gas effetto serra: i contenuti e i vantaggi della norma

Gas effetto serra: i contenuti e i vantaggi della Norma ISO 14064:06

Ing. Irma Cavallotti

ICA – Società di Ingegneria Chimica per l’Ambiente [email protected]

In collaborazione con:

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Effetto serra

Effetto serra: fenomeno climatico naturale che consiste nelriscaldamento degli strati inferiori dell’atmosfera per effetto dellaschermatura operata da alcuni gas in essa contenuti, i cosiddetti gasserra, che permettono alle radiazioni solari di passare attraversol’atmosfera mentre ostacolano il passaggio verso lo spazio di partedelle radiazioni infrarosse provenienti dalla superficie terrestre e dallabassa atmosfera ( calore riemesso )Gas serra: di origine naturale ed antropica: biossido di carbonio, metano,protossido di azoto, vapore acqueo di origine esclusivamente antropica (non presenti in natura):perfluorocarburi, idrofluorocarburi, clorofluorocarburi, esafluoruro dizolfo

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ASPETTI GENERALI

La composizione chimica dell’atmosfera: la concentrazione dei gas serraha subito negli ultimi decenni un aumento sempre più rapido dovutoalle attività antropiche, in particolare la combustione di vettorienergetici ed il disboscamento delle foreste tropicali, contribuendo in talmodo ad alterare l’equilibrio energetico della terra.Il più importante gas serra, la CO2, è passato da 290 ppm ad iniziosecolo a 321 nel 1970 ed attualmente la concentrazione è di 370-380ppm.I cambiamenti climatici: l’alterazione della composizione dell’atmosferasta causando un aumento della temperatura terrestre determinando diconseguenza profondi mutamenti a carico del clima sia a livello localeche planetario. Secondo l’Agenzia Europea per l’Ambiente in Europa latemperatura si è alzata in media di 0,95 °C negli ultimi cento anni e siprevede che nel secolo corrente salirà di altri 2,0-6,3 °C.

Cenni sul sistema di scambio dei gas serra

GAS SERRAVita media: ca 12 anni per metano e HCFC-22, 50 anni per CFC-11,un secolo per CO2, 120 anni per N2O e 50000 anni per CF4GWP ( global warming potential ) rapporto tra il riscaldamentoglobale causato in un determinato periodo di tempo ( di solito 100anni ) da una particolare sostanza ed il riscaldamento provocatodal biossido di carbonio nella stessa quantità:

CDE ( carbon dioxide equivalent ) espresso come MMTCDE(million metric tons of carbon dioxide equivalents ) che si ottienemoltiplicando le tonnellate di gas emesso per il rispettivo GWP

CO2 1 CH4 21

N2O 310 SF6 23900

CFC‐11 5000 CFC‐12 8500

HCFC e HFC vari tra 93 e 12100

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NOZIONI GENERALI

Impatti prevedibili:

• siccità, desertificazione nell’emisfero sud

• aumento delle precipitazioni nell’emisfero nord ed inondazioni

• scioglimento dei ghiacciai, aumento del livello dei mari

• aumento frequenza ed intensità eventi estremi

• perdita di biodiversità

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I cambiamenti climatici rappresentano una delle più grandi sfide da affrontarenei prossimi decenni da parte delle nazioni, dei governi, alle imprese ed aicittadini.

Grande attenzione agli impatti sui sistemi ambientali, sociali ed economici legatiai cambiamenti climatici.

Molteplici iniziative messe in atto da governi e gruppi di interesse volte a ridurrele emissioni di gas ad effetto serra attraverso schemi regolatori, programmi diincentivi come trading, tasse, trattati internazionali e progetti di sequestrazionedi carbonio ( es. Protocollo di Kyoto, California Climate Action Registry, EU GHGEmission Trading Scheme, Carbon Tax, US EPA Climate Leader, Climate NeutralNetwork, Australia GHG Challenge…).

QUADRO DI RIFERIMENTO

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Gli accordi globali sul clima si sono sviluppati attraverso differenti strumenti volti tutti nella direzione di una società “low carbon”.I principali strumenti adottati sono:• Sistemi di cap and trade (Protocollo di Kyoto, EU-ETS, iniziative

regionali)• Carbon footprint delle organizzazioni, dei prodotti e servizi• Carbon tax sulle emissioni di CO2

VERSO UNA SOCIETA’ LOW CARBON

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L'obiettivo ultimo della convenzione quadro delle Nazioni Unite suicambiamenti climatici (convenzione UNFCCC), approvata dalla decisione94/69/CE del Consiglio è quello di stabilizzare le concentrazioni dei gasa effetto serra nell'atmosfera ad un livello tale da impedire pericoloseinterferenze di origine antropica con il sistema climatico.

La convenzione UNFCCC

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Efficienza energetica

• L'energia è una priorità per l'Unione europea (UE) per tre motivi interdipendenti:– cambiamenti climatici: la combustione di combustibili fossili per la

produzione di energia è la principale fonte di gas serra di origine antropica;

– l'impiego continuo e costante, su larga scala, di combustibili fossili non rinnovabili e la necessità di garantire la sostenibilità;

– la sicurezza dell'approvvigionamento: l'UE importa più del 50% dei combustibili che utilizza a fini energetici e questa percentuale supererà prevedibilmente il 70% nei prossimi 20-30 anni.

• "Vogliamo portare avanti assieme la politica energetica e la protezione del clima e contribuire a sconfiggere la minaccia globale rappresentata dal cambiamento climatico.“ (Dichiarazione di Berlino)

• Utilizzare l'energia in maniera più efficiente è il modo più rapido, efficace ed economicamente valido di affrontare le problematiche descritte. 9

Strumenti normativi

• Direttiva 2006/32/CE relativa all'efficienza degli usi finali dell'energia e i servizi energetici.

• Obiettivo al 2020: Riduzione del 20% delle emissioni di gas effetto serra Incremento efficienza energetica del 20% Incremento fonti rinnovabili fino al 20%

• D.Lgs. Governo n° 115 del 30/05/2008: Attuazione della direttiva 2006/32/CE relativa all'efficienza degli usi finali dell'energia e i servizi energetici e abrogazione della direttiva 93/76/CEE.

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Protocollo di Kyoto:

Protocollo di Kyoto:Protocollo di Kyoto del dicembre 1997 che rappresenta lo strumentoattuativo della Convenzione ed impegna i paesi industrializzati e quelli ineconomia a transizione (39 paesi) per il periodo 2008-2012 ad unariduzione del 5,2% delle emissioni dei principali gas ad effetto serrarispetto ai valori del 1990

Per essere vincolante deve essere ratificato da parte di un numero dipaesi le cui emissioni totali, al 1990, rappresentino almeno il 55% delleemissioni di gas serra di tutti i paesi con vincoli. Il protocollo, ratificato giànel 2002 dai paesi dell’Unione Europea, Italia compresa, è stato ratificatoanche dalla Russia (ottobre 2004) consentendo, grazie al 17% diemissioni imputate a questo paese, di superare la quota del 55%.Pertanto, anche se gli Stati Uniti non hanno ratificato il Protocollo, questoè entrato formalmente in vigore dal febbraio del 2005.

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STRATEGIE DELL’UNIONE EUROPEA

Strumenti legislativi: Direttiva 2003/87/CE del 13/10/2003(cosiddetta direttiva Emission Trading) che istituisce unsistema per lo scambio di quote di emissione dei gas ad effettoserra nella Comunità, al fine di promuovere la riduzione di taliemissioni secondo criteri di validità in termini di costi edefficienza.

Strumento di tipo economico per raggiungere obiettiviambientali, con la minore riduzione possibile dello sviluppoeconomico e dell’occupazione.

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Inventario nazionale emissioni di CO2 equivalente

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Principali adempimenti:

Autorizzazione alle emissioni di gas ad effetto serra

Dal 1°gennaio 2005 per esercitare le attività elencate nell’All.I ènecessario disporre di un’autorizzazione ad emettere gas ad effettoserra rilasciata dall’autorità competente conformemente agli art. 5e 6. ( deve contenere tra l’altro l’obbligo di restituire quote diemissioni pari alle emissioni rilasciate dall’impianto durante ciascunanno civile entro 4 mesi dalla fine di tale anno ). Il procedimentoautorizzativo può essere integrato con quello dell’AutorizzazioneAmbientale Integrata prevista dalla direttiva 96/61/CE ( IPPC ).

DIRETTIVA 2003/87/CE del 13 ottobre 2003

DLgs. n.216 del 4 aprile 2006

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Settori interessati: ( Allegato 1 della direttiva )• Impianti di combustione con potenza calorifica di oltre 20 MW• Raffinerie di petrolio• Cokerie• Impianti di arrostimento o sinterizzazione di minerali metallici• Impianti di produzione ghisa o acciaio• Impianti destinati alla produzione di clinker in forni rotativi( più di 500 ton/d ) oppure di calce viva ( più di 50 ton/d )• Impianti per la fabbricazione del vetro ( più di 20 ton/d )• Impianti per la fabbricazione di prodotti ceramici ( più di 75 ton/d )• Impianti per la fabbricazione di carta e cartoni ( più di 20 ton/d )

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Introdotto il trasporto aereo a partire dal 01/01/2010

Campo di applicazione a partire dal 1 gennaio 2013 modificato dalla decisione 2009/450/CE "Decisione della Commissione, dell'8 giugno 2009, recante interpretazione particolareggiata delle attività aeree elencate nell’allegato I della direttiva 2003/87/CE del Parlamento europeo e del Consiglio"

Principali adempimenti e scadenze previste :Piano nazionale di assegnazioneEntro il 31 marzo 2004 gli stati membri devono pubblicare e notificarealla Commissione il piano nazionale di assegnazione che determina lequote totali che intendono assegnare per il periodo 2005-2008 e lemodalità per tale assegnazione. Il piano deve essere fondato su criteriobiettivi e trasparenti, compresi i criteri elencati nell’all.III.Gli orientamenti per l’attuazione di questi ultimi criteri sono descrittinella Comunicazione COM (2003) 830Assegnazione e rilascio delle quote di emissioni secondo periodo Tremesi prima dell’inizio del triennio 2008-2012 gli stati membri, sullabase del piano nazionale, decidono in merito alle quote totali cheassegneranno in tale periodo nonché in merito all’assegnazione dialiquote al gestore di ciascun impianto.


