Załącznik II

A. ZASADY I WYMOGI OGÓLNE

A.1. Koncepcja ogólna

1. W celu określenia emisji wbudowanych z towarów przeprowadza się następujące działania:

a) procesy produkcji związane z jednostkami funkcjonalnymi produkowanymi w instalacji identyfikuje się z uwzględnieniem zasad określania granic systemowych procesów produkcji zgodnie z pkt 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 pkt 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 monitoruje się zgodnie z metodami opisanymi w pkt C niniejszego załącznika;

d) jeżeli instalacja produkuje towary wymienione w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956, ale nie w załączniku II do tego rozporządzenia, w celu monitorowania pośrednich emisji wbudowanych związanych z tymi towarami zużycie energii elektrycznej w odpowiednich procesach produkcji monitoruje się zgodnie z metodami opisanymi w pkt D.1 niniejszego załącznika. W przypadku gdy istnieje bezpośrednie powiązanie pod względem technicznym lub obowiązuje umowa zakupu energii elektrycznej zawarta z producentem energii elektrycznej zgodnie z pkt 6 załącznika IV do tego rozporządzenia, emisje związane z tym wytwarzaniem energii elektrycznej monitoruje się w celu ustalenia współczynnika emisji dla tej energii elektrycznej. 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 załączniku III. Te przypisane emisje służą do obliczania specyficznych bezpośrednich i, w stosownych przypadkach, pośrednich emisji wbudowanych związanych z produkowanymi towarami, z zastosowaniem pkt B załącznika III;

f) w przypadku towarów, których procesy produkcji obejmują prekursory, co sprawia, że towary te są „towarami złożonymi”, emisje wbudowane związane z prekursorem ustala się zgodnie z pkt E niniejszego załącznika i dodaje do emisji wbudowanych związanych z wyprodukowanymi towarami złożonymi, stosując zasady określone w pkt B załącznika III. W przypadku gdy prekursory są same w sobie towarami złożonymi, proces ten powtarza się tak długo, aż nie będzie już żadnych prekursorów.

2. Operator może ustalić wartości rzeczywiste emisji wbudowanych lub wykorzystać wartości domyślne udostępnione zgodnie z załącznikiem IV do rozporządzenia (UE) 2023/956 albo połączyć wartości rzeczywiste i wartości domyślne.

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

4. W przypadku prekursorów wyprodukowanych poza instalacją i pochodzących z państw trzecich i terytoriów, które nie są objęte wyłączeniem na podstawie pkt 1 załącznika III do rozporządzenia (UE) 2023/956, rzeczywiste dane uzyskane od operatora instalacji produkującej dany prekursor wykorzystuje się tylko wówczas, gdy spełnione są następujące warunki:

a) dane muszą pochodzić ze sprawozdania z weryfikacji wydanego przez weryfikatora posiadającego akredytację zgodnie z art. 18 rozporządzenia delegowanego Komisji (UE) 2025/2551 ważną w momencie sporządzania sprawozdania z weryfikacji oraz muszą dotyczyć zakresu sektorowego wymaganego w przypadku zbiorczej kategorii towarów danego prekursora; oraz

b) sprawozdanie z weryfikacji musi obejmować okres sprawozdawczy, w którym wyprodukowano dany prekursor.

5. W przypadku gdy operator nie posiada sprawozdania z weryfikacji spełniającego warunki a) i b), w odniesieniu do danego prekursora stosuje się odpowiednie wartości domyślne udostępnione zgodnie z załącznikiem IV do rozporządzenia (UE) 2023/956.

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

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

8. 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. W tym celu stosuje się następujące wytyczne:

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 art. 4 i załącznikiem III, 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 prekursorami;

c) emisje pośrednie, w stosownych przypadkach, na poziomie instalacji obejmują emisje związane z zużyciem energii elektrycznej w instalacji;

d) pośrednie emisje wbudowane, w stosownych przypadkach, obejmują emisje pośrednie związane z towarami produkowanymi w instalacji oraz pośrednie emisje wbudowane związane z prekursorami;

e) dla każdego parametru wybiera się odpowiednią metodę zgodnie z pkt 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 planie 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 oraz wszelkie inne dane istotne do celów niniejszego załącznika – gromadzi się, zapisuje, zestawia, analizuje i dokumentuje w przejrzysty sposób umożliwiający weryfikatorowi akredytowanemu zgodnie z art. 18 rozporządzenia (UE) 2023/956 zweryfikowanie z wystarczającą pewnością, że dane są wolne od istotnych nieprawidłowości. Dokumentacja musi zawierać zapis wszystkich zmian w funkcjonowaniu instalacji, metodyki monitorowania i systemu kontroli, które zastosowano, udokumentowanych w planie monitorowania.

4. 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 sześć lat od zakończenia okresu sprawozdawczego.

5. 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) wszystkie emisje z biomasy należy traktować jak emisje z paliw kopalnych, chyba że przedstawiono dowody na spełnienie kryteriów uznania ich za zerowe zgodnie z pkt B.3.3 niniejszego załącznika.

6. 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.

7. Jakość danych: stosuje się system kontroli zapewniający wysoką jakość zgłaszanych danych.

8. 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.

9. Stałe doskonalenie: Operatorzy regularnie sprawdzają, czy możliwe jest udoskonalenie planu monitorowania i określonych w nim metodyk monitorowania. Jeżeli weryfikator przedstawi w sprawozdaniu z weryfikacji zalecenia dotyczące udoskonalenia, operator rozważa ich wdrożenie w rozsądnych ramach czasowych, 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 i energii elektrycznej, nadrzędną zasadą jest zawsze wybór najlepszego dostępnego źródła danych. W tym celu stosuje się następujące wytyczne:

a) jeżeli w odniesieniu do konkretnego zbioru danych w niniejszym załączniku nie wymieniono metody monitorowania lub jeżeli jej zastosowanie prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów lub nie byłoby technicznie wykonalne, stosuje się wartości domyślne udostępnione zgodnie z załącznikiem IV do rozporządzenia (UE) 2023/956;

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, najlepsze praktyki branżowe lub inną naukowo sprawdzoną metodykę, ograniczając błędy w zakresie pobierania próbek i pomiaru;

c) 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 odpowiednich do ich specyfikacji użytkowania;

d) w przypadku stosowania analiz laboratoryjnych lub przeprowadzania przez laboratoria obróbki próbek, kalibracji, walidacji metod lub działań związanych z ciągłymi pomiarami emisji – wymogi określone w pkt B.5.4.3.

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.

Do celów lit. c) 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 definiuje się w planie monitorowania, tak by wykorzystywać je do określania i raportowania emisji wbudowanych.

