Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2015/757 z dnia 29 kwietnia 2015 r. w sprawie monitorowania, raportowania i weryfikacji emisji dwutlenku węgla z transportu morskiego oraz zmiany dyrektywy 2009/16/WE

Załącznik I

W mocy

Metody monitorowania emisji gazów cieplarnianych

A. OBLICZANIE EMISJI GAZÓW CIEPLARNIANYCH (ART. 9)

1. Wzory do obliczania emisji gazów cieplarnianych

Do celów obliczania emisji gazów cieplarnianych przedsiębiorstwa stosują następujący wzór:

Przedsiębiorstwa obliczają emisje CO2, sumując emisje CO2 z wszystkich zużytych paliw i z zastosowaniem następującego wzoru:

Przedsiębiorstwa obliczają emisje CH4, sumując emisje CH4 pochodzące ze spalania wszystkich zużytych paliw i z uwzględnieniem emisji CH4 ze strat paliwa, z zastosowaniem następującego wzoru:

Przedsiębiorstwa obliczają emisje N2O, sumując emisje N2O z wszystkich zużytych paliw i z zastosowaniem następującego wzoru:

Zużycie paliwa oblicza się oddzielnie dla emisji z rejsów między portami podlegającymi jurysdykcji państwa członkowskiego, z rejsów, które rozpoczęły się w portach podlegających jurysdykcji państwa członkowskiego, z rejsów do portów podlegających jurysdykcji państwa członkowskiego oraz dla emisji w portach podlegających jurysdykcji państwa członkowskiego. Zużycie paliwa w portach państwa członkowskiego oblicza się oddzielnie.

Człon

Wyjaśnienie

GHGMRV

Emisje gazów cieplarnianych, które mają być zgłaszane na podstawie niniejszego rozporządzenia, wyrażone w tonach ekwiwalentu CO2, gdzie „ekwiwalent CO2” oznacza jednostkę miary stosowaną do obliczania emisji CO2, CH4 i N2O na podstawie związanego z nimi współczynnika globalnego ocieplenia, poprzez przeliczenie ilości CH4 i N2O na równoważną ilość dwutlenku węgla o takim samym współczynniku globalnego ocieplenia.

Zagregowana całość emisji CO2.

Zagregowana całość emisji CH4.

Zagregowana całość emisji N2O.

Współczynnik globalnego ocieplenia dla CH4 w okresie 100 lat, o którym mowa w załączniku do rozporządzenia delegowanego Komisji (UE) 2020/1044 (1).

Współczynnik globalnego ocieplenia dla N2O w okresie 100 lat, o którym mowa w załączniku do rozporządzenia delegowanego (UE) 2020/1044.

Wskaźnik odpowiadający paliwom zużytym na statku w okresie sprawozdawczym.

Wskaźnik odpowiadający źródłom emisji na statku. Do celów niniejszego rozporządzenia uwzględnione źródła obejmują co najmniej silniki główne, silniki pomocnicze, turbiny gazowe, kotły i generatory gazu obojętnego.

Zużycie paliwa wyrażone jako całkowita masa zużytego paliwa (suma dla wszystkich źródeł emisji).

Mi, j

Zużycie paliwa wyrażone jako masa konkretnego paliwa i zużytego przez źródło emisji j.

Współczynnik emisji spowodowanych stratami paliwa od zbiornika paliwa do kilwatera (TtW) (współczynnik emisji ze strat paliwa) jako odsetek masy paliwa i zużytego przez źródło emisji j [%].

Cjobejmuje emisje niezorganizowane i emisje ze strat paliwa. Emisje niezorganizowane i emisje ze strat paliwa to emisje pochodzące z paliwa, które nie dociera do komory spalania źródła emisji lub które nie zostaje zużyte przez źródło emisji, ponieważ nie ulega spaleniu, ulatnia się lub wycieka z układu.

Mi,NC

Całkowita masa niespalonego, ale uwolnionego do atmosfery paliwa i.

Ilość niespalonego, uwolnionego do atmosfery CH4. W celu obliczenia tej ilości przedsiębiorstwa stosują następujący wzór:

Współczynnik emisji CO2 od zbiornika paliwa do kilwatera dla paliwa i, określony w tabeli w pkt 2 niniejszej części.

Współczynnik emisji CH4 od zbiornika paliwa do kilwatera dla paliwa i, określony w tabeli w pkt 2 niniejszej części.

Współczynnik emisji N2O od zbiornika paliwa do kilwatera dla paliwa i, określony w tabeli w pkt 2 niniejszej części.

(1) Rozporządzenie delegowane Komisji (UE) 2020/1044 z dnia 8 maja 2020 r. uzupełniające rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/1999 w odniesieniu do wartości współczynników globalnego ocieplenia oraz wytycznych dotyczących wykazów, a także w odniesieniu do unijnego systemu wykazów, oraz uchylające rozporządzenie delegowane Komisji (UE) nr 666/2014 (Dz.U. L 230 z 17.7.2020, s. 1).

2. Domyślne współczynniki emisji

W poniższej tabeli:

— TBM oznacza „do zmierzenia” („to be measured”);

— N/A oznacza „brak informacji” („not available”);

— Myślnik oznacza „nie dotyczy”.

Do celów niniejszego rozporządzenia stosuje się wartości domyślne współczynników emisji dla paliw i źródeł emisji używanych na statku zgodnie z poniższą tabelą.

Jeżeli w komórce wskazano TBM albo N/A, należy zastosować najwyższą domyślną wartość dla klasy paliwa w tej samej kolumnie. Jeżeli w przypadku danej klasy paliwa we wszystkich komórkach w tej samej kolumnie wskazano TBM albo N/A, stosuje się wartość domyślną dla paliwa kopalnego, w przypadku którego ta wartość domyślna jest najmniej korzystna. Zasada ta nie ma zastosowania do kolumny 6, w której TBM lub N/A odnosi się do niedostępnych wartości dla źródła emisji. W przypadku braku wartości domyślnej dla Cj stosuje się wartość certyfikowaną zgodnie z art. 10 ust. 6 rozporządzenia (UE) 2023/1805 Parlamentu Europejskiego i Rady*.

Przedsiębiorstwa mogą odejść od wartości domyślnych dla współczynników emisji wymienionych w poniższej tabeli, po zastosowaniu, w stosownych przypadkach, warunków i ograniczeń przewidzianych w art. 10 ust. 5 i 6 rozporządzenia (UE) 2023/1805.

W przypadku paliw niekopalnych niewymienionych w poniższej tabeli przedsiębiorstwo określa współczynniki emisji zgodnie z art. 32–35 rozporządzenia wykonawczego Komisji (UE) 2018/2066**.

W przypadku mieszania paliw każde paliwo rozpatruje się oddzielnie.

Klasa paliwa

Rodzaj paliwa

Jako % masy paliwa zużytego przez źródło emisji

Paliwa kopalne

Ciężki olej opałowy (HFO)

ISO 8217 klasy od RME do RMK

3,114

0,00005

0,00018

— Lekki olej opałowy (LFO)

ISO 8217 klasy od RMA do RMD

3,151

0,00005

0,00018

— Olej żeglugowy typu diesel (MDO)

Olej napędowy żeglugowy (MGO)

ISO 8217 klasy od DMX do DMB

3,206

0,00005

0,00018

— Skroplony gaz ziemny (LNG)

2,750

0,00011

3,1 dla LNG Otto (dwupaliwowe o średniej prędkości)

1,7 dla LNG Otto (dwupaliwowe o niskiej prędkości)

0,2 dla LNG Diesel (dwupaliwowe o niskiej prędkości)

2,6 dla silnika o zapłonie iskrowym zasilanego gazem o mieszance ubogiej

LPG (gaz płynny, butan)

3,03

TBM

N/A

LPG (gaz płynny, propan)

3,00

TBM

N/A

H2 (kopalne)

— dla ogniw paliwowych

— TBM dla silnika spalinowego wewnętrznego spalania (ICE)

NH3 (kopalne)

N/A

TBM

N/A

Metanol (kopalne)

1,375

TBM

— Biopaliwa

Etanol

1,913

TBM

— Biodiesel

2,834

TBM

— Uwodorniony olej roślinny (HVO)

3,115

0,00005

0,00018

— Skroplony biogaz wysokometanowy (Bio-LNG) jako paliwo transportowe

2,750

0,00011

3,1 dla LNG Otto (dwupaliwowe o średniej prędkości)

1,7 dla LNG Otto (dwupaliwowe o niskiej prędkości)

0,2 dla LNG Diesel (dwupaliwowe o niskiej prędkości)

2,6 dla silnika o zapłonie iskrowym zasilanego gazem o mieszance ubogiej

Biometanol

1,375

TBM

— Inne

3,115

0,00005

0,00018

— Bio-H2

0 dla ogniw paliwowych

— TBM dla ICE

odnawialne paliwa transportowe pochodzenia niebiologicznego (FRNBO) –

e-paliwa

e-diesel

3,206

0,00005

0,00018

— e-metanol

1,375

TBM

— e-LNG

2,750

0,00011

3,1 dla LNG Otto (dwupaliwowe o średniej prędkości)

1,7 dla LNG Otto (dwupaliwowe o niskiej prędkości)

0,2 dla LNG Diesel (dwupaliwowe o niskiej prędkości)

2,6 dla silnika o zapłonie iskrowym zasilanego gazem o mieszance ubogiej

e-H2

0 dla ogniw paliwowych

— TBM dla ICE

e-NH3

N/A

TBM

N/A

e-LPG

N/A

e-DME

N/A

— W kolumnie 1 określono klasę paliw.

W kolumnie 2 podano nazwy odpowiednich rodzajów paliwa dla każdej klasy.

Kolumna 3 zawiera współczynnik emisji EF dla dwutlenku węgla w gCO2/g paliwa.

Kolumna 4 zawiera współczynnik emisji EF dla metanu w gCH4/g paliwa.

Kolumna 5 zawiera współczynnik emisji EF dla podtlenek azotu w gN2O/g paliwa.

W kolumnie 6 określono utraconą część paliwa w postaci emisji niezorganizowanych lub emisji ze strat paliwa (Cj), mierzoną jako % masy paliwa zużytego przez dane źródło energii. Jeżeli chodzi o takie paliwa jak LNG, w przypadku których powstają emisje niezorganizowana i emisje ze strat paliwa, wielkość emisji niezorganizowanych i emisji ze strat paliwa przedstawiona w tabeli jest wyrażona w % masy zużytego paliwa. Wartości Cj w tabeli oblicza się przy obciążeniu silnika na poziomie 50 %.

* Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/1805 z dnia 13 września 2023 r. w sprawie stosowania paliw odnawialnych i niskoemisyjnych w transporcie morskim oraz zmiany dyrektywy 2009/16/WE (Dz.U. L 234 z 22.9.2023, s. 48).

** Rozporządzenie 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 (Dz.U. L 334 z 31.12.2018, s. 1).

AA. EMISJE GAZÓW CIEPLARNIANYCH ZE STATKÓW TYPU OFFSHORE

Emisje gazów cieplarnianych ze statków typu offshore obejmują emisje gazów cieplarnianych uwalniane podczas rejsów z ostatniego portu zawinięcia do portu zawinięcia podlegającego jurysdykcji państwa członkowskiego oraz z portu zawinięcia podlegającego jurysdykcji państwa członkowskiego do następnego portu zawinięcia, a także w obrębie portów zawinięcia podlegających jurysdykcji państwa członkowskiego przez następujące statki, inne niż lodołamacze, zaprojektowane lub certyfikowane do prowadzenia działalności usługowej na obszarach morskich lub w instalacjach przybrzeżnych:

a) holownik do obsługi kotwic (AHTS);

b) statek zaopatrzeniowy offshore;

c) statek dowozowy personelu/zaopatrzenia;

d) statek do przewozu rur;

e) statek zaopatrzeniowy platform morskich (PSV)

f) statek wiertniczy;

g) pływająca jednostka produkcyjno-magazynowo-przeładunkowa (FPSO), ropa naftowa;

h) statek do przetwarzania gazu

i) pływająca jednostka magazynowo-wyładunkowa (FSO), gaz;

j) FSO, ropa naftowa;

k) statek mieszkalny;

l) statek wsparcia prac nurkowych;

m) statek do budowy instalacji offshore;

n) statek wsparcia offshore;

o) statek do zakopywania rur;

p) statek do układania rurociągów;

q) dźwig pływający do układania rurociągów;

r) statek do testowania produkcji;

s) dozorowiec ratowniczy;

t) statek wsparcia kopania rowów;

u) statek do stymulacji odwiertów;

v) kablowiec;

w) statek do naprawy kabli;

x) statek wydobywczy;

y) statek do instalacji turbin wiatrowych (WTIV);

z) statek do uruchamiania i obsługi morskich farm wiatrowych (CSOV);

aa) statek do obsługi morskich farm wiatrowych (SOV);

ab) statek roboczy/naprawczy;

ac) statek badawczy;

ad) pogłębiarka;

ae) pogłębiarka nasiębierna.

B. METODY OKREŚLANIA EMISJI GAZÓW CIEPLARNIANYCH

Przedsiębiorstwo wskazuje w planie monitorowania metodę monitorowania, z której korzysta do określenia emisji gazów cieplarnianych dla każdego statku, za który odpowiada, zapewniając konsekwentne stosowanie wybranej przez siebie metody.

Można zastosować następujące metody A, B, C i D, oparte na obliczeniach lub pomiarach.

W ramach podejścia obliczeniowego (metody A, B i C) emisje oblicza się przy użyciu wzorów określonych w części A. W tym celu rzeczywiste zużycie paliwa dla każdego rejsu określa się przy użyciu dowolnej z metod A, B lub C opisanych poniżej i wykorzystuje do celów obliczeń. Przy wyborze którejkolwiek z metod A, B lub C należy wziąć pod uwagę źródła niepewności i związane z nimi poziomy niepewności. Przedsiębiorstwo powinno regularnie przeprowadzać odpowiednie działania kontrolne, w tym kontrole krzyżowe między ilością bunkrową podaną w dokumencie dostawy paliwa (BDN) a ilością bunkrową wskazaną przez pomiary pokładowe, oraz podejmować działania naprawcze w przypadku zaobserwowania znaczących odchyleń.

W ramach podejścia pomiarowego (metoda D) stosowane są bezpośrednie pomiary emisji gazów cieplarnianych.

Można stosować każde połączenie metod A, B, C i D, po poddaniu go ocenie przez weryfikatora, jeżeli zwiększa to ogólną dokładność pomiarów.

1. Metoda A: dokument dostawy paliwa oraz okresowe inwentaryzacje zbiorników paliwa

Metoda ta opiera się na ilości i rodzaju paliwa wskazanych w dokumencie dostawy paliwa, w połączeniu z okresowymi inwentaryzacjami zbiorników paliwa w oparciu o odczyty mierników paliwa w zbiornikach. Na ilość paliwa zużytego w danym okresie składają się: ilość paliwa na początku okresu, plus dostawy, minus paliwo pozostałe na koniec okresu oraz zwrócony olej bunkrowy między początkiem a końcem danego okresu.

Okres oznacza czas między dwoma zawinięciami do portów lub czas spędzony w porcie. Wskazując paliwo wykorzystane w danym okresie, należy wyszczególnić rodzaj tego paliwa oraz zawartość siarki.

Metody tej nie można zastosować w przypadku, gdy dokumenty dostawy paliwa nie są dostępne na statku, zwłaszcza gdy w charakterze paliwa wykorzystuje się ładunek, na przykład przez odparowywanie skroplonego gazu ziemnego (LNG).

W ramach istniejącego załącznika VI do konwencji MARPOL dokument dostawy paliwa jest obowiązkowy, ma być przechowywany na statku przez trzy lata po dostawie oleju bunkrowego i ma być łatwo dostępny. Podstawę okresowych inwentaryzacji zbiorników z paliwem na statku stanowią odczyty mierników paliwa w zbiornikach. W tym przypadku korzysta się z tabel dotyczących poszczególnych zbiorników paliwa, w których określa się ilość paliwa w chwili odczytu. Niepewność związaną z dokumentem dostawy paliwa zaznacza się w planie monitorowania. Odczyty mierników paliwa prowadzi się za pomocą odpowiednich metod, takich jak systemy zautomatyzowane, sondy i przymiary wstęgowe. Metodę sondowania zbiornika i związaną z tym niepewność określa się w planie monitorowania.

W przypadku gdy ilość paliwa, o którą uzupełnia się zapas, lub ilość paliwa znajdującego się w zbiornikach określona jest w jednostkach objętości wyrażonych w metrach sześciennych, przedsiębiorstwo przelicza te wartości z jednostek objętości na jednostki masy, stosując wartości gęstości rzeczywistej. W celu określenia gęstości rzeczywistej przedsiębiorstwo wykorzystuje:

a) pokładowe systemy pomiarowe;

b) gęstość zmierzoną przez dostawcę paliwa w chwili uzupełniania zbiornika i wskazaną na fakturze za paliwo lub w dokumencie dostawy paliwa;

c) gęstość zmierzoną w ramach analizy badawczej przeprowadzonej w akredytowanym laboratorium badania paliw – jeżeli jest ona dostępna.

Gęstość rzeczywistą wyraża się w kg/metr sześcienny i ustala dla temperatury, w której dokonano określonego pomiaru. W przypadkach, w których wartości gęstości rzeczywistej nie są dostępne, stosuje się, po poddaniu ocenie przez weryfikatora, współczynnik gęstości standardowej dla odpowiedniego rodzaju paliwa.

2. Metoda B: Monitorowanie zbiornika z olejem bunkrowym na statku

Metoda ta opiera się na odczytach mierników paliwa we wszystkich zbiornikach na statku. Odczytów dokonuje się codziennie, kiedy statek jest na morzu, oraz każdorazowo przy pobieraniu i zwracaniu oleju bunkrowego.

Suma różnic poziomów paliwa w zbiorniku między dwoma odczytami daje wynik w postaci paliwa zużytego w danym okresie.

Odczyty mierników paliwa prowadzi się za pomocą odpowiednich metod, takich jak systemy zautomatyzowane, sondy i przymiary wstęgowe. Metodę sondowania zbiornika i związaną z tym niepewność określa się w planie monitorowania.

a) pokładowe systemy pomiarowe;

b) gęstość zmierzoną przez dostawcę paliwa w chwili uzupełniania zbiornika i wskazaną na fakturze za paliwo lub w dokumencie dostawy paliwa;

c) gęstość zmierzoną w ramach analizy badawczej przeprowadzonej w akredytowanym laboratorium badania paliw – jeżeli jest ona dostępna.

3. Metoda C: przepływomierze na potrzeby odnośnych procesów spalania

Metoda ta opiera się na pomiarach przepływu paliwa na statku. Aby obliczyć całkowite zużycie paliwa w danym okresie, łączy się dane ze wszystkich przepływomierzy powiązanych z odpowiednimi źródłami emisji gazów cieplarnianych.

Okres oznacza czas między dwoma zawinięciami do portów lub czas spędzony w porcie. Wskazując paliwo wykorzystane w danym okresie, należy monitorować rodzaj tego paliwa oraz zawartość siarki.

Stosowane metody kalibracyjne oraz niepewność związaną z przepływomierzami określa się w planie monitorowania.

W przypadku gdy ilość zużytego paliwa określona jest w jednostkach objętości wyrażonych w metrach sześciennych, przedsiębiorstwo przelicza te wartości z jednostek objętości na jednostki masy, stosując wartości gęstości rzeczywistej. W celu określenia gęstości rzeczywistej przedsiębiorstwo wykorzystuje:

a) pokładowe systemy pomiarowe;

b) gęstość zmierzoną przez dostawcę paliwa w chwili uzupełniania zbiornika i wskazaną na fakturze za paliwo lub w dokumencie dostawy paliwa;

c) gęstość zmierzoną w ramach analizy badawczej przeprowadzonej w akredytowanym laboratorium badania paliw – jeżeli jest ona dostępna.

4. Metoda D: Bezpośredni pomiar emisji gazów cieplarnianych

Bezpośrednich pomiarów emisji gazów cieplarnianych można dokonywać w odniesieniu do rejsów oraz emisji gazów cieplarnianych mających miejsce w portach podlegających jurysdykcji państwa członkowskiego. Zużycie paliwa przez statki, w przypadku których za podstawę sprawozdawczości z zakresu CO2 przyjęto tę metodę w odniesieniu do wszystkich źródeł emisji na statku, oblicza się za pomocą zmierzonego poziomu emisji CO2 oraz współczynników emisji mających zastosowanie do danych paliw i źródeł emisji.

Metoda ta opiera się na określeniu przepływu emisji gazów cieplarnianych w kominach spalinowych – stężenia gazów cieplarnianych w gazach spalinowych należy pomnożyć przez współczynnik przepływu gazów spalinowych.

Zastosowanie tej metody do określenia emisji jednego gazu cieplarnianego nie uniemożliwia przedsiębiorstwom stosowania jakiejkolwiek innej metody opisanej w niniejszej części do jakiegokolwiek innego gazu cieplarnianego.

Stosowane metody kalibracyjne oraz niepewność związaną z używanymi przyrządami określa się w planie monitorowania.

C. ZARZĄDZANIE DANYMI I ICH KONTROLA

1. System kontroli

1.1. Przedsiębiorstwo przeprowadza ocenę ryzyka w celu określenia źródła ryzyka wystąpienia błędów w przepływie danych, od danych pierwotnych po dane końcowe, w raporcie emisji, a także ustanawia, dokumentuje, wdraża i utrzymuje skuteczny system kontroli w celu zapewnienia, aby raporty sporządzone w wyniku działań w zakresie przepływu danych nie zawierały nieprawidłowości i były zgodne z planem monitorowania oraz z niniejszym rozporządzeniem.

Przedsiębiorstwo udostępnia ocenę ryzyka, o której mowa w akapicie pierwszym, odpowiedzialnemu organowi administrującemu na jego żądanie. Przedsiębiorstwo udostępnia ją również do celów weryfikacji.

1.2. Do celów pkt 1.1 akapit pierwszy przedsiębiorstwo ustanawia, dokumentuje, wdraża i utrzymuje pisemne procedury, oddzielnie od planu monitorowania, w odniesieniu do działań w zakresie przepływu danych, jak również działań kontrolnych, oraz zamieszcza odniesienia do tych procedur i ich opis w planie monitorowania. Przedsiębiorstwo udostępnia wszelką pisemną dokumentację procedur odpowiedzialnemu organowi administrującemu na jego żądanie. Przedsiębiorstwo udostępnia również taką dokumentację do celów weryfikacji.

1.3. Działania kontrolne, o których mowa w pkt 1.2, obejmują, w stosownych przypadkach:

a) zapewnianie jakości odpowiednich urządzeń pomiarowych;

b) zapewnianie jakości systemów informatycznych, wraz z zapewnieniem, aby stosowne systemy były zaprojektowane, udokumentowane, zbadane, wdrożone, kontrolowane i utrzymywane w sposób zapewniający rzetelne, dokładne i prowadzone w odpowiednim czasie przetwarzanie danych, odpowiednio do ryzyka zidentyfikowanego zgodnie z pkt 1.1;

c) podział obowiązków odnoszących się do działań w zakresie przepływu danych i działań kontrolnych, a także zarządzanie niezbędnymi kompetencjami;

d) wewnętrzne przeglądy i walidację danych;

e) korekty i działania naprawcze;

f) kontrolę procesów zlecanych na zewnątrz;

g) prowadzenie rejestrów i dokumentacji, w tym zarządzanie wersjami dokumentów.

1.4. Do celów pkt 1.3 lit. a) przedsiębiorstwo zapewnia regularną kalibrację, regulację i kontrolę stosownych urządzeń pomiarowych przed ich użyciem oraz ich sprawdzenie pod kątem zgodności z normami pomiarowymi odpowiadającymi międzynarodowym normom pomiarowym, o ile są dostępne, oraz zapewnia, aby były one proporcjonalne do zidentyfikowanego ryzyka.

Jeżeli części składowe systemu pomiarowego nie mogą być skalibrowane, przedsiębiorstwo wskazuje je w planie monitorowania i proponuje alternatywne działania kontrolne.

W przypadku stwierdzenia, że urządzenie nie jest zgodne z wymaganymi parametrami działania, przedsiębiorstwo bezzwłocznie podejmuje niezbędne działania naprawcze.

1.5. Do celów pkt 1.3 lit. d) przedsiębiorstwo dokonuje przeglądu i walidacji danych wynikających z działań w zakresie przepływu danych, o których mowa w pkt 1.2.

Taki przegląd i walidacja danych obejmują co najmniej następujące elementy:

a) sprawdzenie czy dane są kompletne;

b) porównanie danych uzyskanych, monitorowanych i zgłaszanych przez przedsiębiorstwo na przestrzeni kilku lat;

c) porównanie danych i wartości wynikających z różnych metod monitorowania, gdy stosowana jest więcej niż jedna metoda monitorowania.

1.6. Do celów pkt 1.3 lit. e) przedsiębiorstwo zapewnia, aby w przypadku stwierdzenia, że działania w zakresie przepływu danych lub działania kontrolne nie funkcjonują skutecznie lub nie są zgodne z zasadami określonymi w dokumentacji procedur dotyczących tych działań, podjęte zostały działania naprawcze, a dane, których problem dotyczył, zostały bezzwłocznie skorygowane.

1.7. Do celów pkt 1.3 lit. f), w przypadku gdy przedsiębiorstwo zleca na zewnątrz co najmniej jedno z działań w zakresie przepływu danych lub działań kontrolnych, o których mowa w pkt 1.1, przedsiębiorstwo przeprowadza wszystkie poniższe działania:

a) sprawdza jakość zleconych na zewnątrz działań w zakresie przepływu danych i działań kontrolnych zgodnie z niniejszym rozporządzeniem;

b) wskazuje odpowiednie wymogi odnoszące się do wyników procesów zlecanych na zewnątrz, a także metod stosowanych w takich procesach;

c) sprawdza jakość wyników i metod, o których mowa w lit. b);

d) zapewnia, aby działania zlecone na zewnątrz były prowadzone w sposób uwzględniający ryzyko nieodłączne i ryzyko zawodności systemów kontroli wewnętrznej zidentyfikowane w ramach oceny ryzyka, o której mowa w pkt 1.1.

1.8. Przedsiębiorstwo monitoruje skuteczność systemu kontroli, między innymi przeprowadzając przeglądy wewnętrzne i uwzględniając ustalenia poczynione przez weryfikatora podczas weryfikacji raportów emisji oraz sprawozdań, o których mowa w art. 11 ust. 2.

Jeżeli przedsiębiorstwo stwierdzi, że system kontroli jest nieskuteczny lub niewspółmierny do zidentyfikowanego ryzyka, podejmuje on działania w celu udoskonalenia systemu kontroli i aktualizuje plan monitorowania lub bazowe procedury pisemne odnoszące się do działań w zakresie przepływu danych, oceny ryzyka i działań kontrolnych, stosownie do przypadku.

2. Luki w danych

2.1. W przypadku braku danych istotnych do określenia emisji gazów cieplarnianych ze statku w odniesieniu do co najmniej jednego rejsu, przedsiębiorstwo wykorzystuje dane zastępcze obliczone zgodnie z metodą alternatywną (metodami alternatywnymi) wskazaną (wskazanymi) w planie monitorowania ocenionym przez weryfikatora i, w stosownych przypadkach, zatwierdzonym przez odpowiedzialny organ administrujący.

W przypadku braku danych istotnych do określenia emisji gazów cieplarnianych ze statku w odniesieniu do co najmniej jednego rejsu, w przypadku których w planie monitorowania nie wymieniono alternatywnych metod monitorowania ani alternatywnych źródeł danych na potrzeby potwierdzenia danych lub uzupełnienia luki w danych, przedsiębiorstwo stosuje odpowiednią metodę szacowania w celu określenia zachowawczych danych zastępczych dla odpowiedniego okresu i brakującego parametru.

2.2. W przypadku gdy z przyczyn technicznych zastosowanie planu monitorowania ocenionego jako zadowalający przez weryfikatora i, w stosownych przypadkach, zatwierdzonego przez odpowiedzialny organ administrujący jest tymczasowo niewykonalne, przedsiębiorstwo stosuje metodę opartą na alternatywnych źródłach danych wymienioną w planie monitorowania w celu przeprowadzenia kontroli potwierdzających lub, jeżeli takiej metody nie uwzględniono w planie monitorowania, alternatywną metodę, która dostarcza danych zastępczych lub zachowawczych szacunków, do czasu przywrócenia warunków umożliwiających stosowanie zatwierdzonego planu monitorowania.

Przedsiębiorstwo stosuje wszelkie niezbędne środki, aby szybko ponownie stosować plan monitorowania.

2.3. W przypadku zastosowania metody szacowania zgodnie z pkt 2.1 lub w przypadku tymczasowego odstąpienia od planu monitorowania zgodnie z pkt 2.2, przedsiębiorstwo bez zbędnej zwłoki opracowuje pisemną procedurę służącą uniknięciu tego rodzaju luk w danych w przyszłości i zmienia plan monitorowania zgodnie z art. 7.

Tekst urzędowy w EUR-Lex. Lexeva pokazuje treść przepisu, nie udziela porad prawnych. Moc prawną ma wyłącznie tekst opublikowany w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej.