuato unicamente per aumentare la quantità di CO 2 disponibile per la cattura. Tale prescrizione non è da intendersi nel senso che essa escluda gli adattamenti volti ad aumentare la frazione della produzione dell’impianto che può essere soggetta alla cattura di CO 2 (ad esempio se un impianto dispone di due unità di combustione una delle quali è dotata di un’unità di cattura del carbonio, è possibile mirare a massimizzare l’uso dell’unità con cattura del carbonio anche se ciò riduce marginalmente l’efficienza termica complessiva dell’impianto) o ad aumentare l’efficienza complessiva di un sistema di produzione.

Al fine di evitare una domanda insostenibile di materie prime da biomassa, qualora lo scopo principale del consumo di biomassa, biocarburante, bioliquido o combustibile da biomassa sia produrre calore o energia elettrica si applicano i seguenti requisiti aggiuntivi, agli impianti si applicano le seguenti prescrizioni aggiuntive:

(a) se l’impianto di generazione di calore o energia elettrica è un impianto di nuova costruzione entrato in esercizio non più di un anno prima dell’inizio del periodo di attività, o un impianto che precedentemente consumava materie prime a base di combustibili fossili, in tutto o in parte, e che è stato adeguato per aumentare la quota di biomassa, biocarburante, bioliquido o combustibile da biomassa nel mix di materie prime non più di un anno prima dell’inizio del periodo di attività, i gestori dimostrano che l’impianto sarebbe ancora economicamente redditizio senza l’attività di assorbimento del carbonio, ossia che il valore attuale netto sarebbe positivo per una versione dell’impianto senza il costo della cattura del carbonio o i proventi delle unità di assorbimento del carbonio o qualsiasi altro sostegno previsto per la realizzazione degli assorbimenti di carbonio;

(b) in tutti gli altri casi, il gestore dimostra che la capacità nominale di generazione di energia dell’impianto non è aumentata in misura superiore alla quantità necessaria per fornire energia per il processo di cattura rispetto alla capacità nominale, alla data in cui l’impianto è entrato in funzione o, se successiva, alla data che precede di tre anni l’inizio del periodo di attività.

Tali disposizioni non si applicano agli impianti di termovalorizzazione che bruciano rifiuti o residui diversi dai residui dell’agricoltura, dell’acquacoltura, della pesca e della silvicoltura, né agli impianti che utilizzano biomassa, biocarburanti, bioliquidi o combustibili da biomassa per applicazioni non energetiche o per applicazioni energetiche in cui il calore e/o l’energia elettrica non sono i prodotti primari (ad esempio produzione di biocarburanti o biogas), né agli impianti in cui la biomassa, i biocarburanti, i bioliquidi o i combustibili da biomassa sono utilizzati come parte di una reazione chimica in un processo industriale volto a produrre un prodotto diverso dal calore o dall’energia elettrica, anche se nel corso di tale processo dalla biomassa, dai biocarburanti, dai bioliquidi o dai combustibili da biomassa è estratta anche energia.

Se le materie prime trattate nell’impianto da cui è catturato il CO 2 comprendono colture alimentari e foraggere o biocarburanti, bioliquidi o combustibili da biomassa ottenuti da colture alimentari e foraggere, non è consentito utilizzare l’energia derivata da tali materie prime per far funzionare il processo di cattura, ad eccezione del calore recuperato.

4.3.2. Prescrizioni relative all’attività BCR

I lotti di produzione di biochar in cui si prevede che il biochar rappresenti almeno il 50 % dell’energia totale erogata dai coprodotti dell’impianto di produzione di biochar (cfr: equazione [47], punto 2.2.5.4) sono prodotti esclusivamente da rifiuti o materie prime residue, o da biocarburanti, bioliquidi o carburanti da biomassa prodotti da rifiuti o materie prime residue, quali definiti all’articolo 2, punto 23) («rifiuto») e punto 43) («residuo»), della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio.

4.3.3. Compensazione volontaria della biomassa utilizzata dalle attività di assorbimento del carbonio

Per sostenere la rigenerazione degli stock naturali di carbonio utilizzati per la generazione di assorbimenti permanenti di carbonio, i gestori di attività di assorbimento del carbonio basate sul consumo di materie prime da biomassa possono acquistare unità di sequestro del carbonio mediante carboniocoltura.

La quantità di unità di sequestro del carbonio mediante carboniocoltura acquistata dal gestore è riportata nel certificato di conformità.