5. W zakresie, w jakim jest to wykonalne bez ponoszenia nieracjonalnych kosztów, do celów systemu kontroli zgodnie z pkt A.5 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 planie 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 planie 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 planie 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 planie monitorowania. Fakt ten podlega ponownej ocenie podczas regularnych kontroli zgodnie z pkt 6. To, czy koszty są nieracjonalne, ustala się w następujący sposób.

a) 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 80 EUR za tonę ekwiwalentu CO2, a w stosownych przypadkach koszty uwzględniają odpowiedni okres amortyzacji w oparciu o ekonomiczną użyteczność urządzenia.

b) Współczynnik udoskonalenia jest równy:

— poprawie szacowanej niepewności pomiaru, wyrażonej w procentach, pomnożonej przez szacowaną wielkość powiązanych emisji w okresie sprawozdawczym,

— 1 % powiązanych emisji w przypadku braku poprawy niepewności pomiaru,

— powiązane emisje oznaczają:

— emisje bezpośrednie spowodowane przez dany strumień materiałów wsadowych lub dane źródło emisji,

— emisje przypisane do danej ilości mierzalnego ciepła,

— emisje pośrednie związane z daną ilością energii elektrycznej,

— emisje wbudowane związane z wyprodukowanym materiałem lub zużytym prekursorem.

c) Środków dotyczących udoskonalenia metodyki monitorowania instalacji nie uważa się za prowadzące do nieracjonalnych kosztów do czasu osiągnięcia łącznej kwoty 4 000 EUR na rok.

A.4. Przepisy szczegółowe dotyczące podziału instalacji na procesy produkcji

W odniesieniu do towarów objętych zbiorczymi kategoriami towarów: stal surowa, produkty z żeliwa i stali, aluminium nieobrobione plastycznie i produkty z aluminium, w przypadku których różne jednostki funkcjonalne, które różnią się jedynie wielkością lub kształtem, są produkowane z wykorzystaniem tych samych prekursorów pod względem rodzajów, ilości i proporcji, określa się dla tej grupy towarów jeden wielofunkcyjny proces produkcji i zastosowanie mają zasady dotyczące przypisania określone w pkt A.2 załącznika III.

W odniesieniu do towarów objętych zbiorczymi kategoriami towarów: nawozy, w przypadku których różne jednostki funkcjonalne są produkowane przy użyciu tych samych prekursorów pod względem rodzajów, ilości i proporcji lub składają się z tej samej substancji i różnią się jedynie stężeniami, określa się dla tej grupy towarów jeden wielofunkcyjny proces produkcji i zastosowanie mają zasady dotyczące przypisania określone w pkt A.2 załącznika III.

A.5. Plan monitorowania

Szablon określający minimalny zestaw elementów, które powinien zawierać plan monitorowania:

1. data i numer wersji planu monitorowania;

2. opis instalacji i procesów produkcji przeprowadzanych przez instalację;

3. wykaz wszystkich odnośnych produkowanych towarów w podziale na kody CN i jednostki funkcjonalne oraz, w stosownych przypadkach, szczególnych składów pod względem zawartości klinkieru i zawartości azotu, w tym prekursorów nieobjętych odrębnymi procesami produkcji zgodnie z art. 4;

4. wykaz wszystkich procesów produkcji i ścieżek produkcyjnych objętych CBAM przeprowadzanych w instalacji oraz wykaz towarów dostarczonych w każdym procesie produkcji;

5. w stosownych przypadkach wykaz towarów nieobjętych CBAM produkowanych w każdym procesie produkcji oraz ich wyprodukowana ilość;

6. wykaz odpowiednich wskaźników CBAM, które należy stosować w celu określenia dostosowania związanego z przydziałem bezpłatnych uprawnień w odniesieniu do wszystkich odnośnych wyprodukowanych towarów;

7. metody monitorowania danych w odniesieniu do każdego procesu produkcji, w tym:

a) szczegółowy opis stosowanej metodyki opartej na obliczeniach, w tym wykaz danych wejściowych i wzorów obliczeniowych;

b) opis stosowanych systemów pomiarowych oraz dokładne umiejscowienie przyrządów pomiarowych, które należy stosować w odniesieniu do każdego ze strumieni materiałów wsadowych, które mają być monitorowane;

8. metody wyznaczania współczynników obliczeniowych i plan pobierania próbek w odniesieniu do każdego strumienia materiałów wsadowych, w stosownych przypadkach;

9. wykaz strumieni materiałów wsadowych i źródeł emisji oraz ich opis w odniesieniu do każdego procesu produkcji;

10. wykaz strumieni materiałów wsadowych, w odniesieniu do których stosuje się standardową metodę opartą na obliczeniach lub metodę bilansu masowego, w tym szczegółowy opis sposobu wyznaczania każdego istotnego parametru przewidzianego w pkt B.3.4 niniejszego załącznika;

11. wykaz źródeł emisji, w odniesieniu do których stosuje się metodykę opartą na pomiarach, w tym opis wszystkich istotnych elementów przewidzianych w pkt B.6 niniejszego załącznika;

12. opis metodyki monitorowania w zakresie, w jakim monitoruje się perfluorowęglowodory z produkcji pierwotnego aluminium;

13. odpowiedni schemat i opis procesu prowadzonego w instalacji, obejmujący granice systemowe instalacji i różne procesy produkcji, zapewniające dowody na to, że nie dochodzi do podwójnego liczenia ani że nie występują luki w danych dotyczących emisji z instalacji;

14. prekursory wykorzystane w każdym procesie produkcji oraz, jeżeli zostały wyprodukowane w innej instalacji, nazwę i kraj pochodzenia ich dostawców;

15. informacje o tym, czy wykorzystuje się jakiekolwiek paliwa o współczynniku zero oraz w jaki sposób operator wykazuje, że emisje z paliw można uznać za zerowe;

16. informacje o tym, czy mierzalne ciepło jest wprowadzane z innych instalacji lub do nich wyprowadzane, oraz informacje pozwalające zidentyfikować te instalacje, szczegółowy opis metod ustalania emisji przypisanych tym przepływom ciepła w odniesieniu do każdego procesu produkcji;

17. w przypadku emisji pośrednich – informacje o tym, czy energia elektryczna jest wytwarzana w instalacji; jeżeli tak – informacje o tym, czy energia elektryczna jest:

a) wytwarzana w procesie kogeneracji;

b) wytwarzana w drodze oddzielnego wytwarzania;

c) wytwarzana ze źródeł kopalnych lub odnawialnych;

d) wyprowadzana z granic systemowych procesu produkcji;

18. w przypadku gdy emisje pośrednie są ustalane na podstawie rzeczywistych emisji – informacje niezbędne do przedstawienia odpowiednich części dowodów określonych w pkt D.4.3;

19. w przypadku gdy emisje wbudowane związane z energią elektryczną importowaną na obszar celny Unii są ustalane na podstawie rzeczywistych emisji – informacje niezbędne do przedstawienia dowodów określonych w pkt D.2.4, w tym, jeżeli informacje te nie są bezpośrednio dostępne dla operatora, sposób, w jaki operator planuje je otrzymać;

20. informacje o tym, czy gazy odlotowe są wytwarzane i wykorzystywane w instalacji lub wprowadzane z innych instalacji lub wyprowadzane do innych instalacji, jak również informacje pozwalające zidentyfikować te instalacje;

21. informacje o tym, czy mają zastosowanie wychwytywanie, składowanie lub używanie CO2 zgodnie z pkt B.8.2, a także tożsamość i dane kontaktowe osoby odpowiedzialnej za instalacje odbiorcze lub infrastrukturę transportową lub podmiotów, do których CO2 jest przekazywany, a także metodyka monitorowania zgodnie z pkt B.8.3;

22. system kontroli zapewniający wysoką jakość danych, który obejmuje, w stosownych przypadkach:

a) zapewnienie jakości odpowiednich urządzeń pomiarowych, w tym kalibracji, regulacji i kontroli wszystkich odpowiednich urządzeń pomiarowych w regularnych odstępach czasu – również przed ich użyciem – z odniesieniem do międzynarodowych norm pomiarowych (jeśli są dostępne) i w zakresie proporcjonalnym do znaczenia danego urządzenia pomiarowego;

b) ocenę ryzyka w przypadku zidentyfikowania źródeł ryzyka błędów w przepływie danych – od danych pierwotnych do danych końcowych;

c) 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;

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

e) wewnętrzne przeglądy i walidację danych;

f) korekty i działania naprawcze;

g) kontrolę procesów zlecanych na zewnątrz;

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

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 planie monitorowania, z uwzględnieniem wymogów sektorowych określonych w pkt 3 załącznika I oraz w pkt B.9. Zastosowanie mają następujące zasady:

a) jako wymóg minimalny należy uwzględnić wszystkie odpowiednie źródła emisji gazów cieplarnianych i strumienie materiałów wsadowych związane bezpośrednio lub pośrednio z produkcją towarów wymienionych w pkt 2 załącznika I;

b) 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;

c) nie uwzględnia się emisji z ruchomych maszyn służących do celów transportu.

B.2 Wybór metodyki monitorowania

Stosowana metodyka jest jedną z następujących:

a) 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 zgodnie z metodą standardową lub metodą bilansu masowego;

b) 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.

Należy wybrać metodykę monitorowania, która zapewnia najdokładniejsze i najbardziej wiarygodne wyniki, z wyjątkiem przypadków, w których wymogi sektorowe zgodnie z pkt 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.

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.

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.

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

(równanie 8)

gdzie:

CC

i

oznacza zawartość węgla pierwiastkowego paliwa i.

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 pkt 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:

— 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

— 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 określone w tabeli 3 w pkt G, z uwzględnieniem składu materiału określonego zgodnie z pkt B.5,

— 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 pkt G, z uwzględnieniem składu danego materiału określonego zgodnie z pkt B.5.

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 można uwzględnić frakcję biomasy o współczynniku zero, pod warunkiem że spełnione są następujące kryteria określone w pkt B.3.3:

(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 o współczynniku zero 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 całkowita masa węgla pierwiastkowego odpowiadająca frakcjom węgla o współczynniku zero zawartym we wszystkich odpowiednich materiałach wyjściowych nie jest niższa niż całkowita masa frakcji węgla o współczynniku zero zawartych w materiałach wsadowych i paliwach, z wyjątkiem sytuacji, gdy operator dostarczy dowody na obecność niższej frakcji biomasy w materiałach wyjściowych za pomocą metody „atomów znaczonych” (stechiometrycznej) lub metody C-14.

B.3.3 Kryteria uznawania emisji z biomasy za zerowe

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

2. 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.

3. Na zasadzie odstępstwa od pkt 2 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.

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

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

6. 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. Kryteria te można uznać za spełnione, jeżeli operator przedstawi dowód zakupu określonej ilości biopaliwa, biopłynu lub biogazu, któremu odpowiada anulowanie odpowiedniej ilości w unijnej bazie danych utworzonej na podstawie art. 31a, lub dowód zrównoważoności wydany przez uznany system dobrowolny.

B.3.4 Odnośne parametry

Zgodnie ze wzorami podanymi w pkt B.3.1–B.3.2 dla każdego strumienia materiałów wsadowych określa się następujące parametry:

a) 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 określonych w pkt B.3.3.

b) 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.

c) 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 określonych w pkt 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 planie monitorowania:

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

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

— 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;

— 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:

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

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

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:

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

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

— 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:

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

— 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:

a) korzystanie z wartości standardowych;

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

c) 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:

— współczynniki standardowe określone w pkt G,

— współczynniki standardowe zawarte w najnowszych wytycznych IPCC dotyczących wykazów gazów cieplarnianych (1),

— 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:

— 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,

— wartości ogłoszone przez krajowe instytucje badawcze, organy publiczne, organy normalizacyjne, urzędy statystyczne itp. na potrzeby bardziej zdezagregowanej sprawozdawczości dotyczącej emisji niż opisana w lit. a),

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

— wartości stechiometryczne dotyczące zawartości węgla pierwiastkowego i powiązane wartości określone na podstawie literatury dotyczące NCV czystej substancji,

— 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 planie 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 planie 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 pkt B.5.4:

— pomiar gęstości określonych olejów lub gazów, w tym wspólnych dla rafinerii lub dla przemysłu stalowego,

— 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 niniejszym punkcie.

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. 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

Zaleca się stosowanie minimalnych częstotliwości analiz odnośnych paliw i materiałów, wymienionych w tabeli 1 w niniejszym punkcie. Inną częstotliwość analiz można stosować w następujących przypadkach:

— gdy w tabeli 1 nie podano wymaganej minimalnej częstotliwości,

— gdy minimalna częstotliwość wymieniona w tabeli 1 prowadziłaby do nieracjonalnych kosztów,

— 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, o której mowa w akapicie pierwszym lit. c).

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. Zaleca się, by metodę pobierania próbek określać w planie 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

Zaleca się, by laboratoria przeprowadzające analizy mające na celu wyznaczenie współczynników obliczeniowych były akredytowane zgodnie z normą ISO/IEC 17025 w odniesieniu do odpowiednich metod analitycznych. Z laboratoriów nieakredytowanych można korzystać do celów wyznaczenia współczynników obliczeniowych 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:

— jest ekonomicznie niezależne od operatora,

— stosuje obowiązujące standardy dotyczące wymaganych analiz,

— zatrudnia pracowników kompetentnych do wykonywania określonych przydzielonych im zadań,

— odpowiednio zarządza pobieraniem i przygotowywaniem próbek, w tym kontrolą integralności próbki,

— 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,

— 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:

— wartości standardowe typu I,

— wartości standardowe typu II,

— korelacje na potrzeby określania danych przybliżonych,

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

— analizy przeprowadzane w laboratoriach nieakredytowanych lub w laboratoriach akredytowanych, ale z zastosowaniem uproszczonych metod pobierania próbek,

— 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 pkt 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;

Vhourly,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 pkt B.6.2.6.

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 pkt B.3.3, pod warunkiem zastosowania jednej z następujących metod w odniesieniu do ilości emisji CO2 z biomasy:

— 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),

— 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).

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 pkt G:

CO2e [t] = N2Oannual[t] × GWPN2O

(równanie 18)

gdzie:

N2Oannual

oznacza całkowitą roczną wielkość emisji N2O obliczoną zgodnie z pkt B.6.2.1.

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:

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

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

— 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 pkt B.5.4.3.

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 pkt B.4–B.6.

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:

— metodę A, przewidującą rejestrację czasu trwania efektu anodowego na wanno-dobę,

— 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) × PrAl

(równanie 21)

emisje C2F6 [t] = emisje CF4 × FC2

F6

(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

FC2

F6

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 FC2

F6

) wyraża ilość emitowanego C2F6 [t] proporcjonalnie do ilości emitowanego CF4 [t].

