KOMISJA EUROPEJSKA,

uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej,

uwzględniając dyrektywę 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 13 października 2003 r. ustanawiającą system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych w Unii oraz zmieniającą dyrektywę Rady 96/61/WE (¹), w szczególności jej art. 14 ust. 1,

a także mając na uwadze, co następuje:

(1) Niniejsze rozporządzenie powinno wejść w życie w trybie pilnym, aby uwzględnić pierwsze wydanie międzynarodowych norm i zalecanych metod postępowania w zakresie ochrony środowiska - mechanizm kompensacji i redukcji CO₂ w międzynarodowym lotnictwie cywilnym (CORSIA) (tom IV załącznika 16 do konwencji chicagowskiej), które zostały przyjęte przez Radę ICAO na dziesiątym posiedzeniu w ramach jej 214. sesji w dniu 27 czerwca 2018 r. i które mają być stosowane od 2019 r.

(2) Prowadzenie pełnego, spójnego, przejrzystego i dokładnego monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych zgodnie ze zharmonizowanymi wymogami określonymi w niniejszym rozporządzeniu ma podstawowe znaczenie dla sprawnego funkcjonowania systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych („EU ETS"), ustanowionego na podstawie dyrektywy 2003/87/WE.

(3) W trzecim okresie rozliczeniowym EU ETS (2013-2020) operatorzy przemysłowi, przewoźnicy lotniczy, weryfikatorzy i właściwe organy zdobyli doświadczenie w zakresie monitorowania i raportowania zgodnie z rozporządzeniem Komisji (UE) nr 601/2012 (²). Doświadczenie to wskazuje na potrzebę udoskonalenia, uściślenia i uproszczenia przepisów dotyczących monitorowania i raportowania, aby promować dalszą harmonizację i zwiększyć skuteczność systemu. Rozporządzenie (UE) nr 601/2012 zostało kilkakrotnie znacząco zmienione. Ze względu na konieczność wprowadzenia dalszych zmian rozporządzenie to należy zastąpić dla zapewnienia jasności.

(4) Definicja terminu „biomasa" w niniejszym rozporządzeniu powinna być zgodna z definicjami terminów „biomasa", „biopłyny" i „biopaliwa" przedstawionymi w art. 2 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE (³), w szczególności z uwagi na fakt, że traktowanie preferencyjne w odniesieniu do zobowiązań dotyczących umorzenia uprawnień na podstawie EU ETS stanowi „system wsparcia" w rozumieniu art. 2 lit. k), a w konsekwencji wsparcie finansowe w rozumieniu art. 17 ust. 1 lit. c) tej dyrektywy.

(5) W celu zapewnienia spójności w niniejszym rozporządzeniu powinny mieć zastosowanie definicje zawarte w decyzji Komisji 2009/450/WE (⁴) i w dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/31/WE (⁵).

(6) Aby zapewnić optymalne funkcjonowanie systemu monitorowania i raportowania, państwo członkowskie wyznaczające więcej niż jeden właściwy organ powinno zapewnić koordynację prac takich właściwych organów zgodnie z zasadami określonymi w niniejszym rozporządzeniu.

(7) Głównym elementem systemu ustanowionego w niniejszym rozporządzeniu powinien być plan monitorowania obejmujący szczegółową, pełną i przejrzystą dokumentację metodyki monitorowania określonej instalacji lub operatora statku powietrznego. Powinny być wymagane regularne aktualizacje planu, zarówno w odpowiedzi na ustalenia weryfikatora, jak i z własnej inicjatywy prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego. Zasadnicza odpowiedzialność za wdrożenie metodyki monitorowania, której elementy są określone przez procedury wymagane na mocy niniejszego rozporządzenia, powinna spoczywać na prowadzącym instalację lub operatorze statku powietrznego.

(8) Ponieważ plan monitorowania stanowi podstawowy element zasad monitorowania i raportowania, każda istotna jego zmiana powinna podlegać zatwierdzeniu przez właściwy organ. Jednakże w celu zmniejszenia obciążenia administracyjnego właściwych organów i prowadzących instalacje niektóre rodzaje zmian w planie nie powinny być uznawane za istotne i w związku z tym nie powinny wymagać formalnego zatwierdzenia.

(9) Należy określić podstawową metodykę monitorowania w celu minimalizacji obciążenia prowadzących instalacje i operatorów statków powietrznych oraz ułatwienia skutecznego monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych zgodnie z dyrektywą 2003/87/WE. Taka metodyka powinna obejmować podstawową metodykę opartą na obliczeniach i pomiarach. Metodyka oparta na obliczeniach powinna składać się z metodyki standardowej i metodyki bilansu masowego. Powinna istnieć możliwość łączenia w ramach tej samej instalacji metodyki opartej na pomiarach, standardowej metodyki opartej na obliczeniach i metodyki bilansu masowego, pod warunkiem że prowadzący instalację zapewni, aby nie występowały pominięcia lub podwójne liczenie.

(10) Aby zmniejszyć obciążenie prowadzących instalacje i operatorów statków powietrznych, należy uprościć wymóg dotyczący oceny niepewności, nie zmniejszając przy tym dokładności. Znaczne ograniczenie wymogów w odniesieniu do oceny niepewności jest wskazane w przypadku użycia przyrządów pomiarowych w warunkach zgodności z typem, w szczególności kiedy przyrządy te podlegają krajowej prawnej kontroli metrologicznej.

(11) Należy zdefiniować współczynniki obliczeniowe, które mogą być domyślne lub ustalane w drodze analizy. W wymogach dotyczących analizy należy zachować preferencję w odniesieniu do korzystania z laboratoriów akredytowanych zgodnie ze zharmonizowaną normą „Ogólne wymagania dotyczące kompetencji laboratoriów badawczych i wzorcujących" (EN ISO/IEC 17025) w odniesieniu do odpowiednich metod analitycznych, a także przewidzieć wymogi dotyczące wykazywania wystarczającej zgodności w przypadku laboratoriów nieakredytowanych, w tym zgodnie ze zharmonizowaną normą „Systemy zarządzania jakością - Wymagania" (EN ISO/IEC 9001) lub innymi właściwymi certyfikowanymi systemami zarządzania jakością.

(12) Należy określić przejrzystą i spójną metodykę określania nieracjonalnych kosztów.

(13) Należy zwiększyć równoważność między metodami opartymi na obliczeniach i opartymi na pomiarach. Będzie to wymagało lepszego dostosowania wymogów dotyczących poziomu dokładności. W celu określenia frakcji biomasy w CO₂ w przypadku stosowania systemów ciągłych pomiarów emisji (CEMS) należy uwzględnić najnowsze osiągnięcia technologiczne. W związku z tym należy ustanowić bardziej elastyczne zasady wyznaczania frakcji biomasy, w szczególności umożliwiające zastosowanie w tym celu metod innych niż metody oparte na obliczeniach.

(14) Jako że emisje pochodzące z biomasy są powszechnie uznawane za zerowe do celów EU ETS, należy ustanowić uproszczone zasady monitorowania w odniesieniu do czystych strumieni materiałów wsadowych złożonych z biomasy. Jeśli paliwa lub materiały są mieszaninami biomasy i składników kopalnych, należy doprecyzować wymogi dotyczące monitorowania. Należy dokonać lepszego rozróżnienia między wstępnym współczynnikiem emisji odnoszącym się do całkowitej zawartości węgla pierwiastkowego i współczynnikiem emisji odnoszącym się wyłącznie do frakcji kopalnej CO₂. W tym celu należy ustanowić odrębne definicje poziomów dokładności dla wstępnego współczynnika emisji i frakcji biomasy/frakcji kopalnej. Podobnie jak w przypadku innych współczynników obliczeniowych wymogi powinny uwzględniać wielkość instalacji oraz emisje gazów cieplarnianych związane z paliwem lub materiałem. W tym celu należy określić wymogi minimalne.

(15) Należy unikać nakładania nieproporcjonalnych zobowiązań w zakresie monitorowania w przypadku instalacji o niższych, mających mniej poważne konsekwencje emisjach rocznych, jednocześnie zapewniając utrzymanie możliwego do przyjęcia stopnia dokładności. W związku z tym należy ustanowić specjalne warunki dla instalacji uznawanych za instalacje o niskim poziomie emisji oraz dla operatorów statków powietrznych uważanych za małe podmioty uczestniczące w systemie.

(16) W art. 27 dyrektywy 2003/87/WE zezwolono państwom członkowskim na wyłączenie z EU ETS małych instalacji objętych równoważnymi środkami oraz o ile spełnione zostaną warunki określone we wspomnianym artykule. W art. 27a dyrektywy 2003/87/WE zezwolono państwom członkowskim na wyłączenie z EU ETS instalacji emitujących poniżej 2 500 ton, o ile spełnione zostaną warunki określone we wspomnianym artykule. Niniejsze rozporządzenie nie powinno mieć bezpośredniego zastosowania do instalacji wyłączonych na podstawie art. 27 lub art. 27a dyrektywy 2003/87/WE, chyba że państwo członkowskie postanowi inaczej.

(17) W celu wyeliminowania potencjalnych luk związanych z przenoszeniem związanego w paliwie lub czystego CO₂ takie przenoszenie powinno być dopuszczalne tylko z zastrzeżeniem bardzo szczególnych warunków. W wyroku z dnia 19 stycznia 2017 r. w sprawie C-460/15 (⁶) Trybunał Sprawiedliwości Unii Europejskiej uznał, że przepisy art. 49 ust. 1 zdanie drugie rozporządzenia (UE) nr 601/2012 oraz pkt 10.B załącznika IV do tego rozporządzenia są nieważne w zakresie, w jakim systemowo włączają one do emisji z instalacji do kalcynacji wapnia dwutlenek węgla (CO₂) przenoszony do innej instalacji na potrzeby produkcji wytrąconego węglanu wapnia, bez względu na to, czy ów CO₂ zostaje uwolniony do atmosfery. W celu uwzględnienia wyroku trybunału w sprawie C-460/15 należy uznać, że CO₂, który jest przenoszony na potrzeby produkcji wytrąconego węglanu wapnia i w konsekwencji zostaje chemicznie związany z tym produktem, nie jest uwalniany do atmosfery. Powyższe warunki nie powinny jednak wykluczać możliwości przyszłych innowacji. Należy zatem odpowiednio zmienić rozporządzenie (UE) nr 601/2012.

(18) Ponieważ możliwe jest przekazywanie między instalacjami nie tylko CO₂, ale również N₂O, należy wprowadzić przepisy dotyczące monitorowania przenoszenia N₂O podobne do przepisów dotyczących przenoszenia CO₂. Ponadto należy rozszerzyć definicję CO₂ związanego w paliwie, obejmując nią nie tylko CO₂ zawarty w paliwach, lecz także CO₂ zawarty w każdym strumieniu materiałów wsadowych, który ma być monitorowany.

(19) Należy ustanowić przepisy szczegółowe w zakresie planów monitorowania oraz monitorowania emisji gazów cieplarnianych odnoszące się do działań lotniczych.

(20) Należy zapewnić większą spójność w zakresie szacowania brakujących danych, wprowadzając wymóg stosowania procedur zachowawczego szacowania uznanych w planie monitorowania lub, jeśli to nie jest możliwe, w drodze zatwierdzenia stosownej procedury przez właściwy organ i jej włączenia do planu monitorowania.

(21) Na prowadzących instalacje należy nałożyć wymóg dokonywania regularnych przeglądów stosowanej przez nich metodyki monitorowania pod kątem udoskonaleń, a także uwzględniania zaleceń przedstawianych przez weryfikatorów w ramach procesu weryfikacji. W przypadku gdy prowadzący instalacje nie stosują metodyki opartej na systemie poziomów dokładności lub nie mogą osiągnąć najwyższego poziomu dokładności, prowadzący instalacje powinni regularnie składać sprawozdania na temat działań podejmowanych celem zastosowania metodyki monitorowania opartej na systemie poziomów dokładności oraz osiągnięcia najwyższego wymaganego poziomu dokładności. Aby zmniejszyć obciążenia administracyjne związane z raportowaniem w zakresie udoskonaleń, należy dostosowywać odstępy czasu i podstawy raportowania w zakresie udoskonaleń, uwzględniając doświadczenia państw członkowskich w zakresie praktyki administracyjnej.

(22) Zgodnie z art. 3e ust. 1 i art. 28a ust. 2 dyrektywy 2003/87/WE operatorzy statków powietrznych mogą ubiegać się o nieodpłatne przyznanie uprawnień do emisji w odniesieniu do rodzajów działań wymienionych w załączniku I do wspomnianej dyrektywy, w oparciu o zweryfikowane dane dotyczące tonokilometrów.

(23) Należy promować stosowanie technologii informacyjnej między innymi poprzez wymogi w zakresie formatów wymiany danych i wykorzystanie systemów zautomatyzowanych, a państwa członkowskie powinny w związku z tym mieć możliwość zobowiązania podmiotów gospodarczych do stosowania takich systemów. Państwa członkowskie powinny mieć również możliwość opracowania własnych formularzy elektronicznych lub specyfikacji formatu plików, które powinny jednak odpowiadać minimalnym normom publikowanym przez Komisję.