4.4. Prescrizioni relative ai rischi di inquinamento associati al biochar

I gestori seguono le prescrizioni definite dai sistemi di certificazione per stabilire la conformità ai livelli di soglia di cui al presente punto. Nel fissare dette prescrizioni, i sistemi di certificazione adottano un approccio basato sul rischio al livello di campionamento e di prove necessario, imponendo come minimo nel caso del biochar per l’applicazione ai suoli agricoli e forestali una frequenza di campionamento coerente con il regolamento (UE) 2019/1009. I sistemi di certificazione richiedono prove di laboratorio rispetto ai valori soglia per ciascun lotto di produzione, a meno che un regime di prove ridotto sia giustificato tenendo conto delle proprietà della materia prima e del processo o con riferimento alla distribuzione di campioni storici per lotti di produzione comparabili.

Se il materiale non biogenico è cotrattato nel processo di produzione del biochar, il char prodotto non deve essere applicato ai suoli agricoli e forestali.

4.4.1. Valori limite relativi ai metalli pesanti e ai contaminanti organici per il biochar applicato ai suoli agricoli e forestali

I gestori dimostrano, mediante analisi di laboratorio, che il biochar non supera le concentrazioni elencate delle seguenti sostanze in unità di grammi per tonnellata di sostanza secca [g/t dm]:

(a) piombo: 120 g/t dm;

(b) cadmio: 1,5 g/t dm;

(c) rame: 100 g/t dm;

(d) nichel: 50 g/t dm;

(e) mercurio: 1 g/t dm;

(f) zinco: 400 g/t dm;

(g) cromo: 90 g/t dm;

(h) arsenico: 13 g/t dm;

(i) benzo[e]pirene; 1 g/t dm;

(j) benzo[j]fluorantene: 1 g/t dm;

(k) PCB 0,2 g/t dm;

(l) PCDD/F 0,000020 g TE/t dm (OMS-TEQ 2005);

(m) IPA 16 ¹⁷ ; 6 g/t dm;

(n) IPA 8 ¹⁸ ; 1 g/t dm.

Inoltre il biochar è conforme alle pertinenti prescrizioni nazionali o locali.

4.4.2. Prescrizioni aggiuntive per il biochar incorporato in una matrice prima dell’applicazione ai suoli agricoli e forestali

Il biochar può essere applicato al suolo in vari modi: direttamente senza essere miscelato con altri materiali, dopo essere stato incorporato in una miscela, miscelato con il digestato ottenuto dalla digestione anaerobica dopo essere stato usato come additivo nel processo di digestione anaerobica, oppure nel letame di animali da allevamento alimentati con mangimi che lo contengono come additivo. Le miscele sono costituite da biochar e da altri materiali costituenti conformi alle pertinenti prescrizioni che si applicano alla categoria di materiali costituenti pertinente di cui al regolamento (UE) 2019/1009. Tali materiali possono comprendere letame, compost, concime liquido, digestato anaerobico e altri substrati. Le miscele sono identificate in una categoria funzionale del prodotto e sono conformi alle prescrizioni per tale categoria a norma del regolamento (UE) 2019/1009. I gestori possono presumere che l’impiego del biochar come additivo per la digestione anaerobica o come additivo nei mangimi non incida sulla sua frazione stabile F perm .

Se il biochar è applicato al suolo sotto forma di letame dopo essere stato usato come additivo nel mangime, i gestori rispettano le seguenti prescrizioni, oltre a quelle di cui al punto 4.4.1, per quanto riguarda il biochar utilizzato:

(a) le materie prime per il biochar sono costituite unicamente da biomassa vegetale pura o da combustibile da biomassa prodotto a partire da biomassa vegetale pura;

(b) i requisiti per l’igiene dei mangimi di cui al regolamento (CE) n. 183/2005 del Parlamento europeo e del Consiglio ¹⁹ sono rispettati;

(c) il rapporto H/C org del biochar non è superiore a 0,4;

I gestori garantiscono che tutto il letame prodotto dagli animali alimentati con mangimi contenenti biochar sia applicato al suolo naturalmente dall’animale in situ o prelevato e applicato al suolo. I gestori possono presumere che l’impiego come additivo per mangimi non incida sulla frazione stabile F perm di biochar.

4.4.3. Valori limite relativi ai metalli pesanti e ai contaminanti organici per il biochar incorporato nei prodotti o applicato a suoli diversi da quelli agricoli e forestali

Solo le attività BCR che prevedono l’incorporazione del biochar in cemento, calcestruzzo o asfalto sono ammissibili alla certificazione.