Wymóg minimalny: Stosuje się współczynniki emisji z tabeli 2 w niniejszym punkcie, 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 (FC2

F6

)

[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)

– (2)

– (2)

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

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 × FC2

F6

(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

FC2

F6

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 pkt G niniejszego załącznika.

emisje PFC [t CO2e] = emisje CF4 [t] × GWPCF4

+ emisje C2F6 [t] × GWPC2

F6

(równanie 26)

B.8 Wymogi dotyczące przenoszenia CO2

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 przenoszony CO2 związany w paliwie jest emitowany (np. uwalniany do atmosfery lub spalany w pochodni), liczy się go jako emisje z instalacji, z której pochodzi.

B.8.2 Możliwość odliczania składowanego lub używanego CO2

1) CO2 pochodzący z węgla pierwiastkowego 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, pod warunkiem że spełniają one wymagania określone w ppkt 2:

a) jeśli CO2 jest używany w instalacji lub został przeniesiony poza tę instalację do dowolnego z poniższych obiektów:

— instalacji służącej do wychwytywania CO2, w której monitoruje się emisje do celów niniejszego rozporządzenia,

— instalacji lub sieci transportowej, w której monitoruje się emisje do celów niniejszego rozporządzenia, w celu długoterminowego geologicznego składowania CO2,

— składowiska, w którym monitoruje się emisje do celów niniejszego rozporządzenia, w celu długoterminowego geologicznego składowania, zapewniając warunki równoważne z warunkami określonymi w prawie Unii;

b) jeśli CO2 jest używany w instalacji lub przekazywany poza instalację podmiotowi, który monitoruje emisje do celów niniejszego rozporządzenia, 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 rozporządzeniu delegowanym Komisji (UE) 2024/2620 (3).

2) CO2 przenoszony do innej instalacji do celów wskazanych w ppkt 1 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. Ponadto operatorzy instalacji muszą przestrzegać zasad monitorowania określonych w pkt B.8.3.

B.8.3 Zasady monitorowania przenoszenia CO2

Tożsamość i dane kontaktowe osoby odpowiedzialnej po stronie instalacji lub podmiotów odbierających muszą być jasno określone w planie monitorowania. Ilość CO2 uznaną za niewyemitowaną zgłasza się w raporcie na temat wielkości emisji 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 planie monitorowania. Przyjętą ilość CO2 zgłasza się w raporcie na temat wielkości emisji 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 planie monitorowania.

Jeżeli CO2 jest używany do celów określonych w pkt B.8.2 ppkt 1, stosuje się metody monitorowania określone w sekcjach 21–23 załącznika IV do rozporządzenia wykonawczego Komisji (UE) 2018/2066 (4).

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 pkt B.9.2.3.

— 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 pkt 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 pkt B.5.4 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 pkt B.6.2.5, 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 pkt B.9.3.2, mierzy się stężenia tlenu w spalinach, stosując wymogi określone w pkt B.6.2.2. 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 art. 4 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 właściwą przepływu przekazywanego wyrażoną w kJ/kg;

hreturn

oznacza entalpię właściwą 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:

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

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

W 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:

— 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,

— 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 i przesyłu ciepła:

(równanie 32)

(równanie 33)

gdzie:

Q oznacza ilość ciepła wyrażoną w TJ;

ηH

oznacza zmierzoną sprawność wytwarzania i przesyłu 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.

D. ENERGIA ELEKTRYCZNA

D.1 Obliczanie emisji związanych z energią elektryczną

Emisje związane z produkcją lub zużyciem energii elektrycznej oblicza się za pomocą następującego równania:

(równanie 35)

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, a

EF

el

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

D.2 Zasady ustalania współczynnika emisji energii elektrycznej importowanej na obszar celny Unii

Do ustalenia wielkości specyficznych emisji wbudowanych związanych z energią elektryczną importowaną na obszar celny Unii zastosowanie mają wyłącznie emisje bezpośrednie zgodnie z pkt 2 załącznika IV do rozporządzenia (UE) 2023/956.

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

— stosuje się specyficzną wartość domyślną dla państwa trzeciego, grupy państw trzecich lub regionu w państwie trzecim, jako odpowiedni współczynnik emisji CO2 określony w pkt D.2.1,

— w przypadku gdy specyficzna wartość domyślna, o której mowa w lit. a), nie jest dostępna, stosuje się współczynnik emisji CO2 w UE określony w pkt D.2.2,

— w przypadku gdy państwo lub grupa państw trzecich 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, stosowane będą alternatywne wartości domyślne określone na podstawie dostępnych i wiarygodnych danych,

— zamiast wartości domyślnych upoważniony zgłaszający CBAM może do obliczenia emisji wbudowanych związanych z importowaną energią elektryczną zastosować rzeczywiste emisje wbudowane, jeżeli za pomocą dowodów określonych w pkt D.2.4 niniejszego załącznika można wykazać, że spełnione są łączne kryteria a)–d) określone w pkt 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 pkt D.4.1 lub D.4.2 niniejszego załącznika.

D.2.1 Współczynnik emisji CO2 oparty na specyficznych wartościach domyślnych

Zgodnie z pkt 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 dostępnych danych.

D.2.2 Współczynnik emisji CO2 w UE

Zgodnie z pkt 4.2.2 załącznika IV do rozporządzenia (UE) 2023/956 stosuje się współczynnik emisji CO2 przyjęty dla Unii.

D.2.3 Współczynnik emisji CO2 oparty na alternatywnych wiarygodnych danych

Do celów pkt D.2 lit. c) można stosować alternatywne wartości domyślne w odniesieniu do energii elektrycznej importowanej z danego państwa trzeciego w danym roku, jeżeli państwo trzecie lub grupa państw trzecich przedstawi Komisji do dnia 30 czerwca danego roku zbiory danych pochodzące z wiarygodnych alternatywnych oficjalnych źródeł, w tym statystyk krajowych, wykazujące, że współczynnik emisji CO2 obliczony na podstawie równań 36 i 37 jest niższy niż współczynnik emisji CO2 określony zgodnie z załącznikiem IV do rozporządzenia (UE) 2023/956. W przypadku gdy Komisja uzna dostarczone alternatywne oficjalne źródła za wiarygodne, zmienia – w miarę możliwości do dnia 30 czerwca następnego roku – odpowiednie wartości domyślne. Zmienione wartości domyślne mają zastosowanie do energii elektrycznej importowanej w roku, w którym dostarczono zbiory danych z alternatywnych oficjalnych źródeł.

W przypadku gdy państwo trzecie lub grupa państw trzecich dostarczy zbiory danych z alternatywnych oficjalnych źródeł po dniu 30 czerwca danego roku, a Komisja uzna je za wiarygodne, zmienia ona – w miarę możliwości do dnia 30 czerwca drugiego roku następującego po roku, w którym dostarczono zbiory danych z alternatywnych oficjalnych źródeł – odpowiednie wartości domyślne. Zmienione wartości domyślne mają zastosowanie do energii elektrycznej importowanej w roku następującym po roku, w którym dostarczono zbiory danych z alternatywnych oficjalnych źródeł. W przypadku gdy Komisji uda się zmienić odpowiednie wartości domyślne w roku następującym po roku, w którym dostarczono zbiory danych z alternatywnych oficjalnych źródeł, i przed terminem składania deklaracji CBAM zgodnie z art. 6 rozporządzenia (UE) 2023/956, zmienione wartości domyślne mają zastosowanie do energii elektrycznej importowanej w roku, w którym dostarczono zbiory danych z alternatywnych oficjalnych źródeł.

Alternatywny współczynnik emisji CO2 oblicza się na podstawie średniej rocznej współczynników emisji CO2 za ostatni okres pięciu lat, za który dostępne są wiarygodne dane.

W tym celu roczne współczynniki emisji CO2 oblicza się na podstawie następującego równania:

(równanie 36)

gdzie:

Em

el,y

oznacza roczny współczynnik emisji CO2 dla wszystkich technologii opartych na paliwach kopalnych w danym roku w państwie trzecim, grupie państw trzecich lub regionie w państwie trzecim, mogącym lub mogącej 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”.

Współczynnik emisji CO2 oblicza się jako średnią kroczącą z tych lat, począwszy od bieżącego roku minus dwa, na podstawie następującego równania:

(równanie 37)

gdzie:

Em

el

oznacza współczynnik emisji CO2 wynikający ze średniej kroczącej rocznych współczynników emisji CO2 z pięciu 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.

Jeśli dostępne będą nowsze wiarygodne dane, średnią kroczącą można wyznaczyć dla okresu od roku poprzedzającego rok bieżący do pięciu lat wstecz.

D.2.4 Dowody wymagane do wykorzystania rzeczywistych emisji wbudowanych związanych z energią elektryczną importowaną do Unii

Zgodnie z pkt 5 załącznika IV do rozporządzenia (UE) 2023/956 zamiast wartości domyślnych upoważniony zgłaszający CBAM może do obliczenia emisji wbudowanych związanych z daną ilością importowanej energii elektrycznej zastosować rzeczywiste emisje wbudowane, jeżeli spełnione są łączne kryteria lit. a)–d) określone w tym punkcie.

Należy przedstawić następujące dowody w celu wykazania, że spełnione są kryteria wymagane do uzasadnienia stosowania rzeczywistych emisji zgodnie z pkt 5 załącznika IV do rozporządzenia (UE) 2023/956.

— W odniesieniu do kryterium lit. a) określonego w pkt 5 załącznika IV do rozporządzenia (UE) 2023/956:

a) dowody mające formę umowy wykazujące istnienie umowy zakupu energii elektrycznej (PPA), zawartej bezpośrednio między upoważnionym zgłaszającym CBAM a producentem energii elektrycznej mającym siedzibę w państwie trzecim, dotyczącej fizycznej dostawy energii elektrycznej. PPA musi mieć zastosowanie w momencie importu energii elektrycznej, w odniesieniu do którego wnioskuje się o wykorzystanie rzeczywistych emisji, i obejmować co najmniej ilość energii elektrycznej, w odniesieniu do której wnioskuje się o wykorzystanie rzeczywistych emisji. W przypadku gdy PPA została zawarta przez pośrednika, dowody mające formę umowy muszą wykazywać, że trzy umawiające się strony zawarły tylko jedną umowę.

— W odniesieniu do kryterium lit. b) określonego w pkt 5 załącznika IV do rozporządzenia (UE) 2023/956 – jeden z następujących dowodów:

a) schemat jednokreskowy wykazujący istnienie bezpośredniego połączenia między instalacją wytwarzającą energię elektryczną a unijnym systemem przesyłowym;

b) dokumentację w formie pisemnej, pochodzącą od operatora systemu przesyłowego albo od innego podmiotu mającego dostęp do odpowiednich informacji, potwierdzającą, że w momencie eksportu, ustalanym z dokładnością co do godziny, nie doszło do fizycznego przeciążenia sieci w żadnym punkcie sieci między tą instalacją a unijnym systemem przesyłowym.

— W odniesieniu do kryterium lit. c) określonego w pkt 5 załącznika IV do rozporządzenia (UE) 2023/956:

a) dane, z których wynika, że instalacja wytwarzająca energię elektryczną nie emituje więcej niż 550 gramów CO2 pochodzącego z paliw kopalnych na kilowatogodzinę energii elektrycznej.

— W odniesieniu do kryterium lit. d) określonego w pkt 5 załącznika IV do rozporządzenia (UE) 2023/956:

a) dokumentację w formie pisemnej, pochodzącą od osoby, która przypisała odpowiednią przepustowość w połączeniu wzajemnym, albo od właściwego operatora systemu przesyłowego, wykazującą, że dana ilość energii elektrycznej została przypisana w kraju pochodzenia, kraju przeznaczenia oraz, w stosownych przypadkach, w każdym państwie tranzytu, oraz potwierdzającą okres, do którego odnosi się przedmiotowe przypisanie przepustowości; oraz

b) dane z inteligentnego systemu opomiarowania wykazujące, że produkcja odpowiedniej ilości energii elektrycznej przez instalację miała miejsce w tym samym okresie pomiaru co przypisanie przepustowości. Okres ten nie może przekraczać jednej godziny.

— W odniesieniu do kryteriów lit. e) określonych w pkt 5 załącznika IV do rozporządzenia (UE) 2023/956:

a) miesięczne sprawozdania okresowe zawierające dowody określone w niniejszym punkcie, wykazujące, w jaki sposób spełnione są kryteria a)–d) określone w pkt 5 załącznika IV do rozporządzenia (UE) 2023/956.

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 wykorzystaną do produkcji towarów innych niż energia elektryczna

Współczynniki emisji dla energii elektrycznej ustala się na podstawie:

— średniego współczynnika emisji sieci elektroenergetycznej w kraju pochodzenia, udostępnionego zgodnie z załącznikiem IV do rozporządzenia (UE) 2023/956, albo

— jeżeli przedstawiono wystarczające dowody oparte na urzędowych i publicznie dostępnych informacjach w celu wykazania, że średni współczynnik emisji sieci państwa trzeciego lub grupy państw trzecich, w których wyprodukowano energię elektryczną, jest niższy niż wartości ustalone zgodnie z lit. a), ustala się alternatywną wartość domyślną zgodnie z pkt D.4.4,

— można stosować współczynniki rzeczywistych emisji dla energii elektrycznej zgodnie z pkt D.4.1–D.4.3.

D.4.1 Współczynnik emisji energii elektrycznej wytwarzanej metodami innymi niż kogeneracja

Jeżeli spełnione są kryteria stosowania rzeczywistych emisji w odniesieniu do energii elektrycznej lub emisji pośrednich określone w załączniku IV do rozporządzenia (UE) 2023/956, w przypadku energii elektrycznej wytwarzanej w wyniku spalania paliw, z wyjątkiem energii elektrycznej wytwarzanej w procesie kogeneracji, współczynnik emisji energii elektrycznej EFEl

ustala się na podstawie odpowiedniego koszyka energetycznego, a emisje, które można przypisać do produkcji energii elektrycznej, oblicza się w następujący sposób:

EFEl = (Σ ADi × NCVi × EFi + EmFGC)/ElprodIs

(równanie 38)

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 pkt G, do obliczenia EFEl stosuje się ten standardowy współczynnik emisji, a nie współczynnik emisji gazu odlotowego.

D.4.2 Współczynnik emisji energii elektrycznej wytwarzanej w kogeneracji

Jeżeli spełnione są kryteria stosowania rzeczywistych emisji w odniesieniu do emisji pośrednich określone w załączniku IV do rozporządzenia (UE) 2023/956, współczynnik emisji wytwarzania energii elektrycznej w kogeneracji ustala się zgodnie z załącznikiem III pkt A.2.2.

D.4.3 Dowody wymagane do wykorzystania rzeczywistych pośrednich emisji wbudowanych

Zgodnie z sekcją 6 załącznika IV do rozporządzenia (UE) 2023/956 zamiast wartości domyślnych upoważniony zgłaszający CBAM może do obliczenia pośrednich emisji wbudowanych zastosować rzeczywiste emisje wbudowane, jeżeli spełnione są wymagane kryteria. Jeżeli kryteria są spełnione, współczynnik emisji ustala się zgodnie z pkt D.4.1 lub D.4.2 niniejszego załącznika.

Należy przedstawić wymienione poniżej dowody w celu wykazania, że spełnione są kryteria wymagane do uzasadnienia stosowania rzeczywistych emisji wbudowanych w odniesieniu do emisji pośrednich zgodnie z pkt 6 załącznika IV do rozporządzenia (UE) 2023/956.

— W celu wykazania bezpośredniego powiązania pod względem technicznym:

a) schemat jednokreskowy wykazujący istnienie bezpośredniego powiązania pod względem technicznym między instalacją, w której produkowany jest importowany towar, a źródłem wytwarzania energii elektrycznej;

b) dane z inteligentnego systemu opomiarowania wykazujące, że ilość energii elektrycznej, w odniesieniu do której wnioskuje się o wykorzystanie rzeczywistych emisji, została wyprodukowana przez instalację wytwarzającą energię elektryczną przyłączoną bezpośrednim powiązaniem pod względem technicznym oraz wskazujące czas, w którym produkcja energii elektrycznej miała miejsce, w odniesieniu do okresów pomiaru nieprzekraczających godziny;

c) dane z inteligentnego systemu opomiarowania wykazujące, że ilość energii elektrycznej, w odniesieniu do której wnioskuje się o wykorzystanie rzeczywistych emisji, została dostarczona – w tym samym okresie pomiaru nieprzekraczającym jednej godziny – do instalacji przyłączonej bezpośrednim powiązaniem pod względem technicznym i wytwarzającej towar wymieniony w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956;

d) w przypadku gdy bezpośrednie powiązanie pod względem technicznym łączy wiele instalacji wytwarzających energię elektryczną z co najmniej jedną instalacją produkującą towar wymieniony w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956 – umowa między operatorami tych dwóch instalacji zobowiązująca do dostarczenia co najmniej ilości energii elektrycznej, w odniesieniu do której wnioskuje się o wykorzystanie rzeczywistych emisji między tymi instalacjami. W przypadku gdy instalacja do produkcji energii elektrycznej i instalacja produkująca towar wymieniony w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956 są własnością tego samego podmiotu prawnego – wewnątrzgrupowa umowa odbioru zobowiązująca do dostawy co najmniej odpowiedniej ilości energii elektrycznej.

— W celu wykazania zawarcia umowy zakupu energii elektrycznej:

a) dowody mające formę umowy wykazujące istnienie PPA, zawartej bezpośrednio między instalacją produkującą towary wymienione w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956 a producentem energii elektrycznej mającym siedzibę w państwie trzecim, dotyczącej fizycznej dostawy energii elektrycznej. W przypadku gdy PPA została zawarta przez pośrednika, dowody mające formę umowy muszą wykazywać, że trzy umawiające się strony zawarły tylko jedną umowę;

b) dane z inteligentnego systemu opomiarowania wykazujące, że dana ilość energii elektrycznej została wyprodukowana przez instalację wytwarzającą energię elektryczną, i potwierdzające okres produkcji;

c) dane z inteligentnego systemu opomiarowania wykazujące, że w tym samym okresie pomiaru, który nie może przekraczać jednej godziny, dostarczono równoważną ilość energii elektrycznej do instalacji produkującej towary wymienione w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956;

d) dokumentacja w formie pisemnej, pochodząca od operatorów systemów przesyłowych, organów publicznych albo z innych źródeł istotnych i wiarygodnych informacji publicznych, wykazująca fizyczne połączenie z siecią między instalacją wytwarzającą energię elektryczną a instalacją produkującą towary wymienione w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956.

D.4.4 Współczynnik emisji oparty na alternatywnych wiarygodnych danych

Do celów pkt D.4 ppkt 2 można stosować alternatywne wartości domyślne w odniesieniu do energii elektrycznej wykorzystanej do produkcji towarów przywiezionych w danym roku, jeżeli państwo trzecie lub grupa państw trzecich wykaże Komisji, do dnia 30 czerwca danego roku, na podstawie zbiorów danych pochodzących z wiarygodnych alternatywnych oficjalnych źródeł, w tym statystyk krajowych, że średnia pięcioletnia intensywność emisji związanych z siecią elektroenergetyczną państwa trzeciego obliczona w ten sposób na podstawie równań 45 i 56 jest niższa niż intensywność określona zgodnie z załącznikiem IV do rozporządzenia (UE) 2023/956. W przypadku gdy Komisja uzna dostarczone alternatywne oficjalne źródła za wiarygodne, zmienia – w miarę możliwości do dnia 30 czerwca następnego roku – wartość domyślną dla energii elektrycznej w odniesieniu do tego państwa trzeciego lub tej grupy państw trzecich. Zmieniona wartość domyślna ma zastosowanie do energii elektrycznej wykorzystanej do produkcji towarów przywiezionych w roku, w którym dostarczono zbiory danych z alternatywnych oficjalnych źródeł.

W przypadku gdy państwo trzecie lub grupa państw trzecich dostarczy zbiory danych z alternatywnych oficjalnych źródeł po dniu 30 czerwca danego roku, a Komisja uzna je za wiarygodne, zmienia ona – w miarę możliwości do dnia 30 czerwca drugiego roku następującego po roku, w którym dostarczono zbiory danych z alternatywnych oficjalnych źródeł – wartość domyślną dla energii elektrycznej w odniesieniu do tego państwa trzeciego lub tej grupy państw trzecich. Zmieniona wartość domyślna ma zastosowanie do energii elektrycznej wykorzystanej do produkcji towarów przywiezionych w roku następującym po roku, w którym dostarczono zbiory danych z alternatywnych oficjalnych źródeł. W przypadku gdy Komisji uda się zmienić odpowiednie wartości domyślne w roku następującym po roku, w którym dostarczono zbiory danych z alternatywnych oficjalnych źródeł, i przed terminem składania deklaracji CBAM zgodnie z art. 6 rozporządzenia (UE) 2023/956, zmienione wartości domyślne mają zastosowanie do energii elektrycznej wykorzystanej do produkcji towarów przywiezionych w roku, w którym dostarczono zbiory danych z alternatywnych źródeł urzędowych.

Współczynnik emisji oblicza się na podstawie średniej arytmetycznej współczynnika emisji za ostatni okres pięciu lat poprzedzający złożenie sprawozdania, za który dostępne są wiarygodne dane.