(24) Aby zapewnić większą jasność w odniesieniu do przepisów dotyczących monitorowania i raportowania emisji procesowych, należy ustanowić przepisy dotyczące substancji zawierających inne postaci węgla prowadzące do emisji CO₂ niż materiały zawierające węglany. Należy wyraźnie wskazać stosowanie mocznika w oczyszczaniu gazów kominowych, przy czym należy podać odpowiedni domyślny współczynnik emisji.

(25) Aby zapewnić skuteczne stosowanie niniejszego rozporządzenia, państwom członkowskim należy przyznać wystarczającą ilość czasu na przyjęcie niezbędnych środków i ustanowienie właściwych krajowych ram instytucjonalnych. Aby uwzględnić dalszy rozwój sytuacji i usunąć - w miarę możliwości - odniesienia do źródeł poza prawem Unii, niniejsze rozporządzenie powinno być stosowane, także w przypadku kolejnego przeglądu zanim rozpocznie się okres jego obowiązywania, od początku czwartego okresu rozliczeniowego, z wyjątkiem zmian do rozporządzenia (UE) nr 601/2012, które powinny być stosowane jak najszybciej.

(26) Rozporządzenie (UE) nr 601/2012 należy uchylić z dniem 1 stycznia 2021 r. Należy jednak utrzymać jego skutki w odniesieniu do monitorowania, raportowania i weryfikacji danych dotyczących emisji mających miejsce podczas trzeciego okresu rozliczeniowego EU ETS i danych dotyczących działalności prowadzonej w tym okresie.

(27) Niniejsze rozporządzenie obejmuje usprawnienia w zakresie monitorowania i raportowania, które uwzględniają pierwsze wydanie międzynarodowych norm i zalecanych metod postępowania w zakresie ochrony środowiska -mechanizmu kompensacji i redukcji CO₂ w międzynarodowym lotnictwie cywilnym (CORSIA) (tom IV załącznika 16 do konwencji chicagowskiej), przyjętych przez Radę ICAO na dziesiątym posiedzeniu podczas jej 214. sesji w dniu 27 czerwca 2018 r. Rozporządzenie w sprawie weryfikacji raportów na temat wielkości emisji gazów cieplarnianych i raportów dotyczących tonokilometrów oraz akredytacji weryfikatorów zgodnie z dyrektywą 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady zostaje również zmienione w celu uwzględnienia pierwszego wydania międzynarodowych norm i zalecanych metod postępowania, a oba te instrumenty zostają uzupełnione aktem delegowanym na podstawie art. 28c dyrektywy 2003/87/WE. Należy zatem odpowiednio zmienić rozporządzenie (UE) nr 601/2012.

(28) Środki przewidziane w niniejszym rozporządzeniu są zgodne z opinią Komitetu ds. Zmian Klimatu,

PRZYJMUJE NINIEJSZE ROZPORZĄDZENIE:

ROZDZIAŁ I

PRZEPISY OGÓLNE

SEKCJA 1

Przedmiot i definicje

Artykuł 1

[1] Niniejsze rozporządzenie ustanawia przepisy dotyczące:

(i) od dnia 1 stycznia 2021 r. i kolejnych okresów rozliczeniowych – monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych i danych dotyczących działalności zgodnie z dyrektywą 2003/87/WE w okresie rozliczeniowym unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji;

(ii) od dnia 1 stycznia 2025 r. – monitorowania i raportowania skutków innych niż CO2 emisji lotniczych zgodnie z art. 14 dyrektywy 2003/87/WE.

Artykuł 2

[2] Niniejsze rozporządzenie stosuje się do monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych określonych w odniesieniu do rodzajów działań wymienionych w załącznikach I i III do dyrektywy 2003/87/WE oraz do danych dotyczących działalności pochodzących z instalacji stacjonarnych, do działań lotniczych, w tym skutków innych niż CO2 emisji lotniczych, oraz do ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji w ramach rodzajów działań, o których mowa w załączniku III do tej dyrektywy.

Niniejsze rozporządzenie stosuje się:

(i) od dnia 1 stycznia 2021 r. do emisji mających miejsce od tego dnia, danych dotyczących działalności prowadzonej od tego dnia i ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji od tego dnia;

(ii) od dnia 1 stycznia 2025 r. do skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych.

Monitorowanie i raportowanie skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych od 2025 r. dotyczy wszystkich skutków emisji innych niż CO₂ z działań lotniczych wymienionych w załączniku I do dyrektywy, obejmujących lotnisko znajdujące się w EOG. Jednak w odniesieniu do monitorowania i raportowania skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych, które wystąpią w 2025 i 2026 r., takie raportowanie jest wymagane wyłącznie w odniesieniu do tras obejmujących pary lotnisk znajdujące się w EOG oraz tras z lotniska znajdującego się w EOG do Szwajcarii lub do Zjednoczonego Królestwa. W odniesieniu do 2025 i 2026 r. skutki innych niż CO₂ emisji lotniczych wynikające z innych lotów można zgłaszać na zasadzie dobrowolności.

Artykuł 3

Definicje

Do celów niniejszego rozporządzenia stosuje się następujące definicje:

1) „dane dotyczące działalności" oznaczają dane dotyczące ilości paliw lub materiałów zużytych lub wyprodukowanych w wyniku prowadzonych działań, mające znaczenie dla metodyki monitorowania opartej na obliczeniach, wyrażone w teradżulach, przy czym masa jest wyrażona w tonach lub (w przypadku gazów) objętość jest wyrażona w normalnych metrach sześciennych, stosownie do sytuacji;

2) „okres rozliczeniowy" oznacza okres, o którym mowa w art. 13 dyrektywy 2003/87/WE;

3) (uchylony)

4) „strumień materiałów wsadowych" oznacza którąkolwiek z następujących pozycji:

a) określony typ paliwa, surowca lub produktu, którego zużycie lub produkcja powoduje emisje odnośnych gazów cieplarnianych w jednym źródle emisji lub w ich większej liczbie;

b) [3] jedną z następujących pozycji w przypadku metodyki bilansu masowego zgodnie z art. 25 niniejszego rozporządzenia:

(i) określony typ paliwa, surowca lub produktu zawierający węgiel pierwiastkowy;

(ii) CO₂ przenoszony zgodnie z art. 49 niniejszego rozporządzenia;

5) „źródło emisji" oznacza możliwą do zidentyfikowania część instalacji lub proces odbywający się w instalacji, z którego emitowane są odnośne gazy cieplarniane lub, w przypadku działań lotniczych, pojedynczy statek powietrzny;

6) „niepewność" oznacza parametr związany z wynikiem określania wielkości, charakteryzujący rozproszenie wartości, jakie można racjonalnie przypisać danej wielkości, odzwierciedlający wpływ zarówno czynników systematycznych, jak i losowych, wyrażony w procentach oraz o przedziale ufności wokół wartości średniej wynoszącym 95 %, z uwzględnieniem wszelkiej asymetrii w rozkładzie wartości;

7) [4] „współczynniki obliczeniowe” oznaczają wartość opałową, współczynnik emisji, wstępny współczynnik emisji, współczynnik utleniania, współczynnik konwersji, zawartość węgla pierwiastkowego, frakcję kopalną, frakcję biomasy, frakcję biomasy o współczynniku zero, frakcję RFNBO lub RCF, frakcję RFNBO lub RCF o współczynniku zero, syntetyczną frakcję niskoemisyjną, syntetyczną frakcję niskoemisyjną o współczynniku zero, frakcję o współczynniku zero lub współczynnik konwersji jednostki;

8) „poziom dokładności” oznacza ustalony wymóg w zakresie określania wartości danych dotyczących działalności, współczynników obliczeniowych, rocznej wielkości emisji i średniej rocznej wielkości godzinowej emisji, ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji oraz współczynnika zakresu;

9) „ryzyko nieodłączne” oznacza podatność parametru w rocznym raporcie na temat wielkości emisji na wystąpienie nieprawidłowości, które mogą być istotne, indywidualnie lub w połączeniu z innymi nieprawidłowościami, przed uwzględnieniem wpływu wszelkich powiązanych działań kontrolnych;

10) „ryzyko zawodności systemów kontroli wewnętrznej” oznacza podatność parametru w rocznym raporcie na temat wielkości emisji na wystąpienie nieprawidłowości, które mogą być istotne, indywidualnie lub w połączeniu z innymi nieprawidłowościami, i którym system kontroli może nie zapobiec lub których może nie wykryć i skorygować w odpowiednim terminie;

11) „emisje pochodzące ze spalania" oznaczają emisje gazów cieplarnianych powstające podczas reakcji egzotermicznej paliwa z tlenem;

12) „okres sprawozdawczy” oznacza rok kalendarzowy, w którym obowiązkowe jest prowadzenie monitorowania i raportowania w zakresie emisji;

13) „współczynnik emisji” oznacza średnie natężenie emisji gazów cieplarnianych względem danych dotyczących działalności w przypadku danego strumienia materiałów wsadowych lub strumienia paliwa, przy założeniu pełnego utlenienia przy spalaniu oraz pełnej konwersji przy wszystkich pozostałych reakcjach chemicznych;

14) „współczynnik utleniania" oznacza stosunek węgla pierwiastkowego utlenionego do CO₂ w wyniku spalania do węgla całkowitego zawartego w paliwie, wyrażony jako ułamek, przy czym tlenek węgla (CO) emitowany do atmosfery traktuje się jako molowo równoważną ilość CO₂;

15) [5] „współczynnik konwersji” oznacza stosunek węgla pierwiastkowego emitowanego jako CO₂ do węgla całkowitego zawartego w strumieniu materiałów wsadowych przed rozpoczęciem procesu emisji, wyrażony jako ułamek, przy czym CO emitowany do atmosfery traktuje się jako molowo równoważną ilość CO₂. W przypadku emisji CO₂ uznawanego za trwale związany chemicznie w produkcie współczynnik konwersji oznacza stosunek CO₂ związanego jako węgiel pierwiastkowy w produkcie podczas procesu do całkowitego CO₂ zawartego jako węgiel pierwiastkowy w produkcie końcowym, który opuszcza ten proces;

16) „dokładność" oznacza stopień bliskości wyniku pomiaru i rzeczywistej wartości danej wielkości lub wartości referencyjnej określonej empirycznie przy zastosowaniu przyjętych w skali międzynarodowej i identyfikowalnych materiałów kalibracyjnych oraz metod standardowych, przy uwzględnieniu zarówno czynników losowych, jak i systematycznych;

17) „kalibracja" oznacza zbiór czynności służących ustaleniu, w określonych warunkach, zależności między wartościami wskazywanymi przez przyrząd pomiarowy lub system pomiarowy bądź wartościami reprezentowanymi przez wzorzec miary lub materiał referencyjny a odpowiednimi wartościami wielkości uzyskanymi z wzorca porównawczego;

18) „lot" oznacza lot zgodnie z definicją w pkt 1 ppkt 1 załącznika do decyzji 2009/450/WE;

19) „pasażerowie" oznaczają osoby na pokładzie statku powietrznego w czasie lotu, z wyłączeniem członków załogi przebywających na pokładzie w celach służbowych;

20) „zachowawczy” oznacza, że zbiór założeń zdefiniowano w sposób zapobiegający niedoszacowaniu rocznej wielkości emisji;

21) „biomasa” oznacza ulegającą biodegradacji frakcję produktów, odpadów lub pozostałości pochodzenia biologicznego z rolnictwa, łącznie z substancjami roślinnymi i zwierzęcymi, z leśnictwa i powiązanych gałęzi przemysłu, w tym rybołówstwa i akwakultury, a także ulegającą biodegradacji frakcję odpadów, w tym odpadów przemysłowych i komunalnych pochodzenia biologicznego;

21a) „paliwa z biomasy” oznaczają paliwa gazowe i stałe wyprodukowane z biomasy;

21b) „biogaz” oznacza paliwa gazowe wyprodukowane z biomasy;

21c) „odpady” oznaczają odpady zdefiniowane w art. 3 pkt 1 dyrektywy 2008/98/WE, z wyłączeniem substancji, które zostały w sposób zamierzony zmodyfikowane lub zanieczyszczone w celu spełnienia niniejszej definicji;

21ca) „odpady komunalne” oznaczają odpady komunalne w rozumieniu art. 3 pkt 2b dyrektywy 2008/98/WE;

21d) „pozostałość” oznacza substancję, która nie jest produktem końcowym (produktami końcowymi), którego (których) bezpośredniemu wytworzeniu służy dany proces produkcji; nie jest ona podstawowym celem tego procesu produkcji i proces ten nie został w sposób zamierzony zmodyfikowany w celu jej wytworzenia;

21e) „pozostałości pochodzące z rolnictwa, akwakultury, rybołówstwa i leśnictwa” oznaczają pozostałości bezpośrednio wytworzone przez rolnictwo, akwakulturę, rybołówstwo i leśnictwo, i które nie obejmują pozostałości pochodzących z powiązanych gałęzi przemysłu lub powiązanego przetwórstwa;

22) „biopłyny" oznaczają ciekłe paliwa dla celów energetycznych, innych niż transport, w tym do wytwarzania energii elektrycznej oraz energii ciepła i chłodu, produkowane z biomasy;

23) „biopaliwa” oznaczają ciekłe paliwa dla transportu, produkowane z biomasy;

23a) „kwalifikujące się paliwo lotnicze” oznacza rodzaje paliwa kwalifikujące się do wsparcia na podstawie art. 3c ust. 6 dyrektywy 2003/87/WE;

