Rozporządzenie wykonawcze 2018/2066 w sprawie monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych na podstawie dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady oraz zmieniające rozporządzenie Komisji (UE) nr 601/2012
Dz.U.UE.L.2018.334.1
Akt obowiązującyROZPORZĄDZENIE WYKONAWCZE KOMISJI (UE) 2018/2066
z dnia 19 grudnia 2018 r.
w sprawie monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych na podstawie dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady oraz zmieniające rozporządzenie Komisji (UE) nr 601/2012
(Tekst mający znaczenie dla EOG)
uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej,
uwzględniając dyrektywę 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 października 2003 r. ustanawiającą system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych w Unii oraz zmieniającą dyrektywę Rady 96/61/WE 1 , w szczególności jej art. 14 ust. 1,
(1) Niniejsze rozporządzenie powinno wejść w życie w trybie pilnym, aby uwzględnić pierwsze wydanie międzynarodowych norm i zalecanych metod postępowania w zakresie ochrony środowiska - mechanizm kompensacji i redukcji CO2 w międzynarodowym lotnictwie cywilnym (CORSIA) (tom IV załącznika 16 do konwencji chicagowskiej), które zostały przyjęte przez Radę ICAO na dziesiątym posiedzeniu w ramach jej 214. sesji w dniu 27 czerwca 2018 r. i które mają być stosowane od 2019 r.
(2) Prowadzenie pełnego, spójnego, przejrzystego i dokładnego monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych zgodnie ze zharmonizowanymi wymogami określonymi w niniejszym rozporządzeniu ma podstawowe znaczenie dla sprawnego funkcjonowania systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych ("EU ETS"), ustanowionego na podstawie dyrektywy 2003/87/WE.
(3) W trzecim okresie rozliczeniowym EU ETS (2013-2020) operatorzy przemysłowi, przewoźnicy lotniczy, weryfikatorzy i właściwe organy zdobyli doświadczenie w zakresie monitorowania i raportowania zgodnie z rozporządzeniem Komisji (UE) nr 601/2012 2 . Doświadczenie to wskazuje na potrzebę udoskonalenia, uściślenia i uproszczenia przepisów dotyczących monitorowania i raportowania, aby promować dalszą harmonizację i zwiększyć skuteczność systemu. Rozporządzenie (UE) nr 601/2012 zostało kilkakrotnie znacząco zmienione. Ze względu na konieczność wprowadzenia dalszych zmian rozporządzenie to należy zastąpić dla zapewnienia jasności.
(4) Definicja terminu "biomasa" w niniejszym rozporządzeniu powinna być zgodna z definicjami terminów "biomasa", "biopłyny" i "biopaliwa" przedstawionymi w art. 2 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE 3 , w szczególności z uwagi na fakt, że traktowanie preferencyjne w odniesieniu do zobowiązań dotyczących umorzenia uprawnień na podstawie EU ETS stanowi "system wsparcia" w rozumieniu art. 2 lit. k), a w konsekwencji wsparcie finansowe w rozumieniu art. 17 ust. 1 lit. c) tej dyrektywy.
(5) W celu zapewnienia spójności w niniejszym rozporządzeniu powinny mieć zastosowanie definicje zawarte w decyzji Komisji 2009/450/WE 4 i w dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/31/WE 5 .
(6) Aby zapewnić optymalne funkcjonowanie systemu monitorowania i raportowania, państwo członkowskie wyznaczające więcej niż jeden właściwy organ powinno zapewnić koordynację prac takich właściwych organów zgodnie z zasadami określonymi w niniejszym rozporządzeniu.
(7) Głównym elementem systemu ustanowionego w niniejszym rozporządzeniu powinien być plan monitorowania obejmujący szczegółową, pełną i przejrzystą dokumentację metodyki monitorowania określonej instalacji lub operatora statku powietrznego. Powinny być wymagane regularne aktualizacje planu, zarówno w odpowiedzi na ustalenia weryfikatora, jak i z własnej inicjatywy prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego. Zasadnicza odpowiedzialność za wdrożenie metodyki monitorowania, której elementy są określone przez procedury wymagane na mocy niniejszego rozporządzenia, powinna spoczywać na prowadzącym instalację lub operatorze statku powietrznego.
(8) Ponieważ plan monitorowania stanowi podstawowy element zasad monitorowania i raportowania, każda istotna jego zmiana powinna podlegać zatwierdzeniu przez właściwy organ. Jednakże w celu zmniejszenia obciążenia administracyjnego właściwych organów i prowadzących instalacje niektóre rodzaje zmian w planie nie powinny być uznawane za istotne i w związku z tym nie powinny wymagać formalnego zatwierdzenia.
(9) Należy określić podstawową metodykę monitorowania w celu minimalizacji obciążenia prowadzących instalacje i operatorów statków powietrznych oraz ułatwienia skutecznego monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych zgodnie z dyrektywą 2003/87/WE. Taka metodyka powinna obejmować podstawową metodykę opartą na obliczeniach i pomiarach. Metodyka oparta na obliczeniach powinna składać się z metodyki standardowej i metodyki bilansu masowego. Powinna istnieć możliwość łączenia w ramach tej samej instalacji metodyki opartej na pomiarach, standardowej metodyki opartej na obliczeniach i metodyki bilansu masowego, pod warunkiem że prowadzący instalację zapewni, aby nie występowały pominięcia lub podwójne liczenie.
(10) Aby zmniejszyć obciążenie prowadzących instalacje i operatorów statków powietrznych, należy uprościć wymóg dotyczący oceny niepewności, nie zmniejszając przy tym dokładności. Znaczne ograniczenie wymogów w odniesieniu do oceny niepewności jest wskazane w przypadku użycia przyrządów pomiarowych w warunkach zgodności z typem, w szczególności kiedy przyrządy te podlegają krajowej prawnej kontroli metrologicznej.
(11) Należy zdefiniować współczynniki obliczeniowe, które mogą być domyślne lub ustalane w drodze analizy. W wymogach dotyczących analizy należy zachować preferencję w odniesieniu do korzystania z laboratoriów akredytowanych zgodnie ze zharmonizowaną normą "Ogólne wymagania dotyczące kompetencji laboratoriów badawczych i wzorcujących" (EN ISO/IEC 17025) w odniesieniu do odpowiednich metod analitycznych, a także przewidzieć wymogi dotyczące wykazywania wystarczającej zgodności w przypadku laboratoriów nieakredytowanych, w tym zgodnie ze zharmonizowaną normą "Systemy zarządzania jakością - Wymagania" (EN ISO/IEC 9001) lub innymi właściwymi certyfikowanymi systemami zarządzania jakością.
(12) Należy określić przejrzystą i spójną metodykę określania nieracjonalnych kosztów.
(13) Należy zwiększyć równoważność między metodami opartymi na obliczeniach i opartymi na pomiarach. Będzie to wymagało lepszego dostosowania wymogów dotyczących poziomu dokładności. W celu określenia frakcji biomasy w CO2 w przypadku stosowania systemów ciągłych pomiarów emisji (CEMS) należy uwzględnić najnowsze osiągnięcia technologiczne. W związku z tym należy ustanowić bardziej elastyczne zasady wyznaczania frakcji biomasy, w szczególności umożliwiające zastosowanie w tym celu metod innych niż metody oparte na obliczeniach.
(14) Jako że emisje pochodzące z biomasy są powszechnie uznawane za zerowe do celów EU ETS, należy ustanowić uproszczone zasady monitorowania w odniesieniu do czystych strumieni materiałów wsadowych złożonych z biomasy. Jeśli paliwa lub materiały są mieszaninami biomasy i składników kopalnych, należy doprecyzować wymogi dotyczące monitorowania. Należy dokonać lepszego rozróżnienia między wstępnym współczynnikiem emisji odnoszącym się do całkowitej zawartości węgla pierwiastkowego i współczynnikiem emisji odnoszącym się wyłącznie do frakcji kopalnej CO2. W tym celu należy ustanowić odrębne definicje poziomów dokładności dla wstępnego współczynnika emisji i frakcji biomasy/frakcji kopalnej. Podobnie jak w przypadku innych współczynników obliczeniowych wymogi powinny uwzględniać wielkość instalacji oraz emisje gazów cieplarnianych związane z paliwem lub materiałem. W tym celu należy określić wymogi minimalne.
(15) Należy unikać nakładania nieproporcjonalnych zobowiązań w zakresie monitorowania w przypadku instalacji o niższych, mających mniej poważne konsekwencje emisjach rocznych, jednocześnie zapewniając utrzymanie możliwego do przyjęcia stopnia dokładności. W związku z tym należy ustanowić specjalne warunki dla instalacji uznawanych za instalacje o niskim poziomie emisji oraz dla operatorów statków powietrznych uważanych za małe podmioty uczestniczące w systemie.
(16) W art. 27 dyrektywy 2003/87/WE zezwolono państwom członkowskim na wyłączenie z EU ETS małych instalacji objętych równoważnymi środkami oraz o ile spełnione zostaną warunki określone we wspomnianym artykule. W art. 27a dyrektywy 2003/87/WE zezwolono państwom członkowskim na wyłączenie z EU ETS instalacji emitujących poniżej 2 500 ton, o ile spełnione zostaną warunki określone we wspomnianym artykule. Niniejsze rozporządzenie nie powinno mieć bezpośredniego zastosowania do instalacji wyłączonych na podstawie art. 27 lub art. 27a dyrektywy 2003/87/WE, chyba że państwo członkowskie postanowi inaczej.
(17) W celu wyeliminowania potencjalnych luk związanych z przenoszeniem związanego w paliwie lub czystego CO2 takie przenoszenie powinno być dopuszczalne tylko z zastrzeżeniem bardzo szczególnych warunków. W wyroku z dnia 19 stycznia 2017 r. w sprawie C-460/15 6 Trybunał Sprawiedliwości Unii Europejskiej uznał, że przepisy art. 49 ust. 1 zdanie drugie rozporządzenia (UE) nr 601/2012 oraz pkt 10.B załącznika IV do tego rozporządzenia są nieważne w zakresie, w jakim systemowo włączają one do emisji z instalacji do kalcynacji wapnia dwutlenek węgla (CO2) przenoszony do innej instalacji na potrzeby produkcji wytrąconego węglanu wapnia, bez względu na to, czy ów CO2 zostaje uwolniony do atmosfery. W celu uwzględnienia wyroku trybunału w sprawie C-460/15 należy uznać, że CO2, który jest przenoszony na potrzeby produkcji wytrąconego węglanu wapnia i w konsekwencji zostaje chemicznie związany z tym produktem, nie jest uwalniany do atmosfery. Powyższe warunki nie powinny jednak wykluczać możliwości przyszłych innowacji. Należy zatem odpowiednio zmienić rozporządzenie (UE) nr 601/2012.
(18) Ponieważ możliwe jest przekazywanie między instalacjami nie tylko CO2, ale również N2O, należy wprowadzić przepisy dotyczące monitorowania przenoszenia N2O podobne do przepisów dotyczących przenoszenia CO2. Ponadto należy rozszerzyć definicję CO2 związanego w paliwie, obejmując nią nie tylko CO2 zawarty w paliwach, lecz także CO2 zawarty w każdym strumieniu materiałów wsadowych, który ma być monitorowany.
(19) Należy ustanowić przepisy szczegółowe w zakresie planów monitorowania oraz monitorowania emisji gazów cieplarnianych odnoszące się do działań lotniczych.
(20) Należy zapewnić większą spójność w zakresie szacowania brakujących danych, wprowadzając wymóg stosowania procedur zachowawczego szacowania uznanych w planie monitorowania lub, jeśli to nie jest możliwe, w drodze zatwierdzenia stosownej procedury przez właściwy organ i jej włączenia do planu monitorowania.
(21) Na prowadzących instalacje należy nałożyć wymóg dokonywania regularnych przeglądów stosowanej przez nich metodyki monitorowania pod kątem udoskonaleń, a także uwzględniania zaleceń przedstawianych przez weryfikatorów w ramach procesu weryfikacji. W przypadku gdy prowadzący instalacje nie stosują metodyki opartej na systemie poziomów dokładności lub nie mogą osiągnąć najwyższego poziomu dokładności, prowadzący instalacje powinni regularnie składać sprawozdania na temat działań podejmowanych celem zastosowania metodyki monitorowania opartej na systemie poziomów dokładności oraz osiągnięcia najwyższego wymaganego poziomu dokładności. Aby zmniejszyć obciążenia administracyjne związane z raportowaniem w zakresie udoskonaleń, należy dostosowywać odstępy czasu i podstawy raportowania w zakresie udoskonaleń, uwzględniając doświadczenia państw członkowskich w zakresie praktyki administracyjnej.
(22) Zgodnie z art. 3e ust. 1 i art. 28a ust. 2 dyrektywy 2003/87/WE operatorzy statków powietrznych mogą ubiegać się o nieodpłatne przyznanie uprawnień do emisji w odniesieniu do rodzajów działań wymienionych w załączniku I do wspomnianej dyrektywy, w oparciu o zweryfikowane dane dotyczące tonokilometrów.
(23) Należy promować stosowanie technologii informacyjnej między innymi poprzez wymogi w zakresie formatów wymiany danych i wykorzystanie systemów zautomatyzowanych, a państwa członkowskie powinny w związku z tym mieć możliwość zobowiązania podmiotów gospodarczych do stosowania takich systemów. Państwa członkowskie powinny mieć również możliwość opracowania własnych formularzy elektronicznych lub specyfikacji formatu plików, które powinny jednak odpowiadać minimalnym normom publikowanym przez Komisję.
(24) Aby zapewnić większą jasność w odniesieniu do przepisów dotyczących monitorowania i raportowania emisji procesowych, należy ustanowić przepisy dotyczące substancji zawierających inne postaci węgla prowadzące do emisji CO2 niż materiały zawierające węglany. Należy wyraźnie wskazać stosowanie mocznika w oczyszczaniu gazów kominowych, przy czym należy podać odpowiedni domyślny współczynnik emisji.
(25) Aby zapewnić skuteczne stosowanie niniejszego rozporządzenia, państwom członkowskim należy przyznać wystarczającą ilość czasu na przyjęcie niezbędnych środków i ustanowienie właściwych krajowych ram instytucjonalnych. Aby uwzględnić dalszy rozwój sytuacji i usunąć - w miarę możliwości - odniesienia do źródeł poza prawem Unii, niniejsze rozporządzenie powinno być stosowane, także w przypadku kolejnego przeglądu zanim rozpocznie się okres jego obowiązywania, od początku czwartego okresu rozliczeniowego, z wyjątkiem zmian do rozporządzenia (UE) nr 601/2012, które powinny być stosowane jak najszybciej.
(26) Rozporządzenie (UE) nr 601/2012 należy uchylić z dniem 1 stycznia 2021 r. Należy jednak utrzymać jego skutki w odniesieniu do monitorowania, raportowania i weryfikacji danych dotyczących emisji mających miejsce podczas trzeciego okresu rozliczeniowego EU ETS i danych dotyczących działalności prowadzonej w tym okresie.
(27) Niniejsze rozporządzenie obejmuje usprawnienia w zakresie monitorowania i raportowania, które uwzględniają pierwsze wydanie międzynarodowych norm i zalecanych metod postępowania w zakresie ochrony środowiska - mechanizmu kompensacji i redukcji CO2 w międzynarodowym lotnictwie cywilnym (CORSIA) (tom IV załącznika 16 do konwencji chicagowskiej), przyjętych przez Radę ICAO na dziesiątym posiedzeniu podczas jej 214. sesji w dniu 27 czerwca 2018 r. Rozporządzenie w sprawie weryfikacji raportów na temat wielkości emisji gazów cieplarnianych i raportów dotyczących tonokilometrów oraz akredytacji weryfikatorów zgodnie z dyrektywą 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady zostaje również zmienione w celu uwzględnienia pierwszego wydania międzynarodowych norm i zalecanych metod postępowania, a oba te instrumenty zostają uzupełnione aktem delegowanym na podstawie art. 28c dyrektywy 2003/87/WE. Należy zatem odpowiednio zmienić rozporządzenie (UE) nr 601/2012.
(28) Środki przewidziane w niniejszym rozporządzeniu są zgodne z opinią Komitetu ds. Zmian Klimatu,
PRZYJMUJE NINIEJSZE ROZPORZĄDZENIE:
ROZDZIAŁ I
PRZEPISY OGÓLNE
PRZEPISY OGÓLNE
SEKCJA 1
Przedmiot i definicje
Przedmiot i definicje
Przedmiot
Niniejsze rozporządzenie ustanawia zasady monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych oraz danych dotyczących działalności zgodnie z dyrektywą 2003/87/WE w okresie rozliczeniowym unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji rozpoczynającym się dnia 1 stycznia 2021 r. i w kolejnych okresach rozliczeniowych.
Zakres
Niniejsze rozporządzenie stosuje się do monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych określonych w odniesieniu do rodzajów działań wymienionych w załącznikach I i III do dyrektywy 2003/87/WE oraz do danych dotyczących działalności pochodzących z instalacji stacjonarnych, do działań lotniczych oraz do ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji w ramach rodzajów działań, o których mowa w załączniku III do tej dyrektywy.
Stosuje się je do emisji mających miejsce od dnia 1 stycznia 2021 r., do danych dotyczących działalności prowadzonej od tego dnia oraz do ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji od tego dnia.
Definicje
Do celów niniejszego rozporządzenia stosuje się następujące definicje:
SEKCJA 2
Zasady ogólne
Zasady ogólne
Obowiązek ogólny
Prowadzący instalacje i operatorzy statków powietrznych wykonują swoje obowiązki związane z monitorowaniem i raportowaniem w zakresie emisji gazów cieplarnianych na podstawie dyrektywy 2003/87/WE zgodnie z zasadami określonymi w art. 5-9.
Kompletność
Monitorowanie i raportowanie prowadzi się w sposób kompletny i obejmują one wszystkie emisje pochodzące z procesów technologicznych oraz ze spalania, ze wszystkich źródeł emisji i strumieni materiałów wsadowych należących do rodzajów działań wymienionych w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE oraz innych stosownych rodzajów działań włączonych zgodnie z art. 24 wspomnianej dyrektywy a także emisje wszystkich gazów cieplarnianych określonych w odniesieniu do tych rodzajów działań, przy jednoczesnym unikaniu podwójnego liczenia.
Prowadzący instalacje i operatorzy statków powietrznych podejmują właściwe środki w celu zapobiegania powstawaniu w okresie sprawozdawczym jakichkolwiek luk w danych.
Spójność, porównywalność i przejrzystość
Dokładność
Prowadzący instalacje i operatorzy statków powietrznych zapewniają, aby sposób określania wielkości emisji nie dawał wyników systematycznie ani celowo niedokładnych.
W miarę możliwości identyfikują i ograniczają wszelkie źródła niedokładności.
Dochowują należytej staranności w celu zagwarantowania, że obliczenia i pomiary emisji wykazują najwyższy osiągalny stopień dokładności.
Rzetelność metodyki i raportu na temat wielkości emisji
Prowadzący instalacje i operatorzy statków powietrznych umożliwiają uzyskanie wystarczającej pewności w odniesieniu do rzetelności zgłaszanych danych dotyczących emisji. Określają wielkość emisji z zastosowaniem właściwych metod monitorowania przedstawionych w niniejszym rozporządzeniu.
Zgłaszane dane dotyczące emisji i inne przedstawiane w związku z nimi dane nie mogą zawierać żadnych istotnych nieprawidłowości, jak określono w art. 3 ust. 6 rozporządzenia wykonawczego Komisji (UE) 2018/2067 40 , cechować się stronniczością w doborze i sposobie prezentacji informacji oraz muszą zapewniać wiarygodny i wyważony wykaz emisji z danej instalacji lub pochodzących od danego operatora statku powietrznego.
Przy wyborze metodyki monitorowania korzyści wynikające z większej dokładności należy oceniać z uwzględnieniem dodatkowych kosztów. Monitorowanie i raportowanie w zakresie emisji mają na celu uzyskanie największej osiągalnej dokładności, chyba że nie jest to technicznie wykonalne lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów.
Stałe doskonalenie
Prowadzący instalacje i operatorzy statków powietrznych uwzględniają zalecenia zawarte w sprawozdaniach z weryfikacji sporządzonych zgodnie z art. 15 dyrektywy 2003/87/WE w prowadzonych potem działaniach związanych z monitorowaniem i raportowaniem.
Koordynacja
Jeśli państwo członkowskie wyznacza więcej niż jeden właściwy organ zgodnie z art. 18 dyrektywy 2003/87/WE, wówczas koordynuje ono prace takich organów prowadzone zgodnie z niniejszym rozporządzeniem.
ROZDZIAŁ II
PLAN MONITOROWANIA
PLAN MONITOROWANIA
SEKCJA 1
Przepisy ogólne
Przepisy ogólne
Obowiązek ogólny
Plan monitorowania uzupełniają pisemne procedury, które prowadzący instalację lub operator statku powietrznego ustanawia, dokumentuje, wdraża i utrzymuje do celów działań prowadzonych w ramach planu monitorowania, stosownie do sytuacji.
Zawartość planu monitorowania i jego przedłożenie
Plan monitorowania obejmuje szczegółową, pełną i przejrzystą dokumentację metodyki monitorowania konkretnej instalacji lub konkretnego operatora statku powietrznego i zawiera co najmniej elementy określone w załączniku I.
Wraz z planem monitorowania prowadzący instalację lub operator statku powietrznego przedkłada następujące dokumenty uzupełniające:
Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego streszcza procedury w planie monitorowania, podając następujące informacje:
Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego sporządza wszelką pisemną dokumentację procedur, którą na żądanie udostępnia właściwemu organowi. Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego udostępnia ją również do celów weryfikacji zgodnie z rozporządzeniem wykonawczym (UE) 2018/2067.
Znormalizowane i uproszczone plany monitorowania
W tym celu państwa członkowskie mogą publikować formularze planu monitorowania, w tym opis procedur przepływu danych i kontroli, o których mowa w art. 58 i 59, na podstawie formularzy i wytycznych publikowanych przez Komisję.
W stosownych przypadkach państwa członkowskie mogą wymagać przeprowadzenia oceny ryzyka zgodnie z poprzednim akapitem przez samego prowadzącego instalacje lub operatora statku powietrznego.
Zmiany planu monitorowania
Zatwierdzanie zmian planu monitorowania
Właściwy organ może jednak zezwolić prowadzącemu instalację lub operatorowi statku powietrznego na powiadamianie o zmianach planu monitorowania niebędących istotnymi zmianami w rozumieniu ust. 3 i 4 do dnia 31 grudnia tego samego roku.
Jeśli właściwy organ uzna, że zmiana nie jest istotna, bezzwłocznie informuje o tym prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego.
Wdrażanie i rejestracja zmian
W razie wątpliwości prowadzący instalację lub operator statku powietrznego stosuje równolegle zarówno zmieniony, jak i pierwotny plan monitorowania w celu przeprowadzenia wszystkich działań w zakresie monitorowania i raportowania zgodnie z obydwoma planami, oraz przechowuje zapisy obu wyników monitorowania.
SEKCJA 2
Techniczna wykonalność i nieracjonalne koszty
Techniczna wykonalność i nieracjonalne koszty
Techniczna wykonalność
W przypadku gdy prowadzący instalację lub operator statku powietrznego twierdzi, że stosowanie określonej metodyki monitorowania nie jest technicznie wykonalne, właściwy organ ocenia techniczną wykonalność, uwzględniając uzasadnienie przedstawione przez prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego. Takie uzasadnienie odnosi się do posiadania przez prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego zasobów technicznych mogących zaspokoić potrzeby proponowanego systemu lub wymogu, który można wdrożyć w wymaganym czasie do celów niniejszego rozporządzenia. Takie zasoby techniczne obejmują dostępność niezbędnych technik i technologii.
Nieracjonalne koszty
Właściwy organ uznaje koszty za nieracjonalne, jeśli ich szacowana wielkość przewyższa korzyści. W tym celu korzyści oblicza się, mnożąc współczynnik udoskonalenia przez cenę referencyjną wynoszącą 80 EUR za jedno uprawnienie, a koszty uwzględniają odpowiedni okres amortyzacji w oparciu o ekonomiczną użyteczność urządzenia.
W przypadku braku takich danych o średniej rocznej wielkości emisji spowodowanych przez taki strumień materiałów wsadowych w ciągu ostatnich trzech lat, prowadzący instalację lub operator statku powietrznego przedstawia zachowawcze oszacowanie średniej rocznej wielkości emisji, z wyłączeniem CO2 pochodzącego z biomasy i przed odjęciem przenoszonego CO2. W przypadku przyrządów pomiarowych objętych krajową prawną kontrolą metrologiczną, aktualnie osiągniętą wartość niepewności można zastąpić największym dopuszczalnym błędem w użytkowaniu, dopuszczonym właściwymi przepisami krajowymi.
Do celów niniejszego ustępu stosuje się art. 38 ust. 5, pod warunkiem że prowadzący instalację ma dostęp do odpowiednich informacji na temat kryteriów zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych z biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy wykorzystywanych do spalania.
