Załącznik VII

1. ZAKRES

W niniejszym załączniku ustanawia się metody określania danych na potrzeby realizowania sprawozdawczości w odniesieniu do danych wymienionych w załączniku IV na poziomie instalacji, a także zasady przypisywania tych danych do podinstalacji, z wyjątkiem danych monitorowanych zgodnie z planem monitorowania zatwierdzonym przez właściwy organ na podstawie rozporządzenia (UE) nr 601/2012. W stosownych przypadkach dane określone zgodnie z rozporządzeniem (UE) nr 601/2012 są wykorzystywane na podstawie niniejszego rozporządzenia.

2. DEFINICJE

„Zbiór danych” do celów niniejszego załącznika oznacza jeden rodzaj danych, zarówno na poziomie instalacji, jak i podinstalacji, stosownie do okoliczności, zgodnie z poniższym:

a) ilość paliw lub materiałów zużytych lub wyprodukowanych w wyniku prowadzonych działań, mająca znaczenie dla metodyki monitorowania opartej na obliczeniach, wyrażone w teradżulach, przy czym masa jest wyrażona w tonach lub w przypadku gazów objętość jest wyrażona w normalnych metrach sześciennych, w stosownych przypadkach, w tym dla gazów odlotowych;

b) współczynnik obliczeniowy stosowany w rozporządzeniu (UE) nr 601/2012 (tj. skład materiału, paliwa lub gazu odlotowego);

c) ilość netto mierzalnego ciepła, a w szczególności odpowiednie parametry wymagane do określenia tej ilości:

— przepływ masowy nośnika ciepła, oraz

— entalpia przesyłanego i powracającego nośnika ciepła, jak określono na podstawie składu, temperatury, ciśnienia i nasycenia;

d) ilości niemierzalnego ciepła, określone w oparciu o odpowiednie ilości paliw zużytych do produkcji ciepła oraz wartość opałową (NCV) miksu paliwowego;

e) ilości energii elektrycznej;

f) ilości dwutlenku węgla przekazywanego między instalacjami.

Przez „metodykę wyznaczania” rozumie się jedną z poniższych:

a) metodykę identyfikacji, gromadzenia i przetwarzania danych już udostępnionych w instalacji dla zbiorów danych historycznych lub;

b) metodykę monitorowania określonego zbioru danych w oparciu o zatwierdzony plan metodyki monitorowania.

Ponadto stosuje się następujące definicje określone w art. 3 rozporządzenia (UE) nr 601/2012: „strumień materiałów wsadowych”, „źródło emisji”, „ryzyko nieodłączne”, „ryzyko zawodności systemów kontroli wewnętrznej” oraz „współczynnik emisji”.

3. METODY OGÓLNE

3.1.

Metody mające zastosowanie

Prowadzący instalację określa dane do celów sporządzenia sprawozdania dotyczącego danych podstawowych zgodnie z art. 4 ust. 2 lit. a), stosując metody zawarte w niniejszym załączniku. W przypadku gdy niniejszy załącznik nie opisuje mających zastosowanie metod wyznaczania określonego zbioru danych, prowadzący instalację stosuje odpowiednią metodę, z zastrzeżeniem zatwierdzenia przez właściwy organ planu metodyki monitorowania zgodnie z art. 6. Metodę uznaje się za odpowiednią, jeżeli prowadzący instalację zapewnia, aby wszelkie pomiary, analizy, pobieranie próbek, kalibracje i walidacje w celu wyznaczenia określonego zbioru danych były przeprowadzane z zastosowaniem metod opartych na odpowiednich normach EN. Jeżeli takie normy są niedostępne, stosuje się metody oparte na odpowiednich normach ISO lub normach krajowych. Jeśli nie istnieją żadne opublikowane właściwe normy, stosuje się odpowiednie projekty norm, wytyczne dotyczące najlepszych praktyk przemysłowych lub inną naukowo sprawdzoną metodykę, ograniczając błędy w zakresie pobierania próbek i pomiaru.

3.2.

Podejście do przypisywania danych do podinstalacji

1. Jeżeli dane na potrzeby konkretnego zestawu danych nie są dostępne dla każdej podinstalacji, prowadzący instalację proponuje odpowiednią metodę określania wymaganych danych dla każdej podinstalacji, z wyjątkiem przypadków, o których mowa w art. 10 ust. 3 akapit drugi i trzeci. W tym celu stosuje się jedną z poniższych zasad w zależności od tego, która z nich daje dokładniejsze wyniki:

a) jeżeli na tej samej linii produkcyjnej produkowane są kolejno jeden po drugim różne produkty, czynniki produkcji, produkty i odpowiadające im emisje przypisane są kolejno w oparciu o czas użytkowania w ciągu roku w odniesieniu do każdej podinstalacji;

b) czynniki produkcji, produkty i odpowiadające im emisje przypisuje się na podstawie masy lub ilości wyprodukowanych indywidualnych produktów lub szacunków opartych na współczynniku entalpii wolnej reakcji w zakresie zaistniałych reakcji chemicznych, lub w oparciu o inny właściwy klucz podziału potwierdzony przez ugruntowana metodę naukową.

2. W przypadku gdy do wyników pomiarów przyczynia się szereg przyrządów pomiarowych różnej jakości, do podziału danych na poziomie instalacji dotyczących ilości materiałów, paliw, mierzalnego ciepła lub energii elektrycznej na podinstalacje stosuje się jedną z poniższych metod:

a) Określenie podziału w oparciu o metodę wyznaczania, taką jak opomiarowanie podlicznikami, oszacowanie, korelacja, stosowaną jednakowo dla każdej podinstalacji. W przypadku gdy suma danych z podinstalacji różni się od danych ustalonych oddzielnie dla instalacji, stosuje się jednolity „współczynnik uzgadniania” na potrzeby jednolitej korekty, aby uzyskać całkowitą liczbę instalacji w następujący sposób:

RecF = DInst

/Σ DSI

(Równanie 1)

gdzie RecF jest współczynnikiem uzgadniania, DInst jest wartością danych określoną dla całej instalacji, a DSI to wartości danych dla poszczególnych podinstalacji. Dane dla każdej podinstalacji są następnie korygowane w następujący sposób:

DSI,corr

= DSI

× RecF

(Równanie 2)

b) Jeżeli dane dotyczące tylko jednej podinstalacji są nieznane lub niższej jakości niż dane dotyczące innych podinstalacji, znane dane dotyczące podinstalacji można odjąć od danych dotyczących całej instalacji. Metoda ta jest zalecana jedynie w przypadku podinstalacji, które mają mniejszy wpływ na przydział uprawnień dla instalacji.

3.3.

Przyrządy pomiarowe lub procedury niepodlegające kontroli prowadzącego instalację

Prowadzący instalację może korzystać z systemów pomiarowych lub procedur analitycznych niepodlegających jego kontroli:

a) w przypadku gdy prowadzący instalację nie posiada własnego przyrządu pomiarowego lub procedury analitycznej umożliwiającej wyznaczenie określonego zbioru danych;

b) w przypadku gdy wyznaczenie zbioru danych przez własne przyrządy pomiarowe lub procedury analityczne prowadzącego instalację nie jest technicznie wykonalne lub spowodowałoby nieracjonalne koszty;

c) w przypadku gdy prowadzący instalację wykaże w sposób wymagany przez właściwy organ, że system pomiarowy lub procedura analityczna poza kontrolą prowadzącego instalację dają bardziej wiarygodne wyniki i są mniej narażone na ryzyko zawodności systemów kontroli wewnętrznej.