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“Attuazione delle Direttive 2003/87 e 2004/101/CE in materia di scambio di quote di emissioni dei gas ad effetto serra nella Comunità, con riferimento ai meccanismi di progetto del Protocollo di Kyoto”

In vigore dal 20-06-2006

Abroga ( salvo le sanzioni previste fino all’entrata in vigore del nuovo Dlgs) il Decreto Legge 12 novembre 2004 n.273, convertito, con modificazioni, dalla Legge 30 dicembre 2004 n.316.

Modificato con decreto D.Lgs. 7 marzo 2008, n. 51.

DLgs. n.216 del 4 aprile 2006

Fattori di emissione

Combustibile Fattore di emissione di CO2(tCO2/TJ) Fonte del fattore di emissione

A) Fossili liquidi

Combustibili primari

Petrolio greggio 73,3 IPCC, 1996c [4]

Orimulsion 80,7 IPCC, 1996

Liquidi da gas naturale 63,1 IPCC, 1996

Combustibili secondari/prodotti

Benzina 69,3 IPCC, 1996

Kerosene [5] 71,9 IPCC, 1996

Olio di scisto 77,4 Comunicazione nazionale Estonia,2002

Gasolio/combustibile diesel 74,1 IPCC, 1996

Olio combustibile residuo 77,4 IPCC, 1996

Gas di petrolio liquido 63,1 IPCC, 1996

Etano 61,6 IPCC, 1996

Nafta 73,3 IPCC, 1996

Bitume 80,7 IPCC, 1996

Lubrificanti 73,3 IPCC, 1996

Coke di petrolio 100,8 IPCC, 1996

Feedstock di raffineria 73,3 IPCC, 1996

Altri oli 73,3 IPCC, 1996Cambiamenti climatici – Irma Cavallotti 18

Fattori di emissione

Combustibile Fattore di emissione di CO2(tCOjTJ) Fonte del fattore di emissione

B) Fossili solidi

Combustibili primari

Antracite 98,3 IPCC, 1996

Carbone da coke 94,6 IPCC, 1996

Altro carbone bituminoso 94,6 IPCC, 1996

Carbone subbituminoso 96,1 IPCC, 1996

Lignite 101,2 IPCC, 1996

Scisto bituminoso 106,7 IPCC, 1996

Torba 106,0 IPCC, 1996

Combustibili secondari

BKB e patent fuel 94,6 IPCC, 1996

Coke da cokeria/da gas 108,2 IPCC, 1996

C) Fossili gassosi

Monossido di carbonio 155,2 Basato su un potere calorifico netto pari a10,12 TJ/t [6]

Gas naturale (secco) 56,1 IPCC, 1996

Metano 54,9 Basato su un potere calorifico netto pari a50,01 TJ/t [7]

Idrogeno 0 Sostanza non contenente carbonioCambiamenti climatici – Irma Cavallotti 19

Possibili azioni per ridurre le emissioni di CO2

A) Sostituzione o integrazione di frazioni combustibili

B) Modifica tecnologie di generazione

C) Cattura e “sequestro” CO2

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Tecnologia e potenziale di risparmio energetico

Processi di separazione 5-30 %

Controllo di processo e gestione dell’energia 5-10 %

Integrazione e intensificazione di processo 5-25 %

Refrigerazione 5-10 %

Pompe di calore, .. 3-8 %

Cicli combinati alta temperatura 8-15 %

Tecniche di combustione 5-30 %

Motori a velocità variabile 10-20 %

da http://europa.eu.int/comm/energy_transport

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La maggior parte delle iniziative per ridurre le emissioni di gas effetto serra sibasa su un’accurata quantificazione delle emissioni di GHG e/o delle riduzioni.Al proposito sono stati sviluppati numerosi standard, protocolli e linee guida alivello nazionale o regionale e di associazioni per cui attualmente si assiste aduna proliferazione di metodologie, protocolli, schemi e regimi ( es. WBCSD/WRIProtocol, Linee Guida IPIECA, Linee Guida CE C 130, Verification Protocol IETA,Linee Guida DEFRA).Di qui l’iniziativa di ISO per standardizzare gli aspetti della contabilità e delleverifica dei processi di GHG per sostenere:

QUADRO DI RIFERIMENTO

la credibilità, la comparabilità, l’integrità ambientale degli schemi regolatori e volontari di GHG.

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Fornisce un insieme di requisiti inequivocabili e verificabili ospecifiche di sostegno alle organizzazioni ed ai proponenti di progettidi GHG fornendo un metodo di quantificazione, di controllo e diverifica che accerta che:

OBIETTIVI/SCOPO DELLA NORMA

“ una tonnellata di carbonio sia sempre una tonnellata di carbonio “

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Strumento comune di riferimento per i governi ed il mondo industriale perquantificare, gestire e ridurre le emissioni di GHG.

Australia e Canada hanno adottato la nuova norma per i meccanismi nazionali dicontrollo delle emissioni di GHG.

Utilizzabile in tutto o in parte anche dagli amministratori degli schemi di GHG perrealizzare sistemi standardizzati, sostenendo la compatibilità e comparabilitàdelle regole e la credibilità dei revisori della contabilità dei GHG.

Consente di seguire meglio l’evoluzione delle prestazioni e dei progressi nellariduzione delle emissioni e/o l’aumento delle rimozioni di GHG.

OBIETTIVI/SCOPO DELLA NORMA

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Aumenta l’integrità ambientale promuovendo la coerenza, trasparenza e lacredibilità nella quantificazione, controllo, rendicontazione e verifica delleemissioni di GHG.

Promuove la sorveglianza delle emissioni di GHG, le verifiche e la redazione deirapporti.

Consente alle organizzazioni di identificare e gestire gli obblighi, i vantaggi ed irischi legati alle emissioni di GHG.

Facilita la commercializzazione dei permessi e dei crediti di emissione.

Favorisce la progettazione, lo sviluppo e l’applicazione di iniziative e programmivolti all’abbattimento degli inquinanti.

APPLICABILITA’ E BENEFICI

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Lo standard è articolato in tre parti che, pur facendo parte di un disegnoorganico in materia, mantengono una loro completa autonomia intermini di contenuto.

STRUTTURA DELLA NORMA

Parte 1: Specifica e guida al livello di organizzazione per la quantificazione e la rendicontazione delle emissioni di gas ad effetto serra e della loro rimozione.

Parte 2: Specifica e guida, al livello di progetto, per la quantificazione, il monitoraggio e la rendicontazione delle emissioni di gas ad effetto serra o dell’aumento della loro rimozione.

Parte 3: Specifica e guida per la validazione e la verifica delle asserzioni relative ai gas ad effetto serra. Valenza interna ed esterna (cfr ISO 19011).

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Termini e definizioni (p.to 2)

Principi (p.to 3), in cui sono riportati appunto i principi che devono guidare la fasedi quantificazione e rendicontazione delle emissioni.

Progettazione e sviluppo dell’inventario GHG (p.to 4), che rappresenta la fase didefinizione dei confini organizzativi ed operativi all’interno dei quali quantificare leproprie emissioni.

Componenti dell’inventario GHG (p.to 5), descrive gli aspetti più operativi dellarealizzazione dell’inventario GHG. All’interno di questo punto vi è anche unapprofondimento (p.to 5.2) sulle attività organizzative per ridurre le emissioni diGHG od aumentarne le rimozioni.

PARTE PRIMA 14064-1:2006

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Gestione della qualità degli inventari GHG (p.to 6), al fine di garantire una gestione dei dati affidabile in ottica, pur semplificata, di sistema di gestione della qualità o di sistema di gestione ambientale.

Rendicontazione dei GHG (p.to 7), tocca gli aspetti essenziali della rendicontazionedei dati rilevati in accordo ai precedenti punti.

Ruolo dell’organizzazione nelle attività di verifica (p.to 8), mette a fuoco glielementi che l’organizzazione deve tenere in considerazione in vista dellaeventuale verifica dell’inventario e della rendicontazione da parte di un soggettoterzo, oltre che i requisiti per la verifica interna.

Appendici informative A, B e C

PARTE PRIMA 14064-1:2006

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segue

Gas ad effetto serra, gas serra, GHG (greehouse gas): costituente gassoso dell’atmosfera, sia naturale che di origine antropica, che assorbe ed emette radiazioni a specifiche lunghezze d’onda all’interno dello spettro della radiazione infrarossa emessa dalla superficie terrestre, dall’atmosfera e dalle nubi.

NB I GHG comprendono l’anidride carbonica, il metano, il protossido di azoto, gliidrofluorocarburi (HFC), i perfluorocarburi (PFC) e l’esafluoruro di zolfo (SF6).