ROZDZIAŁ III
MONITOROWANIE EMISJI Z INSTALACJI
MONITOROWANIE EMISJI Z INSTALACJI
SEKCJA 1
Przepisy ogólne
Przepisy ogólne
Kategoryzacja instalacji, strumieni materiałów wsadowych i źródeł emisji
Na zasadzie odstępstwa od art. 14 ust. 2 właściwy organ może zezwolić prowadzącemu instalację, aby nie zmieniał planu monitorowania, jeżeli na podstawie zweryfikowanych emisji próg na potrzeby klasyfikacji instalacji, o której to klasyfikacji mowa w akapicie pierwszym, został przekroczony, ale prowadzący instalację wykazał w sposób wymagany przez właściwy organ, że próg ten nie został przekroczony w ciągu ostatnich pięciu okresów sprawozdawczych ani nie zostanie przekroczony w kolejnych okresach sprawozdawczych.
Na zasadzie odstępstwa od art. 14 ust. 2 właściwy organ może zezwolić prowadzącemu instalację, aby nie zmieniał planu monitorowania, jeżeli na podstawie zweryfikowanych emisji próg na potrzeby klasyfikacji strumienia materiałów wsadowych jako pomniejszego strumienia materiałów wsadowych lub strumienia de minimis, o której to klasyfikacji mowa w akapicie pierwszym, został przekroczony, ale prowadzący instalację wykazał w sposób wymagany przez właściwy organ, że próg ten nie został przekroczony w ciągu ostatnich pięciu okresów sprawozdawczych ani nie zostanie przekroczony w kolejnych okresach sprawozdawczych.
Na zasadzie odstępstwa od art. 14 ust. 2 właściwy organ może zezwolić prowadzącemu instalację, aby nie zmieniał planu monitorowania, jeżeli na podstawie zweryfikowanych emisji próg na potrzeby klasyfikacji źródła emisji jako pomniejszego źródła emisji, o której to klasyfikacji mowa w akapicie pierwszym, został przekroczony, ale prowadzący instalację wykazał w sposób wymagany przez właściwy organ, że próg ten nie został przekroczony w ciągu ostatnich pięciu okresów sprawozdawczych ani nie zostanie przekroczony w kolejnych okresach sprawozdawczych.
Granice monitorowania
W tych granicach prowadzący instalację uwzględnia wszystkie odpowiednie emisje gazów cieplarnianych pochodzące ze wszystkich źródeł emisji i strumieni materiałów wsadowych należących do rodzajów działań prowadzonych w instalacji i wymienionych w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE oraz z rodzajów działań i gazów cieplarnianych włączonych przez państwo członkowskie, w którym znajduje się instalacja, zgodnie z art. 24 wspomnianej dyrektywy.
Prowadzący instalację uwzględnia zarówno emisje z normalnego trybu działalności, jak i z wydarzeń nietypowych, włącznie z rozruchem i wyłączeniem instalacji oraz sytuacjami awaryjnymi w okresie sprawozdawczym, z wyjątkiem emisji z ruchomych maszyn służących do celów transportu.
Właściwy organ może dopuścić wykluczenie wycieku jako źródła emisji z procesu monitorowania i raportowania, jeżeli zostaną podjęte działania naprawcze na mocy art. 16 dyrektywy 2009/31/WE, a emisje lub uwolnienie do słupa wody z takiego wycieku nie są już wykrywalne.
Wybór metodyki monitorowania
Metodyka oparta na obliczeniach polega na wyznaczaniu wielkości emisji ze strumieni materiałów wsadowych na podstawie danych dotyczących działalności uzyskanych za pomocą systemów pomiarowych oraz na podstawie dodatkowych parametrów uzyskanych z analiz laboratoryjnych lub wartości domyślnych. Metodykę opartą na obliczeniach można wdrażać w postaci metodyki standardowej, o której mowa w art. 24, lub w postaci metodyki bilansu masowego, o której mowa w art. 25.
Metodyka oparta na pomiarach polega na wyznaczaniu wielkości emisji ze źródeł emisji za pomocą ciągłego pomiaru stężenia odnośnego gazu cieplarnianego w spalinach oraz przepływu spalin, łącznie z monitorowaniem przenoszenia CO2 między instalacjami, przy czym dokonuje się pomiarów stężenia CO2 i przepływu przenoszonego gazu.
Jeśli stosuje się metodykę opartą na obliczeniach, prowadzący instalację określa w planie monitorowania w odniesieniu do każdego strumienia materiałów wsadowych, czy stosuje się metodykę standardową, czy metodykę bilansu masowego, z podaniem odpowiednich poziomów dokładności zgodnie z załącznikiem II.
Metodyka monitorowania, która nie opiera się na poziomach dokładności
Na zasadzie odstępstwa od art. 21 ust. 1, w odniesieniu do wybranych strumieni materiałów wsadowych lub źródeł emisji prowadzący instalację może stosować metodykę monitorowania, która nie opiera się na poziomach dokładności (dalej zwaną "metodyką rezerwową"), pod warunkiem spełnienia wszystkich następujących warunków:
Tymczasowe zmiany w metodyce monitorowania
Prowadzący instalację podejmuje wszelkie środki niezbędne do jak najszybszego wznowienia stosowania planu monitorowania zatwierdzonego przez właściwy organ.
SEKCJA 2
Metodyka oparta na obliczeniach
Metodyka oparta na obliczeniach
Podsekcja 1
Przepisy ogólne
Przepisy ogólne
Obliczanie wielkości emisji z zastosowaniem metodyki standardowej
Właściwy organ może zezwolić na stosowanie współczynników emisji dla paliw wyrażonych w t CO2/t lub t CO2/Nm3. W takich przypadkach prowadzący instalację wyznacza wielkość emisji pochodzących ze spalania, mnożąc wartość danych dotyczących działalności związanych z ilością spalonego paliwa wyrażoną w tonach lub normalnych metrach sześciennych przez odpowiedni współczynnik emisji i odpowiedni współczynnik utleniania.
Obliczanie wielkości emisji z zastosowaniem metodyki bilansu masowego
Właściwe poziomy dokładności
W przypadku głównych strumieni materiałów wsadowych prowadzący instalację może jednak zastosować poziom dokładności niższy o jeden poziom niż wymagany zgodnie z akapitem pierwszym w przypadku instalacji kategorii C oraz niższy o maksymalnie dwa poziomy w przypadku instalacji kategorii A i B, przy czym musi zastosować co najmniej poziom dokładności 1, jeśli wykaże w sposób wymagany przez właściwy organ, że poziom dokładności wymagany zgodnie z akapitem pierwszym nie jest technicznie osiągalny lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów.
Właściwy organ może, w okresie przejściowym uzgodnionym z prowadzącym instalację, zezwolić mu na stosowanie w odniesieniu do głównych strumieni materiałów wsadowych niższych poziomów dokładności, niż te, o których mowa w akapicie drugim, przy czym musi być stosowany co najmniej poziom dokładności 1, pod warunkiem że:
Podsekcja 2
Dane dotyczące działalności
Dane dotyczące działalności
Wyznaczanie wartości danych dotyczących działalności
Gdy wyznaczenie ilości objętych zapasami w drodze bezpośredniego pomiaru nie jest technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów, prowadzący instalację może oszacować takie ilości na podstawie jednej z następujących informacji:
Gdy wyznaczenie wartości danych dotyczących działalności dla całego roku kalendarzowego nie jest technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów, prowadzący instalację może wybrać następny najbardziej odpowiedni dzień, który oddzieli dany rok sprawozdawczy od kolejnego i odpowiednio uzgodnić go z wymaganym rokiem kalendarzowym. Odchylenia występujące w przypadku jednego strumienia materiałów wsadowych lub większej liczby takich strumieni muszą być wyraźnie odnotowane, stanowiąc podstawę wartości reprezentatywnej dla roku kalendarzowego, a następnie muszą być spójnie uwzględnione w odniesieniu do następnego roku.
Systemy pomiarowe pod kontrolą prowadzącego instalację
W przypadku przekroczenia progów poziomów dokładności zatwierdzonych zgodnie z art. 12 lub stwierdzenia, że urządzenia nie odpowiadają innym wymogom, prowadzący instalację bezzwłocznie podejmuje działania naprawcze oraz powiadamia o tym właściwy organ.
Taka ocena obejmuje określoną niepewność zastosowanych urządzeń pomiarowych, niepewność związaną z kalibracją oraz wszelką dodatkową niepewność związaną ze sposobem użycia przyrządów pomiarowych w praktyce. W ocenie niepewności uwzględnia się niepewność związaną ze zmianami w zapasach, jeśli w miejscach składowania można umieścić co najmniej 5 % zużywanej rocznie ilości rozpatrywanego paliwa lub materiału. Przeprowadzając ocenę, prowadzący instalację bierze pod uwagę fakt, że podane wartości służące do zdefiniowania progów niepewności poziomów dokładności w załączniku II odnoszą się do niepewności w całym okresie sprawozdawczym.
Prowadzący instalację może uprościć ocenę niepewności poprzez założenie, że największy dopuszczalny błąd określony dla użytkowanego przyrządu pomiarowego lub, jeśli jest niższa, niepewność uzyskaną poprzez pomnożenie wyników kalibracji przez zachowawczy współczynnik korygujący odzwierciedlający wpływ niepewności podczas użytkowania należy uznać za niepewność w całym okresie sprawozdawczym, zgodnie z definicjami poziomów dokładności w załączniku II, pod warunkiem zainstalowania przyrządów pomiarowych w środowisku odpowiadającym ich specyfikacjom użytkowym.
W tym celu bez przedstawiania dodatkowych dowodów jako wartość niepewności można podać największy dopuszczalny błąd w użytkowaniu określony właściwymi przepisami krajowymi dotyczącymi prawnej kontroli metrologicznej w odniesieniu do odpowiedniego zadania pomiarowego.
Systemy pomiarowe poza kontrolą prowadzącego instalację
W tym celu prowadzący instalację może wykorzystać jedno z następujących źródeł danych:
W tym celu bez przedstawiania dodatkowych dowodów jako wartość niepewności można podać największy dopuszczalny błąd w użytkowaniu określony właściwymi przepisami dotyczącymi krajowej prawnej kontroli metrologicznej w odniesieniu do odpowiedniej transakcji handlowej.
Jeśli właściwe wymogi dotyczące krajowej prawnej kontroli metrologicznej są mniej rygorystyczne niż wymogi właściwego poziomu dokładności zgodnego z art. 26, prowadzący instalację pozyskuje dowody dotyczące właściwej niepewności od kontrahenta odpowiedzialnego za system pomiarowy.
Podsekcja 3
Współczynniki obliczeniowe
Współczynniki obliczeniowe
Wyznaczanie współczynników obliczeniowych
Jeśli ta metoda prowadzi do nieracjonalnych kosztów lub jeśli można osiągnąć większą dokładność, prowadzący instalację może zgłaszać dane dotyczące działalności i współczynniki obliczeniowe w sposób spójny, odnosząc się do stanu, w którym przeprowadzono analizy laboratoryjne.
Prowadzący instalację jest zobowiązany do określenia frakcji biomasy wyłącznie w odniesieniu do paliw mieszanych lub materiałów mieszanych. W przypadku innych paliw lub materiałów stosuje się wartość domyślną wynoszącą 0 % dla frakcji biomasy paliw kopalnych lub materiałów oraz wartość domyślną wynoszącą 100 % frakcji biomasy w odniesieniu do paliw z biomasy lub materiałów składających się wyłącznie z biomasy.
Wartości domyślne współczynników obliczeniowych
Jeśli wartości domyślne zmieniają się z roku na rok, prowadzący instalację określa w planie monitorowania właściwe autorytatywne źródło danej wartości.
Współczynniki obliczeniowe wyznaczone na podstawie analiz
Jeżeli takie normy są niedostępne, stosuje się metody oparte na odpowiednich normach ISO lub normach krajowych. Jeśli nie istnieją żadne opublikowane właściwe normy, stosuje się odpowiednie projekty norm, wytyczne dotyczące najlepszych praktyk branżowych lub inną naukowo sprawdzoną metodykę, ograniczając błędy w zakresie pobierania próbek i pomiaru.
Wyznaczając określony parametr, prowadzący instalację wykorzystuje wyniki wszystkich analiz przeprowadzonych w odniesieniu do takiego parametru.
Plan pobierania próbek
Prowadzący instalację zapewnia, aby pobrane próbki były reprezentatywne dla odpowiedniej partii lub okresu dostawy i wolne od błędu systematycznego. Odpowiednie elementy planu pobierania próbek uzgadnia się z laboratorium przeprowadzającym analizę dotyczącą odnośnego paliwa lub materiału, a dowody takiego uzgodnienia włącza się do planu. Prowadzący instalację udostępnia plan do celów weryfikacji zgodnie z rozporządzeniem wykonawczym (UE) 2018/2067.
Korzystanie z laboratoriów
W odniesieniu do zarządzania jakością prowadzący instalację przedstawia akredytowaną certyfikację laboratorium zgodnie z normą EN ISO/IEC 9001 lub inne certyfikaty systemów zarządzania jakością stosowanych w laboratorium. W przypadku braku takich certyfikowanych systemów zarządzania jakością prowadzący instalację przedstawia odpowiednie dowody potwierdzające, że laboratorium jest w stanie zarządzać swoimi pracownikami, procedurami, dokumentami i zadaniami w niezawodny sposób.
W odniesieniu do kompetencji technicznych prowadzący instalację przedstawia dowody potwierdzające, że laboratorium posiada odpowiednie kompetencje oraz jest w stanie osiągać technicznie prawidłowe wyniki, stosując odpowiednie procedury analityczne. Takie dowody obejmują co najmniej następujące elementy:
Częstotliwości analiz
W przypadku gdy instalacja działa wyłącznie przez część roku lub gdy paliwa lub materiały są dostarczane w partiach zużywanych w okresie dłuższym niż rok kalendarzowy, właściwy organ może uzgodnić z prowadzącym instalację bardziej odpowiedni harmonogram analiz, pod warunkiem że w rezultacie otrzymuje się niepewność porównywalną do niepewności, której wartość określono w akapicie pierwszym lit. a).
Podsekcja 4
Szczególne współczynniki obliczeniowe
Szczególne współczynniki obliczeniowe
Współczynniki emisji dla CO2
Właściwy organ może zezwolić prowadzącemu instalację na stosowanie współczynnika emisji dla paliwa wyrażonego jako t CO2/t lub t CO2/Nm3 w przypadku emisji pochodzących ze spalania, jeśli zastosowanie współczynnika emisji wyrażonego jako t CO2/TJ prowadzi do nieracjonalnych kosztów lub jeśli dzięki zastosowaniu takiego współczynnika emisji można osiągnąć co najmniej równoważną dokładność w obliczeniu wielkości emisji.
Współczynniki utleniania i konwersji
Właściwy organ może jednak wymagać od prowadzących instalacje stałego stosowania poziomu dokładności 1.
W przypadku użycia biomasy lub paliw mieszanych prowadzący instalację przedstawia dowody, że zastosowanie lit. a) lub b) akapitu pierwszego nie prowadzi do niedoszacowania emisji.
Podsekcja 5
Biomasa
Biomasa
Strumienie materiałów wsadowych złożone z biomasy
Do celów niniejszego ustępu stosuje się art. 38 ust. 5.
Współczynnik emisji dla każdego paliwa lub materiału oblicza się i zgłasza jako wstępny współczynnik emisji wyznaczony zgodnie z art. 30, pomnożony przez wartość frakcji kopalnej paliwa lub materiału.
Do celów niniejszego ustępu stosuje się art. 38 ust. 5.
Jednak biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy wyprodukowane z odpadów i pozostałości innych niż pozostałości z rolnictwa, akwakultury, rybołówstwa i leśnictwa muszą spełniać jedynie kryteria określone w art. 29 ust. 10 dyrektywy (UE) 2018/2001. Niniejszy akapit stosuje się również do odpadów i pozostałości, które, zanim zostaną przetworzone w biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy, najpierw są przetwarzane w produkt.
Energia elektryczna, energia ciepła i chłodu wytwarzane ze stałych odpadów komunalnych nie podlegają kryteriom określonym w art. 29 ust. 10 dyrektywy (UE) 2018/2001.
Kryteria określone w art. 29 ust. 2-7 i ust. 10 dyrektywy (UE) 2018/2001 stosuje się niezależnie od pochodzenia geograficznego biomasy.
Art. 29. ust. 10 dyrektywy (UE) 2018/2001 ma zastosowanie do urządzenia zgodnie z definicją w art. 3 lit. e) dyrektywy 2003/87/WE.
Zgodność z kryteriami określonymi w art. 29 ust. 2-7 i ust. 10 dyrektywy (UE) 2018/2001 ocenia się zgodnie z art. 30 i art. 31 ust. 1 tej dyrektywy.
W przypadku gdy biomasa wykorzystywana do spalania nie spełnia wymogów niniejszego ustępu, jej zawartość węgla pierwiastkowego uznaje się za węgiel kopalny.
Wyznaczanie frakcji biomasy i frakcji kopalnej
Jeśli z zastrzeżeniem wymaganego poziomu dokładności prowadzący instalację musi przeprowadzić analizy w celu wyznaczenia frakcji biomasy, ale zastosowanie akapitu pierwszego nie jest technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów, przedstawia on alternatywną metodę szacowania w celu wyznaczenia frakcji biomasy do zatwierdzenia przez właściwy organ. W przypadku paliw lub materiałów pochodzących z procesów produkcji o zdefiniowanych i dających się wskazać strumieniach wejściowych prowadzący instalację może oprzeć oszacowanie na bilansie masowym węgla pierwiastkowego zarówno kopalnego, jak i pochodzącego z biomasy, wprowadzanego do procesu lub opuszczającego go.
Do celów niniejszego ustępu ust. 3 i 4 niniejszego artykułu mają zastosowanie do frakcji biogazu gazu ziemnego wykorzystywanego jako wsad.
Komisja może przedstawić wytyczne dotyczące innych właściwych metod szacowania.
Prowadzący instalację może określić, że pewna ilość gazu ziemnego z sieci gazowej jest biogazem, stosując metodę określoną w ust. 4.
Do celów wykazania zgodności z niniejszym ustępem prowadzący instalację może wykorzystać dane zarejestrowane w bazie danych utworzonej przez przynajmniej jedno państwo członkowskie, która umożliwia śledzenie transferów biogazu.
SEKCJA 3
Metodyka oparta na pomiarach
Metodyka oparta na pomiarach
Zastosowanie metodyki monitorowania opartej na pomiarach
Prowadzący instalację stosuje metodykę opartą na pomiarach w odniesieniu do wszystkich emisji podtlenku azotu (N2O) zgodnie z załącznikiem IV oraz w odniesieniu do określania ilości przenoszonego CO2 zgodnie z art. 49.
Ponadto prowadzący instalację może stosować metodykę opartą na pomiarach w odniesieniu do źródeł emisji CO2, jeśli jest w stanie przedstawić dla każdego źródła emisji dowody zgodności z poziomami dokładności wymaganymi zgodnie z art. 41.
Wymogi dotyczące poziomów dokładności
Prowadzący instalację może jednak zastosować poziom dokładności niższy o jeden poziom niż wymagany zgodnie z akapitem pierwszym w przypadku instalacji kategorii C oraz niższy o maksymalnie dwa poziomy w przypadku instalacji kategorii A i B, przy czym musi zastosować co najmniej poziom dokładności 1, jeśli wykaże w sposób wymagany przez właściwy organ, że poziom dokładności wymagany zgodnie z akapitem pierwszym nie jest technicznie osiągalny lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów.
Normy i laboratoria pomiarowe
Jeżeli takie normy są niedostępne, stosuje się metody oparte na odpowiednich normach ISO, normach opublikowanych przez Komisję lub normach krajowych. Jeśli nie istnieją żadne opublikowane właściwe normy, stosuje się odpowiednie projekty norm, wytyczne dotyczące najlepszych praktyk branżowych lub inną naukowo sprawdzoną metodykę, ograniczając błędy w zakresie pobierania próbek i pomiaru.
Prowadzący instalację uwzględnia wszystkie istotne aspekty systemu ciągłych pomiarów, w tym lokalizację urządzeń, kalibrację, pomiary, zapewnianie jakości i kontrolę jakości.
Jeśli laboratorium nie posiada takiej akredytacji, prowadzący instalację zapewnia spełnienie równoważnych wymogów art. 34 ust. 2 i 3.
Wyznaczanie wielkości emisji
W przypadku emisji CO2 prowadzący instalację wyznacza roczną wielkość emisji na podstawie równania 1 w załączniku VIII. CO emitowany do atmosfery traktuje się jako molowo równoważną ilość CO2.
W przypadku podtlenku azotu (N2O) prowadzący instalację wyznacza roczną wielkość emisji na podstawie równania w załączniku IV sekcja 16 podsekcja B.1.
Jeżeli metoda zaproponowana przez prowadzącego instalację wiąże się z ciągłym pobieraniem próbek ze strumienia spalin stosuje się normę EN 15259 (Jakość powietrza - Pomiary emisji ze źródeł stacjonarnych - Wymagania dotyczące odcinków pomiarowych i miejsc pomiaru, celu i planu pomiaru oraz sprawozdania z pomiaru).
Do celów niniejszego ustępu stosuje się art. 38 ust. 5.
Jeżeli metoda zaproponowana przez prowadzącego instalację wiąże się z ciągłym pobieraniem próbek ze strumienia spalin, a instalacja zużywa gaz ziemny z sieci, prowadzący instalację odejmuje każdą ilość CO2 pochodzącą z biogazu zawartego w gazie ziemnym od całkowitych zmierzonych emisji CO2. Frakcję biomasy gazu ziemnego określa się zgodnie z przepisami art. 32-35.
Agregowanie danych
Jeśli prowadzący instalację jest w stanie pozyskać dane dotyczące krótszych okresów referencyjnych bez ponoszenia dodatkowych kosztów, wykorzystuje on takie okresy do wyznaczania rocznej wielkości emisji zgodnie z art. 43 ust. 1.
Art. 45. ust. 2-4 ma zastosowanie w przypadku, gdy dostępnych jest mniej niż 80 % maksymalnej liczby punktów danych dla danego parametru.
Brakujące dane
Jeśli okres sprawozdawczy nie ma zastosowania do wyznaczania takich wartości zastępczych ze względu na znaczne zmiany technologiczne w instalacji, prowadzący instalację uzgadnia z właściwym organem reprezentatywne ramy czasowe wyznaczania średniej i odchylenia standardowego, w miarę możliwości obejmujące jeden rok.
Obliczenie potwierdzające wielkości emisji
Prowadzący instalację potwierdza wielkości emisji wyznaczone z zastosowaniem metodyki opartej na pomiarach, z wyjątkiem emisji podtlenku azotu (N2O) z produkcji kwasu azotowego i gazów cieplarnianych przenoszonych do sieci transportowej lub na składowisko, obliczając roczne wielkości emisji każdego z branych pod uwagę gazów cieplarnianych w odniesieniu do tych samych źródeł emisji i strumieni materiałów wsadowych.
Zastosowanie metodyki wykorzystującej poziomy dokładności nie jest wymagane.
SEKCJA 4
Przepisy szczególne
Przepisy szczególne
Instalacje o niskim poziomie emisji
Akapit pierwszy nie ma zastosowania do instalacji, w których prowadzone są działania obejmujące N2O zgodnie z załącznikiem I do dyrektywy 2003/87/WE.
Do celów niniejszego ustępu stosuje się art. 38 ust. 5.
Prowadzący instalację niezwłocznie zgłasza każdą istotną zmianę planu monitorowania w rozumieniu art. 15 ust. 3 lit. b) właściwemu organowi do zatwierdzenia.
Właściwy organ zezwala jednak prowadzącemu instalację na dalsze prowadzenie uproszczonego monitorowania, pod warunkiem że prowadzący instalację wykaże w sposób wymagany przez właściwy organ, że w ciągu ostatnich pięciu okresów sprawozdawczych nie przekroczono wartości progowej, o której mowa w ust. 2, oraz że nie zostanie ona przekroczona ponownie w kolejnym okresie sprawozdawczym i dalszych okresach.
CO2 związany w paliwie
Jeśli jednak CO2 związany w paliwie jest emitowany bądź też przenoszony z takiej instalacji do obiektów nieobjętych wspomnianą dyrektywą, liczy się go jako emisje z instalacji, z której pochodzi.
Jeśli ilości przenoszonego i odbieranego CO2 związanego w paliwie nie są identyczne, a rozbieżność wartości można wytłumaczyć niepewnością systemów pomiarowych lub metody wyznaczania, w raporcie na temat wielkości emisji zarówno z instalacji przesyłającej, jak i odbiorczej, podaje się średnią arytmetyczną z obu wyznaczonych wartości. W takich przypadkach w raporcie na temat wielkości emisji zamieszcza się wzmiankę o dostosowaniu odnośnej wartości.
Jeśli rozbieżności między wartościami nie można wytłumaczyć zatwierdzonym zakresem niepewności systemów pomiarowych lub metodą wyznaczania, prowadzący instalację przesyłającą i odbiorczą dostosowują wartości, stosując korekty zachowawcze zatwierdzone przez właściwy organ.
Przenoszony CO2
Akapit pierwszy ma zatem zastosowanie do instalacji odbiorczej w odniesieniu do kodu identyfikacyjnego instalacji przesyłającej.
Do celów ust. 1 lit. b) prowadzący instalację stosuje metodę opartą na obliczeniach.
Prowadzący instalację może jednak zastosować następny z kolei niższy poziom dokładności o ile stwierdzi, że zastosowanie najwyższego poziomu dokładności zdefiniowanego w załączniku VIII sekcja 1 nie jest wykonalne technicznie lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów.
W celu wyznaczenia ilości CO2 chemicznie związanego w wytrąconym węglanie wapnia prowadzący instalację wykorzystuje źródła danych wykazujące najwyższą możliwą dokładność.
Wykorzystywanie lub przenoszenie N2O
Instalacja, która otrzymuje N2O z instalacji i działania zgodnie z akapitem pierwszym, monitoruje odpowiednie strumienie gazu przy użyciu tych samych metod, jak te wymagane na mocy niniejszego rozporządzenia, tak jakby emisje N2O zostały wytworzone w samej instalacji odbiorczej.
Jednak w przypadku gdy N2O jest napełniany do butli lub wykorzystywany jako gaz w produktach w taki sposób, że jest on emitowany poza instalacją, lub gdy jest przekazywany poza instalację do obiektów nieobjętych dyrektywą 2003/87/WE, liczy się go jako emisje z instalacji, z której pochodzi, z wyjątkiem ilości N2O, w odniesieniu do których prowadzący instalację, z której N2O pochodzi, jest w stanie wykazać przed właściwym organem, że przedmiotowy N2O jest niszczony przy użyciu odpowiednich urządzeń do obniżania emisji.
Akapit pierwszy ma zatem zastosowanie do instalacji odbiorczej w odniesieniu do kodu identyfikacyjnego instalacji przesyłającej.
Prowadzący instalację może jednak zastosować następny z kolei niższy poziom dokładności o ile stwierdzi, że zastosowanie najwyższego poziomu dokładności zdefiniowanego w załączniku VIII sekcja 1 nie jest wykonalne technicznie lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów.
ROZDZIAŁ IV
MONITOROWANIE EMISJI Z LOTNICTWA 61
MONITOROWANIE EMISJI Z LOTNICTWA 61
Przepisy ogólne
W tym celu operator statku powietrznego przypisuje wszystkie loty do roku kalendarzowego odpowiednio do czasu odlotu mierzonego zgodnie z uniwersalnym czasem koordynowanym.
Przedkładanie planów monitorowania
Na zasadzie odstępstwa od akapitu pierwszego operator statku powietrznego wykonujący po raz pierwszy działanie lotnicze wymienione w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE, które nie mogło być przewidziane cztery miesiące przed rozpoczęciem, przedkłada właściwemu organowi plan monitorowania, bez zbędnej zwłoki, ale nie później niż sześć tygodni po wykonaniu danego działania. Operator statku powietrznego przedstawia właściwemu organowi odpowiednie uzasadnienie, wyjaśniając, dlaczego plan monitorowania nie mógł być przedłożony cztery miesiące przed podjęciem działania.
Jeśli administrujące państwo członkowskie, o którym mowa w art. 18a dyrektywy 2003/87/WE, nie jest z góry znane, operator statku powietrznego przedkłada plan monitorowania bezzwłocznie po uzyskaniu dostępu do informacji o właściwym organie administrującego państwa członkowskiego.
Metodyka monitorowania emisji z działań lotniczych
Do celów sprawozdawczości zgodnie z art. 7 rozporządzenia delegowanego Komisji (UE) 2019/1603 65 operator statku powietrznego określa i zgłasza jako pozycję uzupełniającą emisje CO2, które wynikają z pomnożenia rocznego zużycia każdego paliwa przez wstępny współczynnik emisji.
Procedura informowania o wykorzystaniu gęstości rzeczywistej lub standardowej zostaje opisana w planie monitorowania wraz z odniesieniem do odpowiedniej dokumentacji operatora statku powietrznego.
Operatorzy statków powietrznych stosują jako wstępny współczynnik emisji domyślne współczynniki emisji określone w tabeli 1 w załączniku III.
W przypadku paliw nieuwzględnionych we wspomnianej tabeli operator statku powietrznego wyznacza współczynnik emisji zgodnie z art. 32. Wartość opałową takich paliw wyznacza się i zgłasza jako pozycję uzupełniającą.
Przepisy szczegółowe dotyczące biopaliw
Ponadto operator statku powietrznego przedstawia wymagany przez właściwy organ dowód, że biopaliwo jest przypisywane do lotu bezpośrednio po uzupełnieniu paliwa na potrzeby tego lotu.
W przypadku gdy kilka kolejnych lotów odbywa się bez uzupełniania paliwa między nimi, operator statku powietrznego dzieli ilość biopaliwa i przypisuje ją do tych lotów proporcjonalnie do emisji z tych lotów obliczonych z zastosowaniem wstępnego współczynnika emisji.
W przypadku gdy biopaliwo nie może być fizycznie przypisane na lotnisku do konkretnego lotu, operator statku powietrznego przypisuje biopaliwa do swoich lotów, w przypadku których uprawnienia muszą zostać umorzone zgodnie z art. 12 ust. 3 dyrektywy 2003/87/WE, proporcjonalnie do emisji z tych lotów rozpoczynających się na tym lotnisku, które to emisje obliczono z zastosowaniem wstępnego współczynnika emisji.
Operator statku powietrznego może określić frakcję biomasy z wykorzystaniem rejestrów zakupu biopaliwa o równoważnej wartości energetycznej, pod warunkiem że operator statku powietrznego przedstawia wymagany przez właściwy organ dowód na to, że biopaliwo zostało dostarczone do systemu tankowania paliwa lotniska odlotu w okresie sprawozdawczym lub 3 miesiące przed rozpoczęciem lub 3 miesiące po zakończeniu tego okresu sprawozdawczego.
Do celów akapitu pierwszego lit. a)-c) przyjmuje się, że każde paliwo pozostające w zbiornikach po locie i przed uzupełnieniem paliwa jest w 100 % paliwem kopalnym.
Do celów wykazania zgodności z wymogami, o których mowa w niniejszym ustępie akapit pierwszy lit. d), operator statku powietrznego może wykorzystywać dane zarejestrowane w unijnej bazie danych utworzonej zgodnie z art. 28 ust. 2 dyrektywy (UE) 2018/2001.
Do celów niniejszego ustępu do spalania biopaliwa przez operatorów statków powietrznych stosuje się art. 38 ust. 5.
Współczynnik emisji dla każdego paliwa mieszanego oblicza się i zgłasza jako wstępny współczynnik emisji pomnożony przez wartość frakcji kopalnej tego paliwa.
Przepisy szczegółowe dotyczące kwalifikujących się paliw lotniczych
Ponadto operator statku powietrznego przedstawia wymagany przez właściwy organ dowód na to, że kwalifikujące się paliwo lotnicze jest przypisywane do lotu bezpośrednio po uzupełnieniu paliwa na potrzeby tego lotu.
W przypadku gdy kilka kolejnych lotów odbywa się bez uzupełniania paliwa między nimi, operator statku powietrznego dzieli ilość kwalifikującego się paliwa lotniczego i przypisuje ją do tych lotów proporcjonalnie do emisji z tych lotów obliczonych z zastosowaniem wstępnego współczynnika emisji.
Operator statku powietrznego może określić kwalifikującą się frakcję z wykorzystaniem rejestrów zakupu kwalifikującego się paliwa lotniczego o równoważnej wartości energetycznej, pod warunkiem że operator statku powietrznego przedstawi wymagane przez właściwy organ dowody na to, że kwalifikujące się paliwo lotnicze zostało dostarczone do systemu tankowania paliwa lotniska odlotu w okresie sprawozdawczym lub 3 miesiące przed rozpoczęciem lub 3 miesiące po zakończeniu tego okresu sprawozdawczego.
Do celów akapitu pierwszego lit. a)-c) przyjmuje się, że każde paliwo pozostające w zbiornikach po locie i przed uzupełnieniem paliwa jest w 100 % paliwem kopalnym.
Do celów wykazania zgodności z wymogami, o których mowa w niniejszym ustępie akapit pierwszy lit. d) oraz w stosownych przypadkach, operator statku powietrznego może wykorzystywać dane zarejestrowane w unijnej bazie danych utworzonej zgodnie z art. 28 ust. 2 dyrektywy (UE) 2018/2001.
Małe podmioty uczestniczące w systemie
Właściwe narzędzia mogą być wykorzystywane wyłącznie po zatwierdzeniu ich przez Komisję z uwzględnieniem zastosowania współczynników korygujących w celu wyrównania wszelkich nieścisłości w metodach modelowania.
Mały podmiot uczestniczący w systemie jest zwolniony z wymogu przedkładania dokumentów uzupełniających, o których mowa w art. 12 ust. 1 akapit trzeci.
Operator statku powietrznego niezwłocznie zgłasza właściwemu organowi każdą istotną zmianę planu monitorowania w rozumieniu art. 15 ust. 4 lit. a) ppkt (iv) w celu zatwierdzenia.
Właściwy organ zezwala jednak operatorowi statku powietrznego na dalsze korzystanie z narzędzia, o którym mowa w ust. 2, pod warunkiem że operator statku powietrznego wykaże w sposób wymagany przez właściwy organ, że w ciągu ostatnich pięciu okresów sprawozdawczych nie przekroczono wartości progowych, o których mowa w ust. 1, oraz że nie zostaną one ponownie przekroczone w kolejnym okresie sprawozdawczym i dalszych okresach.
Źródła niepewności
(uchylony).
ROZDZIAŁ V
ZARZĄDZANIE DANYMI I ICH KONTROLA
ZARZĄDZANIE DANYMI I ICH KONTROLA
Działania w zakresie przepływu danych
System kontroli
Każdorazowo, gdy stwierdza się nieskuteczność systemu kontroli lub jego niewspółmierność do zidentyfikowanego czynnika ryzyka, prowadzący instalację lub operator statku powietrznego podejmuje działania w celu udoskonalenia systemu kontroli i aktualizuje plan monitorowania bądź bazowe procedury pisemne odnoszące się do działań w zakresie przepływu danych, oceny ryzyka i działań kontrolnych, stosownie do przypadku.
Zapewnianie jakości
Jeżeli części składowe systemu pomiarowego nie mogą być skalibrowane, prowadzący instalację wskazuje je w planie monitorowania i proponuje alternatywne działania kontrolne.
W przypadku stwierdzenia, że urządzenie nie jest zgodne z wymaganymi parametrami działania, prowadzący instalację bezzwłocznie podejmuje niezbędne działania naprawcze.
Jeśli takie środki zapewniania jakości wymagają granicznych wielkości emisji jako niezbędnych parametrów podstawy kalibracji i kontroli działania, zamiast takich granicznych wielkości emisji jako wartość zastępczą stosuje się średnie roczne stężenie godzinowe danego gazu cieplarnianego. Jeśli prowadzący instalację stwierdza brak zgodności z wymogami w zakresie zapewniania jakości, w tym konieczność ponownej kalibracji, zgłasza tę okoliczność właściwemu organowi i bezzwłocznie podejmuje działania naprawcze.
Zapewnianie jakości technologii informacyjnych
Do celów art. 59 ust. 3 lit. b) prowadzący instalację lub operator statku powietrznego zapewnia, aby system informatyczny był zaprojektowany, udokumentowany, testowany, wdrożony, kontrolowany i utrzymywany w sposób zapewniający rzetelne, dokładne i prowadzone w odpowiednim czasie przetwarzanie danych, odpowiednio do zidentyfikowanego czynnika ryzyka, zgodnie z art. 59 ust. 2 lit. a).
Kontrola systemu informatycznego obejmuje kontrolę dostępu, kontrolę sporządzania kopii zapasowych, odzyskiwanie danych, planowanie ciągłości działania oraz zabezpieczenia.
Podział obowiązków
Do celów art. 59 ust. 3 lit. c) prowadzący instalację lub operator statku powietrznego wyznacza osoby odpowiedzialne za wszystkie działania w zakresie przepływu danych oraz za wszystkie działania kontrolne w sposób zapewniający rozdział sprzecznych ze sobą obowiązków. Przy braku innych działań kontrolnych operator taki zapewnia w odniesieniu do wszystkich działań w zakresie przepływu danych, w przypadku których zidentyfikowano ryzyko nieodłączne, że wszystkie istotne informacje i dane potwierdza co najmniej jedna osoba, która nie brała udziału w ustalaniu i rejestrowaniu takich informacji lub danych.
Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego zarządza kompetencjami niezbędnymi w przypadku odnośnych obowiązków, w tym właściwym przydziałem obowiązków, szkoleniem i przeglądami wyników.
Wewnętrzne przeglądy i walidacja danych
Taki przegląd i taka walidacja danych obejmują co najmniej:
Korekty i działania naprawcze
Procesy zlecane na zewnątrz
W przypadku zlecenia na zewnątrz jednego działania lub większej liczby działań w zakresie przepływu danych, o których mowa w art. 58, lub działań kontrolnych, o których mowa w art. 59, prowadzący instalację lub operator statku powietrznego wykonuje wszystkie następujące czynności:
Podejście do luk w danych
Jeśli prowadzący instalację nie określił metody szacowania w pisemnej procedurze, ustanawia taką pisemną procedurę i przedkłada właściwemu organowi do zatwierdzenia odpowiednią zmianę planu monitorowania zgodnie z art. 15.
W przypadku niemożności ustalenia danych zastępujących zgodnie z akapitem pierwszym niniejszego ustępu operator statku powietrznego może oszacować emisje z takiego lotu lub takich lotów na podstawie zużycia paliwa, wyznaczonego za pomocą narzędzia, o którym mowa w art. 55 ust. 2.
Jeśli liczba lotów, w odniesieniu do których występują luki w danych, o których mowa w dwóch pierwszych akapitach, przekracza 5 % zgłaszanych rocznych lotów, operator statku powietrznego bez zbędnej zwłoki powiadamia o tym właściwy organ i podejmuje działania naprawcze w celu udoskonalenia metodyki monitorowania.
Zapisy i dokumentacja
Udokumentowane i zarchiwizowane dane z monitorowania umożliwiają weryfikację rocznego raportu na temat wielkości emisji zgodnie z rozporządzeniem wykonawczym (UE) 2018/2067. Dane zgłoszone przez prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego zawarte w elektronicznym systemie zgłaszania danych i zarządzania nimi, ustanowionym przez właściwy organ, można uznać za przechowywane przez prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego, jeśli może on uzyskać dostęp do takich danych.
Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego na żądanie udostępnia takie dokumenty właściwemu organowi, a także weryfikatorowi weryfikującemu raport na temat wielkości emisji zgodnie z rozporządzeniem wykonawczym (UE) 2018/2067.
ROZDZIAŁ VI
WYMOGI DOTYCZĄCE RAPORTOWANIA
WYMOGI DOTYCZĄCE RAPORTOWANIA
Terminy i obowiązki dotyczące raportowania
Właściwe organy mogą jednak wymagać od prowadzących instalacje lub operatorów statków powietrznych przedłożenia zweryfikowanego rocznego raportu na temat wielkości emisji wcześniej niż do dnia 31 marca, ale nie wcześniej niż do dnia 28 lutego.
W przypadku gdy właściwy organ skorygował zweryfikowane emisje po dniu 30 kwietnia danego roku, państwa członkowskie bez zbędnej zwłoki powiadamiają o tej korekcie Komisję.
Raportowanie w zakresie udoskonaleń w metodyce monitorowania
Prowadzący instalację przedstawia do zatwierdzenia właściwemu organowi raport zawierający informacje, o których mowa w ust. 2 lub 3, stosownie do sytuacji, w następujących terminach:
Właściwy organ może jednak określić alternatywny termin składania raportu, nie późniejszy jednak niż dzień 30 września tego samego roku.
Na zasadzie odstępstwa od akapitów drugiego i trzeciego oraz nie naruszając przepisów akapitu pierwszego, właściwy organ może zatwierdzić, wraz z planem monitorowania lub raportem dotyczącym udoskonaleń, przedłużenie terminu mającego zastosowanie zgodnie z akapitem drugim, jeżeli prowadzący instalację dostarczy w sposób wymagany przez właściwy organ dowody na przedłożenie planu monitorowania zgodnie z art. 12 lub - po powiadomieniu o aktualizacjach - zgodnie z art. 15, lub - po przedłożeniu raportu dotyczącego udoskonaleń - zgodnie z niniejszym artykułem, że powody, dla których koszty uznaje się za nieracjonalne, lub środki na rzecz poprawy za technicznie niewykonalne, będą występować przez dłuższy okres. Przedłużenie to uwzględnia liczbę lat, za które prowadzący instalację dostarcza dowody. Całkowity okres między raportami dotyczącymi udoskonaleń nie przekracza trzech lat w przypadku instalacji kategorii C, czterech lat w przypadku instalacji kategorii B lub pięciu lat w przypadku instalacji kategorii A.
W przypadku stwierdzenia jednak, że zastosowanie środków niezbędnych do osiągnięcia takich poziomów dokładności stało się technicznie wykonalne i nie prowadzi już do nieracjonalnych kosztów, prowadzący instalację powiadamia właściwy organ o odpowiednich zmianach planu monitorowania zgodnie z art. 15 oraz przedkłada propozycje dotyczące wdrożenia odnośnych środków i harmonogram ich wdrożenia.
W przypadku stwierdzenia jednak, że zastosowanie środków niezbędnych do osiągnięcia co najmniej poziomu dokładności 1 dla takich źródeł materiałów wsadowych stało się technicznie wykonalne i nie prowadzi już do nieracjonalnych kosztów, prowadzący instalację powiadamia właściwy organ o odpowiednich zmianach planu monitorowania zgodnie z art. 15 oraz przedkłada propozycje dotyczące wdrożenia odnośnych środków i harmonogram ich wdrożenia.
Właściwy organ może określić alternatywny termin składania raportu, o którym mowa w niniejszym ustępie, nie późniejszy jednak niż dzień 30 września tego samego roku. W stosownych przypadkach taki raport można połączyć z raportem, o którym mowa w ust. 1 niniejszego artykułu.
Jeśli zalecane udoskonalenia nie doprowadziłyby do udoskonalenia metodyki monitorowania, prowadzący instalację lub operator statku powietrznego przedstawia odpowiednie uzasadnienie. Jeśli zalecane udoskonalenia prowadziłyby do nieracjonalnych kosztów, prowadzący instalację lub operator statku powietrznego przedstawia dowody potwierdzające nieracjonalny charakter takich kosztów.
Wyznaczanie wielkości emisji przez właściwy organ
Dostęp do informacji
Raporty na temat wielkości emisji przechowywane przez właściwy organ są udostępniane publicznie przez taki organ z zastrzeżeniem przepisów krajowych przyjętych na mocy dyrektywy 2003/4/WE Parlamentu Europejskiego i Rady 83 . W odniesieniu do stosowania wyjątku określonego w art. 4 ust. 2 lit. d) dyrektywy 2003/4/WE prowadzący instalacje lub operatorzy statków powietrznych mogą wskazywać w przedstawianych przez siebie raportach, które informacje uważają za szczególnie chronione informacje handlowe.
Zaokrąglanie danych
Zapewnienie spójności z innymi sprawozdaniami
Każde działanie wymienione w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE, prowadzone przez prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego, oznacza się kodami, w stosownych przypadkach, pochodzącymi z następujących systemów sprawozdawczych:
ROZDZIAŁ VII
WYMOGI DOTYCZĄCE TECHNOLOGII INFORMACYJNYCH
WYMOGI DOTYCZĄCE TECHNOLOGII INFORMACYJNYCH
Formaty elektronicznej wymiany danych
Takie formularze lub specyfikacje formatu plików określone przez państwa członkowskie zawierają co najmniej informacje wskazane w formularzach elektronicznych lub specyfikacjach formatu plików publikowanych przez Komisję.
Wykorzystanie systemów zautomatyzowanych
ROZDZIAŁ VIII
PRZEPISY KOŃCOWE
PRZEPISY KOŃCOWE
Zmiany w rozporządzeniu (UE) nr 601/2012
W rozporządzeniu (UE) nr 601/2012 wprowadza się następujące zmiany:
"a) w przypadku instalacji - dowody dotyczące każdego głównego i pomniejszego strumienia materiałów wsadowych wykazujące zgodność z progami niepewności dla danych dotyczących działalności i współczynników obliczeniowych, w stosownych przypadkach, dla stosowanych poziomów dokładności określonych w załącznikach II i IV oraz dowody dotyczące każdego źródła emisji wykazujące zgodność z progami niepewności, w stosownych przypadkach, dla stosowanych poziomów dokładności określonych w załączniku VIII;";
"a) w odniesieniu do planu monitorowania emisji:
(i) zmianę wartości współczynników emisji określonych w planie monitorowania;
(ii) zmianę metod obliczeniowych określonych w załączniku III lub przejście od stosowania metody obliczeniowej do metody szacowania zgodnie z art. 55 ust. 2 lub odwrotnie;
(iii) wprowadzenie nowych strumieni materiałów wsadowych;
(iv) zmiany w statusie operatora statku powietrznego jako małego podmiotu uczestniczącego w systemie w rozumieniu art. 55 ust. 1 lub w odniesieniu do jednego z progów przewidzianych w art. 28a ust. 6 dyrektywy 2003/87/WE;";
"Artykuł 49
Przenoszony CO2
1. Prowadzący instalację odejmuje od wielkości emisji z instalacji każdą ilość CO2 pochodzącego z węgla pierwiastkowego kopalnego używanego w rodzajach działań objętych załącznikiem I do dyrektywy 2003/87/WE, która to ilość nie została wyemitowana z instalacji, lecz:
a) została przeniesiona poza tę instalację do dowolnego z poniższych obiektów:
(i) instalacji wychwytującej w celu transportu i długoterminowego geologicznego składowania na składowisku dopuszczonym na mocy dyrektywy 2009/31/WE;
(ii) sieci transportowej w celu długoterminowego geologicznego składowania na składowisku dopuszczonym na mocy dyrektywy 2009/31/WE;
(iii) składowiska dopuszczonego na mocy dyrektywy 2009/31/WE w celu długoterminowego geologicznego składowania;
b) została przeniesiona poza tę instalację i jest wykorzystywana do produkcji wytrąconego węglanu wapnia, w którym użyty CO2 jest chemicznie związany.
2. Prowadzący instalację przesyłającą podaje w rocznym sprawozdaniu na temat wielkości emisji kod identyfikacyjny instalacji odbiorczej uznany zgodnie z aktami przyjętymi na mocy art. 19 ust. 3 dyrektywy 2003/87/WE, jeżeli instalacja odbiorcza jest objęta tą dyrektywą. We wszystkich innych przypadkach prowadzący instalację przesyłającą podaje nazwisko, adres i dane osoby wyznaczonej do kontaktów w danej instalacji odbiorczej.
Akapit pierwszy ma zatem zastosowanie do instalacji odbiorczej w odniesieniu do kodu identyfikacyjnego instalacji przesyłającej.
3. W celu wyznaczenia ilości CO2 przenoszonego z jednej instalacji do drugiej prowadzący instalację stosuje metodykę opartą na pomiarach, w tym zgodnie z art. 43, 44 i 45. Źródło emisji odpowiada punktowi pomiarowemu, a wielkość emisji wyraża się jako ilość przeniesionego CO2.
Do celów ust. 1 lit. b) prowadzący instalację stosuje metodę opartą na obliczeniach.
4. W celu wyznaczenia ilości CO2 przenoszonego z jednej instalacji do drugiej prowadzący instalację stosuje najwyższy poziom dokładności określony w załączniku VIII sekcja 1.
Prowadzący instalację może jednak zastosować następny z kolei niższy poziom dokładności o ile stwierdzi, że zastosowanie najwyższego poziomu dokładności zdefiniowanego w załączniku VIII sekcja 1 nie jest wykonalne technicznie lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów.
W celu wyznaczenia ilości CO2 chemicznie związanego w wytrąconym węglanie wapnia prowadzący instalację wykorzystuje źródła danych wykazujące najwyższą możliwą dokładność.
5. Prowadzący instalacje mogą wyznaczać ilości przenoszonego z instalacji CO2 zarówno w instalacji przesyłającej, jak i odbiorczej. W takich przypadkach stosuje się art. 48 ust. 3.";
"6. Jeżeli ilość uzupełnianego paliwa lub ilość paliwa pozostałego w zbiornikach wyznacza się w jednostkach objętości i wyraża w litrach, operator statku powietrznego przelicza takie wartości z jednostek objętości na jednostki masy, stosując wartości gęstości. Operator statków powietrznych stosuje gęstość paliwa (która może być rzeczywistą lub standardową wartością wynoszącą 0,8 kg na litr) wykorzystywaną ze względów operacyjnych i względów bezpieczeństwa.