23b) [6] „alternatywne paliwa lotnicze” oznaczają niemieszane paliwa lotnicze zawierające węgiel pierwiastkowy inny niż pochodzący z niemieszanych paliw kopalnych wymienionych w tabeli 1 w załączniku III do niniejszego rozporządzenia;

23c) [7] „zerowanie współczynnika emisji” oznacza mechanizm, za pomocą którego współczynnik emisji paliwa lub materiału zmniejsza się, aby uwzględnić:

a) w przypadku biomasy – jej zgodność z kryteriami zrównoważonego rozwoju lub ograniczania emisji gazów cieplarnianych przewidzianymi w art. 29 ust. 2–7 i 10 dyrektywy (UE) 2018/2001, jak określono w art. 38 ust. 5 niniejszego rozporządzenia;

b) w przypadku RFNBO lub RCF – ich zgodność z kryteriami ograniczenia emisji gazów cieplarnianych zgodnie z art. 29a dyrektywy (UE) 2018/2001, jak określono w art. 39a ust. 3 niniejszego rozporządzenia;

c) w przypadku syntetycznych paliw niskoemisyjnych – ich zgodność z kryteriami ograniczenia emisji gazów cieplarnianych przewidzianymi w art. 2 pkt 13 dyrektywy (UE) 2024/1788 w sprawie wspólnych zasad rynków wewnętrznych gazu odnawialnego, gazu ziemnego i wodoru; oraz uprzednie umorzenie uprawnień na mocy dyrektywy 2003/87/WE w odniesieniu do wychwyconego dwutlenku węgla niezbędnego do produkcji syntetycznych paliw niskoemisyjnych, jak określono w art. 39a ust. 4 niniejszego rozporządzenia, chyba że wychwytywany węgiel jest węglem o współczynniku zero zdefiniowanym w art. 3 pkt 38f;

23d) [8] „paliwa o współczynniku zero” oznaczają biopaliwa, biopłyny, paliwa z biomasy, syntetyczne paliwa niskoemisyjne, RFNBO lub RCF lub frakcje paliw lub materiałów mieszanych, które spełniają kryteria określone odpowiednio w art. 38 ust. 5 lub art. 39a ust. 3 lub art. 39a ust. 4 niniejszego rozporządzenia;

23e) [9] „pochodzące z recyklingu paliwa węglowe” (RCF) oznaczają pochodzące z recyklingu paliwa węglowe zdefiniowane w art. 2 pkt 35 dyrektywy (UE) 2018/2001;

23f) [10] „paliwa odnawialne pochodzenia niebiologicznego” (RFNBO) oznaczają paliwa odnawialne pochodzenia niebiologicznego zdefiniowane w art. 2 pkt 36 dyrektywy (UE) 2018/2001;

23g) [11] „paliwo niemieszane” oznacza paliwo w postaci czystej zawierające tylko jedną z następujących frakcji:

(i) frakcję kopalną;

(i) frakcję biomasy nieobjętej współczynnikiem zero;

(iii) frakcję biomasy o współczynniku zero;

(iv) frakcję RFNBO lub RCF nieobjętych współczynnikiem zero;

(v) frakcję RFNBO lub RCF o współczynniku zero;

(vi) syntetyczną frakcję niskoemisyjną nieobjętą współczynnikiem zero;

(vii) syntetyczną frakcję niskoemisyjną o współczynniku zero;

(viii) frakcję paliw zawierających węgiel pierwiastkowy inny niż pochodzący z paliw kopalnych wymienionych w tabeli 1 w załączniku III do niniejszego rozporządzenia lub z biomasy, RFNBO, RCF lub syntetycznych paliw niskoemisyjnych;

23h) [12] „syntetyczne paliwa niskoemisyjne” oznaczają paliwa gazowe i ciekłe, których wartość energetyczna pochodzi z wodoru niskoemisyjnego zdefiniowanego w art. 2 pkt 13 dyrektywy (UE) 2024/1788 i które spełniają wymóg dotyczący progu ograniczenia emisji na poziomie 70 % w porównaniu z wartością odpowiednika kopalnego paliw odnawialnych pochodzenia niebiologicznego określonego według metodyki przyjętej na podstawie art. 29a ust. 3 dyrektywy (UE) 2018/2001, certyfikowane zgodnie z art. 9 dyrektywy (UE) 2024/1788;

24) „prawna kontrola metrologiczna” oznacza kontrolę zadań pomiarowych, które mają być wykonywane w obszarze zastosowania przyrządu pomiarowego, przeprowadzaną ze względów interesu publicznego, zdrowia publicznego, bezpieczeństwa publicznego, porządku publicznego, do celów ochrony środowiska, nakładania podatków i opłat, ochrony konsumentów i uczciwego handlu;

25) „największy dopuszczalny błąd" oznacza dopuszczony błąd pomiaru określony w załączniku I oraz w dotyczących przyrządów załącznikach do dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/32/UE (⁷) lub w krajowych przepisach dotyczących prawnej kontroli metrologicznej, stosownie do przypadku;

26) „działania w zakresie przepływu danych" oznaczają działania związane z nabywaniem, przetwarzaniem i obróbką danych potrzebnych do sporządzenia raportu na temat wielkości emisji na podstawie pierwotnych danych źródłowych;

27) „tony CO_2(e)" oznaczają tony metryczne CO₂ lub CO_2(e);

28) „CO_2(e)" oznacza dowolny gaz cieplarniany inny niż CO₂, wymieniony w załączniku II do dyrektywy 2003/87/WE o równoważnym w stosunku do CO₂ współczynniku ocieplenia globalnego;

29) „system pomiarowy" oznacza kompletny zestaw przyrządów pomiarowych i innych urządzeń, takich jak urządzenia do pobierania próbek i przetwarzania danych, stosowany do określania takich zmiennych, jak dane dotyczące działalności, zawartość węgla pierwiastkowego, wartość opałowa lub współczynnik emisji dla emisji gazów cieplarnianych;

30) „wartość opałowa" (NCV) oznacza konkretną ilość energii uwalnianej w postaci ciepła, kiedy paliwo lub materiał ulega pełnemu spaleniu z użyciem tlenu, w standardowych warunkach, pomniejszoną o ciepło parowania ewentualnie powstałej wody;

31) „emisje z procesów technologicznych" oznaczają emisje gazów cieplarnianych inne niż emisje pochodzące ze spalania, występujące wskutek zarówno zamierzonych, jak i niezamierzonych reakcji między substancjami lub ich przemiany, łącznie z chemiczną lub elektrolityczną redukcją rud metali, termicznym rozkładem substancji oraz tworzeniem substancji przeznaczonych do użytku jako produkty lub materiały wsadowe;

32) „znormalizowane paliwo handlowe" oznacza paliwa handlowe znormalizowane w skali międzynarodowej, wykazujące 95 % poziom ufności nieprzekraczający 1 % w zakresie ich podanej wartości opałowej, w tym olej napędowy, lekki olej opałowy, benzynę, naftę, kerozynę, etan, propan, butan, naftowe paliwo lotnicze (Jet A1 lub Jet A), paliwo do silników odrzutowych (Jet B) i benzynę lotniczą (AvGas);

33) „partia" oznacza ilość paliwa lub materiału poddaną reprezentatywnemu próbkowaniu i scharakteryzowaną, przekazywaną jako jednorazowa dostawa lub w sposób ciągły w określonym czasie;

34) [13] „paliwo mieszane” oznacza paliwo, które zawiera co najmniej dwa z następujących składników:

(i) węgiel pochodzący z biomasy;

(ii) węgiel pochodzący z RFNBO lub RCF;

(iii) węgiel pochodzący z syntetycznych paliw niskoemisyjnych;

(iv) inny węgiel kopalny;

lub które zawiera zarówno węgiel o współczynniku zero, jak i inny węgiel;

34a) [14] „paliwo lotnicze mieszane” oznacza paliwo, które zawiera co najmniej dwa różne paliwa niemieszane;

35) „materiał mieszany" oznacza materiał zawierający zarówno węgiel pierwiastkowy z biomasy, jak i węgiel pierwiastkowy kopalny;

36) [15] „wstępny współczynnik emisji” oznacza zakładany całkowity współczynnik emisji paliwa lub materiału określony na podstawie całkowitej zawartości węgla pierwiastkowego przed pomnożeniem go przez wartość frakcji kopalnej w celu uzyskania współczynnika emisji;

37) „frakcja kopalna" oznacza stosunek węgla pierwiastkowego kopalnego do całkowitej zawartości węgla pierwiastkowego w paliwie lub materiale, wyrażony jako ułamek;

38) [16] „frakcja biomasy” oznacza stosunek węgla pierwiastkowego pochodzącego z biomasy do całkowitej zawartości węgla pierwiastkowego w paliwie lub materiale, wyrażony jako ułamek, niezależnie od tego, czy biomasa spełnia kryteria określone w art. 38 ust. 5 niniejszego rozporządzenia;

38a) [17] (uchylony)

38b) [18] „frakcja biomasy o współczynniku zero” oznacza stosunek węgla pierwiastkowego pochodzącego z biomasy, który spełnia kryteria określone w art. 38 ust. 5 niniejszego rozporządzenia, do całkowitej zawartości węgla pierwiastkowego w paliwie lub materiale, wyrażony jako ułamek;

38c) [19] „frakcja RFNBO lub RCF” oznacza stosunek węgla pierwiastkowego pochodzącego z RFNBO lub RCF do całkowitej zawartości węgla pierwiastkowego w paliwie, wyrażony jako ułamek, niezależnie od tego, czy RFNBO lub RCF spełnia kryteria określone w art. 39a ust. 3 niniejszego rozporządzenia;

38d) [20] „frakcja RFNBO lub RCF o współczynniku zero” oznacza stosunek węgla pierwiastkowego pochodzącego z RFNBO lub RCF, które spełnia kryteria określone w art. 39a ust. 3 niniejszego rozporządzenia, do całkowitej zawartości węgla pierwiastkowego w paliwie, wyrażony jako ułamek;

38e) [21] „frakcja węgla o współczynniku zero” oznacza:

(i) w przypadku paliwa – sumę jego frakcji biomasy o współczynniku zero, jego syntetycznej frakcji niskoemisyjnej o współczynniku zero oraz frakcji RFNBO lub RCF o współczynniku zero bez podwójnego liczenia węgla;

(ii) w przypadku materiału – jego frakcję biomasy o współczynniku zero;

38f) [22] „węgiel o współczynniku zero” oznacza węgiel pierwiastkowy zawarty w paliwie lub materiale należącym do frakcji węgla o współczynniku zero tego paliwa lub materiału;

38g) [23] „syntetyczna frakcja niskoemisyjna” oznacza stosunek węgla pierwiastkowego pochodzącego z syntetycznego paliwa niskoemisyjnego do całkowitej zawartości węgla pierwiastkowego w paliwie, wyrażony jako ułamek, niezależnie od tego, czy syntetyczne paliwo niskoemisyjne spełnia kryteria określone w art. 39a ust. 4 niniejszego rozporządzenia;

38h) [24] „syntetyczna frakcja niskoemisyjna o współczynniku zero” oznacza stosunek węgla pierwiastkowego pochodzącego z syntetycznego paliwa niskoemisyjnego spełniającego kryteria określone w art. 39a ust. 4 niniejszego rozporządzenia do całkowitej zawartości węgla pierwiastkowego w paliwie;

39) „metoda bilansu energii" oznacza metodę służącą do szacowania ilości energii zużytej jako paliwo w kotle, obliczonej jako suma ciepła użytecznego i wszelkich strat energii w drodze promieniowania, przenoszenia i ze spalinami;

40) „ciągły pomiar emisji" oznacza zbiór czynności służących ustaleniu wartości wielkości poprzez okresowe pomiary, przy zastosowaniu pomiaru w kominie lub procedur ekstrakcyjnych za pomocą przyrządu pomiarowego zlokalizowanego w pobliżu komina, przy wyłączeniu metodyki opartej na pomiarach, polegającej na pobieraniu pojedynczych próbek z komina;

41) „CO₂ związany w paliwie" oznacza CO₂ będący częścią strumienia materiałów wsadowych;

42) [25] „węgiel kopalny” oznacza węgiel nieorganiczny i organiczny, który nie jest węglem o współczynniku zero;

43) „punkt pomiarowy" oznacza źródło emisji, w przypadku którego do pomiaru emisji używa się systemów ciągłych pomiarów emisji (CEMS) lub przekrój systemu rurociągów, w przypadku którego ustala się przepływ CO₂ przy użyciu systemów ciągłych pomiarów;

44) „dokumentacja masy i wyważenia" oznacza dokumenty określone w przepisach międzynarodowych lub krajowych wdrażających normy i zalecane metody postępowania (SARP) określone w załączniku 6 Konwencji o międzynarodowym lotnictwie cywilnym podpisanej w Chicago dnia 7 grudnia 1944 r., oraz określone w podczęści C sekcja 3 załącznika IV do rozporządzenia Komisji (UE) nr 965/2012 (⁸) lub w równoważnych przepisach międzynarodowych;

45) „odległość" oznacza długość ortodromy między lotniskiem odlotu a lotniskiem przylotu, dodatkową w stosunku do stałego współczynnika wynoszącego 95 km;

46) „lotnisko odlotu" oznacza lotnisko, na którym rozpoczyna się lot stanowiący działanie lotnicze wymienione w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE;