Sorgente di gas serra: unità fisica o processo che rilascia un GHG nell’atmosferaAssorbitore di gas serra: unità fisica o processo che rimuove un GHG dall’atmosferaSerbatoio di gas serra: unità fisica o componente della biosfera, geosfera o idrosfera con lacapacità di conservare o accumulare un GHG rimosso dall’atmosfera da un assorbitore di gas

serra o un GHG catturato da una sorgente di gas serra.

TERMINI E DEFINIZIONI PIU’ IMPORTANTI

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Rimozione di gas serra: massa totale di un GHG rimosso dall’atmosferanell’arco di uno specificato periodo di tempo.

Emissione diretta di gas serra: emissione di GHG da sorgenti di proprietà ocontrollate dall’Organizzazione.NB la ISO 14064 utilizza i concetti del controllo finanziario ed operativo perstabilire i confini operativi di un’organizzazione

Emissione indiretta: emissione di GHG derivante dalla produzione di elettricità,calore o vapore importati e consumati dall’Organizzazione

Altra emissione indiretta di gas serra: emissione di GHG, diversa dalle emissioniindirette da consumo energetico, che è conseguenza delle attività diun’organizzazione, ma che scaturisce da sorgenti di gas serra di proprietà ocontrollate da altre organizzazioni (es. trasporto e smaltimento rifiuti) 30

TERMINI E DEFINIZIONI PIU’ IMPORTANTI

Pertinenza: selezionare le sorgenti, gli assorbitori, i serbatoi di GHG, i dati e lemetodologie appropriati alle necessità dell’utilizzatore previsto.

Completezza: includere tutte le emissioni e rimozioni di GHG pertinenti.

Coerenza: permettere confronti significativi tra le informazioni relative ai GHG.

Accuratezza: ridurre gli errori sistematici e le incertezze per quanto possibilenell’applicazione pratica.

Trasparenza: divulgare informazioni relative ai GHG sufficienti ed appropriatein modo da permettere agli utilizzatori previsti di prendere decisioni conragionevole fiducia.

PRINCIPI

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4.1 Confini organizzativi: aggregare le emissioni e rimozioni a livello di installazione tramiteapproccio basato sul controllo (finanziario od operativo) o sull’equa ripartizione (inproporzione alla propria parte).Il metodo di aggregazione applicato deve essere documentato.Ogni cambiamento a tale metodo deve essere spiegato.Guida per l’applicazione dei due approcci in appendice A.

4.2 Confini operativi:4.2.1 Definizione dei confini operativiStabilire e documentare i propri confini operativi:Identificazione delle emissioni e rimozioni di GHG associate alle operazioni dell’organizzazioneSuddivisione per categorie delle emissioni e rimozioni di GHG:- emissioni dirette- emissioni indirette da consumo energetico- altre emissioni indiretteScelta di quali delle altre emissioni indirette saranno quantificate e rendicontate.

4. PROGETTAZIONE E SVILUPPO DELL’INVENTARIO DI GHG

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4.2 Confini operativi4.2.2 Emissioni dirette di GHG e loro rimozione

Quantificare le emissioni e le rimozioni provenienti dalle installazioni presenti all’interno dei propri confini operativi.

Le emissioni dirette di GHG derivanti da elettricità, calore vapore generati ed esportati odistribuiti dall’organizzazione possono essere rendicontate separatamente, ma non devonoessere dedotte dalle emissioni dirette di GHG.

Le emissioni di CO2 derivanti da combustione di biomasse devono essere quantificate separatamente.

4.2.3 Emissioni indirette da consumo energetico

L’Organizzazione deve quantificare le emissioni indirette di GHG derivanti dalla generazione dielettricità, calore e vapore importati e Consumati.

4.2.4 Altre emissioni indirette di GHG

L’Organizzazione può quantificare le altre emissioni indirette di GHG sulla base di requisiti delprogramma relativo ai GHG applicabile, di necessità interne di rendicontazione o dell’utilizzoprevisto per l’inventario dei GHG. Esempi in allegato B.

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4.3 Quantificazione delle emissioni GHG e della loro rimozione

4.3.1 Fasi di quantificazione ed esclusioni

a) Identificazione sorgenti ed assorbitori.

b) Selezione metodologia di quantificazione.

c) Selezione e raccolta dei dati di attività.

d) Selezione o sviluppo dei fattori di emissione o di rimozione.

e) Calcolo delle emissioni e rimozioni.

Possibilità di escludere sorgenti con emissioni/rimozioni non rilevanti ( cfr deminimis EU ETS ) o la cui quantificazione non sia tecnicamente odeconomicamente fattibile.

Motivare eventuali esclusioni.

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4.3.2 Identificazione delle sorgenti ed assorbitori

L’Organizzazione deve identificare e documentare le sorgenti che contribuisconoalle proprie emissioni dirette e, nel caso di rimozione, gli assorbitori checontribuiscono alle rimozioni L’Organizzazione dovrebbe documentareseparatamente i fornitori di elettricità, calore e vapore importati e consumati.

Se l’Organizzazione quantifica le altre emissioni indirette dovrebbe identificare edocumentare separatamente le sorgenti che contribuiscono alle altre emissioniindirette proprie.

Dove appropriato suddividere in categorie ( cfr GHG Protocol e IPCC). Livello didettaglio coerente con la metodologia di quantificazione.

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4.3.3 Selezione delle metodologie di quantificazione

Criteri di selezione: minimizzare ragionevolmente l’incertezza e fornire risultati accurati,coerenti e riproducibili.

Riferimento a prescrizioni di programmi relativi a GHG (es. EU ETS), principali tipologie:

a) Calcoli basati su :• Utilizzo di modelli• Correlazioni specifiche per l’installazione• Approccio basato sul bilancio di massa

b) Misurazioni:• continue• intermittenti

c) Combinazione di misurazioni e calcoli.

Spiegare motivazione della metodologia selezionata ed ogni eventuale cambiamentointrodotto.

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4.3.4 Selezione e raccolta dei dati di attivitàSe utilizzati per la quantificazione devono risultare coerenti con la metodologiaselezionata.

4.3.5 Selezione o sviluppo dei fattori di emissione o rimozioneSe si utilizzano dati di attività per la quantificazione I fattori selezionati o sviluppatidevono:

a) essere derivati da un’origine conosciuta es. UNFCCC;b) essere appropriati alla sorgente o all’assorbitore in questione;c) essere validi al momento della quantificazione;d) tener conto dell’incertezza della quantificazione e calcolati in modo da fornire

risultati accurati e riproducibili;e) essere coerenti con il previsto utilizzo dell’inventario GHG;

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5.1 Emissioni e rimozioni di GHG

Elementi che devono essere documentati a livello di installazione edorganizzazione:

• Emissioni dirette per ciascun GHG

• Rimozioni di GHG

• Emissioni indirette di GHG da consumo energetico

• Altre emissioni indirette di GHG

• Emissioni dirette di CO2 da combustione di biomasse

Dove appropriato documentare anche altre categorie di emissioni o rimozioni ( rif.GHG Protocol e IPCC )

Unità di misura t

Convertire le quantità di ciascun GHG in t di CO2 utilizzando gli appropriati GWP.

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5. COMPONENTI DELL’INVENTARIO DEI GHG

5.2 Attività organizzative tese a ridurre le emissioni o ad aumentare le rimozioni di GHG

5.2.1 Azioni dirette

L’Organizzazione può pianificare ed attuare azioni dirette per ridurre o prevenire emissionidi GHG o aumentarne la rimozione

L’Organizzazione può quantificare differenze di emissioni o riduzioni di GHG attribuibiliall’attuazione di azioni dirette. Normalmente all’interno dell’inventario, possibili anche fuoridei confini dell’inventario ( es. trasporto e mobilità dipendenti ).

Rendicontazione delle differenze:

a) Descrizione dell’azione diretta

b) Confini spaziali e temporali dell’azione diretta

c) Approccio utilizzato per quantificare le differenze

d) Determinazione e classificazione delle differenze come emissioni dirette, indiretteo altri tipi di emissioni o riduzioni.

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5.2.1 Azioni dirette

Tipi di iniziative comprese tra le azioni dirette:

• Gestione della domanda e dell’uso dell’energia ( es. fasce orarie )

• Efficienza energetica

• Miglioramenti di tecnologie e di processo

• Gestione della domanda di trasporto e mobilità

• Alternanza e sostituzione di combustibili

• Rimboschimento

5.2.2 Progetti di riduzione delle emissioni di GHG o di aumenti della loro rimozione

Se l’Organizzazione comunica la rendicontazione delle riduzioni di emissioni di GHG o gliaumenti di riduzione, acquisiti o sviluppati attraverso progetti relativi ai GHG, quantificatiutilizzando metodologie come quelle della ISO 14064-2 deve elencare separatamente taliriduzioni di emissioni o aumenti di rimozione dai progetti relativi ai GHG.

