Załącznik III

A. ZASADY

A.1.

Koncepcja ogólna

1. W celu określenia emisji wbudowanych z towarów wymienionych w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956 przeprowadza się następujące działania:

a) Procesy produkcji związane z towarami produkowanymi w instalacji identyfikuje się przy użyciu zbiorczych kategorii towarów określonych w sekcji 2 załącznika II, a także odpowiednich ścieżek produkcyjnych wymienionych w sekcji 3 załącznika II, z uwzględnieniem zasad określania granic systemowych procesów produkcji zgodnie z sekcją A.4 niniejszego załącznika.

b) Na poziomie instalacji produkującej towary emisje bezpośrednie gazów cieplarnianych określone dla tych towarów w załączniku II monitoruje się zgodnie z metodami opisanymi w sekcji B niniejszego załącznika.

c) W przypadku gdy mierzalne ciepło jest wprowadzane do instalacji, wytwarzane w instalacji, zużywane przez instalację lub wyprowadzane z instalacji, przepływy ciepła netto i emisje związane z wytwarzaniem tego ciepła monitoruje się zgodnie z metodami opisanymi w sekcji C niniejszego załącznika.

d) W celu monitorowania pośrednich emisji wbudowanych związanych z produkowanymi towarami zużycie energii elektrycznej w odpowiednich procesach produkcji monitoruje się zgodnie z metodami opisanymi w sekcji D.1 niniejszego załącznika. W przypadku gdy energia elektryczna jest wytwarzana w instalacji lub przez źródło bezpośrednio z nią powiązane pod względem technicznym, emisje związane z tym wytwarzaniem energii elektrycznej monitoruje się w celu określenia współczynnika emisji dla tej energii elektrycznej. W przypadku gdy instalacja pobiera energię elektryczną z sieci, współczynnik emisji dla tej energii elektrycznej określa się zgodnie z sekcją D.2.3 niniejszego załącznika. Monitorowaniu podlegają również wszelkie ilości energii elektrycznej przesyłane między procesami produkcji lub wyprowadzane z instalacji.

e) Emisje bezpośrednie w instalacjach, wraz z wytwarzaniem i zużyciem ciepła, wytwarzaniem i zużyciem energii elektrycznej oraz wszelkimi odpowiednimi strumieniami gazów odlotowych, przypisuje się do procesów produkcji związanych z produkowanymi towarami, stosując zasady opisane w sekcji F niniejszego załącznika. Te przypisane emisje służą do obliczania specyficznych bezpośrednich i pośrednich emisji wbudowanych związanych z produkowanymi towarami, z zastosowaniem sekcji F niniejszego załącznika.

f) W przypadku gdy w sekcji 3 załącznika II określono odpowiednie prekursory towarów produkowanych w instalacjach, co sprawia, że towary te są „towarami złożonymi”, emisje wbudowane związane z danym prekursorem określa się zgodnie z sekcją E niniejszego załącznika i dodaje do emisji wbudowanych związanych z wyprodukowanymi towarami złożonymi, stosując zasady opisane w sekcji G niniejszego załącznika. W przypadku gdy prekursory są same w sobie towarami złożonymi, proces ten powtarza się tak długo, aż nie będzie już żadnych prekursorów.

2. W przypadku gdy operator nie jest w stanie odpowiednio określić rzeczywistych danych dla jednego zbioru danych lub większej liczby takich zbiorów przy użyciu metod opisanych w sekcji A.3 niniejszego załącznika oraz gdy nie jest dostępna żadna inna metoda uzupełnienia luk w danych, można zastosować – na warunkach określonych w art. 4 ust. 3 niniejszego rozporządzenia – wartości domyślne udostępnione i opublikowane przez Komisję na okres przejściowy. W takim przypadku dodaje się krótkie wyjaśnienie powodów, dla których nie zastosowano rzeczywistych danych.

3. Monitorowanie obejmuje tak dobrany okres sprawozdawczy, aby w największym możliwym stopniu uniknąć uzyskiwania danych, które nie są reprezentatywne ze względu na krótkotrwałe wahania w procesach produkcji i luki w danych. Domyślnym okresem sprawozdawczym jest rok kalendarzowy. Alternatywnie operator może jednak wybrać:

a) okres sprawozdawczy kwalifikowalnego systemu monitorowania, raportowania i weryfikacji, jeżeli instalacja ma obowiązek zapewnienia zgodności z tym systemem, o ile okres ten obejmuje co najmniej trzy miesiące;

b) rok obrotowy operatora, o ile zastosowanie takiego okresu zapewnia wyższą jakość danych niż zastosowanie roku kalendarzowego.

Emisje wbudowane związane z towarami oblicza się jako średnią z wybranego okresu sprawozdawczego.

4. W odniesieniu do emisji występujących poza granicami instalacji i mających znaczenie dla obliczania emisji wbudowanych wykorzystuje się dane za ostatni dostępny okres sprawozdawczy uzyskane od dostawcy materiału wsadowego (np. energii elektrycznej, ciepła, prekursora). Emisje występujące poza granicami instalacji obejmują:

a) emisje pośrednie, gdy energia elektryczna jest pobierana z sieci;

b) emisje związane z energią elektryczną i ciepłem wprowadzanymi z innych instalacji;

c) bezpośrednie i pośrednie emisje wbudowane związane z prekursorami pochodzącymi z innych instalacji.

5. Dane dotyczące emisji w całym okresie sprawozdawczym wyraża się w tonach ekwiwalentu CO2 zaokrąglonych do pełnych ton.

Wszystkie parametry stosowane do obliczania wielkości emisji zaokrągla się do celów obliczania i zgłaszania emisji z uwzględnieniem wszystkich cyfr znaczących.

Specyficzne bezpośrednie i pośrednie emisje wbudowane wyraża się w tonach ekwiwalentu CO2 na tonę towarów, w zaokrągleniu do wszystkich cyfr znaczących, z maksymalnie pięcioma cyframi po przecinku.

A.2.

Zasady monitorowania

Do monitorowania rzeczywistych danych na poziomie instalacji oraz do zbiorów danych niezbędnych do przypisania emisji do towarów stosuje się następujące zasady:

1. Kompletność: Metodyka monitorowania obejmuje wszystkie parametry niezbędne do określenia emisji wbudowanych związanych z towarami wymienionymi w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956 zgodnie z metodami i wzorami zawartymi w niniejszym załączniku.

a) Emisje bezpośrednie na poziomie instalacji obejmują emisje pochodzące ze spalania oraz z procesów technologicznych.

b) Bezpośrednie emisje wbudowane obejmują przypisane emisje z odpowiedniego procesu produkcji zgodnie z sekcją F niniejszego załącznika, ustalone na podstawie emisji bezpośrednich w instalacji, emisji związanych z odpowiednimi przepływami ciepła i przepływami materiałów między granicami systemowymi procesów, w tym, w stosownych przypadkach, gazów odlotowych. Bezpośrednie emisje wbudowane obejmują ponadto bezpośrednie emisje wbudowane związane z odpowiednimi prekursorami.

c) Emisje pośrednie na poziomie instalacji obejmują emisje związane ze zużyciem energii elektrycznej w instalacji.

d) Pośrednie emisje wbudowane obejmują emisje pośrednie związane z towarami produkowanymi w instalacji oraz pośrednie emisje wbudowane związane z odpowiednimi prekursorami.

e) Dla każdego parametru wybiera się odpowiednią metodę zgodnie z sekcją A.3 niniejszego załącznika, zapewniając, by nie dochodziło do podwójnego liczenia ani powstawania luk w danych.

2. Spójność i porównywalność: Monitorowanie i raportowanie prowadzi się w sposób spójny i porównywalny na przestrzeni czasu. W tym celu w pisemnej dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania określa się wybrane metody, tak aby zapewnić ich spójne stosowanie. Zmiana metodyki może nastąpić wyłącznie w obiektywnie uzasadnionych przypadkach. Do istotnych powodów należą:

a) zmiany w zakresie konfiguracji instalacji, wykorzystywanej technologii, materiałów wsadowych i paliw lub produkowanych towarów;

b) konieczność wprowadzenia nowych źródeł danych lub nowych metod monitorowania ze względu na zmiany partnerów handlowych odpowiedzialnych za dostarczanie danych wykorzystywanych w stosowanej metodyce monitorowania;

c) możliwość zwiększenia dokładności danych, uproszczenia przepływu danych lub udoskonalenia systemu kontroli.

3. Przejrzystość: Dane dotyczące monitorowania – w tym założenia, dane referencyjne, dane dotyczące działalności, współczynniki emisji, współczynniki obliczeniowe, dane dotyczące emisji wbudowanych związanych z zakupionymi prekursorami, mierzalnego ciepła i energii elektrycznej, wartości domyślne emisji wbudowanych, informacje na temat należnej opłaty emisyjnej oraz wszelkie inne dane istotne do celów niniejszego załącznika – gromadzi się, zapisuje, zestawia, analizuje i dokumentuje w przejrzysty sposób umożliwiający odtworzenie sposobu określenia danych dotyczących wielkości emisji, w tym przez niezależne strony trzecie, takie jak akredytowani weryfikatorzy. Dokumentacja musi zawierać informacje o wszelkich zmianach metodyki.

Kompletne i przejrzyste zapisy wszystkich danych istotnych dla określenia emisji wbudowanych związanych z wyprodukowanymi towarami, w tym niezbędne dokumenty potwierdzające, przechowuje się w instalacji przez co najmniej 4 lata od zakończenia okresu sprawozdawczego. Zapisy te można ujawnić zgłaszającemu objętemu obowiązkiem sprawozdawczym.

4. Dokładność: Wybrana metodyka monitorowania zapewnia, aby sposób określania wielkości emisji nie dawał wyników systematycznie ani celowo niedokładnych. W miarę możliwości identyfikuje się i ogranicza wszelkie źródła niedokładności. Należy dochować należytej staranności w celu zapewnienia, że obliczenia i pomiary emisji wykazują najwyższy osiągalny stopień dokładności.

Tam, gdzie wystąpiły luki w danych lub oczekuje się, że będą one nieuniknione, stosuje się dane zastępcze, które muszą odpowiadać zachowawczym wartościom szacunkowym. Dane dotyczące emisji określa się na podstawie zachowawczych wartości szacunkowych również w następujących przypadkach:

a) tlenek węgla (CO) emitowany do atmosfery oblicza się jako molowo równoważną ilość CO2;

b) w odniesieniu do wszystkich emisji z biomasy w bilansach masowych oraz w przypadku przenoszonego CO2 emisje uznaje się za pochodzące z węgla kopalnego, jeżeli nie jest możliwe określenie zawartości biomasy w materiałach lub paliwach.

5. Rzetelność metodyki: Wybrana metodyka monitorowania umożliwia uzyskanie wystarczającej pewności w odniesieniu do rzetelności zgłaszanych danych dotyczących emisji. Wielkość emisji określa się z zastosowaniem właściwych metod monitorowania przedstawionych w niniejszym załączniku. Zgłaszane dane dotyczące emisji nie mogą zawierać żadnych istotnych nieprawidłowości, cechować się stronniczością w doborze i sposobie prezentacji informacji oraz muszą zapewniać wiarygodny i wyważony wykaz emisji wbudowanych związanych z towarami produkowanymi w instalacji.

6. Można zastosować opcjonalne środki zgodnie z sekcją H niniejszego załącznika, aby poprawić jakość zgłaszanych danych, a w szczególności przepływ danych i działania kontrolne.

7. Opłacalność: Przy wyborze metodyki monitorowania korzyści wynikające z większej dokładności należy oceniać z uwzględnieniem dodatkowych kosztów. Monitorowanie i raportowanie w zakresie emisji mają na celu uzyskanie największej osiągalnej dokładności, chyba że nie jest to technicznie wykonalne lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów.

8. Stałe doskonalenie: Należy regularnie sprawdzać, czy możliwe jest udoskonalenie metodyki monitorowania. Jeżeli przeprowadza się weryfikację danych dotyczących emisji, należy rozważyć wdrożenie w rozsądnych ramach czasowych wszelkich zaleceń dotyczących udoskonaleń zawartych w sprawozdaniach z weryfikacji, chyba że udoskonalenie prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów lub nie byłoby technicznie wykonalne.

A.3.

Metody odzwierciedlające najlepsze dostępne źródło danych

1. W celu określenia emisji wbudowanych związanych z towarami oraz źródłowych zbiorów danych, takich jak emisje związane z poszczególnymi strumieniami materiałów wsadowych lub źródłami emisji, lub ilościami mierzalnego ciepła, nadrzędną zasadą jest zawsze wybór najlepszego dostępnego źródła danych. W tym celu stosuje się następujące wytyczne:

a) Pierwszeństwo mają metody monitorowania opisane w niniejszym załączniku. Jeżeli w odniesieniu do określonego zbioru danych w niniejszym załączniku nie opisano metody monitorowania lub gdyby zastosowanie opisanej metody prowadziło do nieracjonalnych kosztów lub nie było technicznie wykonalne, można zastosować – na warunkach określonych w art. 4 ust. 2 niniejszego rozporządzenia – metody monitorowania z innego kwalifikowalnego systemu monitorowania, raportowania i weryfikacji, jeżeli mają one zastosowanie do wymaganego zbioru danych. W przypadku gdy takie metody nie są dostępne, ich zastosowanie nie jest technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów, można zastosować metody pośredniego wyznaczania zbioru danych zgodnie z pkt 2. W przypadku gdy takie metody nie są dostępne, ich zastosowanie nie jest technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów, można zastosować – na warunkach określonych w art. 4 ust. 3 niniejszego rozporządzenia – wartości domyślne udostępnione i opublikowane przez Komisję na okres przejściowy.

b) W przypadku metod bezpośredniego lub pośredniego wyznaczania danych metodę uznaje się za odpowiednią, jeśli zapewnia ona, aby wszelkie pomiary, analizy, pobieranie próbek, kalibracje i walidacje do celów określenia konkretnego zbioru danych były prowadzone z zastosowaniem metod wskazanych w odpowiednich normach EN lub ISO. Jeżeli takie normy są niedostępne, można skorzystać z norm krajowych. Jeśli nie istnieją żadne opublikowane właściwe normy, stosuje się odpowiednie projekty norm, wytyczne dotyczące najlepszych praktyk branżowych lub inną naukowo sprawdzoną metodykę, ograniczając błędy w zakresie pobierania próbek i pomiaru.

c) W ramach jednej metody, o której mowa w lit. a), przyrządy pomiarowe lub analizy laboratoryjne znajdujące się pod kontrolą operatora mają pierwszeństwo przed przyrządami pomiarowymi lub analizami znajdującymi się pod kontrolą innego podmiotu prawnego, takiego jak dostawca paliwa lub materiałów lub partnerzy handlowi uczestniczący w obrocie wyprodukowanymi towarami.

d) Przyrządy pomiarowe dobiera się w taki sposób, aby wykazywały najniższą niepewność podczas użytkowania bez ponoszenia nieracjonalnych kosztów. Pierwszeństwo mają przyrządy podlegające prawnej kontroli metrologicznej, z wyjątkiem sytuacji, gdy dostępne są inne przyrządy o znacznie niższej niepewności podczas użytkowania. Z przyrządów należy korzystać wyłącznie w środowiskach zgodnych z ich specyfikacją użytkowania.

e) W przypadku stosowania analiz laboratoryjnych lub przeprowadzania przez laboratoria obróbki próbek, kalibracji, walidacji metod lub działań związanych z ciągłymi pomiarami emisji zastosowanie mają wymogi określone w sekcji B.5.4.3 niniejszego załącznika.

2. Metody pośredniego wyznaczania danych: Jeżeli dla wymaganego zbioru danych nie jest dostępna metoda bezpośredniego wyznaczania danych, zwłaszcza w przypadkach, kiedy zachodzi potrzeba określenia mierzalnego ciepła netto przekazywanego do różnych procesów produkcji, można skorzystać z metody pośredniego wyznaczania danych, takiej jak:

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 należy zapewnić, aby korelacja spełniała wymogi dobrej praktyki inżynierskiej i była stosowana wyłącznie w celu wyznaczenia wartości wchodzących w zakres, dla którego została określona. Ważność tego typu korelacji należy oceniać co najmniej raz do roku.

3. Aby określić najlepsze dostępne źródła danych, należy wybrać źródło danych zajmujące najwyższe miejsce w rankingu przedstawionym w pkt 1 i już dostępne w instalacji. Jeżeli jednak technicznie wykonalne jest wykorzystanie źródła danych zajmującego wyższą pozycję w rankingu bez ponoszenia nieracjonalnych kosztów, należy bez zbędnej zwłoki wykorzystać takie lepsze źródło danych. W przypadku gdy dla tego samego zbioru danych dostępne są różne źródła danych zajmujące równorzędne pozycje w rankingu przedstawionym w pkt 1, należy wybrać źródło danych, które zapewnia najbardziej przejrzysty przepływ danych przy najniższym ryzyku nieodłącznym i ryzyku zawodności systemów kontroli wewnętrznej w odniesieniu do nieprawidłowości.

4. Źródła danych wybrane zgodnie z pkt 3 wykorzystuje się do określania i raportowania emisji wbudowanych.

5. W zakresie, w jakim jest to wykonalne bez ponoszenia nieracjonalnych kosztów, do celów systemu kontroli zgodnie z sekcją H niniejszego załącznika określa się dodatkowe źródła danych lub metody wyznaczania zbiorów danych, tak aby umożliwić potwierdzenie źródeł danych wybranych zgodnie z pkt 3. Ewentualne wybrane źródła danych określa się w dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania.

6. Zalecane udoskonalenie: Należy regularnie – co najmniej raz w roku – sprawdzać, czy dostępne są nowe źródła danych w celu udoskonalenia metod monitorowania. W przypadku gdy takie nowe źródła danych zostaną uznane za bardziej dokładne zgodnie z rankingiem przedstawionym w pkt 1, określa się je w dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania i jak najszybciej zaczyna się je stosować.

7. Techniczna wykonalność: W przypadku stwierdzenia, że zastosowanie określonej metodyki wyznaczania danych nie jest technicznie wykonalne, należy uzasadnić ten fakt w dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania. Fakt ten podlega ponownej ocenie podczas regularnych kontroli zgodnie z pkt 6. Takie uzasadnienie odnosi się do dostępności w instalacji zasobów technicznych mogących zaspokoić potrzeby proponowanego źródła danych lub proponowanej metody monitorowania, którą można wdrożyć w wymaganym czasie do celów niniejszego załącznika. Takie zasoby techniczne obejmują dostępność wymaganych technik i technologii.

8. Nieracjonalne koszty: W przypadku stwierdzenia, że zastosowanie określonej metodyki wyznaczania zbioru danych prowadzi do nieracjonalnych kosztów, należy uzasadnić ten fakt w dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania. Fakt ten podlega ponownej ocenie podczas regularnych kontroli zgodnie z pkt 6. To, czy koszty są nieracjonalne, ustala się w następujący sposób.

Koszty związane z wyznaczeniem konkretnego zbioru danych uznaje się za nieracjonalne, jeżeli szacowane koszty operatora są większe niż korzyści płynące z zastosowania danej metodyki wyznaczania danych. W tym celu korzyść oblicza się, mnożąc współczynnik udoskonalenia przez cenę referencyjną wynoszącą 20 EUR za tonę ekwiwalentu CO2, a w stosownych przypadkach koszty uwzględniają odpowiedni okres amortyzacji w oparciu o ekonomiczną użyteczność urządzenia.

Współczynnik udoskonalenia jest równy:

a) poprawie szacowanej niepewności pomiaru, wyrażonej w procentach, pomnożonej przez szacowaną wielkość powiązanych emisji w okresie sprawozdawczym. „Powiązane emisje” oznaczają:

1) emisje bezpośrednie spowodowane przez dany strumień materiałów wsadowych lub dane źródło emisji;

2) emisje przypisane do danej ilości mierzalnego ciepła;

3) emisje pośrednie związane z daną ilością energii elektrycznej;

4) emisje wbudowane związane z wyprodukowanym materiałem lub zużytym prekursorem;

b) 1 % powiązanych emisji w przypadku braku poprawy niepewności pomiaru.

Środków dotyczących udoskonalenia metodyki monitorowania instalacji nie uważa się za prowadzące do nieracjonalnych kosztów do czasu osiągnięcia łącznej kwoty 2 000 EUR na rok.

A.4.

Podział instalacji na procesy produkcji

Instalacje dzieli się na procesy produkcji za pomocą granic systemowych, które zapewniają możliwość monitorowania odpowiednich czynników produkcji, produktów i emisji zgodnie z sekcjami B–E niniejszego załącznika oraz przypisania emisji bezpośrednich i pośrednich do grup towarów określonych w sekcji 2 załącznika II, stosując zasady określone w sekcji F niniejszego załącznika.

Podziału instalacji na procesy produkcji dokonuje się w następujący sposób:

a) Dla każdej ze zbiorczych kategorii towarów zdefiniowanych w sekcji 2 załącznika II, które mają znaczenie dla danej instalacji, definiuje się pojedynczy proces produkcji.

b) Na zasadzie odstępstwa od lit. a) dla każdej ścieżki produkcyjnej definiuje się odrębne procesy produkcji, w przypadku gdy w tej samej instalacji stosowane są różne ścieżki produkcyjne zgodnie z sekcją 3 załącznika II dla tej samej zbiorczej kategorii towarów lub w przypadku gdy operator dobrowolnie wybiera różne towary lub grupy towarów do odrębnego monitorowania. Można również stosować bardziej zdezagregowaną definicję procesów produkcji, jeśli jest ona zgodna z kwalifikowalnym systemem monitorowania, raportowania i weryfikacji mającym zastosowanie do danej instalacji.

c) Na zasadzie odstępstwa od lit. a), w przypadku gdy co najmniej część prekursorów istotnych dla towarów złożonych jest produkowana w tej samej instalacji co towary złożone i gdy odpowiednie prekursory nie są przekazywane poza instalację do sprzedaży lub wykorzystania w innych instalacjach, produkcję prekursorów i towarów złożonych można objąć wspólnym procesem produkcji. W takim przypadku pomija się oddzielne obliczenie emisji wbudowanych związanych z prekursorami.

d) Można stosować następujące odstępstwa sektorowe od lit. a):

1) W przypadku gdy co najmniej dwa towary ze zbiorczych kategorii towarów: ruda spiekana, surówka, FeMn, FeCr, FeNi, żelazo DRI, stal surowa lub produkty z żeliwa lub stali są produkowane w tej samej instalacji, emisje wbudowane można monitorować i raportować przez zdefiniowanie jednego wspólnego procesu produkcji dla wszystkich tych towarów.

2) W przypadku gdy dwa lub więcej towarów z grup: produkty z aluminium nieobrobionego plastycznie lub produkty z aluminium są produkowane w tej samej instalacji, emisje wbudowane można monitorować i raportować przez zdefiniowanie jednego wspólnego procesu produkcji dla wszystkich tych towarów.

3) W przypadku produkcji nawozów mieszanych monitorowanie i raportowanie dla danego procesu produkcji można uprościć przez określenie jednolitej wartości emisji wbudowanych na tonę azotu zawartego w nawozach mieszanych, niezależnie od formy chemicznej azotu (amonowej, azotanowej lub mocznikowej).

e) W przypadku gdy część instalacji służy do produkcji towarów niewymienionych w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956, zalecanym udoskonaleniem jest monitorowanie tej części jako jednego dodatkowego procesu produkcji, co pozwoli potwierdzić kompletność danych dotyczących całkowitych emisji z instalacji.

B. MONITOROWANIE EMISJI BEZPOŚREDNICH NA POZIOMIE INSTALACJI

B.1.

Kompletność strumieni materiałów wsadowych i źródeł emisji

Granice instalacji i prowadzonych w niej procesów produkcji muszą być wyraźnie znane operatorowi oraz określone w dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania, z uwzględnieniem wymogów sektorowych określonych w sekcji 2 załącznika II, a także w sekcji B.9 niniejszego załącznika. Zastosowanie mają następujące zasady:

1. Jako wymóg minimalny należy uwzględnić wszystkie odpowiednie źródła emisji gazów cieplarnianych i strumienie materiałów wsadowych związane bezpośrednio lub pośrednio z produkcją towarów wymienionych w sekcji 2 załącznika II.

2. Zalecanym udoskonaleniem jest uwzględnienie wszystkich źródeł emisji i strumieni materiałów wsadowych całej instalacji w celu przeprowadzenia kontroli wiarygodności oraz kontroli efektywności energetycznej i emisyjnej instalacji jako całości.

3. Uwzględnia się wszystkie emisje z normalnego trybu działalności, jak i emisje z wydarzeń nietypowych, włącznie z rozruchem i wyłączeniem instalacji oraz sytuacjami awaryjnymi w okresie sprawozdawczym.

4. Nie uwzględnia się emisji z ruchomych maszyn służących do celów transportu.

B.2.

Wybór metodyki monitorowania

Stosowana metodyka jest jedną z następujących:

1. Metodyka oparta na obliczeniach, która polega na wyznaczaniu wielkości emisji ze strumieni materiałów wsadowych na podstawie danych dotyczących działalności uzyskanych za pomocą systemów pomiarowych oraz na podstawie dodatkowych parametrów uzyskanych z analiz laboratoryjnych lub wartości standardowych. Metodykę opartą na obliczeniach można wdrażać w postaci metody standardowej lub w postaci metody bilansu masowego.

2. Metodyka oparta na pomiarach, która polega na wyznaczaniu wielkości emisji ze źródeł emisji za pomocą ciągłego pomiaru stężenia odnośnego gazu cieplarnianego w spalinach oraz przepływu spalin.

Na zasadzie odstępstwa można stosować inne metodyki na warunkach określonych w art. 4 ust. 2, art. 4 ust. 3 i art. 5 niniejszego rozporządzenia.

Należy wybrać metodykę monitorowania, która zapewnia najdokładniejsze i najbardziej wiarygodne wyniki, z wyjątkiem przypadków, w których wymogi sektorowe zgodnie z sekcją B.9 wymagają zastosowania szczególnej metodyki. Zastosowana metodyka monitorowania może być kombinacją różnych metodyk w taki sposób, że różne części emisji z instalacji monitoruje się za pomocą jednej z mających zastosowanie metodyk.

W dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania wyraźnie wskazuje się:

a) dla którego strumienia materiałów wsadowych stosuje się standardową metodę opartą na obliczeniach lub metodę bilansu masowego, w tym szczegółowy opis sposobu wyznaczania każdego istotnego parametru przewidzianego w sekcji B.3.4 niniejszego załącznika;

b) dla którego źródła emisji stosuje się metodykę opartą na pomiarach, w tym opis wszystkich istotnych elementów przewidzianych w sekcji B.6 niniejszego załącznika;

c) dowody na to, że nie dochodzi do podwójnego liczenia ani że nie występują luki w danych dotyczących emisji z instalacji – za pomocą odpowiedniego schematu i opisu procesu prowadzonego w instalacji.

Emisje z instalacji określa się za pomocą

(równanie 4)

gdzie:

EmInst

oznacza (bezpośrednie) emisje z instalacji wyrażone w tonach ekwiwalentu CO2;

Emcalc,i

oznacza emisje ze strumienia materiałów wsadowych i określone przy użyciu metodyki opartej na obliczeniach, wyrażone w tonach ekwiwalentu CO2;

Emmeas,j

oznacza emisje ze źródła emisji j określone przy użyciu metodyki opartej na pomiarach, wyrażone w tonach ekwiwalentu CO2, a

Emother,k

oznacza emisje określone inną metodą, wskaźnik k wyrażony w tonach ekwiwalentu CO2.

B.3.

Wzory i parametry na potrzeby metodyki opartej na obliczeniach w odniesieniu do emisji CO2

B.3.1.

Metoda standardowa

Emisje oblicza się oddzielnie dla każdego strumienia materiałów wsadowych w następujący sposób:

B.3.1.1. Emisje pochodzące ze spalania

Emisje pochodzące ze spalania oblicza się za pomocą metody standardowej w następujący sposób:

(równanie 5)

gdzie:

Emi

oznacza emisje [t CO2] związane z paliwem i;

EFi

oznacza współczynnik emisji [t CO2/TJ] paliwa i;

ADi

oznacza dane dotyczące działalności [TJ] związane z paliwem i, obliczone jako

(równanie 6)

FQi

oznacza ilość [t lub m3] zużytego paliwa i;

NCVi

oznacza wartość opałową (wartość kaloryczną netto) [TJ/t lub TJ/m3] paliwa i;

OFi

oznacza współczynnik utleniania paliwa i (wielkość bezwymiarowa), obliczony jako

(równanie 7)

Cash

oznacza zawartość węgla pierwiastkowego w popiele i pyle z oczyszczania spalin, a

Ctotal.

oznacza całkowitą zawartość węgla pierwiastkowego w spalanym paliwie.

Aby zmniejszyć nakłady na monitorowanie, można zawsze przyjmować zachowawcze założenie, że OF = 1.

Pod warunkiem że prowadzi to do uzyskania większej dokładności, standardową metodę określania emisji pochodzących ze spalania można zmodyfikować w następujący sposób:

a) dane dotyczące działalności wyraża się jako ilość paliwa (tzn. w t lub m3);

b) EF wyraża się odpowiednio w t CO2/t paliwa lub t CO2/m3 paliwa oraz

c) w obliczeniach można pominąć NCV. Zalecanym udoskonaleniem jest jednak uwzględnianie NCV w raportowaniu, gdyż pozwala to na kontrolę spójności i monitorowanie efektywności energetycznej całego procesu produkcji.

Jeżeli współczynnik emisji paliwa i ma zostać obliczony na podstawie analizy zawartości węgla pierwiastkowego i NCV, stosuje się następujące równanie:

(równanie 8)

Jeżeli współczynnik emisji materiału lub paliwa wyrażony w t CO2/t ma zostać obliczony na podstawie analizy zawartości węgla pierwiastkowego, stosuje się następujące równanie:

(równanie 9)

gdzie:

f

oznacza stosunek mas molowych CO2 i C: f = 3,664 t CO2/t C.

Ponieważ – pod warunkiem spełnienia kryteriów podanych w sekcji B.3.3 – współczynnik emisji biomasy wynosi zero, fakt ten można uwzględnić dla paliw mieszanych (tj. paliw zawierających zarówno składniki kopalne, jak i pochodzące z biomasy) w następujący sposób:

(równanie 10)

gdzie:

EFpre,i

oznacza wstępny współczynnik emisji paliwa i (tj. współczynnik emisji przy założeniu, że całe paliwo jest pochodzenia kopalnego), a

BFi

oznacza frakcję biomasy w paliwie i (wielkość bezwymiarowa).

W przypadku paliw kopalnych i gdy frakcja biomasy nie jest znana, przyjmuje się zachowawczo, że wartość BFi

wynosi zero.

B.3.1.2. Emisje z procesów technologicznych

Emisje z procesów technologicznych oblicza się za pomocą metody standardowej w następujący sposób:

(równanie 11)

gdzie:

ADj

oznacza dane dotyczące działalności [t materiału] materiału j;

EFj

oznacza współczynnik emisji [t CO2/t] materiału j, a

CFj

oznacza współczynnik konwersji materiału j (wielkość bezwymiarowa).

Aby zmniejszyć nakłady na monitorowanie, można zawsze przyjmować zachowawcze założenie, że CFj

= 1.

W przypadku gdy do procesu wprowadzane są mieszane materiały wsadowe, które zawierają zarówno nieorganiczne, jak i organiczne postacie węgla, operator może albo:

1) określić całkowity wstępny współczynnik emisji dla materiału mieszanego poprzez analizę całkowitej zawartości węgla pierwiastkowego (CCj

) i przy użyciu współczynnika konwersji oraz – w stosownych przypadkach – frakcji biomasy i wartości opałowej związanych z tą całkowitą zawartością węgla pierwiastkowego; albo

2) określić zawartość organiczną i nieorganiczną osobno i traktować je jako dwa oddzielne strumienie materiałów wsadowych.

Biorąc pod uwagę dostępne systemy pomiarowe dla danych dotyczących działalności oraz dostępne metody określania współczynnika emisji, w przypadku emisji pochodzących z rozkładu węglanów dla każdego strumienia materiałów wsadowych wybiera się tę metodę spośród następujących dwóch, która zapewnia dokładniejsze wyniki:

— Metoda A (na podstawie wsadu): Współczynnik emisji, współczynnik konwersji i dane dotyczące działalności odnoszą się do ilości materiału wprowadzonego do procesu. Stosuje się standardowe współczynniki emisji czystych węglanów podane w tabeli 3 w załączniku VIII, z uwzględnieniem składu materiału określonego zgodnie z sekcją B.5 niniejszego załącznika.

— Metoda B (na podstawie produkcji): Współczynnik emisji, współczynnik konwersji i dane dotyczące działalności odnoszą się do ilości produktu uzyskanego z procesu. Stosuje się standardowe współczynniki emisji tlenków metali po dekarbonizacji podane w tabeli 4 w załączniku VIII, z uwzględnieniem składu danego materiału określonego zgodnie z sekcją B.5 niniejszego załącznika.

W odniesieniu do emisji CO2 z procesów technologicznych innych niż emisje z węglanów stosuje się metodę A.

B.3.2.

Metoda bilansu masowego

Ilości CO2 istotne dla każdego strumienia materiałów wsadowych oblicza się na podstawie zawartości węgla pierwiastkowego w każdym materiale, bez podziału na paliwa i wsady do procesu. Węgiel pierwiastkowy opuszczający instalację w produktach, a nie w postaci emisji, uwzględnia się w wyjściowych strumieniach materiałów wsadowych, w przypadku których dane dotyczące działalności są w związku z tym ujemne.

Emisje odpowiadające każdemu strumieniowi materiałów wsadowych oblicza się w następujący sposób:

(równanie 12)

gdzie:

ADk

oznacza dane dotyczące działalności [t] materiału k; w przypadku materiałów wyjściowych wielkość ADk

jest ujemna;

f

oznacza stosunek mas molowych CO2 i C: f = 3,664 t CO2/t C, a

CCk

oznacza zawartość węgla pierwiastkowego w materiale k (wielkość bezwymiarowa i dodatnia).

Jeżeli zawartość węgla pierwiastkowego w paliwie k oblicza się na podstawie współczynnika emisji wyrażonego w t CO2/TJ, stosuje się następujące równanie:

(równanie 13)

Jeżeli zawartość węgla pierwiastkowego w materiale lub paliwie k oblicza się na podstawie współczynnika emisji wyrażonego w t CO2/t, stosuje się następujące równanie:

(równanie 14)

W przypadku paliw mieszanych, czyli paliw zawierających zarówno składniki kopalne, jak i pochodzące z biomasy lub materiały mieszane, można – pod warunkiem spełnienia kryteriów podanych w sekcji B.3.3 – uwzględnić frakcję biomasy w następujący sposób:

(równanie 15)

gdzie:

CCpre,k

oznacza wstępną zawartość węgla pierwiastkowego w paliwie k (tj. współczynnik emisji przy założeniu, że całe paliwo jest pochodzenia kopalnego), a

BFk

oznacza frakcję biomasy w paliwie k (wielkość bezwymiarowa).

