uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej,
uwzględniając rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/956 z dnia 10 maja 2023 r. ustanawiające mechanizm dostosowywania cen na granicach z uwzględnieniem emisji CO21 , w szczególności jego art. 35 ust. 7,
(1) W rozporządzeniu (UE) 2023/956 określono obowiązki sprawozdawcze do celów mechanizmu dostosowywania cen na granicach z uwzględnieniem emisji CO2 w okresie przejściowym od 1 października 2023 r. do 31 grudnia 2025 r.
(2) W okresie przejściowym importerzy lub pośredni przedstawiciele celni mają składać sprawozdania dotyczące ilości towarów przywożonych, bezpośrednich i pośrednich emisji wbudowanych związanych z tymi towarami oraz wszelkich opłat emisyjnych należnych za te emisje, w tym opłat emisyjnych należnych za emisje wbudowane związane z odpowiednimi prekursorami.
(3) Pierwsze sprawozdanie należy złożyć do 31 stycznia 2024 r. w odniesieniu do towarów przywiezionych w czwartym kwartale 2023 r. Ostatnie sprawozdanie należy złożyć do 31 stycznia 2026 r. w odniesieniu do towarów przywiezionych w czwartym kwartale 2025 r.
(4) Komisja ma przyjąć przepisy wykonawcze dotyczące tych wymogów w zakresie sprawozdawczości.
(5) Wymogi w zakresie sprawozdawczości należy ograniczyć do tego, co jest konieczne, aby zminimalizować obciążenie spoczywające na importerach w okresie przejściowym i ułatwić sprawne wprowadzenie wymogów dotyczących deklaracji CBAM po zakończeniu okresu przejściowego.
(6) Zgodnie z załącznikiem IV do rozporządzenia (UE) 2023/956 szczegółowe zasady obliczania emisji wbudowanych związanych z towarami przywożonymi powinny opierać się na metodyce stosowanej w ramach systemu handlu emisjami w odniesieniu do instalacji zlokalizowanych w UE, jak określono w szczególności w rozporządzeniu wykonawczym Komisji (UE) 2018/2066 2 . Zasady dotyczące ustalania poziomu emisji wbudowanych z towarów wymienionych w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956 powinny być ukierunkowane na określenie odpowiednich procesów produkcji w odniesieniu do kategorii towarów oraz na monitorowanie bezpośrednich i pośrednich emisji z tych procesów produkcji. W ramach sprawozdawczości prowadzonej w okresie przejściowym należy również uwzględnić obowiązujące normy i procedury określone w odpowiednich przepisach Unii. Jeśli chodzi o produkcję wodoru i jego pochodnych, w sprawozdaniach należy uwzględnić dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 3 .
(7) Do określenia danych, które należy dostarczać w celu wypełnienia obowiązków sprawozdawczych, należy wykorzystać granice systemowe procesów produkcji, w tym dane dotyczące emisji na poziomie instalacji, przypisane emisje z procesów produkcji i emisje wbudowane z towarów. W odniesieniu do tych obowiązków importerzy i pośredni przedstawiciele celni powinni zapewnić dostępność informacji wymaganych od operatorów instalacji. Informacje te należy przekazywać terminowo, aby importerzy i pośredni przedstawiciele celni mogli wypełniać swoje obowiązki sprawozdawcze. Informacje te powinny obejmować standardowe współczynniki emisji stosowane do obliczania bezpośrednich emisji wbudowanych, w szczególności współczynniki emisji paliw i współczynniki emisji z procesów technologicznych, oraz referencyjne współczynniki sprawności produkcji energii elektrycznej i ciepła.
(8) Ponieważ okres sprawozdawczy rozpoczyna się 1 października 2023 r., importerzy i pośredni przedstawiciele celni mają ograniczony czas na wypełnienie obowiązków sprawozdawczych. Możliwe jest uzyskanie synergii z systemami monitorowania i sprawozdawczości stosowanymi już przez operatorów z państw trzecich. Należy zatem zezwolić na czasowe odstępstwo od stosowania metod obliczeniowych do celów zgłaszania emisji wbudowanych przez ograniczony okres, do końca 2024 r. Elastyczność ta powinna mieć zastosowanie, w przypadku gdy operator w państwie trzecim podlega systemowi obowiązkowego monitorowania i sprawozdawczości związanemu z systemem ustalania opłat za emisję gazów cieplarnianych lub innym systemom obowiązkowego monitorowania i sprawozdawczości lub gdy operator monitoruje emisje z instalacji, w tym w ramach projektu w zakresie redukcji emisji.
(9) Przez ograniczony okres, do 31 lipca 2024 r. zgłaszający objęty obowiązkiem sprawozdawczym, który nie byłby w stanie uzyskać wszystkich informacji od operatorów z państw trzecich w celu określenia ilości rzeczywistych emisji wbudowanych związanych z towarami przywożonymi zgodnie z metodyką określoną w załączniku III do niniejszego rozporządzenia, powinien mieć możliwość korzystania z alternatywnej metody określania wielkości bezpośrednich emisji wbudowanych oraz powoływania się na taką alternatywną metodę.
(10) W ramach obowiązków sprawozdawczych należy również zapewnić pewną elastyczność w określaniu etapów produkcji w instalacjach, które nie odpowiadają za znaczną część bezpośrednich emisji wbudowanych związanych z towarami przywożonymi. Dotyczyłoby to zazwyczaj końcowych etapów produkcji produktów rynku niższego szczebla ze stali lub aluminium. W takim przypadku należy zapewnić odstępstwo od wymaganych obowiązków sprawozdawczych polegające na tym, że w odniesieniu do etapów produkcji w instalacjach, których udział w emisjach bezpośrednich nie przekracza 20 % całkowitej wielkości emisji wbudowanych związanych z towarami przywożonymi, można zgłaszać wartości szacunkowe. Próg ten powinien przyczynić się do zapewnienia wystarczającej elastyczności małym operatorom w państwach trzecich.
(11) Jednym z celów okresu przejściowego jest gromadzenie danych w celu bardziej szczegółowego określenia w akcie wykonawczym - zgodnie z art. 7 ust. 7 rozporządzenia (UE) 2023/956 - metodyki obliczania pośrednich emisji wbudowanych po tym okresie. W tym kontekście zgłaszanie emisji pośrednich w okresie przejściowym powinno mieć charakter otwarty i mieć na celu umożliwienie wyboru najodpowiedniejszej wartości spośród wymienionych w sekcji 4.3 załącznika IV do rozporządzenia (UE) 2023/956. Sprawozdawczość w zakresie emisji pośrednich nie powinna jednak obejmować sprawozdawczości opartej na średnim współczynniku emisji sieci unijnej, ponieważ wartość ta jest już znana Komisji.
(12) Dane zgromadzone w okresie przejściowym powinny stanowić podstawę dla sprawozdań, które Komisja ma przedstawić zgodnie z art. 30 ust. 2 i 3 rozporządzenia (UE) 2023/956. Dane zgromadzone w okresie przejściowym powinny również pomóc w zdefiniowaniu unikalnej metodyki monitorowania, raportowania i weryfikacji po upływie okresu przejściowego. Ocenę zgromadzonych danych należy w szczególności wykorzystać w pracach Komisji mających na celu dostosowanie metodyki, która będzie miała zastosowanie po zakończeniu okresu przejściowego.
(13) Orientacyjny zakres kar, jakie należy nałożyć na zgłaszającego objętego obowiązkiem sprawozdawczym, który nie dopełnił obowiązków sprawozdawczych, powinien opierać się na wartościach domyślnych udostępnionych i opublikowanych przez Komisję na okres przejściowy w odniesieniu do emisji wbudowanych, których nie zgłoszono. Orientacyjny maksymalny zakres powinien być spójny z karą określoną w art. 16 ust. 3 i 4 dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady 4 , przy jednoczesnym uwzględnieniu, że obowiązek w okresie przejściowym jest ograniczony do przekazywania danych. Kryteria, które właściwe organy mają stosować w celu określenia faktycznej kwoty kary, powinny opierać się na wadze i czasie trwania nieprzedłożenia sprawozdania. Komisja powinna monitorować sprawozdania CBAM, by móc przedstawić orientacyjną ocenę informacji potrzebnych właściwym organom oraz zapewnić spójność stosowanych kar.
(14) Aby zapewnić efektywne wypełnianie obowiązków sprawozdawczych, Komisja powinna stworzyć elektroniczną bazę danych (rejestr przejściowy CBAM) w celu gromadzenia informacji zgłaszanych w okresie przejściowym. Rejestr przejściowy CBAM powinien stanowić podstawę do ustanowienia rejestru CBAM, o którym mowa w art. 14 rozporządzenia (UE) 2023/956.
(15) Rejestr przejściowy CBAM powinien stać się systemem, który umożliwia zgłaszającym objętym obowiązkiem sprawozdawczym składanie sprawozdań CBAM i zarządzanie nimi, w tym przeprowadzanie kontroli, ocen orientacyjnych i procedur przeglądu. Aby umożliwić dokładną ocenę obowiązków sprawozdawczych, rejestr przejściowy CBAM powinien być interoperacyjny z istniejącymi systemami celnymi.
(16) W celu zapewnienia skutecznego i jednolitego systemu sprawozdawczości należy określić warunki techniczne funkcjonowania rejestru przejściowego CBAM, takie jak warunki opracowania, testowania i uruchomienia tego rejestru, jak również utrzymywania i ewentualnych modyfikacji systemów teleinformatycznych, ochrony danych, aktualizacji danych, ograniczenia przetwarzania danych, własności systemów i bezpieczeństwa. Warunki te powinny być zgodne z zasadą uwzględniania ochrony danych w fazie projektowania i domyślnej ochrony danych określoną w art. 27 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/1725 5 i art. 25 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2016/679 6 , a także z bezpieczeństwem przetwarzania danych na podstawie art. 33 rozporządzenia (UE) 2018/1725 i art. 32 rozporządzenia (UE) 2016/679.
(17) Aby zapewnić ciągłość przekazywania danych przez cały czas, ważne jest stworzenie opcjonalnych rozwiązań, które byłyby stosowane w razie wystąpienia czasowej awarii systemów teleinformatycznych służących przekazywaniu danych. W tym celu Komisja powinna opracować plan ciągłości działania CBAM.
(18) W celu zapewnienia dostępu do rejestru przejściowego CBAM należy korzystać z Systemu Jednolitego Zarządzania Użytkownikami i Podpisem Cyfrowym (UUM&DS), o którym mowa w art. 16 rozporządzenia wykonawczego Komisji (UE) 2023/1070 7 , do zarządzania procesem uwierzytelniania i weryfikacji dostępu zgłaszających objętych obowiązkiem sprawozdawczym.
(19) W celu identyfikacji zgłaszających objętych obowiązkiem sprawozdawczym i sporządzenia wykazu takich zgłaszających zawierającego ich numery rejestracyjne i identyfikacyjne przedsiębiorcy (EORI) rejestr przejściowy CBAM powinien być interoperacyjny z Systemem Rejestracji i Identyfikacji Przedsiębiorców, o którym mowa w art. 30 rozporządzenia wykonawczego (UE) 2023/1070.
(20) Do celów kontroli i sprawozdawczości wymaganych informacji dotyczących towarów wymienionych w załączniku 1 do rozporządzenia (UE) 2023/956, powinny dostarczać systemy krajowe, o których mowa w decyzji wykonawczej Komisji (UE) 2019/2151 8 .
(21) Identyfikację towarów przywożonych za pomocą ich klasyfikacji w Nomenklaturze scalonej ("CN") określonej w rozporządzeniu Rady (EWG) nr 2658/87 9 oraz przepisy dotyczące przechowywania określone w rozporządzeniu wykonawczym (UE) 2023/1070 należy stosować w celu dostarczania informacji dotyczących towarów przywożonych wymienionych w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956.
(22) Niniejsze rozporządzenie nie narusza praw podstawowych i jest zgodne z zasadami uznanymi w Karcie praw podstawowych Unii Europejskiej, a w szczególności z prawem do ochrony danych osobowych. Dane osobowe przedsiębiorców oraz innych osób przetwarzane przez systemy teleinformatyczne powinny być ograniczone do zbiorów danych określonych w załączniku I do niniejszego rozporządzenia. Jeżeli do celów wykonania niniejszego rozporządzenia wykonawczego konieczne jest przetwarzanie danych osobowych, dane te należy przetwarzać zgodnie z przepisami unijnymi w zakresie ochrony danych osobowych. W związku z tym wszelkie przetwarzanie danych osobowych przez organy państw członkowskich powinno podlegać przepisom rozporządzenia (UE) 2016/679 i krajowym wymogom dotyczącym ochrony osób fizycznych w związku z przetwarzaniem danych osobowych. Wszelkie przetwarzanie danych osobowych przez Komisję powinno podlegać przepisom rozporządzenia (UE) 2018/1725. Dane osobowe należy przechowywać w formie umożliwiającej identyfikację osoby, której dane dotyczą, przez okres nie dłuższy, niż jest to niezbędne do celów, w których dane te są przetwarzane. W tym względzie okres zatrzymywania danych na potrzeby rejestru przejściowego CBAM powinien być ograniczony do 5 lat od otrzymania sprawozdania CBAM.
(23) Zgodnie z art. 42 ust. 1 rozporządzenia (UE) 2018/1725 skonsultowano się z Europejskim Inspektorem Ochrony Danych, który swoją opinię wydał 28 lipca 2023 r.
(24) Z uwagi na to, że pierwszy okres sprawozdawczy rozpoczyna się 1 października 2023 r., niniejsze rozporządzenie powinno wejść w życie w trybie pilnym.
(25) Środki przewidziane w niniejszym rozporządzeniu są zgodne z opinią Komitetu ds. CBAM,
PRZYJMUJE NINIEJSZE ROZPORZĄDZENIE:
Definicje i ścieżki produkcyjne towarów
3.6.1. Przepisy szczególne
Uwzględnia się wyłącznie produkcję czystego wodoru lub mieszanin wodoru z azotem nadających się do produkcji amoniaku. Nie obejmuje to produkcji gazu syntezowego ani wodoru w rafineriach lub instalacjach chemii organicznej, w przypadku gdy wodór jest wykorzystywany wyłącznie w tych zakładach i nie jest wykorzystywany do produkcji towarów wymienionych w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956.
3.6.2. Ścieżki produkcyjne
3.6.2.1. Reforming parowy i częściowe utlenianie
W przypadku tych ścieżek produkcyjnych monitorowanie emisji bezpośrednich obejmuje:
Emisje pośrednie: W przypadku gdy wyprodukowany wodór posiada certyfikat zgodności z rozporządzeniem delegowanym Komisji (UE) 2023/1184 13 , można zastosować zerowy współczynnik emisji dla energii elektrycznej. We wszystkich pozostałych przypadkach zastosowanie mają zasady dotyczące pośrednich emisji wbudowanych (sekcja D załącznika III).
Odpowiednie prekursory: brak.
Przypisywanie emisji do produktów: Jeśli tlen powstający jako produkt uboczny jest uwalniany do atmosfery, wszystkie emisje z procesu produkcji przypisuje się do wodoru. W przypadku gdy tlen będący produktem ubocznym jest wykorzystywany w innych procesach produkcji w danej instalacji lub jest sprzedawany, a emisje bezpośrednie lub pośrednie nie są równe zeru, emisje z procesu produkcji przypisuje się do wodoru, opierając się na proporcjach molowych przy zastosowaniu następującego równania:
gdzie:
EmH2 oznacza emisje bezpośrednie albo pośrednie przypisane do wodoru wyprodukowanego w okresie sprawozdawczym, wyrażone w tonach CO2;
Emtotal oznacza emisje bezpośrednie albo pośrednie związane z całym procesem produkcji w okresie sprawozdawczym, wyrażone w tonach CO2;
mO2;sold oznacza masę tlenu sprzedanego lub wykorzystanego w instalacji w okresie sprawozdawczym, wyrażoną w tonach;
mO2;prod oznacza masę tlenu wyprodukowanego w okresie sprawozdawczym, wyrażoną w tonach;
mH2;prod oznacza masę wodoru wyprodukowanego w okresie sprawozdawczym, wyrażoną w tonach;
MO2 oznacza masę molową O2 (31,998 kg/kmol), a
MH2 oznacza masę molową H2 (2,016 kg/kmol).
3.6.2.3. Elektroliza chlorków metali alkalicznych i produkcja chloranów
W przypadku tych ścieżek produkcyjnych monitorowanie emisji bezpośrednich obejmuje, w stosownych przypadkach:
- wszystkie emisje pochodzące z wykorzystania paliw, bezpośrednio lub pośrednio związane z procesem produkcji wodoru i z oczyszczaniem spalin.
Emisje pośrednie: W przypadku gdy wyprodukowany wodór posiada certyfikat zgodności z rozporządzeniem delegowanym Komisji (UE) 2023/1184 14 , można zastosować zerowy współczynnik emisji dla energii elektrycznej. We wszystkich pozostałych przypadkach zastosowanie mają zasady dotyczące pośrednich emisji wbudowanych (sekcja D załącznika III).
Odpowiednie prekursory: brak.
Przypisywanie emisji do produktów: Ponieważ w tym procesie produkcji wodór uznaje się za produkt uboczny, odpowiednią proporcję molową całego procesu przypisuje się jedynie do części wodoru sprzedawanej lub wykorzystywanej jako prekursor w instalacji. O ile emisje bezpośrednie lub pośrednie nie są równe zeru, emisje z procesu produkcji przypisuje się do wodoru wykorzystanego lub sprzedanego przy zastosowaniu następujących równań:
Elektroliza chlorków metali alkalicznych:
gdzie:
EmH2;sold oznacza emisje bezpośrednie albo pośrednie przypisane do wodoru sprzedanego lub wykorzystanego jako prekursor w okresie sprawozdawczym, wyrażone w tonach CO2;
Emtotal oznacza emisje bezpośrednie albo pośrednie związane z procesem produkcji w okresie sprawozdawczym, wyrażone w tonach CO2;
mH2;sold oznacza masę wodoru sprzedanego lub wykorzystanego jako prekursor w okresie sprawozdawczym, wyrażoną w tonach;
mH2;prod oznacza masę wodoru wyprodukowanego w okresie sprawozdawczym, wyrażoną w tonach;
mCl2;prod oznacza masę chloru wyprodukowanego w okresie sprawozdawczym, wyrażoną w tonach;
mNaOH,prod oznacza masę wodorotlenku sodu (sody kaustycznej) wyprodukowanego w okresie sprawozdawczym, wyrażoną w tonach, w przeliczeniu na 100 % NaOH;
mNcClO3;prod oznacza masę chloranu sodu wyprodukowanego w okresie sprawozdawczym, wyrażoną w tonach, w przeliczeniu na 100 % NaClO3;
MH2 oznacza masę molową H2 (2,016 kg/kmol);
MCl2 oznacza masę molową Cl2 (70,902 kg/kmol);
MNaOH oznacza masę molową NaOH (39,997 kg/kmol), a
MNcClO3 oznacza masę molową NaClO3 (106,438 kg/kmol).
Zasady określania danych, w tym danych dotyczących emisji na poziomie instalacji, przypisanych emisji z procesów produkcji i emisji wbudowanych związanych z towarami
Wszystkie parametry stosowane do obliczania wielkości emisji zaokrągla się do celów obliczania i zgłaszania emisji z uwzględnieniem wszystkich cyfr znaczących.
Specyficzne bezpośrednie i pośrednie emisje wbudowane wyraża się w tonach ekwiwalentu CO2 na tonę towarów, w zaokrągleniu do wszystkich cyfr znaczących, z maksymalnie pięcioma cyframi po przecinku.
A.2. Zasady monitorowania
Do monitorowania rzeczywistych danych na poziomie instalacji oraz do zbiorów danych niezbędnych do przypisania emisji do towarów stosuje się następujące zasady:
Kompletne i przejrzyste zapisy wszystkich danych istotnych dla określenia emisji wbudowanych związanych z wyprodukowanymi towarami, w tym niezbędne dokumenty potwierdzające, przechowuje się w instalacji przez co najmniej 4 lata od zakończenia okresu sprawozdawczego. Zapisy te można ujawnić zgłaszającemu objętemu obowiązkiem sprawozdawczym.
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.3. Metody odzwierciedlające najlepsze dostępne źródło danych
Koszty związane z wyznaczeniem konkretnego zbioru danych uznaje się za nieracjonalne, jeżeli szacowane koszty operatora są większe niż korzyści płynące z zastosowania danej metodyki wyznaczania danych. W tym celu korzyść oblicza się, mnożąc współczynnik udoskonalenia przez cenę referencyjną wynoszącą 20 EUR za tonę ekwiwalentu CO2, a w stosownych przypadkach koszty uwzględniają odpowiedni okres amortyzacji w oparciu o ekonomiczną użyteczność urządzenia.
Współczynnik udoskonalenia jest równy:
Środków dotyczących udoskonalenia metodyki monitorowania instalacji nie uważa się za prowadzące do nieracjonalnych kosztów do czasu osiągnięcia łącznej kwoty 2 000 EUR na rok.
A.4. Podział instalacji na procesy produkcji
Instalacje dzieli się na procesy produkcji za pomocą granic systemowych, które zapewniają możliwość monitorowania odpowiednich czynników produkcji, produktów i emisji zgodnie z sekcjami B-E niniejszego załącznika oraz przypisania emisji bezpośrednich i pośrednich do grup towarów określonych w sekcji 2 załącznika II, stosując zasady określone w sekcji F niniejszego załącznika.
Podziału instalacji na procesy produkcji dokonuje się w następujący sposób:
B.2. Wybór metodyki monitorowania
Stosowana metodyka jest jedną z następujących:
Na zasadzie odstępstwa można stosować inne metodyki na warunkach określonych w art. 4 ust. 2, art. 4 ust. 3 i art. 5 niniejszego rozporządzenia.
Należy wybrać metodykę monitorowania, która zapewnia najdokładniejsze i najbardziej wiarygodne wyniki, z wyjątkiem przypadków, w których wymogi sektorowe zgodnie z sekcją B.9 wymagają zastosowania szczególnej metodyki. Zastosowana metodyka monitorowania może być kombinacją różnych metodyk w taki sposób, że różne części emisji z instalacji monitoruje się za pomocą jednej z mających zastosowanie metodyk.
W dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania wyraźnie wskazuje się:
Emisje z instalacji określa się za pomocą
gdzie:
EmInst oznacza (bezpośrednie) emisje z instalacji wyrażone w tonach ekwiwalentu CO2;
Emcalc,i oznacza emisje ze strumienia materiałów wsadowych i określone przy użyciu metodyki opartej na obliczeniach, wyrażone w tonach ekwiwalentu CO2;
Emmeas,j oznacza emisje ze źródła emisji j określone przy użyciu metodyki opartej na pomiarach, wyrażone w tonach ekwiwalentu CO2, a
Emother,k oznacza emisje określone inną metodą, wskaźnik k wyrażony w tonach ekwiwalentu CO2.
B.3. Wzory i parametry na potrzeby metodyki opartej na obliczeniach w odniesieniu do emisji CO2
B.3.1. Metoda standardowa
Emisje oblicza się oddzielnie dla każdego strumienia materiałów wsadowych w następujący sposób:
B.3.1.1. Emisje pochodzące ze spalania
Emisje pochodzące ze spalania oblicza się za pomocą metody standardowej w następujący sposób:
Emi = ADi * EFi * OFi (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
ADi = FQi * NCVi (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
OF = 1 - Cash/Ctotal (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:
Jeżeli współczynnik emisji paliwa i ma zostać obliczony na podstawie analizy zawartości węgla pierwiastkowego i NCV, stosuje się następujące równanie:
EFi = CC,* f/NCVi (równanie 8)
Jeżeli współczynnik emisji materiału lub paliwa wyrażony w t CO2/t ma zostać obliczony na podstawie analizy zawartości węgla pierwiastkowego, stosuje się następujące równanie:
EFi = CCi * f (równanie 9)
gdzie:
f oznacza stosunek mas molowych CO2 i C: f = 3,664 t CO2/t C.
Ponieważ - pod warunkiem spełnienia kryteriów podanych w sekcji B.3.3 - współczynnik emisji biomasy wynosi zero, fakt ten można uwzględnić dla paliw mieszanych (tj. paliw zawierających zarówno składniki kopalne, jak i pochodzące z biomasy) w następujący sposób:
EFi = EFpre,i * (1 - BFi) (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:
Emj = ADj * EFj * CFj (równanie 11)
gdzie:
ADj oznacza dane dotyczące działalności [t materiału] materiału j;
EFj oznacza współczynnik emisji [t CO2/t] materiału j, a
CFj oznacza współczynnik konwersji materiału j (wielkość bezwymiarowa).
Aby zmniejszyć nakłady na monitorowanie, można zawsze przyjmować zachowawcze założenie, że CFj = 1.
W przypadku gdy do procesu wprowadzane są mieszane materiały wsadowe, które zawierają zarówno nieorganiczne, jak i organiczne postacie węgla, operator może albo:
1) określić całkowity wstępny współczynnik emisji dla materiału mieszanego poprzez analizę całkowitej zawartości węgla pierwiastkowego (CCj) i przy użyciu współczynnika konwersji oraz - w stosownych przypadkach - frakcji biomasy i wartości opałowej związanych z tą całkowitą zawartością węgla pierwiastkowego; albo
2) określić zawartość organiczną i nieorganiczną osobno i traktować je jako dwa oddzielne strumienie materiałów wsadowych.
Biorąc pod uwagę dostępne systemy pomiarowe dla danych dotyczących działalności oraz dostępne metody określania współczynnika emisji, w przypadku emisji pochodzących z rozkładu węglanów dla każdego strumienia materiałów wsadowych wybiera się tę metodę spośród następujących dwóch, która zapewnia dokładniejsze wyniki:
- Metoda A (na podstawie wsadu): Współczynnik emisji, współczynnik konwersji i dane dotyczące działalności odnoszą się do ilości materiału wprowadzonego do procesu. Stosuje się standardowe współczynniki emisji czystych węglanów podane w tabeli 3 w załączniku VIII, z uwzględnieniem składu materiału określonego zgodnie z sekcją B.5 niniejszego załącznika.
- Metoda B (na podstawie produkcji): Współczynnik emisji, współczynnik konwersji i dane dotyczące działalności odnoszą się do ilości produktu uzyskanego z procesu. Stosuje się standardowe współczynniki emisji tlenków metali po dekarbonizacji podane w tabeli 4 w załączniku VIII, z uwzględnieniem składu danego materiału określonego zgodnie z sekcją B.5 niniejszego załącznika.
W odniesieniu do emisji CO2 z procesów technologicznych innych niż emisje z węglanów stosuje się metodę A.
B.3.2. Metoda bilansu masowego
Ilości CO2 istotne dla każdego strumienia materiałów wsadowych oblicza się na podstawie zawartości węgla pierwiastkowego w każdym materiale, bez podziału na paliwa i wsady do procesu. Węgiel pierwiastkowy opuszczający instalację w produktach, a nie w postaci emisji, uwzględnia się w wyjściowych strumieniach materiałów wsadowych, w przypadku których dane dotyczące działalności są w związku z tym ujemne.
Emisje odpowiadające każdemu strumieniowi materiałów wsadowych oblicza się w następujący sposób:
Emk = f * ADk * CCk (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:
CCk = EFk * NCVk/f (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:
CCk = EFk /f (równanie 14)
W przypadku paliw mieszanych, czyli paliw zawierających zarówno składniki kopalne, jak i pochodzące z biomasy lub materiały mieszane, można - pod warunkiem spełnienia kryteriów podanych w sekcji B.3.3 - uwzględnić frakcję biomasy w następujący sposób:
CCk = CCpre,k * (1 - BFk) (równanie 15)
gdzie:
CCpre,k oznacza wstępną zawartość węgla pierwiastkowego w paliwie k (tj. współczynnik emisji przy założeniu, że całe
paliwo jest pochodzenia kopalnego), a
BFk oznacza frakcję biomasy w paliwie k (wielkość bezwymiarowa).
W przypadku paliw lub materiałów kopalnych i gdy frakcja biomasy nie jest znana, wartość BF przyjmuje się zachowawczo jako zero. W przypadku gdy biomasa jest wykorzystywana jako materiał wsadowy lub paliwo, a materiały wyjściowe zawierają węgiel pierwiastkowy, w ogólnym bilansie masowym frakcję biomasy należy traktować zachowawczo, co oznacza, że frakcja biomasy w całkowitej zawartości węgla pierwiastkowego w materiałach wyjściowych nie może przekraczać całkowitej frakcji biomasy zawartej w materiałach wsadowych i paliwach, z wyjątkiem sytuacji, gdy operator dostarczy dowody na obecność wyższej frakcji biomasy w materiałach wyjściowych za pomocą metody "atomów znaczonych" (stechiometrycznej) lub analiz 14C.