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5.3 Inventario dei GHG dell’anno di riferimento

5.3.1 Scelta e determinazione dell’anno di riferimento

Stabilire anno di riferimento storico per fini comparativi o per rispettare requisiti stabiliti daprogrammi (es. Protocollo di Kyoto).Se non disponibili informazioni sufficienti si può utilizzare il primo periodo di inventariocome anno di riferimento.Nel determinare l’anno di riferimento l’Organizzazione deve:

a) Quantificare emissioni e rimozioni per l’anno scelto utilizzando dati rappresentativi diattività, dati annuali, medie su diversi anni o medie mobili

b) Scegliere un anno per cui sono disponibili dati verificabili di emissione o rimozionic) Spiegare la scelta dell’anno di riferimentod) Sviluppare un inventario per l’anno di riferimento in coerenza con le indicazioni della

presente norma

Spiegare eventuale cambiamento dell’anno di riferimento.41


5.3.2 Ricalcolo dell’inventario dei GHGNecessità di una procedura per tener conto di:a) Modifiche nei confini operativib) Proprietà e controllo delle sorgenti o degli assorbitori trasferiti dentro o fuori dei confini

organizzativic) Modifiche nelle metodologie di quantificazione dei GHG che comportano cambiamenti

significativi nelle emissioni o rimozioni di GHG quantificate.Cambiamenti nei livelli di produzione dell’installazione, comprese aperture e chiusure,non richiedono il ricalcolo dell’inventario per l’anno di riferimento.Nuovi calcoli dell’anno di riferimento da documentare nei successivi inventari dei GHG

5.4 Valutazione e riduzione dell’incertezzaL’Organizzazione dovrebbe completare e documentare una valutazione dell’incertezza per leemissioni e rimozioni di GHG, compresa l’incertezza associata ai fattori di emissione erimozione Riferimento a principi e metodi in Guide to expression of uncertainainty inmeasurement ( GUM ) BIPM, IEC, ISO, IUPAC, IUPAP, OIML 1993.

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6. GESTIONE DELLA QUALITA’ DELL’INVENTARIO DEI GHG

6.1 Gestione delle informazioni relative ai GHG

L’Organizzazione deve stabilire e mantenere attive procedure di gestione delleinformazioni relative ai GHG che permettano di:

a) Assicurare la conformità ai principi della presente parte della ISO 14064b) Assicurare la coerenza con l’utilizzo previsto dell’inventario dei GHGc) Fornire controlli periodici e coerenti per assicurare accuratezza e

completezza dell’inventario dei GHGd) Identificare e trattare errori ed omissionie) Documentare ed archiviare le registrazioni pertinenti dell’inventario dei

GHG, comprese le attività di gestione delle informazioni

6.2 Conservazione dei documenti e delle registrazioni

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L’Organizzazione dovrebbe preparare un rapporto sui GHG per facilitare la verificadegli inventari, la partecipazione ad un programma relativo ai GHG oppure perinformare utilizzatori interni ed esterni. I rapporti dovrebbero essere completi,coerenti, accurati rilevanti e trasparenti.L’Organizzazione dovrebbe determinare il contenuto, la struttura, la disponibilitàpubblica ed i metodi di disseminazione dei rapporti sui GHG, sulla base deirequisiti del programma relativo ai GHG applicabile, delle necessità direndicontazione interna e delle necessità degli utilizzatori previsti del rapportoSe l’Organizzazione effettua un’asserzione pubblica relativa ai GHG, che sostienela conformità alla presente parte della ISO 14064, l’Organizzazione deve renderedisponibile al pubblico un rapporto sui GHG preparato in conformità alla presenteparte della ISO 14064 o una dichiarazione di verifica di parte terza indipendenterelativa all’asserzione sui GHG.Se l’asserzione sui GHG è stata verificata in modo indipendente la dichiarazionedella verifica deve essere resa disponibile agli utilizzatori previsti.

44

7. RENDICONTAZIONE DEI GHG

8.1 Generalità

Obiettivo della verifica: riesaminare in modo parziale ed obiettivo le emissioni erimozioni di GHG rendicontate, o l’asserzione relativa ai GHG, rispetto airequisiti della 14064-3.

L’Organizzazione dovrebbe, su base regolare:

a) Preparare e pianificare la verifica in conformità ai punti 8.2 e 8.3rispettivamente

b) Determinare un livello di garanzia appropriato, sulla base dei requisitidell’utilizzatore previsto dell’inventario dei GHG, tenendo conto dei requisitipertinenti dei programmi applicabili

c) Condurre la verifica coerentemente con le necessità dell’utilizzatoreprevisto e con i principi ed i requisiti della 14064-3

45

8. RUOLO DELL’ORGANIZZAZIONE NELLE ATTIVITA’ DI VERIFICA

APPENDICE ( informativa ) B

ESEMPI DI ALTRE EMISSIONI INDIRETTE DI GAS AD EFFETTO SERRA

Attività di un’organizzazione che potrebbero dare origine ad emissioni indirettedi GHG diverse da quelle derivanti dalla generazione di elettricità, calore ovapore importati e consumati ( elenco non esaustivo ):

• Viaggi per raggiungere il posto di lavoro e viaggi di lavoro dei dipendenti.

• Trasporto di prodotti, materiali, persone o rifiuti di un’organizzazione daparte di un’altra organizzazione.

• Attività date all’esterno, contratti di produzione e concessioni.

• Emissioni di GHG da rifiuti generati dall’organizzazione ma gestiti daun’altra organizzazione.

segue46

APPENDICE ( informativa ) B

ESEMPI DI ALTRE EMISSIONI INDIRETTE DI GAS AD EFFETTO SERRA

emissioni di GHG derivanti dalle fasi di utilizzo e di fine vita di prodotti e servizidell’organizzazione

• Emissioni di GHG derivanti dalla produzione e dalla distribuzione diprodotti correlati all’energia, diversi da elettricità, vapore e calore,consumati dall’organizzazione.

• Emissioni di GHG dalla produzione di materie prime o materiali di baseacquistati.

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Elementi caratterizzanti:• Neutralità, apertura verso altri programmi di riduzione delle emissioni di GHG,

norma ponte tra situazioni diverse ( Kyoto e al fuori di Kyoto).• GHG presi in considerazione: tutti quelli che hanno un potenziale di

riscaldamento globale ( IPCC ).• Emissioni dirette ed indirette, all’interno e/o all’esterno dei confini operativi

ed organizzativi, da sorgenti fisse e/o mobili• Collegamenti con EPD ( Climate Declaration ) ed LCA.

Sinergie con i sistemi cogenti ( EU ETS )Base su cui fondare i principi di controllo e di comunicazione delle emissioni per leorganizzazioni soggette all’EU ETS

Possibilità di una certificazione di parte terza delle asserzioni dell’Organizzazione,con conseguente aumento della credibiltà.

CONSIDERAZIONI FINALI

48

Opportunità e possibilità di integrazione con altri sistemi di gestione (ISO 9001 e ISO 14001).

Miglioramento della visibilità e dell’immagine nei confronti dell’opinione pubblica, dei gruppi di interesse e del mercato per le Organizzazioni che presentano il proprio bilancio ambientale per la CO2 “ certificato”.

Bilanci dei GHG “certificati” da un soggetto terzo indipendente come strumento di comunicazione delle prestazioni in termini di impegno e risultati nella riduzione dei gas serra rivolto ai partner commerciali, agli stakeholders, ai clienti ed alle autorità.

Possibilità di inserire bilanci di GHG “ certificati” a fronte di una norma internazionale nei bilanci ambientali o di sostenibilità.


49

Possibile utilizzo da parte della Pubblica Amministrazione ed Enti Locali per far certificare da Organismi di parte terza le riduzioni di emissioni di CO2 ottenute con interventi di miglioramento di efficienza energetica od altre azioni locali, favorendo in tal modo il consenso e la sensibilizzazione dei cittadini.

Maggior credibilità dei bilanci emissivi legati ad iniziative nazionali ( settori non EU ETS ) di riduzioni per raggiungere gli obiettivi assegnati dal protocollo di Kyoto.

Possibili vantaggi, finanziamenti, agevolazioni e riconoscimento di crediti per le Organizzazioni pubbliche e private a seguito di riduzioni di emissioni di GHG “certificate” da un Organismo Indipendente secondo una norma internazionale.


50

Il concetto di Carbon Footprint (o impronta di carbonio) comprende la quantificazione di tutte le emissioni di gas ad effetto serra coinvolte nel ciclo di vita di un prodotto o un servizio.Il parametro Carbon Footprint si esprime in tonnellate di CO2 equivalente per unità di prodotto o servizio, ed è ottenuto moltiplicando le quantità di gas ad effetto serra emesse per il potenziale di riscaldamento globale.

14067 Carbon Footprint of Products.

La Product Carbon Footprint comporta la quantificazione di tutte le emissioni di gas ad effetto serra coinvolte nel ciclo di vita di un prodotto o un servizio

CARBON FOOTPRINT DI PRODOTTI E SERVIZI

La Product Carbon Footprint si basa sulle tecniche di LCA (la metodologia è descritta dallo standard ISO 14044)

52

Benefici

I principali benefici sono al momento individuati nei seguenti:• supporta le organizzazioni che puntino sulla comunicazione in

materia di responsabilità aziendale nel fornire dati affidabili e validati da terzi

• consente un benchmarking tra servizi e prodotti simili, utile anche per il consumatore

• adozione di un metodo chiaro per quantificare le attuali emissioni di gas serra dei beni e servizi:

• facilità nella valutazione di configurazioni alternative di prodotto, di metodi di approvvigionamento e produzione, nella scelta di materie prime e selezione fornitori sulla base delle emissioni di gas serra loro associate

• punto di partenza per sviluppare programmi di riduzione delle emissioni anche mediante meccanismi e progetti di compensazione.

La nuova Direttiva ETS per il periodo 2013-2020: vincoli e opportunità per le imprese.