Procedura informowania o wykorzystaniu gęstości rzeczywistej lub standardowej zostaje opisana w planie monitorowania wraz z odniesieniem do odpowiedniej dokumentacji operatora statku powietrznego.";
"7. Do celów obliczeń, o których mowa w ust. 1, operator statku powietrznego stosuje domyślne współczynniki emisji podane w tabeli 2 w załączniku III. W przypadku paliw nieuwzględnionych we wspomnianej tabeli operator statku powietrznego wyznacza współczynnik emisji zgodnie z art. 32. Wartość opałową takich paliw wyznacza się i zgłasza jako pozycję dodatkową.";
"2. W drodze odstępstwa od art. 52 małe podmioty uczestniczące w systemie mogą szacować zużycie paliwa przy pomocy narzędzi wprowadzonych przez Eurocontrol lub inną odpowiednią organizację, które są w stanie przetwarzać wszystkie istotne informacje dotyczące ruchu lotniczego, a także unikać niedoszacowania wielkości emisji.";
"1. Przy wyborze metodyki monitorowania zgodnie z art. 52 ust. 2 operator statku powietrznego uwzględnia źródła niepewności i związane z nimi poziomy niepewności.";
"Do celów art. 58 ust. 3 lit. a) prowadzący instalację zapewnia regularną kalibrację, regulację i kontrolę wszystkich odpowiednich urządzeń pomiarowych, również przed ich użyciem, oraz ich sprawdzenie pod kątem zgodności z normami pomiarowymi odpowiadającymi międzynarodowym normom pomiarowym, o ile są dostępne, zgodnie z wymogami niniejszego rozporządzenia i proporcjonalnie do zidentyfikowanego czynnika ryzyka.
Jeżeli części składowe systemu pomiarowego nie mogą być skalibrowane, prowadzący instalację wskazuje je w planie monitorowania i proponuje alternatywne działania kontrolne.
W przypadku stwierdzenia, że urządzenie nie jest zgodne z wymaganymi parametrami działania, prowadzący instalację bezzwłocznie podejmuje niezbędne działania naprawcze.";
"Jeśli liczba lotów, w odniesieniu do których występują luki w danych, o których mowa w dwóch pierwszych akapitach, przekracza 5 % zgłaszanych rocznych lotów, operator statku powietrznego bez zbędnej zwłoki powiadamia o tym właściwy organ i podejmuje działania naprawcze w celu udoskonalenia metodyki monitorowania.";
"(ii) procedury pomiaru ilości uzupełnianego paliwa oraz ilości paliwa w zbiornikach, stosownie do okoliczności, opis używanych przyrządów pomiarowych i procedur rejestrowania, odzyskiwania, przesyłania i przechowywania informacji dotyczących pomiarów;";
"(iii) w stosownych przypadkach metodę wyznaczania gęstości;";
"(iv) uzasadnienie wybranej metodyki monitorowania w celu zapewnienia najniższego poziomu niepewności, zgodnie z art. 55 ust. 1.;";
"f) opis procedur i systemów służących identyfikacji i ocenie luk w danych oraz postępowaniu z nimi zgodnie z art. 65 ust. 2.";
"dokumenty uzasadniające wybór metodyki monitorowania oraz dokumenty uzasadniające wprowadzenie okresowych lub stałych zmian w metodyce monitorowania i, w stosownych przypadkach, w poziomach dokładności zatwierdzonych przez właściwy organ;";
"5) dokumentacja dotycząca metodyki w zakresie luk w danych, w stosownych przypadkach, liczba lotów, w przypadku których wystąpiły luki w danych, dane wykorzystywane do usunięcia luk w danych, tam gdzie one wystąpiły, oraz, w przypadku gdy liczba lotów, w odniesieniu do których występują luki w danych, przekracza 5 % zgłoszonych lotów, przyczyny luk w danych, a także dokumentacja podjętych działań naprawczych.";
"7) całkowitą liczbę lotów objętych raportem, przypadającą na pary państw;";
"7a) masę paliwa (w tonach) na rodzaj paliwa, przypadającą na pary państw;";
"a) liczbę lotów wyrażoną jako odsetek lotów rocznych, w odniesieniu do których wystąpiły luki w danych; oraz okoliczności i powody wystąpienia luk w danych;".
"a) liczbę lotów wyrażoną jako odsetek lotów rocznych (zaokrągloną do 0,1 %), w odniesieniu do których wystąpiły luki w danych; oraz okoliczności i powody wystąpienia luk w danych;".
Uchylenie rozporządzenia (UE) nr 601/2012
Odesłania do uchylonego rozporządzenia odczytuje się jako odesłania do niniejszego rozporządzenia zgodnie z tabelą korelacji w załączniku XI.
Wejście w życie i stosowanie
Niniejsze rozporządzenie wchodzi w życie następnego dnia po jego opublikowaniu w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej.
Niniejsze rozporządzenie stosuje się od dnia 1 stycznia 2021 r.
Art. 76. stosuje się jednak od dnia 1 stycznia 2019 r. lub od daty wejścia w życie niniejszego rozporządzenia, w zależności od tego, która z tych dat jest późniejsza.
W imieniu Komisji | |
Jean-Claude JUNCKER | |
Przewodniczący |
ZAŁĄCZNIKI
ZAŁĄCZNIK I 89
Minimalna zawartość planu monitorowania (art. 12 ust. 1)
Minimalna zawartość planu monitorowania (art. 12 ust. 1)
Plan monitorowania instalacji zawiera co najmniej następujące informacje:
ZAŁĄCZNIK II 92
Definicje poziomów dokładności dla metod opartych na obliczeniach w odniesieniu do instalacji (art. 12 ust. 1)
Definicje poziomów dokładności dla metod opartych na obliczeniach w odniesieniu do instalacji (art. 12 ust. 1)
Progi niepewności przedstawione w tabeli 1 mają zastosowanie do poziomów dokładności istotnych dla wymogów w zakresie danych dotyczących działalności zgodnie z art. 28 ust. 1 lit. a) i art. 29 ust. 2 akapit pierwszy oraz z załącznikiem IV do niniejszego rozporządzenia. Progi niepewności interpretuje się jako maksymalne dopuszczalne wartości niepewności przy określaniu strumieni materiałów wsadowych w ciągu okresu sprawozdawczego.
Jeżeli działanie wymienione w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE nie jest podane w tabeli 1, a także nie stosuje się metody bilansu masowego, w odniesieniu do takiego działania prowadzący instalację stosuje poziomy dokładności podane w rubryce "Spalanie paliw i paliwa używane jako wsad do procesu" w tabeli 1.
Tabela 1
Poziomy dokładności dla danych dotyczących działalności (maksymalna dopuszczalna niepewność dla każdego poziomu dokładności)
Rodzaj działania/Typ strumienia materiałów wsadowych | Parametr, którego dotyczy niepewność | Poziom 1 | Poziom 2 | Poziom 3 | Poziom 4 |
Spalanie paliw i paliwa używane jako wsad do procesu | |||||
Znormalizowane paliwa handlowe | Ilość paliwa [t] lub [Nm3] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
Inne paliwa gazowe i ciekłe | Ilość paliwa [t] lub [Nm3] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
Paliwa stałe z wyłączeniem odpadów | Ilość paliwa [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
Odpady | Ilość paliwa [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
Spalanie gazu w pochodni | Ilość gazu spalanego w pochodni [Nm3] | ± 17,5 % | ± 12,5 % | ± 7,5 % | |
Oczyszczanie: węglany (metoda A) | Ilość zużytych węglanów [t] | ± 7,5 % | |||
Oczyszczanie: gips (metoda B) | Ilość wyprodukowanego gipsu [t] | ± 7,5 % | |||
Oczyszczanie: mocznik | Ilość zużytego mocznika | ± 7,5 % | |||
Rafinowanie olejów mineralnych | |||||
Regeneracja urządzeń do krakowania katalitycznego (*) | Wymogi w zakresie niepewności stosuje się osobno do każdego źródła emisji | ± 10 % | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % |
Produkcja koksu | |||||
Metodyka bilansu masowego | Każdy materiał wsadowy i wyjściowy [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
Prażenie i spiekanie rud metali | |||||
Węglanowy wsad i pozostałości po procesie technologicznym | Węglanowy materiał wsadowy i pozostałości po procesie technologicznym [t] | ± 5 % | ± 2,5 % | ||
Metodyka bilansu masowego | Każdy materiał wsadowy i wyjściowy [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
Produkcja surówki i stali | |||||
Paliwo jako wsad do procesu | Każdy przepływ masowy do i z instalacji [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
Metodyka bilansu masowego | Każdy materiał wsadowy i wyjściowy [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
Produkcja klinkieru cementowego | |||||
Na podstawie wsadu do pieca (metoda A) | Każdy odnośny wsad do pieca [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | |
Produkcja klinkieru (metoda B) | Wyprodukowany klinkier [t] | ± 5 % | ± 2,5 % | ||
Pył z pieca do wypalania cementu (CKD) | CKD lub pył z filtrów obejściowych [t] | nie dotyczy (**) | ± 7,5 % | ||
Węgiel niewęglanowy | Każdy surowiec [t] | ± 15 % | ± 7,5 % | ||
Produkcja wapna, kalcynacja dolomitu i magnezytu | |||||
Węglany i inne wsady do procesu (metoda A) | Każdy odnośny wsad do pieca [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | |
Tlenki metali ziem alkalicznych (metoda B) | Wyprodukowane wapno [t] | ± 5 % | ± 2,5 % | ||
Pył z pieca (metoda B) | Pył z pieca [t] | nie dotyczy (**) | ± 7,5 % | ||
Produkcja szkła i wełny mineralnej | |||||
Węglany i inne wsady do procesu (wsad) | Każdy surowiec węglanowy lub dodatki związane z emisjami CO2 [t] | ± 2,5 % | ± 1,5 % | ||
Produkcja wyrobów ceramicznych | |||||
Wsady węgla (metoda A) | Każdy surowiec węglanowy lub dodatki związane z emisjami CO2 [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | |
Tlenki alkaliczne (metoda B) | Produkcja brutto, w tym odrzucone produkty oraz stłuczka z pieców do wypalania i powstała podczas wysyłki [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | |
Oczyszczanie | Zużyty suchy CaCO3 [t] | ± 7,5 % | |||
Produkcja pulpy drzewnej i papieru | |||||
Dodatkowe związki chemiczne | Ilość CaCO3 i Na2CO3 [t] | ± 2,5 % | ± 1,5 % | ||
Produkcja sadzy | |||||
Metodyka bilansu masowego | Każdy materiał wsadowy i wyjściowy [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
Produkcja amoniaku | |||||
Paliwo jako wsad do procesu | Ilość paliwa użytego jako wsad do procesu [t] lub [Nm3] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
Produkcja wodoru i gazu do syntezy | |||||
Paliwo jako wsad do procesu | Ilość paliwa użytego jako wsad do procesu produkcji wodoru [t] lub [Nm3] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
Metodyka bilansu masowego | Każdy materiał wsadowy i wyjściowy [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
Produkcja chemikaliów organicznych luzem | |||||
Metodyka bilansu masowego | Każdy materiał wsadowy i wyjściowy [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
Produkcja lub obróbka metali żelaznych i nieżelaznych, w tym wtórnego aluminium | |||||
Emisje pochodzące z procesów technologicznych | Każdy materiał wsadowy i pozostałości po procesie technologicznym użyte jako materiał wsadowy w procesie [t] | ± 5 % | ± 2,5 % | ||
Metodyka bilansu masowego | Każdy materiał wsadowy i wyjściowy [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
Produkcja pierwotnego aluminium | |||||
Metodyka bilansu masowego | Każdy materiał wsadowy i wyjściowy [t] | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % | ± 1,5 % |
Emisje PFC (metoda nachylenia) | produkcja pierwotnego aluminium w [t], czas trwania efektu anodowego [liczba efektów anodowych/wanno-doba] i [czas trwania efektu anodowego/wystąpienie] | ± 2,5 % | ± 1,5 % | ||
Emisje PFC (metoda nadnapięciowa) | produkcja pierwotnego aluminium w [t], nadnapięcie efektu anodowego [mV] i wydajność prądowa [-] | ± 2,5 % | ± 1,5 % | ||
(*) W przypadku monitorowania emisji z regeneracji urządzeń do krakowania katalitycznego (inne procesy regeneracji katalizatorów i flexi-cokers) w rafineriach olejów mineralnych wymagana niepewność jest związana z całkowitą niepewnością wszystkich emisji z danego źródła. (**) Ilość [t] CKD lub pyłu z filtrów obejściowych (w stosownych przypadkach) opuszczająca układ pieca w okresie sprawozdawczym, oszacowana zgodnie z wytycznymi dotyczącymi najlepszych praktyk branżowych. |
Prowadzący instalacje monitorują emisje CO2 z wszystkich typów procesów spalania odbywających się w ramach wszystkich rodzajów działań wymienionych w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE lub objętych systemem unijnym zgodnie z art. 24 wspomnianej dyrektywy, stosując definicje poziomów dokładności określone w niniejszej sekcji. Jeśli jako wsad do procesu stosuje się paliwa lub materiały palne powodujące emisje CO2, zastosowanie ma sekcja 4 niniejszego załącznika. Jeśli paliwa stanowią część bilansu masowego zgodnie z art. 25 ust. 1 niniejszego rozporządzenia, zastosowanie mają definicje poziomów dokładności dla bilansów masowych podane w sekcji 3 niniejszego załącznika.
W stosownych przypadkach w odniesieniu do emisji pochodzących z procesów technologicznych z powiązanego oczyszczania spalin należy stosować definicje poziomu dokładności zgodnie z sekcjami 4 i 5 niniejszego załącznika.
W przypadku określania frakcji biomasy w paliwie lub materiale mieszanym zdefiniowane poziomy dokładności odnoszą się do wstępnego współczynnika emisji. W przypadku paliw i materiałów kopalnych poziomy dokładności odnoszą się do współczynnika emisji.
Poziom 1: Prowadzący instalację stosuje jedną z następujących wartości:
Poziom 2a: Prowadzący instalację stosuje właściwe dla danego państwa współczynniki emisji dotyczące odnośnego paliwa lub materiału zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. b) i c) lub wartości zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. d).
Poziom 2b: Prowadzący instalację określa współczynniki emisji dotyczące paliwa na podstawie jednej z następujących ustalonych wartości przybliżonych, w połączeniu z korelacją empiryczną, ustalaną co najmniej raz w roku zgodnie z art. 32-35 oraz art. 39:
Prowadzący instalację zapewnia, aby korelacja spełniała wymogi dobrej praktyki inżynierskiej i była stosowana wyłącznie do wartości przybliżonych wchodzących w zakres, dla którego została określona.
Poziom 3: Prowadzący instalację stosuje jedną z następujących wartości:
Poziom 1: Prowadzący instalację stosuje jedną z następujących wartości:
Poziom 2a: Prowadzący instalację stosuje właściwe dla danego państwa współczynniki dotyczące odnośnego paliwa zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. b) lub c) albo wartości zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. d).
Poziom 2b: W przypadku paliw w obrocie handlowym stosuje się wartość opałową określoną na podstawie rejestrów zakupu dotyczących odnośnego paliwa przedstawionych przez dostawcę paliwa, pod warunkiem że określono ją zgodnie z przyjętymi normami krajowymi lub międzynarodowymi.
Poziom 3: Prowadzący instalację określa wartość opałową zgodnie z art. 32-35.
Poziom 1: Prowadzący instalację stosuje współczynnik utleniania wynoszący 1.
Poziom 2: Prowadzący instalację stosuje współczynniki utleniania dotyczące odnośnego paliwa zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. b) lub c).
Poziom 3: W przypadku paliw prowadzący instalację określa współczynniki właściwe dla poszczególnych rodzajów działań na podstawie odpowiednich zawartości węgla pierwiastkowego w popiele, ściekach oraz innych odpadach i produktach ubocznych, a także innych odnośnych niecałkowicie utlenionych gazowych form emitowanego węgla z wyjątkiem CO. Dane dotyczące składu określa się zgodnie z przepisami art. 32-35.
Poziom 1: Prowadzący instalację stosuje właściwą wartość opublikowaną przez właściwy organ lub Komisję lub wartości zgodnie z art. 31 ust. 1.
Poziom 2: Prowadzący instalację stosuje metodę szacowania zatwierdzoną zgodnie z art. 39 ust. 2 akapit drugi.
Poziom 3: Prowadzący instalację stosuje analizy zgodnie z art. 39 ust. 2 akapit pierwszy i zgodnie z art. 32-35.
Jeżeli prowadzący instalację zakłada udział frakcji kopalnej w wysokości 100 % zgodnie z art. 39 ust. 1, frakcji biomasy nie przypisuje się żadnego poziomu.
Jeśli prowadzący instalację stosuje bilans masowy zgodnie z art. 25, używa definicji poziomów dokładności zawartych w niniejszej sekcji.
Prowadzący instalację stosuje jeden z poziomów dokładności wymienionych w niniejszym punkcie. Określając zawartość węgla pierwiastkowego na podstawie współczynnika emisji, prowadzący instalację stosuje następujące równania:
W tych wzorach C to zawartość węgla pierwiastkowego wyrażona jako frakcja (tona węgla pierwiastkowego na tonę produktu), EF to współczynnik emisji, NCV to wartość opałowa, a f to współczynnik określony w art. 36 ust. 3.
W przypadku określania frakcji biomasy w paliwie lub materiale mieszanym zdefiniowane poziomy dokładności odnoszą się do całkowitej zawartości węgla pierwiastkowego. Frakcję biomasy węgla pierwiastkowego określa się z zastosowaniem poziomów dokładności zdefiniowanych w sekcji 2.4 niniejszego załącznika.
Poziom 1: Prowadzący instalację stosuje jedną z następujących wartości:
Poziom 2a: Prowadzący instalację określa zawartość węgla pierwiastkowego na podstawie właściwych dla danego państwa współczynników emisji dotyczących odnośnego paliwa lub materiału zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. b) lub c) albo wartości zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. d).
Poziom 2b: Prowadzący instalację określa zawartość węgla pierwiastkowego na podstawie współczynników emisji dotyczących paliwa, stosując jedną z następujących ustalonych wartości przybliżonych, w połączeniu z korelacją empiryczną, ustalaną co najmniej raz w roku zgodnie z art. 32-35:
Prowadzący instalację zapewnia, aby korelacja spełniała wymogi dobrej praktyki inżynierskiej i była stosowana wyłącznie do wartości przybliżonych wchodzących w zakres, dla którego została określona.
Poziom 3: Prowadzący instalację stosuje jedną z następujących wartości:
Stosuje się poziomy dokładności zdefiniowane w sekcji 2.2 niniejszego załącznika.
Stosuje się poziomy dokładności zdefiniowane w sekcji 2.4 niniejszego załącznika.
W odniesieniu do wszystkich emisji CO2 z procesów technologicznych, w szczególności emisji pochodzących z rozkładu węglanów oraz z wsadów do procesu zawierających węgiel inny niż w postaci węglanów, takich jak mocznik, koks i grafit, jeżeli są one monitorowane przy użyciu standardowej metodyki zgodnie z art. 24 ust. 2, w odniesieniu do mających zastosowanie współczynników obliczeniowych stosuje się poziomy dokładności określone w niniejszej sekcji.
W przypadku materiałów mieszanych, które zawierają zarówno nieorganiczne jak i organiczne postacie węgla, prowadzący instalację może wybrać czy:
W przypadku emisji pochodzących z rozkładu węglanów prowadzący instalację może wybrać dla każdego strumienia materiałów wsadowych jedną z następujących metod:
W odniesieniu do innych emisji CO2 z procesów technologicznych prowadzący instalację stosuje wyłącznie metodę A.
Poziom dokładności 1: Prowadzący instalację stosuje jedną z następujących wartości:
Poziom dokładności 2: Prowadzący instalację stosuje właściwy dla danego państwa współczynnik emisji zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. b) lub c) albo wartości zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. d).
Poziom dokładności 3: Prowadzący instalację określa współczynnik emisji zgodnie z art. 32-35. Do konwersji danych dotyczących składu na współczynniki emisji stosuje się współczynniki stechiometryczne wymienione w załączniku VI sekcja 2.
Poziom dokładności 1: Stosuje się współczynnik konwersji wynoszący 1.
Poziom dokładności 2: Węglany i pozostały węgiel pierwiastkowy opuszczające proces uwzględnia się z zastosowaniem współczynnika konwersji o wartości mieszczącej się pomiędzy 0 a 1. Prowadzący instalację może założyć pełną konwersję jednego wsadu lub ich większej liczby, a materiały lub pozostały węgiel pierwiastkowy, które nie uległy konwersji, przypisać pozostałym wsadom. Dodatkowe określenie odnośnych parametrów chemicznych produktów przeprowadza się zgodnie z art. 32-35.
Poziom dokładności 1: Prowadzący instalację stosuje jedną z następujących wartości:
Poziom dokładności 2: Prowadzący instalację stosuje właściwy dla danego państwa współczynnik emisji zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. b) lub c) albo wartości zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. d).
Poziom dokładności 3: Prowadzący instalację określa współczynnik emisji zgodnie z art. 32-35. Do konwersji danych dotyczących składu na współczynniki emisji stosuje się współczynniki stechiometryczne, o których mowa w załączniku VI sekcja 2 tabela 3, zakładając, że wszystkie odnośne tlenki metali powstały z odnośnych węglanów. W tym celu prowadzący instalację uwzględnia co najmniej CaO i MgO oraz przedstawia właściwemu organowi dowody na to, które jeszcze tlenki metali odnoszą się do węglanów w surowcach.
Poziom dokładności 1: Stosuje się współczynnik konwersji wynoszący 1.
Poziom dokładności 2: Ilość niewęglanowych związków odnośnych metali w surowcach, w tym pyłu zwrotnego czy popiołu lotnego bądź innych już uległych kalcynacji materiałów, odzwierciedlają współczynniki konwersji o wartości pomiędzy 0 a 1, przy czym wartość 1 odpowiada pełnej konwersji surowców węglanowych w tlenki. Dodatkowe określenie odnośnych parametrów chemicznych wsadów do procesu przeprowadza się zgodnie z art. 32-35.
W stosownych przypadkach prowadzący instalację określa wartość opałową wsadu do procesu, stosując poziomy dokładności określone w sekcji 2.2 niniejszego załącznika. NCV uznaje się za nieistotną dla strumieni materiałów wsadowych de minimis lub gdy materiał sam w sobie nie jest zapalny bez dodawania innych paliw. W razie wątpliwości prowadzący instalację zwraca się do właściwego organu o potwierdzenie, czy należy monitorować i raportować NCV.
W stosownych przypadkach prowadzący instalację określa frakcję biomasy węgla pierwiastkowego zawartego we wsadzie do procesu, stosując poziomy dokładności określone w sekcji 2.4 niniejszego załącznika.
ZAŁĄCZNIK III 93
Metodyka monitorowania działań lotniczych (art. 53)
Metodyka monitorowania działań lotniczych (art. 53)
Metoda A:
Operator statku powietrznego stosuje następujący wzór:
Rzeczywiste zużycie paliwa podczas każdego lotu [t] = Ilość paliwa znajdującego się w zbiornikach statku powietrznego po uzupełnieniu zapasu na dany lot [t] - Ilość paliwa znajdującego się w zbiornikach statku powietrznego po uzupełnieniu zapasu na następny lot [t] + Ilość uzupełnianego paliwa na następny lot [t]
Jeśli nie uzupełnia się zapasu paliwa na bieżący lub następny lot, ilość paliwa znajdującego się w zbiornikach statku powietrznego określa się przy zwalnianiu hamulców przed bieżącym lub następnym lotem. W wyjątkowych przypadkach, kiedy statek powietrzny wykonuje czynności inne niż lot, w tym poddawany jest poważnemu przeglądowi wymagającemu opróżnienia zbiorników paliwa, po zakończeniu lotu, w odniesieniu do którego monitoruje się zużycie paliwa, operator statku powietrznego może zastąpić "Ilość paliwa znajdującego się w zbiornikach statku powietrznego po uzupełnieniu zapasów na dany lot + ilość uzupełnianego paliwa na następny lot" "Ilością paliwa znajdującego się w zbiornikach w czasie rozpoczęcia kolejnej czynności statku powietrznego" zgodnie z zapisami w dzienniku technicznym.
Metoda B:
Operator statku powietrznego stosuje następujący wzór:
Rzeczywiste zużycie paliwa podczas każdego lotu [t] = Ilość paliwa znajdującego się w zbiornikach statku powietrznego w czasie zaciągnięcia hamulców po zakończeniu poprzedniego lotu [t] + Ilość paliwa, o jaką uzupełniony został zapas na następny lot [t] - Ilość paliwa znajdującego się w zbiornikach statku powietrznego w momencie zaciągnięcia hamulców po zakończeniu lotu [t]
Za moment zaciągnięcia hamulców uznać można moment wyłączenia silników. Jeżeli przed lotem, w odniesieniu do którego monitorowane jest zużycie paliwa, statek powietrzny nie odbywa lotu, operator statku powietrznego może zastąpić "Ilość paliwa znajdującego się w zbiornikach statku powietrznego w czasie zaciągnięcia hamulców po zakończeniu poprzedniego lotu" "Ilością paliwa znajdującego się w zbiornikach statku powietrznego na koniec poprzedniej czynności" zgodnie z zapisami w dzienniku technicznym.