W tym celu prowadzący instalację może wykorzystać jedno z następujących źródeł danych:

a) ilości z wystawionych przez kontrahenta faktur, pod warunkiem że miała miejsce transakcja handlowa między dwoma niezależnymi partnerami handlowymi;

b) bezpośrednie odczyty z takich systemów pomiarowych;

c) wykorzystania empirycznych korelacji udostępnionych przez właściwy i niezależny organ, taki jak dostawcy wyposażenia, dostawcy rozwiązań inżynieryjnych lub laboratoria akredytowane.

3.4.

Metody pośredniego wyznaczania danych

Jeżeli dla wymaganego zbioru danych nie jest dostępny bezpośredni pomiar lub podejście analityczne, zwłaszcza w przypadkach kiedy mierzalne ciepło netto jest przekazywane do różnych procesów produkcji, prowadzący instalację proponuje wykorzystanie metody pośredniego wyznaczania danych, na przykład:

a) obliczenie na podstawie znanych procesów chemicznych lub fizycznych, z wykorzystaniem odpowiednich, przyjętych wartości określonych na podstawie literatury dla właściwości chemicznych i fizycznych przedmiotowych substancji, odpowiednich wskaźników stechiometrycznych i właściwości termodynamicznych, takich jak entalpia reakcji, w stosownych przypadkach;

b) obliczenie na podstawie danych projektowych instalacji, takich jak efektywności energetyczne jednostek technicznych lub zużycie energii na jednostkę produktu;

c) korelacje na podstawie badań empirycznych służących do wyznaczenia szacowanych wartości dla wymaganego zbioru danych z nieskalibrowanego wyposażenia lub danych udokumentowanych w protokołach produkcji. W tym celu prowadzący instalację zapewnia, aby korelacja spełniała wymogi dobrej praktyki inżynierskiej i była stosowana wyłącznie w celu wyznaczenia wartości wchodzących w zakres, dla którego została określona. Co najmniej raz do roku prowadzący instalację ocenia ważność tego typu korelacji.

4. WYBÓR METODOLOGII WYZNACZANIA I ŹRÓDEŁ DANYCH POZWALAJĄCYCH NA OSIĄGNIĘCIE NAJWYŻSZEJ MOŻLIWEJ DOKŁADNOŚCI

4.1.

Techniczna wykonalność

Jeżeli prowadzący instalację twierdzi, że zastosowanie danej metodyki wyznaczania danych jest technicznie niewykonalne, właściwy organ ocenia techniczną wykonalność, uwzględniając uzasadnienie prowadzącego instalację. Takie uzasadnienie odnosi się do posiadania przez prowadzącego instalację zasobów technicznych mogących zaspokoić potrzeby proponowanego systemu lub wymogu, który można wdrożyć w wymaganym czasie do celów niniejszego rozporządzenia. Takie zasoby techniczne obejmują dostępność wymaganych technik lub technologii.

4.2.

Nieracjonalne koszty

W przypadku gdy prowadzący instalację twierdzi, że stosowanie określonej metodyki wyznaczania danych pociąga za sobą nieracjonalne koszty, właściwy organ ocenia nieracjonalny charakter takich kosztów, uwzględniając uzasadnienie przedstawione przez prowadzącego instalację.

Właściwy organ uznaje koszty za nieracjonalne, jeżeli szacowane koszty prowadzącego instalację są większe niż korzyści płynące z danej metodyki wyznaczania danych. W tym celu korzyść oblicza się, mnożąc współczynnik udoskonalenia przez cenę referencyjną, o której mowa w art. 18 ust. 1 rozporządzenia wykonawczego Komisji (UE) 2018/2066 (

8

), a w stosownych przypadkach koszty uwzględniają odpowiedni okres amortyzacji w oparciu o cykl życia urządzenia.

Współczynnik udoskonalenia wynosi 1 % ostatnio określonego rocznego przydziału bezpłatnych uprawnień podinstalacji. Na zasadzie odstępstwa od tej metody kalkulacji, właściwy organ może zezwolić prowadzącym instalacje na określenie współczynnika udoskonalenia na poziomie 1 % odnośnego ekwiwalentu dwutlenku węgla. W zależności od parametru, którego dotyczy udoskonalenie metodyki, zmieniony ekwiwalent dwutlenku węgla stanowi jedno z poniższych:

a) w przypadku paliwa lub materiału zawierającego węgiel, w tym gazów odlotowych – emisje, które powstałyby po przeliczeniu węgla zawartego w rocznej ilości paliwa lub materiału na dwutlenek węgla;

b) w przypadku emisji monitorowanych za pomocą metodyki opartej na pomiarach – roczne emisje odpowiedniego źródła emisji;

c) w przypadku mierzalnego ciepła – odpowiednia roczna ilość mierzalnego ciepła pomnożona przez wskaźnik emisyjności oparty na cieple;

d) w przypadku niemierzalnego ciepła – odpowiednia roczna ilość niemierzalnego ciepła pomnożona przez wskaźnik emisyjności oparty na paliwie;

e) w przypadku energii elektrycznej – odpowiednia roczna ilość energii elektrycznej pomnożona przez współczynnik, o którym mowa w art. 22 ust. 3;

f) w przypadku ilości produktu, do którego zastosowanie ma wskaźnik emisyjności dla produktów – wstępna roczna liczba uprawnień do emisji przydzielonych bezpłatnie dla podinstalacji, określona zgodnie z art. 16 ust. 2 za pierwszy rok odpowiedniego okresu, na który przydzielane są uprawnienia. W przypadku gdy stosowny wskaźnik nie został jeszcze określony zgodnie z art. 10a ust. 2 dyrektywy 2003/87/WE, stosuje się odpowiedni wskaźnik określony w załączniku I do niniejszego rozporządzenia.

Środków dotyczących udoskonalenia metodyki monitorowania instalacji nie uważa się za powodujące nieracjonalne koszty do łącznej kwoty w wysokości 2 000 EUR rocznie. W przypadku instalacji o niskim poziomie emisji, zgodnie z art. 47 rozporządzenia (UE) nr 601/2012, próg ten wynosi 500 EUR rocznie.

4.3.

Proces

Aby określić najbardziej dokładne z dostępnych źródeł danych, prowadzący instalację wybiera najbardziej dokładne źródła danych, które są technicznie wykonalne, nie powodują nieracjonalnych kosztów i które zapewniają jasny przepływ danych przy najmniejszym ryzyku nieodłącznym oraz ryzyku zawodności wewnętrznych systemów kontroli (zwane dalej „źródłami danych pierwotnych”). Prowadzący instalację wykorzystuje źródła danych pierwotnych w celu sporządzenia sprawozdania dotyczącego danych podstawowych.

Zgodnie z art. 11 na potrzeby systemu sterowania prowadzący instalację, na tyle na ile będzie to możliwe bez spowodowania nieracjonalnych kosztów, dąży do zidentyfikowania i wykorzystania dodatkowych źródeł danych lub metod wyznaczania danych, które pozwalają na potwierdzenie źródeł danych pierwotnych (zwanych dalej „źródłami danych potwierdzających”). Wybrane źródła danych potwierdzających, jeżeli takie istnieją, należy udokumentować w procedurach pisemnych, o których mowa w art. 11 ust. 2, oraz w planie metodyki monitorowania.

Wybierając źródła danych pierwotnych prowadzący instalację porównuje wszystkie dostępne źródła danych dla tego samego zbioru danych, wykorzystując źródła danych ogólnych wymienione w sekcjach od 4.4–4.6 i stosuje jedno z najwyżej ocenionych źródeł danych uznanych za najbardziej dokładne. Inne źródła danych można wykorzystać wyłącznie wówczas, gdy mają zastosowanie odstępstwa, o których mowa w art. 7 ust. 2. W takim przypadku należy zastosować najwyżej ocenione źródło danych, chyba że nie będzie to technicznie wykonalne, spowodowałoby nieracjonalne koszty lub jeżeli inne źródło danych wiąże się z takim samym lub niższym ryzykiem. W razie konieczności można uwzględnić dodatkowe źródła danych.

Wybierając źródła danych potwierdzających prowadzący instalację porównuje wszystkie dostępne źródła danych dla tego samego zbioru danych, wykorzystując źródła danych ogólnych wymienione w sekcjach od 4.4–4.6, i stosuje dostępne źródło danych niebędące najbardziej dokładnym dostępnym źródłem danych.

Aby dokonać wyboru źródła danych w celu określenia wszystkich wymaganych danych zgodnie z załącznikiem IV, w odniesieniu do następujących głównych rodzajów zbiorów danych prowadzący instalację postępuje zgodnie z poniższymi wskazówkami:

a) w celu określenia ilości produktów, paliw i innych materiałów prowadzący instalację uwzględnia źródła danych ogólnych i ich hierarchię określone w sekcji 4.4 niniejszego załącznika;

b) w celu określenia ilości przepływów energii (mierzalnego lub niemierzalnego ciepła, energii elektrycznej) prowadzący instalację uwzględnia źródła danych ogólnych i ich hierarchię określone w sekcji 4.5 niniejszego załącznika;

c) w celu określenia właściwości produktów, paliw i innych materiałów prowadzący instalację uwzględnia źródła danych ogólnych i ich hierarchię określone w sekcji 4.6 niniejszego załącznika.

W celu udoskonalenia planu metodyki monitorowania prowadzący instalację regularnie i co najmniej raz do roku sprawdza, czy dostępne są nowe źródła danych. W przypadku gdy nowe źródła danych uznane są za bardziej odpowiednie, zgodnie z rankingiem opisanym w sekcjach 4.4–4.6, stosuje się te nowe źródła danych i zmienia się plan metodyki monitorowania zgodnie z art. 9.

4.4.

Wybór źródeł danych do celów ujęcia ilościowego materiałów i paliw

W celu dokonania wyboru najbardziej odpowiednich dostępnych źródeł danych do kwantyfikacji ilości (wyrażonych w tonach lub Nm3) materiałów, paliw, gazów odlotowych lub produktów wprowadzanych do instalacji lub każdej podinstalacji, lub też z niej wyprowadzanych, stosuje się następujące źródła danych ogólnych:

a) metody zgodne z planem monitorowania zatwierdzonym na podstawie rozporządzenia (UE) nr 601/2012;

b) odczyty z instrumentów pomiarowych podlegających krajowej prawnej kontroli metrologicznej lub instrumentów pomiarowych spełniających wymogi dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/31/UE (

9

) lub dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/32/UE (

10

) w celu bezpośredniego wyznaczenia zbioru danych;

c) odczyty z instrumentów pomiarowych podlegających kontroli prowadzącego instalację w celu bezpośredniego wyznaczenia zbioru danych, który nie wchodzi w zakres lit. b);

d) odczyty z instrumentów pomiarowych niepodlegających kontroli prowadzącego instalację w celu bezpośredniego wyznaczenia zbioru danych, który nie wchodzi w zakres lit. b);

e) odczyty z instrumentów pomiarowych w celu pośredniego wyznaczenia zbioru danych, pod warunkiem że stwierdzono odpowiednią korelację między pomiarem a odnośnym zbiorem danych, zgodnie z sekcją 3.4;

f) inne metody, w szczególności dotyczące danych historycznych lub stosowane w przypadku gdy prowadzący instalację nie może wskazać innych dostępnych źródeł danych.

Przy dokonywaniu wyboru źródeł danych do celów art. 7 ust. 1 za stanowiące najbardziej odpowiednie źródła danych uważa się jedynie źródła danych wymienione w akapicie pierwszym lit. a) i b), natomiast źródło danych, o którym mowa w lit. a) tego akapitu stosuje się w takim zakresie, w jakim obejmuje ono odnośny zbiór danych. Źródła danych, o których mowa w akapicie pierwszym lit. c)–f) uważa się za mniej odpowiednie; wymieniono je w lit. c)–f) zgodnie z hierarchią malejącą.

4.5.

Wybór źródeł danych do celów ujęcia ilościowego przepływów energii

W celu dokonania wyboru najbardziej odpowiednich dostępnych źródeł danych do kwantyfikacji ilości, wyrażonych w TJ lub GWh, mierzalnego ciepła lub energii elektrycznej wprowadzanych do instalacji lub każdej podinstalacji, lub też z niej wyprowadzanych, stosuje się następujące źródła danych ogólnych:

a) odczyty z instrumentów pomiarowych podlegających krajowej prawnej kontroli metrologicznej lub instrumentów pomiarowych spełniających wymogi dyrektywy 2014/31/UE lub dyrektywy 2014/32/UE w celu bezpośredniego wyznaczenia zbioru danych;

b) odczyty z instrumentów pomiarowych podlegających kontroli prowadzącego instalację w celu bezpośredniego wyznaczenia zbioru danych, który nie wchodzi w zakres lit. a);

c) odczyty z instrumentów pomiarowych niepodlegających kontroli prowadzącego instalację w celu bezpośredniego wyznaczenia zbioru danych, który nie wchodzi w zakres lit. a);

d) odczyty z instrumentów pomiarowych w celu pośredniego wyznaczenia zbioru danych, pod warunkiem że stwierdzono odpowiednią korelację między pomiarem a odnośnym zbiorem danych, zgodnie z sekcją 3.4 niniejszego załącznika;

e) obliczenia wartości przybliżonych do określenia ilości netto mierzalnego ciepła, zgodnie z metodą 3, o której mowa w sekcji 7.2;

f) inne metody, w szczególności dotyczące danych historycznych lub stosowane w przypadku gdy prowadzący instalację nie może wskazać innych dostępnych źródeł danych.

Przy dokonywaniu wyboru źródeł danych do celów art. 7 ust. 1 za stanowiące najbardziej odpowiednie źródła danych uważa się jedynie źródła danych wymienione w akapicie pierwszym lit. a). Źródła danych, o których mowa w akapicie pierwszym lit. b)–f) uważa się za mniej odpowiednie; wymieniono je w lit. b)–f) zgodnie z hierarchią malejącą.

W przypadku braku dostępnych informacji dotyczących niektórych parametrów (takich jak temperatura i ilość kondensatu powracającego) niezbędnych do określenia przepływów netto mierzalnego ciepła, stosuje się przepisy sekcji 7. Zgodnie z sekcją 7 należy ustalić szereg parametrów, które umożliwią wyznaczenie rocznej ilości netto mierzalnego ciepła. W związku z tym ogólna wyznaczona roczna ilość netto ciepła powinna być uznawana za cel uproszczonej oceny niepewności zgodnie z art. 7 ust. 2 lit. c) w odniesieniu do wyboru metod, o których mowa w akapicie pierwszym lit. b)–f), w przypadku odejścia od wyboru źródeł danych stanowiących najbardziej odpowiednie źródła danych.

4.6.