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Ing. Irma Cavallotti

ICA – Società di Ingegneria Chimica per l’Ambiente [email protected]

In collaborazione con:

La nuova direttiva ETS per il periodo 2013‐2020

• La direttiva 2009/29/CE che integra e modifica la direttiva 2003/87/CE ha modificato e integrato, tra l’altro, il campo di applicazione del sistema comunitario di scambio delle quote di emissione di gas a effetto serra.

• Introdotto oltre CO2, – N2O e perfluorocarburi

55

1.1 Impianti di combustione con una potenza calorifica di combustione di oltre 20 MW (esclusi gli impianti per rifiuti pericolosi o urbani)

2.2a

Produzione o trasformazione di metalli ferrosi (incluse le ferro‐leghe), ove siano in funzione unità di combustione di potenza termica nominale totale superiore a 20 MW. La trasformazione comprende, tra l’altro, laminatoi, riscaldatori, forni di ricottura, impianti di forgiatura,fonderie, impianti di rivestimento e impianti di decapaggio

2.2c Produzione di alluminio secondario ove siano in funzione unità di combustione di potenza termica nominale totale superiore a 20 MW

2.2dProduzione o trasformazione di metalli non ferrosi, compresa la fabbricazione di leghe, l’affinazione, la formatura in fonderia, ecc., ove siano in funzione unità di combustione di potenza termica nominale totale superiore a 20 MW (tra cui i combustibili utilizzati come agenti riducenti)

3.3Fabbricazione di prodotti ceramici mediante cottura, in particolare tegole, mattoni, mattonirefrattari, piastrelle, gres, porcellane, con capacità di produzione superiore a 75 tonnellate al giorno

3.30 Fabbricazione di materiale isolante in lana minerale a base di vetro, roccia o scorie con capacità di fusione superiore a 20 tonnellate al giorno

3.3aEssiccazione o calcinazione del gesso o produzione di pannelli di cartongesso e altri prodotti a base di gesso, ove siano in funzione unità di combustione di potenza termica nominale totale superiore a 20 MW. 56

Campo di applicazione allegato I della direttiva 2009/29/CE

9 Produzione di ammoniaca

2.2b Produzione di alluminio primario

6 Produzione di acido nitrico

7 Produzione di acido adipico

10Produzione di prodotti chimici organici su larga scala mediante cracking, reforming, ossidazione parziale o totale o processi simili, con una capacità di produzione superiore a 100 tonnellate al giorno.

12 Produzione di carbonato di sodio (Na2CO3) e di bicarbonato di sodio(NaHCO3).

1.2a Produzione di idrogeno (H2) e di gas di sintesi mediante reforming o mediante ossidazione parziale, con una capacità di produzione superiore a 25 tonnellate al giorno.

57

Campo di applicazione

• La direttiva 2003/87/CE, come modificata dalla Direttiva 2009/29/CE, prevede anche per il periodo successivo al 2012, la possibilità di assegnare gratuitamente una certa quantità di quote di emissione di CO2 (articolo 11a) sulla base di norme armonizzate a livello comunitario.Con Decisione 2011/278/CE la Commissione Europea ha stabilito le procedure di assegnazione.

• No quote gratuite per la produzione di elettricità

Periodo 2013‐2020

• I dati sono stati trasmessi al Ministero utilizzando l’apposito modulo per la raccolta dei dati (NIMs baseline data) obbligatoriamente corredato dalla relazione metodologica, contenente la descrizione dell’impianto, il metodo applicato per la compilazione del modulo per la raccolta dei dati, le indicazioni delle varie fonti di dati, i vari passaggi dei calcoli, e, se del caso, le ipotesi formulate e la metodologia applicata per attribuire le emissioni ai vari sottoimpianti

• Sia il modulo per la raccolta dati sia la relazione metodologica sono stati verificati da un verificatore accreditato ai sensi della Deliberazione n. 24/2010 il quale ha rilasciato al gestore apposito attestato di verifica.

Periodo 2013‐2020

Decisione 2011/278/CE - Definizioni

• «sottoimpianto oggetto di un parametro di riferimento di combustibili», gli input, gli output e le emissioni corrispondenti, non disciplinati da un parametro di riferimento di prodotto, legati alla produzione, mediante combustione di combustibili, di calore non misurabile consumato per la produzione di prodotti o la produzione di energia meccanica (diversa da quella utilizzata per la produzione di elettricità, per il riscaldamento o il raffreddamento), ad eccezione del consumo per la produzione di elettricità, ivi compresa la combustione in torcia;

• «calore misurabile», flusso termico netto trasportato lungo tubature o condotte individuabili utilizzando un mezzo di scambio termico quale vapore, aria calda, acqua, olio, metalli liquidi e sali, per i quali un contatore di calore è stato o può essere installato;

Decisione 2011/278/CE - Definizioni

• In assenza di dati relativi ai flussi termici misurabili del sottoimpianto oggetto del parametro di riferimento di calore, è possibile dedurre un valore approssimativo moltiplicando l’input energetico corrispondente per l’efficienza misurata della produzione di calore come verificata dal responsabile della verifica. In assenza di dati sull’efficienza, all’input di energia corrispondente della produzione di calore misurabile si applicherà un’efficienza di riferimento pari al 70 %.

Decisione 2011/278/CE – art. 6 comma 8

• per ogni prodotto per il quale è stato definito un parametro di riferimento di prodotto ai sensi dell’allegato I, il livello di attività relativo al prodotto corrisponde alla capacità installata iniziale per la produzione di tale prodotto dell’impianto in questione, moltiplicata per il coefficiente di utilizzo della capacità standard;

Decisione 2011/278/CE – art. 18 livelli di attività

• Clinker di cemento grigio come quantità totale di clinker prodotto • Sono inclusi tutti i processi legati, direttamente o indirettamente,

alla produzione di clinker di cemento grigio• 0,766 quote/t

Decisione 2011/278/CE – es: clinker di cemento grigio

Con il Regolamento (UE) n. 601/2012 della Commissione, del 21 giugno 2012, 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 sono istituite le norme per il monitoraggio e la comunicazione dei dati relativi alle emissioni di gas a effetto serra e dei dati relativi all'attività ai sensi della direttiva 2003/87/CE nel periodo di scambio del sistema dell'Unione per lo scambio di quote di emissioni dei gas a effetto serra che decorre a partire dal 1° gennaio 2013 e nei successivi periodi di scambio.

Regolamento (UE) n. 601/2012 concernente il monitoraggio e la comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra

65

66

PRINCIPALI NOVITA’

• nuove definizioni più precise

• maggiori indicazioni sul piano di monitoraggio ed aggiornamento

• semplificazioni per la valutazione delle incertezze

• sostenibilità economica delle metodologie di monitoraggio

• condizioni particolari per impianti a basse emissioni

• maggiore coerenza nella stima dei dati mancanti

• promozione tecnologie informatiche

Regolamento (UE) n. 601/2012 concernente il monitoraggio e la comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra

• Impianti indicati in all. 1 della Direttiva 2009/29/CE: valori limiteriportati in appresso si riferiscono in genere alle capacità produttiveo alla resa. Qualora varie attività rientranti nella medesimacategoria siano svolte in uno stesso impianto, si sommano lecapacità di tali attività.

• Esclusi impianti o le parti di impianti utilizzati per la ricerca, losviluppo e la sperimentazione di nuovi prodotti e processi e gliimpianti che utilizzano esclusivamente biomassa.

• Esclusione mezzi di trasporto

• Introdotto il trasporto aereo con direttiva 2008/101/CE

Regolamento (UE) n. 601/2012 :

CONFINI DEL MONITORAGGIO

67

• Impianti di combustione con potenza calorifica di oltre 20 MW ilriferimento per l’applicabilità è la capacità installata: somma dellepotenze termiche nominali di tutte le unità tecniche che ne fannoparte e che utilizzano combustibili all’interno dell’impianto.

• Le unità con una potenza termica nominale inferiore a 3 MW e leunità che utilizzano esclusivamente biomassa non sono prese inconsiderazione ai fini del calcolo. Tra le “unità che utilizzanoesclusivamente biomassa” rientrano quelle che utilizzano combustibilifossili solo in fase di avvio o di arresto.

• Quando in un impianto si supera la soglia di capacità di qualsiasi attività prevista nel presente allegato, tutte le unità in cui sono utilizzati combustibili, diverse dalle unità per l’incenerimento di rifiuti pericolosi o domestici, sono incluse nell’autorizzazione ad emettere gas a effetto serra.

Regolamento (UE) n. 601/2012 :

CONFINI DEL MONITORAGGIO

68

1) «dati relativi all'attività», i dati relativi al quantitativo di combustibili e di materiali consumati o prodotti da un processo rilevante per la metodologia di monitoraggio basata su calcoli, espresso in terajoule, in tonnellate per la massa o, per i gas, come volume in metri cubi normali, a seconda dei casi

4) «flusso di fonti», i flussi seguenti:

a) un tipo specifico di combustibile, materia prima o prodotto che dà origine a emissioni di gas a effetto serra presso una o più fonti di emissione a seguito del suo consumo o produzione;b) un tipo specifico di combustibile, materia prima o prodotto contenente carbonio che è incluso nel calcolo delle emissioni di gas a effetto serra che utilizza una metodologia di bilancio di massa;

La decisione prevede il monitoraggio su flussi di fonti: le emissioni sono associate alle singole fonti autorizzate.

Definizioni art. 3

69

nuovo

nuovo

7) «fattori di calcolo», il valore calorifico netto, il fattore di emissione, il fattore di emissione preliminare, il fattore di ossidazione, il fattore di conversione, il tenore di carbonio o la frazione di biomassa;

8) «livello», uno specifico requisito utilizzato per determinare i dati relativi all'attività, i fattori di calcolo, l'emissione annua e l'emissione oraria media annua, oltre che il carico utile

11) «emissioni di combustione», le emissioni di gas a effetto serra prodotte durante la reazione esotermica di un combustibile con l'ossigeno;

23) «controlli metrologici legali», i controlli per motivi di interesse pubblico, sanità pubblica, sicurezza pubblica, ordine pubblico, protezione dell'ambiente, imposizione di tasse e diritti, tutela dei consumatori e lealtà delle transazioni commerciali, intesi a verificare che uno strumento di misura sia in grado di svolgere le funzioni cui è destinato

Definizioni art. 3

70

nuovo

nuovo

20) «biomassa», la frazione biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui di origine biologica provenienti dall'agricoltura (comprendente sostanze vegetali e animali), dalla silvicoltura e dalle industrie connesse, comprese la pesca e l'acquacoltura, nonché la parte biodegradabile dei rifiuti industriali e urbani; include bioliquidi e biocarburanti;

21) «bioliquidi», combustibili liquidi per scopi energetici diversi dal trasporto, compresi l'elettricità, il riscaldamento e il raffreddamento, prodotti a partire dalla biomassa;

22) «biocarburanti», carburanti liquidi o gassosi per il trasporto ricavati dalla biomassa; «fattori di calcolo», il valore calorifico netto, il fattore di emissione, il fattore di emissione preliminare, il fattore di ossidazione, il fattore di conversione, il tenore di carbonio o la frazione di biomassa;

Definizioni art. 3

71

nuovo

nuovo

nuovo

31) «combustibile commerciale standard», i combustibili reperibili in commercio standardizzati a livello internazionale che presentano un intervallo di confidenza al 95 % non superiore all'1 % del rispettivo potere calorifico specificato, compresi il gasolio, l'olio combustibile leggero, la benzina, l'olio lampante, il kerosene, l'etano, il propano, il butano, il kerosene per aeromobili (jet A1 o jet A), la benzina per aeromobili (jet B) e la benzina avio (AvGas);

32) «lotto», una quantità di combustibile o materiale sottoposta a campionamento e caratterizzazione in modo che sia rappresentativa e trasferita in un'unica spedizione o in continuo nell'arco di un periodo di tempo specifico;

33) «combustibile misto», un combustibile che contiene sia biomassa sia carbonio fossile;

38) «metodo del bilancio energetico», metodo per stimare il quantitativo di energia utilizzato come combustibile in una caldaia, calcolato come somma del calore utilizzabile e di tutte le pertinenti perdite di energia per radiazione, trasmissione e attraverso i gas effluenti;

Definizioni art. 3

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Art. 4 - Obbligo generaleI gestori e gli operatori aerei ottemperano ai propri obblighi in materia di monitoraggio e comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra di cui alla direttiva 2003/87/CE nel rispetto dei principi sanciti agli articoli da 5 a 9.

Art. 5 - CompletezzaIl monitoraggio e la comunicazione delle emissioni sono esaustivi e riguardano tutte le emissioni di processo e di combustione provenienti da tutte le fonti e i flussi di fonti di emissione.

Art. 6 - Coerenza, comparabilità e trasparenza1. Il monitoraggio e la comunicazione delle emissioni sono coerenti e comparabili nel tempo.

Art. 7 - AccuratezzaI gestori e gli operatori aerei assicurano che i valori delle emissioni non siano sistematicamente e coscientemente inaccurati.

Art. 8 - Integrità della metodologiaIl gestore o l'operatore aereo forniscono ragionevoli garanzie circa l'integrità dei dati sulle emissioni da comunicare.

Art. 9 - Miglioramento continuoI gestori e gli operatori aerei tengono conto delle raccomandazioni contenute nelle relazioni di verifica.

Art. 10 - Coordinamento

Principi generali

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Art.11 Obbligo generale

1.Ogni gestore o operatore aereo esegue il monitoraggio delle emissioni di gas a effetto serra secondo un piano di monitoraggio approvato dall’autorità competente in conformità all’articolo 12, in base alla natura e al funzionamento dell’impianto o dell’attività di trasporto ai quali si applica.Il piano di monitoraggio è integrato da procedure scritte che il gestore o l’operatore aereo gestisce, documenta, applica e aggiorna per le attività descritte nel piano di monitoraggio, se del caso.

2.Il piano di monitoraggio di cui al paragrafo 1 descrive le istruzioni per il gestore o l’operatore aereo in maniera logica e semplice, evitando la duplicazione degli sforzi e tenendo conto dei sistemi già esistenti presso l’impianto o usati dal gestore o dall’operatore aereo.

CAPO II PIANO DI MONITORAGGIO

75

1.Un gestore o un operatore aereo trasmette un piano di monitoraggio all’autorità competente per l’approvazione.Il piano di monitoraggio consiste in una documentazione precisa, completa e trasparente della metodologia di monitoraggio impiegata per un determinato impianto o operatore aereo e contiene perlomeno

Unitamente al piano di monitoraggio, il gestore o l’operatore aereo trasmette tutti i seguenti :a) per ciascun flusso di fonti e per ciascuna fonte di emissioni,

per i dati relativi all’attività e i fattori di calcolo, se del caso, in relazione ai livelli applicati di cui all’allegato II e all’allegato III;b) i a dimostrazione del fatto che le proposte attività di controllo e le relative procedure sono proporzionate ai rischi intrinseci e ai rischi di controllo individuati.


Il piano di monitoraggio per un impianto contiene almeno le seguenti informazioni:1) informazioni generali sull'impianto:a) una descrizione dell'impianto e delle attività svolte dall'impianto da monitorare, con un elenco delle fonti e dei flussi di fonti di emissioni da monitorare per ciascuna attività svolta nell'impianto, che soddisfino i seguenti criteri:i) la descrizione deve essere sufficiente a dimostrare che non vi sono lacune nei dati né si verificano doppi conteggi delle emissioni;ii) alla descrizione deve essere aggiunto un semplice diagramma delle fonti di emissione, dei flussi di fonti, dei punti di campionamento e degli apparecchi di misura, se ciò fosse richiesto dall'autorità competente o se il diagramma dovesse semplificare la descrizione dell'impianto o il riferimento alle fonti di emissione, ai flussi di fonti, agli apparecchi di misura e a qualsiasi altra parte dell'impianto di rilievo per la metodologia di monitoraggio, comprese le attività riguardanti i flussi di dati e le attività di controllo;b) una descrizione della procedura attuata per gestire l'attribuzione delle responsabilità di monitoraggio e comunicazione nell'impianto e per gestire le competenze del personale responsabile;

Piano di monitoraggio – Allegato I

c) una descrizione della procedura per la valutazione periodica dell'adeguatezza del piano di monitoraggio, che specifichi quanto meno le seguenti attività:i) verifica delle fonti di emissione e dei flussi di fonti, verifica della completezza delle fonti di emissione e dei flussi di fonti e dell'inserimento nel piano di monitoraggio di ogni modifica pertinente introdotta nella natura e nel funzionamento dell'impianto;ii) valutazione della conformità alle soglie di incertezza per i dati relativi all'attività e ad altri parametri, se applicabili, per i livelli utilizzati per ciascun flusso di fonti e per ciascuna fonte di emissioni;iii) valutazione delle potenziali misure applicate per migliorare la metodologia di monitoraggio;d) una descrizione delle procedure scritte da applicare per le attività riguardanti il flusso dei dati ai sensi dell'articolo 57, compreso - se del caso - un diagramma esplicativo;e) una descrizione delle procedure scritte da applicare per le attività di controllo a norma dell'articolo 58;f) se del caso, informazioni sui collegamenti con attività svolte nel quadro di un sistema comunitario di ecogestione e audit (EMAS) istituito ai sensi del regolamento (CE) n. 1221/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio (1), di sistemi disciplinati dalla norma armonizzata ISO 14001:2004 e di altri sistemi di gestione ambientale, comprese informazioni riguardanti procedure e controlli attinenti al monitoraggio e alla comunicazione delle emissioni di gas a effetto serra;g) il numero della versione del piano di monitoraggio;

Piano di monitoraggio – Allegato I ‐ segue

2) una descrizione dettagliata delle metodologie fondate su calcoli, se utilizzate, così articolata:a) una descrizione dettagliata della metodologia basata su calcoli applicata, compresi un elenco dei dati in ingresso e delle formule di calcolo utilizzati, un elenco dei livelli applicati per i dati relativi all'attività e di tutti i fattori di calcolo pertinenti per ciascuno dei flussi di fonti da monitorare;b) se del caso e qualora il gestore intenda optare per una semplificazione nel caso di flussi di fonti di minore entità e de minimis, una classificazione dei flussi di fonti in flussi di fonti di maggiore o minore entità o flussi de minimis;c) una descrizione dei sistemi di misura impiegati e della loro gamma di misurazione, l'incertezza specificata e l'ubicazione esatta degli strumenti di misura da utilizzare per ciascuno dei flussi di fonti da monitorare;d) 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, per ciascuno dei flussi di fonti;e) se del caso, un elenco dei metodi di analisi da utilizzare per la determinazione di tutti i fattori di calcolo pertinenti per ciascuno dei flussi di fonti e una descrizione delle procedure scritte per tali analisi;f) se del caso, una descrizione della procedura sottesa al piano di campionamento per il campionamento di combustibili e materiali da analizzare e una descrizione della procedura adottata per rivedere l'adeguatezza del piano di campionamento;g) se del caso, un elenco di laboratori impegnati nell'espletamento delle relative procedure analitiche e, se il laboratorio non è accreditato secondo le disposizioni dell'articolo 34, paragrafo 1, una descrizione della procedura impiegata per dimostrare la conformità ai requisiti equivalenti a norma dell'articolo 34, paragrafi 2 e 3;


3) qualora si ricorra a una metodologia di monitoraggio alternativa ai sensi dell'articolo 22, una descrizione dettagliata della metodologia di monitoraggio applicata per tutti i flussi di fonti o le fonti di emissione per i quali non è utilizzata la metodologia basata sui livelli, e una descrizione della procedura scritta adottata per la relativa analisi dell'incertezza;

4) una descrizione dettagliata delle metodologie fondate su misure, se utilizzate…

5) in aggiunta agli elementi di cui al punto 4, una descrizione dettagliata della metodologia di monitoraggio nel caso in cui siano monitorate le emissioni di N2O, se opportuno sotto forma di descrizione delle procedure scritte applicate…

6) una descrizione dettagliata della metodologia di monitoraggio nel caso in cui siano monitorati perfluorocarburi emessi dalla produzione di alluminio primario…

7) Una descrizione dettagliata della metodologia di monitoraggio se si provvede al trasferimento di CO2 intrinseco che fa parte di un combustibile ai sensi dell'articolo 48 o al trasferimento di CO2 in conformità all'articolo 49, se del caso sotto forma di descrizione delle procedure scritte applicate…


80

1.Fatto salvo l’articolo 12, paragrafo 3, gli Stati membri possono autorizzare i gestori e gli operatori aerei a utilizzare piani di monitoraggio standardizzati o semplificati.A tal fine, gli Stati membri possono pubblicare modelli per detti piani di monitoraggio, comprensivi di una descrizione del flusso di dati e delle procedure di controllo di cui agli articoli 57 e 58, facendo riferimento ai modelli e alle linee guida pubblicati dalla Commissione.

2.Prima di approvare un piano di monitoraggio semplificato di cui al paragrafo 1, l’autorità competente esegue una valutazione dei rischi semplificata al fine di stabilire se le attività di controllo proposte e le procedure per le attività di controllo sono proporzionate ai rischi intrinseci e ai rischi di controllo individuati e giustifica il ricorso a tale piano di monitoraggio semplificato.

Se del caso, gli Stati membri possono richiedere al gestore oall’operatore aereo di svolgere personalmente la valutazione deirischi di cui al precedente comma.


81

1.Ogni gestore o operatore aereo verifica periodicamente se il piano di monitoraggio riflette la natura e il funzionamento dell’impianto o dell’attività di trasporto aereo, in conformità all’articolo 7 della direttiva 2003/87/CE, e se sia possibile migliorare la metodologia di monitoraggio.2.Il gestore o l’operatore aereo modifica il piano di monitoraggio nel caso in cui si presenti una qualsiasi delle seguenti situazioni:a) si verificano nuove emissioni, dovute a nuove attività svolte o all’uso di nuovi combustibili o materiali non ancora contemplati dal piano di monitoraggio;b) una variazione della disponibilità dei dati, dovuta all’impiego di nuovi tipi di strumenti di misurazione, metodi di campionamento o metodi di analisi ovvero ad altre ragioni, comporta una conseguente maggiore accuratezza nella determinazione delle emissioni;c) i dati ottenuti dall’impiego della metodologia di monitoraggio applicata in precedenza si sono rivelati errati;d) la modifica apportata al piano di monitoraggio migliora l’accuratezza dei dati comunicati, salvo il caso in cui ciò non risulti tecnicamente realizzabile o comporti costi sproporzionatamente elevati;


82

2.Il gestore o l’operatore aereo modifica il piano di monitoraggio nel caso in cui si presenti una qualsiasi delle seguenti situazioni:e) il piano di monitoraggio non è conforme alle prescrizioni del presente regolamento e l’autorità competente obbliga il gestore o l’operatore aereo a modificarlo;f) è necessario mettere in atto le proposte di miglioramento del piano di monitoraggio formulate in una relazione di verifica.


83

1.Il gestore o l’operatore aereo notifica tempestivamente all’autorità competente ogni proposta di modifica del piano di monitoraggio.Tuttavia, l’autorità competente può autorizzare il gestore o l’operatore aereo a notificare, entro il 31 dicembre dello stesso anno, eventuali modifiche al piano di monitoraggio ai sensi del paragrafo 3.

2. del piano di monitoraggio ai sensi dei paragrafi 3 e 4 è .Qualora l’autorità competente consideri una modifica non significativa, essa ne dà tempestiva comunicazione al gestore o all’operatore aereo.


84

Se un gestore o un operatore aereo dichiara che l’applicazione di una determinata metodologia di monitoraggio non è tecnicamente realizzabile, l’autorità competente valuta la fattibilità tecnica tenendo conto della giustificazione del gestore o dell’operatore aereo.

1.Se un gestore o un operatore aereo dichiara di incorrere in costi sproporzionatamente elevati applicando una determinata metodologia di monitoraggio, l’autorità competente valuta la natura sproporzionatamente elevata dei costi tenendo conto della giustificazione del gestore.L’autorità competente considera i costi sproporzionatamente elevati se la stima dei costi è superiore al beneficio.

Per gli strumenti di misura soggetti ai controlli metrologici legali previsti dalla legislazione nazionale, l’incertezza attualmente ottenuta può essere sostituita dall’erroremassimo ammissibile in servizio consentito dalla legislazione nazionale pertinente.


85

1.Ai fini del monitoraggio delle emissioni e della determinazione delle prescrizioni minime per i livelli, ogni gestore definisce la categoria del suo impianto ai sensi del paragrafo 2 e, se del caso, di ciascun flusso di fonti ai sensi del paragrafo 3.Il gestore classifica ciascun impianto in base alle seguenti categorie:a) impianto di categoria A, se le emissioni medie annuali verificate nel Periodo di scambio immediatamente precedente l’attuale periodo di scambio, al

netto del CO2 proveniente dalla biomassa e al lordo del CO2 trasferito, sono pari o inferiori a 50 000 tonnellate di CO2(e);

b) impianto di categoria B, se le emissioni medie annuali verificate nel periodo di scambio immediatamente precedente l’attuale periodo di scambio, al netto del CO2 proveniente dalla biomassa e al lordo del CO2 trasferito, sono superiori a 50 000 tonnellate di CO2(e) e pari o inferiori a 500 000 tonnellate di CO2(e);c) impianto di categoria C, se le emissioni medie annuali verificate nel periodo di scambio immediatamente precedente l’attuale periodo di scambio, al netto del CO2 proveniente dalla biomassa e al lordo del CO2 trasferito, sono superiori a 500 000 tonnellate di CO2(e).

CAPO III – Monitoraggio delle emissioni per impianti permanenti

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3.Il gestore classifica ciascun flusso di fonti mettendo a confronto il flusso di fonti con la somma di tutti i valori assoluti di CO2 fossile e CO2(e) corrispondenti a tutti i flussi di fonti inclusi nelle metodologie fondate su calcoli e con la somma di tutte le emissioni da fonti monitorate utilizzandometodologie fondate su misure, al lordo del CO2 trasferito.Ciascun flusso di fonti è classificato in una delle seguenti categorie:a) flussi di fonti di minore entità, nel caso in cui i flussi di fonti selezionati dal gestore corrispondano collettivamente a meno di 5 000 tonnellate di CO2 fossile all’anno o a meno del 10 %, fino a un contributo totale massimo di 100 000 tonnellate di CO2 fossile all’anno, qualunque sia il quantitativo superiore in termini di valore assoluto;b) flussi di fonti de minimis, tali per cui i flussi di fonti selezionati dal gestore corrispondono collettivamente a meno di 1 000 tonnellate di CO2 fossile all’anno o a meno del 2 %, fino a un contributo totale massimo di 20 000 tonnellate di CO2 fossile all’anno, qualunque sia il quantitativo superiorein termini di valore assoluto;c) flussi di fonti di maggiore entità, qualora i flussi di fonti non rientrino in nessuna delle categorie di cui alle lettere a) e b).


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Nel caso in cui si applichi la metodologia basata su calcoli, nel piano di monitoraggio il gestore precisa, per ciascun flusso di fonti, se è utilizzata la metodologia standard o l’approccio basato sul bilancio di massa, specificando i livelli pertinenti definiti nell’allegato II.2.Il gestore, previo consenso dell’autorità competente, può avvalersi simultaneamente di una metodologia standard, una metodologia di bilancio di massa e una metodologia fondata su misure per fonti di emissioni e flussi di fonti diversi in riferimento a uno stesso impianto, purché non vi siano lacune e non si verifichino doppi conteggi delle emissioni.3.Se il gestore non applica una metodologia fondata su misure, la scelta deve ricadere sulla metodologia prevista dalla sezione specifica dell’allegato IV, sempre che il gestore non fornisca alle autorità competenti le prove che l’uso di tale metodologia non è tecnicamente fattibile o produce costi sproporzionatamente elevati o che un altro metodo garantisce un’accuratezza generale maggiore dei dati sulle emissioni.


88

In deroga all’articolo 21, paragrafo 1, per determinati flussi di fonti o per talune fonti di emissione il gestore può impiegare una metodologia di monitoraggio non basata su livelli (in prosieguo: «metodologia di monitoraggio alternativa») se sono soddisfatte le seguenti condizioni:a) l’applicazione almeno del livello 1 nell’ambito della metodologia basata

su calcoli per uno o più flussi di fonti di maggiore o minore entità e di una metodologia fondata su misure per almeno una fonte di emissioni correlata ai medesimi flussi di fonti non è tecnicamente realizzabile o comporta costi sproporzionatamente elevati;

b) ogni anno il gestore valuta e quantifica le incertezze di tutti i parametri usati per la determinazione delle emissioni annuali, in conformità alla guida «ISO Guide to the Expression of Uncertainty in Measurement» (JCGM 100:2008) o a un’altra norma equivalente riconosciuta a livello internazionale, e inserisce i risultati nella comunicazione annuale delle emissioni;


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c) il gestore dimostra, in maniera giudicata sufficiente dall’autorità competente, che applicando tale metodologia di monitoraggio alternativa le soglie di incertezza generali per il livello annuo di emissioni di gas a effetto serra per l’intero impianto non superano il 7,5 % per gli impianti di categoria A, il 5,0 % per gli impianti di categoria B e il 2,5 % per gli impianti di categoria C.


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1.Nel definire i livelli pertinenti in conformità all’articolo 21, paragrafo 1, ciascun gestore, per determinare i dati relativi all’attività e ciascun fattore di calcolo, applica:a) almeno i livelli elencati nell’allegato V, per gli impianti di categoria A o quando è richiesto un fattore di calcolo per un flusso di fonti che è un combustibile commerciale standard;b) il livello più alto definito nell’allegato II nei casi diversi rispetto a quelli di cui alla lettera a).Tuttavia, rispetto ai livelli specificati nel primo comma, il gestore può applicare un livello più basso per gli impianti di categoria C e fino a due livelli più bassi per gli impianti di categoria A e B, mantenendo perlomeno il livello 1, purché possa dimostrare in modo giudicato sufficiente dall’autorità competente che il livello richiesto nel primo comma non è tecnicamente realizzabile o comporta costi sproporzionatamente elevati.

CAPO III – Monitoraggio - Metodologia basata su calcoli

Calcolo delle emissioni di CO2Art. 24 - Calcolo delle emissioni in base alla metodologia standardSecondo la metodologia standard, il gestore calcola le emissioni di combustione per flusso di fonti moltiplicando i dati relativi all'attività riferiti al quantitativo di combustibile combusto espresso in terajoule in base al potere calorifico netto (NCV) con il corrispondente fattore di emissione, espresso in tonnellate di CO2 per terajoule (t CO2/TJ) in linea con l'uso dell'NCV, e con il corrispondente fattore di ossidazione.L'autorità competente può consentire l'uso di fattori di emissione per i combustibili espressi in t CO2/t oppure t CO2/Nm3.

Emissioni di CO2 = Dati attività * Fattore di emissione * Fattore di ossidazione

Regolamento CEE/UE n° 601 del 21/06/2012 ‐ Calcolo delle emissioni

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• Il gestore assegna all'impianto tutte le emissioni provenienti dalla combustione di combustibili presso l'impianto, indipendentemente dalle esportazioni di calore o elettricità verso altri impianti. Il gestore non assegna all'impianto portatore le emissioni associate alla produzione di calore o elettricità importati da altri impianti.

• Il gestore include almeno le seguenti fonti di emissioni: caldaie, bruciatori, turbine, riscaldatori, altiforni, inceneritori, forni di vario tipo, essiccatoi, motori, torce, torri di lavaggio (emissioni di processo) e ogni altro apparecchio o macchina che utilizza combustibile, esclusi gli apparecchi o le macchine muniti di motori a combustione usati per il trasporto.

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Attività di combustione – confini del monitoraggio

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Tipo di attività/flusso di

fonte

Parametro a cui si applica

l'incertezza

Livello 1 Livello 2 Livello 3 Livello 4

Combustione di combustibili e combustibili usati come elementi in entrataCombustibili commerciali standard

Quantitativo di combustibile [t] o [Nm3]

± 7,5 % ± 5 % ± 2,5 % ± 1,5 %

Altri combustibili gassosi e liquidi

Quantitativo di combustibile [t] o [Nm3]

± 7,5 % ± 5 % ± 2,5 % ± 1,5 %

Combustibili solidi

Quantitativo di combustibile [t]

± 7,5 % ± 5 % ± 2,5 % ± 1,5 %

Combustione in torcia

Quantitativo di gas di torcia [Nm3]

± 17,5 % ± 12,5 % ± 7,5 % .

Lavaggio (scrubbing): carbonati (metodo A)

Quantitativo di carbonato consumato [t]

± 7,5 % . . .

Lavaggio (scrubbing): gesso (metodo B)

Quantitativo di gesso prodotto [t]

± 7,5 % . . .

Tabella 1 - livelli per i dati relativi all'attività (incertezza massima ammissibile per ogni livello

ALLEGATO IISoglie di livello per metodologie fondate su calcoli in relazione agli impianti (articolo 12, paragrafo 1)

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2.1. Livelli per i fattori di emissione

Se per un combustibile o materiale misto è determinata una frazione di biomassa, i livelli definiti si riferiscono al fattore di emissione preliminare. Per i combustibili fossili e i materiali i livelli si riferiscono al fattore di emissione.

Livello 1: il gestore applica uno dei seguenti fattori:a) i fattori standard elencati nell'allegato VI, sezione 1;b) altri valori costanti in conformità all'articolo 31, paragrafo 1, lettere d) o e), qualora l'allegato VI, sezione 1, non contenga un valore applicabile.Livello 2a: il gestore applica fattori di emissione specifici per paese per il rispettivo combustibile o materiale, conformemente all'articolo 31, paragrafo 1, lettere b) e c).Livello 2b: il gestore ricava i fattori di emissione per il combustibile sulla base di uno dei seguenti indicatori surrogati riconosciuti, unitamente a una correlazione empirica determinata almeno una volta all'anno secondo le disposizioni degli articoli da 32 a 35 e dell'articolo 39:a) misura della densità di oli o gas specifici, compresi quelli di comune utilizzo nelle raffinerie o nell'industria dell'acciaio;b) potere calorifico netto per tipi specifici di carbone.Il gestore si accerta che la correlazione soddisfi i criteri di buona prassi tecnica e che venga applicata solo ai valori dell'indicatore che rientrano nell'intervallo per il quale è stato stabilito.Livello 3: il gestore determina il fattore di emissione conformemente alle disposizioni pertinenti degli articoli da 32 a 35.

ALLEGATO IIDefinizione dei livelli per fattori di calcolo per le emissioni di combustione

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2.2. Livelli per il potere calorifico netto (NCV)

Livello 1: il gestore applica uno dei seguenti fattori:a) i fattori standard elencati nell'allegato VI, sezione 1;b) altri valori costanti in conformità all'articolo 31, paragrafo 1, lettere d) o e), qualora l'allegato VI, sezione 1, non contenga un valore applicabile.Livello 2a: il gestore applica fattori specifici per paese per il rispettivo combustibile, conformemente all'articolo 31, paragrafo 1, lettere b) o c).Livello 2b: per i combustibili scambiati a fini commerciali, si utilizza il potere calorifico netto ricavato dai dati sugli acquisti per i rispettivi combustibili forniti dai fornitori di combustibili, a condizione che tale valore sia ricavato secondo norme nazionali o internazionali accettate.Livello 3: il gestore determina il potere calorifico netto conformemente agli articoli da 32 a 35.

2.3. Livelli per i fattori di ossidazione

Livello 1: il gestore applica un fattore di ossidazione pari a 1.Livello 2: il gestore applica fattori di ossidazione per il rispettivo combustibile, conformemente all'articolo 31, paragrafo 1, lettere b) o c).Livello 3: per i combustibili il gestore ricava fattori specifici all'attività sulla base del corrispondente tenore di carbonio delle ceneri, degli effluenti e degli altri rifiuti e sottoprodotti, nonché delle altre forme gassose non completamente ossidate del carbonio emesso, a eccezione del CO. I dati relativi alla composizione sono determinati in linea con le disposizioni degli articoli da 32 a 35.

ALLEGATO IIDefinizione dei livelli per fattori di calcolo per le emissioni di combustione

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A. Campo di applicazione

Il gestore tiene conto almeno delle seguenti fonti di emissioni di CO2: cracking (catalitico e non catalitico), reforming, ossidazione parziale o completa, processi simili che danno origine a emissioni di CO2 dal carbonio contenuto nella carica a base di idrocarburi, combustione di gas di scarico e combustione in torcia, e combustione di combustibili nell'ambito di altri processi di combustione.

ALLEGATO II18. Produzione di prodotti chimici organici su larga scala, presente nell'elenco di cui all'allegato I della direttiva 2003/87/CE

ICA - Società di Ingegneria Chimica per l'AmbienteVia Stezzano, 87 BergamoTel (+39) 035 313523 Fax (+39) 035 3842163E-mail: [email protected] web: www.studioica.it

SEDE CENTRALE DI MILANOVia Gaetano Giardino, 4 (angolo p.zza Diaz) - 20123 MILANO Tel. 02 806917.1 - Fax 02 86465295Web: www.certiquality.it

Grazie per l’attenzione

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gas effetto serra: i contenuti e i vantaggi della norma

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