Tabela 1
Współczynniki emisji CO2 dla lotniczych paliw kopalnych (wstępne współczynniki emisji)
Paliwo | Współczynnik emisji (t CO2/t paliwa) |
Benzyna lotnicza (AvGas) | 3,10 |
Paliwo typu benzynowego do silników odrzutowych (Jet B) | 3,10 |
Paliwo typu nafty do silników odrzutowych (Jet A1 lub Jet A) | 3,16 |
Odległość [km] = długość ortodromy [km] + 95 km
Długość ortodromy to najkrótsza odległość pomiędzy dwoma dowolnymi punktami na powierzchni Ziemi, określona w przybliżeniu przy pomocy systemu wskazanego w art. 3.7.1.1 załącznika 15 do konwencji chicagowskiej (WGS 84).
Szerokość i długość geograficzną lotniska podaje się w oparciu o lokalizację lotniska podaną w AIP (Aeronautical Information Publications) zgodnie z załącznikiem 15 do konwencji chicagowskiej lub w oparciu o źródło wykorzystujące dane AIP.
Możliwe jest również wykorzystanie obliczeń odległości wykonanych przez aplikacje komputerowe lub osoby trzecie, pod warunkiem że metodyka obliczeń oparta jest na wzorze podanym w niniejszej sekcji, danych AIP i wymogach WSG 84.
ZAŁĄCZNIK IV 94
Metodyka monitorowania dla instalacji właściwa dla poszczególnych rodzajów działań (art. 20 ust. 2)
Metodyka monitorowania dla instalacji właściwa dla poszczególnych rodzajów działań (art. 20 ust. 2)
Prowadzący instalacje monitorują emisje CO2 z wszystkich typów procesów spalania odbywających się w ramach wszystkich rodzajów działań wymienionych w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE lub objętych systemem unijnym zgodnie z art. 24 wspomnianej dyrektywy, w tym powiązanych procesów oczyszczania, z zastosowaniem przepisów zawartych w niniejszym załączniku. Wszelkie emisje z paliw używanych jako wsad do procesu traktuje się na potrzeby metod monitorowania i raportowania jako emisje pochodzące ze spalania, bez uszczerbku dla innych klasyfikacji stosowanych w odniesieniu do emisji.
Prowadzący instalację nie prowadzi monitorowania ani raportowania w zakresie emisji z silników spalinowych wewnętrznego spalania wykorzystywanych w transporcie. Wszystkie emisje powstające w wyniku spalania paliw w instalacji prowadzący instalację przypisuje do tej instalacji, bez względu na eksport ciepła lub energii elektrycznej do innych instalacji. Emisji związanych z produkcją ciepła lub energii elektrycznej importowanej z innych instalacji prowadzący instalację nie przypisuje do instalacji importującej.
Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej następujące źródła emisji: kotły, palniki, turbiny, ogrzewacze, paleniska, piece do spopielania, piece do kalcynacji, piece do prażenia, osuszacze, silniki, ogniwa paliwowe, urządzenia do spalania z wykorzystaniem pętli chemicznej, pochodnie gazowe, urządzenia do wychwytywania termalnego lub katalitycznego po spalaniu, płuczki do oczyszczania gazów (emisje z procesów technologicznych) oraz wszelkie inne urządzenia lub maszyny wykorzystujące paliwo, z wyłączeniem urządzeń lub maszyn wyposażonych w silniki spalinowe wykorzystywanych w transporcie.
Emisje z procesów spalania oblicza się zgodnie z art. 24 ust. 1, chyba że paliwa uwzględnia się w bilansie masowym zgodnie z art. 25. Stosuje się poziomy dokładności zdefiniowane w załączniku II sekcja 2. Ponadto emisje z procesów technologicznych powstające w wyniku oczyszczania spalin monitoruje się z zastosowaniem przepisów określonych w podsekcji C.
W przypadku emisji powstałych w wyniku spalania gazów w pochodniach stosuje się specjalne wymogi, określone w podsekcji D niniejszej sekcji.
Procesy spalania odbywające się w zakładach przetwarzania gazu można monitorować z zastosowaniem bilansu masowego zgodnie z art. 25.
C.1. Odsiarczanie
Wielkość emisji CO2 pochodzących z procesów, powstałych w wyniku zastosowania węglanów do oczyszczania kwaśnych gazów ze strumieni spalin oblicza się zgodnie z art. 24 ust. 2 na podstawie ilości zużytych węglanów, metodą A przedstawioną poniżej, lub na podstawie ilości wyprodukowanego gipsu, metodą B przedstawioną poniżej. Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 stosuje się następujące zasady:
Metoda A: Współczynnik emisji
Poziom 1: Współczynnik emisji określa się na podstawie współczynników stechiometrycznych określonych w załączniku VI sekcja 2. Ilość CaCO3 i MgCO3 lub innych węglanów w odnośnym materiale wsadowym określa się, stosując wytyczne dotyczące najlepszych praktyk branżowych.
Metoda B: Współczynnik emisji
Poziom 1: Współczynnik emisji jest równy stosunkowi stechiometrycznemu suchego gipsu (CaSO4 × 2H2O) do wyemitowanego CO2: 0,2558 t CO2/t gipsu.
Współczynnik konwersji:
Poziom 1: Stosuje się współczynnik konwersji wynoszący 1.
C.2. De-NOx
Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 emisje CO2 pochodzące z procesów, powstałe w wyniku zastosowania mocznika do oczyszczenia strumienia spalin oblicza się zgodnie z art. 24 ust. 2, stosując następujące poziomy dokładności.
Współczynnik emisji:
Poziom 1: Ilość mocznika w odnośnym materiale wsadowym określa się, stosując wytyczne dotyczące najlepszych praktyk branżowych. Współczynnik emisji określa się przy użyciu współczynnika stechiometrycznego wynoszącego 0,7328 t CO2/t mocznika.
Współczynnik konwersji:
Stosuje się wyłącznie poziom dokładności 1.
Obliczając wielkość emisji powstających w wyniku spalania gazów w pochodniach, prowadzący instalację uwzględnia spalanie rutynowe i operacyjne (w ramach rozruchu, wygaszania i wyłączeń samoczynnych oraz upusty awaryjne). Ponadto prowadzący instalację uwzględnia CO2 związany w paliwie zgodnie z art. 48.
Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 2.1 poziomy dokładności 1 i 2b w odniesieniu do współczynnika emisji definiuje się w następujący sposób:
Poziom 1: Prowadzący instalację stosuje referencyjny współczynnik emisji wynoszący 0,00393 t CO2/Nm3, określony na podstawie spalania czystego etanu wykorzystanego jako zachowawcza wartość przybliżona dla gazów spalanych w pochodniach.
Poziom 2b: Współczynniki emisji właściwe dla instalacji określa się na podstawie szacowanego ciężaru cząsteczkowego strumienia gazu spalanego w pochodni, wykorzystując modelowanie procesu oparte na standardowych modelach stosowanych w przemyśle. Uwzględniając względne proporcje i ciężary cząsteczkowe każdego z dopływających strumieni, określa się ważoną średnią roczną wielkość dla ciężaru cząsteczkowego gazu spalanego w pochodni.
Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 2.3 w przypadku spalania gazów w pochodniach dla współczynnika utleniania stosuje się tylko poziomy dokładności 1 i 2.
Prowadzący instalację prowadzi monitorowanie i raportowanie w zakresie wszystkich emisji CO2 z procesów spalania i produkcyjnych występujących w rafineriach.
Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO2: kotły, urządzenia grzewcze i przetwarzające stosowane w procesach technologicznych, silniki spalinowe spalania wewnętrznego/turbiny, utleniacze katalityczne i cieplne, piece do kalcynacji koksu, pompy strażackie, awaryjne i rezerwowe generatory energii, pochodnie gazowe, piece do spopielania, piece pirolityczne, urządzenia do produkcji wodoru, instalacje Clausa, regenerację katalityczną (w tym kraking katalityczny i inne procesy katalityczne) i retorty do koksowania (flexi-coking i opóźnione koksowanie).
W odniesieniu do emisji pochodzących spalania, w tym oczyszczania spalin, monitorowanie działań w zakresie rafinowania olejów mineralnych prowadzi się zgodnie z sekcją 1 niniejszego załącznika. Prowadzący instalację może zdecydować się na stosowanie metodyki bilansu masowego zgodnie z art. 25 w odniesieniu do całej rafinerii lub do poszczególnych jednostek produkcyjnych, takich jak jednostki gazyfikacji oleju ciężkiego lub kalcynacji. W przypadku zastosowania metodyki standardowej i bilansu masowego, prowadzący instalację przedstawia właściwemu organowi dowody potwierdzające, że zgłoszone emisje są kompletne oraz że nie dochodzi do podwójnego liczenia emisji.
Emisje pochodzące z odpowiednich urządzeń do produkcji wodoru monitoruje się zgodnie z sekcją 19 niniejszego załącznika.
Na zasadzie odstępstwa od przepisów art. 24 i 25 emisje pochodzące z regeneracji urządzeń do krakowania katalitycznego, inne procesy regeneracji katalizatorów i flexi-cokers monitoruje się z zastosowaniem bilansu masowego, uwzględniając stan powietrza wlotowego i spalin. Cały CO w spalinach uwzględnia się jako CO2, stosując zależność w odniesieniu do masy: t CO2 = t CO * 1,571. Analiza powietrza wlotowego i spalin oraz dobór poziomów dokładności odbywają się zgodnie z przepisami art. 32-35. Konkretna metodyka obliczeń podlega zatwierdzeniu przez właściwy organ.
Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO2: surowce (w tym węgiel lub koks naftowy), paliwa konwencjonalne (w tym gaz ziemny), gazy z procesów technologicznych (w tym gaz wielkopiecowy - BFG), inne paliwa oraz oczyszczanie gazów odlotowych.
Do celów monitorowania emisji pochodzących z produkcji koksu prowadzący instalację może zdecydować się na stosowanie bilansu masowego zgodnie z art. 25 oraz załącznikiem II sekcja 3 lub na stosowanie metodyki standardowej zgodnie z art. 24 oraz załącznikiem II sekcje 2 i 4.
Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO2: surowce (kalcynacja wapienia, dolomitu i węglanowych rud żelaza, w tym FeCO3), paliwa konwencjonalne (w tym gaz ziemny, koks/miał koksowy), gazy pochodzące z procesów technologicznych (w tym gaz koksowniczy - COG, i gaz wielkopiecowy - BFG), pozostałości po procesie technologicznym używane jako materiał wsadowy, w tym odfiltrowane pyły ze spiekalni, konwertera i wielkiego pieca, inne paliwa i oczyszczanie spalin.
Do celów monitorowania emisji pochodzących z prażenia, spiekania lub granulowania rud metali prowadzący instalację może zdecydować się na stosowanie bilansu masowego zgodnie z art. 25 oraz załącznikiem II sekcja 3 lub na stosowanie metodyki standardowej zgodnie z art. 24 oraz załącznikiem II sekcja 2 i 4.
Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO2: surowce (kalcynacja wapienia, dolomitu i węglanowych rud żelaza, w tym FeCO3), paliwa konwencjonalne (gaz ziemny, węgiel i koks), środki redukujące (w tym koks, węgiel i tworzywa sztuczne), gazy pochodzące z procesów technologicznych (gaz koksowniczy - COG, gaz wielkopiecowy - BFG i gaz konwertorowy - BOFG), zużyte elektrody grafitowe, inne paliwa i oczyszczanie gazów odlotowych.
Do celów monitorowania emisji pochodzących z produkcji surówki i stali prowadzący instalację może zdecydować się na stosowanie bilansu masowego zgodnie z art. 25 oraz załącznikiem II sekcja 3 lub na stosowanie metodyki standardowej zgodnie z art. 24 oraz załącznikiem II sekcje 2 i 4 co najmniej w odniesieniu do części strumieni materiałów wsadowych, unikając ewentualnych luk lub podwójnego liczenia emisji.
Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 3.1 poziom dokładności 3 w odniesieniu do zawartości węgla pierwiastkowego definiuje się w następujący sposób:
Poziom 3: Prowadzący instalację określa zawartość węgla pierwiastkowego w strumieniach wejściowych i wyjściowych zgodnie z art. 32-35, w odniesieniu do pobierania w sposób reprezentatywny próbek paliw, produktów i produktów ubocznych oraz wyznaczania ich zawartości węgla i frakcji biomasy. Prowadzący instalację określa zawartość węgla pierwiastkowego w produktach lub półproduktach na podstawie rocznych analiz prowadzonych zgodnie z art. 32-35 niniejszego rozporządzenia lub na podstawie środkowych wartości przedziału zmienności zawartości węgla pierwiastkowego ustalonych w odnośnych normach międzynarodowych lub krajowych.
Prowadzący instalację nie stosuje przepisów niniejszej sekcji do monitorowania i raportowania w zakresie emisji CO2 z produkcji surówki, stali oraz pierwotnego aluminium.
Prowadzący instalację bierze pod uwagę co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO2: paliwa konwencjonalne; paliwa alternatywne, w tym granulowane tworzywa sztuczne z instalacji do rozdrabniania; środki redukujące, w tym koks, elektrody grafitowe; surowce, w tym wapień i dolomit; rudy metali i koncentraty zawierające węgiel pierwiastkowy; oraz surowce wtórne.
Jeśli węgiel pierwiastkowy pochodzący z paliw lub materiałów wsadowych używanych w danej instalacji pozostaje w produktach lub innych materiałach wyjściowych produkcji, prowadzący instalację stosuje metodę bilansu masowego zgodnie z art. 25 i załącznikiem II sekcja 3. W innych przypadkach prowadzący instalację oblicza emisje z procesów spalania i z procesów technologicznych osobno, stosując metodykę standardową zgodnie z art. 24 oraz załącznikiem II sekcje 2 i 4.
W przypadku zastosowania bilansu masowego prowadzący instalację może zdecydować się na uwzględnienie w nim emisji z procesów spalania lub na zastosowanie metodyki standardowej zgodnie z art. 24 i sekcją 1 niniejszego załącznika w odniesieniu do części strumieni materiałów wsadowych, unikając ewentualnych luk w danych lub podwójnego liczenia emisji.
Prowadzący instalację stosuje przepisy niniejszej sekcji do monitorowania i raportowania w zakresie emisji CO2 z produkcji elektrod służących do wytopu pierwotnego aluminium, w tym z samodzielnych jednostek produkujących takie elektrody oraz ze zużycia elektrod podczas elektrolizy.
Prowadzący instalację bierze pod uwagę co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO2: paliwa do produkcji ciepła lub pary, produkcja elektrod, redukcja Al2O3 podczas elektrolizy związanej z zużyciem elektrod oraz stosowanie sody kalcynowanej lub innych węglanów do oczyszczania gazów odlotowych.
Powiązane emisje perfluorowęglowodorów - PFC, wynikające z efektów anodowych, w tym emisje niezorganizowane, monitoruje się zgodnie z sekcją 8 niniejszego załącznika.
Prowadzący instalację wyznacza wielkość emisji CO2 z produkcji lub obróbki pierwotnego aluminium, stosując metodykę bilansu masowego zgodnie z art. 25. W metodyce bilansu masowego uwzględnia się cały węgiel pierwiastkowy we wsadach, zapasach, produktach i inne eksporty z procesów mieszania, formowania, spiekania i recyklingu elektrod, jak również ze zużycia elektrod w procesie elektrolizy. W przypadku użycia wstępnie spieczonych anod można stosować oddzielne bilanse masowe dotyczące produkcji i zużycia lub jeden wspólny bilans masowy obejmujący zarówno produkcję, jak i zużycie elektrod. W przypadku użycia wanien Søderberga prowadzący instalację stosuje jeden wspólny bilans masowy.
Prowadzący instalację może zdecydować się na uwzględnienie w bilansie masowym emisji pochodzących z procesów spalania lub na zastosowanie w odniesieniu do nich metodyki standardowej zgodnie z art. 24 i sekcją 1 niniejszego załącznika co najmniej w odniesieniu do części strumieni materiałów wsadowych, unikając ewentualnych luk w danych lub podwójnego liczenia emisji.
Prowadzący instalację stosuje poniższe przepisy do emisji perfluorowęglowodorów (PFC) wynikających z efektów anodowych, w tym emisji niezorganizowanych PFC. W odniesieniu do powiązanych emisji CO2, w tym emisji pochodzących z produkcji elektrod, prowadzący instalację stosuje sekcję 7 niniejszego załącznika. Prowadzący instalację oblicza ponadto emisje PFC niewynikające z efektów anodowych w oparciu o metody szacowania zgodnie z najlepszymi praktykami branżowymi, a także wszelkimi wytycznymi opublikowanymi w tym celu przez Komisję.
Wielkość emisji PFC oblicza się, uwzględniając emisje mierzone w kanale lub kominie ("emisje ze źródeł punktowych") i emisje niezorganizowane wyznaczone z zastosowaniem wydajności zbierania kanału:
(całkowite) emisje PFC = emisje PFC (w kanale) / wydajność zbierania
Wydajność zbierania mierzy się po określeniu współczynników emisji właściwych dla instalacji. W celu ich określenia stosuje się najbardziej aktualną wersję wytycznych wymienionych dla poziomu dokładności 3 w sekcji 4.4.2.4 wytycznych IPCC z 2006 r.
Prowadzący instalację oblicza emisje CF4 i C2F6 z kanału lub komina stosując jedną z następujących metod:
Metoda obliczeniowa A - metoda nachylenia
W celu wyznaczenia wielkości emisji PFC prowadzący instalację stosuje następujące równania:
emisje CF4 [t] = AEM × (SEFCF4/1 000) × PrAl
emisje C2F6 [t] = emisje CF4 * FCF2f6
gdzie:
AEM = czas trwania efektu anodowego na wanno-dobę;
SEFCF4 = nachylenie współczynnika emisji [(kg CF4 / t produkowanego Al)/(czas trwania efektu anodowego / wanno-doba)]. W przypadku stosowania różnego rodzaju wanien stosuje się różne SEF, stosownie do przypadku;
PrAl = roczna produkcja pierwotnego aluminium [t];
FC2F6 = wagowy udział frakcji C2F6 (t C2F6 / t CF4).
Czas trwania efektu anodowego na wanno-dobę wyraża częstotliwość efektów anodowych (liczba efektów anodowych / wanno-doba) pomnożoną przez średni czas trwania efektów anodowych (czas trwania efektu anodowego / wystąpienie):
AEM = częstotliwość × średni czas trwania
Współczynnik emisji: Wskaźnik emisji dla CF4 (nachylenie wskaźnika emisji SEFCF4) wyraża ilość emitowanego CF4 [kg] na tonę produkowanego aluminium w czasie trwania efektu anodowego / wanno-doba. Współczynnik emisji C2F6 (wagowy udział frakcji FC2F6) wyraża ilość emitowanego C2F6 [t] proporcjonalnie do ilości emitowanego CF4 [t].
Poziom 1: Prowadzący instalację stosuje współczynniki emisji właściwe dla danej technologii z tabeli 1 niniejszej sekcji załącznika IV.
Poziom 2: Prowadzący instalację stosuje właściwe dla danej instalacji współczynniki emisji dla CF4 i C2F6 określone w drodze ciągłego lub okresowego pomiaru w terenie. W celu określenia takich współczynników emisji prowadzący instalację stosuje najbardziej aktualną wersję wytycznych wymienionych dla poziomu dokładności 3 w sekcji 4.4.2.4 wytycznych IPCC z 2006 r. 95 . Wskaźnik emisji uwzględnia również emisje związane z efektami nieanodowymi. Operator określa każdy współczynnik emisji z maksymalną dopuszczalną niepewnością wynoszącą ±15 %.
Prowadzący instalację określa współczynniki emisji co najmniej raz na trzy lata lub częściej, jeżeli jest to konieczne ze względu na istotne zmiany w instalacji. Istotne zmiany obejmują zmianę w rozkładzie czasu trwania efektu anodowego lub zmianę w algorytmie kontroli wpływające na kompozycję typów efektów anodowych lub na standardowy sposób kończenia efektu anodowego.
Tabela 1
Właściwe dla danej technologii współczynniki emisji odnoszące się do danych dotyczących działalności do celów metody nachylenia
Technologia | Współczynnik emisji dla CF4 (SEFCF4) [(kg CF4/t Al) / (AE-min/wanno-doba)] | Współczynnik emisji dla C2F6 (Fc2f6) [t C2F6/ t CF4] |
Elektrolizer Prebake (CWPB) | 0,143 | 0,121 |
Elektrolizer Søderberg (VSS) | 0,092 | 0,053 |
Metoda obliczeniowa B - metoda nadnapięciowa:
W przypadku prowadzenia pomiaru nadnapięcia efektu anodowego prowadzący instalację stosuje do wyznaczenia wielkości emisji PFC następujące równania:
emisje CF4 [t] = OVC × (AEO/CE) × PrAl × 0,001
emisje C2F6 [t] = emisje CF4 * FC2F6
gdzie:
OVC = współczynnik nadnapięcia ("współczynnik emisji") wyrażony w kg CF4 na tonę produkowanego aluminium na mV nadnapięcia;
AEO = nadnapięcie efektu anodowego na wannę [mV] określone jako całość (czas × napięcie powyżej napięcia nominalnego) podzielone przez czas (okres) zbierania danych;
CE = średnia wydajność prądowa produkcji aluminium [%],
PrAl = roczna produkcja pierwotnego aluminium [t];
FC2F6 = wagowy udział frakcji C2F6 (t C2F6/t CF4);
Termin AEO/CE (nadnapięcie efektu anodowego / wydajność prądowa) wyraża zintegrowane czasowo średnie nadnapięcie efektu anodowego [nadnapięcie mV] w stosunku do średniej wydajności prądowej [%].
Współczynnik emisji: Współczynnik emisji dla CF4 ("współczynnik nadnapięcia" OVC) wyraża ilość emitowanego CF4 [kg] na tonę produkowanego aluminium na miliwolt nadnapięcia [mV]. Współczynnik emisji C2F6 (wagowy udział frakcji FC2F6) wyraża ilość emitowanego C2F6 [t] proporcjonalnie do ilości emitowanego CF4 [t].
Poziom 1: Prowadzący instalację stosuje współczynniki emisji właściwe dla danej technologii z tabeli 2 niniejszej sekcji załącznika IV.
Poziom 2: Prowadzący instalację stosuje właściwe dla danej instalacji współczynniki emisji dla CF4 [(kg CF4/ t Al) /(mV)] oraz C2F6 [t C2F6/ t CF4] określone w drodze ciągłego lub okresowego pomiaru w terenie. W celu określenia takich współczynników emisji prowadzący instalację stosuje najbardziej aktualną wersję wytycznych wymienionych dla poziomu dokładności 3 w sekcji 4.4.2.4 wytycznych IPCC z 2006 r. Prowadzący instalację określa współczynniki emisji z maksymalną dopuszczalną niepewnością wynoszącą ±15 %.
Prowadzący instalację określa współczynniki emisji co najmniej raz na trzy lata lub częściej, jeżeli jest to konieczne ze względu na istotne zmiany w instalacji. Istotne zmiany obejmują zmianę w rozkładzie czasu trwania efektu anodowego lub zmianę w algorytmie kontroli wpływające na kompozycję typów efektów anodowych lub na standardowy sposób kończenia efektu anodowego.
Tabela 2
Właściwe dla danej technologii wskaźniki emisji dla działalności, wobec której stosowana jest metoda nadnapięciowa
Technologia | Współczynnik emisji dla CF4 [(kg CF4/t Al) / mV] | Współczynnik emisji dla C2F6 [t C2F6/ t CF4] |
Elektrolizer Prebake (CWPB) | 1,16 | 0,121 |
Elektrolizer Søderberg (VSS) | n.d. | 0,053 |
Prowadzący instalację oblicza wielkość emisji CO2(e) na podstawie emisji CF4 i C2F6 w przedstawiony poniżej sposób, stosując współczynniki ocieplenia globalnego podane w załączniku VI sekcja 3 tabela 6:
emisje PFC [t CO2(e)] = emisje CF4 [t] * GWPCF4 + emisje C2F6 [t] * GWPC2F6
Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO2: kalcynacja wapienia znajdującego się w surowcach, konwencjonalne paliwa kopalne do wypalania, alternatywne paliwa do wypalania i surowce bazujące na kopalinach, paliwa do wypalania z biomasy (w tym odpady biomasy), paliwa niestosowane do wypalania, zawartość węgla niewęglanowego w wapieniu i łupkach oraz surowce używane do oczyszczania gazów odlotowych.
Emisje pochodzące z procesów spalania monitoruje się zgodnie z sekcją 1 niniejszego załącznika. Emisje z procesów technologicznych pochodzące ze składników mączki surowcowej monitoruje się zgodnie z załącznikiem II sekcja 4 na podstawie zawartości węglanów we wsadzie do procesu (metoda obliczeniowa A) lub ilości produkowanego klinkieru (metoda obliczeniowa B). W przypadku metody A węglany, które należy uwzględnić, obejmują co najmniej CaCO3, MgCO3 i FeCO3. W przypadku metody B prowadzący instalację uwzględnia co najmniej CaO i MgO oraz przedstawia właściwemu organowi dowody na temat zakresu, w jakim należy uwzględnić jeszcze inne źródła węgla.