I gestori dimostrano, mediante analisi di laboratorio, che il biochar non supera le concentrazioni elencate delle seguenti sostanze in unità di grammi per tonnellata di sostanza secca [g/t dm]:

(a) IPA 8 ; 4 g/t dm;

(b) benzo[e]pirene; 1 g/t dm;

(c) benzo[j]fluorantene: 1 g/t dm;

(d) PCB 0,2 g/t dm

(e) PCDD/F 0,000020 g/t dm (OMS-TEQ 2005).

Inoltre il biochar è conforme alle pertinenti prescrizioni nazionali o locali.

¹ Regolamento di esecuzione (UE) 2018/2066 della Commissione, del 19 dicembre 2018, concernente il monitoraggio e la comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra ai sensi della direttiva 2003/87/CE del Parlamento europeo e del Consiglio e che modifica il regolamento (UE) n. 601/2012 della Commissione ( GU L 334, 31.12.2018, pag. 1 , ELI: http://data.europa.eu/eli/reg_impl/2018/2066/oj ).

² Regolamento (UE) 2019/1009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, che stabilisce norme relative alla messa a disposizione sul mercato di prodotti fertilizzanti dell’UE, che modifica i regolamenti (CE) n. 1069/2009 e (CE) n. 1107/2009 e che abroga il regolamento (CE) n. 2003/2003 ( GU L 170 del 25.6.2019, pag. 1 , ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2019/1009/oj ).

³ Regolamento delegato (UE) 2020/1044 della Commissione, dell’8 maggio 2020, che integra il regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio per quanto riguarda i valori del potenziale di riscaldamento globale e le linee guida per gli inventari e per quanto riguarda il sistema di inventario dell’Unione e che abroga il regolamento delegato (UE) n. 666/2014 della Commissione ( GU L 230 del 17.7.2020, pag. 1 , ELI: http://data.europa.eu/eli/reg_del/2020/1044/oj ).

⁴ Regolamento (UE) 2024/1735 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, che istituisce un quadro di misure per rafforzare l’ecosistema europeo di produzione di prodotti delle tecnologie a zero emissioni nette e che modifica il regolamento (UE) 2018/1724 ( GU L, 2024/1735, 28.6.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1735/oj ).

⁵ Woolf, D., Lehmann, J., Ogle, S., Kishimoto-Mo, A. W., McConkey, B., e Baldock, J., «Greenhouse gas inventory model for biochar additions to soil», Environmental Science & Technology , 55(21), 2021, pag. 14795–14805, https://doi.org/10.1021/acs.est.1c02425 .

⁶ Regolamento delegato (UE) 2023/1185 della Commissione, del 10 febbraio 2023, che integra la direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio definendo la soglia minima di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra dei carburanti derivanti da carbonio riciclato e precisando la metodologia di valutazione delle riduzioni di emissioni di gas a effetto serra da carburanti rinnovabili liquidi e gassosi di origine non biologica per il trasporto e da carburanti derivanti da carbonio riciclato ( GU L 157, 20.6.2023, pag. 20 , ELI: http://data.europa.eu/eli/reg_del/2023/1185/oj ).

⁷ Edwards, R., O’Connell, A., Padella, M., Giuntoli, J., Koeble, R., Bulgheroni, C., Marelli, L., e Lonza, L., « Definition of input data to assess GHG default emissions from biofuels in EU legislation », Versione 1d - 2019, Ufficio delle pubblicazioni dell’Unione europea, Lussemburgo, 2019, https://data.europa.eu/doi/10.2760/69179 .

⁸ Combustibili liquidi per i trasporti prodotti dalla biomassa.

⁹ Combustibili liquidi per scopi energetici diversi dal trasporto prodotti a partire dalla biomassa.

¹⁰ Combustibili gassosi o solidi prodotti a partire dalla biomassa.

¹¹ Prussi, M., Yugo, M., De Prada, L., Padella, M., e Edwards, R., JEC Well-To-Wheels report V5 , Ufficio delle pubblicazioni dell’Unione europea, Lussemburgo, 2020, https://data.europa.eu/doi/10.2760/100379 .

¹² Penman, J., Kruger, D., Galbally, I., Hiraishi, T., Nyenzi, B., Emmanuel, S., Buendia, L., Hoppaus, R., Martinsen, T., Meijer, J., Miwa, K., e Tanabe, K. (a cura di), Good Practice Guidance and Uncertainty Management in National Greenhouse Gas Inventories , IPCC National Greenhouse Gas Inventories Programme, Institute for Global Environmental Strategies, 2000, https://www.ipcc-nggip.iges.or.jp/public/gp/english/ .

¹³ Regolamento delegato (UE) 2021/2139 della Commissione, del 4 giugno 2021, che integra il regolamento (UE) 2020/852 del Parlamento europeo e del Consiglio fissando i criteri di vaglio tecnico che consentono di determinare a quali condizioni si possa considerare che un’attività economica contribuisce in modo sostanziale alla mitigazione dei cambiamenti climatici o all’adattamento ai cambiamenti climatici e se non arreca un danno significativo a nessun altro obiettivo ambientale ( GU L 442 del 9.12.2021, pag. 1 , ELI: http://data.europa.eu/eli/reg_del/2021/2139/oj ).

¹⁴ Regolamento (UE) 2020/852 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 18 giugno 2020, relativo all’istituzione di un quadro che favorisce gli investimenti sostenibili e recante modifica del regolamento (UE) 2019/2088 ( GU L 198 del 22.6.2020, pag. 13 , ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2020/852/oj ).

¹⁵ Direttiva 2010/75/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 24 novembre 2010, relativa alle emissioni industriali e derivanti dall’allevamento di bestiame (prevenzione e riduzione integrate dell’inquinamento) ( GU L 334 del 17.12.2010, pag. 17 , ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2010/75/oj ).

¹⁶ Regolamento (UE) 2024/1991 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 24 giugno 2024, sul ripristino della natura e che modifica il regolamento (UE) 2022/869 ( GU L, 2024/1991, 29.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1991/oj ).

¹⁷ Somma di naftalene, acenaftilene, acenaftene, fluorene, fenantrene, antracene, fluorantene, pirene, benzo[a]antracene, crisene, benzo[b]fluorantene, benzo[k]fluorantene, benzo[a]pirene, indeno[1,2,3-cd]pirene, dibenzo[a,h]antracene e benzo[ghi]perilene.

¹⁸ Un sottoinsieme di IPA 16 è costituito dalla somma di benzo[a]pirene, benzo[a]antracene, crisene, benzo[b]fluorantene, benzo[k]fluorantene, dibenzo[a,h]antracene, indeno[1,2,3-cd]pirene e benzo[ghi]perilene.

¹⁹ Regolamento (CE) n. 183/2005 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 12 gennaio 2005, che stabilisce requisiti per l’igiene dei mangimi ( GU L 35 dell’8.2.2005, pag. 1 , ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2005/183/oj ).

²⁰ PCB-28, PCB-52, PCB-101, PCB-138, PCB-153 e PCB-180.

Footnotes

1. Regolamento di esecuzione (UE) 2018/2066 della Commissione, del 19 dicembre 2018, concernente il monitoraggio e la comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra ai sensi della direttiva 2003/87/CE del Parlamento europeo e del Consiglio e che modifica il regolamento (UE) n. 601/2012 della Commissione (, ELI: ). ↩ ↩² ↩³ ↩⁴

2. Regolamento (UE) 2019/1009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, che stabilisce norme relative alla messa a disposizione sul mercato di prodotti fertilizzanti dell’UE, che modifica i regolamenti (CE) n. 1069/2009 e (CE) n. 1107/2009 e che abroga il regolamento (CE) n. 2003/2003 (, ELI: ). ↩ ↩² ↩³

3. Regolamento delegato (UE) 2020/1044 della Commissione, dell’8 maggio 2020, che integra il regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio per quanto riguarda i valori del potenziale di riscaldamento globale e le linee guida per gli inventari e per quanto riguarda il sistema di inventario dell’Unione e che abroga il regolamento delegato (UE) n. 666/2014 della Commissione (, ELI: ). ↩ ↩² ↩³ ↩⁴

4. Regolamento (UE) 2024/1735 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, che istituisce un quadro di misure per rafforzare l’ecosistema europeo di produzione di prodotti delle tecnologie a zero emissioni nette e che modifica il regolamento (UE) 2018/1724 (). ↩ ↩² ↩³ ↩⁴

5. Woolf, D., Lehmann, J., Ogle, S., Kishimoto-Mo, A. W., McConkey, B., e Baldock, J., «Greenhouse gas inventory model for biochar additions to soil», Environmental Science & Technology, 55(21), 2021, pag. 14795–14805, . ↩ ↩² ↩³ ↩⁴

