Regolamento (UE) 2025/2359

Oggetto e perimetro metodologico

L’articolo 1 stabilisce che il regolamento specifica la metodologia per calcolare la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra ottenuta grazie ai combustibili a basse emissioni di carbonio diversi dai carburanti derivanti da carbonio riciclato. L’articolo 2 rinvia integralmente all’allegato per il calcolo della riduzione.

Formula generale delle emissioni e criteri di imputazione

L’allegato, parte A, punto 1, definisce la formula E = ei + ep + etd + eu – eccs – eccu. Le emissioni comprendono approvvigionamento di input, lavorazione, trasporto e distribuzione, combustione finale e si sottraggono le riduzioni da cattura/stoccaggio geologico e da uso permanente del carbonio in prodotti di lunga durata. Sono escluse le emissioni dovute alla produzione di macchinari e apparecchiature.

Calcolo della riduzione di emissioni e combustibile fossile di riferimento

La riduzione è calcolata come (EF – E) / EF. Per tutti i combustibili a basse emissioni di carbonio, il combustibile fossile di riferimento coincide con quello previsto per i carburanti rinnovabili di origine non biologica nel regolamento delegato (UE) 2023/1185.

Gestione di miscele, co-produzione e quota di combustibile eleggibile

Quando il processo non produce interamente combustibili a basse emissioni di carbonio, la quota rilevante si determina in base agli input energetici pertinenti. Sono previste regole specifiche per processi integrati e co-lavorazioni, per l’assegnazione delle emissioni tra combustibili, biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa, nonché per la distinzione tra input elastici e rigidi. I biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa sono conteggiati solo in specifiche condizioni e secondo l’articolo 31 della direttiva (UE) 2018/2001.

Energia elettrica: zero emissioni, metodi alternativi e soglie

L’energia elettrica pienamente conteggiabile come rinnovabile ai sensi dell’articolo 27, paragrafo 6, della direttiva (UE) 2018/2001 ha intensità zero. Per l’energia elettrica non pienamente rinnovabile sono previsti quattro metodi alternativi di attribuzione delle emissioni: medie annue, medie orarie di zona di offerta, metodo basato sulle ore a pieno carico con soglia di 0 o 183 g CO2eq/MJ, oppure media oraria della tecnologia marginale. Il metodo scelto si applica a tutta l’energia elettrica usata nel processo, incluso l’eventuale input rinnovabile computato come tale, se si utilizza l’opzione delle ore a pieno carico.

Metano a monte e fornitori di input

Le emissioni di metano upstream devono essere considerate per gli input elastici a base fossile, sulla base delle comunicazioni effettuate ai sensi del regolamento (UE) 2024/1787 o, in mancanza di dati, tramite valori standard dell’allegato. Ogni fornitore di input elastico, salvo quelli con valori standard già in allegato, calcola l’intensità delle emissioni dell’input e la comunica alla fase successiva della catena di approvvigionamento.

Input rigidi e cambio di destinazione d’uso

Gli input rigidi sono quelli la cui offerta non può essere ampliata. Le emissioni associate includono la perdita di produzione alternativa di elettricità, calore o altri prodotti, con regole diverse per i primi 20 anni di produzione e dopo tale periodo, basate su prestazioni BAT o tecnologie comparabili. Sono previste modalità specifiche per flussi intermedi industriali e per input rigidi da nuovi impianti.

CO2 catturata, utilizzo del carbonio e limiti temporali

Le emissioni evitate dall’attuale uso o destinazione dell’input possono essere accreditate se il CO2 è catturato da attività ETS, dall’aria, da biomasse sostenibili, da RFNBO/combustibili a basse emissioni di carbonio conformi, da fonti geologiche, o da carbonio destinato a carburanti da carbonio riciclato. È escluso il CO2 ottenuto bruciando deliberatamente combustibile solo per produrre CO2 e il CO2 che genera già un credito di emissione altrove. Per il CO2 catturato da attività ETS o da combustione di rifiuti urbani indifferenziati si applicano termini di riconoscimento fino al 1° gennaio 2036, estesi al 1° gennaio 2041 in casi diversi dal CO2 derivante dalla combustione di combustibili per produrre elettricità; tale tempistica sarà riesaminata in relazione al traguardo climatico 2040.

Lavorazione, combustione finale e gas considerati

Le emissioni di lavorazione includono emissioni dirette, trattamento rifiuti e perdite, oltre al CO2 fossile emesso alla fine della vita dei co-prodotti salvo prova di cattura/stoccaggio permanente o legame chimico permanente nei prodotti ammessi. Le emissioni di combustione finale comprendono anche il carbonio di origine biologica. I gas considerati e i relativi equivalenti CO2 sono quelli della direttiva (UE) 2018/2001.

Assegnazione delle emissioni ai co-prodotti

Se il processo genera più prodotti, le emissioni sono assegnate al termine del processo e includono le emissioni del processo e degli input fino alla fase di produzione dei co-prodotti. Se il rapporto tra co-prodotti è variabile, l’assegnazione avviene in base a un criterio di causalità fisica; se è fisso e tutti i co-prodotti sono combustibili/energia/calore, si usa il contenuto energetico; se vi sono co-prodotti materiali senza contenuto energetico, si usa il valore economico medio franco fabbrica degli ultimi tre anni o una stima sostitutiva.

CCS: criteri, formule e permanenza dello stoccaggio

Le riduzioni da cattura e stoccaggio geologico permanente del carbonio si calcolano come differenza tra CO2 catturata e emissioni di cattura, trasporto e iniezione. Il regolamento ammette lo stoccaggio in siti autorizzati UE o, nei paesi terzi, sulla base di diritto nazionale equivalente che assicuri monitoraggio, verifica, riparazione delle perdite e divieto di iniezione in siti con perdite ripetute. Le perdite non possono essere accreditate come riduzioni.

CCU: uso del carbonio in prodotti di lunga durata

Le riduzioni da legame chimico permanente del CO2 in prodotti si calcolano come CO2 catturata meno emissioni di cattura, trasporto e uso del CO2 per il legame permanente. Sono ammessi solo i prodotti elencati nell’atto delegato adottato in applicazione dell’articolo 12, paragrafo 3 ter, della direttiva 2003/87/CE. Anche in questo caso si applicano regole specifiche per impianti entrati in funzione prima dell’11 dicembre 2025.

Valori standard per input materiali ed energetici

La parte B contiene tabelle di valori standard per le intensità di emissione di vari input energetici e materiali, espressi in g CO2eq per MJ o per kg. Per alcuni combustibili e materie prime sono indicati valori specifici di CO2, CH4 e N2O; per i combustibili da biomassa la CO2 combustiva è considerata zero nella tabella dei fattori di combustione stazionaria.

Riesame della metodologia e data di applicazione

L’articolo 3 impone alla Commissione di valutare entro il 1° luglio 2028 l’impatto di soluzioni alternative, in particolare per l’energia elettrica a basse emissioni di carbonio da centrali nucleari e per approcci basati su medie dell’intensità di emissione elettrica, considerando anche la tutela dei progetti esistenti e la parità con l’energia pienamente rinnovabile. L’articolo 4 stabilisce l’entrata in vigore il ventesimo giorno successivo alla pubblicazione e la diretta applicabilità in tutti gli Stati membri.