Emisje CO2 związane z pyłami usuwanymi z procesu oraz węglem niewęglanowym w surowcach dodaje się zgodnie z podsekcjami C i D niniejszej sekcji.
Metoda obliczeniowa A: na podstawie wsadu do pieca
Jeśli pył z pieca do wypalania cementu (CKD) i pył obejściowy opuszczają układ pieca, prowadzący instalację nie uwzględnia powiązanego surowca jako wsadu do procesu, lecz oblicza wielkość emisji na podstawie CKD zgodnie z podsekcją C.
Jeżeli mączka surowcowa nie jest scharakteryzowana, prowadzący instalację stosuje wymogi w zakresie niepewności oddzielnie do każdego z odnośnych zawierających węgiel pierwiastkowy wsadów do pieca, unikając podwójnego liczenia lub pominięć w odniesieniu do materiałów zwracanych lub obejściowych. Jeśli wartość danych dotyczących działalności wyznacza się na podstawie ilości wyprodukowanego klinkieru, ilość netto mączki surowcowej można określić na podstawie empirycznie wyznaczonego dla danej instalacji stosunku mączki surowcowej do klinkieru. Ten stosunek należy aktualizować co najmniej raz do roku z zastosowaniem wytycznych dotyczących najlepszych praktyk branżowych.
Metoda obliczeniowa B: na podstawie produkcji klinkieru
Prowadzący instalację wyznacza wartość danych dotyczących działalności jako produkcję klinkieru [t] w okresie sprawozdawczym w jeden z następujących sposobów:
klinkier wyprodukowany [t] = ((cement dostarczony [t] - zmienność stanu zapasów cementu [t]) * stosunek klinkier/cement [t klinkieru / t cementu]) - (klinkier dostarczony [t] + klinkier wysłany [t]) - zmiana stanu zapasów klinkieru [t]).
Prowadzący instalację określa stosunek klinkier/cement dla każdego z różnych produktów cementowych zgodnie z przepisami art. 32-35 lub oblicza go na podstawie różnicy w dostawach cementu i zmian zapasów oraz wszystkich materiałów użytych jako dodatki do cementu, łącznie z pyłem obejściowym i pyłem z pieca do wypalania cementu.
Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 poziom dokładności 1 w odniesieniu do współczynnika emisji definiuje się w następujący sposób:
Poziom 1: Prowadzący instalację stosuje współczynnik emisji wynoszący 0,525 t CO2/t klinkieru.
Prowadzący instalację dodaje emisje CO2 z pyłu obejściowego lub pyłu z pieca do wypalania cementu (CKD) opuszczającego układ pieca, skorygowane o współczynnik częściowej kalkulacji CKD obliczany jako emisje z procesów technologicznych zgodnie z art. 24 ust. 2. Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 poziomy dokładności 1 i 2 w odniesieniu do współczynnika emisji definiuje się w następujący sposób:
Poziom 1: Prowadzący instalację stosuje współczynnik emisji wynoszący 0,525 t CO2/t pyłu.
Poziom 2: Prowadzący instalację określa współczynnik emisji (EF) co najmniej raz w roku zgodnie z art. 32-35 i z zastosowaniem następującego wzoru:
gdzie:
EFCKD = współczynnik emisji z pyłu z pieca do wypalania cementu uległego częściowej kalcynacji [t CO2/t CKD];
EFCli = właściwy dla danej instalacji współczynnik emisji dotyczący klinkieru [CO2/t klinkieru],
d = stopień kalcynacji CKD (uwolniony CO2 jako % całkowitej ilości CO2 z węglanów w mieszaninie surowców).
Poziom dokładności 3 w odniesieniu do współczynnika emisji nie ma zastosowania.
Wielkość emisji z niewęglanowego węgla, co najmniej zawartego w wapieniu, łupkach lub alternatywnych surowcach (np. popiół lotny) wykorzystanych w mączce surowcowej w piecu prowadzący instalację wyznacza zgodnie z art. 24 ust. 2.
Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 w odniesieniu do współczynnika emisji stosuje się następujące definicje poziomów dokładności:
Poziom dokładności 1: Zawartość węgla niewęglanowego w odnośnym surowcu szacuje się zgodnie z wytycznymi dotyczącymi najlepszych praktyk branżowych.
Poziom dokładności 2: Zawartość węgla niewęglanowego w odnośnym surowcu określa się co najmniej raz w roku, zgodnie z przepisami art. 32-35.
Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 w odniesieniu do współczynnika konwersji stosuje się następujące definicje poziomów dokładności:
Poziom dokładności 1: Stosuje się współczynnik konwersji wynoszący 1.
Poziom dokładności 2: Współczynnik konwersji oblicza się, stosując najlepsze praktyki branżowe.
Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO2: kalcynacja wapienia, dolomitu lub magnezytu znajdujących się w surowcach, węgla niewęglanowego znajdującego się w surowcach, konwencjonalne paliwa kopalne do wypalania, alternatywne paliwa do wypalania i surowce bazujące na kopalinach, paliwa do wypalania z biomasy (w tym odpady biomasy) i inne paliwa.
Jeśli wapna palonego i CO2 pochodzącego z wapienia używa się w procesach oczyszczania, przy czym w przybliżeniu ta sama ilość CO2 zostaje znów związana, nie wymaga się osobnego uwzględnienia w planie monitorowania instalacji rozkładu węglanów, a także procesu oczyszczania.
Emisje pochodzące z procesów spalania monitoruje się zgodnie z sekcją 1 niniejszego załącznika. Emisje z procesów technologicznych pochodzące z węglanów zawartych w surowcach monitoruje się zgodnie z załącznikiem II sekcja 4. Zawsze należy uwzględniać węglany wapnia i magnezu. Pozostałe węglany i węgiel niewęglanowy zawarty w surowcach uwzględnia się, jeśli są one istotne dla obliczenia emisji.
W przypadku metodyki opartej na wsadzie wartości zawartości węglanów dostosowuje się w zależności od zawartości wilgoci i skały płonnej w materiale. W przypadku produkcji magnezu uwzględnia się, stosownie do sytuacji, minerały zawierające magnez inne niż węglany.
Należy unikać podwójnego liczenia lub pominięć w odniesieniu do materiałów zwracanych lub obejściowych. Stosując metodę B, pył z pieca do wypalania wapna traktuje się, w stosownych przypadkach, jako oddzielny strumień materiałów wsadowych.
Wielkość emisji z niewęglanowego węgla, co najmniej zawartego w wapieniu, łupkach lub alternatywnych surowcach wykorzystanych w piecu, prowadzący instalację wyznacza zgodnie z art. 24 ust. 2.
Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 w odniesieniu do współczynnika emisji stosuje się następujące definicje poziomów dokładności:
Poziom dokładności 1: Zawartość węgla niewęglanowego w odnośnym surowcu szacuje się zgodnie z wytycznymi dotyczącymi najlepszych praktyk branżowych.
Poziom dokładności 2: Zawartość węgla niewęglanowego w odnośnym surowcu określa się co najmniej raz w roku, zgodnie z przepisami art. 32-35.
Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 w odniesieniu do współczynnika konwersji stosuje się następujące definicje poziomów dokładności:
Poziom dokładności 1: Stosuje się współczynnik konwersji wynoszący 1.
Poziom dokładności 2: Współczynnik konwersji oblicza się, stosując najlepsze praktyki branżowe.
Prowadzący instalację stosuje przepisy zawarte w niniejszej sekcji również w odniesieniu do instalacji produkujących szkło wodne i wełnę skalną.
Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO2: rozkład węglanów alkalicznych i metali ziem alkalicznych uwolnionych w czasie topienia surowców, konwencjonalne paliwa kopalne, alternatywne paliwa do wypalania i surowce bazujące na kopalinach, paliwa do wypalania z biomasy (w tym odpady biomasy), inne paliwa, dodatki zawierające węgiel pierwiastkowy, w tym koks, pył węglowy i grafit, dopalanie spalin po spalaniu i oczyszczanie spalin.
Emisje pochodzące z procesów spalania, w tym oczyszczania spalin, monitoruje się zgodnie z sekcją 1 niniejszego załącznika. Emisje z procesów technologicznych pochodzące z surowców niewęglanowych, w tym koksu, grafitu i pyłu węglowego, monitoruje się zgodnie z załącznikiem II sekcja 4. Należy uwzględnić co najmniej następujące węglany: CaCO3, MgCO3, Na2CO3, NaHCO3, BaCO3, Li2CO3, K2CO3 i SrCO3. Stosuje się tylko metodę A.
Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 w odniesieniu do współczynnika emisji surowców zawierających węglany stosuje się następujące definicje poziomów dokładności:
Poziom dokładności 1: Stosuje się współczynniki stechiometryczne wymienione w sekcji 2 załącznika VI. Czystość odnośnych materiałów wsadowych określa się przez zastosowanie najlepszych praktyk branżowych.
Poziom dokładności 2: Ilości odnośnych węglanów w każdym z odnośnych materiałów wsadowych określa się zgodnie z przepisami art. 32-35.
Na zasadzie odstępstwa od sekcji 4 załącznika II w odniesieniu do współczynnika konwersji do wszystkich emisji z procesów technologicznych z surowców zawierających węglany i nie zawierających węglanów stosuje się wyłącznie poziom dokładności 1.
W odniesieniu do współczynnika konwersji stosuje się tylko poziom dokładności 1.
Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO2: paliwa do wypalania, kalcynacja wapienia/dolomitu i innych węglanów zawartych w surowcach, wapień i inne węglany stosowane do ograniczania zanieczyszczeń powietrza i w innych procesach oczyszczania spalin, kopalne/pochodzące z biomasy dodatki stosowane do wywołania porowatości, w tym polistyren, pozostałości z produkcji papieru lub trociny, węgiel niewęglanowy zawarty w glinie i innych surowcach.
Emisje pochodzące z procesów spalania, w tym oczyszczania spalin, monitoruje się zgodnie z sekcją 1 niniejszego załącznika. Emisje z procesów technologicznych pochodzące ze składników mączki surowcowej monitoruje się zgodnie z załącznikiem II sekcja 4. W przypadku ceramiki na bazie oczyszczonych lub syntetycznych glin prowadzący instalację może zastosować metodę A lub metodę B. W przypadku wyrobów ceramicznych na bazie nieprzetworzonych glin lub w przypadku wykorzystania wszelkich glin lub dodatków ze znaczną zawartością węgla niewęglanowego prowadzący instalację stosuje metodę A. Zawsze należy uwzględniać węglany wapnia. Pozostałe węglany i węgiel niewęglanowy zawarty w surowcach uwzględnia się, jeśli są one istotne dla obliczenia emisji.
Dane dotyczące działalności w odniesieniu do materiałów wsadowych dla metody A mogą być określone poprzez odpowiednie obliczenia dla lat poprzedzających oparte na najlepszych praktykach branżowych i zatwierdzone przez właściwy organ. Takie obliczenia dla lat poprzedzających uwzględniają pomiar dostępny dla suszonych produktów ekologicznych lub produktów wypalanych, a także odpowiednie źródła danych dotyczące wilgotności gliny i dodatków oraz ubytku na skutek odprężania (ubytku w momencie zapłonu) materiałów, których to dotyczy.
Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 w odniesieniu do współczynników emisji dotyczących emisji z procesów technologicznych pochodzące z surowców zawierających węglany stosuje się następujące definicje poziomów dokładności:
Metoda A (na podstawie wsadu):
Poziom 1: Do obliczania współczynnika emisji stosuje się zamiast wyników analiz zachowawczą wartość 0,2 ton CaCO3 (odpowiadającą 0,08794 ton CO2) na tonę suchej gliny. Cały węgiel nieorganiczny i organiczny zawarty w glinie uznaje się za zawarty w tej wartości. Uznaje się, że dodatki nie są zawarte w tej wartości.
Poziom 2: Współczynnik emisji dla każdego strumienia materiałów wsadowych określa się i aktualizuje przynajmniej raz w roku z zastosowaniem wytycznych dotyczących najlepszych praktyk branżowych, w sposób odzwierciedlający konkretne warunki lokalne oraz asortyment produktów instalacji.
Poziom 3: Skład odnośnych surowców określa się zgodnie z art. 32-35. Do konwersji danych dotyczących składu na współczynniki emisji stosuje się współczynniki stechiometryczne wymienione w załączniku VI sekcja 2.
Metoda B (na podstawie produkcji):
Poziom 1: Do określania współczynnika emisji stosuje się zamiast wyników analiz zachowawczą wartość 0,123 ton CaO (odpowiadającą 0,09642 ton CO2) na tonę produktu. Cały węgiel nieorganiczny i organiczny zawarty w glinie uznaje się za zawarty w tej wartości. Uznaje się, że dodatki nie są zawarte w tej wartości.
Poziom 2: Współczynnik emisji określa się i aktualizuje przynajmniej raz w roku z zastosowaniem wytycznych dotyczących najlepszych praktyk branżowych, w sposób odzwierciedlający konkretne warunki lokalne oraz asortyment produktów instalacji.
Poziom 3: Skład produktów określa się zgodnie z art. 32-35. Do konwersji danych dotyczących składu na współczynniki emisji stosuje się współczynniki stechiometryczne, o których mowa w załączniku VI sekcja 2 tabela 3, zakładając w stosownych przypadkach, że wszystkie odnośne tlenki metali powstały z odnośnych węglanów.
Na zasadzie odstępstwa od sekcji 1 niniejszego załącznika w przypadku oczyszczania spalin w odniesieniu do współczynnika emisji stosuje się następujący poziom dokładności:
Poziom 1: Prowadzący instalację stosuje współczynnik stechiometryczny CaCO3 podany w załączniku VI sekcja 2.
W przypadku oczyszczania nie stosuje się żadnego innego poziomu dokładności ani współczynnika konwersji. Należy unikać podwójnego liczenia wynikającego z zastosowania wapienia z recyklingu jako surowca w tej samej instalacji.
Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej emisje CO2 z wszystkich typów działalności obejmujących procesy spalania.
Emisje pochodzące z procesów spalania monitoruje się zgodnie z sekcją 1 niniejszego załącznika.
Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO2: kotły, turbiny gazowe i inne urządzenia wykorzystujące procesy spalania i wytwarzające parę lub energię, kotły odzysknicowe i inne urządzenia, w których spala się ługi powarzelne, piece do spopielania, piece do wypalania wapna i piece do kalcynacji, oczyszczanie gazów odlotowych i suszarki zasilane paliwem (takie jak suszarki na podczerwień).
Monitorowanie emisji pochodzących z procesów spalania, w tym oczyszczania spalin, prowadzi się zgodnie z sekcją 1 niniejszego załącznika.
Emisje z procesów technologicznych pochodzące z surowców używanych jako dodatkowe związki chemiczne, w tym co najmniej z wapienia lub węglanu sodowego, monitoruje się metodą A zgodnie z załącznikiem II sekcja 4. Emisje CO2 z odzysku osadu wapiennego w produkcji pulpy drzewnej traktuje się jako emisje CO2 pochodzenia biomasowego. Zakłada się, że tylko ilość CO2 proporcjonalna do uzupełnianej ilości dodatkowych związków chemicznych powoduje emisje kopalnego CO2.
W odniesieniu do dodatkowych związków chemicznych stosuje się następujące definicje poziomów dokładności dla współczynnika emisji:
Poziom 1: Stosuje się współczynniki stechiometryczne wymienione w załączniku VI sekcja 2. Czystość odnośnych materiałów wsadowych określa się przez zastosowanie najlepszych praktyk branżowych. Uzyskane wartości dostosowuje się odpowiednio do wilgotności i zawartości skały płonnej w stosowanych materiałach węglanowych.
Poziom 2: Ilości odnośnych węglanów w każdym z odnośnych materiałów wsadowych określa się zgodnie z przepisami art. 32-35. Do konwersji danych dotyczących składu na współczynniki emisji stosuje się współczynniki stechiometryczne wymienione w załączniku VI sekcja 2.
W odniesieniu do współczynnika konwersji stosuje się tylko poziom dokładności 1.
Prowadzący instalację uwzględnia jako źródła emisji CO2 co najmniej wszystkie paliwa przeznaczone do spalania, a także paliwa używane jako wsad do procesu.
Emisje z produkcji sadzy można monitorować jako emisje z procesów spalania, łącznie z oczyszczaniem spalin zgodnie z sekcją 1 niniejszego załącznika lub z zastosowaniem bilansu masowego zgodnie z art. 25 i załącznikiem
II sekcja 3.
W odniesieniu do każdego rodzaju działań prowadzącego do emisji N2O każdy prowadzący instalację uwzględnia wszystkie źródła emitujące N2O z procesów produkcyjnych, w tym przypadki, w których emisje N2O z produkcji są kierowane poprzez urządzenia do obniżania emisji. Dotyczy to każdego z następujących procesów:
Tych przepisów nie stosuje się w odniesieniu do żadnych emisji N2O ze spalania paliw.
B.1. Roczne wielkości emisji N2O
Prowadzący instalację monitoruje emisje N2O z produkcji kwasu azotowego, stosując ciągły pomiar emisji. Prowadzący instalację monitoruje emisje N2O z produkcji kwasu adypinowego, kaprolaktamu, glioksalu i kwasu glioksalowego, stosując metodykę opartą na pomiarach w przypadku emisji obniżonych oraz metodę opartą na obliczeniach (z wykorzystaniem metodyki bilansu masowego) w przypadku tymczasowego wystąpienia emisji nieobniżonych.
W przypadku każdego źródła emisji, dla którego stosuje się ciągłe pomiary emisji, prowadzący instalację uznaje całkowitą roczną wielkość emisji za sumę wszystkich godzinowych wielkości emisji, stosując wzór 1 określony w załączniku VIII sekcja 3.
B.2. Godzinowe wielkości emisji N2O
Prowadzący instalację oblicza średnią roczną wielkość godzinową emisji N2O dla każdego źródła, dla którego stosuje się ciągłe pomiary emisji, stosując równanie 2 określone w załączniku VIII sekcja 3.
Prowadzący instalację wyznacza godzinowe stężenia N2O w przepływie spalin z każdego źródła emisji, stosując metodykę opartą na pomiarach w reprezentatywnym punkcie umieszczonym za urządzeniami do obniżania emisji NOx/N2O, jeżeli są stosowane. Prowadzący instalację stosuje techniki umożliwiające pomiar stężeń N2O wszystkich źródeł emisji zarówno w warunkach obniżonych, jak i nieobniżonych emisji. Jeżeli w takich okresach wzrasta niepewność, prowadzący instalację uwzględnia to w ocenie niepewności.
Prowadzący instalację dostosowuje w razie potrzeby wszystkie pomiary do wartości bazowej gazu suchego i zgłasza je w spójny sposób.
B.3. Wyznaczanie przepływu spalin
Do pomiaru przepływu spalin do celów monitorowania emisji N2O prowadzący instalację stosuje metody monitorowania przepływu spalin określone w art. 43 ust. 5 niniejszego rozporządzenia. W odniesieniu do produkcji gazu azotowego prowadzący instalację stosuje metodę zgodną z art. 43 ust. 5 lit. a), chyba że nie jest to technicznie wykonalne. W takim przypadku po uzyskaniu zgody właściwego organu, prowadzący instalację stosuje metodę alternatywną, w tym metodykę bilansu masowego opartą na istotnych parametrach, takich jak nakład amoniaku, lub wyznacza przepływ w drodze ciągłego pomiaru przepływu emisji.
Przepływ spalin oblicza się za pomocą następującego wzoru:
Vprzepływ spalin [Nm3/h] = Vpowietrze * (1 - O2, powietrze) / (1 - O2, spaliny)
gdzie:
Vpowietrze = całkowity wpływ powietrza w Nm3/h w warunkach standardowych;
O2, powietrze = frakcja objętościowa O2 w suchym powietrzu [= 0,2095];
O2, spaliny = frakcja objętościowa O2 w spalinach.
Wartość Vpowietrze oblicza się jako sumę całkowitego wpływu powietrza do jednostki produkcyjnej kwasu azotowego.
O ile w planie monitorowania nie zaznaczono inaczej, prowadzący instalację stosuje następujący wzór:
Vpowietrze = Vpierw + Vwtórny + Voddz.
gdzie:
Vpierw. = pierwotny wpływ powietrza w Nm3/h w warunkach standardowych;
Vwtórny = wtórny wpływ powietrza w Nm3/h w warunkach standardowych;
Voddz. = oddzielający wpływ powietrza w Nm3/h w warunkach standardowych.
Prowadzący instalację wyznacza wartość Vpierw. za pomocą ciągłego pomiaru przepływu przed wymieszaniem z amoniakiem. Wartość Vwtórny prowadzący instalację wyznacza za pomocą ciągłego pomiaru przepływu, w tym dokonując pomiaru w punkcie umieszczonym przed urządzeniem do odzysku ciepła. Za wartość Voddz. prowadzący instalację uznaje przepływ oczyszczonego powietrza w procesie produkcji kwasu azotowego.
W przypadku strumieni powietrza wlotowego odpowiadających łącznie za mniej niż 2,5 % całkowitego przepływu powietrza właściwy organ może przyjąć szacunkową metodę określania takiego tempa przepływu powietrza zaproponowaną przez prowadzącego instalację w oparciu o najlepsze praktyki branżowe.
W oparciu o pomiar w warunkach normalnego działania prowadzący instalację przedstawia dowody potwierdzające, że mierzony przepływ spalin jest wystarczająco jednorodny, aby dopuszczalne było zastosowanie zaproponowanej metody pomiarowej. Jeżeli w wyniku pomiarów zostanie stwierdzone, że przepływ jest niejednorodny, prowadzący instalację uwzględnia to przy określaniu właściwych metod monitorowania i przy obliczaniu niepewności dotyczącej emisji N2O.
Prowadzący instalację dostosowuje wszystkie pomiary do wartości bazowej gazu suchego i zgłasza je w spójny sposób.
B.4. Stężenia tlenu (O2)
Prowadzący instalację mierzy stężenia tlenu w spalinach, jeżeli jest to konieczne do obliczenia przepływu spalin zgodnie z podsekcją B.3 niniejszej sekcji załącznika IV. Prowadzący instalację stosuje się przy tym do wymogów dotyczących pomiarów stężenia, określonych w art. 41 ust. 1 i 2. Wyznaczając niepewność emisji N2O, prowadzący instalację uwzględnia niepewność pomiarów stężenia O2.
Prowadzący instalację dostosowuje w razie potrzeby wszystkie pomiary do wartości bazowej gazu suchego i zgłasza je w spójny sposób.
B.5. Obliczanie wielkości emisji N2O
W przypadku określonych okresów nieobniżonych emisji N2O z produkcji kwasu adypinowego, kaprolaktamu, glioksalu i kwasu glioksalowego, w tym nieobniżonych emisji z wentylacji ze względów bezpieczeństwa i emisji w przypadku awarii sprzętu służącego do obniżenia emisji, jeżeli ciągłe monitorowanie emisji N2O nie jest technicznie wykonalne, prowadzący instalację, z zastrzeżeniem zatwierdzenia odpowiedniej metodyki przez właściwy organ, oblicza emisje N2O, stosując metodykę bilansu masowego. W tym celu całkowita niepewność jest zbliżona do wyniku zastosowania wymogów dotyczących poziomów dokładności określonych w art. 41 ust. 1 i 2. Stosując metodę obliczeniową, prowadzący instalację opiera się na maksymalnym potencjalnym natężeniu emisji N2O z reakcji chemicznej odbywającej się w czasie i w okresie emisji.
Przy określaniu średniej rocznej niepewności godzinowej dla danego źródła emisji prowadzący instalację uwzględnia niepewność każdej obliczonej wielkości emisji w odniesieniu do takiego źródła emisji.
B.6. Określanie tempa produkcji dla danej działalności
Tempo produkcji oblicza się na podstawie dziennych sprawozdań z produkcji oraz liczby godzin działania.
B.7. Częstotliwość pobierania próbek
Prawidłowe średnie wartości godzinowe lub średnie dla krótszych okresów referencyjnych oblicza się zgodnie z art. 44 dla:
Prowadzący instalację dokonuje konwersji całkowitej rocznej wielkości emisji N2O ze wszystkich źródeł emisji, mierzonej w tonach do trzech miejsc po przecinku, na roczną wielkość CO2(e) w tonach po zaokrągleniu, stosując poniższy wzór i wartości współczynnika ocieplenia globalnego (GWP) podane w załączniku VI sekcja 3:
CO2(e) [t] = N2Oroczne[t] * GWPN2O
gdzie:
N2Oroczne = całkowita roczna wielkość emisji N2O obliczona zgodnie ze wzorem 1 podanym w załączniku VIII sekcja 3.
Całkowitą roczną wielkość CO2(e) ze wszystkich źródeł emisji oraz wszelkie bezpośrednie emisje CO2 z innych źródeł emisji objętych zezwoleniem na emisję gazów cieplarnianych dodaje się do całkowitej rocznej wielkości emisji CO2 z instalacji oraz wykorzystuje do celów raportowania i umarzania uprawnień.
Całkowitą roczną wielkość emisji N2O zgłasza się w tonach do trzech miejsc po przecinku oraz jako CO2(e) w tonach po zaokrągleniu.
Prowadzący instalację bierze pod uwagę co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO2: spalanie paliw dostarczające ciepło do celów reformowania lub częściowego utleniania, paliwa używane jako wsad do procesu w procesie produkcji amoniaku (reformowanie lub częściowe utlenianie), paliwa używane w innych procesach spalania, w tym w celu ogrzewania wody lub wytwarzania pary wodnej.
Do celów monitorowania emisji z procesów spalania i z paliw używanych jako wsad do procesu stosuje się metodykę standardową zgodnie z art. 24 oraz sekcją 1 niniejszego załącznika.
Jeśli CO2 z produkcji amoniaku wykorzystuje się jako materiał wsadowy do produkcji mocznika lub innych chemikaliów bądź przenosi się go z instalacji do jakiegokolwiek wykorzystania nieobjętego art. 49 ust. 1, odnośną ilość CO2 uznaje się za wyemitowaną przez instalację produkującą CO2.
Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej następujące źródła emisji CO2: krakowanie (katalityczne i niekatalityczne), reformowanie, częściowe lub pełne utlenianie, podobne procesy powodujące emisję CO2 z węgla pierwiastkowego zawartego w węglowodorowym materiale wsadowym, spalanie gazów odlotowych i spalanie w pochodniach oraz spalanie paliwa w innych procesach spalania.
Jeżeli produkcja chemikaliów organicznych luzem jest zintegrowana technicznie w ramach rafinerii olejów mineralnych, prowadzący instalację stosuje odpowiednie przepisy zawarte w sekcji 2 niniejszego załącznika.
Niezależnie od akapitu pierwszego, jeśli używane paliwa nie uczestniczą w reakcjach służących produkcji chemikaliów organicznych luzem ani nie pochodzą z takich reakcji, prowadzący instalację monitoruje emisje z procesów spalania, stosując metodykę standardową zgodnie z art. 24 oraz z sekcją 1 niniejszego załącznika. We wszystkich pozostałych przypadkach prowadzący instalację może zdecydować się na monitorowanie emisji z produkcji chemikaliów organicznych luzem z zastosowaniem metodyki bilansu masowego zgodnie z art. 25 lub metodyki standardowej zgodnie z art. 24. W przypadku zastosowania metodyki standardowej prowadzący instalację przedstawia właściwemu organowi dowody potwierdzające, że wybrana metodyka obejmuje wszystkie istotne emisje, które objęłaby również metodyka bilansu masowego.
Do celów wyznaczenia zawartości węgla pierwiastkowego zgodnie z poziomem dokładności 1 stosuje się referencyjne współczynniki emisji wyszczególnione w załączniku VI tabela 5. W przypadku substancji niewymienionych w załączniku VI tabela 5 lub w innych przepisach niniejszego rozporządzenia prowadzący instalację oblicza zawartość węgla na podstawie stechiometrycznej zawartości węgla pierwiastkowego w czystej substancji oraz stężenia tej substancji w strumieniach wejściowych lub wyjściowych.
Prowadzący instalację bierze pod uwagę co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO2: paliwa używane w procesie produkcji wodoru lub gazu do syntezy (reformowanie lub częściowe utlenianie) i paliwa używane w innych procesach spalania, w tym w celu ogrzewania wody lub wytwarzania pary wodnej. Wyprodukowany gaz do syntezy uważa się za strumień materiałów wsadowych w ramach metodyki bilansu masowego.
Do celów monitorowania emisji z procesów spalania i z paliw używanych jako wsad do procesu w produkcji wodoru stosuje się metodykę standardową zgodnie z art. 24 oraz sekcją 1 niniejszego załącznika.
Do celów monitorowania emisji z produkcji gazu do syntezy stosuje się bilans masowy zgodnie z art. 25. Prowadzący instalację może zdecydować się na uwzględnienie w bilansie masowym emisji pochodzących z oddzielnych procesów spalania lub na zastosowanie w odniesieniu do nich metodyki standardowej zgodnie z art. 24 co najmniej w odniesieniu do części strumieni materiałów wsadowych, unikając ewentualnych luk w danych lub podwójnego liczenia emisji.
Jeśli wodór i gaz do syntezy produkuje się w tej samej instalacji, prowadzący instalację oblicza wielkość emisji CO2, stosując w odniesieniu do wodoru oraz do gazu do syntezy osobne metodyki wskazane w dwóch pierwszych akapitach niniejszej podsekcji lub stosując jeden wspólny bilans masowy.
Emisje CO2 pochodzą z następujących źródeł emisji i strumieni materiałów wsadowych w instalacjach do produkcji węglanu sodowego oraz wodorowęglanu sodu:
Prowadzący instalację stosuje bilans masowy zgodnie z art. 25 do celów monitorowania emisji z produkcji węglanu sodowego oraz wodorowęglanu sodu. Prowadzący instalację może zdecydować się na uwzględnienie w bilansie masowym emisji pochodzących z procesów spalania lub na zastosowanie w odniesieniu do nich metodyki standardowej zgodnie z art. 24 co najmniej w odniesieniu do części strumieni materiałów wsadowych, unikając ewentualnych luk w danych lub podwójnego liczenia emisji.
Jeśli CO2 z produkcji węglanu sodowego używa się w produkcji wodorowęglanu sodu, ilość CO2 używanego w produkcji wodorowęglanu sodu z węglanu sodowego uważa się za wyemitowaną przez instalację produkującą CO2.
Wychwytywanie CO2 jest prowadzone za pomocą odpowiednich instalacji odbierających CO2 przenoszony z jednej lub większej liczby innych instalacji lub za pomocą tej samej instalacji, w której prowadzone są działania powodujące emisje CO2 wychwytywanego na podstawie tego samego zezwolenia na emisję gazów cieplarnianych. W zezwoleniu na emisję gazów cieplarnianych oraz w powiązanym planie monitorowania uwzględnia się wszystkie części instalacji związane z wychwytywaniem CO2, pośrednim składowaniem, przenoszeniem do sieci transportowej CO2 lub miejsca geologicznego składowania CO2. W przypadku instalacji używanej do innych rodzajów działań objętych dyrektywą 2003/87/WE emisje wynikające z takich rodzajów działań monitoruje się zgodnie z innymi właściwymi sekcjami niniejszego załącznika.
Prowadzący instalację, który prowadzi wychwytywanie CO2, uwzględnia co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO2:
B.1. Ilościowe określanie na poziomie instalacji
Każdy prowadzący instalację oblicza wielkość emisji z uwzględnieniem potencjalnych emisji CO2 ze wszystkich związanych z emisjami procesów w instalacji, a także ilości CO2 wychwyconego i przeniesionego do sieci transportowej, według następującego wzoru:
Einstalacja wychwytująca = Twkład + Ebez wychwytywania - Tskładowanie
gdzie:
Einstalacja wychwytująca = całkowita wielkość emisji gazów cieplarnianych z instalacji wychwytującej;
Twkład = ilość CO2 przeniesionego do instalacji wychwytującej, określana zgodnie z art. 40-46 i art. 49;
Ebez wychwytywania = wielkość emisji z instalacji przy założeniu, że nie wychwytywano CO2, tj. suma emisji ze wszystkich innych rodzajów działań w instalacji, monitorowanych zgodnie z właściwymi sekcjami załącznika IV;
Tskładowanie = ilość CO2 przeniesionego do sieci transportowej lub składowiska, określona zgodnie z art. 40-46 i art. 49.
Jeżeli wychwytywanie CO2 jest przeprowadzane przez tę samą instalację, z której pochodzi wychwytywany CO2, prowadzący instalację stosuje wartość Twkład równą zeru.
W przypadku niezależnych instalacji wychwytujących prowadzący instalację traktuje wartość Ebez wychwytywania jako odpowiadającą ilości emisji z innych źródeł niż CO2 przenoszony do instalacji wychwytującej. Prowadzący instalację wyznacza wielkość takich emisji zgodnie z niniejszym rozporządzeniem.
W przypadku niezależnych instalacji wychwytujących prowadzący instalację przesyłającą CO2 do instalacji wychwytującej odejmuje wartość Twkład od ilości emisji ze swojej instalacji zgodnie z art. 49.
B.2. Wyznaczanie ilości przenoszonego CO2
Każdy prowadzący instalację wyznacza ilość CO2 przenoszonego z i do instalacji wychwytującej zgodnie z art. 49 za pomocą metodyki opartej na pomiarach przeprowadzonych zgodnie z art. 40-46.
Właściwy organ może zezwolić prowadzącemu instalację na stosowanie metodyki opartej na obliczeniach zgodnie z art. 24 lub 25 w celu wyznaczania wartości Twkład zamiast metodyki opartej na pomiarach zgodnie z art. 40-46 i art. 49 tylko w przypadku, gdy prowadzący instalację przesyłającą CO2 do instalacji wychwytującej wykaże w sposób przekonujący dla właściwego organu, że CO2 przesyłany do instalacji wychwytującej jest przesyłany w całości i przy co najmniej równoważnej dokładności.
Zakres monitorowania i raportowania w odniesieniu do emisji z transportu CO2 rurociągiem jest określony w zezwoleniu na emisję gazów cieplarnianych dotyczącym sieci transportowej, łącznie ze wszystkimi urządzeniami pomocniczymi połączonymi funkcjonalnie z siecią transportową, w tym stacjami wspomagającymi i piecami grzewczymi. Każda sieć transportowa ma co najmniej jeden punkt początkowy i jeden punkt końcowy, a każdy z nich jest przyłączony do innych instalacji używanych do jednej lub większej liczby rodzajów działań obejmujących: wychwytywanie, transport lub geologiczne składowanie CO2. Punkty początkowe i końcowe mogą obejmować rozwidlenia sieci transportowej i przekraczać granice państw. Punkty początkowe i końcowe, a także instalacje, do których są przyłączone, są określone w zezwoleniu na emisję gazów cieplarnianych.
Każdy prowadzący instalację bierze pod uwagę co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO2: spalanie i inne procesy w instalacjach funkcjonalnie podłączonych do sieci transportowej, np. w stacjach wspomagających; emisje niezorganizowane z sieci transportowej; uwolnione emisje z sieci transportowej; emisje w związku z wyciekiem z sieci transportowej.
Operator sieci transportowych wyznacza wielkość emisji, stosując jedną z następujących metod:
Wybierając metodę A lub metodę B, każdy operator wykazuje właściwemu organowi, że wybrana metodyka zapewni bardziej wiarygodne wyniki przy niższym poziomie niepewności w odniesieniu do całości emisji, z zastosowaniem najlepszych technologii i wiedzy dostępnych w momencie złożenia wniosku o zezwolenie na emisję gazów cieplarnianych i zatwierdzenia planu monitorowania, nie powodując nieracjonalnych kosztów. Wybierając metodę B, każdy operator wykazuje w sposób przekonujący dla właściwego organu, że całkowita niepewność w odniesieniu do rocznego poziomu emisji gazów cieplarnianych w przypadku sieci transportowej operatora nie przekracza 7,5 %.
Operator sieci transportowej stosujący metodę B nie dodaje CO2 otrzymanego z innych instalacji objętych zezwoleniem zgodnie z dyrektywą 2003/87/WE do obliczonego poziomu emisji i nie odejmuje od obliczonego poziomu emisji żadnego CO2 przenoszonego do innej instalacji objętej zezwoleniem zgodnie z dyrektywą 2003/87/WE.
Każdy operator sieci transportowej stosuje metodę A do zatwierdzania wyników metody B co najmniej raz do roku. Do celów tego zatwierdzenia operator może stosować niższe poziomy dokładności przy stosowaniu metody A.
B.1. Metoda A
Każdy operator wyznacza wielkość emisji według następującego wzoru:
gdzie:
Emisje = całkowita wielkość emisji CO2 z sieci transportowej [t CO2],
Ewłasna działalność = emisje z własnej działalności sieci transportowej, tj. nie emisje pochodzące z transportu CO2, lecz m.in. z paliwa używanego w stacjach wspomagających, monitorowane zgodnie z właściwymi sekcjami załącznika IV;
TINi = ilość CO2 przenoszonego do sieci transportowej w punkcie początkowym i, określona zgodnie z art. 40-46 i art. 49;
TOUTi = ilość CO2 przenoszonego z sieci transportowej w punkcie końcowym i, określona zgodnie z art. 40-46 i art. 49.
B.2. Metoda B
Każdy operator wyznacza wielkość emisji z uwzględnieniem wszystkich procesów związanych z emisjami w instalacji, a także ilości CO2 wychwyconego i przeniesionego do instalacji transportującej, według następującego wzoru:
Emisje [t CO2 ]= CO2 niezorg + CO2 uwolniony + CO2 wycieki + CO2 instalacje
gdzie:
Emisje = całkowita wielkość emisji CO2 z sieci transportowej [t CO2],
CO2 niezorg. = ilość emisji niezorganizowanych [t CO2] pochodzących z CO2 transportowanego w sieci transportowej, w tym z uszczelnień, zaworów, pośrednich tłoczni gazu i pośrednich miejsc składowania;
CO2 uwolniony = ilość uwolnionych emisji [t CO2] pochodzących z CO2 transportowanego w sieci transportowej;
CO2 wycieki = ilość CO2 [t CO2] transportowanego w sieci transportowej, emitowanego w wyniku usterki jednego elementu sieci transportowej lub kilku takich elementów;
CO2 instalacje = ilość CO2 [t CO2] emitowanego z procesów spalania lub innych funkcjonalnie połączonych z rurociągiem transportowym w sieci transportowej, monitorowanego zgodnie z właściwymi sekcjami załącznika IV.
B.2.1. Emisje niezorganizowane z sieci transportowej
Operator uwzględnia emisje niezorganizowane z każdego z następujących typów wyposażenia:
Operator wyznacza średnie współczynniki emisji EF (wyrażone jako g CO2/jednostka czasu) dla każdego elementu wyposażenia na jedno wystąpienie, w przypadku którego można oczekiwać emisji niezorganizowanych na początku działania i najpóźniej do końca pierwszego roku sprawozdawczego, w którym funkcjonuje sieć transportowa. Operator dokonuje przeglądu takich współczynników co najmniej raz na pięć lat, na podstawie najlepszych dostępnych technik i wiedzy.
Operator oblicza całkowitą ilość emisji niezorganizowanych, mnożąc liczbę elementów wyposażenia z każdej kategorii przez współczynnik emisji i dodając wyniki w pojedynczych kategoriach, według następującego równania:
Liczbą wystąpień (Nwystąp.) jest liczba elementów wyposażenia w danej kategorii pomnożona przez liczbę jednostek czasu rocznie.
B.2.2. Emisje z wycieków
Operator sieci transportowej przedstawia dowód integralności sieci, wykorzystując reprezentatywne dane (przestrzenne i czasowe) dotyczące temperatury i ciśnienia. Jeżeli z danych wynika, że nastąpił wyciek, operator oblicza ilość CO2 pochodzącego z wycieku z zastosowaniem odpowiedniej metodyki udokumentowanej w planie monitorowania, na podstawie wytycznych dotyczących najlepszych praktyk branżowych, w tym wykorzystując dane dotyczące różnic temperatur i ciśnienia w porównaniu ze średnimi wartościami temperatury i ciśnienia świadczącymi o integralności.
B.2.3. Emisje uwolnione
W planie monitorowania każdy operator przedstawia analizę dotyczącą potencjalnych sytuacji uwolnienia emisji, w tym konserwacji lub sytuacji nadzwyczajnych, oraz odpowiednio udokumentowaną metodykę obliczania ilości uwolnionego CO2 na podstawie wytycznych dotyczących najlepszych praktyk branżowych.
Właściwy organ określa zakres monitorowania i raportowania w odniesieniu do emisji z geologicznego składowania CO2 odpowiednio do granic składowiska i kompleksu składowania wyznaczonych w zezwoleniu na mocy dyrektywy 2009/31/WE. W przypadku stwierdzenia wycieków z kompleksu składowania prowadzących do emisji CO2 lub jego uwolnienia do słupa wody prowadzący instalację bezzwłocznie wykonuje wszystkie spośród następujących czynności:
Prowadzący instalację skreśla odnośny wyciek jako źródło emisji z planu monitorowania oraz zaprzestaje monitorowania i raportowania w zakresie takich emisji dopiero wówczas, gdy zostały podjęte działania naprawcze zgodnie z art. 16 dyrektywy 2009/31/WE, a emisje lub uwolnienie do słupa wody z takiego wycieku nie są już wykrywalne.
Prowadzący geologiczne składowanie bierze pod uwagę co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO2 ogółem: zużycie paliwa w powiązanych stacjach wspomagających i inne procesy spalania, w tym w miejscowych elektrowniach; uwalnianie podczas zatłaczania lub operacji intensyfikacji wydobycia węglowodorów; emisje niezorganizowane pochodzące z zatłaczania; przebicie CO2 z operacji intensyfikacji wydobycia węglowodorów; i wycieki.
Prowadzący geologiczne składowanie nie dodaje do obliczonego poziomu emisji CO2 otrzymanego z innej instalacji ani nie odejmuje od obliczonego poziomu emisji żadnego CO2 geologicznie składowanego na składowisku lub przenoszonego do innej instalacji.
B.1. Emisje uwolnione i niezorganizowane pochodzące z zatłaczania
Prowadzący instalację wyznacza wielkość emisji uwalnianych i niezorganizowanych w następujący sposób:
CO2 emitowany [t CO2] = V CO2 [t CO2] + F CO2 [t CO2]
gdzie:
V CO2 = ilość uwolnionego CO2;
F CO2 = ilość CO2 z emisji niezorganizowanych.
Każdy prowadzący instalację określa wartość V CO2, stosując metodykę opartą na pomiarach zgodnie z art. 41-46 niniejszego rozporządzenia. Na zasadzie odstępstwa od zdania pierwszego i za zgodą właściwego organu, jeśli zastosowanie metodyki opartej na pomiarach prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów operator może uwzględnić w planie monitorowania odpowiednią metodykę wyznaczania wartości V CO2 na podstawie najlepszych praktyk branżowych.
Prowadzący instalację uznaje wartość F CO2 za odnoszącą się do jednego źródła, co oznacza, że wymogi w zakresie niepewności związane z poziomami dokładności zgodnie z załącznikiem VIII sekcja 1 stosuje się do całkowitej wartości, a nie do poszczególnych punktów emisji. Każdy prowadzący instalację przedstawia w planie monitorowania analizę dotyczącą potencjalnych źródeł emisji niezorganizowanych oraz odpowiednio udokumentowaną metodykę obliczania lub pomiaru ilości F CO2 na podstawie wytycznych dotyczących najlepszych praktyk branżowych. Do wyznaczenia wartości F CO2 prowadzący instalację może wykorzystać dane dotyczące instalacji zatłaczającej zgromadzone zgodnie z art. 32-35 i pkt 1.1 lit. e)-h) załącznika II do dyrektywy 2009/31/WE, jeżeli są one zgodne z wymogami niniejszego rozporządzenia.
B.2. Emisje uwolnione i niezorganizowane z operacji intensyfikacji wydobycia węglowodorów
Każdy prowadzący instalację uwzględnia następujące potencjalne dodatkowe źródła emisji z intensyfikacji wydobycia węglowodorów:
Każdy prowadzący instalację wyznacza wielkość emisji niezorganizowanych lub uwolnionego CO2 zgodnie z podsekcją B.1 niniejszej sekcji załącznika IV.
Każdy prowadzący instalację wyznacza wielkość emisji z urządzenia do spalania odpadów petrochemicznych zgodnie z niniejszym załącznikiem sekcja 1 podsekcja D, przy uwzględnieniu potencjalnego CO2 związanego w gazie spalanym w pochodniach zgodnie z art. 48.
B.3. Wyciek z kompleksu składowania
Emisje i uwolnienie do słupa wody określa się ilościowo w następujący sposób:
gdzie:
L CO2 = masa CO2 emitowanego lub uwolnionego w każdym dniu kalendarzowym w wyniku wycieku zgodnie z następującymi zasadami:
Tpoczątek = w zależności od tego, co nastąpiło później:
T koniec = data podjęcia działań naprawczych zgodnie z art. 16 dyrektywy 2009/31/WE oraz od której emisje lub uwalnianie CO2 do słupa wody przestały być wykrywalne.
Właściwy organ zatwierdza i dopuszcza zastosowanie innych metod ilościowego określania emisji lub uwalniania CO2 do słupa wody w wyniku wycieku pod warunkiem wykazania przez prowadzącego instalację, w sposób przekonujący dla właściwego organu, że takie metody zapewniają większą dokładność niż metodyka przedstawiona w niniejszej podsekcji.
Prowadzący instalację określa ilość emisji z każdego wycieku z kompleksu składowania przy maksymalnym całkowitym poziomie niepewności wynoszącym 7,5 % przez cały okres sprawozdawczy. Jeżeli całkowity poziom niepewności w zastosowanej metodyce określania ilościowego przekracza 7,5 %, każdy prowadzący instalację dokonuje korekty według następującego wzoru:
CO2,zgłoszony [t CO2] = CO2,określ.iloś. [t CO2] * (1 + (NiepewnośćSystem [%]/100) - 0,075)
gdzie:
CO2, zgłoszony = ilość CO2 jaką należy uwzględnić w rocznym raporcie na temat wielkości emisji w odniesieniu do danego wycieku;
CO2, określ. iloś. = ilość CO2 ustalona za pomocą metodyki określania ilościowego zastosowanej w odniesieniu do danego wycieku;
NiepewnośćSystem = poziom niepewności związany z metodyką określania ilościowego zastosowaną w odniesieniu do danego wycieku.
ZAŁĄCZNIK V 96
Wymogi dotyczące minimalnych poziomów dokładności w odniesieniu do metodyki opartej na obliczeniach w przypadku instalacji kategorii A i współczynnikach obliczeniowych dla znormalizowanych paliw handlowych w instalacjach kategorii B i C (art. 26 ust. 1)
Wymogi dotyczące minimalnych poziomów dokładności w odniesieniu do metodyki opartej na obliczeniach w przypadku instalacji kategorii A i współczynnikach obliczeniowych dla znormalizowanych paliw handlowych w instalacjach kategorii B i C (art. 26 ust. 1)
Minimalne poziomy dokładności stosowane w odniesieniu do metodyki opartej na obliczeniach w przypadku instalacji kategorii A oraz w przypadku współczynników obliczeniowych dla znormalizowanych paliw handlowych dla wszystkich instalacji zgodnie z art. 26 ust. 1 lit. a)
Rodzaj działań/Typ strumienia materiałów wsadowych | Dane dotyczące działalności | Współczynnik emisji (*) | Dane dotyczące składu (zawartość węgla pierwiastkowego) (*) | Współczynnik utleniania | Współczynnik konwersji | |
Ilość paliwa lub materiału | Wartość opałowa | |||||
Spalanie paliw | ||||||
Znormalizowane paliwa handlowe | 2 | 2a/2b | 2a/2b | n.d. | 1 | n.d. |
Inne paliwa gazowe i ciekłe | 2 | 2a/2b | 2a/2b | n.d. | 1 | n.d. |
Paliwa stałe z wyłączeniem odpadów | 1 | 2a/2b | 2a/2b | nie dotyczy | 1 | nie dotyczy |
Odpady | 1 | 2a/2b | 2a/2b | nie dotyczy | 1 | nie dotyczy |
Metodyka bilansu masowego dla zakładów przetwarzania gazu | 1 | n.d. | n.d. | 1 | n.d. | n.d. |
Pochodnie | 1 | n.d. | 1 | n.d. | 1 | n.d. |
Oczyszczanie (węglany) | 1 | n.d. | 1 | n.d. | n.d. | 1 |
Oczyszczanie (gips) | 1 | n.d. | 1 | n.d. | n.d. | 1 |
Oczyszczanie (mocznik) | 1 | 1 | 1 | n.d. | 1 | n.d. |
Rafinowanie olejów mineralnych | ||||||
Regeneracja urządzeń do krakowania katalitycznego | 1 | n.d. | n.d. | n.d. | n.d. | n.d. |
Produkcja koksu | ||||||
Bilans masowy | 1 | n.d. | n.d. | 2 | n.d. | n.d. |
Paliwo jako wsad do procesu | 1 | 2 | 2 | n.d. | n.d. | n.d. |
Prażenie i spiekanie rud metali | ||||||
Bilans masowy | 1 | n.d. | n.d. | 2 | n.d. | n.d. |
Wsad węglanów | 1 | n.d. | 1 | n.d. | n.d. | 1 |
Produkcja surówki i stali | ||||||
Bilans masowy | 1 | n.d. | n.d. | 2 | n.d. | n.d. |
Paliwo jako wsad do procesu | 1 | 2a/2b | 2 | n.d. | n.d. | n.d. |
Produkcja lub obróbka metali żelaznych i nieżelaznych, w tym wtórnego aluminium | ||||||
Bilans masowy | 1 | n.d. | n.d. | 2 | n.d. | n.d. |
Emisje pochodzące z procesów technologicznych | 1 | n.d. | 1 | n.d. | n.d. | 1 |
Produkcja pierwotnego aluminium | ||||||
Bilans masowy emisji CO2 | 1 | n.d. | n.d. | 2 | n.d. | n.d. |
Emisje PFC (metoda nachylenia) | 1 | n.d. | 1 | n.d. | n.d. | n.d. |
Emisje PFC (metoda nadnapięciowa) | 1 | n.d. | 1 | n.d. | n.d. | n.d. |
Produkcja klinkieru cementowego | ||||||
Na podstawie wsadu do pieca (metoda A) | 1 | n.d. | 1 | n.d. | n.d. | 1 |
Produkcja klinkieru (metoda B) | 1 | n.d. | 1 | n.d. | n.d. | 1 |
Pył z pieca do wypalania cementu (CKD) | 1 | n.d. | 1 | n.d. | n.d. | n.d. |
Wsad niewęglanowy | 1 | n.d. | 1 | n.d. | n.d. | 1 |
Produkcja wapna, kalcynacja dolomitu i magnezytu | ||||||
Węglany (metoda A) | 1 | n.d. | 1 | n.d. | n.d. | 1 |
Inne wsady do procesu | 1 | n.d. | 1 | n.d. | n.d. | 1 |
Tlenki metali ziem alkalicznych (metoda B) | 1 | n.d. | 1 | n.d. | n.d. | 1 |
Produkcja szkła i wełny mineralnej | ||||||
Wsady węglanów | 1 | n.d. | 1 | n.d. | n.d. | n.d. |
Inne wsady do procesu | 1 | n.d. | 1 | n.d. | n.d. | 1 |
Produkcja wyrobów ceramicznych | ||||||
Wsady węgla (metoda A) | 1 | n.d. | 1 | n.d. | n.d. | 1 |
Inne wsady do procesu | 1 | n.d. | 1 | n.d. | n.d. | 1 |
Tlenki alkaliczne (metoda B) | 1 | n.d. | 1 | n.d. | n.d. | 1 |
Oczyszczanie | 1 | n.d. | 1 | n.d. | n.d. | n.d. |
Produkcja gipsu i płyt gipsowo-kartonowych: zob.: spalanie paliw | ||||||
Produkcja pulpy drzewnej i papieru | ||||||
Dodatkowe związki chemiczne | 1 | n.d. | 1 | n.d. | n.d. | n.d. |
Produkcja sadzy | ||||||
Metodyka bilansu masowego | 1 | n.d. | n.d. | 1 | n.d. | n.d. |
Produkcja amoniaku | ||||||
Paliwo jako wsad do procesu | 2 | 2a/2b | 2a/2b | n.d. | n.d. | n.d. |
Produkcja chemikaliów organicznych luzem | ||||||
Bilans masowy | 1 | n.d. | n.d. | 2 | n.d. | n.d. |
Produkcja wodoru i gazu do syntezy | ||||||
Paliwo jako wsad do procesu | 2 | 2a/2b | 2a/2b | n.d. | n.d. | n.d. |
Bilans masowy | 1 | n.d. | n.d. | 2 | n.d. | n.d. |
Produkcja węglanu sodu i wodorowęglanu sodu | ||||||
Bilans masowy | 1 | n.d. | n.d. | 2 | n.d. | n.d. |
("n.d." oznacza "nie dotyczy") (*) Poziomy dokładności dla współczynnika emisji odnoszą się do wstępnego współczynnika emisji, a zawartość węgla pierwiastkowego odnosi się do całkowitej zawartości węgla pierwiastkowego. W przypadku materiałów mieszanych frakcja biomasy musi być określana oddzielnie. Poziom 1 to minimalny poziom dokładności stosowany celem obliczenia frakcji biomasy w przypadku instalacji kategorii A oraz w przypadku znormalizowanych paliw handlowych dla wszystkich instalacji zgodnie z art. 26 ust. 1 lit. a). |
ZAŁĄCZNIK VI 97
Wartości referencyjne dla współczynników obliczeniowych (art. 31 ust. 1 lit. a))
Wartości referencyjne dla współczynników obliczeniowych (art. 31 ust. 1 lit. a))
Tabela 1
Wskaźniki emisji paliw odniesione do wartości opałowej (NCV) oraz wartości opałowe w przeliczeniu na jednostkę masy paliwa
Opis typu paliwa | Współczynnik emisji (t CO2/tJ) | Wartość opałowa (TJ/Gg) | Źródło | |
Ropa naftowa | 73,3 | 42,3 | IPCC 2006 GL | |
Orimulsion | 77,0 | 27,5 | IPCC 2006 GL | |
Kondensat gazu ziemnego | 64,2 | 44,2 | IPCC 2006 GL | |
Benzyna | 69,3 | 44,3 | IPCC 2006 GL | |
Nafta (inna niż paliwo typu nafty do silników odrzutowych) | 71,9 | 43,8 | IPCC 2006 GL | |
Olej łupkowy | 73,3 | 38,1 | IPCC 2006 GL | |
Gaz/olej napędowy | 74,1 | 43,0 | IPCC 2006 GL | |
Pozostałościowy olej opałowy (mazut) | 77,4 | 40,4 | IPCC 2006 GL | |
Gaz płynny (LPG) | 63,1 | 47,3 | IPCC 2006 GL | |
Etan | 61,6 | 46,4 | IPCC 2006 GL | |
Benzyna ciężka | 73,3 | 44,5 | IPCC 2006 GL | |
Bitum | 80,7 | 40,2 | IPCC 2006 GL | |
Smary | 73,3 | 40,2 | IPCC 2006 GL | |
Koks ponaftowy | 97,5 | 32,5 | IPCC 2006 GL | |
Półprodukty rafineryjne | 73,3 | 43,0 | IPCC 2006 GL | |
Gaz rafineryjny | 57,6 | 49,5 | IPCC 2006 GL | |
Parafiny | 73,3 | 40,2 | IPCC 2006 GL | |
Benzyna lakowa i benzyna przemysłowa | 73,3 | 40,2 | IPCC 2006 GL | |
Inne produkty ropopochodne | 73,3 | 40,2 | IPCC 2006 GL | |
Antracyt | 98,3 | 26,7 | IPCC 2006 GL | |
Węgiel koksowy | 94,6 | 28,2 | IPCC 2006 GL | |
Inne typy węgla bitumicznego | 94,6 | 25,8 | IPCC 2006 GL | |
Węgiel subbitumiczny | 96,1 | 18,9 | IPCC 2006 GL | |
Lignit | 101,0 | 11,9 | IPCC 2006 GL | |
Łupki bitumiczne i piaski bitumiczne | 107,0 | 8,9 | IPCC 2006 GL | |
Brykiety z węgla kamiennego | 97,5 | 20,7 | IPCC 2006 GL | |
Koks z koksowni i koks z węgla brunatnego | 107,0 | 28,2 | IPCC 2006 GL | |
Koks gazowniczy | 107,0 | 28,2 | IPCC 2006 GL | |
Smoła węglowa | 80,7 | 28,0 | IPCC 2006 GL | |
Gaz miejski | 44,4 | 38,7 | IPCC 2006 GL | |
Gaz koksowniczy | 44,4 | 38,7 | IPCC 2006 GL | |
Gaz wielkopiecowy | 260 | 2,47 | IPCC 2006 GL | |
Gaz konwertorowy | 182 | 7,06 | IPCC 2006 GL | |
Gaz ziemny | 56,1 | 48,0 | IPCC 2006 GL | |
Odpady przemysłowe | 143 | n.d. | IPCC 2006 GL | |
Oleje odpadowe | 73,3 | 40,2 | IPCC 2006 GL | |
Torf | 106,0 | 9,76 | IPCC 2006 GL | |
Drewno/Odpady na bazie drewna | - | 15,6 | IPCC 2006 GL | |
Inne typy stałej biomasy pierwotnej | - | 11,6 | IPCC 2006 GL (tylko NCV) | |
Węgiel drzewny | - | 29,5 | IPCC 2006 GL (tylko NCV) | |
Biobenzyna | - | 27,0 | IPCC 2006 GL (tylko NCV) | |
Biodiesle | - | 27,0 | IPCC 2006 GL (tylko NCV) | |
Inne biopaliwa ciekłe | - | 27,4 | IPCC 2006 GL (tylko NCV) | |
Gaz wysypiskowy | - | 50,4 | IPCC 2006 GL (tylko NCV) | |
Gaz gnilny | - | 50,4 | IPCC 2006 GL (tylko NCV) | |
Inne typy biogazu | - | 50,4 | IPCC 2006 GL (tylko NCV) | |
Zużyte opony | 85,0 (1) | n.d. | WBCSD CSI | |
Odpady komunalne (frakcja substancji niebędącej biomasą) | 91,7 | nie dotyczy | IPCC 2006 GL | |
Tlenek węgla | 155,2 (2) | 10,1 | J. Falbe i M. Regitz, Römpp Chemie Lexikon, Stuttgart, 1995 | |
Metan | 54,9 (3) | 50,0 | J. Falbe i M. Regitz, Römpp Chemie Lexikon, Stuttgart, 1995 | |
(1) Wartość ta jest wstępnym współczynnikiem emisji, tj. przed zastosowaniem, w stosownych przypadkach, frakcji biomasy. (2) Przy NCV wynoszącej 10,12 TJ/t. (3) Przy NCV wynoszącej 50,01 TJ/t. |
Tabela 2
Stechiometryczny współczynnik emisji dla emisji z procesów technologicznych w przypadku rozkładu węglanów (metoda A)
Węglan | Współczynnik emisji [t CO2/ t węglanu] | |
CaCO3 | 0,440 | |
MgCO3 | 0,522 | |
Na2CO3 | 0,415 | |
BaCO3 | 0,223 | |
Li2CO3 | 0,596 | |
K2CO3 | 0,318 | |
SrCO3 | 0,298 | |
NaHCO3 | 0,524 | |
FeCO3 | 0,380 | |
Wymogi ogólne | Współczynnik emisji = [M(CO2)] / {Y * [M(x)] + Z *[M(CO32-)]} X = metal M(x) = masa cząsteczkowa X w [g/mol] M(CO2) = masa cząsteczkowa CO2 w [g/mol] M(CO32-) = masa cząsteczkowa CO32- w [g/mol] Y = liczba stechiometryczna X Z = liczba stechiometryczna CO32- |
Tabela 3
Stechiometryczny współczynnik emisji dla emisji z procesów technologicznych w przypadku rozkładu węglanów w oparciu o tlenki metali ziem alkalicznych (metoda B)
Tlenek | Współczynnik emisji [t CO2/ t tlenku] |
CaO | 0,785 |
MgO | 1,092 |
BaO | 0,287 |
Wymogi ogólne: XYOZ | Współczynnik emisji = [M(CO2)] / {Y * [M(x)] + Z * [M(O)]} = X metal ziem alkalicznych lub alkaliczny = M(x) masa cząsteczkowa X w [g/mol] = M(CO2) masa cząsteczkowa CO2 w [g/mol] = M(O) = masa cząsteczkowa O w [g/mol] Y = liczba stechiometryczna X = 1 (dla metali ziem alkalicznych) = 2 (dla metali alkalicznych) Z = liczba stechiometryczna O = 1 |
Tabela 4
Stechiometryczne współczynniki emisji dla emisji z procesów technologicznych w przypadku innych wsadów do procesu (produkcja surówki i stali oraz obróbka metali żelaznych) 98
Materiał wejściowy lub wyjściowy | Zawartość węgla (t C/t) | Współczynnik emisji (t CO2/t) |
Żelazo z bezpośredniej redukcji (żelazo DRI) | 0,0191 | 0,07 |
Elektrody węglowe z pieców łukowych (EAF) | 0,8188 | 3,00 |
Węgiel wsadowy w piecach łukowych (EAF) | 0,8297 | 3,04 |
Żelazo gąbczaste, brykietowane na gorąco | 0,0191 | 0,07 |
Gaz konwertorowy | 0,3493 | 1,28 |
Koks ponaftowy | 0,8706 | 3,19 |
Surówka | 0,0409 | 0,15 |
Żelazo/złom żelazny | 0,0409 | 0,15 |
Stal/złom stalowy | 0,0109 | 0,04 |
Tabela 5
Stechiometryczne współczynniki emisji dla emisji z procesów technologicznych w przypadku innych wsadów do procesu (chemikalia organiczne luzem) 99
Substancja | Zawartość węgla (t C/t) | Współczynnik emisji (t CO2 / t) |
Acetonitryl | 0,5852 | 2,144 |
Akrylonitryl | 0,6664 | 2,442 |
Butadien | 0,888 | 3,254 |
Sadza | 0,97 | 3,554 |
Etylen | 0,856 | 3,136 |
Dichlorek etylenu | 0,245 | 0,898 |
Glikol etylenowy | 0,387 | 1,418 |
Tlenek etylenu | 0,545 | 1,997 |
Cyjanowodór | 0,4444 | 1,628 |
Metanol | 0,375 | 1,374 |
Metan | 0,749 | 2,744 |
Propan | 0,817 | 2,993 |
Propylen | 0,8563 | 3,137 |
Chlorek winylu (monomer) | 0,384 | 1,407 |
Tabela 6
Współczynniki ocieplenia globalnego
Gaz | Współczynnik ocieplenia globalnego |
N2O | 265 t CO2(e)/t N2O |
CF4 | 6 630 t CO2(e)/t CF4 |
C2F6 | 11 100 t CO2(e)/t C2F6" |
ZAŁĄCZNIK VII
Minimalna częstotliwość analiz (art. 35)
Minimalna częstotliwość analiz (art. 35)
Paliwo/materiał | Minimalna częstotliwość analiz |
Gaz ziemny | Co najmniej raz na tydzień |
Inne gazy, w szczególności gaz do syntezy i gazy z procesów technologicznych, takie jak: mieszanina gazów rafineryjnych, gaz koksowniczy, gaz wielkopiecowy, gaz konwertorowy, gaz z wydobycia ropy naftowej i gaz z wydobycia gazu ziemnego | Co najmniej raz dziennie - przy zastosowaniu właściwych procedur w różnych porach dnia |
Oleje opałowe (np. lekki, średni i ciężki olej opałowy, bitum) | Co 20 000 ton paliwa i co najmniej sześć razy do roku |
Węgiel, węgiel koksujący, koks ponaftowy, torf | Co 20 000 ton paliwa/materiału i co najmniej sześć razy do roku |
Pozostałe paliwa | Co 10 000 ton paliwa i co najmniej cztery razy do roku |
Nieprzetworzone odpady stałe (czyste kopaliny lub mieszanina biomasy i kopalin) | Co 5 000 ton odpadów i co najmniej cztery razy do roku |
Odpady płynne, wstępnie przetworzone odpady stałe | Co 10 000 ton odpadów i co najmniej cztery razy do roku |
Minerały węglanowe (w tym wapień i dolomit) | Co 50 000 ton odpadów i co najmniej cztery razy do roku |
Gliny i łupki | Ilości materiału odpowiadające 50 000 ton CO2 i co najmniej cztery razy do roku |
Inne materiały (produkt podstawowy, pośredni i końcowy) | W zależności od rodzaju materiału i jego odmiany - ilości materiału odpowiadające 50 000 ton CO2 i co najmniej cztery razy do roku |
ZAŁĄCZNIK VIII
Metodyka oparta na pomiarach (art. 41)
Metodyka oparta na pomiarach (art. 41)
Metodykę opartą na pomiarach zatwierdza się odpowiednio do poziomów dokładności o wartościach maksymalnej dopuszczalnej niepewności dotyczącej średnich rocznych wielkości godzinowych emisji obliczonych z zastosowaniem równania 2 przedstawionego w sekcji 3 niniejszego załącznika.
Tabela 1
Poziomy dokładności dla systemów ciągłych pomiarów emisji (maksymalna dopuszczalna niepewność dla każdego poziomu dokładności)
W przypadku CO2 należy zastosować niepewność do całkowitej zmierzonej ilości CO2. W przypadku określania frakcji biomasy przy zastosowaniu metodyki opartej na pomiarach do frakcji biomasy stosuje się taką samą definicję poziomu dokładności jak w przypadku CO2.
Poziom 1 | Poziom 2 | Poziom 3 | Poziom 4 | |
Źródła emisji CO2 | ± 10 % | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % |
Źródła emisji N2O | ± 10 % | ± 7,5 % | ± 5 % | n.d. |
CO2 przeniesiony | ± 10 % | ± 7,5 % | ± 5 % | ± 2,5 % |
Tabela 2
Minimalne poziomy dokładności, które mają być stosowane w odniesieniu do instalacji kategorii A w odniesieniu do metodyki opartej na pomiarach zgodnie z art. 41 ust. 1 lit. a)
Gaz cieplarniany | Minimalny wymagany poziom dokładności |
CO2 | 2 |
N2O | 2 |
Równanie nr 2: Wyznaczanie średnich wielkości godzinowych emisji:
Równanie nr 2a: Wyznaczanie średnich stężeń godzinowych gazów cieplarnianych do celów sprawozdawczości zgodnie z załącznikiem X sekcja 1 pkt 9 lit. b):
Równanie nr 2b: Wyznaczanie średnich stężeń godzinowych przepływu spalin do celów sprawozdawczości zgodnie z załącznikiem X sekcja 1 pkt 9 lit. b):
Równanie nr 2c: Obliczanie wielkości rocznych emisji do celów rocznego raportu na temat wielkości emisji zgodnie z załącznikiem X sekcja 1 pkt 9 lit. b):
GHG Emcałk [t] = GHG stęż.średnie · Przepływśredni· HoursOp · 10 -6 [t/g]
W równaniach 1-2c stosuje się następujące skróty:
Wskaźnik i odnosi się do pojedynczej godziny pracy. Jeżeli podmiot stosuje krótsze okresy odniesienia zgodnie z art. 44 ust. 1, wówczas ten okres odniesienia stosuje się zamiast godzin na potrzeby tych obliczeń.
GHG Emcałk = całkowita roczna wielkość emisji gazów cieplarnianych w tonach
GHG stężenie godz., i = godzinowe stężenia emisji gazów cieplarnianych w g/Nm3 w przepływie spalin mierzone podczas pracy w odniesieniu do godziny i;
V godz., i = objętość spalin w Nm3 na godzinę i (tj. zintegrowany przepływ w ciągu godziny lub w krótszym okresie odniesienia);
GHG Emśrdnie = średnia roczna wielkość godzinowa emisji w kg/h ze źródła;
HoursOp = łączna liczba godzin, w których stosowana jest metodyka oparta na pomiarach, w tym godziny, w odniesieniu do których dane zostały zastąpione zgodnie z art. 45 ust. 2-4;
GHG stężśrednie = średnie roczne stężenie godzinowe gazów cieplarnianych w g/Nm3;
Przepływśredni = średni roczny przepływ spalin w Nm3/h.
Równanie nr 3: Obliczanie stężenia
GHG stężenie [%] = 100% - stężenie składnika i [%]
Równanie nr 4: Zastępowanie brakujących danych dotyczących stężenia w metodyce opartej na pomiarach
C*subst = + 2σc_
gdzie:
= średnia arytmetyczna stężenia określonego parametru w całym okresie sprawozdawczym lub, jeśli utracie danych towarzyszyły szczególne okoliczności, odpowiedni okres odzwierciedlający takie szczególne okoliczności;
σC_ = najlepsze oszacowanie odchylenia standardowego stężenia określonego parametru w całym okresie sprawozdawczym lub, jeśli utracie danych towarzyszyły szczególne okoliczności, odpowiedni okres odzwierciedlający takie szczególne okoliczności.
ZAŁĄCZNIK IX
Minimalne dane i informacje przechowywane zgodnie z art. 67 ust. 1
Minimalne dane i informacje przechowywane zgodnie z art. 67 ust. 1
ZAŁĄCZNIK X 100
Minimalna zawartość rocznych raportów (art. 68 ust. 3)
Minimalna zawartość rocznych raportów (art. 68 ust. 3)
Roczny raport na temat wielkości emisji z instalacji zawiera co najmniej następujące informacje:
Dane dotyczące wielkości emisji pochodzących z różnych źródeł lub strumieni materiałów wsadowych tego samego typu w ramach jednej instalacji, należących do tego samego rodzaju działań, można przedstawiać w sposób zbiorczy dla całego takiego rodzaju działań.
W przypadku zmiany poziomów dokładności w okresie sprawozdawczym prowadzący instalację oblicza i zgłasza wielkości emisji w oddzielnych sekcjach rocznego raportu w odniesieniu do odpowiednich części okresu sprawozdawczego.
Po zamknięciu składowiska CO2 zgodnie z art. 17 dyrektywy 2009/31/WE prowadzący składowiska mogą sporządzać uproszczone raporty na temat wielkości emisji, zawierające co najmniej elementy wyszczególnione w pkt 1-5, pod warunkiem że w zezwoleniu na emisję gazów cieplarnianych nie określono żadnych źródeł emisji.
Raport na temat wielkości emisji operatora statku powietrznego zawiera co najmniej następujące informacje:
ZAŁĄCZNIK XI
Tabela korelacji
Tabela korelacji
Rozporządzenie Komisji (UE) nr 601/2012 | Niniejsze rozporządzenie |
art. 1-49 | art. 1-49 |
- | art. 50 |
art. 50-67 | art. 51-68 |
art. 68 | - |
art. 69-75 | art. 69-75 |
- | art. 76 |
art. 76-77 | art. 77-78 |
załączniki I-X | załączniki I-X |
- | załącznik XI |
- zmieniony przez art. 1 pkt 7 lit. a rozporządzenia nr 2085/2020 z dnia 14 grudnia 2020 r. (Dz.U.UE.L.2020.423.37) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 stycznia 2022 r.
- zmieniony przez art. 1 pkt 5 lit. b rozporządzenia nr 2023/2122 z dnia 17 października 2023 r. (Dz.U.UE.L.2023.2122) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 stycznia 2024 r.
- zmieniony przez art. 1 pkt 8 rozporządzenia nr 2085/2020 z dnia 14 grudnia 2020 r. (Dz.U.UE.L.2020.423.37) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 stycznia 2022 r.
- zmieniony przez art. 1 pkt 6 rozporządzenia nr 2023/2122 z dnia 17 października 2023 r. (Dz.U.UE.L.2023.2122) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 stycznia 2024 r.
- zmieniony przez art. 1 pkt 10 rozporządzenia nr 2085/2020 z dnia 14 grudnia 2020 r. (Dz.U.UE.L.2020.423.37) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 stycznia 2022 r.
- zmieniony przez art. 1 pkt 12 rozporządzenia nr 2023/2122 z dnia 17 października 2023 r. (Dz.U.UE.L.2023.2122) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 stycznia 2024 r.
- zmieniony przez art. 1 pkt 11 rozporządzenia nr 2085/2020 z dnia 14 grudnia 2020 r. (Dz.U.UE.L.2020.423.37) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 stycznia 2021 r.
- zmieniony przez art. 1 pkt 22 lit. a rozporządzenia nr 2023/2122 z dnia 17 października 2023 r. (Dz.U.UE.L.2023.2122) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 stycznia 2024 r.
- zmieniony przez art. 1 pkt 12 rozporządzenia nr 2085/2020 z dnia 14 grudnia 2020 r. (Dz.U.UE.L.2020.423.37) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 stycznia 2022 r.
- zmieniony przez art. 1 pkt 25 rozporządzenia nr 2023/2122 z dnia 17 października 2023 r. (Dz.U.UE.L.2023.2122) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 stycznia 2024 r.
- zmieniony przez art. 1 pkt 13 rozporządzenia nr 2085/2020 z dnia 14 grudnia 2020 r. (Dz.U.UE.L.2020.423.37) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 stycznia 2021 r.
- zmieniony przez art. 1 pkt 26 rozporządzenia nr 2023/2122 z dnia 17 października 2023 r. (Dz.U.UE.L.2023.2122) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 stycznia 2024 r.
- zmieniony przez art. 1 pkt 13 rozporządzenia nr 2085/2020 z dnia 14 grudnia 2020 r. (Dz.U.UE.L.2020.423.37) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 stycznia 2021 r.
- zmieniony przez art. 2 rozporządzenia nr 2085/2020 z dnia 14 grudnia 2020 r. (Dz.U.UE.L.2020.423.37) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 4 stycznia 2021 r.
- zmieniony przez art. 1 pkt 29 rozporządzenia nr 2023/2122 z dnia 17 października 2023 r. (Dz.U.UE.L.2023.2122) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 stycznia 2024 r.
- zmieniony przez art. 1 pkt 13 rozporządzenia nr 2085/2020 z dnia 14 grudnia 2020 r. (Dz.U.UE.L.2020.423.37) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 stycznia 2021 r.
- zmieniony przez art. 1 pkt 32 rozporządzenia nr 2023/2122 z dnia 17 października 2023 r. (Dz.U.UE.L.2023.2122) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 stycznia 2024 r.
- zmieniony przez art. 1 pkt 12 rozporządzenia nr 2085/2020 z dnia 14 grudnia 2020 r. (Dz.U.UE.L.2020.423.37) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 stycznia 2022 r.
- zmieniony przez art. 1 pkt 34 rozporządzenia nr 2023/2122 z dnia 17 października 2023 r. (Dz.U.UE.L.2023.2122) zmieniającego nin. rozporządzenie z dniem 1 stycznia 2024 r.
© Unia Europejska, http://eur-lex.europa.eu/
Za autentyczne uważa się wyłącznie dokumenty Unii Europejskiej opublikowane w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej.