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 (Tekst mający znaczenie dla EOG.)

Załącznik IV

W mocy

Metodyka monitorowania dla instalacji właściwa dla poszczególnych rodzajów działań (art. 20 ust. 2)

1. SZCZEGÓLNE ZASADY MONITOROWANIA EMISJI Z PROCESÓW SPALANIA

Zakres

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.

Szczególne zasady monitorowania

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.

Oczyszczanie spalin

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.

Pochodnie gazowe

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.

2. RAFINOWANIE OLEJÓW WYMIENIONE W ZAŁĄCZNIKU I DO DYREKTYWY 2003/87/WE

Zakres

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).

Szczególne zasady monitorowania

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.

3. PRODUKCJA KOKSU WYMIENIONA W ZAŁĄCZNIKU I DO DYREKTYWY 2003/87/WE

Zakres

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.

Szczególne zasady monitorowania

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.

4. PRAŻENIE I SPIEKANIE RUD METALI WYMIENIONE W ZAŁĄCZNIKU I DO DYREKTYWY 2003/87/WE

Zakres

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.

Szczególne zasady monitorowania

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.

5. PRODUKCJA ŻELAZA I STALI WYMIENIONA W ZAŁĄCZNIKU I DO DYREKTYWY 2003/87/WE

Zakres

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.

Szczególne zasady monitorowania

Do celów monitorowania emisji pochodzących z produkcji

żelaza 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.

6. PRODUKCJA LUB OBRÓBKA METALI ŻELAZNYCH I NIEŻELAZNYCH WYMIENIONA W ZAŁĄCZNIKU I DO DYREKTYWY 2003/87/WE

Zakres

Operator nie stosuje przepisów niniejszej sekcji do monitorowania i raportowania w zakresie emisji CO2 z produkcji żelaza, 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.

Szczególne zasady monitorowania

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.

7. EMISJE CO2 Z PRODUKCJI LUB OBRÓBKI PIERWOTNEGO ALUMINIUM LUB TLENKU GLINU WYMIENIONE W ZAŁĄCZNIKU I DO DYREKTYWY 2003/87/WE

Zakres

Operator stosuje przepisy niniejszej sekcji do monitorowania i raportowania w zakresie emisji CO2 z produkcji tlenku glinu (Al2O3), produkcji elektrod służących do wytopu pierwotnego aluminium, w tym z samodzielnych jednostek produkujących takie elektrody oraz ze zużycia elektrod podczas elektrolizy.

Operator bierze pod uwagę co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO2: paliwa do produkcji ciepła lub pary, produkcja Al2O3, produkcja elektrod, redukcja Al2O3 podczas elektrolizy związanej ze zużyciem elektrod oraz stosowanie sody kalcynowanej lub innych węglanów do oczyszczania spalin.

Powiązane emisje perfluorowęglowodorów – PFC, wynikające z efektów anodowych, w tym emisje niezorganizowane, monitoruje się zgodnie z sekcją 8 niniejszego załącznika.

Szczególne zasady monitorowania

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.

8. EMISJE PFC Z PRODUKCJI LUB OBRÓBKI PIERWOTNEGO ALUMINIUM WYMIENIONYCH W ZAŁĄCZNIKU I DO DYREKTYWY 2003/87/WE

Zakres

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.

Wyznaczanie wielkości emisji PFC

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:

a) metodę A, przewidującą rejestrację czasu trwania efektu anodowego na wanno-dobę;

b) metodę B, przewidującą rejestrację nadnapięcia efektu anodowego.

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 * FC2F6

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. (

). 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 %.

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

Wyznaczanie wielkości emisji CO2(e)

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

9. PRODUKCJA KLINKIERU CEMENTOWEGO WYMIENIONA W ZAŁĄCZNIKU I DO DYREKTYWY 2003/87/WE

Zakres

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.

Szczególne zasady monitorowania

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:

a) przez bezpośrednie ważenie klinkieru;

b) na podstawie wielkości dostaw cementu, poprzez bilans materiałowy uwzględniający klinkier wysłany, klinkier dostarczony, jak również zmienność stanu zapasów klinkieru, z zastosowaniem poniższego równania:

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.