W przypadku paliw lub materiałów kopalnych i gdy frakcja biomasy nie jest znana, wartość BF przyjmuje się zachowawczo jako zero. W przypadku gdy biomasa jest wykorzystywana jako materiał wsadowy lub paliwo, a materiały wyjściowe zawierają węgiel pierwiastkowy, w ogólnym bilansie masowym frakcję biomasy należy traktować zachowawczo, co oznacza, że frakcja biomasy w całkowitej zawartości węgla pierwiastkowego w materiałach wyjściowych nie może przekraczać całkowitej frakcji biomasy zawartej w materiałach wsadowych i paliwach, z wyjątkiem sytuacji, gdy operator dostarczy dowody na obecność wyższej frakcji biomasy w materiałach wyjściowych za pomocą metody „atomów znaczonych” (stechiometrycznej) lub analiz 14C.

B.3.3.

Kryteria uznawania emisji z biomasy za zerowe

Biomasa wykorzystywana jako paliwo do spalania musi spełniać kryteria określone w niniejszej sekcji. W przypadku gdy biomasa wykorzystywana do spalania nie spełnia niniejszych kryteriów, jej zawartość węgla pierwiastkowego uznaje się za węgiel kopalny.

1. Biomasa musi spełniać kryteria zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych określone w art. 29 ust. 2–7 i ust. 10 dyrektywy (UE) 2018/2001.

2. Na zasadzie odstępstwa od poprzedniego punktu biomasa wchodząca w skład odpadów i pozostałości innych niż pozostałości pochodzące z rolnictwa, akwakultury, rybołówstwa i leśnictwa lub z nich wyprodukowana musi spełniać jedynie kryteria określone w art. 29 ust. 10 dyrektywy (UE) 2018/2001. Niniejszy punkt stosuje się również do odpadów i pozostałości, które, zanim zostaną przetworzone w paliwa, najpierw są przetwarzane w produkt.

3. Energia elektryczna, energia ciepła i chłodu wytwarzane ze stałych odpadów komunalnych nie podlegają kryteriom określonym w art. 29 ust. 10 dyrektywy (UE) 2018/2001.

4. Kryteria określone w art. 29 ust. 2–7 i ust. 10 dyrektywy (UE) 2018/2001 stosuje się niezależnie od pochodzenia geograficznego biomasy.

5. Zgodność z kryteriami określonymi w art. 29 ust. 2–7 i ust. 10 dyrektywy (UE) 2018/2001 ocenia się zgodnie z art. 30 i art. 31 ust. 1 tej dyrektywy.

B.3.4.

Odnośne parametry

Zgodnie ze wzorami podanymi w sekcjach B.3.1–B.3.3 niniejszego załącznika dla każdego strumienia materiałów wsadowych określa się następujące parametry:

1. Metoda standardowa, spalanie:

— Wymóg minimalny: ilość paliwa (t lub m3), współczynnik emisji (t CO2/t lub t CO2/m3).

— Zalecane udoskonalenie: ilość paliwa (t lub m3), NCV (TJ/t lub TJ/m3), współczynnik emisji (t CO2/TJ), współczynnik utleniania, frakcja biomasy, dowód spełnienia kryteriów sekcji B.3.3.

2. Metoda standardowa, emisje z procesów technologicznych:

— Wymóg minimalny: dane dotyczące działalności (t lub m3), współczynnik emisji (t CO2/t lub t CO2/m3).

— Zalecane udoskonalenie: dane dotyczące działalności (t lub m3), współczynnik emisji (t CO2/t lub t CO2/m3), współczynnik konwersji.

3. Bilans masowy:

— Wymóg minimalny: ilość materiału (t), zawartość węgla pierwiastkowego (t C/t materiału).

— Zalecane udoskonalenie: ilość materiału (t), zawartość węgla pierwiastkowego (t C/t materiału), NCV (TJ/t), frakcja biomasy, dowód spełnienia kryteriów sekcji B.3.3.

B.4.

Wymogi w odniesieniu do danych dotyczących działalności

B.4.1.

Dokonywanie pomiarów ciągłych lub partiami

W przypadku gdy dla okresu sprawozdawczego należy określić ilości paliw lub materiałów, w tym towarów lub produktów pośrednich, można wybrać jedną z poniższych metod i wskazać ją w dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania:

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

2) na podstawie zagregowanych wyników pomiarów osobno (partiami) dostarczanych lub wytworzonych ilości, z uwzględnieniem odpowiednich zmian w zapasach. W tym celu stosuje się następujące zasady:

a) ilość paliwa lub materiału zużytego w okresie sprawozdawczym oblicza się jako ilość paliwa lub materiału wprowadzoną do instalacji w okresie sprawozdawczym pomniejszoną o ilość paliwa lub materiału wyprowadzoną z instalacji oraz powiększoną o ilość paliwa lub materiału, którą obejmują zapasy na początku okresu sprawozdawczego, i pomniejszoną o ilość paliwa lub materiału, którą obejmują zapasy na końcu okresu sprawozdawczego;

b) poziomy produkcji towarów lub produktów pośrednich oblicza się jako ilość wyprowadzoną z instalacji w okresie sprawozdawczym pomniejszoną o ilość wprowadzoną do instalacji oraz pomniejszoną o ilość produktu lub materiału, którą obejmują zapasy na początku okresu sprawozdawczego, i powiększoną o ilość produktu lub materiału, którą obejmują zapasy na końcu okresu sprawozdawczego. Aby nie dochodziło do podwójnego liczenia, produkty pochodzące z procesu produkcji zwracane do tego samego procesu produkcji odejmuje się od poziomów produkcji.

Gdy wyznaczenie ilości objętych zapasami w drodze bezpośredniego pomiaru nie jest technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów, takie ilości można oszacować na podstawie jednej z następujących informacji:

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

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

Gdy wyznaczenie ilości produktów, materiałów lub paliw dla całego okresu sprawozdawczego nie jest technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów, można wybrać następny najbardziej odpowiedni dzień, który oddzieli dany okres sprawozdawczy od kolejnego. Dzień ten należy odpowiednio uzgodnić z wymaganym okresem sprawozdawczym. Odchylenia występujące w przypadku każdego produktu, materiału lub paliwa muszą być wyraźnie odnotowane, stanowiąc podstawę wartości reprezentatywnej dla okresu sprawozdawczego, a następnie muszą być spójnie uwzględnione w odniesieniu do następnego roku.

B.4.2.

Kontrola operatora nad systemami pomiarowymi

Preferowaną metodą określania ilości produktów, materiałów lub paliw jest stosowanie przez operatora instalacji systemów pomiarowych, które znajdują się pod jego kontrolą. Systemy pomiarowe znajdujące się poza kontrolą operatora, w szczególności te znajdujące się pod kontrolą dostawcy materiału lub paliwa, można stosować w następujących przypadkach:

1) gdy operator nie posiada własnego systemu pomiarowego umożliwiającego określenie odpowiedniego zbioru danych;

2) gdy określenie zbioru danych za pomocą własnego systemu pomiarowego operatora nie jest technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów;

3) gdy operator ma dowody na to, że system pomiarowy znajdujący się poza kontrolą operatora daje bardziej wiarygodne wyniki i jest mniej narażony na ryzyko nieprawidłowości.

W przypadku korzystania z systemów pomiarowych znajdujących się poza kontrolą operatora odpowiednimi źródłami danych są:

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

2) bezpośrednie odczyty z takich systemów pomiarowych.

B.4.3.

Wymogi dotyczące systemów pomiarowych

Należy zapewnić gruntowną analizę niepewności związanej z mierzonymi ilościami paliw i materiałów, w tym wpływu środowiska operacyjnego oraz, w stosownych przypadkach, niepewności związanej z określaniem stanu zapasów. Przyrządy pomiarowe należy wybierać tak, aby zapewnić najniższą możliwą niepewność, której uzyskanie nie będzie prowadzić do nieracjonalnych kosztów, oraz tak, aby były one odpowiednie do środowiska, w którym są używane, zgodnie z obowiązującymi normami i wymaganiami technicznymi. Pierwszeństwo mają przyrządy podlegające prawnej kontroli metrologicznej, o ile są one dostępne. W tym przypadku jako wartość niepewności można podać największy dopuszczalny błąd w użytkowaniu określony właściwymi przepisami krajowymi dotyczącymi prawnej kontroli metrologicznej w odniesieniu do odpowiedniego zadania pomiarowego.

W przypadku gdy zachodzi konieczność wymiany przyrządu pomiarowego z powodu jego nieprawidłowego działania lub z uwagi na to, że kalibracja wykazała, iż przestał on spełniać wymagania, należy zastąpić go przyrządem zapewniającym uzyskanie tego samego lub mniejszego poziomu niepewności w porównaniu z istniejącym przyrządem.

B.4.4.

Zalecane udoskonalenie

Za zalecane udoskonalenie uważa się osiągnięcie niepewności pomiaru współmiernej do całkowitej emisji strumienia materiałów wsadowych lub źródła emisji, przy najniższej niepewności dotyczącej największych części emisji. Do celów orientacyjnych, w przypadku emisji przekraczających 500 000 t CO2 rocznie niepewność w całym okresie sprawozdawczym, z uwzględnieniem zmian zapasów, jeśli takie zmiany zachodzą, powinna wynosić 1,5 % lub mniej. W przypadku emisji poniżej 10 000 t CO2 rocznie dopuszczalna jest niepewność poniżej 7,5 %.

B.5.

Wymogi w zakresie współczynników obliczeniowych dotyczących CO2

B.5.1.

Metody wyznaczania współczynników obliczeniowych

W celu wyznaczenia współczynników obliczeniowych wymaganych na potrzeby metodyki opartej na obliczeniach można wybrać jedną z poniższych metod:

1) korzystanie z wartości standardowych;

2) korzystanie z danych przybliżonych opartych na empirycznych korelacjach między odpowiednim współczynnikiem obliczeniowym a innymi parametrami, które łatwiej jest zmierzyć;

3) korzystanie z wartości opartych na analizie laboratoryjnej.

Współczynniki obliczeniowe wyznacza się w sposób spójny ze stanem wykorzystanym w związku z danymi dotyczącymi działalności, odnosząc się do stanu paliwa lub materiału, w którym kupuje się paliwo lub materiał bądź używa się go w procesie powodującym emisje, zanim wyschnie lub zostanie poddany innemu przetworzeniu na potrzeby analizy laboratoryjnej. Jeśli prowadzi to do nieracjonalnych kosztów lub jeśli można osiągnąć większą dokładność, można zgłaszać dane dotyczące działalności i współczynniki obliczeniowe w sposób spójny, odnosząc się do stanu, w którym przeprowadzono analizy laboratoryjne.

B.5.2.

Obowiązujące wartości standardowe

Wartości standardowe typu I należy stosować tylko wówczas, gdy dla tego samego parametru i materiału lub paliwa nie jest dostępna wartość standardowa typu II.

Wartości standardowe typu I to:

a) współczynniki standardowe określone w załączniku VIII;

b) współczynniki standardowe zawarte w najnowszych wytycznych IPCC dotyczących wykazów gazów cieplarnianych (

5

);

c) wartości oparte na analizach laboratoryjnych przeprowadzonych w przeszłości, nie wcześniej niż przed pięcioma laty, i uznanych za reprezentatywne dla danego paliwa lub materiału.

Wartości standardowe typu II to:

a) współczynniki standardowe stosowane przez kraj, w którym znajduje się instalacja, w ostatniej krajowej inwentaryzacji przekazanej do Sekretariatu Ramowej konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu;

b) wartości ogłoszone przez krajowe instytucje badawcze, organy publiczne, organy normalizacyjne, urzędy statystyczne itp. na potrzeby bardziej zdezagregowanej sprawozdawczości dotyczącej emisji niż opisana w poprzednim punkcie;

c) wartości określone i gwarantowane przez dostawcę paliwa lub materiału, jeśli istnieją dowody, że zawartość węgla pierwiastkowego wykazuje 95 % przedział ufności nieprzekraczający 1 %;

d) wartości stechiometryczne dotyczące zawartości węgla pierwiastkowego i powiązane wartości określone na podstawie literatury dotyczące wartości opałowej (NCV) czystej substancji;

e) wartości oparte na analizach laboratoryjnych przeprowadzonych w przeszłości, nie wcześniej niż przed dwoma laty, i uznanych za reprezentatywne dla danego paliwa lub materiału.

Aby zapewnić spójność na przestrzeni czasu, wszelkie stosowane wartości standardowe określa się w dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania i można zmieniać je tylko wówczas, gdy istnieją dowody na to, że nowa wartość jest bardziej odpowiednia i reprezentatywna dla stosowanego paliwa lub materiału niż poprzednia. Jeśli wartości standardowe zmieniają się z roku na rok, w dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania określa się – zamiast samej wartości – właściwe autorytatywne źródło danej wartości.

B.5.3.

Ustalanie korelacji na potrzeby określania danych przybliżonych

Dane przybliżone dotyczące zawartości węgla pierwiastkowego lub współczynnika emisji można określić na podstawie następujących parametrów, w połączeniu z korelacją empiryczną ustalaną co najmniej raz w roku zgodnie z wymogami dotyczącymi analiz laboratoryjnych podanymi w sekcji B.5.4 niniejszego załącznika:

a) pomiar gęstości określonych olejów lub gazów, w tym wspólnych dla rafinerii lub dla przemysłu stalowego;

b) wartość opałowa poszczególnych typów węgla.

Korelacja musi spełniać wymogi dobrej praktyki przemysłowej i może być stosowana wyłącznie do wartości przybliżonych wchodzących w zakres, dla którego została określona.

B.5.4.

Wymogi dotyczące analiz laboratoryjnych

W przypadku gdy do określenia właściwości (w tym wilgotności, czystości, stężenia, zawartości węgla pierwiastkowego, frakcji biomasy, wartości opałowej, gęstości) produktów, materiałów, paliw lub gazów odlotowych lub do ustalenia korelacji między parametrami w celu pośredniego określenia niezbędnych danych wymagane jest przeprowadzenie analiz laboratoryjnych, analizy te muszą być zgodne z wymogami niniejszej sekcji.

Wyniki analizy wykorzystuje się wyłącznie w odniesieniu do okresu dostawy bądź partii paliwa lub materiału, którego próbki pobrano i dla którego próbki miały być reprezentatywne. Wyznaczając określony parametr, wykorzystuje się wyniki wszystkich analiz przeprowadzonych w odniesieniu do takiego parametru.

B.5.4.1. Stosowanie norm

Wszelkie analizy, pobieranie próbek, kalibracje i walidacje do celów wyznaczenia współczynników obliczeniowych prowadzi się z zastosowaniem metod opartych na odpowiednich normach ISO. Jeżeli normy takie są niedostępne, stosuje się metody oparte na odpowiednich normach EN lub normach krajowych lub wymogach określonych w kwalifikowalnym systemie monitorowania, raportowania i weryfikacji. Jeśli nie istnieją żadne opublikowane właściwe normy, można stosować odpowiednie projekty norm, wytyczne dotyczące najlepszych praktyk branżowych lub inną naukowo sprawdzoną metodykę, ograniczając błędy w zakresie pobierania próbek i pomiaru.

B.5.4.2. Zalecenia dotyczące planu pobierania próbek i minimalnej częstotliwości analiz

Należy stosować minimalne częstotliwości analiz odnośnych paliw i materiałów wymienione w tabeli 1 w niniejszym załączniku. Inną częstotliwość analiz można stosować w następujących przypadkach:

a) gdy w tabeli nie podano wymaganej minimalnej częstotliwości;

b) gdy w kwalifikowalnym systemie monitorowania, raportowania i weryfikacji przewidziano inną minimalną częstotliwość analiz dla tego samego rodzaju materiału lub paliwa;

c) gdy minimalna częstotliwość wymieniona w tabeli 1 w niniejszym załączniku prowadziłaby do nieracjonalnych kosztów;

d) gdy można wykazać, że z danych historycznych, w tym wyników analiz dotyczących odnośnych paliw lub materiałów w okresie sprawozdawczym bezpośrednio poprzedzającym aktualny okres sprawozdawczy, wynika, że wszelka zmienność wyników analiz dotyczących odnośnego paliwa lub materiału nie przekracza 1/3 wartości niepewności w odniesieniu do wyznaczania wartości danych dotyczących działalności związanych z odnośnym paliwem lub materiałem.

W przypadku gdy instalacja działa wyłącznie przez część roku lub gdy paliwa lub materiały są dostarczane w partiach zużywanych w okresie dłuższym niż okres sprawozdawczy, można wybrać bardziej odpowiedni harmonogram analiz, pod warunkiem że w rezultacie otrzymuje się niepewność porównywalną do niepewności, której wartość określono w ostatnim punkcie poprzedniego akapitu.

Tabela 1

Minimalne częstotliwości analiz

Paliwo/materiał

Minimalna częstotliwość analiz

Gaz ziemny

Co najmniej raz na tydzień

Inne gazy, w szczególności gaz do syntezy i gazy z procesów technologicznych, takie jak: mieszanina gazów rafineryjnych, gaz koksowniczy, gaz wielkopiecowy, gaz konwertorowy, gaz z wydobycia ropy naftowej i gaz z wydobycia gazu ziemnego

Co najmniej raz dziennie – przy zastosowaniu właściwych procedur w różnych porach dnia

Oleje opałowe (np. lekki, średni i ciężki olej opałowy, bitum)

Co 20 000 ton paliwa i co najmniej sześć razy do roku

Węgiel, węgiel koksujący, koks ponaftowy, torf

Co 20 000 ton paliwa/materiału i co najmniej sześć razy do roku

Pozostałe paliwa

Co 10 000 ton paliwa i co najmniej cztery razy do roku

Nieprzetworzone odpady stałe (czyste kopaliny lub mieszanina biomasy i kopalin)

Co 5 000 ton odpadów i co najmniej cztery razy do roku

Odpady płynne, wstępnie przetworzone odpady stałe

Co 10 000 ton odpadów i co najmniej cztery razy do roku

Minerały węglanowe (w tym wapień i dolomit)

Co 50 000 ton odpadów i co najmniej cztery razy do roku

Gliny i łupki

Ilości materiału odpowiadające emisji 50 000 ton CO2 i co najmniej cztery razy do roku

Inne materiały (produkt podstawowy, pośredni i końcowy)

W zależności od rodzaju materiału i jego odmiany – ilości materiału odpowiadające emisji 50 000 ton CO2 i co najmniej cztery razy do roku

Próbki muszą być reprezentatywne dla całej partii lub okresu dostaw, w odniesieniu do których zostały pobrane. Aby zapewnić reprezentatywność, należy wziąć pod uwagę heterogeniczność materiału, a także wszystkie inne istotne aspekty, takie jak dostępny sprzęt do pobierania próbek, możliwe rozdzielenie faz lub lokalny rozkład wielkości cząstek, stabilność próbek itp. Metodę pobierania próbek określa się w dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania.

Za zalecane udoskonalenie uważa się stosowanie osobnego planu pobierania próbek dla każdego odnośnego materiału lub paliwa, zgodnego z obowiązującymi normami, zawierającego odpowiednie informacje o metodyce przygotowywania próbek, w tym o obowiązkach, lokalizacjach, częstotliwościach i ilościach, a także o metodyce przechowywania i transportu próbek.

B.5.4.3. Zalecenia dotyczące laboratoriów

Laboratoria przeprowadzające analizy mające na celu wyznaczenie współczynników obliczeniowych muszą być akredytowane zgodnie z normą ISO/IEC 17025 w odniesieniu do odpowiednich metod analitycznych. Z laboratoriów nieakredytowanych można korzystać do celów wyznaczenia współczynników obliczeniowych tylko wówczas, gdy istnieją dowody, że dostęp do laboratoriów akredytowanych nie jest technicznie wykonalny lub prowadziłby do nieracjonalnych kosztów, a laboratorium nieakredytowane posiada wystarczające kompetencje. Uznaje się, że laboratorium posiada wystarczające kompetencje, jeśli spełnia wszystkie poniższe warunki:

1) jest ekonomicznie niezależne od operatora lub przynajmniej pod względem organizacyjnym wyłączone spod wpływu podmiotu zarządzającego instalacją;

2) stosuje obowiązujące standardy dotyczące wymaganych analiz;

3) zatrudnia pracowników kompetentnych do wykonywania określonych przydzielonych im zadań;

4) odpowiednio zarządza pobieraniem i przygotowywaniem próbek, w tym kontrolą integralności próbki;

5) regularnie przeprowadza proces zapewnienia jakości w odniesieniu do kalibracji, pobierania próbek i metod analitycznych, stosując w tym celu odpowiednie metody, w tym regularny udział w programach badania biegłości, stosowanie metod analitycznych do certyfikowanych materiałów referencyjnych lub porównywanie wyników z laboratorium akredytowanym;

6) odpowiednio zarządza urządzeniami, w tym przez przestrzeganie i wdrażanie procedur kalibracji, regulacji, utrzymania i naprawy urządzeń, a także prowadzenie rejestru takich działań.

B.5.5.

Zalecane metody wyznaczania współczynników obliczeniowych

Za zalecane udoskonalenie uważa się stosowanie wartości standardowych wyłącznie w odniesieniu do strumieni materiałów wsadowych, które odpowiadają niewielkim ilościom emisji, oraz stosowanie analiz laboratoryjnych do wszystkich głównych strumieni materiałów wsadowych. Poniższa lista przedstawia mające zastosowanie metody w kolejności zgodnej ze wzrostem jakości danych:

1) wartości standardowe typu I;

2) wartości standardowe typu II;

3) korelacje na potrzeby określania danych przybliżonych;

4) analizy przeprowadzane poza kontrolą operatora, np. przez dostawcę paliwa lub materiału, zawarte w dokumentach zakupu, bez dalszych informacji na temat zastosowanych metod;

5) analizy przeprowadzane w laboratoriach nieakredytowanych lub w laboratoriach akredytowanych, ale z zastosowaniem uproszczonych metod pobierania próbek;

6) analizy przeprowadzane w laboratoriach akredytowanych, stosujących najlepsze praktyki w zakresie pobierania próbek.

B.6.

Wymogi dotyczące stosowania metodyki opartej na pomiarach w odniesieniu do CO2 i N2O

B.6.1.

Przepisy ogólne

W przypadku metodyki opartej na pomiarach wymagane jest korzystanie z systemu ciągłych pomiarów emisji (CEMS) zainstalowanego w odpowiednim punkcie pomiarowym.

W odniesieniu do monitorowania emisji N2O stosowanie metodyki opartej na pomiarach jest obowiązkowe. Natomiast w przypadku CO2 stosuje się ją tylko wówczas, gdy istnieją dowody na to, że prowadzi ona do uzyskania dokładniejszych danych niż metodyka oparta na obliczeniach. Zastosowanie mają wymogi dotyczące niepewności systemów pomiarowych zgodnie z sekcją B.4.3 niniejszego załącznika.

CO emitowany do atmosfery traktuje się jako molowo równoważną ilość CO2.

Jeżeli istnieje kilka źródeł emisji w jednej instalacji i nie można ich zmierzyć jako jednego źródła, operator mierzy emisje z takich źródeł emisji oddzielnie i sumuje wyniki, otrzymując całkowitą wielkość emisji danego gazu w okresie sprawozdawczym.

B.6.2.

Metoda i obliczenia

B.6.2.1. Emisje w okresie sprawozdawczym (emisje roczne)

Całkowitą wielkość emisji ze źródła emisji w okresie sprawozdawczym wyznacza się, sumując za cały okres sprawozdawczy wszystkie wartości godzinowe zmierzonego stężenia gazów cieplarnianych pomnożone przez wartości godzinowe przepływu spalin, przy czym wartości godzinowe stanowią średnie wartości wszystkich indywidualnych wyników pomiarów w odnośnej godzinie pracy, z zastosowaniem wzoru:

(równanie 16)

gdzie:

GHG Emtotal

oznacza całkowitą roczną wielkość emisji gazów cieplarnianych w tonach;

GHG conchourly,i

oznacza godzinowe stężenia emisji gazów cieplarnianych w g/Nm3 w przepływie spalin mierzone podczas pracy w odniesieniu do godziny lub krótszego okresu odniesienia i;

Vgodz., ihourly,i

oznacza objętość spalin w Nm3 na godzinę lub krótszy okres odniesienia i, wyznaczoną przez całkowanie przepływu w okresie odniesienia, a

HoursOp

oznacza łączną liczbę godzin (lub krótszych okresów odniesienia), w których stosowana jest metodyka oparta na pomiarach, w tym godziny, w odniesieniu do których dane zostały zastąpione zgodnie z sekcją B.6.2.6 niniejszego załącznika.

Wskaźnik i odnosi się do pojedynczej godziny pracy (lub pojedynczych okresów odniesienia).

Średnie wartości godzinowe dla każdego mierzonego parametru oblicza się przed przystąpieniem do dalszego przetwarzania danych, wykorzystując wszystkie punkty danych dostępne dla takiej określonej godziny. Jeśli możliwe jest pozyskanie danych dotyczących krótszych okresów odniesienia bez ponoszenia dodatkowych kosztów, do wyznaczania rocznej wielkości emisji korzysta się z takich okresów.

B.6.2.2. Wyznaczanie stężenia gazów cieplarnianych

Stężenie branych pod uwagę gazów cieplarnianych w spalinach wyznacza się w drodze ciągłych pomiarów w reprezentatywnym punkcie, stosując jeden z następujących sposobów:

— pomiar bezpośredni stężenia gazów cieplarnianych;

— pomiar pośredni: w przypadku wysokiego stężenia w spalinach stężenie gazów cieplarnianych można obliczyć przez pośredni pomiar stężenia z uwzględnieniem zmierzonych wartości stężenia wszystkich innych składników i w strumieniu gazów z zastosowaniem następującego wzoru:

(równanie 17)

gdzie:

conci

oznacza stężenie składnika gazowego i.

B.6.2.3. Emisje CO2 z biomasy

W stosownych przypadkach od całkowitej zmierzonej emisji CO2 można odjąć każdą ilość CO2 pochodzącą z biomasy, która spełnia kryteria podane w sekcji B.3.3 niniejszego załącznika, pod warunkiem zastosowania jednej z następujących metod w odniesieniu do ilości emisji CO2 z biomasy:

1) metodyka oparta na obliczeniach, w tym metodyki, w których wykorzystuje się analizy i pobieranie próbek na podstawie normy ISO 13833 (Emisja ze źródeł stacjonarnych – Oznaczanie stosunku ditlenku węgla pochodzącego z biomasy (biogennego) i węgla kopalnego – Pobieranie próbek i oznaczanie radiowęgla);

2) inna metoda opierająca się na odpowiedniej normie, w tym ISO 18466 (Emisja ze źródeł stacjonarnych – Oznaczanie frakcji biogennej w CO2 z gazów odlotowych przy użyciu metody bilansu);

3) inna metoda dopuszczalna zgodnie z kwalifikowalnym systemem monitorowania, raportowania i weryfikacji.

B.6.2.4. Wyznaczanie emisji ekwiwalentu CO2 z N2O

W przypadku pomiarów N2O całkowitą roczną wielkość emisji N2O ze wszystkich źródeł emisji, mierzoną w tonach do trzech miejsc po przecinku, przelicza się na roczną wielkość CO2e w tonach po zaokrągleniu, stosując poniższy wzór i wartości współczynnika globalnego ocieplenia (GWP) podane w załączniku VIII:

CO2e [t] = N2Oannual[t] × GWPN2O

(równanie 18)

gdzie:

N2Oannual

oznacza całkowitą roczną wielkość emisji N2O obliczoną zgodnie z sekcją B.6.2.1 niniejszego załącznika.

B.6.2.5. Wyznaczanie przepływu spalin

Wartość przepływu spalin można wyznaczyć za pomocą jednej z następujących metod:

— obliczenie z zastosowaniem odpowiedniego bilansu masowego, z uwzględnieniem wszystkich istotnych parametrów od strony wejścia, w tym w przypadku emisji CO2 co najmniej ładunków materiału wsadowego, dopływu powietrza i sprawności procesu, a także od strony wyjścia, w tym co najmniej wielkości produkcji oraz stężenia tlenu (O2), dwutlenku siarki (SO2) i tlenków azotu (NOx);

— wyznaczenie w drodze ciągłego pomiaru przepływu w reprezentatywnym punkcie.

B.6.2.6. Postępowanie w przypadku luk w pomiarach

Jeśli urządzenie do prowadzenia ciągłego pomiaru danego parametru jest poza kontrolą, poza zasięgiem lub nie działa przez część godziny lub okresu odniesienia, odnośną średnią godzinową oblicza się proporcjonalnie do pozostałych punktów danych dla takiej określonej godziny lub krótszego okresu referencyjnego, pod warunkiem że dostępnych jest co najmniej 80 % maksymalnej liczby punktów danych odnoszących się do parametru.

W przypadku, gdy dostępnych jest mniej niż 80 % maksymalnej liczby punktów danych dla danego parametru, korzysta się z następujących metod.

— W przypadku parametru mierzonego bezpośrednio, takiego jak stężenie, korzysta się z wartości zastępczej jako sumy średniego stężenia i dwukrotności odchylenia standardowego związanego z taką średnią, stosując następujące równanie:

(równanie 19)

gdzie:

oznacza średnią arytmetyczną stężenia określonego parametru w całym okresie sprawozdawczym lub, jeśli utracie danych towarzyszyły szczególne okoliczności, odpowiedni okres odzwierciedlający takie szczególne okoliczności, a

σ

c

oznacza najlepsze oszacowanie odchylenia standardowego stężenia określonego parametru w całym okresie sprawozdawczym lub, jeśli utracie danych towarzyszyły szczególne okoliczności, odpowiedni okres odzwierciedlający takie szczególne okoliczności.

Jeśli okres sprawozdawczy nie ma zastosowania do wyznaczania takich wartości zastępczych ze względu na znaczne zmiany technologiczne w instalacji, wybiera się inne wystarczająco reprezentatywne ramy czasowe wyznaczania średniej i odchylenia standardowego, w miarę możliwości obejmujące co najmniej sześć miesięcy.

— W przypadku parametru innego niż stężenie, wartości zastępcze takiego parametru wyznacza się za pomocą odpowiedniego modelu bilansu masowego lub bilansu energii w procesie. Walidacji tego modelu dokonuje się, wykorzystując pozostałe zmierzone parametry metodyki opartej na pomiarach oraz dane w normalnych warunkach pracy, z uwzględnieniem okresu o takim samym czasie trwania, co luka w danych.

B.6.3.

Wymogi dotyczące jakości

Wszystkich pomiarów dokonuje się z zastosowaniem metod opartych na normach:

1) ISO 20181:2023 Emisja ze źródeł stacjonarnych – Zapewnienie jakości automatycznych systemów pomiarowych

2) ISO 14164:1999 Emisja ze źródeł stacjonarnych – Pomiar strumienia objętości gazu w kanałach – Metoda automatyczna

3) ISO 14385-1:2014 Emisja ze źródeł stacjonarnych – Gazy cieplarniane – Część 1: Kalibracja automatycznych systemów pomiarowych

4) ISO 14385-2:2014 Emisja ze źródeł stacjonarnych – Gazy cieplarniane – Część 2: Ciągła kontrola jakości automatycznych systemów pomiarowych

5) inne odpowiednie normy ISO, w szczególności ISO 16911-2 (Emisja ze źródeł stacjonarnych – Manualne i automatyczne wyznaczanie prędkości i strumienia objętości w przewodach).

Jeśli nie istnieją żadne opublikowane właściwe normy, stosuje się odpowiednie projekty norm, wytyczne dotyczące najlepszych praktyk branżowych lub inną naukowo sprawdzoną metodykę, ograniczając błędy w zakresie pobierania próbek i pomiaru.

Uwzględnia się wszystkie istotne aspekty systemu ciągłych pomiarów, w tym lokalizację urządzeń, kalibrację, pomiary, zapewnianie jakości i kontrolę jakości.

Laboratoria przeprowadzające pomiary, kalibrację oraz ocenę odnośnych urządzeń dla systemów ciągłych pomiarów emisji muszą być akredytowane zgodnie z normą ISO/IEC 17025 w odniesieniu do odpowiednich metod analitycznych lub kalibracji. Jeżeli laboratorium nie posiada takiej akredytacji, musi posiadać wystarczające kompetencje zgodnie z sekcją B.5.4.3 niniejszego załącznika.

B.6.4.

Obliczenie potwierdzające wielkości emisji

Wielkości emisji CO2wyznaczone z zastosowaniem metodyki opartej na pomiarach potwierdza się, obliczając roczne wielkości emisji każdego z branych pod uwagę gazów cieplarnianych w odniesieniu do tych samych źródeł emisji i strumieni materiałów wsadowych. W tym celu można odpowiednio uprościć wymogi określone w sekcjach B.4–B.6 niniejszego załącznika.

B.6.5.

Wymogi minimalne dotyczące ciągłych pomiarów emisji

Wymogiem minimalnym jest osiągnięcie niepewności na poziomie 7,5 % emisji gazów cieplarnianych ze źródła emisji w całym okresie sprawozdawczym. W przypadku niewielkich źródeł emisji lub w wyjątkowych okolicznościach dopuszczalna niepewność może wynosić 10 %. Zalecanym udoskonaleniem jest osiągnięcie niepewności na poziomie 2,5 % przynajmniej w przypadku źródeł emisji emitujących ponad 100 000 ton kopalnego ekwiwalentu CO2 na okres sprawozdawczy.

B.7.

Wymogi dotyczące określania emisji perfluorowęglowodorów

Monitorowanie obejmuje emisje perfluorowęglowodorów (PFC) wynikające z efektów anodowych, w tym emisje niezorganizowane perfluorowęglowodorów. Emisje niewynikające z efektów anodowych określa się w oparciu o metody szacowania zgodnie z najlepszymi praktykami branżowymi, w szczególności wytycznymi Międzynarodowego Instytutu Aluminium.

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(równanie 20)

Wydajność zbierania mierzy się po określeniu współczynników emisji właściwych dla instalacji.

Emisje CF4 i C2F6 z kanału lub komina oblicza się, stosując jedną z następujących metod:

1. metodę A, przewidującą rejestrację czasu trwania efektu anodowego na wanno-dobę;

2. metodę B, przewidującą rejestrację nadnapięcia efektu anodowego.

B.7.1.

Metoda obliczeniowa A – metoda nachylenia

W celu wyznaczenia wielkości emisji PFC stosuje się następujące równania:

emisje CF4 [t] = AEM × (SEFCF4/1 000 ) × PrA

(równanie 21)

emisje C2F6 [t] = emisje CF4 × FC2F6

(równanie 22)

gdzie:

AEM

oznacza czas trwania efektu anodowego na wanno-dobę;

SEFCF4

oznacza nachylenie współczynnika emisji wyrażone w (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

oznacza produkcję pierwotnego aluminium [t] w okresie sprawozdawczym, a

FC2F6

oznacza 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(równanie 23)

Współczynnik emisji: Współczynnik emisji dla CF4 (nachylenie współczynnika emisji SEFCF4) wyraża ilość emitowanego CF4 [kg] na tonę produkowanego aluminium w czasie trwania efektu anodowego na wanno-dobę. Współczynnik emisji C2F6 (wagowy udział frakcji FC2F6) wyraża ilość emitowanego C2F6 [t] proporcjonalnie do ilości emitowanego CF4 [t].

Wymóg minimalny: Stosuje się współczynniki emisji z tabeli 2 w niniejszym załączniku, właściwe dla danej technologii.

Zalecane udoskonalenie: Właściwe dla danej instalacji współczynniki emisji dla CF4 i C2F6 określa się w drodze ciągłego lub okresowego pomiaru w terenie. W celu określenia tych współczynników emisji stosuje się najlepsze praktyki branżowe, w szczególności najnowsze wytyczne Międzynarodowego Instytutu Aluminium. Współczynnik emisji uwzględnia również emisje związane z efektami nieanodowymi. Każdy współczynnik emisji określa się z maksymalną dopuszczalną niepewnością wynoszącą ± 15 %. Współczynniki emisji określa się co najmniej raz na trzy lata lub częściej, jeżeli jest to konieczne ze względu na istotne zmiany w instalacji. Istotne zmiany obejmują zmianę w rozkładzie czasu trwania efektu anodowego lub zmianę w algorytmie kontroli wpływające na kompozycję typów efektów anodowych lub na standardowy sposób kończenia efektu anodowego.

Tabela 2

Właściwe dla danej technologii 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]

Starszy model elektrolizera typu Prebake zasilanego punktowo (PFPB L)

0,122

0,097

Nowoczesny elektrolizer typu Prebake zasilany punktowo (PFPB M)

0,104

0,057

Nowoczesny elektrolizer typu Prebake zasilany punktowo bez w pełni zautomatyzowanych strategii uwzględniania efektów anodowych w emisjach PFC (PFPB MW)

– (*1)

– (*1)

Elektrolizer typu Prebake zasilany centralnie (CWPB)

0,143

0,121

Elektrolizer typu Prebake zasilany bocznie (SWPB)

0,233

0,280

Elektrolizer typu Søderberga z pionowym doprowadzeniem prądu (VSS)

0,058

0,086

Elektrolizer typu Søderberga z poziomym doprowadzeniem prądu (HSS)

0,165

0,077

(*1)

Współczynnik dla danej instalacji należy określić na podstawie własnych pomiarów. Jeśli nie jest to technicznie wykonalne lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów, należy zastosować wartości metodyki CWPB.

B.7.2.

Metoda obliczeniowa B – metoda nadnapięciowa

W przypadku metody nadnapięciowej stosuje się następujące równania:

emisje CF4 [t] = OVC × (AEO/CE) × PrAl × 0,001(równanie 24)

emisje C2F6 [t] = emisje CF4 × FC2F6

(równanie 25)

gdzie:

OVC

oznacza współczynnik nadnapięcia („współczynnik emisji”) wyrażony w kg CF4 na tonę produkowanego aluminium na mV nadnapięcia,

AEO

oznacza nadnapięcie efektu anodowego na wannę [mV] określone jako całość (czas × napięcie powyżej napięcia nominalnego) podzielone przez czas (okres) zbierania danych,

CE

oznacza średnią wydajność prądową produkcji aluminium [%],

PrAl

oznacza roczną produkcję pierwotnego aluminium [t], a

FC2F6

oznacza wagowy udział frakcji C2F6 [t C2F6/t CF4].

Termin AEO/CE (nadnapięcie efektu anodowego/wydajność prądowa) wyraża całkowane w czasie średnie nadnapięcie efektu anodowego [nadnapięcie mV] w stosunku do średniej wydajności prądowej [%].

Wymóg minimalny: Stosuje się współczynniki emisji z tabeli 3 w niniejszym załączniku, właściwe dla danej technologii.

Zalecane udoskonalenie: Stosuje się właściwe dla danej instalacji współczynniki emisji dla CF4 [(kg CF4/t Al)/(mV)] i C2F6 [t C2F6/t CF4] określone w drodze ciągłego lub okresowego pomiaru w terenie. W celu określenia tych współczynników emisji stosuje się najlepsze praktyki branżowe, w szczególności najnowsze wytyczne Międzynarodowego Instytutu Aluminium. Współczynniki emisji określa się z maksymalną dopuszczalną niepewnością wynoszącą ± 15 % każdy. Współczynniki emisji określa się 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 3

Właściwe dla danej technologii współczynniki emisji dla danych dotyczących działalności, wobec których stosowana jest metoda nadnapięciowa

Technologia

Współczynnik emisji dla CF4

[(kg CF4/t Al)/mV]

Współczynnik emisji dla C2F6

[t C2F6/t CF4]

Elektrolizer typu Prebake zasilany centralnie (CWPB)

1,16

0,121

Elektrolizer typu Prebake zasilany bocznie (SWPB)

3,65

0,252

B.7.3.

Wyznaczanie emisji ekwiwalentu CO2

Emisje ekwiwalentu CO2 oblicza się na podstawie emisji CF4 i C2F6 w przedstawiony poniżej sposób, stosując współczynniki globalnego ocieplenia wymienione w załączniku VIII.

emisje PFC [t CO2e] = emisje CF4 [t] × GWPCF4 + emisje C2F6 [t] × GWPC2F6(równanie 26)

B.8.

Wymogi dotyczące przenoszenia CO2 między instalacjami

B.8.1.

CO2 wchodzący w skład gazów („CO2 związany w paliwie”)

CO2 związany w paliwie, który jest przenoszony do instalacji, w tym zawarty w gazie ziemnym, gazach odlotowych (włącznie z gazem wielkopiecowym lub gazem koksowniczym) lub we wsadach do procesu (włącznie z gazem syntezowym), uwzględnia się we współczynniku emisji dla takiego strumienia materiału wsadowego.

Jeśli CO2 związany w paliwie jest przenoszony z instalacji jako część strumienia materiału wsadowego do innej instalacji, nie liczy się go jako emisji z instalacji, z której pochodzi. Jeśli jednak CO2 związany w paliwie jest emitowany (np. uwalniany do atmosfery lub spalany w pochodni) lub przekazywany podmiotom, które nie monitorują emisji do celów niniejszego rozporządzenia lub kwalifikowalnego systemu monitorowania, raportowania i weryfikacji, liczy się go jako emisje z instalacji, z której pochodzi.

B.8.2.

Możliwość odliczania składowanego lub używanego CO2

CO2 pochodzący z węgla kopalnego i pochodzący ze spalania lub procesów prowadzących do powstawania emisji z procesów technologicznych lub wprowadzany z innych instalacji, w tym w postaci CO2 związanego w paliwie, można rozliczać jako niewyemitowany w następujących przypadkach:

1. Jeśli CO2 jest używany w instalacji lub został przeniesiony poza tę instalację do dowolnego z poniższych obiektów:

a) instalacji służącej do wychwytywania CO2, w której monitoruje się emisje do celów niniejszego rozporządzenia lub kwalifikowalnego systemu monitorowania, raportowania i weryfikacji;

b) instalacji lub sieci transportowej, w której monitoruje się emisje do celów niniejszego rozporządzenia lub kwalifikowalnego systemu monitorowania, raportowania i weryfikacji, w celu długoterminowego geologicznego składowania CO2;

c) składowiska, w którym monitoruje się emisje do celów niniejszego rozporządzenia lub kwalifikowalnego systemu monitorowania, raportowania i weryfikacji, w celu długoterminowego geologicznego składowania.

2. Jeśli CO2 jest używany w instalacji lub przekazywany poza instalację podmiotowi, który monitoruje emisje do celów niniejszego rozporządzenia lub kwalifikowalnego systemu monitorowania, raportowania i weryfikacji, w celu wyprodukowania produktów, w których węgiel pochodzący z CO2 jest trwale związany chemicznie, tak aby nie przedostawał się do atmosfery podczas normalnego użytkowania, w tym podczas wszelkich zwykłych czynności mających miejsce po zakończeniu cyklu życia produktu, zgodnie z definicją zawartą w akcie delegowanym przyjętym na podstawie art. 12 ust. 3b dyrektywy 2003/87/WE.

CO2 przenoszony do innej instalacji do celów wskazanych w pkt 1 i 2 można rozliczać jako niewyemitowany wyłącznie w zakresie, w jakim w całym łańcuchu kontroli pochodzenia produktu po składowisko lub instalację, w której CO2 jest używany, z uwzględnieniem wszystkich przewoźników, przedstawiono dowody na to, jaki ułamek CO2 jest faktycznie składowany lub używany do wytwarzania chemicznie stabilnych produktów w porównaniu z całkowitą ilością CO2 przeniesionego z instalacji pochodzenia.

Jeżeli CO2 jest używany w tej samej instalacji do celów określonych w pkt 1 i 2, stosuje się metody monitorowania określone w sekcjach 21–23 załącznika IV do rozporządzenia wykonawczego (UE) 2018/2066.

B.8.3.

Zasady monitorowania przenoszenia CO2

Tożsamość i dane kontaktowe osoby odpowiedzialnej po stronie instalacji lub podmiotów odbierających muszą być jasno określone w dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania. Ilość CO2 uznaną za niewyemitowaną zgłasza się w powiadomieniu zgodnie z załącznikiem IV.

Tożsamość i dane kontaktowe osoby odpowiedzialnej po stronie instalacji lub podmiotów, z których pochodzi odebrany CO2, muszą być jasno określone w dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania. Przyjętą ilość CO2 zgłasza się w powiadomieniu zgodnie z załącznikiem IV.

W celu wyznaczenia ilości CO2 przenoszonego z jednej instalacji do drugiej stosuje się metodykę opartą na pomiarach. W przypadku ilości CO2 trwale związanego chemicznie w produktach stosuje się metodykę opartą na obliczeniach, przy czym najlepiej jest stosować bilans masowy. Zastosowane reakcje chemiczne i wszystkie istotne współczynniki stechiometryczne określa się w dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania.

B.9.

Wymogi sektorowe

B.9.1.

Dodatkowe zasady dotyczące jednostek spalania paliw

Emisje pochodzące ze spalania obejmują wszystkie emisje CO2 ze spalania paliw zawierających węgiel pierwiastkowy, w tym odpadów, niezależnie od jakiejkolwiek innej klasyfikacji takich emisji lub paliw. Jeżeli nie jest jasne, czy materiał stanowi paliwo, czy wsad do procesu, np. w przypadku redukcji rud metali, emisje z tego materiału monitoruje się w taki sam sposób, jak emisje pochodzące ze spalania. Uwzględnia się wszystkie stacjonarne jednostki spalania paliw, w tym kotły, palniki, turbiny, ogrzewacze, paleniska, piece do spopielania, piece do kalcynacji, piece do prażenia, piece, osuszacze, silniki, ogniwa paliwowe, urządzenia do spalania z wykorzystaniem pętli chemicznej, pochodnie gazowe, urządzenia do wychwytywania termalnego lub katalitycznego po spalaniu.

Monitorowanie obejmuje ponadto emisje CO2 z procesów technologicznych z oczyszczania spalin, w szczególności CO2 z wapienia lub innych węglanów stosowanych do odsiarczania i innych podobnych procesów oczyszczania oraz z mocznika stosowanego w jednostkach de-NOx.

B.9.1.1. Odsiarczanie i inne procesy oczyszczania kwaśnych gazów

Wielkość emisji CO2 pochodzących z procesów, powstałych w wyniku zastosowania węglanów do oczyszczania kwaśnych gazów ze strumieni spalin oblicza się na podstawie ilości zużytych węglanów (metoda A). W przypadku odsiarczania obliczeń można też dokonać na podstawie ilości wyprodukowanego gipsu (metoda B). W tym drugim przypadku współczynnik emisji jest równy stosunkowi stechiometrycznemu suchego gipsu (CaSO4 × 2H2O) do wyemitowanego CO2: 0,2558 t CO2/t gipsu.

B.9.1.2. De-NOx

Jeżeli jako czynnik redukujący w jednostce usuwania NOx wykorzystuje się mocznik, emisje CO2 pochodzące z procesu, wynikające z jego stosowania oblicza się metodą A, stosując współczynnik emisji oparty na stosunku stechiometrycznym wynoszącym 0,7328 t CO2/t mocznika.

B.9.1.3. Monitorowanie pochodni gazowych

Obliczając wielkość emisji powstających w wyniku spalania gazów w pochodniach, uwzględnia się spalanie rutynowe, a także spalanie operacyjne (w ramach rozruchu, wygaszania i wyłączeń samoczynnych oraz upusty awaryjne). Należy uwzględnić zawartość CO2 związanego w paliwie w gazach spalanych w pochodni.

Jeśli dokładniejsze monitorowanie nie jest technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów, stosuje się referencyjny współczynnik emisji wynoszący 0,00393 t CO2/Nm3, określony na podstawie spalania czystego etanu wykorzystywanego jako zachowawcza wartość przybliżona dla gazów spalanych w pochodniach.

Zalecanym udoskonaleniem jest wyznaczenie współczynników emisji właściwych dla instalacji określonych na podstawie szacowanego ciężaru cząsteczkowego strumienia gazu spalanego w pochodni przy wykorzystaniu modelowania procesu opartego 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.

W przypadku danych dotyczących działalności dopuszczalna jest większa niepewność pomiaru niż w przypadku innych spalanych paliw.

B.9.2.

Dodatkowe zasady dotyczące emisji z produkcji cementu klinkierowego

B.9.2.1. Dodatkowe zasady dotyczące metody A (na podstawie wsadu)

Jeżeli do określania emisji z procesów technologicznych korzysta się z metody A (na podstawie wsadu do pieca), zastosowanie mają następujące zasady szczególne:

— Jeśli pył z pieca do wypalania cementu (CKD) lub pył obejściowy opuszczają układ pieca, nie uwzględnia się powiązanych ilości surowca jako wsadu do procesu. Emisje pochodzące z CKD oblicza się osobno zgodnie z sekcją B.9.2.3 niniejszego załącznika.

— Można scharakteryzować albo mączkę surowcową jako całość, albo oddzielne materiały wsadowe, 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. Stosunek ten należy aktualizować co najmniej raz do roku z zastosowaniem wytycznych dotyczących najlepszych praktyk branżowych.

B.9.2.2. Dodatkowe zasady dotyczące metody B (na podstawie produkcji)

Jeżeli do określania emisji z procesów technologicznych korzysta się z metody B (na podstawie produkcji), zastosowanie mają następujące zasady szczególne:

Wartość danych dotyczących działalności wyznacza się jako produkcję klinkieru [t] w okresie sprawozdawczym w jeden z następujących sposobów:

— przez bezpośrednie ważenie klinkieru;

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

(równanie 27)

gdzie:

Cliprod

oznacza ilość wyprodukowanego klinkieru wyrażoną w tonach;

Cemdeliv

oznacza ilość dostarczonego cementu wyrażoną w tonach;

CemSV

oznacza zmienność stanu zapasów cementu wyrażoną w tonach;

CCR

oznacza stosunek klinkieru do cementu (tony klinkieru na tonę cementu);

Clis

oznacza ilość dostarczonego klinkieru wyrażoną w tonach;

Clid

oznacza ilość wysłanego klinkieru wyrażoną w tonach; a

CliSV

oznacza zmienność stanu zapasów klinkieru wyrażoną w tonach.

Stosunek klinkieru do cementu wyprowadza się osobno dla każdego z różnych produktów cementowych na podstawie analiz laboratoryjnych zgodnie z przepisami sekcji B.5.4 albo oblicza się go jako stosunek różnicy między dostawami cementu i zmianami zapasów do wszystkich materiałów użytych jako dodatki do cementu, wliczając w to pył obejściowy i pył z pieca do wypalania cementu.

Jako wymóg minimalny w celu określenia współczynnika emisji stosuje się wartość standardową wynoszącą 0,525 t CO2/t klinkieru.

B.9.2.3. Emisje związane ze zrzucanymi pyłami

Do emisji dodaje się emisje CO2 z procesów technologicznych z pyłu obejściowego lub pyłu z pieca do wypalania cementu (CKD) opuszczającego układ pieca, skorygowane o współczynnik częściowej kalcynacji CKD.

Wymóg minimalny: Stosuje się współczynnik emisji wynoszący 0,525 t CO2/t pyłu.

Zalecane udoskonalenie: Współczynnik emisji (EF) określa się co najmniej raz w roku zgodnie z przepisami sekcji B.5.4 niniejszego załącznika i z zastosowaniem następującego wzoru:

(równanie 28)

gdzie:

EFCKD

oznacza współczynnik emisji z pyłu z pieca do wypalania cementu uległego częściowej kalcynacji [t CO2/t CKD];

EFCli

oznacza właściwy dla danej instalacji współczynnik emisji dotyczący klinkieru [t CO2/t klinkieru], a

d

oznacza stopień kalcynacji CKD (uwolniony CO2 jako % całkowitej ilości CO2 z węglanów w mieszaninie surowców).

B.9.3.

Dodatkowe zasady dotyczące emisji z produkcji kwasu azotowego

B.9.3.1. Ogólne zasady dotyczące pomiaru N2O

Emisje N2O wyznacza się za pomocą metodyki opartej na pomiarach. Stężenia N2O w przepływie spalin z każdego źródła emisji mierzy się w reprezentatywnym punkcie umieszczonym za urządzeniami do obniżania emisji NOx/N2O, jeżeli takowe są stosowane. Stosuje się techniki umożliwiające pomiar stężeń N2O wszystkich źródeł emisji zarówno w warunkach obniżonych, jak i nieobniżonych emisji. W razie potrzeby wszystkie pomiary dostosowuje się do wartości bazowej gazu suchego i zgłasza je w spójny sposób.

B.9.3.2. Wyznaczanie przepływu spalin

Do monitorowania przepływu spalin stosuje się metodę bilansu masowego określoną w sekcji B.6.2.5 niniejszego załącznika, chyba że nie jest to technicznie wykonalne. W takim przypadku można stosować metodę alternatywną, w tym inną metodę bilansu masowego opartą na istotnych parametrach, takich jak nakład amoniaku, lub wyznaczyć przepływ w drodze ciągłego pomiaru przepływu emisji.

Przepływ spalin oblicza się za pomocą następującego wzoru:

Vflue gas flow [Nm3/h] = Vair × (1 – O2,air)/(1 – O2,flue gas)(równanie 29)

gdzie:

Vair

oznacza całkowity wpływ powietrza w Nm3/h w warunkach standardowych;

O2,air

oznacza frakcję objętościową O2 w suchym powietrzu (= 0,2095), a

O2,flue gas

oznacza frakcję objętościową O2 w spalinach.

Wartość Vair

oblicza się jako sumę całkowitego wpływu powietrza, w szczególności powietrza pierwotnego i wtórnego oraz, w stosownych przypadkach, powietrza uszczelniającego wprowadzanego do jednostki produkcyjnej kwasu azotowego.

Wszystkie pomiary dostosowuje się do wartości bazowej gazu suchego i zgłasza w spójny sposób.

B.9.3.3. Stężenia tlenu (O2)

Jeżeli jest to konieczne do obliczenia przepływu spalin zgodnie z sekcją B.9.3.2 niniejszego załącznika, mierzy się stężenia tlenu w spalinach, stosując wymogi określone w sekcji B.6.2.2 niniejszego załącznika. Wszystkie pomiary dostosowuje się do wartości bazowej gazu suchego i zgłasza w spójny sposób.

C. PRZEPŁYWY CIEPŁA

C.1.

Zasady określania mierzalnego ciepła netto

C.1.1.

Zasady

Wszystkie wyszczególnione ilości mierzalnego ciepła zawsze odnoszą się do ilości netto mierzalnego ciepła, 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 i w emisjach wbudowanych związanych z towarami uwzględnia się procesy zużywające ciepło niezbędne do zarządzania produkcją i dystrybucją ciepła, na przykład odpowietrzanie, przygotowywanie wody uzupełniającej i regularne przedmuchiwania.

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 wchodzą w skład ogólnego procesu produkcji tych samych towarów. Ponowne rozgrzewanie nośnika między następującymi po sobie procesami zużywającymi ciepło traktuje się 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.

C.1.2.

Metodyka określania ilości netto mierzalnego ciepła

W celu dokonania wyboru źródeł danych do ujęcia ilościowego przepływów energii zgodnie z sekcją A.4 niniejszego załącznika należy rozważyć następujące metody określania ilości netto mierzalnego ciepła:

C.1.2.1. Metoda 1: wykorzystanie pomiarów

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

Masowe natężenie przepływów nośnika oblicza się jako

(równanie 30)

gdzie:

oznacza masowe natężenie przepływów wyrażone w kg/s;

oznacza objętościowe natężenie przepływu wyrażone w m3/s, a

v

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:

(równanie 31)

gdzie:

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

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, hreturn

określa się na podstawie temperatury wynoszącej 90 °C.

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

a) jeżeli istnieje dowód na to, że kondensat pozostaje wewnątrz produktu (np. w procesach wtryskiwania pary wodnej), odpowiedniej ilości entalpii kondensatu nie odejmuje się;

b) 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 zależności od dostępnych urządzeń pomiarowych i technik przetwarzania danych w celu określenia rocznych przepływów ciepła netto na podstawie powyższych danych stosuje się jedną z następujących metod:

a) określa się roczne średnie wartości parametrów, ustalając roczną średnią entalpię nośnika przekazywanego lub powracającego ciepła, i mnoży się je przez całkowite roczne masowe przepływy, stosując równanie 31;

b) określa się godzinowe wartości przepływu ciepła i dodaje się te wartości do rocznego całkowitego czasu eksploatacji systemu ogrzewania. W stosownych przypadkach godzinowe wartości można zastąpić, w zależności od systemu przetwarzania danych, innymi przedziałami czasu.

C.1.2.2. Metoda 2: obliczenie wartości przybliżonych na podstawie zmierzonej sprawności

Ilości mierzalnego ciepła netto określa się na podstawie zużytego paliwa i zmierzonej sprawności w odniesieniu do wytwarzania ciepła:

(równanie 32)

(równanie 33)

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.

Pomiaru wartości ηΗ

albo dokonuje się przez odpowiednio długi okres, uwzględniający w odpowiednim stopniu poszczególne stany obciążeń instalacji, albo wartość tę ustala się na podstawie dokumentacji producenta. W tym względzie należy wziąć pod uwagę krzywą konkretnego obciążenia częściowego, stosując roczny współczynnik obciążenia w następujący sposób:

(równanie 34)

gdzie:

LF

oznacza współczynnik obciążenia;

EIn

oznacza energię wejściową określoną za pomocą równania 33 za dany okres sprawozdawczy, a

EMax

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

Sprawność opiera się na sytuacji, w której całość kondensatu powraca do procesu. W przypadku kondensatu powracającego przyjmuje się temperaturę wynoszącą 90 °C.

C.1.2.3. Metoda 3: obliczenie wartości przybliżonych na podstawie sprawności referencyjnej

Metoda ta jest identyczna z metodą 3, ale w równaniu 32 stosuje się sprawność referencyjną wynoszącą 70 % (ηRef,H = 0,7).

C.1.3.

Przepisy szczególne

W przypadku gdy instalacja zużywa mierzalne ciepło wytwarzane w egzotermicznych procesach chemicznych innych niż spalanie, takich jak produkcja amoniaku lub kwasu azotowego, ilość zużytego ciepła określa się oddzielnie od innego mierzalnego ciepła i ilości tej przypisuje się zerową emisję ekwiwalentu CO2.

W przypadku gdy mierzalne ciepło jest odzyskiwane z niemierzalnego ciepła wytwarzanego z paliw i wykorzystywanego w procesach produkcji po tym wykorzystaniu, np. ze spalin, aby nie dochodziło do podwójnego liczenia, odpowiednią ilość mierzalnego ciepła netto podzieloną przez sprawność referencyjną wynoszącą 90 % odejmuje się od zużytego paliwa.

C.2.

Wyznaczanie współczynnika emisji mierzalnego ciepła w przypadku miksu paliwowego

W przypadku gdy w procesie produkcji dochodzi do zużycia mierzalnego ciepła wytwarzanego w instalacji, emisje związane z tym ciepłem określa się przy użyciu jednej z poniższych metod.

C.2.1.

Współczynnik emisji mierzalnego ciepła wytwarzanego w instalacji innej niż kogeneracyjna

W przypadku mierzalnego ciepła wytwarzanego w wyniku spalania paliw w instalacji, z wyjątkiem ciepła wytwarzanego w procesie kogeneracji, wyznacza się współczynnik emisji odpowiedniego miksu paliwowego, a emisje, które można przypisać do procesu produkcji, oblicza się w następujący sposób:

EmHeat = EFmix · Qconsumed/η(równanie 35)

gdzie:

EmHeat

oznacza emisje związane z ciepłem pochodzące z procesu produkcji w t CO2;

EFmix

oznacza współczynnik emisji odpowiedniego miksu paliwowego wyrażony w t CO2/TJ z uwzględnieniem, w stosownych przypadkach, emisji z oczyszczania spalin;

Qconsumed

oznacza ilość mierzalnego ciepła zużytego w procesie produkcji 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 36)

gdzie:

ADi

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

NCVi

oznacza wartość opałową paliw i wyrażoną w TJ/t lub TJ/Nm3;

EFi

oznacza współczynnik emisji paliw i wyrażony w t CO2/TJ, a

EmFGC

oznacza emisje z procesów technologicznych z oczyszczania spalin wyrażone w tonach CO2.

W przypadku gdy w skład wykorzystywanego miksu paliwowego wchodzi gaz odlotowy i gdy współczynnik emisji gazu odlotowego jest wyższy niż standardowy współczynnik emisji gazu ziemnego podany w tabeli 1 w załączniku VIII, do obliczenia EFmix

stosuje się ten standardowy współczynnik emisji, a nie współczynnik emisji gazu odlotowego.

C.2.2.

Współczynnik emisji mierzalnego ciepła wytwarzanego w instalacji kogeneracyjnej

W przypadku gdy mierzalne ciepło i energia elektryczna wytwarzane są w procesie kogeneracji (tj. w skojarzonym wytwarzaniu ciepła i energii elektrycznej (CHP)), odpowiednie emisje przypisane do mierzalnego ciepła i energii elektrycznej określa się zgodnie z wymogami niniejszej sekcji. Zasady dotyczące energii elektrycznej mają również – w odpowiednich przypadkach – zastosowanie do produkcji energii mechanicznej.

Emisje jednostki kogeneracyjnej określa się w następujący sposób:

(równanie 37)

gdzie:

EmCHP

oznacza emisje jednostki kogeneracyjnej w okresie sprawozdawczym wyrażone w t CO2;

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;

EFi

oznacza współczynnik emisji paliw i wyrażony w t CO2/TJ, a

EmFGC

oznacza emisje z procesów technologicznych z oczyszczania spalin wyrażone w tonach CO2.

Energię wejściową jednostki CHP oblicza się zgodnie z równaniem 33. Odpowiednią średnią efektywność wytwarzania ciepła i energii elektrycznej (lub, w stosownych przypadkach, energii mechanicznej) w okresie sprawozdawczym oblicza się w następujący sposób:

(równanie 38)

(równanie 39)

gdzie:

ηheat

oznacza średnią efektywność wytwarzania ciepła w okresie sprawozdawczym (wielkość bezwymiarowa),

Qnet

oznacza ilość netto ciepła wytworzonego przez jednostkę kogeneracyjną w okresie sprawozdawczym, wyrażoną w TJ i określoną zgodnie z sekcją C.1.2;

EIn

oznacza energię wejściową określoną przy zastosowaniu równania 33 wyrażoną w TJ;

ηel

oznacza średnią efektywność wytwarzania energii elektrycznej w okresie sprawozdawczym (wielkość bezwymiarowa), a

Eel

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

W przypadku gdy określenie efektywności ηheat

i ηel

nie jest technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów, stosuje się wartości w oparciu o dokumentację techniczną (wartości projektowe) instalacji. W przypadku braku dostępności takich wartości stosuje się zachowawcze wartości standardowe wynoszące ηheat = 0,55 i ηel = 0,25.

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

(równanie 40)

(równanie 41)

gdzie:

FCHP,Heat

oznacza współczynnik przypisania ciepła (wielkość bezwymiarowa);

FCHP,El

oznacza współczynnik przypisania energii elektrycznej (lub, w stosownych przypadkach, energii mechanicznej) (wielkość bezwymiarowa);

ηref,heat

oznacza sprawność referencyjną wytwarzania ciepła w samowystarczalnym kotle (wielkość bezwymiarowa), a

ηref,el oznacza

sprawność referencyjną wytwarzania energii elektrycznej bez kogeneracji (wielkość bezwymiarowa).

Odpowiednie sprawności referencyjne dla poszczególnych paliw podano w załączniku IX.

Indywidualny współczynnik emisji mierzalnego ciepła związanego z kogeneracją, który ma być stosowany do przypisywania emisji związanych z ciepłem do procesów produkcji, oblicza się w następujący sposób:

EFCHP,Heat = EmCHP · FCHP,Heat/Qnet

(równanie 42)

gdzie:

EFCHP,heat

oznacza współczynnik emisji dotyczący wytwarzania mierzalnego ciepła w jednostce kogeneracyjnej wyrażony w t CO2/TJ, a

Qnet

oznacza produkcję netto ciepła przez jednostkę kogeneracyjną, wyrażoną w TJ.

Indywidualny współczynnik emisji energii elektrycznej związanej z kogeneracją, który ma być stosowany do przypisywania emisji pośrednich do procesów produkcji, oblicza się w następujący sposób:

EFCHP,El = EmCHP · FCHP,El/EEl,prod

(równanie 43)

gdzie:

EEl,prod

oznacza energię elektryczną wyprodukowaną przez jednostkę CHP.

W przypadku gdy w skład wykorzystywanego miksu paliwowego wchodzi gaz odlotowy i gdy współczynnik emisji gazu odlotowego jest wyższy niż standardowy współczynnik emisji gazu ziemnego podany w tabeli 1 w załączniku VIII, do obliczenia EFmix

stosuje się ten standardowy współczynnik emisji, a nie współczynnik emisji gazu odlotowego.

C.2.3.

Współczynnik emisji mierzalnego ciepła wytwarzanego poza instalacją

W przypadku gdy proces produkcji zużywa mierzalne ciepło wytwarzane poza instalacją, emisje związane z tym ciepłem określa się przy użyciu jednej z poniższych metod.

1. W przypadku gdy instalacja wytwarzająca mierzalne ciepło podlega kwalifikowalnemu systemowi monitorowania, raportowania i weryfikacji lub w przypadku gdy operator instalacji zużywającej mierzalne ciepło zapewnia na podstawie odpowiednich postanowień umowy na dostawę ciepła, aby instalacja wytwarzająca ciepło prowadziła monitorowanie emisji zgodnie z niniejszym załącznikiem, współczynnik emisji mierzalnego ciepła określa się przy użyciu odpowiednich równań z sekcji C.2.1 lub C.2.2, na podstawie danych dotyczących emisji dostarczonych przez operatora instalacji wytwarzającej mierzalne ciepło.

2. W przypadku gdy metoda, o której mowa w pkt 1, nie jest dostępna, stosuje się wartość standardową opartą na standardowym współczynniku emisji paliwa najczęściej stosowanego w sektorze przemysłu w danym kraju, przy założeniu sprawności kotła na poziomie 90 %.

D. ENERGIA ELEKTRYCZNA

D.1.

Obliczanie emisji związanych z energią elektryczną

Emisje związane z produkcją lub zużyciem energii elektrycznej do celów obliczania emisji wbudowanych zgodnie z sekcją F.1 oblicza się za pomocą następującego równania:

(równanie 44)

gdzie:

Em

el

oznacza emisje związane z wyprodukowaną lub zużytą energią elektryczną, wyrażone w t CO2;

E

el

oznacza wyprodukowaną lub zużytą energię elektryczną wyrażoną w MWh lub TJ, a

EF

el

oznacza współczynnik emisji dla użytej energii elektrycznej, wyrażony w t CO2/MWh lub t CO2/TJ.

D.2.

Zasady określania współczynnika emisji dla energii elektrycznej jako towarów przywożonych

Do ustalenia wielkości specyficznych rzeczywistych emisji wbudowanych związanych z energią elektryczną jako towarów przywożonych zastosowanie mają wyłącznie emisje bezpośrednie zgodnie z sekcją 2 załącznika IV do rozporządzenia (UE) 2023/956.

Współczynnik emisji do obliczania specyficznych rzeczywistych emisji wbudowanych związanych z energią elektryczną ustala się w następujący sposób:

a) stosuje się specyficzną wartość domyślną dla państwa trzeciego, grupy państw trzecich lub regionu w państwie trzecim, jako odpowiedni współczynnik emisji CO2 określony zgodnie z pkt D.2.1 niniejszego załącznika;

b) w przypadku gdy specyficzna wartość domyślna, o której mowa w lit. a), nie jest dostępna, stosuje się współczynnik emisji CO2 w UE określony zgodnie z pkt D.2.2 niniejszego załącznika;

c) w przypadku gdy zgłaszający objęty obowiązkiem sprawozdawczym przedstawi wystarczające dowody oparte na oficjalnych i publicznych informacjach, potwierdzające, że współczynnik emisji CO2 w państwie trzecim, grupie państw trzecich lub regionie w państwie trzecim, z którego lub której importowana jest energia elektryczna, jest niższy niż wartości, o których mowa w lit. a) i b), oraz w przypadku gdy spełnione są warunki określone w pkt D.2.3 niniejszego załącznika, deklarowane niższe wartości określa się na podstawie dostępnych i wiarygodnych danych;

d) zamiast wartości domyślnych zgłaszający objęty obowiązkiem sprawozdawczym może do obliczenia emisji wbudowanych związanych z importowaną energią elektryczną zastosować rzeczywiste emisje wbudowane, jeżeli spełnione są łączne kryteria a)–d) określone w sekcji 5 załącznika IV do rozporządzenia (UE) 2023/956, a obliczenie opiera się na danych określonych zgodnie z niniejszym załącznikiem przez producenta energii elektrycznej, obliczonych z wykorzystaniem sekcji D.2.3 niniejszego załącznika.

D.2.1.

Współczynnik emisji CO2 oparty na specyficznych wartościach domyślnych

Zgodnie z sekcją 4.2.1 załącznika IV do rozporządzenia (UE) 2023/956 stosuje się współczynniki emisji CO2 w państwie trzecim, grupie państw trzecich lub regionie w państwie trzecim, na podstawie najlepszych danych dostępnych Komisji. Do celów niniejszego rozporządzenia te współczynniki emisji CO2 ustala się na podstawie danych Międzynarodowej Agencji Energetycznej (MAE), a Komisja podaje je w rejestrze przejściowym CBAM.

D.2.2.

Współczynnik emisji CO2 w UE

Zgodnie z sekcją 4.2.2 załącznika IV do rozporządzenia (UE) 2023/956 stosuje się współczynnik emisji CO2 przyjęty dla Unii. Do celów niniejszego rozporządzenia współczynnik emisji CO2 przyjęty dla Unii ustala się na podstawie danych Międzynarodowej Agencji Energetycznej (MAE), a Komisja podaje go w rejestrze przejściowym CBAM.

D.2.3.

Współczynnik emisji CO2 oparty na wiarygodnych danych przedstawionych przez zgłaszającego objętego obowiązkiem sprawozdawczym

Do celów sekcji D.2 lit. c) niniejszego załącznika zgłaszający objęty obowiązkiem sprawozdawczym dostarcza zbiory danych z alternatywnych oficjalnych źródeł, w tym statystyki krajowe za okres pięciu lat kończący się dwa lata przed złożeniem sprawozdania.

Aby odzwierciedlić wpływ polityki dotyczącej obniżania emisyjności, na przykład wzrostu produkcji energii odnawialnej, a także wpływ warunków klimatycznych, na przykład występowania w danych latach wyjątkowo niskich temperatur, na roczną podaż energii elektrycznej w danych krajach, zgłaszający objęty obowiązkiem sprawozdawczym oblicza współczynnik emisji CO2 na podstawie średniej ważonej współczynnika emisji CO2 za okres pięciu lat kończący się dwa lata przed złożeniem sprawozdania.

W tym celu zgłaszający objęty obowiązkiem sprawozdawczym oblicza roczne współczynniki emisji CO2 dla każdej technologii opartej na paliwach kopalnych i odpowiadającej jej produkcji energii elektrycznej brutto w państwie trzecim, które może eksportować energię elektryczną do UE, na podstawie następującego równania:

(równanie 45)

gdzie:

Em

el,y

oznacza roczny współczynnik emisji CO2 dla wszystkich technologii opartych na paliwach kopalnych w danym roku w państwie trzecim, które może eksportować energię elektryczną do UE;

E

el,y

oznacza całkowitą produkcję energii elektrycznej brutto ze wszystkich technologii opartych na paliwach kopalnych w danym roku; EF

i

oznacza współczynnik emisji CO2 dla każdej technologii opartej na paliwach kopalnych „i”, a

E

el,i,y

oznacza roczną produkcję energii elektrycznej brutto dla każdej technologii opartej na paliwach kopalnych „i”.

Zgłaszający objęty obowiązkiem sprawozdawczym oblicza współczynnik emisji CO2 jako średnią kroczącą z tych lat, począwszy od bieżącego roku minus dwa, na podstawie następującego równania:

(równanie 46)

gdzie:

Em

el

oznacza współczynnik emisji CO2 wynikający ze średniej kroczącej współczynników emisji CO2 z 5 poprzednich lat, począwszy od bieżącego roku minus dwa do bieżącego roku minus sześć;

Em

el,y

oznacza współczynnik emisji CO2 dla każdego roku „i”;

i

oznacza wskaźnik zmienny dla rozpatrywanych lat, a

y

oznacza bieżący rok.

D.2.4.

Współczynnik emisji CO2 oparty na rzeczywistych emisjach CO2 z instalacji

Zgodnie z sekcją 5 załącznika IV do rozporządzenia (UE) 2023/956 zamiast wartości domyślnych zgłaszający objęty obowiązkiem sprawozdawczym może do obliczenia emisji wbudowanych związanych z importowaną energią elektryczną zastosować rzeczywiste emisje wbudowane, jeżeli spełnione są łączne kryteria a)–d) określone w tej sekcji.

D.3.

Zasady określania ilości energii elektrycznej wykorzystanej do produkcji towarów innych niż energia elektryczna

Pomiary ilości energii elektrycznej na potrzeby określania emisji wbudowanych muszą odnosić się do mocy czynnej, a nie mocy pozornej (moc zespolona). Pomiarowi podlega wyłącznie składowa mocy czynnej, a moc bierną pomija się.

W przypadku produkcji energii elektrycznej poziom działalności odnosi się do energii elektrycznej netto opuszczającej granice systemowe elektrowni lub jednostki kogeneracyjnej, po odjęciu energii elektrycznej zużytej na potrzeby własne.

D.4.

Zasady określania pośrednich emisji wbudowanych związanych z energią elektryczną jako materiałem wsadowym do produkcji towarów innych niż energia elektryczna

W okresie przejściowym współczynniki emisji dla energii elektrycznej określa się na podstawie:

a) średniego współczynnika emisji sieci elektroenergetycznej kraju pochodzenia na podstawie danych Międzynarodowej Agencji Energetycznej (MAE) podanych przez Komisję w rejestrze przejściowym CBAM; albo

b) dowolnego innego współczynnika emisji sieci elektroenergetycznej kraju pochodzenia na podstawie publicznie dostępnych danych, odpowiadającego albo średniemu współczynnikowi emisji, albo współczynnikowi emisji CO2, o którym mowa w sekcji 4.3 załącznika IV do rozporządzenia (UE) 2023/956.

Na zasadzie odstępstwa od lit. a) i b) w przypadkach określonych w sekcjach D.4.1–D.4.3 można stosować rzeczywiste współczynniki emisji dla energii elektrycznej.

D.4.1.

Współczynnik emisji energii elektrycznej wytwarzanej w instalacji innej niż kogeneracyjna

W przypadku energii elektrycznej wytwarzanej w wyniku spalania paliw w instalacji, z wyjątkiem energii elektrycznej wytwarzanej w procesie kogeneracji, współczynnik emisji energii elektrycznej EFEl

wyznacza się na podstawie odpowiedniego miksu paliwowego, a emisje, które można przypisać do wytwarzania energii elektrycznej, oblicza się w następujący sposób:

EFEl = (Σ ADi · NCVi · EFi + EmFGC)/Elprod

(równanie 47)

gdzie:

ADi

oznacza dane dotyczące rocznej działalności (tj. zużyte ilości) związanej z paliwami i zużytymi do wytwarzania energii elektrycznej, wyrażone w tonach lub Nm3;

NCVi oznacza

wartość opałową paliw i wyrażoną w TJ/t lub TJ/Nm3;

EFi

oznacza współczynnik emisji paliw i wyrażony w t CO2/TJ;

EmFGC

oznacza emisje z procesów technologicznych z oczyszczania spalin wyrażone w tonach CO2, a

Elprod

oznacza ilość wytworzonej energii elektrycznej netto wyrażoną w MWh. Może ona obejmować ilości energii elektrycznej wytworzonej ze źródeł innych niż spalanie paliw.

W przypadku gdy w skład wykorzystywanego miksu paliwowego wchodzi gaz odlotowy i gdy współczynnik emisji gazu odlotowego jest wyższy niż standardowy współczynnik emisji gazu ziemnego podany w tabeli 1 w załączniku VIII, do obliczenia EFEl

stosuje się ten standardowy współczynnik emisji, a nie współczynnik emisji gazu odlotowego.

D.4.2.

Współczynnik emisji energii elektrycznej wytwarzanej w instalacji kogeneracyjnej

Współczynnik emisji produkcji energii elektrycznej wytwarzanej w procesie kogeneracji określa się zgodnie z sekcją C.2.2 niniejszego załącznika.

D.4.3.

Współczynnik emisji energii elektrycznej wytwarzanej poza instalacją

1. W przypadku gdy energia elektryczna jest otrzymywana ze źródła bezpośrednio powiązanego z instalacją pod względem technicznym i gdy dostępne są wszystkie odpowiednie dane, współczynnik emisji tej energii elektrycznej określa się, stosując odpowiednio sekcje D.4.1 lub D.4.2.

2. W przypadku gdy energia elektryczna jest otrzymywana od producenta energii elektrycznej w ramach umowy zakupu energii elektrycznej, można stosować odpowiedni współczynnik emisji dla energii elektrycznej określony zgodnie z sekcjami D.4.1 lub D.4.2, o ile został on podany do wiadomości operatora przez producenta energii elektrycznej i udostępniony zgodnie z załącznikiem IV.

E. MONITOROWANIE PREKURSORÓW

W przypadku gdy w opisie ścieżek produkcyjnych dla procesów produkcji określonych dla instalacji wskazano odpowiednie prekursory, określa się ilość każdego prekursora zużytego w procesach produkcji prowadzonych w instalacji w celu obliczenia całkowitych emisji wbudowanych z wyprodukowanych towarów złożonych zgodnie z sekcją G niniejszego załącznika.

Na zasadzie odstępstwa od poprzedniego akapitu, w przypadku gdy tym samym procesem produkcji objęte są produkcja i wykorzystanie prekursora, określa się jedynie ilość dodatkowego prekursora wykorzystanego i uzyskanego z innych instalacji lub z innych procesów produkcji.

Wykorzystaną ilość i charakterystykę w zakresie emisji określa się oddzielnie dla każdej instalacji, z której pochodzi prekursor. Metody stosowane do określania wymaganych danych określa się w dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania instalacji, z zastosowaniem następujących przepisów:

1. W przypadku gdy prekursor jest produkowany w instalacji, ale w innym procesie produkcji przypisanym zgodnie z zasadami określonymi w sekcji A.4 niniejszego załącznika, zbiory danych, które należy określić, obejmują:

a) specyficzne bezpośrednie i pośrednie emisje wbudowane związane z prekursorem jako średnia z okresu sprawozdawczego, wyrażone w tonach ekwiwalentu CO2 na tonę prekursora;

b) ilość prekursora zużytego w każdym procesie produkcji prowadzonym w instalacji, dla której prekursor ten jest istotny.

2. W przypadku gdy prekursor jest uzyskiwany z innej instalacji, zbiory danych, które należy określić, obejmują:

a) kraj pochodzenia towarów przywożonych;

b) instalację, w której prekursor został wyprodukowany, określoną na podstawie

— niepowtarzalnego identyfikatora instalacji, o ile jest on dostępny;

— odpowiedniego kodu lokalizacji ONZ obowiązującego w handlu i transporcie (UN/LOCODE);

— dokładnego adresu i jego transkrypcji w języku angielskim; oraz

— współrzędnych geograficznych instalacji;

c) zastosowaną ścieżkę produkcyjną określoną w załączniku II sekcja 3;

d) wartości mających zastosowanie parametrów szczegółowych wymaganych do określenia emisji wbudowanych, zgodnie z wykazem w sekcji 2 załącznika IV;

e) specyficzne bezpośrednie i pośrednie emisje wbudowane związane z prekursorem będące średnią z ostatniego dostępnego okresu sprawozdawczego, wyrażone w tonach ekwiwalentu CO2 na tonę prekursora;

f) datę rozpoczęcia i zakończenia okresu sprawozdawczego stosowanego w instalacji, z której uzyskano prekursor;

g) w stosownych przypadkach informacje dotyczące opłaty emisyjnej należnej z tytułu prekursora.

Odpowiednie informacje uzyskuje się z instalacji produkującej prekursor, najlepiej za pomocą formularza elektronicznego, o którym mowa w art. 3 ust. 5 i w załączniku IV.

3. Dla każdej ilości prekursora, dla której uzyskano niekompletne lub niejednoznaczne dane wymienione w pkt 2, można zastosować – na warunkach określonych w art. 4 ust. 3 niniejszego rozporządzenia – odpowiednie wartości domyślne udostępnione i opublikowane przez Komisję na okres przejściowy.

F. ZASADY PRZYPISYWANIA EMISJI Z INSTALACJI DO TOWARÓW

F.1.

Metody obliczeniowe

Do celów przypisywania emisji z instalacji do towarów emisje, materiały wsadowe i materiały wyjściowe przypisuje się do procesów produkcji określonych zgodnie z sekcją A.4 niniejszego załącznika, stosując równanie 48 dla emisji bezpośrednich i równanie 49 dla emisji pośrednich, podstawiając do parametrów podanych w równaniu łączne dane liczbowe za cały okres sprawozdawczy. Przypisane emisje bezpośrednie i pośrednie przelicza się następnie za pomocą równań 50 i 51 na specyficzne bezpośrednie i pośrednie emisje wbudowane związane z towarami wynikające z procesu produkcji.

(równanie 48)

Jeżeli obliczona wartość AttrEm

Dir

jest ujemna, przyjmuje się wartość zero.

(równanie 49)

(równanie 50)

(równanie 51)

gdzie:

AttrEm

Dir

oznacza przypisane emisje bezpośrednie z procesu produkcji za cały okres sprawozdawczy, wyrażone w t ekwiwalentu CO2;

AttrEm

indir

oznacza przypisane emisje pośrednie z procesu produkcji za cały okres sprawozdawczy, wyrażone w t ekwiwalentu CO2;

DirEm

*

oznacza emisje z procesu produkcji, które można bezpośrednio przypisać, określone w odniesieniu do okresu sprawozdawczego zgodnie z zasadami przewidzianymi w sekcji B niniejszego załącznika i następującymi zasadami:

Mierzalne ciepło: W przypadku gdy paliwa są zużywane do produkcji mierzalnego ciepła, które jest zużywane poza rozpatrywanym procesem produkcji lub które jest wykorzystywane w więcej niż jednym procesie produkcji (co obejmuje sytuacje wprowadzania do innych instalacji i wyprowadzania z innych instalacji), emisji z paliw nie uwzględnia się w emisjach z procesu produkcji, które można bezpośrednio przypisać, tylko dodaje się je w ramach parametru EmH,import

, aby nie dochodziło do podwójnego liczenia.

Gazy odlotowe:

Emisje związane z gazami odlotowymi wytwarzanymi i całkowicie zużywanymi w ramach tego samego procesu produkcji uwzględnia się w ramach parametru DirEm*.

Emisje ze spalania gazów odlotowych wyprowadzanych z procesu produkcji uwzględnia się w całości w parametrze DirEm*, niezależnie od tego, gdzie są one zużywane. W przypadku wyprowadzania gazów odlotowych oblicza się jednak wartość parametru WGcorr,export

.

Emisji ze spalania gazów odlotowych wprowadzanych z innych procesów produkcji nie uwzględnia się w parametrze DirEm*. Oblicza się natomiast wartość parametru WGcorr,export

;

Em

H,imp

oznacza emisje odpowiadające ilości mierzalnego ciepła wprowadzanego do procesu produkcji, określone w odniesieniu do okresu sprawozdawczego zgodnie z zasadami przewidzianymi w sekcji C niniejszego załącznika i następującymi zasadami:

Emisje związane z mierzalnym ciepłem wprowadzanym do procesu produkcji obejmują ilości wprowadzone z innych instalacji, innych procesów produkcji w ramach tej samej instalacji, a także ciepło otrzymywane z jednostki technicznej (np. centralnej elektrowni w instalacji lub bardziej złożonej sieci parowej z kilkoma jednostkami wytwarzającymi ciepło), która dostarcza ciepło do więcej niż jednego procesu produkcji.

Emisje związane z mierzalnym ciepłem oblicza się za pomocą następującego wzoru:

(równanie 52)

gdzie:

EFheat

oznacza współczynnik emisji dotyczący wytwarzania mierzalnego ciepła określony zgodnie z sekcją C.2 niniejszego załącznika i wyrażony w t CO2/TJ, a

Qimp

oznacza ciepło netto wprowadzane do procesu produkcji i zużywane w procesie produkcji, wyrażone w TJ;

Em

H,exp

oznacza emisje odpowiadające ilości mierzalnego ciepła wyprowadzanego z procesu produkcji, określone w odniesieniu do okresu sprawozdawczego za pomocą zasad przewidzianych w sekcji C niniejszego załącznika. W przypadku wyprowadzanego ciepła wykorzystuje się albo emisje z faktycznie znanego miksu paliwowego zgodnie z sekcją C.2, albo – jeżeli faktyczny miks paliwowy jest nieznany – standardowy współczynnik emisji paliwa najczęściej stosowanego w danym państwie i sektorze przemysłowym, przy założeniu sprawności kotła na poziomie 90 %.

Ciepło odzyskane z procesów napędzanych energią elektryczną i z produkcji kwasu azotowego nie jest uwzględniane;

WG

corr,imp

oznacza przypisane emisje bezpośrednie z procesu produkcji, w ramach którego zużywane są gazy odlotowe wprowadzane z innych procesów produkcji, korygowane w odniesieniu do okresu sprawozdawczego za pomocą następującego wzoru:

(równanie 53)

gdzie:

VWG

oznacza objętość wprowadzanego gazu odlotowego;

NCVWG

oznacza wartość opałową wprowadzanego gazu odlotowego; a

EFNG

oznacza standardowy współczynnik emisji z gazu ziemnego określony w załączniku VIII;

WG

corr,exp

oznacza emisje odpowiadające ilości gazów odlotowych wyprowadzanych z procesu produkcji, określone w odniesieniu do okresu sprawozdawczego za pomocą zasad przewidzianych w sekcji B niniejszego załącznika i następującego wzoru:

(równanie 54)

gdzie:

VWG,exp

oznacza objętość gazu odlotowego wyprowadzanego z procesu produkcji;

NCVWG

oznacza wartość opałową gazu odlotowego;

EFNG

oznacza standardowy współczynnik emisji z gazu ziemnego określony w załączniku VIII, a

Corrη

oznacza współczynnik uwzględniający różnicę w efektywności między wykorzystaniem gazu odlotowego a wykorzystaniem gazu ziemnego jako paliwa wzorcowego. Standardową wartością jest Corrη = 0,667;

Em

el,prod

oznacza emisje odpowiadające ilości energii elektrycznej wyprodukowanej w granicach tego procesu produkcji, określone w odniesieniu do okresu sprawozdawczego za pomocą zasad przewidzianych w sekcji D niniejszego załącznika;

Em

el,cons

oznacza emisje odpowiadające ilości energii elektrycznej zużytej w granicach tego procesu produkcji, określone w odniesieniu do okresu sprawozdawczego za pomocą zasad przewidzianych w sekcji D niniejszego załącznika;

SEE

g,Dir

oznacza specyficzne bezpośrednie emisje wbudowane z towarów g wyrażone w t CO2e na tonę, ważne w danym okresie sprawozdawczym;

SEE

g,Indir

oznacza specyficzne pośrednie emisje wbudowane z towarów g wyrażone w t CO2e na tonę, ważne w danym okresie sprawozdawczym;

AL

g

oznacza poziom działalności związany z towarami g, tj. ilość towarów g wyprodukowanych w danym okresie sprawozdawczym w danej instalacji, określony zgodnie z sekcją F.2 niniejszego załącznika, wyrażony w tonach.

F.2.

Metodyka monitorowania poziomów działalności

Poziom działalności procesu produkcji oblicza się jako całkowitą masę wszystkich towarów opuszczających proces produkcji w okresie sprawozdawczym w odniesieniu do towarów wymienionych w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956 według zbiorczej kategorii towarów, zgodnie z sekcją 2 załącznika II, do której odnosi się proces produkcji. W przypadku gdy zakres definicji procesów produkcji obejmuje również produkcję prekursorów, należy unikać podwójnego liczenia, licząc wyłącznie produkty końcowe opuszczające granice systemowe procesu produkcji. Uwzględnia się wszelkie przepisy szczególne określone w odniesieniu do procesu produkcji lub ścieżki produkcyjnej w sekcji 3 załącznika II. W przypadku gdy w ramach tej samej instalacji do produkcji towarów objętych tym samym kodem CN wykorzystuje się kilka ścieżek produkcyjnych i gdy tym ścieżkom produkcyjnym przypisane są odrębne procesy produkcji, wielkość emisji wbudowanych z towarów oblicza się oddzielnie dla każdej ścieżki produkcyjnej.

Uwzględnia się wyłącznie towary, które można sprzedać lub bezpośrednio wykorzystać jako prekursor w innym procesie produkcji. Produkty pozagatunkowe, produkty uboczne, odpady i złom wytworzone w procesie produkcji, niezależnie od tego, czy wracają do procesu produkcji, są dostarczane do innych instalacji, czy usuwane, nie są uwzględniane przy określaniu poziomu działalności. W związku z tym przypisuje się im zerowe emisje wbudowane przy wprowadzaniu ich do innego procesu produkcji.

Do określania poziomów działalności zastosowanie mają wymogi w zakresie pomiarów określone w sekcji B.4 niniejszego załącznika.

F.3.

Metody monitorowania wymagane do przypisania emisji do procesów produkcji

F.3.1.

Zasady dotyczące przypisywania danych do procesów produkcji

1. Metody wybrane do celów przypisywania zbiorów danych do procesów produkcji określa się w dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania. Poddaje się je regularnym przeglądom w celu poprawy jakości danych, tam gdzie jest to możliwe, zgodnie z sekcją A niniejszego załącznika.

2. Jeżeli dane na potrzeby konkretnego zbioru danych nie są dostępne dla każdego procesu produkcji, wybiera się odpowiednią metodę określania wymaganych danych dla każdego procesu produkcji. 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 towary, czynniki produkcji, produkty i odpowiadające im emisje przypisywane są kolejno w oparciu o czas użytkowania w ciągu roku w odniesieniu do każdego procesu produkcji;

b) czynniki produkcji, produkty i odpowiadające im emisje przypisuje się na podstawie masy lub ilości wyprodukowanych indywidualnych towarów 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.

3. 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 procesy produkcji można zastosować jedną z poniższych metod:

a) określenie podziału w oparciu o metodę wyznaczania, taką jak opomiarowanie podlicznikami, oszacowanie, korelacja, stosowaną jednakowo dla każdego procesu produkcji. W przypadku gdy suma danych z procesu produkcji 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 DPP

(równanie 55)

gdzie:

RecF

oznacza współczynnik uzgadniania;

DInst

oznacza wartość danych określoną dla całej instalacji, a

DPP

oznacza wartości danych dla poszczególnych procesów produkcji.

Dane dla każdego procesu produkcji są następnie korygowane w następujący sposób, przy czym DPP,corr

oznacza skorygowaną wartość DPP

:

DPP,corr = DPP × RecF(równanie 56)

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

F.3.2.

Procedura śledzenia kodów CN towarów i prekursorów

Do celów prawidłowego przypisywania danych do procesów produkcji instalacja prowadzi wykaz wszystkich towarów i prekursorów wytworzonych w ramach instalacji, jak również prekursorów uzyskanych spoza instalacji, wraz z odpowiadającymi im kodami CN. Na podstawie tego wykazu:

1) produkty i ich dane liczbowe dotyczące rocznej produkcji przypisuje się do procesów produkcji zgodnie ze zbiorczymi kategoriami towarów określonymi w sekcji 2 załącznika II;

2) informacje te uwzględnia się przy oddzielnym przypisywaniu czynników produkcji, produktów i emisji do procesów produkcji.

W tym celu ustanawia się, dokumentuje, wdraża i utrzymuje procedurę regularnego sprawdzania, czy towary i prekursory wyprodukowane w ramach instalacji są zgodne z kodami CN zastosowanymi przy tworzeniu dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania. Procedura ta zawiera ponadto postanowienia umożliwiające ustalenie, czy instalacja produkuje nowe towary, oraz zapewniające określenie mających zastosowanie kodów CN nowego produktu i dodanie ich do wykazu towarów w celu przypisania powiązanych z nimi czynników produkcji, produktów i emisji do odpowiedniego procesu produkcji.

F.4.

Dalsze zasady przypisywania emisji bezpośrednich

1. Emisje strumieni materiałów wsadowych lub źródeł emisji obsługujących tylko jeden proces produkcji przypisuje się w całości do tego procesu produkcji. W przypadku stosowania bilansu masowego wychodzące strumienie materiałów wsadowych odejmuje się zgodnie z sekcją B.3.2 niniejszego załącznika. Aby uniknąć podwójnego liczenia, strumienie materiałów wsadowych przeliczone na gazy odlotowe, z wyjątkiem gazów odlotowych wytworzonych i w pełni zużytych w ramach tego samego procesu produkcji, przypisuje się przy użyciu równań 53 i 54. Niezbędne monitorowanie wartości opałowej i objętości odpowiednich gazów odlotowych odbywa się przy zastosowaniu zasad określonych w sekcji B.4 i B.5 niniejszego załącznika.

2. Tylko w przypadku gdy strumienie materiałów wsadowych lub źródła emisji obsługują więcej niż jeden proces produkcji, zastosowanie mają następujące metody przypisywania emisji bezpośrednich:

a) emisje ze strumieni materiałów wsadowych lub źródeł emisji stosowanych do wytwarzania mierzalnego ciepła przypisuje się do procesów produkcji zgodnie z sekcją F.5 niniejszego załącznika;

b) jeżeli gazów odlotowych nie wykorzystuje się w ramach tego samego procesu produkcji, w którym zostały wytworzone, emisje pochodzące z gazów odlotowych przypisuje się zgodnie z zasadami i równaniami przedstawionymi w sekcji F.1 niniejszego załącznika;

c) jeżeli ilości strumieni materiałów wsadowych, które można przypisać do procesów produkcji, są określone za pomocą pomiarów przed ich wykorzystaniem w ramach procesu produkcji, stosuje się odpowiednią metodykę zgodnie z sekcją F.3.1 niniejszego załącznika;

d) 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 procesów produkcji zgodnie z sekcją F.3.1 niniejszego załącznika. W tym celu ilości strumieni materiałów wsadowych i odpowiadające im emisje przypisuje się zgodnie z proporcją, w której parametry te są przypisywane do procesów produkcji. Odpowiednie parametry obejmują masę wytworzonych towarów, masę lub objętość zużytego paliwa lub materiału, ilość wytworzonego niemierzalnego ciepła, godziny działania lub znane sprawności urządzeń.

F.5.

Dalsze zasady przypisywania emisji z mierzalnego ciepła

Zastosowanie mają ogólne zasady obliczeniowe określone w sekcji F.1 niniejszego załącznika. Odpowiednie przepływy ciepła określa się zgodnie z sekcją C.1 niniejszego załącznika, a współczynnik emisji dla mierzalnego ciepła określa się przez zastosowanie zasad określonych w sekcji C.2 niniejszego załącznika.

W przypadku gdy straty mierzalnego ciepła są określane oddzielnie od ilości wykorzystywanych w ramach procesów produkcji, emisje związane z tymi stratami ciepła dodaje się proporcjonalnie do emisji wszystkich procesów produkcji, w których wykorzystywane jest mierzalne ciepło wytworzone w ramach instalacji, aby zapewnić przypisanie całej ilości mierzalnego ciepła netto wytworzonego w ramach instalacji bądź wprowadzanego lub wyprowadzanego przez instalację, jak również ilości przekazywanych między procesami produkcji do procesów produkcji bez żadnego pominięcia czy podwójnego liczenia.

G. OBLICZANIE SPECYFICZNYCH EMISJI WBUDOWANYCH Z TOWARÓW ZŁOŻONYCH

Zgodnie z załącznikiem IV do rozporządzenia (UE) 2023/956 wielkość specyficznych emisji wbudowanych SEE

g z towarów złożonych g oblicza się w następujący sposób:

(równanie 57)

(równanie 58)

gdzie:

SEE

g

oznacza specyficzne bezpośrednie lub pośrednie emisje wbudowane z towarów (złożonych) g wyrażone w t ekwiwalentu CO2 na tonę towarów g;

AttrEm

g

oznacza przypisane emisje bezpośrednie lub pośrednie z procesu produkcji, w wyniku którego wytwarzane są towary g, określone zgodnie z sekcją F.1 niniejszego załącznika w odniesieniu do okresu sprawozdawczego, wyrażone w t ekwiwalentu CO2;

AL

g

oznacza poziom działalności procesu produkcji, w wyniku którego wytwarzane są towary g, określony zgodnie z sekcją F.2 niniejszego załącznika w odniesieniu do okresu sprawozdawczego, wyrażony w tonach;

EE

InpMat

oznacza bezpośrednie lub pośrednie emisje wbudowane ze wszystkich prekursorów wykorzystanych w okresie sprawozdawczym, które określono jako istotne dla procesu produkcji towarów g w sekcji 3 załącznika II, wyrażone w t ekwiwalentu CO2;

M

i

oznacza masę prekursora i wykorzystaną w okresie sprawozdawczym w procesie produkcji, w wyniku którego wytwarzane są towary g, wyrażoną w tonach prekursora i, a

SEE

i

oznacza specyficzne bezpośrednie lub pośrednie emisje wbudowane z prekursora i, wyrażone w t ekwiwalentu CO2 na tonę prekursora i.

W obliczeniach tych uwzględnia się wyłącznie prekursory nieobjęte tym samym procesem produkcji co towary g. Jeżeli ten sam prekursor jest uzyskiwany w ramach różnych instalacji, prekursor z każdej instalacji należy traktować oddzielnie.

W przypadku gdy prekursor i sam ma prekursory, prekursory te uwzględnia się najpierw przy użyciu tej samej metody obliczeniowej w celu obliczenia wielkości emisji wbudowanych z prekursora i, a następnie wykorzystuje się je do obliczenia wielkości emisji wbudowanych z towarów g. Metodę tę powtarza się w odniesieniu do wszystkich prekursorów, które są towarami złożonymi.

Parametr Mi

odnosi się do całkowitej masy prekursora wymaganej do wyprodukowania danej ilości ALg

. Obejmuje to również ilości prekursora, które nie trafiają do towarów złożonych, tylko mogą zostać rozlane, odcięte, spalone, zmodyfikowane chemicznie itp. w procesie produkcji i opuszczają proces jako produkty uboczne, złom, pozostałości, odpady lub emisje.

W celu dostarczenia danych, które można wykorzystać niezależnie od poziomów działalności, należy określić jednostkowe zużycie masy mi

w odniesieniu do każdego prekursora i i uwzględnić je w powiadomieniu zgodnie z załącznikiem IV:

(równanie 59)

W związku z tym specyficzne emisje wbudowane z towarów złożonych g można wyrazić jako:

(równanie 60)

gdzie:

ae

g

oznacza specyficzne przypisane emisje bezpośrednie lub pośrednie z procesu produkcji, w wyniku którego wytwarzane są towary g, wyrażone w t ekwiwalentu CO2 na tonę g, co odpowiada specyficznym emisjom wbudowanym nieobejmującym emisji wbudowanych z prekursorów:

(równanie 61)

m

i

oznacza jednostkowe zużycie masy prekursora i stosowanego w procesie produkcji, w wyniku którego wytwarzana jest jedna tona towarów g, wyrażone w tonach prekursora i na tonę towarów g (tj. bezwymiarowo), a

SEE

i

oznacza specyficzne bezpośrednie lub pośrednie emisje wbudowane z prekursora i, wyrażone w t ekwiwalentu CO2 na tonę prekursora i.

H. OPCJONALNE ŚRODKI UKIERUNKOWANE NA POPRAWĘ JAKOŚCI DANYCH

1. Źródła ryzyka wystąpienia błędów w przepływie danych, od danych pierwotnych po dane końcowe, wskazuje się w powiadomieniu zgodnie z załącznikiem IV. Ustanawia się dokumentuje, wdraża i utrzymuje skuteczny system kontroli w celu zapewnienia, aby powiadomienia sporządzone w wyniku działań w zakresie przepływu danych nie zawierały nieprawidłowości i były zgodne z dokumentacją dotyczącą metodyki monitorowania oraz z niniejszym załącznikiem.

Ocenę ryzyka zgodnie z akapitem pierwszym udostępnia się Komisji i właściwemu organowi na ich wniosek. Jeżeli operator zdecyduje się skorzystać z możliwości weryfikacji zgodnie z zalecanymi udoskonaleniami, udostępnia również ocenę ryzyka do celów weryfikacji.

2. Do celów oceny ryzyka ustanawia się, dokumentuje, wdraża i utrzymuje pisemne procedury dotyczące działań w zakresie przepływu danych, jak również dotyczące działań kontrolnych, a odniesienia do tych procedur wprowadza się do dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania.

3. Działania kontrolne, o których mowa w ust. 2, obejmują, w stosownych przypadkach:

a) zapewnianie jakości odpowiednich urządzeń pomiarowych;

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

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

d) wewnętrzne przeglądy i walidację danych;

e) korekty i działania naprawcze;

f) kontrolę procesów zlecanych na zewnątrz;

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

4. Do celów ust. 3 lit. a) zapewnia się regularną kalibrację, regulację i kontrolę stosownych urządzeń pomiarowych przed ich użyciem oraz ich sprawdzenie pod kątem zgodności z normami pomiarowymi odpowiadającymi międzynarodowym normom pomiarowym, o ile są one dostępne, oraz zapewnia się, aby były one proporcjonalne do zidentyfikowanego ryzyka.

Jeżeli części składowe systemu pomiarowego nie mogą być skalibrowane, wskazuje się je w dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania i ustanawia się alternatywne działania kontrolne.

W przypadku stwierdzenia, że urządzenie nie jest zgodne z wymogami pod względem wydajności, bezzwłocznie podejmuje się niezbędne działania naprawcze.

5. Do celów ust. 3 lit. d) dane uzyskane w ramach działań w zakresie przepływu danych, o których mowa w ust. 2, podlegają regularnemu przeglądowi i walidacji. Taki przegląd i walidacja danych obejmują:

a) sprawdzenie, czy dane są kompletne;

b) porównanie danych określonych w poprzednim okresie sprawozdawczym oraz, w szczególności, kontrole spójności w oparciu o szeregi czasowe efektywności w zakresie emisji gazów cieplarnianych odpowiednich procesów produkcji;

c) porównanie danych i wartości uzyskanych z różnych systemów gromadzenia danych operacyjnych, w szczególności w odniesieniu do protokołów produkcji, wyników sprzedaży i stanów magazynowych odpowiednich towarów;

d) porównania i kontrole kompletności danych na poziomie instalacji i procesu produkcji odpowiednich towarów.

6. Do celów ust. 3 lit. e) zapewnia się, aby w przypadku stwierdzenia, że działania w zakresie przepływu danych lub działania kontrolne nie funkcjonują skutecznie lub nie są zgodne z zasadami określonymi w dokumentacji procedur dotyczących tych działań, podjęte zostały działania naprawcze, a dane, których problem dotyczył, zostały bezzwłocznie skorygowane.

7. Do celów ust. 3 lit. f), jeżeli co najmniej jedno działanie w zakresie przepływu danych lub działanie kontrolne, o których mowa w ust. 1, jest zlecane na zewnątrz, wykonuje się wszystkie następujące czynności:

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

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

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

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

8. Monitoruje się skuteczność systemu kontroli, między innymi przez przeprowadzanie wewnętrznych przeglądów i uwzględnianie ustaleń poczynionych przez weryfikatora, jeżeli weryfikacja ma zastosowanie.

W przypadku stwierdzenia nieskuteczności systemu kontroli lub jego niewspółmierności do zidentyfikowanego ryzyka podejmuje się działania w celu udoskonalenia systemu kontroli i odpowiedniej aktualizacji dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania, w tym bazowych procedur pisemnych odnoszących się do działań w zakresie przepływu danych, oceny ryzyka i działań kontrolnych, stosownie do przypadku.

9. Zalecane udoskonalenie: operator może dobrowolnie zlecić weryfikację danych dotyczących emisji z instalacji i danych dotyczących specyficznych emisji wbudowanych z towarów, opracowanych zgodnie z załącznikiem IV, niezależnemu weryfikatorowi akredytowanemu zgodnie z normą ISO 14065, lub zgodnie z zasadami kwalifikowalnego systemu monitorowania, raportowania i weryfikacji właściwego dla danej instalacji.