B.3.3. Kryteria uznawania emisji z biomasy za zerowe
Biomasa wykorzystywana jako paliwo do spalania musi spełniać kryteria określone w niniejszej sekcji. W przypadku gdy biomasa wykorzystywana do spalania nie spełnia niniejszych kryteriów, jej zawartość węgla pierwiastkowego uznaje się za węgiel kopalny.
B.3.4. Odnośne parametry
Zgodnie ze wzorami podanymi w sekcjach B.3.1-B.3.3 niniejszego załącznika dla każdego strumienia materiałów wsadowych określa się następujące parametry:
B.4. Wymogi w odniesieniu do danych dotyczących działalności
B.4.1. Dokonywanie pomiarów ciągłych lub partiami
W przypadku gdy dla okresu sprawozdawczego należy określić ilości paliw lub materiałów, w tym towarów lub produktów pośrednich, można wybrać jedną z poniższych metod i wskazać ją w dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania:
Gdy wyznaczenie ilości objętych zapasami w drodze bezpośredniego pomiaru nie jest technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów, takie ilości można oszacować na podstawie jednej z następujących informacji:
1) danych z poprzednich lat, skorelowanych z odpowiednimi poziomami działalności za dany okres sprawozdawczy;
2) udokumentowanych procedur i odnośnych danych w skontrolowanych sprawozdaniach finansowych za dany okres sprawozdawczy.
Gdy wyznaczenie ilości produktów, materiałów lub paliw dla całego okresu sprawozdawczego nie jest technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów, można wybrać następny najbardziej odpowiedni dzień, który oddzieli dany okres sprawozdawczy od kolejnego. Dzień ten należy odpowiednio uzgodnić z wymaganym okresem sprawozdawczym. Odchylenia występujące w przypadku każdego produktu, materiału lub paliwa muszą być wyraźnie odnotowane, stanowiąc podstawę wartości reprezentatywnej dla okresu sprawozdawczego, a następnie muszą być spójnie uwzględnione w odniesieniu do następnego roku.
B.4.2. Kontrola operatora nad systemami pomiarowymi
Preferowaną metodą określania ilości produktów, materiałów lub paliw jest stosowanie przez operatora instalacji systemów pomiarowych, które znajdują się pod jego kontrolą. Systemy pomiarowe znajdujące się poza kontrolą operatora, w szczególności te znajdujące się pod kontrolą dostawcy materiału lub paliwa, można stosować w następujących przypadkach:
1) gdy operator nie posiada własnego systemu pomiarowego umożliwiającego określenie odpowiedniego zbioru danych;
2) gdy określenie zbioru danych za pomocą własnego systemu pomiarowego operatora nie jest technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów;
3) gdy operator ma dowody na to, że system pomiarowy znajdujący się poza kontrolą operatora daje bardziej wiarygodne wyniki i jest mniej narażony na ryzyko nieprawidłowości.
W przypadku korzystania z systemów pomiarowych znajdujących się poza kontrolą operatora odpowiednimi źródłami danych są:
1) ilości z wystawionych przez kontrahenta faktur, pod warunkiem że miała miejsce transakcja handlowa między dwoma niezależnymi partnerami handlowymi;
2) bezpośrednie odczyty z takich systemów pomiarowych.
B.4.3. Wymogi dotyczące systemów pomiarowych
Należy zapewnić gruntowną analizę niepewności związanej z mierzonymi ilościami paliw i materiałów, w tym wpływu środowiska operacyjnego oraz, w stosownych przypadkach, niepewności związanej z określaniem stanu zapasów. Przyrządy pomiarowe należy wybierać tak, aby zapewnić najniższą możliwą niepewność, której uzyskanie nie będzie prowadzić do nieracjonalnych kosztów, oraz tak, aby były one odpowiednie do środowiska, w którym są używane, zgodnie z obowiązującymi normami i wymaganiami technicznymi. Pierwszeństwo mają przyrządy podlegające prawnej kontroli metrologicznej, o ile są one dostępne. W tym przypadku jako wartość niepewności można podać największy dopuszczalny błąd w użytkowaniu określony właściwymi przepisami krajowymi dotyczącymi prawnej kontroli metrologicznej w odniesieniu do odpowiedniego zadania pomiarowego.
W przypadku gdy zachodzi konieczność wymiany przyrządu pomiarowego z powodu jego nieprawidłowego działania lub z uwagi na to, że kalibracja wykazała, iż przestał on spełniać wymagania, należy zastąpić go przyrządem zapewniającym uzyskanie tego samego lub mniejszego poziomu niepewności w porównaniu z istniejącym przyrządem.
B.4.4. Zalecane udoskonalenie
Za zalecane udoskonalenie uważa się osiągnięcie niepewności pomiaru współmiernej do całkowitej emisji strumienia materiałów wsadowych lub źródła emisji, przy najniższej niepewności dotyczącej największych części emisji. Do celów orientacyjnych, w przypadku emisji przekraczających 500 000 t CO2 rocznie niepewność w całym okresie sprawozdawczym, z uwzględnieniem zmian zapasów, jeśli takie zmiany zachodzą, powinna wynosić 1,5 % lub mniej. W przypadku emisji poniżej 10 000 t CO2 rocznie dopuszczalna jest niepewność poniżej 7,5 %.
B.5. Wymogi w zakresie współczynników obliczeniowych dotyczących CO2
B.5.1. Metody wyznaczania współczynników obliczeniowych
W celu wyznaczenia współczynników obliczeniowych wymaganych na potrzeby metodyki opartej na obliczeniach można wybrać jedną z poniższych metod:
1) korzystanie z wartości standardowych;
2) korzystanie z danych przybliżonych opartych na empirycznych korelacjach między odpowiednim współczynnikiem obliczeniowym a innymi parametrami, które łatwiej jest zmierzyć;
3) korzystanie z wartości opartych na analizie laboratoryjnej.
Współczynniki obliczeniowe wyznacza się w sposób spójny ze stanem wykorzystanym w związku z danymi dotyczącymi działalności, odnosząc się do stanu paliwa lub materiału, w którym kupuje się paliwo lub materiał bądź używa się go w procesie powodującym emisje, zanim wyschnie lub zostanie poddany innemu przetworzeniu na potrzeby analizy laboratoryjnej. Jeśli prowadzi to do nieracjonalnych kosztów lub jeśli można osiągnąć większą dokładność, można zgłaszać dane dotyczące działalności i współczynniki obliczeniowe w sposób spójny, odnosząc się do stanu, w którym przeprowadzono analizy laboratoryjne.
B.5.2. Obowiązujące wartości standardowe
Wartości standardowe typu I należy stosować tylko wówczas, gdy dla tego samego parametru i materiału lub paliwa nie jest dostępna wartość standardowa typu II.
Wartości standardowe typu I to:
a) współczynniki standardowe określone w załączniku VIII;
b) współczynniki standardowe zawarte w najnowszych wytycznych IPCC dotyczących wykazów gazów cieplarnianych 16 ;
c) wartości oparte na analizach laboratoryjnych przeprowadzonych w przeszłości, nie wcześniej niż przed pięcioma laty, i uznanych za reprezentatywne dla danego paliwa lub materiału.
Wartości standardowe typu II to:
a) współczynniki standardowe stosowane przez kraj, w którym znajduje się instalacja, w ostatniej krajowej inwentaryzacji przekazanej do Sekretariatu Ramowej konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu;
b) wartości ogłoszone przez krajowe instytucje badawcze, organy publiczne, organy normalizacyjne, urzędy statystyczne itp. na potrzeby bardziej zdezagregowanej sprawozdawczości dotyczącej emisji niż opisana w poprzednim punkcie;
c) wartości określone i gwarantowane przez dostawcę paliwa lub materiału, jeśli istnieją dowody, że zawartość węgla pierwiastkowego wykazuje 95 % przedział ufności nieprzekraczający 1 %;
d) wartości stechiometryczne dotyczące zawartości węgla pierwiastkowego i powiązane wartości określone na podstawie literatury dotyczące wartości opałowej (NCV) czystej substancji;
e) wartości oparte na analizach laboratoryjnych przeprowadzonych w przeszłości, nie wcześniej niż przed dwoma laty, i uznanych za reprezentatywne dla danego paliwa lub materiału.
Aby zapewnić spójność na przestrzeni czasu, wszelkie stosowane wartości standardowe określa się w dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania i można zmieniać je tylko wówczas, gdy istnieją dowody na to, że nowa wartość jest bardziej odpowiednia i reprezentatywna dla stosowanego paliwa lub materiału niż poprzednia. Jeśli wartości standardowe zmieniają się z roku na rok, w dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania określa się - zamiast samej wartości - właściwe autorytatywne źródło danej wartości.
B.5.3. Ustalanie korelacji na potrzeby określania danych przybliżonych
Dane przybliżone dotyczące zawartości węgla pierwiastkowego lub współczynnika emisji można określić na podstawie następujących parametrów, w połączeniu z korelacją empiryczną ustalaną co najmniej raz w roku zgodnie z wymogami dotyczącymi analiz laboratoryjnych podanymi w sekcji B.5.4 niniejszego załącznika:
a) pomiar gęstości określonych olejów lub gazów, w tym wspólnych dla rafinerii lub dla przemysłu stalowego;
b) wartość opałowa poszczególnych typów węgla.
Korelacja musi spełniać wymogi dobrej praktyki przemysłowej i może być stosowana wyłącznie do wartości przybliżonych wchodzących w zakres, dla którego została określona.
B.5.4. Wymogi dotyczące analiz laboratoryjnych
W przypadku gdy do określenia właściwości (w tym wilgotności, czystości, stężenia, zawartości węgla pierwiastkowego, frakcji biomasy, wartości opałowej, gęstości) produktów, materiałów, paliw lub gazów odlotowych lub do ustalenia korelacji między parametrami w celu pośredniego określenia niezbędnych danych wymagane jest przeprowadzenie analiz laboratoryjnych, analizy te muszą być zgodne z wymogami niniejszej sekcji.
Wyniki analizy wykorzystuje się wyłącznie w odniesieniu do okresu dostawy bądź partii paliwa lub materiału, którego próbki pobrano i dla którego próbki miały być reprezentatywne. Wyznaczając określony parametr, wykorzystuje się wyniki wszystkich analiz przeprowadzonych w odniesieniu do takiego parametru.
B.5.4.1. Stosowanie norm
Wszelkie analizy, pobieranie próbek, kalibracje i walidacje do celów wyznaczenia współczynników obliczeniowych prowadzi się z zastosowaniem metod opartych na odpowiednich normach ISO. Jeżeli normy takie są niedostępne, stosuje się metody oparte na odpowiednich normach EN lub normach krajowych lub wymogach określonych w kwalifikowalnym systemie monitorowania, raportowania i weryfikacji. Jeśli nie istnieją żadne opublikowane właściwe normy, można stosować odpowiednie projekty norm, wytyczne dotyczące najlepszych praktyk branżowych lub inną naukowo sprawdzoną metodykę, ograniczając błędy w zakresie pobierania próbek i pomiaru.
B.5.4.2. Zalecenia dotyczące planu pobierania próbek i minimalnej częstotliwości analiz
Należy stosować minimalne częstotliwości analiz odnośnych paliw i materiałów wymienione w tabeli 1 w niniejszym załączniku. Inną częstotliwość analiz można stosować w następujących przypadkach:
a) gdy w tabeli nie podano wymaganej minimalnej częstotliwości;
b) gdy w kwalifikowalnym systemie monitorowania, raportowania i weryfikacji przewidziano inną minimalną częstotliwość analiz dla tego samego rodzaju materiału lub paliwa;
c) gdy minimalna częstotliwość wymieniona w tabeli 1 w niniejszym załączniku prowadziłaby do nieracjonalnych kosztów;
d) gdy można wykazać, że z danych historycznych, w tym wyników analiz dotyczących odnośnych paliw lub materiałów w okresie sprawozdawczym bezpośrednio poprzedzającym aktualny okres sprawozdawczy, wynika, że wszelka zmienność wyników analiz dotyczących odnośnego paliwa lub materiału nie przekracza 1/3 wartości niepewności w odniesieniu do wyznaczania wartości danych dotyczących działalności związanych z odnośnym paliwem lub materiałem.
W przypadku gdy instalacja działa wyłącznie przez część roku lub gdy paliwa lub materiały są dostarczane w partiach zużywanych w okresie dłuższym niż okres sprawozdawczy, można wybrać bardziej odpowiedni harmonogram analiz, pod warunkiem że w rezultacie otrzymuje się niepewność porównywalną do niepewności, której wartość określono w ostatnim punkcie poprzedniego akapitu.
Tabela 1
Minimalne częstotliwości analiz
| Paliwo/materiał | Minimalna częstotliwość analiz |
| Gaz ziemny | Co najmniej raz na tydzień |
| Inne gazy, w szczególności gaz do syntezy i gazy z procesów technologicznych, takie jak: mieszanina gazów rafineryjnych, gaz koksowniczy, gaz wielkopiecowy, gaz konwertorowy, gaz z wydobycia ropy naftowej i gaz z wydobycia gazu ziemnego | Co najmniej raz dziennie - przy zastosowaniu właściwych procedur w różnych porach dnia |
| Oleje opałowe (np. lekki, średni i ciężki olej opałowy, bitum) | Co 20 000 ton paliwa i co najmniej sześć razy do roku |
| Węgiel, węgiel koksujący, koks ponaftowy, torf | Co 20 000 ton paliwa/materiału i co najmniej sześć razy do roku |
| Pozostałe paliwa | Co 10 000 ton paliwa i co najmniej cztery razy do roku |
| Nieprzetworzone odpady stałe (czyste kopaliny lub mieszanina biomasy i kopalin) | Co 5 000 ton odpadów i co najmniej cztery razy do roku |
| Odpady płynne, wstępnie przetworzone odpady stałe | Co 10 000 ton odpadów i co najmniej cztery razy do roku |
| Minerały węglanowe (w tym wapień i dolomit) | Co 50 000 ton odpadów i co najmniej cztery razy do roku |
| Gliny i łupki | Ilości materiału odpowiadające emisji 50 000 ton CO2 i co najmniej cztery razy do roku |
| Inne materiały (produkt podstawowy, pośredni i końcowy) | W zależności od rodzaju materiału i jego odmiany - ilości materiału odpowiadające emisji 50 000 ton CO2 i co najmniej cztery razy do roku |
Próbki muszą być reprezentatywne dla całej partii lub okresu dostaw, w odniesieniu do których zostały pobrane. Aby zapewnić reprezentatywność, należy wziąć pod uwagę heterogeniczność materiału, a także wszystkie inne istotne aspekty, takie jak dostępny sprzęt do pobierania próbek, możliwe rozdzielenie faz lub lokalny rozkład wielkości cząstek, stabilność próbek itp. Metodę pobierania próbek określa się w dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania.
Za zalecane udoskonalenie uważa się stosowanie osobnego planu pobierania próbek dla każdego odnośnego materiału lub paliwa, zgodnego z obowiązującymi normami, zawierającego odpowiednie informacje o metodyce przygotowywania próbek, w tym o obowiązkach, lokalizacjach, częstotliwościach i ilościach, a także o metodyce przechowywania i transportu próbek.
B.5.4.3. Zalecenia dotyczące laboratoriów
Laboratoria przeprowadzające analizy mające na celu wyznaczenie współczynników obliczeniowych muszą być akredytowane zgodnie z normą ISO/IEC 17025 w odniesieniu do odpowiednich metod analitycznych. Z laboratoriów nieakredyto- wanych można korzystać do celów wyznaczenia współczynników obliczeniowych tylko wówczas, gdy istnieją dowody, że dostęp do laboratoriów akredytowanych nie jest technicznie wykonalny lub prowadziłby do nieracjonalnych kosztów, a laboratorium nieakredytowane posiada wystarczające kompetencje. Uznaje się, że laboratorium posiada wystarczające kompetencje, jeśli spełnia wszystkie poniższe warunki:
1) jest ekonomicznie niezależne od operatora lub przynajmniej pod względem organizacyjnym wyłączone spod wpływu podmiotu zarządzającego instalacją;
2) stosuje obowiązujące standardy dotyczące wymaganych analiz;
3) zatrudnia pracowników kompetentnych do wykonywania określonych przydzielonych im zadań;
4) odpowiednio zarządza pobieraniem i przygotowywaniem próbek, w tym kontrolą integralności próbki;
5) regularnie przeprowadza proces zapewnienia jakości w odniesieniu do kalibracji, pobierania próbek i metod analitycznych, stosując w tym celu odpowiednie metody, w tym regularny udział w programach badania biegłości, stosowanie metod analitycznych do certyfikowanych materiałów referencyjnych lub porównywanie wyników z laboratorium akredytowanym;
6) odpowiednio zarządza urządzeniami, w tym przez przestrzeganie i wdrażanie procedur kalibracji, regulacji, utrzymania i naprawy urządzeń, a także prowadzenie rejestru takich działań.
B.5.5. Zalecane metody wyznaczania współczynników obliczeniowych
Za zalecane udoskonalenie uważa się stosowanie wartości standardowych wyłącznie w odniesieniu do strumieni materiałów wsadowych, które odpowiadają niewielkim ilościom emisji, oraz stosowanie analiz laboratoryjnych do wszystkich głównych strumieni materiałów wsadowych. Poniższa lista przedstawia mające zastosowanie metody w kolejności zgodnej ze wzrostem jakości danych:
1) wartości standardowe typu I;
2) wartości standardowe typu II;
3) korelacje na potrzeby określania danych przybliżonych;
4) analizy przeprowadzane poza kontrolą operatora, np. przez dostawcę paliwa lub materiału, zawarte w dokumentach zakupu, bez dalszych informacji na temat zastosowanych metod;
5) analizy przeprowadzane w laboratoriach nieakredytowanych lub w laboratoriach akredytowanych, ale z zastosowaniem uproszczonych metod pobierania próbek;
6) analizy przeprowadzane w laboratoriach akredytowanych, stosujących najlepsze praktyki w zakresie pobierania próbek.
B.6. Wymogi dotyczące stosowania metodyki opartej na pomiarach w odniesieniu do CO2 i N2O
B.6.1. Przepisy ogólne
W przypadku metodyki opartej na pomiarach wymagane jest korzystanie z systemu ciągłych pomiarów emisji (CEMS) zainstalowanego w odpowiednim punkcie pomiarowym.
W odniesieniu do monitorowania emisji N2O stosowanie metodyki opartej na pomiarach jest obowiązkowe. Natomiast w przypadku CO2 stosuje się ją tylko wówczas, gdy istnieją dowody na to, że prowadzi ona do uzyskania dokładniejszych danych niż metodyka oparta na obliczeniach. Zastosowanie mają wymogi dotyczące niepewności systemów pomiarowych zgodnie z sekcją B.4.3 niniejszego załącznika.
CO emitowany do atmosfery traktuje się jako molowo równoważną ilość CO2.
Jeżeli istnieje kilka źródeł emisji w jednej instalacji i nie można ich zmierzyć jako jednego źródła, operator mierzy emisje z takich źródeł emisji oddzielnie i sumuje wyniki, otrzymując całkowitą wielkość emisji danego gazu w okresie sprawozdawczym.
B.6.2. Metoda i obliczenia
B.6.2.1. Emisje w okresie sprawozdawczym (emisje roczne)
Całkowitą wielkość emisji ze źródła emisji w okresie sprawozdawczym wyznacza się, sumując za cały okres sprawozdawczy wszystkie wartości godzinowe zmierzonego stężenia gazów cieplarnianych pomnożone przez wartości godzinowe przepływu spalin, przy czym wartości godzinowe stanowią średnie wartości wszystkich indywidualnych wyników pomiarów w odnośnej godzinie pracy, z zastosowaniem wzoru:
gdzie:
GHG Emtotal oznacza całkowitą roczną wielkość emisji gazów cieplarnianych w tonach;
GHG conchourly, i oznacza godzinowe stężenia emisji gazów cieplarnianych w g/Nm3 w przepływie spalin mierzone podczas pracy w odniesieniu do godziny lub krótszego okresu odniesienia i;
Vgodz., ihourly, i oznacza objętość spalin w Nm3 na godzinę lub krótszy okres odniesienia i, wyznaczoną przez całkowanie przepływu w okresie odniesienia, a
HoursOp oznacza łączną liczbę godzin (lub krótszych okresów odniesienia), w których stosowana jest metodyka oparta na pomiarach, w tym godziny, w odniesieniu do których dane zostały zastąpione zgodnie z sekcją B.6.2.6 niniejszego załącznika.
Wskaźnik i odnosi się do pojedynczej godziny pracy (lub pojedynczych okresów odniesienia).
Średnie wartości godzinowe dla każdego mierzonego parametru oblicza się przed przystąpieniem do dalszego przetwarzania danych, wykorzystując wszystkie punkty danych dostępne dla takiej określonej godziny. Jeśli możliwe jest pozyskanie danych dotyczących krótszych okresów odniesienia bez ponoszenia dodatkowych kosztów, do wyznaczania rocznej wielkości emisji korzysta się z takich okresów.
B.6.2.2. Wyznaczanie stężenia gazów cieplarnianych
Stężenie branych pod uwagę gazów cieplarnianych w spalinach wyznacza się w drodze ciągłych pomiarów w reprezentatywnym punkcie, stosując jeden z następujących sposobów:
- pomiar bezpośredni stężenia gazów cieplarnianych;
- pomiar pośredni: w przypadku wysokiego stężenia w spalinach stężenie gazów cieplarnianych można obliczyć przez pośredni pomiar stężenia z uwzględnieniem zmierzonych wartości stężenia wszystkich innych składników i w strumieniu gazów z zastosowaniem następującego wzoru:
gdzie:
conci oznacza stężenie składnika gazowego i.
B.6.2.3. Emisje CO2 z biomasy
W stosownych przypadkach od całkowitej zmierzonej emisji CO2 można odjąć każdą ilość CO2 pochodzącą z biomasy, która spełnia kryteria podane w sekcji B.3.3 niniejszego załącznika, pod warunkiem zastosowania jednej z następujących metod w odniesieniu do ilości emisji CO2 z biomasy:
1) metodyka oparta na obliczeniach, w tym metodyki, w których wykorzystuje się analizy i pobieranie próbek na podstawie normy ISO 13833 (Emisja ze źródeł stacjonarnych - Oznaczanie stosunku ditlenku węgla pochodzącego z biomasy (biogennego) i węgla kopalnego - Pobieranie próbek i oznaczanie radiowęgla);
2) inna metoda opierająca się na odpowiedniej normie, w tym ISO 18466 (Emisja ze źródeł stacjonarnych - Oznaczanie frakcji biogennej w CO2 z gazów odlotowych przy użyciu metody bilansu);
3) inna metoda dopuszczalna zgodnie z kwalifikowalnym systemem monitorowania, raportowania i weryfikacji.
B.6.2.4. Wyznaczanie emisji ekwiwalentu CO2 z N2O
W przypadku pomiarów N2O całkowitą roczną wielkość emisji N2O ze wszystkich źródeł emisji, mierzoną w tonach do trzech miejsc po przecinku, przelicza się na roczną wielkość CO2e w tonach po zaokrągleniu, stosując poniższy wzór i wartości współczynnika globalnego ocieplenia (GWP) podane w załączniku VIII:
gdzie:
N2Oannual oznacza całkowitą roczną wielkość emisji N2O obliczoną zgodnie z sekcją B.6.2.1 niniejszego załącznika.
B.6.2.5. Wyznaczanie przepływu spalin
Wartość przepływu spalin można wyznaczyć za pomocą jednej z następujących metod:
- obliczenie z zastosowaniem odpowiedniego bilansu masowego, z uwzględnieniem wszystkich istotnych parametrów od strony wejścia, w tym w przypadku emisji CO2 co najmniej ładunków materiału wsadowego, dopływu powietrza i sprawności procesu, a także od strony wyjścia, w tym co najmniej wielkości produkcji oraz stężenia tlenu (O2), dwutlenku siarki (SO2) i tlenków azotu (NOx);
- wyznaczenie w drodze ciągłego pomiaru przepływu w reprezentatywnym punkcie.
B.6.2.6. Postępowanie w przypadku luk w pomiarach
Jeśli urządzenie do prowadzenia ciągłego pomiaru danego parametru jest poza kontrolą, poza zasięgiem lub nie działa przez część godziny lub okresu odniesienia, odnośną średnią godzinową oblicza się proporcjonalnie do pozostałych punktów danych dla takiej określonej godziny lub krótszego okresu referencyjnego, pod warunkiem że dostępnych jest co najmniej 80 % maksymalnej liczby punktów danych odnoszących się do parametru.
W przypadku, gdy dostępnych jest mniej niż 80 % maksymalnej liczby punktów danych dla danego parametru, korzysta się z następujących metod.
- W przypadku parametru mierzonego bezpośrednio, takiego jak stężenie, korzysta się z wartości zastępczej jako sumy średniego stężenia i dwukrotności odchylenia standardowego związanego z taką średnią, stosując następujące równanie:
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
σc oznacza najlepsze oszacowanie odchylenia standardowego stężenia określonego parametru w całym okresie sprawozdawczym lub, jeśli utracie danych towarzyszyły szczególne okoliczności, odpowiedni okres odzwierciedlający takie szczególne okoliczności.
Jeśli okres sprawozdawczy nie ma zastosowania do wyznaczania takich wartości zastępczych ze względu na znaczne zmiany technologiczne w instalacji, wybiera się inne wystarczająco reprezentatywne ramy czasowe wyznaczania średniej i odchylenia standardowego, w miarę możliwości obejmujące co najmniej sześć miesięcy.
- W przypadku parametru innego niż stężenie, wartości zastępcze takiego parametru wyznacza się za pomocą odpowiedniego modelu bilansu masowego lub bilansu energii w procesie. Walidacji tego modelu dokonuje się, wykorzystując pozostałe zmierzone parametry metodyki opartej na pomiarach oraz dane w normalnych warunkach pracy, z uwzględnieniem okresu o takim samym czasie trwania, co luka w danych.
B.6.3. Wymogi dotyczące jakości
Wszystkich pomiarów dokonuje się z zastosowaniem metod opartych na normach:
1) ISO 20181:2023 Emisja ze źródeł stacjonarnych - Zapewnienie jakości automatycznych systemów pomiarowych
2) ISO 14164:1999 Emisja ze źródeł stacjonarnych - Pomiar strumienia objętości gazu w kanałach - Metoda automatyczna
3) ISO 14385-1:2014 Emisja ze źródeł stacjonarnych - Gazy cieplarniane - Część 1: Kalibracja automatycznych systemów pomiarowych
4) ISO 14385-2:2014 Emisja ze źródeł stacjonarnych - Gazy cieplarniane - Część 2: Ciągła kontrola jakości automatycznych systemów pomiarowych
5) inne odpowiednie normy ISO, w szczególności ISO 16911-2 (Emisja ze źródeł stacjonarnych - Manualne i automatyczne wyznaczanie prędkości i strumienia objętości w przewodach).
Jeśli nie istnieją żadne opublikowane właściwe normy, stosuje się odpowiednie projekty norm, wytyczne dotyczące najlepszych praktyk branżowych lub inną naukowo sprawdzoną metodykę, ograniczając błędy w zakresie pobierania próbek i pomiaru.
Uwzględnia się wszystkie istotne aspekty systemu ciągłych pomiarów, w tym lokalizację urządzeń, kalibrację, pomiary, zapewnianie jakości i kontrolę jakości.
Laboratoria przeprowadzające pomiary, kalibrację oraz ocenę odnośnych urządzeń dla systemów ciągłych pomiarów emisji muszą być akredytowane zgodnie z normą ISO/IEC 17025 w odniesieniu do odpowiednich metod analitycznych lub kalibracji. Jeżeli laboratorium nie posiada takiej akredytacji, musi posiadać wystarczające kompetencje zgodnie z sekcją B.5.4.3 niniejszego załącznika.
B.6.4. Obliczenie potwierdzające wielkości emisji
Wielkości emisji CO2wyznaczone z zastosowaniem metodyki opartej na pomiarach potwierdza się, obliczając roczne wielkości emisji każdego z branych pod uwagę gazów cieplarnianych w odniesieniu do tych samych źródeł emisji i strumieni materiałów wsadowych. W tym celu można odpowiednio uprościć wymogi określone w sekcjach B.4-B.6 niniejszego załącznika.
B.6.5. Wymogi minimalne dotyczące ciągłych pomiarów emisji
Wymogiem minimalnym jest osiągnięcie niepewności na poziomie 7,5 % emisji gazów cieplarnianych ze źródła emisji w całym okresie sprawozdawczym. W przypadku niewielkich źródeł emisji lub w wyjątkowych okolicznościach dopuszczalna niepewność może wynosić 10 %. Zalecanym udoskonaleniem jest osiągnięcie niepewności na poziomie 2,5 % przynajmniej w przypadku źródeł emisji emitujących ponad 100 000 ton kopalnego ekwiwalentu CO2 na okres sprawozdawczy.
B.7. Wymogi dotyczące określania emisji perfluorowęglowodorów
Monitorowanie obejmuje emisje perfluorowęglowodorów (PFC) wynikające z efektów anodowych, w tym emisje niezorga- nizowane perfluorowęglowodorów. Emisje niewynikające z efektów anodowych określa się w oparciu o metody szacowania zgodnie z najlepszymi praktykami branżowymi, w szczególności wytycznymi Międzynarodowego Instytutu Aluminium.
Wielkość emisji PFC oblicza się, uwzględniając emisje mierzone w kanale lub kominie ("emisje ze źródeł punktowych") i emisje niezorganizowane wyznaczone z zastosowaniem wydajności zbierania kanału:
(całkowite) emisje PFC = emisje PFC (w kanale)/wydajność zbierania (równanie 20)
Wydajność zbierania mierzy się po określeniu współczynników emisji właściwych dla instalacji.
Emisje CF4 i C2F6 z kanału lub komina oblicza się, stosując jedną z następujących metod:
1. metodę A, przewidującą rejestrację czasu trwania efektu anodowego na wanno-dobę;
2. metodę B, przewidującą rejestrację nadnapięcia efektu anodowego.
B.7.1. Metoda obliczeniowa A - metoda nachylenia
W celu wyznaczenia wielkości emisji PFC stosuje się następujące równania:
gdzie:
AEM oznacza czas trwania efektu anodowego na wanno-dobę;
SEFCF4 oznacza nachylenie współczynnika emisji wyrażone w (kg CF4/t produkowanego Al)/(czas trwania efektu anodowego/wanno-doba). W przypadku stosowania różnego rodzaju wanien stosuje się różne SEF, stosownie do przypadku;
PrAl oznacza produkcję pierwotnego aluminium [t] w okresie sprawozdawczym, a
FC2F6 oznacza wagowy udział frakcji C2F6 [t C2F6/t CF4].
Czas trwania efektu anodowego na wanno-dobę wyraża częstotliwość efektów anodowych (liczba efektów anodowych/ wanno-doba) pomnożoną przez średni czas trwania efektów anodowych (czas trwania efektu anodowego/wystąpienie):
AEM = częstotliwość x średni czas trwania (równanie 23)
Współczynnik emisji: Współczynnik emisji dla CF4 (nachylenie współczynnika emisji SEFCF4) wyraża ilość emitowanego CF4 [kg] na tonę produkowanego aluminium w czasie trwania efektu anodowego na wanno-dobę. Współczynnik emisji C2F6 (wagowy udział frakcji FC2F6) wyraża ilość emitowanego C2F6 [t] proporcjonalnie do ilości emitowanego CF4 [t].
Wymóg minimalny: Stosuje się współczynniki emisji z tabeli 2 w niniejszym załączniku, właściwe dla danej technologii.
Zalecane udoskonalenie: Właściwe dla danej instalacji współczynniki emisji dla CF4 i C2F6 określa się w drodze ciągłego lub okresowego pomiaru w terenie. W celu określenia tych współczynników emisji stosuje się najlepsze praktyki branżowe, w szczególności najnowsze wytyczne Międzynarodowego Instytutu Aluminium. Współczynnik emisji uwzględnia również emisje związane z efektami nieanodowymi. Każdy współczynnik emisji określa się z maksymalną dopuszczalną niepewnością wynoszącą ± 15 %. Współczynniki emisji określa się co najmniej raz na trzy lata lub częściej, jeżeli jest to konieczne ze względu na istotne zmiany w instalacji. Istotne zmiany obejmują zmianę w rozkładzie czasu trwania efektu anodowego lub zmianę w algorytmie kontroli wpływające na kompozycję typów efektów anodowych lub na standardowy sposób kończenia efektu anodowego.
Tabela 2
Właściwe dla danej technologii współczynniki emisji odnoszące się do danych dotyczących działalności do celów metody nachylenia
| Technologia | Współczynnik emisji dla CF4 (SEFCF4) [(kg CF4/t Al)/(AE-min/ wanno-doba)] | Współczynnik emisji dla C2F6 (FC2F6) [t C2F6/t CF4] |
| Starszy model elektrolizera typu Prebake zasilanego punktowo (PFPB L) | 0,122 | 0,097 |
| Nowoczesny elektrolizer typu Prebake zasilany punktowo (PFPB M) | 0,104 | 0,057 |
| Nowoczesny elektrolizer typu Prebake zasilany punktowo bez w pełni zautomatyzowanych strategii uwzględniania efektów anodowych w emisjach PFC (PFPB MW) | - (*) | - (*) |
| Elektrolizer typu Prebake zasilany centralnie (CWPB) | 0,143 | 0,121 |
| Elektrolizer typu Prebake zasilany bocznie (SWPB) | 0,233 | 0,280 |
| Elektrolizer typu S0derberga z pionowym doprowadzeniem prądu (VSS) | 0,058 | 0,086 |
| Elektrolizer typu S0derberga z poziomym doprowadzeniem prądu (HSS) | 0,165 | 0,077 |
| (*) Współczynnik dla danej instalacji należy określić na podstawie własnych pomiarów. Jeśli nie jest to technicznie wykonalne lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów, należy zastosować wartości metodyki CWPB. | ||
B.7.2. Metoda obliczeniowa B - metoda nadnapięciowa
W przypadku metody nadnapięciowej stosuje się następujące równania:
gdzie:
OVC oznacza współczynnik nadnapięcia ("współczynnik emisji") wyrażony w kg CF4 na tonę produkowanego aluminium na mV nadnapięcia,
AEO oznacza nadnapięcie efektu anodowego na wannę [mV] określone jako całość (czas * napięcie powyżej napięcia nominalnego) podzielone przez czas (okres) zbierania danych,
CE oznacza średnią wydajność prądową produkcji aluminium [%],
PrAl oznacza roczną produkcję pierwotnego aluminium [t], a
FC2F6 oznacza wagowy udział frakcji C2F6 [t C2F6/t CF4].
Termin AEO/CE (nadnapięcie efektu anodowego/wydajność prądowa) wyraża całkowane w czasie średnie nadnapięcie efektu anodowego [nadnapięcie mV] w stosunku do średniej wydajności prądowej [%].
Wymóg minimalny: Stosuje się współczynniki emisji z tabeli 3 w niniejszym załączniku, właściwe dla danej technologii.
Zalecane udoskonalenie: Stosuje się właściwe dla danej instalacji współczynniki emisji dla CF4 [(kg CF4/t Al)/(mV)] i C2F6 [t C2F6/t CF4] określone w drodze ciągłego lub okresowego pomiaru w terenie. W celu określenia tych współczynników emisji stosuje się najlepsze praktyki branżowe, w szczególności najnowsze wytyczne Międzynarodowego Instytutu Aluminium. Współczynniki emisji określa się z maksymalną dopuszczalną niepewnością wynoszącą ± 15 % każdy. Współczynniki emisji określa się co najmniej raz na trzy lata lub częściej, jeżeli jest to konieczne ze względu na istotne zmiany w instalacji. Istotne zmiany obejmują zmianę w rozkładzie czasu trwania efektu anodowego lub zmianę w algorytmie kontroli wpływające na kompozycję typów efektów anodowych lub na standardowy sposób kończenia efektu anodowego.
Tabela 3
Właściwe dla danej technologii współczynniki emisji dla danych dotyczących działalności, wobec których stosowana jest metoda nadnapięciowa
| Technologia | Współczynnik emisji dla CF4 [(kg CF4/t Al)/mV] | Współczynnik emisji dla C2F6 [t C2F6/t CF4] |
| Elektrolizer typu Prebake zasilany centralnie (CWPB) | 1,16 | 0,121 |
| Elektrolizer typu Prebake zasilany bocznie (SWPB) | 3,65 | 0,252 |
B.7.3. Wyznaczanie emisji ekwiwalentu CO2
Emisje ekwiwalentu CO2 oblicza się na podstawie emisji CF4 i C2F6 w przedstawiony poniżej sposób, stosując współczynniki globalnego ocieplenia wymienione w załączniku VIII.
B.8. Wymogi dotyczące przenoszenia CO2 między instalacjami
B.8.1. CO2 wchodzący w skład gazów ("CO2 związany w paliwie")
CO2 związany w paliwie, który jest przenoszony do instalacji, w tym zawarty w gazie ziemnym, gazach odlotowych (włącznie z gazem wielkopiecowym lub gazem koksowniczym) lub we wsadach do procesu (włącznie z gazem syntezowym), uwzględnia się we współczynniku emisji dla takiego strumienia materiału wsadowego.
Jeśli CO2 związany w paliwie jest przenoszony z instalacji jako część strumienia materiału wsadowego do innej instalacji, nie liczy się go jako emisji z instalacji, z której pochodzi. Jeśli jednak CO2 związany w paliwie jest emitowany (np. uwalniany do atmosfery lub spalany w pochodni) lub przekazywany podmiotom, które nie monitorują emisji do celów niniejszego rozporządzenia lub kwalifikowalnego systemu monitorowania, raportowania i weryfikacji, liczy się go jako emisje z instalacji, z której pochodzi.
B.8.2. Możliwość odliczania składowanego lub używanego CO2
CO2 pochodzący z węgla kopalnego i pochodzący ze spalania lub procesów prowadzących do powstawania emisji z procesów technologicznych lub wprowadzany z innych instalacji, w tym w postaci CO2 związanego w paliwie, można rozliczać jako niewyemitowany w następujących przypadkach:
CO2 przenoszony do innej instalacji do celów wskazanych w pkt 1 i 2 można rozliczać jako niewyemitowany wyłącznie w zakresie, w jakim w całym łańcuchu kontroli pochodzenia produktu po składowisko lub instalację, w której CO2 jest używany, z uwzględnieniem wszystkich przewoźników, przedstawiono dowody na to, jaki ułamek CO2 jest faktycznie składowany lub używany do wytwarzania chemicznie stabilnych produktów w porównaniu z całkowitą ilością CO2 przeniesionego z instalacji pochodzenia.
Jeżeli CO2 jest używany w tej samej instalacji do celów określonych w pkt 1 i 2, stosuje się metody monitorowania określone w sekcjach 21-23 załącznika IV do rozporządzenia wykonawczego (UE) 2018/2066.
B.8.3. Zasady monitorowania przenoszenia CO2
Tożsamość i dane kontaktowe osoby odpowiedzialnej po stronie instalacji lub podmiotów odbierających muszą być jasno określone w dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania. Ilość CO2 uznaną za niewyemitowaną zgłasza się w powiadomieniu zgodnie z załącznikiem IV.
Tożsamość i dane kontaktowe osoby odpowiedzialnej po stronie instalacji lub podmiotów, z których pochodzi odebrany CO2, muszą być jasno określone w dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania. Przyjętą ilość CO2 zgłasza się w powiadomieniu zgodnie z załącznikiem IV.
W celu wyznaczenia ilości CO2 przenoszonego z jednej instalacji do drugiej stosuje się metodykę opartą na pomiarach. W przypadku ilości CO2 trwale związanego chemicznie w produktach stosuje się metodykę opartą na obliczeniach, przy czym najlepiej jest stosować bilans masowy. Zastosowane reakcje chemiczne i wszystkie istotne współczynniki stechiome- tryczne określa się w dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania.
B.9. Wymogi sektorowe
B.9.1. Dodatkowe zasady dotyczące jednostek spalania paliw
Emisje pochodzące ze spalania obejmują wszystkie emisje CO2 ze spalania paliw zawierających węgiel pierwiastkowy, w tym odpadów, niezależnie od jakiejkolwiek innej klasyfikacji takich emisji lub paliw. Jeżeli nie jest jasne, czy materiał stanowi paliwo, czy wsad do procesu, np. w przypadku redukcji rud metali, emisje z tego materiału monitoruje się w taki sam sposób, jak emisje pochodzące ze spalania. Uwzględnia się wszystkie stacjonarne jednostki spalania paliw, w tym kotły, palniki, turbiny, ogrzewacze, paleniska, piece do spopielania, piece do kalcynacji, piece do prażenia, piece, osuszacze, silniki, ogniwa paliwowe, urządzenia do spalania z wykorzystaniem pętli chemicznej, pochodnie gazowe, urządzenia do wychwytywania termalnego lub katalitycznego po spalaniu.
Monitorowanie obejmuje ponadto emisje CO2 z procesów technologicznych z oczyszczania spalin, w szczególności CO2 z wapienia lub innych węglanów stosowanych do odsiarczania i innych podobnych procesów oczyszczania oraz z mocznika stosowanego w jednostkach de-NOx.
B.9.1.1. Odsiarczanie i inne procesy oczyszczania kwaśnych gazów
Wielkość emisji CO2 pochodzących z procesów, powstałych w wyniku zastosowania węglanów do oczyszczania kwaśnych gazów ze strumieni spalin oblicza się na podstawie ilości zużytych węglanów (metoda A). W przypadku odsiarczania obliczeń można też dokonać na podstawie ilości wyprodukowanego gipsu (metoda B). W tym drugim przypadku współczynnik emisji jest równy stosunkowi stechiometrycznemu suchego gipsu (CaSO4 x 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:
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:
gdzie:
Cliprod oznacza ilość wyprodukowanego klinkieru wyrażoną w tonach;
Cemdeliv oznacza ilość dostarczonego cementu wyrażoną w tonach;
CemSV oznacza zmienność stanu zapasów cementu wyrażoną w tonach;
CCR oznacza stosunek klinkieru do cementu (tony klinkieru na tonę cementu);
Clis oznacza ilość dostarczonego klinkieru wyrażoną w tonach;
Clid oznacza ilość wysłanego klinkieru wyrażoną w tonach; a
CliSV oznacza zmienność stanu zapasów klinkieru wyrażoną w tonach.
Stosunek klinkieru do cementu wyprowadza się osobno dla każdego z różnych produktów cementowych na podstawie analiz laboratoryjnych zgodnie z przepisami sekcji B.5.4 albo oblicza się go jako stosunek różnicy między dostawami cementu i zmianami zapasów do wszystkich materiałów użytych jako dodatki do cementu, wliczając w to pył obejściowy i pył z pieca do wypalania cementu.
Jako wymóg minimalny w celu określenia współczynnika emisji stosuje się wartość standardową wynoszącą 0,525 t CO2/ t klinkieru.
B.9.2.3. Emisje związane ze zrzucanymi pyłami
Do emisji dodaje się emisje CO2 z procesów technologicznych z pyłu obejściowego lub pyłu z pieca do wypalania cementu (CKD) opuszczającego układ pieca, skorygowane o współczynnik częściowej kalcynacji CKD.
Wymóg minimalny: Stosuje się współczynnik emisji wynoszący 0,525 t CO2/t pyłu.
Zalecane udoskonalenie: Współczynnik emisji (EF) określa się co najmniej raz w roku zgodnie z przepisami sekcji B.5.4 niniejszego załącznika i z zastosowaniem następującego wzoru:
gdzie:
EFCKD oznacza współczynnik emisji z pyłu z pieca do wypalania cementu uległego częściowej kalcynacji [t CO2/ t CKD];
EFCli oznacza właściwy dla danej instalacji współczynnik emisji dotyczący klinkieru [t CO2/t klinkieru], a
d oznacza stopień kalcynacji CKD (uwolniony CO2 jako % całkowitej ilości CO2 z węglanów w mieszaninie surowców).
B.9.3. Dodatkowe zasady dotyczące emisji z produkcji kwasu azotowego
B.9.3.1. Ogólne zasady dotyczące pomiaru N2O
Emisje N2O wyznacza się za pomocą metodyki opartej na pomiarach. Stężenia N2O w przepływie spalin z każdego źródła emisji mierzy się w reprezentatywnym punkcie umieszczonym za urządzeniami do obniżania emisji NOx/N2O, jeżeli takowe są stosowane. Stosuje się techniki umożliwiające pomiar stężeń N2O wszystkich źródeł emisji zarówno w warunkach obniżonych, jak i nieobniżonych emisji. W razie potrzeby wszystkie pomiary dostosowuje się do wartości bazowej gazu suchego i zgłasza je w spójny sposób.
B.9.3.2. Wyznaczanie przepływu spalin
Do monitorowania przepływu spalin stosuje się metodę bilansu masowego określoną w sekcji B.6.2.5 niniejszego załącznika, chyba że nie jest to technicznie wykonalne. W takim przypadku można stosować metodę alternatywną, w tym inną metodę bilansu masowego opartą na istotnych parametrach, takich jak nakład amoniaku, lub wyznaczyć przepływ w drodze ciągłego pomiaru przepływu emisji.
Przepływ spalin oblicza się za pomocą następującego wzoru:
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 oblicza się jako sumę całkowitego wpływu powietrza, w szczególności powietrza pierwotnego i wtórnego
Vair oraz, w stosownych przypadkach, powietrza uszczelniającego wprowadzanego do jednostki produkcyjnej kwasu azotowego.
Wszystkie pomiary dostosowuje się do wartości bazowej gazu suchego i zgłasza w spójny sposób.
B.9.3.3. Stężenia tlenu (O2)
Jeżeli jest to konieczne do obliczenia przepływu spalin zgodnie z sekcją B.9.3.2 niniejszego załącznika, mierzy się stężenia tlenu w spalinach, stosując wymogi określone w sekcji B.6.2.2 niniejszego załącznika. Wszystkie pomiary dostosowuje się do wartości bazowej gazu suchego i zgłasza w spójny sposób.
C.1. Zasady określania mierzalnego ciepła netto
C.1.1. Zasady
Wszystkie wyszczególnione ilości mierzalnego ciepła zawsze odnoszą się do ilości netto mierzalnego ciepła, określonej jako zawartość ciepła (entalpia) przepływu ciepła przekazanego do procesu zużywającego ciepło lub zewnętrznego użytkownika, pomniejszona o zawartość ciepła przepływu powrotnego.
W sprawności systemu ogrzewania i w emisjach wbudowanych związanych z towarami uwzględnia się procesy zużywające ciepło niezbędne do zarządzania produkcją i dystrybucją ciepła, na przykład odpowietrzanie, przygotowywanie wody uzupełniającej i regularne przedmuchiwania.
Jeżeli ten sam nośnik ciepła jest stosowany przez szereg następujących po sobie procesów i jego ciepło jest zużywane, począwszy od różnych poziomów temperatury, ilość ciepła zużytego przez każdy proces zużywający ciepło określa się oddzielnie, chyba że procesy te wchodzą w skład ogólnego procesu produkcji tych samych towarów. Ponowne rozgrzewanie nośnika między następującymi po sobie procesami zużywającymi ciepło traktuje się jako dodatkowe wytwarzanie ciepła.
W przypadku gdy ciepło jest zużywane do zapewnienia schładzania za pomocą absorpcyjnych procesów schładzania, procesy te uważa się za procesy zużywania ciepła.
C.1.2. Metodyka określania ilości netto mierzalnego ciepła
W celu dokonania wyboru źródeł danych do ujęcia ilościowego przepływów energii zgodnie z sekcją A.4 niniejszego załącznika należy rozważyć następujące metody określania ilości netto mierzalnego ciepła:
C.1.2.1. Metoda 1: wykorzystanie pomiarów
Zgodnie z tą metodą dokonuje się pomiaru wszystkich istotnych parametrów, w szczególności temperatury, ciśnienia, stanu nośnika ciepła, zarówno przekazanego, jak i powracającego. W przypadku pary stan nośnika odnosi się do nasycenia lub stopnia przegrzania. Dokonuje się pomiaru (objętościowego) natężenia przepływu nośnika ciepła. W oparciu o zmierzone wartości określa się entalpię i objętość właściwą nośnika ciepła za pomocą odpowiednich tablic parowych lub oprogramowania inżynieryjnego.
Masowe natężenie przepływów nośnika oblicza się jako
m = V=v (równanie 30)
gdzie:
m oznacza masowe natężenie przepływów wyrażone w kg/s;
V 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:
gdzie:
Q oznacza natężenie przepływów ciepła wyrażone w kJ/s;
hflow oznacza entalpię przepływu przekazywanego wyrażoną w kJ/kg;
hreturn oznacza entalpię przepływu powracającego wyrażoną w kJ/kg, a
m 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:
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:
C.1.2.2. Metoda 2: obliczenie wartości przybliżonych na podstawie zmierzonej sprawności
Ilości mierzalnego ciepła netto określa się na podstawie zużytego paliwa i zmierzonej sprawności w odniesieniu do wytwarzania ciepła:
Q = nH * En (równanie 32)
gdzie:
Q oznacza ilość ciepła wyrażoną w TJ;
ηH oznacza zmierzoną sprawność wytwarzania ciepła;
EIn oznacza energię wejściową z paliw;
ADi oznacza dane dotyczące rocznej działalności (tj. zużyte ilości) związanej z paliwami i, a
NCVi oznacza wartość opałową paliw i.
Pomiaru wartości ηH 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:
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 % (ηRfH = 0,7).
C.1.3. Przepisy szczególne
W przypadku gdy instalacja zużywa mierzalne ciepło wytwarzane w egzotermicznych procesach chemicznych innych niż spalanie, takich jak produkcja amoniaku lub kwasu azotowego, ilość zużytego ciepła określa się oddzielnie od innego mierzalnego ciepła i ilości tej przypisuje się zerową emisję ekwiwalentu CO2.
W przypadku gdy mierzalne ciepło jest odzyskiwane z niemierzalnego ciepła wytwarzanego z paliw i wykorzystywanego w procesach produkcji po tym wykorzystaniu, np. ze spalin, aby nie dochodziło do podwójnego liczenia, odpowiednią ilość mierzalnego ciepła netto podzieloną przez sprawność referencyjną wynoszącą 90 % odejmuje się od zużytego paliwa.
C.2. Wyznaczanie współczynnika emisji mierzalnego ciepła w przypadku miksu paliwowego
W przypadku gdy w procesie produkcji dochodzi do zużycia mierzalnego ciepła wytwarzanego w instalacji, emisje związane z tym ciepłem określa się przy użyciu jednej z poniższych metod.
C.2.1. Współczynnik emisji mierzalnego ciepła wytwarzanego w instalacji innej niż kogeneracyjna
W przypadku mierzalnego ciepła wytwarzanego w wyniku spalania paliw w instalacji, z wyjątkiem ciepła wytwarzanego w procesie kogeneracji, wyznacza się współczynnik emisji odpowiedniego miksu paliwowego, a emisje, które można przypisać do procesu produkcji, oblicza się w następujący sposób:
gdzie:
EmHeat oznacza emisje związane z ciepłem pochodzące z procesu produkcji w t CO2;
EFmix oznacza współczynnik emisji odpowiedniego miksu paliwowego wyrażony w t CO2/TJ z uwzględnieniem, w stosownych przypadkach, emisji z oczyszczania spalin;
Qconsumed oznacza ilość mierzalnego ciepła zużytego w procesie produkcji wyrażoną w TJ, a
η oznacza sprawność procesu wytwarzania ciepła.
EFmix oblicza się w następujący sposób:
gdzie:
ADi oznacza dane dotyczące rocznej działalności (tj. zużyte ilości) związanej z paliwami i zużytymi do wytwarzania mierzalnego ciepła, wyrażone w tonach lub Nm3;
NCVi oznacza wartość opałową paliw i wyrażoną w TJ/t lub TJ/Nm3;
EFi oznacza współczynnik emisji paliw i wyrażony w t CO2/TJ, a
EmFGC oznacza emisje z procesów technologicznych z oczyszczania spalin wyrażone w tonach CO2.
W przypadku gdy w skład wykorzystywanego miksu paliwowego wchodzi gaz odlotowy i gdy współczynnik emisji gazu odlotowego jest wyższy niż standardowy współczynnik emisji gazu ziemnego podany w tabeli 1 w załączniku VIII, do obliczenia EFmix stosuje się ten standardowy współczynnik emisji, a nie współczynnik emisji gazu odlotowego.
C.2.2. Współczynnik emisji mierzalnego ciepła wytwarzanego w instalacji kogeneracyjnej
W przypadku gdy mierzalne ciepło i energia elektryczna wytwarzane są w procesie kogeneracji (tj. w skojarzonym wytwarzaniu ciepła i energii elektrycznej (CHP)), odpowiednie emisje przypisane do mierzalnego ciepła i energii elektrycznej określa się zgodnie z wymogami niniejszej sekcji. Zasady dotyczące energii elektrycznej mają również - w odpowiednich przypadkach - zastosowanie do produkcji energii mechanicznej.
Emisje jednostki kogeneracyjnej określa się w następujący sposób:
gdzie:
EmCHP oznacza emisje jednostki kogeneracyjnej w okresie sprawozdawczym wyrażone w t CO2;
ADi oznacza dane dotyczące rocznej działalności (tj. zużyte ilości) związanej z paliwami i wykorzystane w odniesieniu do jednostki CHP i wyrażone w tonach lub Nm3;
NCVi oznacza wartość opałową paliw i wyrażoną w TJ/t lub TJ/Nm3;
EFi oznacza współczynnik emisji paliw i wyrażony w t CO2/TJ, a
EmFGC oznacza emisje z procesów technologicznych z oczyszczania spalin wyrażone w tonach CO2.
Energię wejściową jednostki CHP oblicza się zgodnie z równaniem 33. Odpowiednią średnią efektywność wytwarzania ciepła i energii elektrycznej (lub, w stosownych przypadkach, energii mechanicznej) w okresie sprawozdawczym oblicza się w następujący sposób:
gdzie:
ηheat oznacza średnią efektywność wytwarzania ciepła w okresie sprawozdawczym (wielkość bezwymiarowa),
Qnet oznacza ilość netto ciepła wytworzonego przez jednostkę kogeneracyjną w okresie sprawozdawczym, wyrażoną w TJ i określoną zgodnie z sekcją C.1.2;
EIn oznacza energię wejściową określoną przy zastosowaniu równania 33 wyrażoną w TJ;
ηel oznacza średnią efektywność wytwarzania energii elektrycznej w okresie sprawozdawczym (wielkość bezwymiarowa), a
Eel oznacza produkcję energii elektrycznej netto jednostki kogeneracyjnej okresie sprawozdawczym, wyrażoną w TJ.
W przypadku gdy określenie efektywności ηheat i ηel nie jest technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów, stosuje się wartości w oparciu o dokumentację techniczną (wartości projektowe) instalacji. W przypadku braku dostępności takich wartości stosuje się zachowawcze wartości standardowe wynoszące ηheat = 0,55 i ηel = 0,25.
Współczynniki przypisania ciepła i energii elektrycznej pochodzących z kogeneracji oblicza się w następujący sposób:
gdzie:
FCHP,Heat oznacza współczynnik przypisania ciepła (wielkość bezwymiarowa);
FCHP,El oznacza współczynnik przypisania energii elektrycznej (lub, w stosownych przypadkach, energii mechanicznej) (wielkość bezwymiarowa);
ηref, heat oznacza sprawność referencyjną wytwarzania ciepła w samowystarczalnym kotle (wielkość bezwymiarowa), a
ηref,el oznacza sprawność referencyjną wytwarzania energii elektrycznej bez kogeneracji (wielkość bezwymiarowa).
Odpowiednie sprawności referencyjne dla poszczególnych paliw podano w załączniku IX.
Indywidualny współczynnik emisji mierzalnego ciepła związanego z kogeneracją, który ma być stosowany do przypisywania emisji związanych z ciepłem do procesów produkcji, oblicza się w następujący sposób:
gdzie:
EFCHP, heat oznacza współczynnik emisji dotyczący wytwarzania mierzalnego ciepła w jednostce kogeneracyjnej wyrażony w t CO2/TJ, a
Qnet oznacza produkcję netto ciepła przez jednostkę kogeneracyjną, wyrażoną w TJ.
Indywidualny współczynnik emisji energii elektrycznej związanej z kogeneracją, który ma być stosowany do przypisywania emisji pośrednich do procesów produkcji, oblicza się w następujący sposób:
gdzie:
EEl,prod oznacza energię elektryczną wyprodukowaną przez jednostkę CHP.
W przypadku gdy w skład wykorzystywanego miksu paliwowego wchodzi gaz odlotowy i gdy współczynnik emisji gazu odlotowego jest wyższy niż standardowy współczynnik emisji gazu ziemnego podany w tabeli 1 w załączniku VIII, do obliczenia EFmix stosuje się ten standardowy współczynnik emisji, a nie współczynnik emisji gazu odlotowego.
C.2.3. Współczynnik emisji mierzalnego ciepła wytwarzanego poza instalacją
W przypadku gdy proces produkcji zużywa mierzalne ciepło wytwarzane poza instalacją, emisje związane z tym ciepłem określa się przy użyciu jednej z poniższych metod.
1. W przypadku gdy instalacja wytwarzająca mierzalne ciepło podlega kwalifikowalnemu systemowi monitorowania, raportowania i weryfikacji lub w przypadku gdy operator instalacji zużywającej mierzalne ciepło zapewnia na podstawie odpowiednich postanowień umowy na dostawę ciepła, aby instalacja wytwarzająca ciepło prowadziła monitorowanie emisji zgodnie z niniejszym załącznikiem, współczynnik emisji mierzalnego ciepła określa się przy użyciu odpowiednich równań z sekcji C.2.1 lub C.2.2, na podstawie danych dotyczących emisji dostarczonych przez operatora instalacji wytwarzającej mierzalne ciepło.
2. W przypadku gdy metoda, o której mowa w pkt 1, nie jest dostępna, stosuje się wartość standardową opartą na standardowym współczynniku emisji paliwa najczęściej stosowanego w sektorze przemysłu w danym kraju, przy założeniu sprawności kotła na poziomie 90 %.
D.1. Obliczanie emisji związanych z energią elektryczną
Emisje związane z produkcją lub zużyciem energii elektrycznej do celów obliczania emisji wbudowanych zgodnie z sekcją F.1 oblicza się za pomocą następującego równania:
gdzie:
Emel oznacza emisje związane z wyprodukowaną lub zużytą energią elektryczną, wyrażone w t CO2;
Eel oznacza wyprodukowaną lub zużytą energię elektryczną wyrażoną w MWh lub TJ, a
EFel oznacza współczynnik emisji dla użytej energii elektrycznej, wyrażony w t CO2/MWh lub t CO2/TJ.
D.2. Zasady określania współczynnika emisji dla energii elektrycznej jako towarów przywożonych
Do ustalenia wielkości specyficznych rzeczywistych emisji wbudowanych związanych z energią elektryczną jako towarów przywożonych zastosowanie mają wyłącznie emisje bezpośrednie zgodnie z sekcją 2 załącznika IV do rozporządzenia (UE) 2023/956.
Współczynnik emisji do obliczania specyficznych rzeczywistych emisji wbudowanych związanych z energią elektryczną ustala się w następujący sposób:
D.2.1. Współczynnik emisji CO2 oparty na specyficznych wartościach domyślnych
Zgodnie z sekcją 4.2.1 załącznika IV do rozporządzenia (UE) 2023/956 stosuje się współczynniki emisji CO2 w państwie trzecim, grupie państw trzecich lub regionie w państwie trzecim, na podstawie najlepszych danych dostępnych Komisji. Do celów niniejszego rozporządzenia te współczynniki emisji CO2 ustala się na podstawie danych Międzynarodowej Agencji Energetycznej (MAE), a Komisja podaje je w rejestrze przejściowym CBAM.
D.2.2. Współczynnik emisji CO2 w UE
Zgodnie z sekcją 4.2.2 załącznika IV do rozporządzenia (UE) 2023/956 stosuje się współczynnik emisji CO2 przyjęty dla Unii. Do celów niniejszego rozporządzenia współczynnik emisji CO2 przyjęty dla Unii ustala się na podstawie danych Międzynarodowej Agencji Energetycznej (MAE), a Komisja podaje go w rejestrze przejściowym CBAM.
D.2.3. Współczynnik emisji CO2 oparty na wiarygodnych danych przedstawionych przez zgłaszającego objętego obowiązkiem sprawozdawczym
Do celów sekcji D.2 lit. c) niniejszego załącznika zgłaszający objęty obowiązkiem sprawozdawczym dostarcza zbiory danych z alternatywnych oficjalnych źródeł, w tym statystyki krajowe za okres pięciu lat kończący się dwa lata przed złożeniem sprawozdania.
Aby odzwierciedlić wpływ polityki dotyczącej obniżania emisyjności, na przykład wzrostu produkcji energii odnawialnej, a także wpływ warunków klimatycznych, na przykład występowania w danych latach wyjątkowo niskich temperatur, na roczną podaż energii elektrycznej w danych krajach, zgłaszający objęty obowiązkiem sprawozdawczym oblicza współczynnik emisji CO2 na podstawie średniej ważonej współczynnika emisji CO2 za okres pięciu lat kończący się dwa lata przed złożeniem sprawozdania.
W tym celu zgłaszający objęty obowiązkiem sprawozdawczym oblicza roczne współczynniki emisji CO2 dla każdej technologii opartej na paliwach kopalnych i odpowiadającej jej produkcji energii elektrycznej brutto w państwie trzecim, które może eksportować energię elektryczną do UE, na podstawie następującego równania:
gdzie:
Emel,y oznacza roczny współczynnik emisji CO2 dla wszystkich technologii opartych na paliwach kopalnych w danym roku w państwie trzecim, które może eksportować energię elektryczną do UE;
Eel,y oznacza całkowitą produkcję energii elektrycznej brutto ze wszystkich technologii opartych na paliwach kopalnych w danym roku; EFi oznacza współczynnik emisji CO2 dla każdej technologii opartej na paliwach kopalnych "i", a
Eel,i,y oznacza roczną produkcję energii elektrycznej brutto dla każdej technologii opartej na paliwach kopalnych "i".
Zgłaszający objęty obowiązkiem sprawozdawczym oblicza współczynnik emisji CO2 jako średnią kroczącą z tych lat, począwszy od bieżącego roku minus dwa, na podstawie następującego równania:
gdzie:
Emel oznacza współczynnik emisji CO2 wynikający ze średniej kroczącej współczynników emisji CO2 z 5 poprzednich lat, począwszy od bieżącego roku minus dwa do bieżącego roku minus sześć;
Emel,y oznacza współczynnik emisji CO2 dla każdego roku "i";
i oznacza wskaźnik zmienny dla rozpatrywanych lat, a
y oznacza bieżący rok.
D.2.4. Współczynnik emisji CO2 oparty na rzeczywistych emisjach CO2 z instalacji
Zgodnie z sekcją 5 załącznika IV do rozporządzenia (UE) 2023/956 zamiast wartości domyślnych zgłaszający objęty obowiązkiem sprawozdawczym może do obliczenia emisji wbudowanych związanych z importowaną energią elektryczną zastosować rzeczywiste emisje wbudowane, jeżeli spełnione są łączne kryteria a)-d) określone w tej sekcji.
D.3. Zasady określania ilości energii elektrycznej wykorzystanej do produkcji towarów innych niż energia elektryczna
Pomiary ilości energii elektrycznej na potrzeby określania emisji wbudowanych muszą odnosić się do mocy czynnej, a nie mocy pozornej (moc zespolona). Pomiarowi podlega wyłącznie składowa mocy czynnej, a moc bierną pomija się.
W przypadku produkcji energii elektrycznej poziom działalności odnosi się do energii elektrycznej netto opuszczającej granice systemowe elektrowni lub jednostki kogeneracyjnej, po odjęciu energii elektrycznej zużytej na potrzeby własne.
D.4. Zasady określania pośrednich emisji wbudowanych związanych z energią elektryczną jako materiałem wsadowym do produkcji towarów innych niż energia elektryczna
W okresie przejściowym współczynniki emisji dla energii elektrycznej określa się na podstawie:
Na zasadzie odstępstwa od lit. a) i b) w przypadkach określonych w sekcjach D.4.1-D.4.3 można stosować rzeczywiste współczynniki emisji dla energii elektrycznej.
D.4.1. Współczynnik emisji energii elektrycznej wytwarzanej w instalacji innej niż kogeneracyjna
W przypadku energii elektrycznej wytwarzanej w wyniku spalania paliw w instalacji, z wyjątkiem energii elektrycznej wytwarzanej w procesie kogeneracji, współczynnik emisji energii elektrycznej EFEl wyznacza się na podstawie odpowiedniego miksu paliwowego, a emisje, które można przypisać do wytwarzania energii elektrycznej, oblicza się w następujący sposób:
gdzie:
ADi oznacza dane dotyczące rocznej działalności (tj. zużyte ilości) związanej z paliwami i zużytymi do wytwarzania energii elektrycznej, wyrażone w tonach lub Nm3;
NCVi oznacza wartość opałową paliw i wyrażoną w TJ/t lub TJ/Nm3;
EFi oznacza współczynnik emisji paliw i wyrażony w t CO2/TJ;
EmFGC oznacza emisje z procesów technologicznych z oczyszczania spalin wyrażone w tonach CO2, a
Elprod oznacza ilość wytworzonej energii elektrycznej netto wyrażoną w MWh. Może ona obejmować ilości energii
elektrycznej wytworzonej ze źródeł innych niż spalanie paliw.
W przypadku gdy w skład wykorzystywanego miksu paliwowego wchodzi gaz odlotowy i gdy współczynnik emisji gazu odlotowego jest wyższy niż standardowy współczynnik emisji gazu ziemnego podany w tabeli 1 w załączniku VIII, do obliczenia EFEl stosuje się ten standardowy współczynnik emisji, a nie współczynnik emisji gazu odlotowego.
D.4.2. Współczynnik emisji energii elektrycznej wytwarzanej w instalacji kogeneracyjnej
Współczynnik emisji produkcji energii elektrycznej wytwarzanej w procesie kogeneracji określa się zgodnie z sekcją C.2.2 niniejszego załącznika.
D.4.3. Współczynnik emisji energii elektrycznej wytwarzanej poza instalacją
F.1. Metody obliczeniowe
Do celów przypisywania emisji z instalacji do towarów emisje, materiały wsadowe i materiały wyjściowe przypisuje się do procesów produkcji określonych zgodnie z sekcją A.4 niniejszego załącznika, stosując równanie 48 dla emisji bezpośrednich i równanie 49 dla emisji pośrednich, podstawiając do parametrów podanych w równaniu łączne dane liczbowe za cały okres sprawozdawczy. Przypisane emisje bezpośrednie i pośrednie przelicza się następnie za pomocą równań 50 i 51 na specyficzne bezpośrednie i pośrednie emisje wbudowane związane z towarami wynikające z procesu produkcji.
Jeżeli obliczona wartość AttrEmDir jest ujemna, przyjmuje się wartość zero.
gdzie:
AttrEmDir oznacza przypisane emisje bezpośrednie z procesu produkcji za cały okres sprawozdawczy, wyrażone
w t ekwiwalentu CO2;
AttrEmindir oznacza przypisane emisje pośrednie z procesu produkcji za cały okres sprawozdawczy, wyrażone w t ekwiwalentu CO2;
DirEm* oznacza emisje z procesu produkcji, które można bezpośrednio przypisać, określone w odniesieniu do okresu sprawozdawczego zgodnie z zasadami przewidzianymi w sekcji B niniejszego załącznika i następującymi zasadami:
Mierzalne ciepło: W przypadku gdy paliwa są zużywane do produkcji mierzalnego ciepła, które jest zużywane poza rozpatrywanym procesem produkcji lub które jest wykorzystywane w więcej niż jednym procesie produkcji (co obejmuje sytuacje wprowadzania do innych instalacji i wyprowadzania z innych instalacji), emisji z paliw nie uwzględnia się w emisjach z procesu produkcji, które można bezpośrednio przypisać, tylko dodaje się je w ramach parametru EmH,import, aby nie dochodziło do podwójnego liczenia.
Gazy odlotowe:
Emisje związane z gazami odlotowymi wytwarzanymi i całkowicie zużywanymi w ramach tego samego procesu produkcji uwzględnia się w ramach parametru DirEm*.
Emisje ze spalania gazów odlotowych wyprowadzanych z procesu produkcji uwzględnia się w całości w parametrze DirEm*, niezależnie od tego, gdzie są one zużywane. W przypadku wyprowadzania gazów odlotowych oblicza się jednak wartość parametru WGcorr,export.
Emisji ze spalania gazów odlotowych wprowadzanych z innych procesów produkcji nie uwzględnia się w parametrze DirEm*. Oblicza się natomiast wartość parametru WGcorr,export;
EmH,imp oznacza emisje odpowiadające ilości mierzalnego ciepła wprowadzanego do procesu produkcji, określone w odniesieniu do okresu sprawozdawczego zgodnie z zasadami przewidzianymi w sekcji C niniejszego załącznika i następującymi zasadami:
Emisje związane z mierzalnym ciepłem wprowadzanym do procesu produkcji obejmują ilości wprowadzone z innych instalacji, innych procesów produkcji w ramach tej samej instalacji, a także ciepło otrzymywane z jednostki technicznej (np. centralnej elektrowni w instalacji lub bardziej złożonej sieci parowej z kilkoma jednostkami wytwarzającymi ciepło), która dostarcza ciepło do więcej niż jednego procesu produkcji.
Emisje związane z mierzalnym ciepłem oblicza się za pomocą następującego wzoru:
gdzie:
EFheat oznacza współczynnik emisji dotyczący wytwarzania mierzalnego ciepła określony zgodnie z sekcją C.2 niniejszego załącznika i wyrażony w t CO2/TJ, a
Qimp oznacza ciepło netto wprowadzane do procesu produkcji i zużywane w procesie produkcji, wyrażone w TJ;
EmH,exp oznacza emisje odpowiadające ilości mierzalnego ciepła wyprowadzanego z procesu produkcji, określone w odniesieniu do okresu sprawozdawczego za pomocą zasad przewidzianych w sekcji C niniejszego załącznika. W przypadku wyprowadzanego ciepła wykorzystuje się albo emisje z faktycznie znanego miksu paliwowego zgodnie z sekcją C.2, albo - jeżeli faktyczny miks paliwowy jest nieznany - standardowy współczynnik emisji paliwa najczęściej stosowanego w danym państwie i sektorze przemysłowym, przy założeniu sprawności kotła na poziomie 90 %.
Ciepło odzyskane z procesów napędzanych energią elektryczną i z produkcji kwasu azotowego nie jest uwzględniane;
WGcorr,imp oznacza przypisane emisje bezpośrednie z procesu produkcji, w ramach którego zużywane są gazy odlotowe wprowadzane z innych procesów produkcji, korygowane w odniesieniu do okresu sprawozdawczego za pomocą następującego wzoru:
gdzie:
VWG oznacza objętość wprowadzanego gazu odlotowego;
NCVWG oznacza wartość opałową wprowadzanego gazu odlotowego; a
EFNG oznacza standardowy współczynnik emisji z gazu ziemnego określony w załączniku VIII;
WGcorr,exp oznacza emisje odpowiadające ilości gazów odlotowych wyprowadzanych z procesu produkcji, określone w odniesieniu do okresu sprawozdawczego za pomocą zasad przewidzianych w sekcji B niniejszego załącznika i następującego wzoru:
gdzie:
VWG,exp oznacza objętość gazu odlotowego wyprowadzanego z procesu produkcji;
NCVWG oznacza wartość opałową gazu odlotowego;
EFNG oznacza standardowy współczynnik emisji z gazu ziemnego określony w załączniku VIII, a
Corrη oznacza współczynnik uwzględniający różnicę w efektywności między wykorzystaniem gazu odlotowego a wykorzystaniem gazu ziemnego jako paliwa wzorcowego. Standardową wartością jest Corrη = 0,667;
Emel,prod oznacza emisje odpowiadające ilości energii elektrycznej wyprodukowanej w granicach tego procesu produkcji, określone w odniesieniu do okresu sprawozdawczego za pomocą zasad przewidzianych w sekcji D niniejszego załącznika;
Emel,cons oznacza emisje odpowiadające ilości energii elektrycznej zużytej w granicach tego procesu produkcji, określone w odniesieniu do okresu sprawozdawczego za pomocą zasad przewidzianych w sekcji D niniejszego załącznika;
SEEg,Dir oznacza specyficzne bezpośrednie emisje wbudowane z towarów g wyrażone w t CO2e na tonę, ważne w danym okresie sprawozdawczym;
SEEg,Indir oznacza specyficzne pośrednie emisje wbudowane z towarów g wyrażone w t CO2e na tonę, ważne w danym okresie sprawozdawczym;
ALg oznacza poziom działalności związany z towarami g, tj. ilość towarów g wyprodukowanych w danym okresie sprawozdawczym w danej instalacji, określony zgodnie z sekcją F.2 niniejszego załącznika, wyrażony w tonach.
F.2. Metodyka monitorowania poziomów działalności
Poziom działalności procesu produkcji oblicza się jako całkowitą masę wszystkich towarów opuszczających proces produkcji w okresie sprawozdawczym w odniesieniu do towarów wymienionych w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956 według zbiorczej kategorii towarów, zgodnie z sekcją 2 załącznika II, do której odnosi się proces produkcji. W przypadku gdy zakres definicji procesów produkcji obejmuje również produkcję prekursorów, należy unikać podwójnego liczenia, licząc wyłącznie produkty końcowe opuszczające granice systemowe procesu produkcji. Uwzględnia się wszelkie przepisy szczególne określone w odniesieniu do procesu produkcji lub ścieżki produkcyjnej w sekcji 3 załącznika II. W przypadku gdy w ramach tej samej instalacji do produkcji towarów objętych tym samym kodem CN wykorzystuje się kilka ścieżek produkcyjnych i gdy tym ścieżkom produkcyjnym przypisane są odrębne procesy produkcji, wielkość emisji wbudowanych z towarów oblicza się oddzielnie dla każdej ścieżki produkcyjnej.
Uwzględnia się wyłącznie towary, które można sprzedać lub bezpośrednio wykorzystać jako prekursor w innym procesie produkcji. Produkty pozagatunkowe, produkty uboczne, odpady i złom wytworzone w procesie produkcji, niezależnie od tego, czy wracają do procesu produkcji, są dostarczane do innych instalacji, czy usuwane, nie są uwzględniane przy określaniu poziomu działalności. W związku z tym przypisuje się im zerowe emisje wbudowane przy wprowadzaniu ich do innego procesu produkcji.
Do określania poziomów działalności zastosowanie mają wymogi w zakresie pomiarów określone w sekcji B.4 niniejszego załącznika.
F.3. Metody monitorowania wymagane do przypisania emisji do procesów produkcji
F.3.1. Zasady dotyczące przypisywania danych do procesów produkcji
gdzie:
RecF oznacza współczynnik uzgadniania;
DInst oznacza wartość danych określoną dla całej instalacji, a
DPP oznacza wartości danych dla poszczególnych procesów produkcji.
Dane dla każdego procesu produkcji są następnie korygowane w następujący sposób, przy czym DPP,corr oznacza skorygowaną wartość DPP:
F.5. Dalsze zasady przypisywania emisji z mierzalnego ciepła
Zastosowanie mają ogólne zasady obliczeniowe określone w sekcji F.1 niniejszego załącznika. Odpowiednie przepływy ciepła określa się zgodnie z sekcją C.1 niniejszego załącznika, a współczynnik emisji dla mierzalnego ciepła określa się przez zastosowanie zasad określonych w sekcji C.2 niniejszego załącznika.
W przypadku gdy straty mierzalnego ciepła są określane oddzielnie od ilości wykorzystywanych w ramach procesów produkcji, emisje związane z tymi stratami ciepła dodaje się proporcjonalnie do emisji wszystkich procesów produkcji, w których wykorzystywane jest mierzalne ciepło wytworzone w ramach instalacji, aby zapewnić przypisanie całej ilości mierzalnego ciepła netto wytworzonego w ramach instalacji bądź wprowadzanego lub wyprowadzanego przez instalację, jak również ilości przekazywanych między procesami produkcji do procesów produkcji bez żadnego pominięcia czy podwójnego liczenia.
Zgodnie z załącznikiem IV do rozporządzenia (UE) 2023/956 wielkość specyficznych emisji wbudowanych SEEg z towarów złożonych g oblicza się w następujący sposób:
gdzie:
SEEg oznacza specyficzne bezpośrednie lub pośrednie emisje wbudowane z towarów (złożonych) g wyrażone w t ekwiwalentu CO2 na tonę towarów g;
AttrEmg oznacza przypisane emisje bezpośrednie lub pośrednie z procesu produkcji, w wyniku którego wytwarzane są towary g, określone zgodnie z sekcją F.1 niniejszego załącznika w odniesieniu do okresu sprawozdawczego, wyrażone w t ekwiwalentu CO2;
ALg oznacza poziom działalności procesu produkcji, w wyniku którego wytwarzane są towary g, określony zgodnie z sekcją F.2 niniejszego załącznika w odniesieniu do okresu sprawozdawczego, wyrażony w tonach;
EEInpMat oznacza bezpośrednie lub pośrednie emisje wbudowane ze wszystkich prekursorów wykorzystanych w okresie sprawozdawczym, które określono jako istotne dla procesu produkcji towarów g w sekcji 3 załącznika II, wyrażone w t ekwiwalentu CO2;
Mi oznacza masę prekursora i wykorzystaną w okresie sprawozdawczym w procesie produkcji, w wyniku którego wytwarzane są towary g, wyrażoną w tonach prekursora i, a
SEEi oznacza specyficzne bezpośrednie lub pośrednie emisje wbudowane z prekursora i, wyrażone w t ekwiwalentu CO2 na tonę prekursora i.
W obliczeniach tych uwzględnia się wyłącznie prekursory nieobjęte tym samym procesem produkcji co towary g. Jeżeli ten sam prekursor jest uzyskiwany w ramach różnych instalacji, prekursor z każdej instalacji należy traktować oddzielnie.
W przypadku gdy prekursor i sam ma prekursory, prekursory te uwzględnia się najpierw przy użyciu tej samej metody obliczeniowej w celu obliczenia wielkości emisji wbudowanych z prekursora i, a następnie wykorzystuje się je do obliczenia wielkości emisji wbudowanych z towarów g. Metodę tę powtarza się w odniesieniu do wszystkich prekursorów, które są towarami złożonymi.
Parametr Mi odnosi się do całkowitej masy prekursora wymaganej do wyprodukowania danej ilości ALg. Obejmuje to również ilości prekursora, które nie trafiają do towarów złożonych, tylko mogą zostać rozlane, odcięte, spalone, zmodyfikowane chemicznie itp. w procesie produkcji i opuszczają proces jako produkty uboczne, złom, pozostałości, odpady lub emisje.
W celu dostarczenia danych, które można wykorzystać niezależnie od poziomów działalności, należy określić jednostkowe zużycie masy mi w odniesieniu do każdego prekursora i i uwzględnić je w powiadomieniu zgodnie z załącznikiem IV:
W związku z tym specyficzne emisje wbudowane z towarów złożonych g można wyrazić jako:
gdzie:
aeg oznacza specyficzne przypisane emisje bezpośrednie lub pośrednie z procesu produkcji, w wyniku którego wytwarzane są towary g, wyrażone w t ekwiwalentu CO2 na tonę g, co odpowiada specyficznym emisjom wbudowanym nieobejmującym emisji wbudowanych z prekursorów:
mi oznacza jednostkowe zużycie masy prekursora i stosowanego w procesie produkcji, w wyniku którego wytwarzana jest jedna tona towarów g, wyrażone w tonach prekursora i na tonę towarów g (tj. bezwymiarowo), a
SEEi oznacza specyficzne bezpośrednie lub pośrednie emisje wbudowane z prekursora i, wyrażone w t ekwiwalentu CO2 na tonę prekursora i.
Ocenę ryzyka zgodnie z akapitem pierwszym udostępnia się Komisji i właściwemu organowi na ich wniosek. Jeżeli operator zdecyduje się skorzystać z możliwości weryfikacji zgodnie z zalecanymi udoskonaleniami, udostępnia również ocenę ryzyka do celów weryfikacji.
Jeżeli części składowe systemu pomiarowego nie mogą być skalibrowane, wskazuje się je w dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania i ustanawia się alternatywne działania kontrolne.
W przypadku stwierdzenia, że urządzenie nie jest zgodne z wymogami pod względem wydajności, bezzwłocznie podejmuje się niezbędne działania naprawcze.
W przypadku stwierdzenia nieskuteczności systemu kontroli lub jego niewspółmierności do zidentyfikowanego ryzyka podejmuje się działania w celu udoskonalenia systemu kontroli i odpowiedniej aktualizacji dokumentacji dotyczącej metodyki monitorowania, w tym bazowych procedur pisemnych odnoszących się do działań w zakresie przepływu danych, oceny ryzyka i działań kontrolnych, stosownie do przypadku.
Senat nie zgodził się w czwartek na zniesienie obowiązku zawierania umów o pracę z cudzoziemcami będącymi pracownikami tymczasowymi przez agencje pracy tymczasowej, ale umożliwił agencjom zawieranie umów cywilnoprawnych. Senatorowie zdecydowali natomiast o skreśleniu przepisu podnoszącego kary grzywny dla pracodawców przewidziane w kodeksie pracy. W głosowaniu przepadła też poprawka Lewicy podnosząca z 2 tys. zł do 10 tys. zł kary grzywny, jakie w postępowaniu mandatowym może nałożyć Państwowa Inspekcja Pracy.
13.03.2025
Ministerstwo Rodziny, Pracy i Polityki Społecznej nie zgodziło się na usunięcie z ustawy o zatrudnianiu cudzoziemców przepisu podnoszącego w kodeksie pracy kary dla pracodawców. Senacka Komisja Rodziny, Polityki Senioralnej i Społecznej zaakceptowała we wtorek jedynie poprawki Biura Legislacyjnego Senatu do tej ustawy. Nie można jednak wykluczyć, że na posiedzeniu Senatu inni senatorowie przejmą poprawki zgłaszane przez stronę pracodawców.
11.03.2025
Podczas ostatniego posiedzenia Sejmu, ku zaskoczeniu zarówno przedsiębiorców, jak i części posłów koalicji rządzącej, Lewica w ostatniej chwili „dorzuciła” do ustawy o warunkach dopuszczalności powierzania pracy cudzoziemcom poprawki zaostrzające kary za naruszanie przepisów prawa pracy - m.in. umożliwiające orzeczenie kary ograniczenia wolności. Jednocześnie zignorowano postulaty organizacji pracodawców, mimo wcześniejszych zapewnień rządu o ich poparciu.
27.02.2025
Już nie 30 tys. zł, a 50 tys. zł ma grozić maksymalnie pracodawcy, który zawrze umowę cywilnoprawną, choć powinien - umowę o pracę. Podobnie temu, który nie wypłaca w terminie wynagrodzenia za pracę lub innego świadczenia przysługującego pracownikowi albo uprawnionemu do tego świadczenia członkowi jego rodziny. A jeśli nie wypłaca przez okres co najmniej 3 miesięcy, to kara ma wynieść nawet 60 tys. złotych - zdecydował Sejm, przyjmując poprawkę Lewicy, zmieniającą Kodeks pracy w... ustawie dotyczącej cudzoziemców.
25.02.2025
500 zł zarobi członek obwodowej komisji wyborczej w wyborach Prezydenta RP, 600 zł - zastępca przewodniczącego, a 700 zł przewodniczący komisji wyborczej – wynika z uchwały Państwowej Komisji Wyborczej. Jeżeli odbędzie się ponownie głosowanie, zryczałtowana dieta wyniesie 75 proc. wysokości diety w pierwszej turze. Termin zgłaszania kandydatów na członków obwodowych komisji wyborczych mija 18 kwietnia
20.01.2025
1 stycznia 2025 r. weszły w życie liczne zmiany podatkowe, m.in. nowe definicje budynku i budowli w podatku od nieruchomości, JPK CIT, globalny podatek wyrównawczy, PIT kasowy, zwolnienie z VAT dla małych firm w innych krajach UE. Dla przedsiębiorców oznacza to często nowe obowiązki sprawozdawcze i zmiany w systemach finansowo-księgowych. Firmy muszą też co do zasady przeprowadzić weryfikację nieruchomości pod kątem nowych przepisów.
02.01.2025| Identyfikator: | Dz.U.UE.L.2023.228.94 |
| Rodzaj: | Rozporządzenie |
| Tytuł: | Rozporządzenie wykonawcze 2023/1773 ustanawiające zasady stosowania rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/956 w odniesieniu do obowiązków sprawozdawczych do celów mechanizmu dostosowywania cen na granicach z uwzględnieniem emisji CO2 w okresie przejściowym |
| Data aktu: | 17/08/2023 |
| Data ogłoszenia: | 15/09/2023 |
| Data wejścia w życie: | 16/09/2023 |