Emisje związane ze zrzucanymi pyłami

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.

Emisje z niewęglanowego węgla w mączce surowcowej

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.

10. PRODUKCJA WAPNA BĄDŹ KALCYNACJA DOLOMITU LUB MAGNEZYTU WYMIENIONE W ZAŁĄCZNIKU I DO DYREKTYWY 2003/87/WE

Zakres

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.

Jeżeli do procesów oczyszczania wykorzystuje się wapno palone i CO2 pochodzący z wapienia, CO2 uznaje się za wyemitowany, chyba że CO2 jest związany z produktem spełniającym warunki określone w art. 49a ust. 1 niniejszego rozporządzenia.

Szczególne zasady monitorowania

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.

Emisje z niewęglanowego węgla zawartego w surowcach

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.

11. PRODUKCJA SZKŁA, WŁÓKNA SZKLANEGO LUB WEŁNY MINERALNEJ WYMIENIONA W ZAŁĄCZNIKU I DO DYREKTYWY 2003/87/WE

Zakres

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.

Szczególne zasady monitorowania

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.

12. PRODUKCJA WYROBÓW CERAMICZNYCH WYMIENIONA W ZAŁĄCZNIKU I DO DYREKTYWY 2003/87/WE

Zakres

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.

Szczególne zasady monitorowania

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.

13. PRODUKCJA WYROBÓW GIPSOWYCH I PŁYT GIPSOWO-KARTONOWYCH WYMIENIONA W ZAŁĄCZNIKU I DO DYREKTYWY 2003/87/WE

Zakres

Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej emisje CO2 z wszystkich typów działalności obejmujących procesy spalania.

Szczególne zasady monitorowania

Emisje pochodzące z procesów spalania monitoruje się zgodnie z sekcją 1 niniejszego załącznika.

14. PRODUKCJA PULPY DRZEWNEJ I PAPIERU WYMIENIONA W ZAŁĄCZNIKU I DO DYREKTYWY 2003/87/WE

Zakres

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).

Szczególne zasady monitorowania

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.

15. PRODUKCJA SADZY WYMIENIONA W ZAŁĄCZNIKU I DO DYREKTYWY 2003/87/WE

Zakres

Prowadzący instalację uwzględnia jako źródła emisji CO2 co najmniej wszystkie paliwa przeznaczone do spalania, a także paliwa używane jako wsad do procesu.

Szczególne zasady monitorowania

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.

16. WYZNACZANIE WIELKOŚCI EMISJI PODTLENKU AZOTU (N2O) Z PRODUKCJI KWASU AZOTOWEGO, KWASU ADYPINOWEGO, KAPROLAKTAMU, GLIOKSALU I KWASU GLIOKSALOWEGO WYMIENIONEJ W ZAŁĄCZNIKU I DO DYREKTYWY 2003/87/WE

Zakres

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:

a) produkcji kwasu azotowego – emisji N2O z utleniania katalitycznego amoniaku i/lub z urządzeń do obniżania emisji NOx/N2O;

b) produkcji kwasu adypinowego – emisji N2O, w tym emisji z reakcji utlenienia, wentylacji wszelkich bezpośrednich procesów i/lub sprzętu kontrolującego emisje;

c) produkcji glioksalu i kwasu glioksalowego – emisji N2O, w tym emisji z reakcji procesowych, wentylacji wszelkich bezpośrednich procesów i/lub sprzętu kontrolującego emisje;

d) produkcji kaprolaktamu – emisji N2O, w tym emisji z reakcji procesowych, wentylacji wszelkich bezpośrednich procesów i/lub sprzętu kontrolującego emisje.

Tych przepisów nie stosuje się w odniesieniu do żadnych emisji N2O ze spalania paliw.

Wyznaczanie wielkości emisji N2O

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:

a) stężenia N2O w spalinach;

b) całkowitego przepływu spalin, jeśli jest mierzony bezpośrednio i jest to wymagane;

c) wszystkich przepływów gazów i stężeń tlenu niezbędnych do określenia całkowitego przepływu spalin w sposób pośredni.

Obliczanie rocznego ekwiwalentu CO2 – CO2(e)

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.

17. PRODUKCJA AMONIAKU WYMIENIONA W ZAŁĄCZNIKU I DO DYREKTYWY 2003/87/WE

Zakres

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.

Szczególne zasady monitorowania

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.

Jeżeli do produkcji mocznika lub innych substancji chemicznych wykorzystuje się jako surowiec CO2 z produkcji amoniaku lub przenosi się go z instalacji do jakiegokolwiek zastosowania nieobjętego art. 49 ust. 1 niniejszego rozporządzenia, odpowiednią ilość CO2 uznaje się za wyemitowaną przez instalację wytwarzającą CO2, chyba że CO2 jest związany z produktem spełniającym warunki określone art. 49a ust. 1 niniejszego rozporządzenia.

18. PRODUKCJA CHEMIKALIÓW ORGANICZNYCH LUZEM WYMIENIONA W ZAŁĄCZNIKU I DO DYREKTYWY 2003/87/WE

Zakres

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.

Szczególne zasady monitorowania

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.

19. PRODUKCJA WODORU I GAZU DO SYNTEZY WYMIENIONA W ZAŁĄCZNIKU I DO DYREKTYWY 2003/87/WE

Zakres

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.

Szczególne zasady monitorowania

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.

20. PRODUKCJA WĘGLANU SODOWEGO ORAZ WODOROWĘGLANU SODU WYMIENIONA W ZAŁĄCZNIKU I DO DYREKTYWY 2003/87/WE

Zakres

Emisje CO2 pochodzą z następujących źródeł emisji i strumieni materiałów wsadowych w instalacjach do produkcji węglanu sodowego oraz wodorowęglanu sodu:

a) paliwa używane w procesach spalania, w tym paliwa używane w celu ogrzewania wody lub wytwarzania pary wodnej;

b) surowce, w tym gazy wentylacyjne z kalcynacji wapienia;

c) gazy odlotowe z etapów czyszczenia lub filtracji posaturacyjnej.

Szczególne zasady monitorowania

Pośredni CO2 do produkcji węglanu sodu uznaje się za emitowany przez instalację produkującą CO2, chyba że CO2 jest związany z produktem spełniającym warunki określone w art. 49a ust. 1 niniejszego rozporządzenia.

21. WYZNACZANIE WIELKOŚCI EMISJI GAZÓW CIEPLARNIANYCH POCHODZĄCYCH Z WYCHWYTYWANIA CO2 DO CELÓW TRANSPORTU I GEOLOGICZNEGO SKŁADOWANIA NA SKŁADOWISKU DOPUSZCZONYM NA MOCY DYREKTYWY 2009/31/WE

Zakres

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. Wszystkie części instalacji związane z wychwytywaniem CO2 i jego transferem do infrastruktury transportu CO2 lub do miejsca geologicznego składowania CO2 z emisji gazów cieplarnianych, w tym wszelkie funkcjonalnie połączone urządzenia pomocnicze, takie jak pośrednie składowanie CO2, katalizator, stacje skraplania, gazyfikacji, oczyszczania lub piece grzewcze, należy uwzględnić w zezwoleniu na emisję gazów cieplarnianych i w powiązanym planie monitorowania. 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:

a) CO2 przenoszony do instalacji wychwytującej;

b) spalanie i inne powiązane rodzaje działań w instalacji, związane z wychwytywaniem, w tym używanie paliwa i materiału wsadowego.

Ilościowe określanie przenoszonych i emitowanych ilości CO2

B.1.

Ilościowe określanie na poziomie instalacji

Każdy operator oblicza wielkość emisji z uwzględnieniem potencjalnych emisji CO2 ze wszystkich związanych z emisjami procesów w instalacji, a także ilości CO2 wychwyconego i przeniesionego do infrastruktury CO2, według następującego wzoru:

gdzie:

Einstalacja wychwytująca

całkowita wielkość emisji gazów cieplarnianych z instalacji wychwytującej;

Twkład

ilość CO2 przeniesionego do instalacji wychwytującej, określana na podstawie jednego strumienia materiałów wsadowych lub większej liczby takich strumieni według metodyki bilansu masowego zgodnie z art. 25 lub na podstawie metodyki opartej na pomiarach zgodnie z art. 40–46 i art. 49 niniejszego rozporządzenia.

Ebez wychwytywania

wielkość emisji z instalacji przy założeniu, że nie wychwytywano CO2, tj. suma emisji ze wszystkich innych rodzajów działań w instalacji w odniesieniu do wszelkich funkcjonalnie połączonych instalacji pomocniczych, monitorowanych zgodnie z odpowiednimi sekcjami załącznika IV, w tym metodą B w sekcji 22 załącznika IV do niniejszego rozporządzenia;

Tskładowanie

ilość CO2 przeniesionego do infrastruktury transportu CO2 lub składowiska, określona na podstawie jednego strumienia materiałów wsadowych lub większej liczby takich strumieni według metodyki bilansu masowego zgodnie z art. 25 lub na podstawie metodyki opartej na pomiarach zgodnie z art. 40–46 i art. 49 niniejszego rozporządzenia.

Jeżeli wychwytywanie CO2 jest przeprowadzane przez tę samą instalację, z której pochodzi wychwytywany CO2, operator stosuje wartość Twkład równą zeru.

W przypadku niezależnych instalacji wychwytujących operatorzy tych instalacji biorą pod uwagę następujące kwestie:

a) operator traktuje wartość Ebez wychwytywania jako odpowiadającą ilości emisji z innych źródeł niż CO2 przenoszony do instalacji wychwytującej. Operator wyznacza wielkość takich emisji zgodnie z niniejszym rozporządzeniem;

b) na zasadzie odstępstwa od metodyki monitorowania opisanej w niniejszej sekcji operator może monitorować emisje z instalacji przy użyciu metody B opisanej w sekcji 22 załącznika IV do niniejszego rozporządzenia.

W przypadku niezależnych instalacji wychwytujących operator instalacji przesyłającej CO2 do instalacji wychwytującej odejmuje wartość Twkład od ilości emisji ze swojej instalacji jako jeden strumień materiałów wsadowych lub większa liczba strumieni, zgodnie z metodyką bilansu masowego, o której mowa w art. 25, lub na podstawie metodyki opartej na pomiarach zgodnie z art. 49 do niniejszego rozporządzenia.

B.2.

Określanie ilości przenoszonego CO2

Każdy operator określa ilość CO2 przenoszonego z i do instalacji wychwytującej jako jeden strumień materiałów wsadowych lub większa liczba strumieni, zgodnie z metodyką bilansu masowego, o której mowa w art. 25, lub na podstawie metodyki opartej na pomiarach zgodnie z art. 40–46 i art. 49 do niniejszego rozporządzenia.

22. WYZNACZANIE WIELKOŚCI EMISJI GAZÓW CIEPLARNIANYCH Z TRANSPORTU CO2 W CELU GEOLOGICZNEGO SKŁADOWANIA W SKŁADOWISKU DOPUSZCZONYM NA MOCY DYREKTYWY 2009/31/WE

Zakres

Zakres monitorowania i raportowania emisji z transportu CO2 określa się w zezwoleniu na emisję gazów cieplarnianych dotyczącym infrastruktury transportu CO2, łącznie ze wszystkimi urządzeniami pomocniczymi połączonymi funkcjonalnie z infrastrukturą transportową, w tym stacjami pośredniego magazynowania CO2, katalizatorem, stacjami wspomagającymi, skraplającymi, zgazowującymi, oczyszczającymi lub piecami grzewczymi. Każda infrastruktura transportowa ma co najmniej jeden punkt początkowy i jeden punkt końcowy, a każdy z nich jest przyłączony do innych instalacji lub infrastruktury transportu CO2 używanych do jednego lub większej liczby rodzajów działań obejmujących: wychwytywanie, transport lub geologiczne składowanie CO2. Punkty początkowe i końcowe można wyznaczyć na rozwidleniach infrastruktury transportowej i na granicach państw. Punkty początkowe i końcowe, a także instalacje lub infrastruktura transportu CO2, do których są przyłączone, są określone w zezwoleniu na emisję gazów cieplarnianych.

Każdy operator infrastruktury transportu CO2 bierze pod uwagę co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO2: spalanie i inne procesy w instalacjach funkcjonalnie podłączonych do infrastruktury transportowej, w tym w stacjach wspomagających i stacjach skraplania; jednostki spalania paliw, w tym jednostki spalania wewnętrznego w pojazdach do transportu CO2, w zakresie, w jakim emisje te nie podlegają obowiązkom umorzenia uprawnień w związku z działaniami wymienionymi w załącznikach I lub III do dyrektywy 2003/87/WE w tym samym roku sprawozdawczym; emisje niezorganizowane z infrastruktury transportowej; uwolnione emisje z infrastruktury transportowej oraz emisje w związku z wyciekiem z infrastruktury transportowej.

CO2 transportowany do celów innych niż geologiczne składowanie w składowisku dopuszczonym na mocy dyrektywy 2009/31/WE nie wchodzi w zakres monitorowania i raportowania emisji z infrastruktury transportu CO2. W przypadku gdy do transportu CO2 do wielu celów, w tym do geologicznego składowania w składowisku dopuszczonym na mocy dyrektywy 2009/31/WE, wykorzystuje się tę samą infrastrukturę w sposób uniemożliwiający rozróżnienie różnych partii, operator infrastruktury transportu CO2 wskazuje to w zezwoleniu na emisję gazów cieplarnianych i ustanawia metodę rejestrowania i dokumentowania ilości CO2 transportowanego do celów innych niż geologiczne składowanie w składowisku dopuszczonym na mocy dyrektywy 2009/31/WE. Operator infrastruktury transportu CO2 monitoruje emisje wynikające z całkowitej ilości transportowanego CO2, ale zgłasza jako wyemitowaną część emisji odpowiadającą objętości CO2 transportowanego w celu geologicznego składowania w składowisku dopuszczonym na mocy dyrektywy 2009/31/WE, podzieloną przez całkowitą ilość transportowanego CO2.

Metody ilościowego określania CO2

Operator infrastruktury transportu CO2 wyznacza wielkość emisji, stosując jedną z następujących metod:

a) metoda A (całkowity bilans masowy wszystkich strumieni wejściowych i wyjściowych) określona w podsekcji B.1;

b) metoda B (indywidualne monitorowanie źródeł emisji) określona w podsekcji B.2.

Operator stosuje metodę B, chyba że jest w stanie wykazać właściwemu organowi, że stosowanie metody A 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. Każdy operator, który stosuje metodę B, wykazuje w sposób przekonujący dla właściwego organu, że całkowita niepewność w odniesieniu do rocznego poziomu emisji gazów cieplarnianych w przypadku infrastruktury transportowej operatora nie przekracza 7,5 %.

Operator infrastruktury transportu CO2 stosujący metodę B nie dodaje CO2 otrzymanego z innych instalacji lub infrastruktury transportu CO2 dopuszczonej zgodnie z dyrektywą 2003/87/WE do obliczonego poziomu emisji i nie odejmuje od obliczonego poziomu emisji żadnego CO2 przenoszonego do innej instalacji lub infrastruktury transportu CO2 dopuszczonej zgodnie z dyrektywą 2003/87/WE.

Każdy operator infrastruktury transportu CO2 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:

Emisje [t CO2] = Einfrastruktura transportowa + ΣiTIN,i – ΣiTOUT,i– ΔEtranzytowe

gdzie:

Emisje

całkowita wielkość emisji CO2 z infrastruktury transportowej [t CO2];

Einfrastruktura transportowa

ilość CO2 [t CO2] z działalności własnej infrastruktury transportowej, rozumiana nie jako emisje pochodzące z transportowanego CO2, ale emitowane w wyniku spalania lub innych procesów funkcjonalnie połączonych z infrastrukturą transportową, monitorowana zgodnie z odpowiednimi sekcjami załącznika IV do niniejszego rozporządzenia;

TIN,i

ilość CO2 przenoszonego do infrastruktury transportowej w punkcie początkowym i, określona na podstawie jednego strumienia materiałów wsadowych lub większej liczby takich strumieni według metodyki bilansu masowego zgodnie z art. 25 lub metodyki opartej na pomiarach zgodnie z art. 40–46 i art. 49 niniejszego rozporządzenia.

TOUT,i

ilość CO2 przenoszonego z infrastruktury transportowej w punkcie końcowym i, określona na podstawie jednego strumienia materiałów wsadowych lub większej liczby takich strumieni według metodyki bilansu masowego zgodnie z art. 25 albo metodyki opartej na pomiarach zgodnie z art. 40–46 i art. 49 niniejszego rozporządzenia.

ΔEtranzytowe

ilość CO2 przenoszonego do infrastruktury transportowej w punkcie początkowym i, który nie jest przenoszony do innej instalacji lub infrastruktury transportu CO2 w tym samym okresie sprawozdawczym, ale w terminie wskazanym w art. 49 ust. 7 niniejszego rozporządzenia w roku następującym po okresie sprawozdawczym. Odpowiednich ilości nie uwzględnia się w odniesieniu do TOUT,i w kolejnym okresie sprawozdawczym.

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 infrastruktury transportowej, według następującego wzoru:

Emisje [t CO2]= E niezorganizowane + Euwolnione + Ewycieki + Einfrastruktura transportowa

gdzie:

Emisje

całkowita wielkość emisji CO2 z infrastruktury transportowej [t CO2];

E niezorganizowane

ilość emisji niezorganizowanych [t CO2] pochodzących z CO2 transportowanego w infrastrukturze transportowej, w tym z uszczelnień, zaworów, pośrednich tłoczni gazu i pośrednich miejsc składowania;

Euwolnione

ilość uwolnionych emisji [t CO2] pochodzących z CO2 transportowanego w infrastrukturze transportowej;

Ewycieki

ilość CO2 [t CO2] transportowanego w infrastrukturze transportowej, emitowanego w wyniku usterki jednego elementu infrastruktury transportowej lub kilku takich elementów;

Einfrastruktura transportowa

ilość CO2 [t CO2] z działań własnych infrastruktury transportowej, rozumiana nie jako emisje pochodzące z transportowanego CO2, ale emitowane w wyniku spalania lub innych procesów funkcjonalnie połączonych z infrastrukturą transportową, monitorowana zgodnie z odpowiednimi sekcjami załącznika IV do niniejszego rozporządzenia.

B.2.1.

Emisje niezorganizowane z infrastruktury transportowej

Operator infrastruktury transportu CO2 uwzględnia emisje niezorganizowane z co najmniej następujących typów wyposażenia:

a) uszczelnienia;

b) urządzenia pomiarowe;

c) zawory;

d) pośrednie tłocznie gazu;

e) pośrednie miejsca składowania, w tym zamontowane na pojazdach transportowych CO2.

Operator wyznacza średnie współczynniki emisji ER (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 infrastruktura transportowa. Operator dokonuje przeglądu tych współczynników co najmniej co 5 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:

Liczba wystąpień (Nwystąp.) to liczba elementów wyposażenia w danej kategorii pomnożona przez liczbę jednostek czasu rocznie.

B.2.2.

Emisje z wycieków

Operator infrastruktury transportu CO2 przedstawia dowód na integralność układu, 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 infrastruktury transportu CO2 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.

23. GEOLOGICZNE SKŁADOWANIE CO2 NA SKŁADOWISKU DOPUSZCZONYM NA MOCY DYREKTYWY 2009/31/WE

Zakres

Właściwy organ określa zakres monitorowania i raportowania emisji z geologicznego składowania CO2 odpowiednio do granic składowiska i kompleksu składowania wyznaczonych w zezwoleniu na mocy dyrektywy 2009/31/WE, a także na wszystkich obiektach pomocniczych funkcjonalnie połączonych z kompleksem składowania CO2, takich jak pośrednie miejsca składowania CO2, stacje wspomagające, stacje skraplania, gazyfikacji, oczyszczania lub piece grzewcze. W przypadku stwierdzenia wycieków z kompleksu składowania prowadzących do emisji CO2 lub jego uwolnienia do słupa wody operator bezzwłocznie wykonuje wszystkie spośród następujących czynności:

a) powiadamia właściwy organ;

b) uwzględnia wycieki jako strumienie materiałów wsadowych lub źródła emisji w odniesieniu do odpowiedniej instalacji;

c) prowadzi monitorowanie i raportowanie w zakresie takich emisji.

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.

Ilościowe określanie CO2

Operator 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. Operator monitoruje emisje z wszelkich instalacji pomocniczych funkcjonalnie połączonych z kompleksem składowania zgodnie z przepisami określonymi w sekcji 22 załącznika IV do niniejszego rozporządzenia.

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 operator określa wartość V CO2 jako jeden strumień materiałów wsadowych lub większą liczbę strumieni według metodyki bilansu masowego zgodnie z art. 25 lub metodyki opartej na pomiarach zgodnie z art. 41–46 niniejszego rozporządzenia. Na zasadzie odstępstwa od zdania pierwszego i po zatwierdzeniu przez właściwy organ operator może uwzględnić w planie monitorowania odpowiednią metodykę określania wartości V CO2 w oparciu o najlepsze praktyki branżowe, w przypadku gdy stosowanie metodyk monitorowania, o których mowa w zdaniu pierwszym, wiązałoby się z nieracjonalnymi kosztami lub operator może wykazać, że metodyka oparta na najlepszych praktykach branżowych pozwala na określenie ilości z co najmniej taką samą dokładnością jak metodyki oparte na pomiarach.

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 operator uwzględnia co najmniej następujące potencjalne dodatkowe źródła emisji z intensyfikacji wydobycia węglowodorów:

a) jednostki oddzielania oleju i gazu oraz zakłady recyklingu gazu, w których mogą wystąpić niezorganizowane emisje CO2;

b) urządzenie do spalania odpadów petrochemicznych, gdzie mogą wystąpić emisje w wyniku stosowania ciągłych systemów oczyszczania oraz obniżania ciśnienia w instalacji do wytwarzania węglowodorów;

c) system przedmuchiwania CO2 w celu unikania wysokich stężeń CO2 prowadzących do wygaszenia pochodni.

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 CO

masa CO2 emitowanego lub uwolnionego w każdym dniu kalendarzowym w wyniku wycieku zgodnie z następującymi zasadami:

a) za każdy dzień kalendarzowy monitorowania wycieku każdy prowadzący instalację oblicza wartość L CO2 jako średnią masę wycieku na godzinę [t CO2/h] pomnożoną przez 24;

b) każdy prowadzący instalację określa masę wycieku na godzinę zgodnie z zapisami zatwierdzonego planu monitorowania dotyczącego składowiska i wycieku;

c) za każdy dzień kalendarzowy przed rozpoczęciem monitorowania prowadzący instalację przyjmuje dzienną masę wycieku odpowiadającą dziennej masie wycieku w pierwszym dniu monitorowania, zapewniając, aby nie doszło do niedoszacowania;

początek

w zależności od tego, co nastąpiło później:

a) ostatnia data, pod którą nie odnotowano emisji CO2 ani uwolnienia do słupa wody z rozpatrywanego źródła;

b) data rozpoczęcia zatłaczania CO2;

c) inna data, jeśli istnieją dowody przekonujące dla właściwego organu, że emisja lub uwolnienie do słupa wody nie mogły nastąpić przed tą datą.

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.

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