Wybór źródeł danych do celów właściwości materiałów

W celu dokonania wyboru najbardziej odpowiednich dostępnych źródeł danych do określenia właściwości – takich jak wilgotność lub czystość substancji, zawartość węgla, wartość opałowa, zawartość biomasy itd. – produktów, materiałów, paliw lub gazów odlotowych wprowadzanych do instalacji lub każdej podinstalacji lub z niej wyprowadzanych stosuje się następujące źródła danych ogólnych:

a) metody określania współczynników obliczeniowych zgodnie z planem monitorowania zatwierdzonym na podstawie rozporządzenia (UE) nr 601/2012;

b) analizy laboratoryjne zgodnie z sekcją 6.1 niniejszego załącznika;

c) uproszczone analizy laboratoryjne zgodnie z sekcją 6.2 niniejszego załącznika;

d) wartości stałe w oparciu o jedno z następujących źródeł danych:

— współczynniki standardowe stosowane przez państwo członkowskie w krajowej inwentaryzacji przekazanej do Sekretariatu Ramowej konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu,

— wartości określone na podstawie literatury, uzgodnione z właściwym organem, w tym współczynniki standardowe publikowane przez właściwy organ, zgodne ze współczynnikami, o których mowa w poprzednim podpunkcie, lecz reprezentatywne dla bardziej zdezagregowanych źródeł strumieni paliwa,

— wartości określone i gwarantowane przez dostawcę paliwa lub materiału, jeśli prowadzący instalację jest w stanie wykazać w sposób przekonujący dla właściwego organu, że zawartość węgla pierwiastkowego wykazuje 95 % przedział ufności nieprzekraczający przedziału 1 %;

e) wartości stałe w oparciu o jedno z następujących źródeł danych:

— współczynniki standardowe i współczynniki stechiometryczne wymienione w załączniku VI do rozporządzenia (UE) nr 601/2012 lub wymienione w wytycznych Międzyrządowego Zespołu ds. Zmian Klimatu (IPCC),

— wartości oparte na analizie przeprowadzonej w przeszłości, jeżeli prowadzący instalację jest w stanie wykazać w sposób przekonujący dla właściwego organu, że takie wartości są reprezentatywne dla przyszłych partii tego samego paliwa lub materiału,

— inne wartości w oparciu o dowody naukowe.

Przy dokonywaniu wyboru źródeł danych do celów art. 7 ust. 1 za stanowiące najbardziej odpowiednie źródła danych uważa się jedynie źródła danych, o których mowa w akapicie pierwszym lit. a) i b), przy czym źródło danych, o którym mowa w lit. a) tego akapitu stosuje się w takim zakresie, w jakim obejmuje ono odnośny zbiór danych. Źródła danych, o których mowa w akapicie pierwszym lit. c)–e) uważa się za mniej odpowiednie; wymieniono je w lit. c)–e) zgodnie z hierarchią malejącą.

5. METODY OKREŚLANIA ROCZNYCH ILOŚCI MATERIAŁÓW I PALIW

W przypadku gdy prowadzący instalację musi określić roczne ilości paliw lub materiałów, w tym produktów odnoszących się do podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów, prowadzący instalację określa takie ilości na poziomie instalacji w odniesieniu do każdej istotnej podinstalacji, zgodnie z wymogami, wykorzystując jeden z następujących sposobów:

a) na podstawie ciągłych pomiarów odnoszących się do procesu, w którym materiał jest zużywany lub wytwarzany;

b) na podstawie zagregowanych wyników pomiarów osobno dostarczanych lub wytworzonych ilości, z uwzględnieniem odpowiednich zmian w zapasach.

Do celów akapitu pierwszego lit. b) ilość paliwa lub materiału zużytego w roku kalendarzowym w ramach instalacji lub podinstalacji oblicza się jako ilość paliwa lub materiału wprowadzonego w danym roku kalendarzowym, pomniejszoną o ilość paliwa lub materiału wyprowadzonego oraz powiększoną o ilość paliwa lub materiału w zapasach na początek roku kalendarzowego i pomniejszoną o ilość paliwa lub materiału w zapasach na koniec roku kalendarzowego.

Do celów akapitu pierwszego lit. b) ilość produktu lub innego materiału wyprowadzonego w roku kalendarzowym oblicza się jako ilość produktu lub materiału wyprowadzonego w okresie sprawozdawczym, pomniejszoną o ilość wprowadzoną lub ponownie przetworzoną do procesu oraz pomniejszoną o ilość produktu lub materiału w zapasach na początek roku kalendarzowego powiększoną o ilość produktu lub materiału w zapasach na koniec roku kalendarzowego.

W przypadku gdy wyznaczenie ilości objętych zapasami w drodze bezpośredniego pomiaru nie jest technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów, prowadzący instalację może oszacować takie ilości na podstawie jednej z następujących informacji:

a) danych z poprzednich lat, skorelowanych z odpowiednimi poziomami działalności za dany okres sprawozdawczy;

b) udokumentowanych procedur i odnośnych danych w skontrolowanych sprawozdaniach finansowych za dany okres sprawozdawczy.

W przypadku gdy wyznaczenie ilości produktów, materiałów lub paliw dla całego roku kalendarzowego nie jest technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów, prowadzący instalację może wybrać następny najbardziej odpowiedni dzień roboczy, który oddzieli dany rok sprawozdawczy od kolejnego, i odpowiednio uzgodnić go z wymaganym rokiem kalendarzowym. Odchylenia występujące w przypadku co najmniej jednego produktu, materiału lub paliwa muszą być wyraźnie odnotowane, stanowiąc podstawę wartości reprezentatywnej dla roku kalendarzowego, a następnie muszą być spójnie uwzględnione w odniesieniu do następnego roku.

6. WYMOGI DOTYCZĄCE ANALIZ LABORATORYJNYCH I POWIĄZANEGO POBIERANIA PRÓBEK

6.1.

Wymogi dotyczące analiz laboratoryjnych

W przypadku gdy prowadzący instalację musi przeprowadzić analizy laboratoryjne, aby określić właściwości (takie jak wilgotność, czystość, stężenie, zawartość węgla, frakcja biomasy, wartość opałowa, gęstość) produktów, materiałów, paliw lub gazów odlotowych lub aby stwierdzić korelacje między parametrami w celu pośredniego wyznaczenia wymaganych danych, analizę przeprowadza się zgodnie art. 32–35 rozporządzenia (UE) nr 601/2012, postępując zgodnie z zatwierdzonym planem pobierania próbek, w celu zapewnienia, aby próbki były reprezentatywne dla serii, do której się odnoszą. W przypadku gdy w załączniku VII do rozporządzenia (UE) nr 601/2012 nie przewidziano odpowiedniej minimalnej częstotliwości analiz w odniesieniu do poszczególnych produktów, materiałów lub paliw, prowadzący instalację proponuje odpowiednią częstotliwość analiz podlegającą zatwierdzeniu przez właściwy organ w oparciu o informacje dotyczące heterogeniczności produktu, materiału lub paliwa.

6.2.

Uproszczone wymogi dotyczące niektórych analiz laboratoryjnych

W przypadku gdy prowadzący instalację przedstawi przekonujący dla właściwego organu dowód, że analizy zgodnie z sekcją 6.1 są technicznie niewykonalne lub mogłyby prowadzić do nieracjonalnych kosztów, prowadzący instalację przeprowadza wymagane analizy w oparciu o najlepsze praktyki przemysłowe lub stosuje ustalone wartości przybliżone, w połączeniu z korelacją empiryczną z łatwiej dostępnym parametrem, ustalane co najmniej raz w roku zgodnie z sekcją 6.1.

7. ZASADY OKREŚLANIA MIERZALNEGO CIEPŁA NETTO

7.1.

Zasady

Wszystkie wyszczególnione ilości mierzalnego ciepła zawsze odnoszą się do ilości netto mierzalnego ciepłą, określonej jako zawartość ciepła (entalpia) przepływu ciepła przekazanego do procesu zużywającego ciepło lub zewnętrznego użytkownika, pomniejszona o zawartość ciepła przepływu powrotnego.

W sprawności systemu ogrzewania uwzględnia się procesy zużywające ciepło niezbędne do zarządzania produkcją i dystrybucją ciepła, na przykład odpowietrzanie, przygotowanie wody uzupełniającej i regularne przedmuchiwania, których nie można zatem uznać za procesy zużywające ciepło kwalifikujące się do przydziału uprawnień do emisji.

Jeżeli ten sam nośnik ciepła jest stosowany przez szereg następujących po sobie procesów i jego ciepło jest zużywane, począwszy od różnych poziomów temperatury, ilość ciepła zużytego przez każdy proces zużywający ciepło określa się oddzielnie, chyba że procesy te odbywają się w ramach tej samej podinstalacji. Ponowne ogrzewanie nośnika między następującymi po sobie procesami zużywającymi ciepło należy traktować jako dodatkowe wytwarzanie ciepła.

W przypadku gdy ciepło jest zużywane do zapewnienia schładzania za pomocą absorpcyjnych procesów schładzania, procesy te uważa się za procesy zużywania ciepła.

7.2.

Metodyka określania ilości netto mierzalnego ciepła

W celu dokonania wyboru źródeł danych do ujęcia ilościowego przepływów energii zgodnie z sekcją 4.5 należy rozważyć następujące metodyki określania ilości netto mierzalnego ciepła:

Metoda 1: wykorzystanie pomiarów

Zgodnie z tą metodą prowadzący instalację dokonuje pomiaru wszystkich istotnych parametrów, w szczególności temperatury, ciśnienia, stanu nośnika ciepła, zarówno przekazanego, jak i powracającego. Stan nośnika w przypadku pary odnosi się do nasycenia lub stopnia przegrzania. Ponadto prowadzący instalację dokonuje pomiaru (objętościowego) natężenia przepływu nośnika ciepła. W oparciu o zmierzone wartości prowadzący instalację określa entalpię i objętość właściwą nośnika ciepła za pomocą odpowiednich tablic parowych lub oprogramowania inżynieryjnego.

Masowe natężenie przepływów nośnika oblicza się jako

(Równanie 3)

Gdzie ṁ oznacza masowe natężenie przepływów wyrażone w kg/s, V oznacza objętościowe natężenie przepływu wyrażone w m3/s, a υ oznacza objętość właściwą wyrażoną w m3/kg.

Ponieważ masowe natężenie przepływów uznaje się za takie samo dla przekazanego i powracającego nośnika, natężenie przepływów ciepła oblicza się wykorzystując różnice w entalpii między przepływem przekazywanym a powracającym, zgodnie z poniższym:

=(hflow

– hreturn

) · ṁ

(Równanie 4)

Gdzie Q oznacza natężenie przepływów ciepła wyrażone w kJ/s, hflow

oznacza entalpię przepływu przekazywanego wyrażoną w kJ/kg, hreturn

oznacza entalpię przepływu powracającego wyrażoną w kJ/kg, a ṁ oznacza masowe natężenie przepływów wyrażone w kg/s.

W przypadku pary lub gorącej wody wykorzystywanej jako nośnik ciepła, gdzie kondensat nie powraca, lub gdy oszacowanie entalpii kondensatu powracającego nie jest wykonalne, prowadzący instalację określa hreturn

na podstawie temperatury wynoszącej 90 °C.

Jeżeli wiadomo, że masowa natężenia przepływów nie są identyczne, stosuje się następujące kroki:

— jeżeli prowadzący instalację przedstawi przekonujący dla właściwego organu dowód, że kondensat pozostaje wewnątrz produktu (np. w procesach wtryskiwania pary wodnej), odpowiedniej ilości entalpii kondensatu nie odejmuje się,

— w przypadku nośnika ciepła, o którym wiadomo, że został utracony (np. wskutek wycieku lub odprowadzenia do ścieków), od masowego natężenia przepływów nośnika przekazywanego ciepła odejmuje się szacunkową wartość odpowiedniego natężenia przepływów.

W celu określenia rocznych przepływów ciepła netto na podstawie powyższych danych prowadzący instalację, z zastrzeżeniem dostępnych urządzeń pomiarowych i przetwarzania danych, stosuje jedną z następujących metod:

— określa roczne średnie wartości parametrów, ustalając roczną średnią entalpię nośnika przekazywanego lub powracającego ciepła, i mnoży je przez całkowite roczne masowe przepływy, stosując równanie 4,

— określa godzinowe wartości przepływu ciepła i dodaje te wartości do rocznego całkowitego czasu eksploatacji systemu ogrzewania. W stosownych przypadkach godzinowe wartości można zastąpić, z zastrzeżeniem systemu przetwarzania danych, innymi przedziałami czasu.

Metoda 2: Wykorzystanie dokumentacji

Prowadzący instalację określa ilości netto mierzalnego ciepła na podstawie dokumentów zgodnie z sekcją 4.6 niniejszego załącznika, pod warunkiem że ilości ciepła ujęte w tych dokumentach opierają się na pomiarach lub na rozsądnych metodach szacunkowych zgodnie z sekcją 3.4 niniejszego załącznika.

Metoda 3: Obliczenie wartości przybliżonych na podstawie zmierzonej sprawności

Prowadzący instalację określa ilości mierzalnego ciepła netto na podstawie zużytego paliwa i zmierzonej sprawności w odniesieniu do wytwarzania ciepła:

Q = ηΗ

· EIN

(Równanie 5)

EIN

= Σ ADi

· NCVi

(Równanie 6)

Gdzie Q oznacza ilość ciepła wyrażoną w TJ, ηΗ

oznacza zmierzoną sprawność wytwarzania ciepła, EIN

oznacza energię wejściową z paliw, ADi

oznacza dane dotyczące rocznej działalności (tj. zużyte ilości) związanej z paliwami i, a NCVi

oznacza wartość opałową paliw i.

Prowadzący instalację dokonuje pomiaru wartości ηΗ

przez odpowiednio długi okres, uwzględniający w odpowiednim stopniu poszczególne stany obciążeń instalacji lub ustalony na podstawie dokumentacji producenta. W tym względzie należy wziąć pod uwagę krzywą konkretnego obciążenia częściowego, stosując roczny współczynnik obciążenia:

LF

= EIN

/EMax

(Równanie 7)

Gdzie LF

oznacza współczynnik obciążenia, EIN

oznacza energię wejściową określoną za pomocą równania 6 na dany rok kalendarzowy, a EMax

oznacza maksymalne zużycie paliwa, jeżeli jednostka wytwarzająca ciepło działała przy 100 % obciążeniu nominalnym w całym roku kalendarzowym.

Sprawność powinna opierać się na sytuacji, w której całość kondensatu powraca do procesu. W przypadku kondensatu powracającego należy przyjąć temperaturę wynoszącą 90 °C.

Metoda 4: Obliczanie wartości przybliżonych na podstawie sprawności referencyjnej

Metoda ta jest identyczna z metodą 3, ale w równaniu 5 stosuje się sprawność referencyjną wynoszącą 70 % (ηRef,H

= 0,7).

7.3.

Rozróżnienie między ciepłem sieci ciepłowniczej, ciepłem objętym EU ETS i ciepłem nieobjętym EU ETS

W przypadku gdy instalacja wprowadza mierzalne ciepło, prowadzący instalację oddzielnie określa ilość ciepła pochodzącego z instalacji objętych EU ETS i ciepła wprowadzonego od podmiotów nieobjętych EU ETS. W przypadku gdy instalacja zużywa mierzalne ciepło wprowadzane z podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów dotyczącym kwasu azotowego, prowadzący instalację określa ilość zużytego ciepła oddzielnie od pozostałego mierzalnego ciepła.

W przypadku gdy instalacja wyprowadza mierzalne ciepło, prowadzący instalację oddzielnie określa ilość ciepła wyprowadzonego do instalacji objętych EU ETS i ciepła wyprowadzonego do podmiotów nieobjętych EU ETS. Ponadto prowadzący instalację oddzielnie określa ilości ciepła kwalifikujące się jako sieć ciepłownicza.

8. ZASADY PRZYPISYWANIA PALIW I EMISJI W RAMACH KOGENERACJI (CHP) DO CELÓW AKTUALIZACJI WARTOŚCI WSKAŹNIKÓW EMISYJNOŚCI

Niniejsza sekcja ma zastosowanie do sytuacji, w których prowadzący instalację, do celów aktualizacji wartości wskaźników emisyjności, musi przypisać czynniki produkcji, produkty i emisje jednostek kogeneracyjnych do podinstalacji.

Do celów niniejszej sekcji termin „kogeneracja” jest stosowany zgodnie z definicją zawartą w art. 2 pkt 30 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/27/UE (

11

).

Emisje jednostki kogeneracyjnej określa się w następujący sposób:

EmCHP = Σ ADi · NCVi · EFi + EmFGC

(Równanie 8)

Gdzie EmCHP

oznacza roczne emisje jednostki kogeneracyjnej wyrażone w tonach dwutlenku węgla, ADi oznacza dane dotyczące rocznej działalności (tj. zużyte ilości) związanej z paliwami i wykorzystane w odniesieniu do jednostki CHP i wyrażone w tonach lub Nm3, NCVi oznacza wartość opałową paliw i wyrażoną w TJ/t lub TJ/Nm3, a EFi oznacza współczynnik emisji paliw i wyrażony w tonach dwutlenku węgla na TJ. EmFGC

oznacza emisje procesowe z oczyszczania spalin wyrażone w tonach dwutlenku węgla.

Energię wejściową jednostki CHP oblicza się zgodnie z równaniem 6. Odpowiednią roczną średnią efektywność wytwarzania ciepła i energii elektrycznej (lub, w stosownych przypadkach, energii mechanicznej) oblicza się w następujący sposób:

ηheat

= Qnet

/EIN

(Równanie 9)

ηel

= Eel

/EIN

(Równanie 10)

Gdzie ηheat

(wartość bezwymiarowa) oznacza roczną średnią efektywność wytwarzania ciepła, Qnet

oznacza roczną ilość netto ciepła wytworzonego przez jednostkę kogeneracyjną wyrażoną w TJ i określoną zgodnie z sekcją 7.2, EIN

oznacza energię wejściową określoną przy zastosowaniu równania 6 wyrażoną w TJ, ηel (wartość bezwymiarowa) oznacza roczną średnią efektywność wytwarzania energii elektrycznej, a Eel

oznacza roczną produkcję energii elektrycznej netto jednostki kogeneracyjnej, wyrażoną w TJ.

Jeżeli prowadzący instalację przedstawi przekonujący dla właściwego organu dowód, że określenie efektywności ηheat

i ηel

nie jest technicznie wykonalne lub spowodowałoby nieracjonalne koszty, stosuje się wartości w oparciu o dokumentację techniczną (wartości projektowe) instalacji. W przypadku braku dostępności takich wartości stosuje się zachowawcze wartości domyślne wynoszące ηheat

= 0,55 i ηel

= 0,25.

Współczynniki przypisania ciepła i energii elektrycznej pochodzącej z kogeneracji oblicza się w następujący sposób:

(Równanie 11)

(Równanie 12)

Gdzie FCHP,Heat

oznacza współczynnik przypisania ciepła, a FCHP,El

oznacza współczynnik przypisania energii elektrycznej (lub, w stosownych przypadkach, energii mechanicznej), oba wyrażone bezwymiarowo, ηref, heat

oznacza sprawność referencyjną wytwarzania ciepła w samowystarczalnym kotle, a ηref,el

oznacza sprawność referencyjną wytwarzania energii elektrycznej bez kogeneracji. W celu ustalenia sprawności referencyjnej prowadzący instalację stosuje odpowiednie wartości dla poszczególnych paliw przedstawione w rozporządzeniu delegowanym Komisji (UE) 2015/2402 (

12

) bez stosowania współczynników korekcyjnych związanych z uniknięciem strat sieciowych zawartych w załączniku IV do wspomnianego rozporządzenia.

W celu przypisania energii wejściowej lub emisji jednostki kogeneracji do wytwarzania ciepła i energii elektrycznej (lub, w stosownych przypadkach, energii mechanicznej) prowadzący instalację mnoży całkowitą energię wejściową lub całkowite emisje przez odpowiedni współczynnik przypisania dla ciepła lub energii elektrycznej.

Poszczególne współczynniki emisji dotyczące mierzalnego ciepła związanego z kogeneracją, które należy zastosować do przypisania emisji związanych z ciepłem do podinstalacji zgodnie z sekcją 10.1.2, oblicza się w następujący sposób:

EFCHP,Heat

= EmCHP

· FCHP,Heat

/Qnet

(Równanie 13)

Gdzie EFCHP, heat

oznacza współczynnik emisji dotyczący wytwarzania mierzalnego ciepła w jednostce kogeneracyjnej wyrażony w tonach dwutlenku węgla na TJ.

9. PROCEDURA ŚLEDZENIA KODÓW PRODCOM I KODÓW CN PRODUKTÓW I TOWARÓW

Do celów prawidłowego przypisania danych do podinstalacji prowadzący instalację prowadzi wykaz wszystkich produktów i towarów wytworzonych w ramach instalacji oraz odpowiadających im kodów PRODCOM, w oparciu o NACE Rev. 2, oraz kodów CN. Na podstawie tego wykazu prowadzący instalację:

— przypisuje produkty i ich roczne dane liczbowe dotyczące produkcji do podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności dla produktów zgodnie z definicjami produktów przedstawionymi w załączniku I, w stosownych przypadkach,

— Uwzględnia te informacje przy przypisywaniu czynników produkcji, produktów i emisji oddzielnie do podinstalacji związanych z sektorami narażonymi na ryzyko ucieczki emisji lub nienarażonymi na takie ryzyko, zgodnie z art. 10.

— Uwzględnia te informacje przy przypisywaniu czynników produkcji, produktów i emisji oddzielnie do podinstalacji związanych z produkcją towarów wymienionych w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956.

W tym celu prowadzący instalację ustanawia, dokumentuje, wdraża i utrzymuje procedurę regularnego sprawdzania, czy produkty i towary wytworzone w ramach instalacji są zgodne z kodami PRODCOM i kodami CN stosowanymi przy tworzeniu planu metodyki monitorowania. Procedura ta zawiera ponadto postanowienia umożliwiające ustalenie, czy instalacja wytwarza nowy produkt po raz pierwszy, oraz zapewniające, aby prowadzący instalację określił mające zastosowanie kody PRODCOM nowego produktu, dodał je do wykazu produktów i przypisał powiązane czynniki produkcji, produkty i emisje do odpowiedniej podinstalacji.

10. ZASADY OKREŚLANIA EMISJI NA POZIOMIE PODINSTALACJI W CELU AKTUALIZACJI WARTOŚCI WSKAŹNIKÓW EMISJI

10.1.

Emisje na poziomie podinstalacji

Do celów art. 10 prowadzący instalację przypisuje całkowite emisje instalacji do podinstalacji, stosując, w stosownych przypadkach, przepisy sekcji 3.2 i 10.1.1–10.1.5 niniejszego załącznika.

10.1.1.

Bezpośrednie przypisywanie strumieni materiałów wsadowych lub źródeł emisji

1. Emisje strumieni materiałów wsadowych lub źródeł emisji obsługujących jedynie jedną podinstalację przypisuje się w całości do tej podinstalacji. W przypadku gdy prowadzący instalację stosuje bilans masowy, odejmuje się wychodzące strumienie materiałów wsadowych zgodnie z art. 25 rozporządzenia (UE) nr 601/2012. Aby uniknąć podwójnego liczenia, przy stosowaniu tej metody nie przypisuje się strumieni materiałów wsadowych przeliczonych na gazy odlotowe, z wyjątkiem gazów odlotowych wytworzonych i w pełni zużytych w ramach tej samej podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów.

2. Jedynie w przypadku gdy strumienie materiałów wsadowych lub źródła emisji obsługują więcej niż jedną podinstalację, zastosowanie mają następujące metody przypisywania emisji:

— emisje ze strumieni materiałów wsadowych lub źródeł emisji stosowanych do wytwarzania mierzalnego ciepła przypisuje się do podinstalacji zgodnie z sekcją 10.1.2,

— jeżeli gazów odlotowych wytwarzanych w ramach podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów nie wykorzystuje się w tej podinstalacji, emisje pochodzące z gazów odlotowych przypisuje się zgodnie z sekcją 10.1.5,

— jeżeli ilości strumieni materiałów wsadowych, które można przypisać do podinstalacji, są określone za pomocą pomiarów przed ich wykorzystaniem w ramach podinstalacji, prowadzący instalację stosuje odpowiednią metodykę zgodnie z sekcją 3.2,

— jeżeli nie można przypisać emisji ze strumieni materiałów wsadowych lub źródeł emisji zgodnie z innymi metodami, przypisuje się je za pomocą skorelowanych parametrów, które zostały już przypisane do podinstalacji zgodnie z sekcją 3.2. W tym celu prowadzący instalację przypisuje ilości strumieni materiałów wsadowych i odpowiadające im emisje zgodnie z proporcją, w której parametry te są przypisywane do podinstalacji. Odpowiednie parametry obejmują masę wytworzonych produktów, masę lub objętość zużytego paliwa lub materiału, ilość wytworzonego niemierzalnego ciepła, godziny działania lub znane sprawności urządzeń.

10.1.2.

Emisje, które można przypisać do mierzalnego ciepła

W przypadku gdy podinstalacja zużywa mierzalne ciepło wytwarzane w ramach instalacji prowadzący instalację określa, w stosownych przypadkach, emisje związane z ciepłem, stosując jedną z poniższych metod.

1. W przypadku mierzalnego ciepła wytworzonego ze spalania paliw w ramach instalacji, z wyjątkiem ciepła wytworzonego przez kogenerację, prowadzący instalację określa współczynnik emisji odpowiedniego miksu paliwowego i oblicza emisje, które można przypisać do podinstalacji w następujący sposób:

EmQ,sub-inst

= EFmix

· Qconsumed,sub-inst

/η

(Równanie 14)

Gdzie EmQ,sub-inst

oznacza emisje podinstalacji związane z ciepłem wyrażone w tonach dwutlenku węgla, EF

mix oznacza współczynnik emisji odpowiedniego miksu paliwowego wyrażony w tonach dwutlenku węgla na TJ, w tym emisji z oczyszczania spalin, w stosownych przypadkach, Qconsumed,sub-inst

oznacza ilość mierzalnego ciepła zużytego w ramach podinstalacji wyrażoną w TJ, a η oznacza sprawność procesu wytwarzania ciepła.

EFmix

oblicza się w następujący sposób

EFmix

= (Σ ADi

· NCVi

· EFi

+ EmFGC

)/(Σ ADi

· NCVi

)

(Równanie 15)

Gdzie ADi

oznacza dane dotyczące rocznej działalności (tj. zużyte ilości) związanej z paliwami i wykorzystane w odniesieniu do wytwarzania mierzalnego ciepła i wyrażone w tonach lub Nm3, NCVi

oznacza wartość opałową paliw i wyrażoną w TJ/tonę lub TJ/Nm3, a EFi

oznacza współczynnik emisji paliw i wyrażony w tonach dwutlenku węgla na TJ. EmFGC

oznacza emisje procesowe z oczyszczania spalin wyrażone w tonach dwutlenku węgla.

W przypadku gdy częścią stosowanego miksu paliwowego jest gaz odlotowy, współczynnik emisji tego gazu odlotowego jest dostosowywany przed obliczeniem EFmix

zgodnie z sekcją 10.1.5 lit. b) niniejszego załącznika.

2. W przypadku mierzalnego ciepła wytworzonego w jednostce kogeneracyjnej, jeżeli paliwa są spalane w ramach instalacji, prowadzący instalację określa współczynnik emisji odpowiedniego miksu paliwowego i oblicza emisje, które można przypisać do podinstalacji, w następujący sposób:

EmQ,CHP,sub-inst

= EFCHP,Heat

· Qcons,CHP,sub-inst

(Równanie 16)

Gdzie EmQ,CHP,sub-inst

oznacza emisje podinstalacji związane z ciepłem wytwarzanym w ramach CHP wyrażone w tonach dwutlenku węgla, EF

CHP,Heat oznacza współczynnik emisji części związanej z ciepłem danej jednostki kogeneracyjnej, określony zgodnie z sekcją 8 i wyrażony w tonach dwutlenku węgla na TJ, w tym emisje z oczyszczania spalin, w stosownych przypadkach, a Qcons,CHP,sub-inst

oznacza ilość mierzalnego ciepła wytworzonego przez kogenerację w ramach instalacji i zużytego w ramach podinstalacji, wyrażoną w TJ.

W przypadku gdy częścią miksu paliwowego stosowanego w jednostce kogeneracyjnej jest gaz odlotowy, współczynnik emisji tego gazu odlotowego jest dostosowywany przed obliczeniem EFCHP,Heat

zgodnie z sekcją 10.1.5 lit. b).

3. W przypadku gdy mierzalne ciepło jest odzyskiwane z procesów objętych zakresem podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów, podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności opartym na paliwie lub podinstalacji wytwarzającej emisje procesowe, w sprawozdaniu dotyczącym danych podstawowych prowadzący instalację zgłasza te ilości ciepła jako przekazywane między odpowiednimi podinstalacjami, zgodnie z art. 4 ust. 2 lit. a).

4. W przypadku gdy mierzalne ciepło jest wprowadzane z innych instalacji objętych EU ETS lub z instalacji lub od podmiotów nieobjętych EU ETS, zgłasza się, jeżeli jest dostępny, współczynnik emisji dotyczący wytwarzania tego ciepła.

5. Prowadzący instalację przypisuje zerowe emisje do mierzalnego ciepła wytworzonego z energii elektrycznej, ale zgłasza powiązane ilości mierzalnego ciepła w sprawozdaniu dotyczącym danych podstawowych, zgodnie z art. 4 ust. 2 lit. a).

10.1.3.

Przypisywanie emisji związanych ze stratą ciepła

W przypadku gdy straty mierzalnego ciepła są określane oddzielnie od ilości stosowanych w ramach podinstalacji, w celu spełnienia kryterium zgodnie z art. 10 ust. 5 lit. c), prowadzący instalację dodaje emisje w odniesieniu do proporcjonalnej ilości strat ciepła do emisji wszystkich podinstalacji, w których wykorzystywane jest mierzalne ciepło wytworzone w ramach instalacji, stosując współczynniki emisji określone zgodnie z sekcją 10.1.2 niniejszego załącznika.

10.1.4.

Przypisywanie emisji związanych z niemierzalnym ciepłem

W celu przypisania emisji związanych z wykorzystaniem niemierzalnego ciepła, które nie jest włączone do podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów, prowadzący instalację przypisuje odnośne strumienie materiałów wsadowych lub źródła emisji do podinstalacji zgodnie z sekcją 10.1.1, stosując odpowiednie współczynniki emisji. Prowadzący instalację przypisuje jedynie paliwa i strumienie materiałów wsadowych związane z procesami emisji z oczyszczania spalin do sposobów wykorzystania niemierzalnego ciepła.

W przypadku gdy częścią stosowanego miksu paliwowego jest gaz odlotowy, współczynnik emisji tego gazu odlotowego jest dostosowywany przed przypisaniem jego emisji do wykorzystania niemierzalnego ciepła, zgodnie z sekcją 10.1.5 lit. b).

10.1.5.

Przypisywanie emisji związanych z wytwarzaniem i wykorzystaniem gazów odlotowych

Emisje z gazów odlotowych są dzielone na dwie części, z wyjątkiem sytuacji, w której są one wykorzystywane w ramach tej samej podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów, w której są one wytwarzane, w następujący sposób:

a) Ilość emisji przypisanych do wytwarzania gazu odlotowego jest przypisywana do podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów, w której tej gaz odlotowy jest wytwarzany.

Tę ilość oblicza się w następujący sposób:

EmWG

= VWG

· NCVWG

· (EFWG

– EFNG

· Corrn

)

(Równanie 17)

Gdzie EmWG

oznacza ilość emisji przypisanych do wytwarzania gazu odlotowego, VWG

oznacza objętość wytworzonego gazu odlotowego wyrażoną w Nm3 lub w tonach, NCVWG

oznacza wartość opałową gazu odlotowego wyrażoną w TJ/Nm3 lub TJ/tonę, EFWG

oznacza współczynnik emisji gazu ziemnego (56,1 tony dwutlenku węgla na TJ), a Corr

η oznacza współczynnik, który odpowiada różnicy w sprawnościach między wykorzystanym gazem odlotowym a wykorzystanym gazem ziemnym będącym paliwem referencyjnym. Wartością domyślną tego współczynnika jest 0,667.

b) Ilość emisji przypisanych do zużycia gazu odlotowego jest przypisywana do podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów, podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple, podinstalacji sieci ciepłowniczej lub podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności opartym na paliwie, w której jest on zużywany. Ilość tę określa się przez pomnożenie ilości i wartości opałowej gazu odlotowego przez wartość śródokresowego wskaźnika emisyjności opartego na cieple lub paliwie, w stosownych przypadkach, określoną na podstawie odpowiedniej rocznej stopy redukcji od 2007/2008 r. do dwóch lat określonych jako podstawa wartości wskaźnika w art. 10a ust. 2 dyrektywy 2003/87/WE.

10.1.6.

Przypisanie emisji do produkcji chemikaliów o wysokich wartościach dla wskaźnika dla krakingu parowego

Zgodnie z zasadami przydziału określonymi w art. 19 od przypisanych emisji odejmuje się produkcję historyczną wodoru z uzupełniającego surowca wyrażoną w tonach wodoru pomnożoną przez 1,78 tony dwutlenku węgla na tonę wodoru, produkcję historyczną etylenu z uzupełniającego surowca wyrażoną w tonach etylenu pomnożoną przez 0,24 tony dwutlenku węgla na tonę etylenu oraz produkcję historyczną chemikaliów o wysokich wartościach innych niż wodór i etylen z uzupełniającego surowca wyrażoną w tonach chemikaliów o wysokich wartościach pomnożoną przez 0,16 tony dwutlenku węgla na tonę HVC.

10.1.7.

Przypisanie emisji wodoru w odniesieniu do wskaźnika referencyjnego chlorku winylu

Zgodnie z zasadami przydziału określonymi w art. 20 do przypisanych emisji dodaje się ilość wodoru spalanego wyrażoną jako teradżule pomnożoną przez wartość śródokresowego wskaźnika emisyjności opartego na cieple, określoną na podstawie odpowiednich dwóch lat określonych jako podstawa wartości wskaźnika w art. 10a ust. 2 dyrektywy 2003/87/WE.

10.1.8.

Przypisanie emisji w odniesieniu do wskaźnika referencyjnego dotyczącego wodoru

W przypadku gdy w gazie produktu końcowego znajduje się tlenek węgla (CO), stechiometryczny ekwiwalent ilości CO w gazie produktu uznaje się za przeliczony na CO2 i dodaje do przypisanych emisji. Zakładając reakcję konwersji tlenku węgla z parą wodną, od przypisanych emisji odejmuje się ekwiwalent ciepła odzyskiwalnego dla reakcji egzotermicznej wynoszący 1,47 GJ/t CO pomnożony przez wartość tymczasowego wskaźnika emisyjności opartego na cieple, ustalonego na podstawie rocznego wskaźnika redukcji od 2007/2008 r. do odpowiednich dwóch lat określonych jako podstawa wartości wskaźnika emisyjności w art. 10a ust. 2 dyrektywy 2003/87/WE, przy założeniu sprawności na poziomie 99,5 %. Odpowiednio stechiometryczny równoważnik wodoru, który zostałby wyprodukowany z tej samej ilości CO w wyniku reakcji konwersji tlenku węgla z parą wodną, dodaje się do mianownika przy obliczaniu intensywności emisji gazów cieplarnianych w podinstalacji.

10.2.

Emisje przypisane do podinstalacji

Prowadzący instalację określa emisje przypisane do każdej podinstalacji w postaci sumy następujących elementów:

a) emisji związanych ze strumieniami materiałów wsadowych istotnymi dla podinstalacji, określonych zgodnie z sekcją 10.1.1, w stosownych przypadkach;

b) emisji, które można przypisać do mierzalnego ciepła zużytego w ramach podinstalacji, określonych zgodnie z sekcjami 10.1.2 i 10.1.3, w stosownych przypadkach;

c) emisji, które można przypisać do niemierzalnego ciepła zużytego w ramach podinstalacji, określonych zgodnie z sekcją 10.1.4, w stosownych przypadkach;

d) emisji, które można przypisać do wytworzenia lub wykorzystania gazu odlotowego w ramach podinstalacji, określonych zgodnie z sekcją 10.1.5, w stosownych przypadkach;

e) emisji związanych ze specjalnymi wskaźnikami emisyjności określonymi zgodnie z sekcjami 10.1.6, 10.1.7 i 10.1.8, stosownie do przypadku.

Przy dokonywaniu tych obliczeń prowadzący instalację zapewnia, aby nie doszło do żadnego pominięcia ani podwójnego liczenia strumieni materiałów wsadowych.

Prowadzący instalację określa również różnice między całkowitymi emisjami instalacji a sumą emisji przypisanych do wszystkich podinstalacji istotnych dla instalacji. W stosownych przypadkach prowadzący instalację identyfikuje wszystkie procesy przyczyniające się do powstania tej różnicy i potwierdza wiarygodność przypisania przez oszacowanie emisji związanych z tymi procesami, w szczególności ze strumieniami materiałów wsadowych wykorzystanych do wytworzenia energii elektrycznej i do spalania innego niż spalanie na pochodniach dla zapewnienia bezpieczeństwa.