6. Regolamento delegato (UE) 2023/1185 della Commissione, del 10 febbraio 2023, che integra la direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio definendo la soglia minima di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra dei carburanti derivanti da carbonio riciclato e precisando la metodologia di valutazione delle riduzioni di emissioni di gas a effetto serra da carburanti rinnovabili liquidi e gassosi di origine non biologica per il trasporto e da carburanti derivanti da carbonio riciclato (, ELI: ). ↩ ↩² ↩³ ↩⁴

7. Edwards, R., O’Connell, A., Padella, M., Giuntoli, J., Koeble, R., Bulgheroni, C., Marelli, L., e Lonza, L., «Definition of input data to assess GHG default emissions from biofuels in EU legislation», Versione 1d - 2019, Ufficio delle pubblicazioni dell’Unione europea, Lussemburgo, 2019, . ↩ ↩² ↩³ ↩⁴

8. Combustibili liquidi per i trasporti prodotti dalla biomassa. ↩ ↩² ↩³ ↩⁴

9. Combustibili liquidi per scopi energetici diversi dal trasporto prodotti a partire dalla biomassa. ↩ ↩² ↩³ ↩⁴

10. Combustibili gassosi o solidi prodotti a partire dalla biomassa. ↩ ↩² ↩³ ↩⁴

11. Prussi, M., Yugo, M., De Prada, L., Padella, M., e Edwards, R., JEC Well-To-Wheels report V5, Ufficio delle pubblicazioni dell’Unione europea, Lussemburgo, 2020, . ↩ ↩² ↩³ ↩⁴

12. Penman, J., Kruger, D., Galbally, I., Hiraishi, T., Nyenzi, B., Emmanuel, S., Buendia, L., Hoppaus, R., Martinsen, T., Meijer, J., Miwa, K., e Tanabe, K. (a cura di), Good Practice Guidance and Uncertainty Management in National Greenhouse Gas Inventories, IPCC National Greenhouse Gas Inventories Programme, Institute for Global Environmental Strategies, 2000, . ↩ ↩² ↩³ ↩⁴

13. Regolamento delegato (UE) 2021/2139 della Commissione, del 4 giugno 2021, che integra il regolamento (UE) 2020/852 del Parlamento europeo e del Consiglio fissando i criteri di vaglio tecnico che consentono di determinare a quali condizioni si possa considerare che un’attività economica contribuisce in modo sostanziale alla mitigazione dei cambiamenti climatici o all’adattamento ai cambiamenti climatici e se non arreca un danno significativo a nessun altro obiettivo ambientale (, ELI: ). ↩ ↩² ↩³ ↩⁴

14. Regolamento (UE) 2020/852 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 18 giugno 2020, relativo all’istituzione di un quadro che favorisce gli investimenti sostenibili e recante modifica del regolamento (UE) 2019/2088 (, ELI: ). ↩ ↩²

15. Direttiva 2010/75/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 24 novembre 2010, relativa alle emissioni industriali e derivanti dall’allevamento di bestiame (prevenzione e riduzione integrate dell’inquinamento) (, ELI: ). ↩ ↩²

16. Regolamento (UE) 2024/1991 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 24 giugno 2024, sul ripristino della natura e che modifica il regolamento (UE) 2022/869 (). ↩ ↩²

17. Somma di naftalene, acenaftilene, acenaftene, fluorene, fenantrene, antracene, fluorantene, pirene, benzo[a]antracene, crisene, benzo[b]fluorantene, benzo[k]fluorantene, benzo[a]pirene, indeno[1,2,3-cd]pirene, dibenzo[a,h]antracene e benzo[ghi]perilene. ↩ ↩²

18. Un sottoinsieme di IPA16 è costituito dalla somma di benzo[a]pirene, benzo[a]antracene, crisene, benzo[b]fluorantene, benzo[k]fluorantene, dibenzo[a,h]antracene, indeno[1,2,3-cd]pirene e benzo[ghi]perilene. ↩ ↩²

19. Regolamento (CE) n. 183/2005 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 12 gennaio 2005, che stabilisce requisiti per l’igiene dei mangimi (, ELI: ). ↩ ↩²

20. PCB-28, PCB-52, PCB-101, PCB-138, PCB-153 e PCB-180. ↩ ↩² ↩³