Do celów obliczania alternatywnych wartości domyślnych Komisja oblicza roczne współczynniki emisji i odpowiadającą im ilość energii elektrycznej brutto wyprodukowanej w państwie trzecim lub grupie państw trzecich, na podstawie następującego równania:

(równanie 39)

gdzie:

Em

el,y

oznacza roczny współczynnik emisji dla wszystkich źródeł energii elektrycznej w danym roku w państwie trzecim;

E

el,y

oznacza całkowitą produkcję energii elektrycznej brutto ze wszystkich źródeł energii elektrycznej w danym roku; EF

i

oznacza współczynnik emisji dla każdego źródła energii elektrycznej „i”, oraz

E

el,i,y

oznacza roczną produkcję energii elektrycznej brutto dla każdego źródła energii elektrycznej „i”.

Komisja oblicza współczynnik emisji jako średnią kroczącą z tych lat, począwszy od bieżącego roku minus dwa, na podstawie następującego równania:

(równanie 40)

gdzie:

Em

el

oznacza współczynnik emisji wynikający ze średniej kroczącej współczynników emisji z pięcioletniego okresu rozpoczynającego się w bieżącym roku minus dwa;

Em

el,y

oznacza współczynnik emisji dla każdego roku „i”;

i oznacza wskaźnik zmienny dla rozpatrywanych lat, a

y oznacza bieżący rok.

Jeśli dostępne będą nowsze wiarygodne dane, średnią kroczącą można wyznaczyć dla okresu od roku poprzedzającego rok bieżący do pięciu lat wstecz.

E. MONITOROWANIE PREKURSORÓW

Ilość każdego prekursora zużytego w każdym procesie produkcji ustala się w celu obliczenia całkowitych emisji wbudowanych związanych z towarami złożonymi wyprodukowanymi zgodnie z pkt B załącznika III.

Jeżeli prekursory są objęte tym samym procesem produkcji zgodnie z art. 4 ust. 9, ustala się jedynie ilość dodatkowego wykorzystanego prekursora uzyskanego od innych instalacji lub z innych procesów produkcji.

Wykorzystaną ilość i charakterystykę w zakresie emisji ustala się oddzielnie dla każdego procesu produkcji, z którego pochodzi prekursor. Metody stosowane do określania wymaganych danych określa się w planie 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 art. 4, 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 wykorzystanego w każdym procesie produkcji prowadzonym w instalacji.

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) Jeżeli prekursor pochodzi z państw trzecich i terytoriów, które nie są objęte wyłączeniem na podstawie pkt 1 załącznika III do rozporządzenia (UE) 2023/956:

d) zastosowaną ścieżkę produkcyjną zdefiniowaną w załączniku I;

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

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

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

h) Jeżeli prekursor pochodzi z państw trzecich i terytoriów, które są objęte wyłączeniem na podstawie pkt 1 załącznika III do rozporządzenia (UE) 2023/956, specyficzne emisje wbudowane uznaje się za zerowe.

i) ilość prekursora wykorzystanego w każdym procesie produkcji prowadzonym w instalacji.

3) W odniesieniu do każdej ilości prekursora, dla której uzyskano niekompletne lub niejednoznaczne dane wymienione w pkt 2, stosuje się mające zastosowanie wartości domyślne udostępnione zgodnie z załącznikiem IV do rozporządzenia (UE) 2023/956.

4) W przypadku gdy rodzaj prekursora jest produkowany w różnych procesach produkcji, specyficzne emisje wbudowane związane z tymi prekursorami będą obliczane jako średnia ważona tych różnych procesów produkcji.

F. MONITOROWANIE POZIOMÓW DZIAŁALNOŚCI

Poziom działalności procesu produkcji oblicza się jako całkowitą masę towarów opuszczających proces produkcji w okresie sprawozdawczym, mierzoną w jednostkach funkcjonalnych i w tonach towarów. W przypadku gdy zakres definicji procesów produkcji obejmuje również produkcję prekursorów, należy unikać podwójnego liczenia, licząc wyłącznie produkty końcowe procesu produkcji.

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 pkt B.4.

G. WSPÓŁCZYNNIKI STANDARDOWE STOSOWANE W MONITOROWANIU EMISJI BEZPOŚREDNICH NA POZIOMIE INSTALACJI

Standardowe współczynniki emisji paliw odniesione do wartości opałowej (NCV)

Tabela 1

Współczynniki emisji paliw odniesione do NCV oraz wartości opałowe na jednostkę masy paliwa

Opis rodzaju paliwa

Współczynnik emisji (t CO2/TJ)

Wartość opałowa (TJ/Gg)

Źródło

Ropa naftowa

73,3

42,3

IPCC 2006 GL

Orimulsja (emulsja wody z ropą)

77,0

27,5

IPCC 2006 GL

Kondensat gazu ziemnego

64,2

44,2

IPCC 2006 GL

Benzyna

69,3

44,3

IPCC 2006 GL

Nafta (inna niż paliwo typu nafty do silników odrzutowych)

71,9

43,8

IPCC 2006 GL

Olej łupkowy

73,3

38,1

IPCC 2006 GL

Gaz/olej napędowy

74,1

43,0

IPCC 2006 GL

Pozostałościowy olej opałowy (mazut)

77,4

40,4

IPCC 2006 GL

Gaz płynny (LPG)

63,1

47,3

IPCC 2006 GL

Etan

61,6

46,4

IPCC 2006 GL

Benzyna ciężka

73,3

44,5

IPCC 2006 GL

Bitum

80,7

40,2

IPCC 2006 GL

Smary

73,3

40,2

IPCC 2006 GL

Koks ponaftowy

97,5

32,5

IPCC 2006 GL

Półprodukty rafineryjne

73,3

43,0

IPCC 2006 GL

Gaz rafineryjny

57,6

49,5

IPCC 2006 GL

Parafiny

73,3

40,2

IPCC 2006 GL

Benzyna lakowa i benzyna przemysłowa

73,3

40,2

IPCC 2006 GL

Inne produkty ropopochodne

73,3

40,2

IPCC 2006 GL

Antracyt

98,3

26,7

IPCC 2006 GL

Węgiel koksowy

94,6

28,2

IPCC 2006 GL

Inne rodzaje węgla bitumicznego

94,6

25,8

IPCC 2006 GL

Węgiel subbitumiczny

96,1

18,9

IPCC 2006 GL

Węgiel brunatny

101,0

11,9

IPCC 2006 GL

Łupki bitumiczne i piaski bitumiczne

107,0

8,9

IPCC 2006 GL

Brykiety z węgla kamiennego

97,5

20,7

IPCC 2006 GL

Koks z koksowni i koks z węgla brunatnego

107,0

28,2

IPCC 2006 GL

Koks gazowniczy

107,0

28,2

IPCC 2006 GL

Smoła węglowa

80,7

28,0

IPCC 2006 GL

Gaz miejski

44,4

38,7

IPCC 2006 GL

Gaz koksowniczy

44,4

38,7

IPCC 2006 GL

Gaz wielkopiecowy

260

2,47

IPCC 2006 GL

Gaz konwertorowy

182

7,06

IPCC 2006 GL

Gaz ziemny

56,1

48,0

IPCC 2006 GL

Odpady przemysłowe

143

n.d.

IPCC 2006 GL

Oleje odpadowe

73,3

40,2

IPCC 2006 GL

Torf

106,0

9,76

IPCC 2006 GL

Zużyte opony

85,0 (5)

n.d.

Światowa Rada Biznesu na rzecz Zrównoważonego Rozwoju –Inicjatywa na rzecz zrównoważonego cementu (WBCSD CSI)

Tlenek węgla

155,2 (6)

10,1

J. Falbe i M. Regitz, Römpp Chemie Lexikon, Stuttgart, 1995.

Metan

54,9 (7)

50,0

J. Falbe i M. Regitz, Römpp Chemie Lexikon, Stuttgart, 1995.

Tabela 2

Współczynniki emisji paliw odniesione do NCV oraz wartości opałowe na jednostkę masy biomasy

Biomasa

Wstępny EF [t CO2/TJ]

NCV [GJ/t]

Źródło

Drewno/odpady drzewne (suszone powietrzem (8))

112

15,6

IPCC 2006 GL

Ługi siarczynowe (ług powarzelny)

95,3

11,8

IPCC 2006 GL

Inne rodzaje stałej biomasy pierwotnej

100

11,6

IPCC 2006 GL

Węgiel drzewny

112

29,5

IPCC 2006 GL

Biobenzyna

70,8

27,0

IPCC 2006 GL

Biodiesle

70,8

37,0

IPCC 2006 GL (9)

Inne biopaliwa ciekłe

79,6

27,4

IPCC 2006 GL

Gaz wysypiskowy (10)

54,6

50,4

IPCC 2006 GL

Gaz gnilny (11)

54,6

50,4

IPCC 2006 GL

Inne rodzaje biogazu (11)

54,6

50,4

IPCC 2006 GL

Odpady komunalne (frakcja biomasy) (12)

100

11,6

IPCC 2006 GL

Współczynniki emisji odniesione do emisji z procesów technologicznych

Tabela 3

Stechiometryczny współczynnik emisji dla emisji z procesów technologicznych w przypadku rozkładu węglanów (metoda A)

Węglan

Współczynnik emisji [t CO2/ t węglanu]

CaCO3

0,440

MgCO3

0,522

Na2CO3

0,415

BaCO3

0,223

Li2CO3

0,596

K2CO3

0,318

SrCO3

0,298

NaHCO3

0,524

FeCO3

0,380

Wymogi ogólne

Współczynnik emisji = [M(CO2 )]/{Y * [M(x)] + Z * [M(CO3

2 -)]}

X = metal

M(x) = masa cząsteczkowa X w [g/mol]

M(CO2 ) = masa cząsteczkowa CO2 w [g/mol]

M(CO3

2 -) = masa cząsteczkowa CO3

2 - w [g/mol]

Y = liczba stechiometryczna X

Z = liczba stechiometryczna CO3

2 -

Tabela 4

Stechiometryczny współczynnik emisji dla emisji z procesów technologicznych w przypadku rozkładu węglanów w oparciu o tlenki metali ziem alkalicznych (metoda B)

Tlenek

Współczynnik emisji [t CO2/ t tlenku]

CaO

0,785

MgO

1,092

BaO

0,287

Wymogi ogólne:

XYOZ

Współczynnik emisji = [M(CO2 )]/{Y * [M(x)] + Z * [M(O)]}

X = metal ziem alkalicznych lub alkaliczny

M(x) = masa cząsteczkowa X w [g/mol]

M(CO2 ) = masa cząsteczkowa CO2 w [g/mol]

M(O) = masa cząsteczkowa O w [g/mol]

Y = liczba stechiometryczna X

= 1 (dla metali ziem alkalicznych)

= 2 (dla metali alkalicznych)

Z = liczba stechiometryczna O = 1

Tabela 5

Współczynniki emisji dla emisji z procesów technologicznych w przypadku innych wsadów do procesu (produkcja żelaza lub stali oraz obróbka metali żelaznych)

(13) Materiał wsadowy lub wyjściowy

Zawartość węgla pierwiastkowego

(t C/t)

Współczynnik emisji

(t CO2/t)

Żelazo z bezpośredniej redukcji (żelazo DRI)

0,0191

0,07

Elektrody węglowe z pieców łukowych (EAF)

0,8188

3,00

Węgiel wsadowy w piecach łukowych (EAF)

0,8297

3,04

Żelazo gąbczaste, brykietowane na gorąco (HBI)

0,0191

0,07

Gaz konwertorowy

0,3493

1,28

Koks ponaftowy

0,8706

3,19

Surówka

0,0409

0,15

Żelazo/złom żelazny

0,0409

0,15

Stal/złom stalowy

0,0109

0,04

Współczynniki globalnego ocieplenia dla gazów cieplarnianych innych niż CO2

Tabela 6

Współczynniki globalnego ocieplenia

Gaz

Współczynnik globalnego ocieplenia

N2O

265 t CO2e/t N2O

CF4

6 630 t CO2e/t CF4

C2F6

11 100 t CO2e/t C2F6

(1) Międzyrządowy Zespół ONZ ds. Zmian Klimatu (IPCC): Wytyczne IPCC dotyczące krajowych wykazów gazów cieplarnianych.

(2) Operator instalacji musi określić ten współczynnik na podstawie własnych pomiarów. Jeśli nie jest to technicznie wykonalne lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów, należy zastosować wartości metodyki CWPB.

(3) Rozporządzenie delegowane Komisji (UE) 2024/2620 z dnia 30 lipca 2024 r. uzupełniające dyrektywę 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady w odniesieniu do wymogów dotyczących uznania, że gazy cieplarniane stały się trwale chemicznie związane w produkcie (Dz.U. L, 2024/2620, 4.10.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg_del/2024/2620/oj).

(4) Rozporządzenie wykonawcze Komisji (UE) 2018/2066 z dnia 19 grudnia 2018 r. w sprawie monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych na podstawie dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady oraz zmieniające rozporządzenie Komisji (UE) nr 601/2012 (Dz.U. L 334 z 31.12.2018, s. 1, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg_impl/2018/2066/oj).

(5) Wartość ta jest wstępnym współczynnikiem emisji, tj. przed zastosowaniem, w stosownych przypadkach, frakcji biomasy.

(6) Przy NCV wynoszącej 10,12 TJ/t.

(7) Przy NCV wynoszącej 50,01 TJ/t.

(8) W ramach podanego współczynnika emisji przyjmuje się, że zawartość wody w drewnie wynosi 15 %. Drewno niesezonowane może zawierać nawet 50 % wody. W celu określenia wartości opałowej całkowicie suchego drewna stosuje się następujące równanie:

gdzie NCVdry

oznacza wartość opałową bezwzględnie suchego materiału, w oznacza zawartość wody (procent masowy), a

oznacza entalpię parowania wody. Za pomocą tego samego równania wartość opałową dla danej zawartości wody można wyliczyć z wartości opałowej suchego materiału.

(9) Wartość NCV pochodzi z załącznika III do dyrektywy (UE) 2018/2001.

(10) W przypadku gazu wysypiskowego, gazu gnilnego i innych rodzajów biogazu: wartości standardowe odnoszą się do czystego biometanu. Aby uzyskać prawidłowe wartości standardowe, należy skorygować zawartość metanu w gazie.

(11) Przy NCV wynoszącej 50,01 TJ/t.

(12) W wytycznych IPCC podano również wartości w odniesieniu do frakcji kopalnej odpadów komunalnych: EF = 91,7 t CO2/TJ; NCV = 10 GJ/t.

(13) Wytyczne IPCC dotyczące krajowych wykazów gazów cieplarnianych, 2006 r.