47) „lotnisko przylotu" oznacza lotnisko, na którym kończy się lot stanowiący działanie lotnicze wymienione w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE;

48) (uchylony)

49) „emisje niezorganizowane" oznaczają nieregularne lub niezamierzone emisje ze źródeł, które nie są zlokalizowane lub są zbyt zróżnicowane albo zbyt małe, aby mogły być monitorowane indywidualnie;

50) „lotnisko" oznacza lotnisko zgodnie z definicją w pkt 1 ppkt 2 załącznika do decyzji 2009/450/WE;

51) „para lotnisk" oznacza parę, którą stanowią lotnisko odlotu i lotnisko przylotu;

52) „warunki standardowe" oznaczają temperaturę wynoszącą 273,15 K i ciśnienie wynoszące 101 325 Pa, definiujące normalny metr sześcienny (Nm³);

53) „składowisko" oznacza składowisko zgodnie z definicją w art. 3 pkt 3 dyrektywy 200 9/31/WE;

54) „wychwytywanie CO₂" oznacza wychwytywanie CO₂ ze strumieni gazu, jeżeli w przeciwnym razie mogłaby nastąpić jego emisja, w celu transportu i geologicznego składowania w składowisku dopuszczonym na mocy dyrektywy 200 9/31/WE;

55) [26] „transport CO₂” oznacza transport CO₂ rurociągami w celu geologicznego składowania w składowisku dopuszczonym na mocy dyrektywy 2009/31/WE;

56) „geologiczne składowanie CO₂" oznacza geologiczne składowanie CO₂ zgodnie z definicją w art. 3 pkt 1 dyrektywy 2009/31/WE;

57) „uwolnione emisje" oznaczają emisje celowo uwolnione z instalacji poprzez ustanowienie określonego punktu emisji;

58) „intensyfikacja wydobycia węglowodorów" oznacza dodatkowe wydobycie węglowodorów oprócz węglowodorów pozyskanych w wyniku ekstrakcji poprzez zatłaczanie wody lub w inny sposób;

59) „dane przybliżone” oznaczają wartości roczne potwierdzone empirycznie lub uzyskane z przyjętych źródeł, które to wartości operator lub podmiot objęty regulacją w rozumieniu art. 3 dyrektywy 2003/87/WE wykorzystuje do zastąpienia danych dotyczących działalności, ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji lub współczynników obliczeniowych do celów zapewnienia pełnego raportowania, kiedy stosowana metodyka monitorowania nie pozwala na uzyskanie wszystkich wymaganych danych dotyczących działalności, ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji lub współczynników obliczeniowych;

60) „słup wody" oznacza słup wody zgodnie z definicją w art. 3 pkt 2 dyrektywy 2009/31/WE;

61) „wyciek" oznacza wyciek zgodnie z definicją w art. 3 pkt 5 dyrektywy 2009/31/WE;

62) „kompleks składowania" oznacza kompleks składowania zgodnie z definicją w art. 3 pkt 6 dyrektywy 2009/31/WE;

63) [27] „infrastruktura transportu CO₂” oznacza infrastrukturę zdefiniowaną w art. 3 pkt 29 rozporządzenia (UE) 2024/1735;

63b) [28] „CO₂ tranzytowe” oznacza każdą ilość CO₂ przenoszonego w infrastrukturze transportu CO₂, która nie została przeniesiona do innej instalacji lub infrastruktury transportu CO₂ w tym samym okresie sprawozdawczym, w którym została do niej wprowadzona;

64) „strumień paliwa” oznacza paliwo w rozumieniu art. 3 lit. af) dyrektywy 2003/87/WE, dopuszczone do konsumpcji za pomocą określonych środków fizycznych, takich jak rurociągi, samochody ciężarowe, kolej, statki lub stacje paliw, i powodujące emisje odpowiednich gazów cieplarnianych w wyniku jego konsumpcji przez kategorie konsumentów w sektorach objętych załącznikiem III do dyrektywy 2003/87/WE;

65) „krajowy strumień paliwa” oznacza sumę, w podziale na rodzaje paliwa, strumieni paliw wszystkich podmiotów objętych regulacją na terytorium państwa członkowskiego;

66) „współczynnik zakresu” oznacza współczynnik o wartości od zera do jednego, stosowany do określenia udziału strumienia paliwa wykorzystywanego do spalania w sektorach objętych załącznikiem III do dyrektywy 2003/87/WE;

67) „ilość paliwa dopuszczonego do konsumpcji” oznacza dane dotyczące ilości paliwa w rozumieniu art. 3 lit. af) dyrektywy 2003/87/WE, które jest dopuszczone do konsumpcji i wyrażone jako energia w teradżulach, masa w tonach lub objętość w normalnych metrach sześciennych lub, w stosownych przypadkach, równowartość w litrach przed zastosowaniem współczynnika zakresu;

68) „współczynnik konwersji jednostki” oznacza współczynnik służący do przeliczenia jednostki, w której są wyrażone ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji na ilości wyrażone jako energia w teradżulach, masa w tonach lub objętość w normalnych metrach sześciennych lub, w stosownych przypadkach, równowartość w litrach, obejmujący wszystkie istotne czynniki, takie jak gęstość, wartość opałowa lub (w przypadku gazów) przeliczenie z wartości opałowej brutto na wartość opałową netto, stosownie do przypadku;

69) [29] „konsument końcowy” do celów stosowania definicji podmiotu objętego regulacją zgodnie z art. 3 lit. ae) dyrektywy 2003/87/WE oznacza w niniejszym rozporządzeniu każdą osobę fizyczną lub prawną będącą konsumentem paliwa, której roczne zużycie paliwa nie przekracza 1 tony CO₂;

70) „dopuszczone do konsumpcji” do celów niniejszego rozporządzenia oznacza moment, w którym podatek akcyzowy od paliwa, w rozumieniu art. 3 lit. af) dyrektywy 2003/87/WE, staje się wymagalny zgodnie z art. 6 ust. 2 i 3 dyrektywy Rady (UE) 2020/262 (⁹) lub, w stosownych przypadkach, zgodnie z art. 21 ust. 5 dyrektywy Rady 2003/96/WE (¹⁰), chyba że państwo członkowskie skorzystało z elastyczności przewidzianej w art. 3 lit. ae) pkt (iv) dyrektywy 2003/87/WE, w którym to przypadku oznacza to moment wskazany przez państwo członkowskie jako moment powstania obowiązków na podstawie rozdziału IVa tej dyrektywy;

71) [30] „skutki innych niż CO₂ emisji lotniczych” oznaczają skutki innych niż CO₂ emisji lotniczych zdefiniowane w art. 3 lit. v) dyrektywy 2003/87/WE;

72) [31] „CO₂(e) na lot” oznacza skutki innych niż CO₂ emisji lotniczych, które powodują ocieplenie atmosfery, wyrażone jako równoważna ilość emisji CO₂ z danego lotu;

73) [32] „wymuszanie radiacyjne” oznacza wymuszoną zmianę bilansu energetycznego planety, mierzoną w watach na metr kwadratowy (W/m²);

74) [33] „skuteczność” oznacza zmianę średniej globalnej temperatury na jednostkę wymuszania radiacyjnego, którą wywiera czynnik klimatyczny w stosunku do odpowiedzi wywołanej przez standardowe wymuszanie CO₂, począwszy od tego samego wyjściowego stanu klimatu;

75) [34] „model obliczania CO₂(e)” oznacza model stosowany do obliczania całkowitego wpływu na klimat skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych zgodnie z sekcją 4 załącznika IIIa do niniejszego rozporządzenia;

76) [35] „podejście oparte na danych meteorologicznych” oznacza metodę C określoną w sekcji 4 załącznika IIIa do niniejszego rozporządzenia, wykorzystującą przede wszystkim ulepszone dane meteorologiczne, a także informacje o locie, trajektorię, właściwości statku powietrznego i właściwości paliwa;

77) [36] „podejście uproszczone w oparciu o lokalizację” oznacza metodę D określoną w sekcji 4 załącznika IIIa do niniejszego rozporządzenia, w której wykorzystuje się przede wszystkim dane dotyczące lokalizacji statku powietrznego podczas lotu, takie jak informacje o locie, trajektorię, a także podstawowe dane meteorologiczne i właściwości statku powietrznego;

78) [37] „system śledzenia skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych (NEATS)« oznacza narzędzie informatyczne, które Komisja udostępnia operatorom statków powietrznych, akredytowanym weryfikatorom i właściwym organom w celu ułatwienia i w miarę możliwości automatyzacji monitorowania, raportowania i weryfikacji skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych zgodnie z art. 14 ust. 5 dyrektywy 2003/87/WE;

79) [38] „właściwości statku powietrznego” oznaczają kategorię informacji zgromadzonych w odniesieniu do każdego lotu, obejmujących co najmniej typ statku powietrznego, identyfikator lub identyfikatory silnika lub silników i masę statku powietrznego.

80) [39] „samolot” oznacza cięższy od powietrza statek powietrzny wyposażony we własny napęd silnikowy, uzyskujący siłę nośną w locie głównie na skutek reakcji aerodynamicznych oddziałujących na powierzchnie, które pozostają nieruchome w danych warunkach lotu.

SEKCJA 2

Zasady ogólne

Artykuł 4

[40] Operatorzy instalacji i operatorzy statków powietrznych wykonują swoje obowiązki związane z monitorowaniem i raportowaniem w zakresie emisji gazów cieplarnianych i skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych na podstawie dyrektywy 2003/87/WE zgodnie z zasadami określonymi w art. 5–9 niniejszego rozporządzenia.

Artykuł 5

Kompletność

Monitorowanie i raportowanie prowadzi się w sposób kompletny i obejmują one wszystkie emisje pochodzące z procesów technologicznych oraz ze spalania, ze wszystkich źródeł emisji i strumieni materiałów wsadowych należących do rodzajów działań wymienionych w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE oraz innych stosownych rodzajów działań włączonych zgodnie z art. 24 wspomnianej dyrektywy, a także powiązanych rodzajów działań w granicach instalacji, a także emisje wszystkich gazów cieplarnianych określonych w odniesieniu do tych rodzajów działań, przy jednoczesnym unikaniu podwójnego liczenia. [41]

Prowadzący instalacje i operatorzy statków powietrznych podejmują właściwe środki w celu zapobiegania powstawaniu w okresie sprawozdawczym jakichkolwiek luk w danych.

Artykuł 6

Spójność, porównywalność i przejrzystość

1. Monitorowanie i raportowanie prowadzi się w sposób spójny i porównywalny na przestrzeni czasu. W tym celu prowadzący instalacje i operatorzy statków powietrznych stosują tę samą metodykę monitorowania i zbiory danych, z zastrzeżeniem zmian i odstępstw zatwierdzonych przez właściwy organ.

2. Prowadzący instalacje i operatorzy statków powietrznych gromadzą, zapisują, zestawiają, analizują i dokumentują dane z monitorowania, w tym założenia, dane referencyjne, dane dotyczące działalności i współczynniki obliczeniowe, w przejrzysty sposób umożliwiający weryfikatorowi i właściwym organom odtworzenie sposobu określenia wielkości emisji.

3. [42] Operatorzy statków powietrznych gromadzą, zapisują, zestawiają, analizują i dokumentują dane z monitorowania, w tym założenia, dane referencyjne, dane dotyczące działalności i współczynniki obliczeniowe, w przejrzysty sposób umożliwiający weryfikatorowi i właściwym organom odtworzenie sposobu określenia skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych na lot.

Artykuł 7

Dokładność

Prowadzący instalacje i operatorzy statków powietrznych zapewniają, aby sposób określania wielkości emisji nie dawał wyników systematycznie ani celowo niedokładnych.

W miarę możliwości identyfikują i ograniczają wszelkie źródła niedokładności.

Dochowują należytej staranności w celu zagwarantowania, że obliczenia i pomiary emisji wykazują najwyższy osiągalny stopień dokładności.

Artykuł 8

[43] Operatorzy instalacji i operatorzy statków powietrznych umożliwiają uzyskanie wystarczającej pewności w odniesieniu do rzetelności zgłaszanych danych dotyczących emisji i skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych. Określają wielkość emisji i skutki innych niż CO₂ emisji lotniczych z zastosowaniem właściwych metod monitorowania określonych w niniejszym rozporządzeniu.

Zgłaszane dane dotyczące emisji i skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych oraz inne przedstawiane w związku z nimi dane nie mogą zawierać żadnych istotnych nieprawidłowości, jak określono w art. 3 ust. 6 rozporządzenia wykonawczego Komisji (UE) 2018/2067 (¹¹), cechować się stronniczością w doborze i sposobie prezentacji informacji oraz muszą zapewniać wiarygodny i wyważony wykaz emisji z danej instalacji lub pochodzących od danego operatora statku powietrznego i skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych.

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

Artykuł 9

Stałe doskonalenie

Prowadzący instalacje i operatorzy statków powietrznych uwzględniają zalecenia zawarte w sprawozdaniach z weryfikacji sporządzonych zgodnie z art. 15 dyrektywy 2003/87/WE w prowadzonych potem działaniach związanych z monitorowaniem i raportowaniem.

Artykuł 10

Koordynacja

Jeśli państwo członkowskie wyznacza więcej niż jeden właściwy organ zgodnie z art. 18 dyrektywy 2003/87/WE, wówczas koordynuje ono prace takich organów prowadzone zgodnie z niniejszym rozporządzeniem.

ROZDZIAŁ II

PLAN MONITOROWANIA

SEKCJA 1

Przepisy ogólne

Artykuł 11

Obowiązek ogólny

1. Każdy operator instalacji lub operator statku powietrznego monitoruje emisje gazów cieplarnianych i skutki innych niż CO₂ emisji lotniczych na podstawie planu monitorowania zatwierdzonego przez właściwy organ zgodnie z art. 12 niniejszego rozporządzenia, uwzględniającego charakter i sposób funkcjonowania instalacji lub działań lotniczych, do których ma on zastosowanie. [44]

Plan monitorowania uzupełniają pisemne procedury, które prowadzący instalację lub operator statku powietrznego ustanawia, dokumentuje, wdraża i utrzymuje do celów działań prowadzonych w ramach planu monitorowania, stosownie do sytuacji.

2. Plan monitorowania, o którym mowa w ust. 1, zawiera podane w sposób prosty i logiczny instrukcje dla prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego, zapobiegając powielaniu działań i uwzględniając istniejące systemy stosowane w danej instalacji lub przez danego operatora statku powietrznego.

Artykuł 12

Zawartość planu monitorowania i jego przedłożenie

1. Każdy prowadzący instalację lub operator statku powietrznego przedkłada właściwemu organowi do zatwierdzenia plan monitorowania.

Plan monitorowania obejmuje szczegółową, pełną i przejrzystą dokumentację metodyki monitorowania konkretnej instalacji lub konkretnego operatora statku powietrznego i zawiera co najmniej elementy określone w załączniku I.

Wraz z planem monitorowania prowadzący instalację lub operator statku powietrznego przedkłada następujące dokumenty uzupełniające:

a) w przypadku instalacji - dowody dotyczące każdego głównego i pomniejszego strumienia materiałów wsadowych wykazujące zgodność z progami niepewności dla danych dotyczących działalności i współczynników obliczeniowych, w stosownych przypadkach, dla stosowanych poziomów dokładności określonych w załącznikach II i IV oraz dowody dotyczące każdego źródła emisji wykazujące zgodność z progami niepewności, w stosownych przypadkach, dla stosowanych poziomów dokładności określonych w załączniku VIII;

b) wyniki oceny ryzyka, dowodzące, że proponowane działania kontrolne i procedury w zakresie działań kontrolnych są współmierne do zidentyfikowanego ryzyka nieodłącznego i ryzyka zawodności systemów kontroli wewnętrznej.

2. Jeśli załącznik I zawiera odniesienie do procedury, prowadzący instalację lub operator statku powietrznego ustanawia, dokumentuje, wdraża i utrzymuje taką procedurę oddzielnie od planu monitorowania.

Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego streszcza procedury w planie monitorowania, podając następujące informacje:

a) tytuł procedury;

b) identyfikowalne i weryfikowalne odniesienie umożliwiające identyfikację procedury;

c) identyfikację stanowiska lub wydziału odpowiedzialnego za wdrożenie procedury oraz za dane pozyskane za pomocą procedury lub zarządzane z jej zastosowaniem;

d) krótki opis procedury umożliwiający prowadzącemu instalację lub operatorowi statku powietrznego, właściwemu organowi i weryfikatorowi zrozumienie podstawowych parametrów i wykonywanych czynności;

e) lokalizację odnośnych rejestrów i informacji;

f) w stosownych przypadkach nazwę używanego systemu komputerowego;

g) w stosownych przypadkach wykaz norm EN lub innych zastosowanych norm.

Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego sporządza wszelką pisemną dokumentację procedur, którą na żądanie udostępnia właściwemu organowi. Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego udostępnia ją również do celów weryfikacji zgodnie z rozporządzeniem wykonawczym (UE) 2018/2067.

3. (uchylony)

Artykuł 13

Znormalizowane i uproszczone plany monitorowania

1. Państwa członkowskie mogą zezwolić prowadzącym instalacje i operatorom statków powietrznych na stosowanie znormalizowanych lub uproszczonych planów monitorowania, bez uszczerbku dla art. 12 ust. 3.

W tym celu państwa członkowskie mogą publikować formularze planu monitorowania, w tym opis procedur przepływu danych i kontroli, o których mowa w art. 58 i 59, na podstawie formularzy i wytycznych publikowanych przez Komisję.

2. Przed zatwierdzeniem jakiegokolwiek uproszczonego planu monitorowania, o którym mowa w ust. 1, właściwy organ przeprowadza uproszczoną ocenę ryzyka, aby ustalić, czy proponowane działania kontrolne oraz procedury odnoszące się do działań kontrolnych są współmierne do zidentyfikowanego ryzyka nieodłącznego i ryzyka zawodności systemów kontroli wewnętrznej oraz uzasadniają zastosowanie takiego uproszczonego planu monitorowania.

W stosownych przypadkach państwa członkowskie mogą wymagać przeprowadzenia oceny ryzyka zgodnie z poprzednim akapitem przez samego prowadzącego instalacje lub operatora statku powietrznego.

Artykuł 14

Zmiany planu monitorowania

1. Każdy prowadzący instalację lub operator statku powietrznego regularnie sprawdza, czy plan monitorowania odzwierciedla charakter i funkcjonowanie instalacji lub działania lotniczego zgodnie z art. 7 dyrektywy 2003/87/WE, a także czy możliwe jest udoskonalenie metodyki monitorowania.

2. Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego zmienia plan monitorowania przynajmniej w każdej z następujących sytuacji:

a) wystąpienia nowych emisji spowodowanych prowadzeniem nowych rodzajów działalności lub użyciem nowych paliw bądź materiałów, nieuwzględnionych jeszcze w planie monitorowania;

aa) [45] skutki innych niż CO₂ emisji lotniczych występują w związku z prowadzeniem nowych rodzajów działań;

b) zmiany dostępności danych spowodowanej użyciem nowych typów przyrządów pomiarowych, metod pobierania próbek lub metod analitycznych bądź innymi przyczynami, prowadzącej do większej dokładności w wyznaczaniu wielkości emisji;

c) stwierdzenia nieprawidłowości danych uzyskanych przy zastosowaniu dotychczasowej metodyki monitorowania;

d) zmiany w planie monitorowania skutkującej poprawą dokładności zgłaszanych danych, chyba że nie jest to technicznie wykonalne lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów;

e) plan monitorowania nie jest zgodny z wymogami niniejszego rozporządzenia, a właściwy organ zażądał od prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego wprowadzenia zmian w takim planie;

f) konieczna jest odpowiedź na sugestie dotyczące udoskonaleń planu monitorowania zawarte w sprawozdaniu z weryfikacji.

Artykuł 15

Zatwierdzanie zmian planu monitorowania

1. Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego bezzwłocznie powiadamia właściwy organ o wszelkich propozycjach zmian planu monitorowania.

Właściwy organ może jednak zezwolić prowadzącemu instalację lub operatorowi statku powietrznego na powiadamianie o zmianach planu monitorowania niebędących istotnymi zmianami w rozumieniu ust. 3 i 4 do dnia 31 grudnia tego samego roku.

2. Każda istotna zmiana planu monitorowania w rozumieniu ust. 3 i 4 podlega zatwierdzeniu przez właściwy organ.

Jeśli właściwy organ uzna, że zmiana nie jest istotna, bezzwłocznie informuje o tym prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego.

3. Istotne zmiany w planie monitorowania instalacji obejmują:

a) zmiany kategorii instalacji, jeśli zmiany te wymagają zmiany metodyki monitorowania lub prowadzą do zmiany mającego zastosowanie poziomu istotności zgodnie z art. 23 rozporządzenia wykonawczego (UE) 2018/2067;

b) niezależnie od przepisów art. 47 ust. 8 zmiany dotyczące statusu instalacji jako „instalacji o niskim poziomie emisji"

c) zmiany źródeł emisji;

d) zastąpienie metodyki wyznaczania wielkości emisji opartej na obliczeniach metodyką opartą na pomiarach lub odwrotnie, albo zastąpienie metodyki rezerwowej metodyką opartą na poziomach dokładności lub odwrotnie;

e) zmianę stosowanego poziomu dokładności;

f) wprowadzenie nowych strumieni materiałów wsadowych;

g) zmianę kategoryzacji strumieni materiałów wsadowych - między kategoriami strumieni materiałów wsadowych głównych, pomniejszych lub de minimis, w przypadku gdy taka zmiana wymaga zmiany metodyki monitorowania;

h) zmianę domyślnej wartości współczynnika obliczeniowego, jeśli wartość ma być określona w planie monitorowania;

i) wprowadzenie nowych metod lub zmian w istniejących metodach dotyczących pobierania próbek, analizy lub kalibracji, jeśli ma to bezpośredni wpływ na dokładność danych dotyczących emisji;

j) wdrożenie lub przyjęcie metodyki określania ilościowego w odniesieniu do emisji z wycieku w składowiskach.

4. Istotne modyfikacje w planach monitorowania operatora statku powietrznego obejmują: [46]

a) w odniesieniu do emisji: [47]

(i) zmianę wartości współczynników emisji określonych w planie monitorowania;

(ii) zmianę metod obliczeniowych określonych w załączniku III lub przejście od stosowania metody obliczeniowej do metody szacowania zgodnie z art. 5 5 ust. 2 lub odwrotnie;

(iii) wprowadzenie nowych strumieni materiałów wsadowych;

(iv) [48] zmiany w statusie operatora statku powietrznego jako małego podmiotu uczestniczącego w systemie w rozumieniu art. 55 ust. 1 niniejszego rozporządzenia lub czy operator statku powietrznego zamierza skorzystać z uproszczeń przewidzianych w art. 28a ust. 4 dyrektywy 2003/87/WE,

b) (uchylona)

b) [49] w odniesieniu do skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych:

(i) zmianę wybranej metody obliczania CO₂(e), jak określono w art. 56a ust. 4 niniejszego rozporządzenia, w szczególności pod względem narzędzi informatycznych do stosowania modeli obliczania CO₂(e);

(ii) zmiany w statusie operatora statku powietrznego jako małego podmiotu uczestniczącego w systemie w rozumieniu art. 55 ust. 1 niniejszego rozporządzenia.

Artykuł 16

Wdrażanie i rejestracja zmian

1. Przed otrzymaniem zatwierdzenia lub informacji zgodnie z art. 15 ust. 2 prowadzący instalację lub operator statku powietrznego może prowadzić monitorowanie i raportowanie, stosując zmodyfikowany plan monitorowania, jeśli może w sposób uzasadniony założyć, że proponowane zmiany nie są istotne lub monitorowanie prowadzone zgodnie z pierwotnym planem monitorowania skutkowałoby pozyskaniem niekompletnych danych dotyczących emisji.

W razie wątpliwości prowadzący instalację lub operator statku powietrznego stosuje równolegle zarówno zmieniony, jak i pierwotny plan monitorowania w celu przeprowadzenia wszystkich działań w zakresie monitorowania i raportowania zgodnie z obydwoma planami, oraz przechowuje zapisy obu wyników monitorowania.

2. Po otrzymaniu zatwierdzenia lub informacji zgodnie z art. 15 ust. 2 prowadzący instalację lub operator statku powietrznego wykorzystuje tylko dane odnoszące się do zmodyfikowanego planu monitorowania i prowadzi wszystkie działania w zakresie monitorowania i raportowania tylko na podstawie zmodyfikowanego planu monitorowania od daty, od której ma zastosowanie aktualna wersja planu monitorowania.3. Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego prowadzi rejestr wszystkich zmian planu monitorowania. Każdy wpis w rejestrze zawiera:

a) przejrzysty opis zmiany;

b) uzasadnienie zmiany;

c) termin powiadomienia właściwego organu o zmianie zgodnie z art. 15 ust. 1;

d) datę potwierdzenia przez właściwy organ odbioru powiadomienia, o którym mowa w art. 15 ust. 1, o ile jest dostępna, oraz termin zatwierdzenia lub poinformowania, o których mowa w art. 15 ust. 2;

e) datę rozpoczęcia wdrażania zmodyfikowanego planu monitorowania zgodnie z ust. 2 niniejszego artykułu.

SEKCJA 2

Techniczna wykonalność i nieracjonalne koszty

Artykuł 17

Techniczna wykonalność

W przypadku gdy prowadzący instalację lub operator statku powietrznego twierdzi, że stosowanie określonej metodyki monitorowania nie jest technicznie wykonalne, właściwy organ ocenia techniczną wykonalność, uwzględniając uzasadnienie przedstawione przez prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego. Takie uzasadnienie odnosi się do posiadania przez prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego zasobów technicznych mogących zaspokoić potrzeby proponowanego systemu lub wymogu, który można wdrożyć w wymaganym czasie do celów niniejszego rozporządzenia. Takie zasoby techniczne obejmują dostępność niezbędnych technik i technologii.

Artykuł 18

Nieracjonalne koszty

1. W przypadku gdy prowadzący instalację lub operator statku powietrznego twierdzi, że stosowanie określonej metodyki monitorowania prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów, właściwy organ ocenia, czy koszty są nieracjonalne, uwzględniając uzasadnienie przedstawione przez prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego.

Właściwy organ uznaje koszty za nieracjonalne, jeśli ich szacowana wielkość przewyższa korzyści. W tym celu korzyści oblicza się, mnożąc współczynnik udoskonalenia przez cenę referencyjną wynoszącą 80 EUR za jedno uprawnienie, a koszty uwzględniają odpowiedni okres amortyzacji w oparciu o ekonomiczną użyteczność urządzenia.

2. Oceniając nieracjonalny charakter kosztów w odniesieniu do wyboru przez prowadzącego instalację poziomów dokładności dla danych dotyczących działalności, właściwy organ stosuje jako współczynnik udoskonalenia, o którym mowa w ust. 1, różnicę między aktualnie osiągniętą wartością niepewności a progiem niepewności poziomu dokładności, który zostałby osiągnięty, mnożąc poprawę przez średnią roczną wielkość emisji spowodowanych przez dany strumień materiałów wsadowych w ciągu ostatnich trzech lat.

W przypadku braku takich danych o średniej rocznej wielkości emisji spowodowanych przez taki strumień materiałów wsadowych w ciągu ostatnich trzech lat, prowadzący instalację lub operator statku powietrznego przedstawia zachowawcze oszacowanie średniej rocznej wielkości emisji, z wyłączeniem CO₂ pochodzącego z węgla o współczynniku zero [50] i przed odjęciem przenoszonego CO₂. W przypadku przyrządów pomiarowych objętych krajową prawną kontrolą metrologiczną, aktualnie osiągniętą wartość niepewności można zastąpić największym dopuszczalnym błędem w użytkowaniu, dopuszczonym właściwymi przepisami krajowymi.

Do celów niniejszego ustępu stosuje się art. 38 ust. 5, pod warunkiem że prowadzący instalację ma dostęp do odpowiednich informacji na temat kryteriów zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych z biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy wykorzystywanych do spalania.

3. Oceniając nieracjonalny charakter kosztów w odniesieniu do środków podnoszących jakość zgłaszanych danych dotyczących emisji, niemających jednak bezpośredniego wpływu na dokładność danych dotyczących działalności, właściwy organ stosuje współczynnik udoskonalenia równy 1 % średniej rocznej wielkości emisji z odnośnych strumieni materiałów wsadowych w ciągu trzech ostatnich okresów sprawozdawczych. Takie środki mogą obejmować:

a) przejście od wartości domyślnych do analiz w celu wyznaczania współczynników obliczeniowych;

b) zwiększenie liczby analiz przypadającej na strumień materiałów wsadowych;

c) jeśli określone zadanie pomiarowe nie podlega krajowej prawnej kontroli metrologicznej - zastąpienie przyrządów pomiarowych przyrządami zgodnymi z odpowiednimi wymogami prawnej kontroli metrologicznej państwa członkowskiego dotyczącymi podobnych zastosowań bądź przyrządami pomiarowymi zgodnymi z przepisami krajowymi przyjętymi na mocy dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/31/UE (¹²) lub dyrektywy 2014/32/UE;

d) zwiększenie częstotliwości kalibracji i konserwacji przyrządów pomiarowych;

e) usprawnienie działań w zakresie przepływu danych i kontroli, znacznie ograniczających ryzyko nieodłączne lub ryzyko zawodności systemów kontroli wewnętrznej.

4. Środków dotyczących udoskonalenia metodyki monitorowania instalacji nie uważa się za prowadzące do nieracjonalnych kosztów do czasu osiągnięcia łącznej kwoty 4 000 EUR na okres sprawozdawczy. W przypadku instalacji o niskim poziomie emisji ten próg wynosi 1 000 EUR na okres sprawozdawczy.

ROZDZIAŁ III

MONITOROWANIE EMISJI Z INSTALACJI

SEKCJA 1

Przepisy ogólne

Artykuł 19

Kategoryzacja instalacji, strumieni materiałów wsadowych i źródeł emisji

1. Do celów monitorowania emisji i określania minimalnych wymogów dotyczących poziomów dokładności każdy prowadzący instalację określa kategorię własnej instalacji zgodnie z ust. 2 oraz, w stosownych przypadkach, każdego strumienia materiałów wsadowych zgodnie z ust. 3 i każdego źródła emisji zgodnie z ust. 4.

2. Prowadzący instalację klasyfikuje każdą instalację jako należącą do jednej z następujących kategorii:

a) instalacja kategorii A - jeśli średnie zweryfikowane emisje roczne w okresie rozliczeniowym bezpośrednio poprzedzającym aktualny okres rozliczeniowy, bez uwzględniania CO₂ pochodzącego z węgla o współczynniku zero [51] i przed odjęciem przenoszonego CO₂, wynosiły 50 000 ton CO_2(e) lub mniej;

b) instalacja kategorii B - jeśli średnie zweryfikowane emisje roczne w okresie rozliczeniowym bezpośrednio poprzedzającym aktualny okres rozliczeniowy, bez uwzględniania CO₂ pochodzącego z węgla o współczynniku zero [52] i przed odjęciem przenoszonego CO₂, wynosiły ponad 50 000 ton CO_2(e) oraz 500 000 ton CO_2(e)lub mniej;

c) instalacja kategorii C - jeśli średnie zweryfikowane emisje roczne w okresie rozliczeniowym bezpośrednio poprzedzającym aktualny okres rozliczeniowy, bez uwzględniania CO₂ pochodzącego z węgla o współczynniku zero [53] i przed odjęciem przenoszonego CO₂, wynosiły ponad 500 000 ton CO_2(e).

Na zasadzie odstępstwa od art. 14 ust. 2 właściwy organ może zezwolić prowadzącemu instalację, aby nie zmieniał planu monitorowania, jeżeli na podstawie zweryfikowanych emisji próg na potrzeby klasyfikacji instalacji, o której to klasyfikacji mowa w akapicie pierwszym, został przekroczony, ale prowadzący instalację wykazał w sposób wymagany przez właściwy organ, że próg ten nie został przekroczony w ciągu ostatnich pięciu okresów sprawozdawczych ani nie zostanie przekroczony w kolejnych okresach sprawozdawczych.

3. Prowadzący instalację klasyfikuje każdy strumień materiałów wsadowych jako należący do jednej z następujących kategorii, porównując strumień z sumą wszystkich bezwzględnych wartości kopalnego CO₂ i CO_2(e) odpowiadającego wszystkim strumieniom materiałów wsadowych uwzględnianym przez metody oparte na obliczeniach oraz z sumą wszystkich emisji ze źródeł emisji monitorowanych z zastosowaniem metod opartych na pomiarach, przed odjęciem przenoszonego CO₂:

a) pomniejszych strumieni materiałów wsadowych - jeśli strumienie materiałów wsadowych wybrane przez prowadzącego instalację łącznie odpowiadają mniej niż 5 000 ton kopalnego CO₂ rocznie lub mniej niż 10 %, do maksymalnej łącznej wielkości wynoszącej 100 000 ton kopalnego CO₂ rocznie, przy czym pod uwagę bierze się wielkość większą w ujęciu bezwzględnym;

b) strumieni materiałów wsadowych de minimis - jeśli strumienie materiałów wsadowych wybrane przez prowadzącego instalację łącznie odpowiadają mniej niż 1 000 ton kopalnego CO₂ rocznie lub mniej niż 2 %, do maksymalnej łącznej wielkości wynoszącej 20 000 ton kopalnego CO₂ rocznie, przy czym pod uwagę bierze się wielkość większą w ujęciu bezwzględnym;

c) głównych strumieni materiałów wsadowych - jeśli strumienie materiałów wsadowych nie należą do żadnej z kategorii, o których mowa w lit. a) i b).

Na zasadzie odstępstwa od art. 14 ust. 2 właściwy organ może zezwolić prowadzącemu instalację, aby nie zmieniał planu monitorowania, jeżeli na podstawie zweryfikowanych emisji próg na potrzeby klasyfikacji strumienia materiałów wsadowych jako pomniejszego strumienia materiałów wsadowych lub strumienia de minimis, o której to klasyfikacji mowa w akapicie pierwszym, został przekroczony, ale prowadzący instalację wykazał w sposób wymagany przez właściwy organ, że próg ten nie został przekroczony w ciągu ostatnich pięciu okresów sprawozdawczych ani nie zostanie przekroczony w kolejnych okresach sprawozdawczych.

4. Prowadzący instalację klasyfikuje każde źródło emisji, w przypadku którego stosowana jest metodyka oparta na pomiarach, do jednej z następujących kategorii:

a) pomniejszych źródeł emisji - jeśli źródło emisji emituje mniej niż 5 000 ton kopalnego CO_2(e) rocznie lub mniej niż 10 % łącznych emisji instalacji pochodzących z paliw kopalnych, do maksymalnej łącznej wielkości wynoszącej 100 000 ton kopalnego CO_2(e) rocznie, przy czym pod uwagę bierze się wielkość większą w ujęciu bezwzględnym;

b) głównych źródeł emisji - jeśli źródło emisji nie kwalifikuje się jako pomniejsze źródło emisji.

Na zasadzie odstępstwa od art. 14 ust. 2 właściwy organ może zezwolić prowadzącemu instalację, aby nie zmieniał planu monitorowania, jeżeli na podstawie zweryfikowanych emisji próg na potrzeby klasyfikacji źródła emisji jako pomniejszego źródła emisji, o której to klasyfikacji mowa w akapicie pierwszym, został przekroczony, ale prowadzący instalację wykazał w sposób wymagany przez właściwy organ, że próg ten nie został przekroczony w ciągu ostatnich pięciu okresów sprawozdawczych ani nie zostanie przekroczony w kolejnych okresach sprawozdawczych.

5. Jeśli średnie zweryfikowane emisje roczne z danej instalacji w okresie rozliczeniowym bezpośrednio poprzedzającym aktualny okres rozliczeniowy nie są znane lub nie odzwierciedlają już wystarczająco panującego stanu do celów ust. 2, w celu określenia kategorii instalacji prowadzący instalację wykorzystuje zachowawcze oszacowanie średnich emisji rocznych, z wyłączeniem CO₂ pochodzącego z węgla o współczynniku zero [54] i przed odjęciem przenoszonego CO₂.

6. [55] (uchylony)

Artykuł 20

Granice monitorowania

1. Prowadzący instalacje definiują granice monitorowania dla każdej instalacji.

W tych granicach prowadzący instalację uwzględnia wszystkie odpowiednie emisje gazów cieplarnianych pochodzące ze wszystkich źródeł emisji i strumieni materiałów wsadowych należących do rodzajów działań prowadzonych w instalacji i wymienionych w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE oraz z rodzajów działań i gazów cieplarnianych włączonych przez państwo członkowskie, w którym znajduje się instalacja, zgodnie z art. 24 wspomnianej dyrektywy.

Prowadzący instalację uwzględnia zarówno emisje z normalnego trybu działalności, jak i z wydarzeń nietypowych, włącznie z rozruchem i wyłączeniem instalacji oraz sytuacjami awaryjnymi w okresie sprawozdawczym, z wyjątkiem emisji z ruchomych maszyn służących do celów transportu.

2. Definiując proces monitorowania i raportowania, prowadzący instalację uwzględnia wymogi dotyczące poszczególnych sektorów określone w załączniku IV.

3. W przypadku stwierdzenia wycieków z kompleksu składowania w rozumieniu dyrektywy 2009/31/WE prowadzących do emisji lub uwolnienia CO₂ do słupa wody, traktuje się je jako źródła emisji z odnośnej instalacji oraz monitoruje zgodnie z sekcją 23 załącznika IV do niniejszego rozporządzenia.

Właściwy organ może dopuścić wykluczenie wycieku jako źródła emisji z procesu monitorowania i raportowania, jeżeli zostaną podjęte działania naprawcze na mocy art. 16 dyrektywy 2009/31/WE, a emisje lub uwolnienie do słupa wody z takiego wycieku nie są już wykrywalne.

Artykuł 21

Wybór metodyki monitorowania

1. Do celów monitorowania emisji z instalacji prowadzący instalację decyduje się na stosowanie metodyki opartej na obliczeniach lub metodyki opartej na pomiarach, z zastrzeżeniem przepisów szczegółowych niniejszego rozporządzenia.

Metodyka oparta na obliczeniach polega na wyznaczaniu wielkości emisji ze strumieni materiałów wsadowych na podstawie danych dotyczących działalności uzyskanych za pomocą systemów pomiarowych oraz na podstawie dodatkowych parametrów uzyskanych z analiz laboratoryjnych lub wartości domyślnych. Metodykę opartą na obliczeniach można wdrażać w postaci metodyki standardowej, o której mowa w art. 24, lub w postaci metodyki bilansu masowego, o której mowa w art. 25.

Metodyka oparta na pomiarach polega na wyznaczaniu wielkości emisji ze źródeł emisji za pomocą ciągłego pomiaru stężenia odnośnego gazu cieplarnianego w spalinach oraz przepływu spalin, łącznie z monitorowaniem przenoszenia CO₂ między instalacjami, przy czym dokonuje się pomiarów stężenia CO₂ i przepływu przenoszonego gazu.

Jeśli stosuje się metodykę opartą na obliczeniach, prowadzący instalację określa w planie monitorowania w odniesieniu do każdego strumienia materiałów wsadowych, czy stosuje się metodykę standardową, czy metodykę bilansu masowego, z podaniem odpowiednich poziomów dokładności zgodnie z załącznikiem II.

2. Z zastrzeżeniem zgody właściwego organu prowadzący instalację może połączyć metodykę standardową, metodykę bilansu masowego i metodykę opartą na pomiarach w odniesieniu do różnych źródeł emisji i strumieni materiałów wsadowych należących do jednej instalacji, pod warunkiem że nie wystąpią luki ani nie dojdzie do podwójnego liczenia emisji.

3. W przypadku gdy wymogi sektorowe określone w załączniku IV wymagają zastosowania szczególnej metodyki monitorowania, prowadzący instalację stosuje tę metodykę lub metodykę opartą na pomiarach. Prowadzący instalację może wybrać inną metodykę tylko wtedy, gdy przedstawi właściwemu organowi dowody na to, że zastosowanie wymaganej metodyki nie jest technicznie wykonalne lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów, lub że alternatywna metodyka zapewnia większą całkowitą dokładność danych dotyczących emisji.

Artykuł 22

Metodyka monitorowania, która nie opiera się na poziomach dokładności

Na zasadzie odstępstwa od art. 21 ust. 1, w odniesieniu do wybranych strumieni materiałów wsadowych lub źródeł emisji prowadzący instalację może stosować metodykę monitorowania, która nie opiera się na poziomach dokładności (dalej zwaną „metodyką rezerwową"), pod warunkiem spełnienia wszystkich następujących warunków:

a) zastosowanie co najmniej poziomu dokładności 1 w ramach metodyki opartej na obliczeniach w odniesieniu do jednego głównego lub pomniejszego strumienia materiałów wsadowych albo większej liczby takich strumieni oraz metodyki opartej na pomiarach w odniesieniu do co najmniej jednego źródła emisji związanego z tymi samymi strumieniami materiałów wsadowych nie jest technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów;

b) prowadzący instalację co roku ocenia i określa liczbowo niepewności wszystkich parametrów stosowanych do wyznaczenia rocznej wielkości emisji zgodnie z wytyczną ISO dotyczącą wyrażania niepewności pomiarowych (JCGM 100:2008) lub z inną równoważną, uznaną na całym świecie normą i uwzględnia wyniki w rocznym raporcie na temat wielkości emisji;

c) prowadzący instalację wykazuje w sposób wymagany przez właściwy organ, że w razie zastosowania takiej rezerwowej metodyki monitorowania progi całkowitej niepewności w odniesieniu do rocznego poziomu emisji gazów cieplarnianych dotyczącego całej instalacji nie przekraczaj+/- 7,5 % w przypadku instalacji kategorii A, 5,0 % w przypadku instalacji kategorii B oraz 2,5 % w przypadku instalacji kategorii C.

Artykuł 23

Tymczasowe zmiany w metodyce monitorowania

1. Jeżeli z przyczyn technicznych stosowanie planu monitorowania zatwierdzonego przez właściwy organ jest tymczasowo niemożliwe, prowadzący instalację, którego to dotyczy, stosuje najwyższy możliwy do osiągnięcia poziom dokładności lub podejście zachowawcze nieuwzględniające poziomów dokładności jeśli ich stosowanie jest niemożliwe, do momentu przywrócenia warunków umożliwiających stosowanie poziomu dokładności zatwierdzonego w planie monitorowania.

Prowadzący instalację podejmuje wszelkie środki niezbędne do jak najszybszego wznowienia stosowania planu monitorowania zatwierdzonego przez właściwy organ.

2. Prowadzący instalację, którego to dotyczy, bezzwłocznie zgłasza właściwemu organowi tymczasową zmianę w metodyce monitorowania, o której mowa w ust. 1, podając:

a) powody odstąpienia od planu monitorowania zatwierdzonego przez właściwy organ;

b) szczegółowe informacje o przejściowej metodyce monitorowania stosowanej przez prowadzącego instalację do wyznaczania wielkości emisji do czasu przywrócenia warunków umożliwiających stosowanie planu monitorowania zatwierdzonego przez właściwy organ;

c) środki podjęte przez prowadzącego instalację w celu przywrócenia warunków umożliwiających stosowanie planu monitorowania zatwierdzonego przez właściwy organ;

d) przewidywany termin, w którym zostanie wznowione stosowanie planu monitorowania zatwierdzonego przez właściwy organ.

SEKCJA 2

Metodyka oparta na obliczeniach

Podsekcja 1

Przepisy ogólne

Artykuł 24

Obliczanie wielkości emisji z zastosowaniem metodyki standardowej

1. [56] Zgodnie z metodyką standardową operator oblicza wielkość emisji pochodzących ze spalania na każdy strumień materiałów wsadowych, mnożąc dane dotyczące działalności związane z ilością spalonego paliwa wyrażoną w teradżulach na podstawie wartości opałowej (NCV) przez odpowiedni współczynnik emisji wyrażony w tonach CO₂ na teradżul (t CO₂/TJ) zgodnie z zastosowaniem NCV, a także przez odpowiedni współczynnik utleniania.

1a. [57] Do celów raportowania pozycji uzupełniających w odniesieniu do każdego strumienia spalanych materiałów wsadowych i paliw wykorzystywanych jako wsad do procesu operator oblicza również następujące parametry zdefiniowane w tych obliczeniach:

(i) całkowitą wstępną emisję oblicza się, mnożąc wartość danych dotyczących działalności związanych z ilością spalonego paliwa wyrażoną w tonach lub normalnych metrach sześciennych przez odpowiedni wstępny współczynnik emisji i odpowiedni współczynnik utleniania;

(ii) emisje z biomasy oblicza się, mnożąc całkowite emisje wstępne przez frakcję biomasy;

(iii) emisje z biomasy o współczynniku zero oblicza się, mnożąc całkowite emisje wstępne przez frakcję biomasy o współczynniku zero;

(iv) emisje z RFNBO, RCF lub syntetycznych paliw niskoemisyjnych oblicza się, mnożąc całkowite emisje wstępne przez frakcję RFNBO lub RCF lub syntetyczną frakcją niskoemisyjną;

(v) emisje z RFNBO, RCF lub syntetycznych paliw niskoemisyjnych o współczynniku zero oblicza się, mnożąc całkowite emisje wstępne przez frakcję RFNBO lub RCF o współczynniku zero lub syntetyczną frakcję niskoemisyjną o współczynniku zero.

2. Prowadzący instalację wyznacza wielkość emisji z procesów technologicznych na strumień materiałów wsadowych, mnożąc wartość danych dotyczących działalności związanych ze zużyciem materiału, wielkością przerobu instalacji lub wielkością produkcji, wyrażoną w tonach lub w normalnych metrach sześciennych, przez odpowiedni współczynnik emisji, wyrażony w t CO₂/t lub t CO₂/Nm³, oraz odpowiedni współczynnik konwersji.

2a. [58] Do celów raportowania pozycji uzupełniających w odniesieniu do każdego strumienia materiałów wsadowych związanych z emisjami z procesów technologicznych operator oblicza również następujące parametry zdefiniowane w tych obliczeniach:

(i) całkowitą wstępną emisję oblicza się, mnożąc wartość danych dotyczących działalności związanych ze zużyciem materiału, wielkością przerobu instalacji lub wielkością produkcji, wyrażoną w tonach lub w normalnych metrach sześciennych, przez odpowiedni współczynnik emisji, wyrażony w t CO2/t lub t CO2/Nm3, oraz odpowiedni współczynnik konwersji;

(ii) emisje z biomasy oblicza się, mnożąc całkowite emisje wstępne przez odpowiednią frakcję biomasy;

(iii) emisje z biomasy o współczynniku zero oblicza się, mnożąc całkowite emisje wstępne przez odpowiednią frakcję biomasy o współczynniku zero.

3. Jeśli współczynnik emisji poziomu dokładności 1 lub poziomu dokładności 2 uwzględnia już wpływ niepełnych reakcji chemicznych, współczynnik utleniania lub współczynnik konwersji określa się jako 1.

Artykuł 25

Obliczanie wielkości emisji z zastosowaniem metodyki bilansu masowego

1. [59] Zgodnie z metodyką bilansu masowego operator oblicza ilość CO₂ odpowiadającą każdemu strumieniowi materiałów wsadowych uwzględnionemu w bilansie masowym, mnożąc dane dotyczące działalności związane z ilością paliwa, materiału lub CO₂ przenoszonego, wchodzącego w granice bilansu masowego lub opuszczającego je, przez zawartość węgla pierwiastkowego w paliwie, materiale lub CO₂ przenoszonym, pomnożoną przez frakcję kopalną i przez 3,664 t CO₂/t C, zgodnie z sekcją 3 załącznika II do niniejszego rozporządzenia.

1a. [60] Do celów raportowania pozycji uzupełniających w odniesieniu do każdego strumienia materiałów wsadowych objętego bilansem masowym operator oblicza również następujące parametry zdefiniowane w tych obliczeniach:

(i) całkowitą wstępną ilość CO₂ oblicza się, mnożąc dane dotyczące działalności odnoszące się do ilości paliwa lub materiału wchodzącego w granice bilansu masowego lub opuszczającego je przez zawartość węgla pierwiastkowego w paliwie lub materiale i przez 3,664 t CO₂/t C;

(ii) ilość CO₂ odnoszącą się do biomasy oblicza się, mnożąc całkowitą wstępną ilość CO₂ przez frakcję biomasy;

(iii) ilość CO₂ odnoszącą się do biomasy o współczynniku zero oblicza się, mnożąc całkowitą wstępną ilość CO₂ przez frakcję biomasy o współczynniku zero;

(iv) w stosownych przypadkach ilość CO₂ odnoszącą się do RFNBO, RCF lub syntetycznych paliw niskoemisyjnych oblicza się, mnożąc całkowitą wstępną ilość CO₂ przez frakcję RFNBO lub RCF lub syntetyczną frakcję niskoemisyjną;

(v) w stosownych przypadkach ilość CO₂ odnoszącą się do RFNBO, RCF lub syntetycznych paliw niskoemisyjnych o współczynniku zero oblicza się, mnożąc całkowitą wstępną ilość CO₂ przez frakcję RFNBO lub RCF o współczynniku zero lub syntetyczną frakcję niskoemisyjną o współczynniku zero.

2. Niezależnie od przepisów art. 49 emisje z całego procesu objętego bilansem masowym stanowią sumę ilości CO₂ odpowiadających wszystkim strumieniom materiałów wsadowych objętym bilansem masowym. Ilość CO emitowanego do atmosfery oblicza się w bilansie masowym jako emisję molowo równoważnej ilości CO₂.

3. [61] W przypadku gdy operator stosuje bilans masowy zgodnie z niniejszym artykułem, a w materiałach wsadowych lub paliwach zawarty jest węgiel o współczynniku zero i materiały wyjściowe zawierają węgiel, operator przekazuje właściwemu organowi dane dotyczące frakcji o współczynniku zero w węglu zawartym w strumieniach wyjściowych. Operator przedstawia zatem dowody na to, że całkowita wielkość emisji z instalacji nie jest systematycznie niedoszacowana ze względu na zastosowaną metodykę monitorowania oraz że całkowita masa węgla odpowiadająca frakcji węgla o współczynniku zero zawartego w całym odnośnym materiale wyjściowym nie jest niższa niż całkowita masa frakcji węgla o współczynniku zero zawartego w materiałach wsadowych i paliwach.

Do celów akapitu pierwszego art. 39 ust. 3 i 4 ma zastosowanie do frakcji biomasy o współczynniku zero zawartej w biogazie i gazie ziemnym stosowanym jako wsad.

Artykuł 26

Właściwe poziomy dokładności

1. Definiując odpowiednie poziomy dokładności odnoszące się do głównych i pomniejszych strumieni materiałów wsadowych zgodnie z art. 21 ust. 1, w celu wyznaczenia wartości danych dotyczących działalności oraz każdego współczynnika obliczeniowego każdy prowadzący instalację stosuje następujące poziomy dokładności:

a) co najmniej poziomy dokładności wymienione w załączniku V, w przypadku instalacji należących do kategorii A lub jeśli wymagany jest współczynnik obliczeniowy odnoszący się do strumienia materiałów wsadowych stanowiącego znormalizowane paliwo handlowe;

b) w przypadkach innych niż te, o których mowa w lit. a), najwyższy poziom dokładności zdefiniowany w załączniku II.

W przypadku głównych strumieni materiałów wsadowych prowadzący instalację może jednak zastosować poziom dokładności niższy o jeden poziom niż wymagany zgodnie z akapitem pierwszym w przypadku instalacji kategorii C oraz niższy o maksymalnie dwa poziomy w przypadku instalacji kategorii A i B, przy czym musi zastosować co najmniej poziom dokładności 1, jeśli wykaże w sposób wymagany przez właściwy organ, że poziom dokładności wymagany zgodnie z akapitem pierwszym nie jest technicznie osiągalny lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów.

Właściwy organ może, w okresie przejściowym uzgodnionym z prowadzącym instalację, zezwolić mu na stosowanie w odniesieniu do głównych strumieni materiałów wsadowych niższych poziomów dokładności, niż te, o których mowa w akapicie drugim, przy czym musi być stosowany co najmniej poziom dokładności 1, pod warunkiem że:

a) prowadzący instalację wykaże w sposób wymagany przez właściwy organ, że poziom dokładności wymagany zgodnie z akapitem drugim nie jest technicznie osiągalny lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów; oraz

b) prowadzący instalację przedstawi plan udoskonaleń, wskazujący w jaki sposób i do kiedy zostanie osiągnięty co najmniej poziom dokładności wymagany na mocy akapitu drugiego.

2. W przypadku pomniejszych strumieni materiałów wsadowych prowadzący instalację może zastosować poziom dokładności niższy niż wymagany zgodnie z ust. 1 akapit pierwszy, przy czym musi być stosowany co najmniej poziom dokładności 1, jeżeli wykaże w sposób wymagany przez właściwy organ, że poziom dokładności wymagany zgodnie z ust. 1 akapit pierwszy nie jest technicznie osiągalny lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów.

3. W przypadku strumieni materiałów wsadowych de minimis prowadzący instalację może wyznaczać wartość danych dotyczących działalności oraz każdego współczynnika obliczeniowego, stosując zamiast poziomów dokładności zachowawcze oszacowania, chyba że zdefiniowany poziom dokładności można osiągnąć bez dodatkowego wysiłku.

4. W przypadku współczynnika utleniania i współczynnika konwersji prowadzący instalację stosuje co najmniej najniższe poziomy dokładności wymienione w załączniku II.

5. Jeśli właściwy organ zezwolił na zastosowanie współczynników emisji wyrażonych w t CO₂/t lub t CO₂/Nm³ w przypadku paliw, a także paliw wykorzystywanych jako wsad do procesu lub w bilansach masowych zgodnie z art. 25, wartość opałową można monitorować z zastosowaniem zachowawczego oszacowania zamiast poziomów dokładności, chyba że zdefiniowany poziom dokładności można osiągnąć bez dodatkowego wysiłku.

Podsekcja 2

Dane dotyczące działalności

Artykuł 27

Wyznaczanie wartości danych dotyczących działalności

1. Prowadzący instalację wyznacza wartość danych dotyczących działalności w odniesieniu do strumienia materiałów wsadowych w jeden z następujących sposobów:

a) na podstawie ciągłych pomiarów odnoszących się do procesu powodującego emisje;

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

2. Do celów ust. 1 lit. b) ilość paliwa lub materiału przetworzonego w okresie sprawozdawczym oblicza się jako ilość paliwa lub materiału otrzymaną w okresie sprawozdawczym pomniejszoną o ilość paliwa lub materiału wyprowadzoną z instalacji oraz powiększoną o ilość paliwa lub materiału, którą obejmują zapasy na początku okresu sprawozdawczego, i pomniejszoną o ilość paliwa lub materiału, którą obejmują zapasy na końcu okresu sprawozdawczego.

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

a) danych z poprzednich lat w korelacji z wielkością produkcji w okresie sprawozdawczym;

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

Gdy wyznaczenie wartości danych dotyczących działalności dla całego roku kalendarzowego nie jest technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów, prowadzący instalację może wybrać następny najbardziej odpowiedni dzień, który oddzieli dany rok sprawozdawczy od kolejnego i odpowiednio uzgodnić go z wymaganym rokiem kalendarzowym. Odchylenia występujące w przypadku jednego strumienia materiałów wsadowych lub większej liczby takich strumieni muszą być wyraźnie odnotowane, stanowiąc podstawę wartości reprezentatywnej dla roku kalendarzowego, a następnie muszą być spójnie uwzględnione w odniesieniu do następnego roku.

Artykuł 28

Systemy pomiarowe pod kontrolą prowadzącego instalację

1. Do celów wyznaczenia wartości danych dotyczących działalności zgodnie z art. 27 prowadzący instalację może wykorzystać wyniki pomiarów w oparciu o kontrolowane przez siebie systemy pomiarowe w instalacji, o ile spełnione zostaną wszystkie następujące warunki:

a) prowadzący instalację musi przeprowadzić ocenę niepewności oraz zapewnia osiągnięcie progu niepewności dla odpowiedniego poziomu dokładności;

b) prowadzący instalację musi zapewnić co najmniej raz w roku i po każdej kalibracji przyrządu pomiarowego, aby wyniki kalibracji pomnożone przez zachowawczy współczynnik korygujący zostały porównane z odpowiednimi progami niepewności. Zachowawczy współczynnik korygujący opiera się na odpowiednich szeregach czasowych poprzednich kalibracji tego przyrządu pomiarowego lub podobnych przyrządów pomiarowych, aby uwzględnić wpływ niepewności podczas użytkowania.

W przypadku przekroczenia progów poziomów dokładności zatwierdzonych zgodnie z art. 12 lub stwierdzenia, że urządzenia nie odpowiadają innym wymogom, prowadzący instalację bezzwłocznie podejmuje działania naprawcze oraz powiadamia o tym właściwy organ.

2. Prowadzący instalację przedstawia właściwemu organowi ocenę niepewności, o której mowa w ust. 1 lit. a), przy zgłaszaniu nowego planu monitorowania lub kiedy jest ona istotna w związku ze zmianą w zatwierdzonym planie monitorowania.

Taka ocena obejmuje określoną niepewność zastosowanych urządzeń pomiarowych, niepewność związaną z kalibracją oraz wszelką dodatkową niepewność związaną ze sposobem użycia przyrządów pomiarowych w praktyce. W ocenie niepewności uwzględnia się niepewność związaną ze zmianami w zapasach, jeśli w miejscach składowania można umieścić co najmniej 5 % zużywanej rocznie ilości rozpatrywanego paliwa lub materiału. Przeprowadzając ocenę, prowadzący instalację bierze pod uwagę fakt, że podane wartości służące do zdefiniowania progów niepewności poziomów dokładności w załączniku II odnoszą się do niepewności w całym okresie sprawozdawczym.

Prowadzący instalację może uprościć ocenę niepewności poprzez założenie, że największy dopuszczalny błąd określony dla użytkowanego przyrządu pomiarowego lub, jeśli jest niższa, niepewność uzyskaną poprzez pomnożenie wyników kalibracji przez zachowawczy współczynnik korygujący odzwierciedlający wpływ niepewności podczas użytkowania należy uznać za niepewność w całym okresie sprawozdawczym, zgodnie z definicjami poziomów dokładności w załączniku II, pod warunkiem zainstalowania przyrządów pomiarowych w środowisku odpowiadającym ich specyfikacjom użytkowym.

3. Niezależnie od przepisów ust. 2 właściwy organ może zezwolić prowadzącemu instalację na wykorzystanie wyników pomiarów w oparciu o kontrolowane przez siebie systemy pomiarowe w instalacji, jeśli prowadzący instalację przedstawi dowody potwierdzające, że stosowane przyrządy pomiarowe podlegają odpowiedniej krajowej prawnej kontroli metrologicznej.

W tym celu bez przedstawiania dodatkowych dowodów jako wartość niepewności można podać największy dopuszczalny błąd w użytkowaniu określony właściwymi przepisami krajowymi dotyczącymi prawnej kontroli metrologicznej w odniesieniu do odpowiedniego zadania pomiarowego.

Artykuł 29

Systemy pomiarowe poza kontrolą prowadzącego instalację

1. Jeśli z uproszczonej oceny niepewności wynika, że wykorzystanie systemów pomiarowych znajdujących się poza kontrolą prowadzącego instalację, w porównaniu z wykorzystaniem systemów kontrolowanych przez prowadzącego instalację zgodnie z art. 28, umożliwia prowadzącemu instalację osiągnięcie co najmniej tak wysokiego poziomu dokładności, zapewnia bardziej wiarygodne wyniki oraz jest mniej podatne na ryzyko zawodności systemów kontroli wewnętrznej, prowadzący instalację wyznacza wartość danych dotyczących działalności, wykorzystując systemy pomiarowe znajdujące się poza jego kontrolą.

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

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

b) bezpośrednie odczyty z takich systemów pomiarowych.

2. Prowadzący instalację zapewnia zgodność z właściwym poziomem dokładności zgodnie z art. 26.

W tym celu bez przedstawiania dodatkowych dowodów jako wartość niepewności można podać największy dopuszczalny błąd w użytkowaniu określony właściwymi przepisami dotyczącymi krajowej prawnej kontroli metrologicznej w odniesieniu do odpowiedniej transakcji handlowej.

Jeśli właściwe wymogi dotyczące krajowej prawnej kontroli metrologicznej są mniej rygorystyczne niż wymogi właściwego poziomu dokładności zgodnego z art. 26, prowadzący instalację pozyskuje dowody dotyczące właściwej niepewności od kontrahenta odpowiedzialnego za system pomiarowy.

Podsekcja 3

Współczynniki obliczeniowe

Artykuł 30

Wyznaczanie współczynników obliczeniowych

1. Prowadzący instalację wyznacza współczynniki obliczeniowe jako wartości domyślne lub wartości wyznaczone na podstawie analizy, zależnie od właściwego poziomu dokładności.

2. [62] Prowadzący instalację wyznacza i zgłasza współczynniki obliczeniowe 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 ta metoda prowadzi do nieracjonalnych kosztów lub jeśli można osiągnąć większą dokładność, prowadzący instalację może zgłaszać dane dotyczące działalności i współczynniki obliczeniowe w sposób spójny, odnosząc się do stanu, w którym przeprowadzono analizy laboratoryjne.

2a. [63] Operator określa frakcję biomasy wyłącznie w odniesieniu do paliw mieszanych lub materiałów zawierających biomasę. W przypadku innych paliw lub materiałów stosuje się wartość domyślną wynoszącą 0 % dla frakcji biomasy paliw kopalnych lub materiałów oraz wartość domyślną wynoszącą 100 % frakcji biomasy w odniesieniu do paliw z biomasy lub materiałów składających się wyłącznie z biomasy.

Operator określa frakcję RFNBO lub RCF lub syntetyczną frakcję niskoemisyjną wyłącznie w odniesieniu do paliw mieszanych zawierających RFNBO, RCF lub syntetyczne paliwa niskoemisyjne. W przypadku innych paliw stosuje się wartość domyślną 0 % w odniesieniu do frakcji RFNBO lub RCF lub syntetycznej frakcji niskoemisyjnej oraz wartość domyślną 100 % w odniesieniu do frakcji RFNBO lub RCF lub syntetycznej frakcji niskoemisyjnej dla paliw składających się wyłącznie z RFNBO, RCF lub syntetycznych paliw niskoemisyjnych.

Operator określa frakcję biomasy o współczynniku zero, frakcję RFNBO lub RCF o współczynniku zero oraz syntetyczną frakcję niskoemisyjną o współczynniku zero tylko wówczas, gdy operator chce skorzystać z zerowania współczynnika emisji.

3. [64] W odniesieniu do współzależności współczynników obliczeniowych opartych na składzie operator stosuje następujące zasady:

(i) jeżeli paliwo lub materiał zawiera biomasę, operator określa frakcję biomasy zgodnie z art. 39 niniejszego rozporządzenia;

(ii) w przypadku gdy frakcja biomasy nie jest objęta współczynnikiem zero i operator chce zastosować zerowanie współczynnika emisji, operator określa frakcję biomasy o współczynniku zero zgodnie z art. 38 ust. 5 niniejszego rozporządzenia;

(iii) w przypadku gdy paliwo zawiera RFNBO, RCF lub syntetyczne paliwo niskoemisyjne, operator określa frakcję RFNBO lub RCF lub syntetyczną frakcję niskoemisyjną zgodnie z art. 39a ust. 1 i 2 niniejszego rozporządzenia;

(iv) w przypadku gdy frakcja RFNBO lub RCF nie jest objęta współczynnikiem zero i jeżeli operator chce zastosować zerowanie współczynnika emisji, operator określa frakcję RFNBO lub RCF o współczynniku zero zgodnie z art. 39a ust. 3 niniejszego rozporządzenia;

(v) w przypadku gdy syntetyczna frakcja niskoemisyjna nie jest objęta współczynnikiem zero i jeżeli operator chce zastosować zerowanie współczynnika emisji, operator określa syntetyczną frakcję niskoemisyjną o współczynniku zero zgodnie z art. 39a ust. 4 niniejszego rozporządzenia;

(vi) jeżeli frakcja biomasy o współczynniku zero, frakcja RFNBO lub RCF o współczynniku zero lub syntetyczna frakcja niskoemisyjna o współczynniku zero nie są równe zero, operator oblicza frakcję o współczynniku zero jako sumę frakcji biomasy o współczynniku zero, frakcji RFNBO lub RCF o współczynniku zero i syntetycznej frakcji niskoemisyjnej o współczynniku zero. Frakcja kopalna jest sumą wszystkich frakcji nieobjętych współczynnikiem zero;

(vii) operator oblicza współczynnik emisji jako wstępny współczynnik emisji pomnożony przez frakcję kopalną.

Do celów ppkt (vi) jeżeli operator nie oblicza frakcji o współczynniku zero, frakcja kopalna wynosi 100 %.

Na zasadzie odstępstwa od akapitu pierwszego operator może:

(i) określić frakcję biomasy jako identyczną z frakcją biomasy o współczynniku zero, jeżeli tę ostatnią ustala się na podstawie bilansu masowego zgodnie z art. 30 ust. 1 dyrektywy (UE) 2018/2001;

(ii) określić frakcję RFNBO lub RCF jako identyczną z frakcją RFNBO lub RCF o współczynniku zero, jeżeli tę ostatnią ustala się na podstawie bilansu masowego zgodnie z art. 30 ust. 1 dyrektywy (UE) 2018/2001;

(iii) określić syntetyczną frakcję niskoemisyjną jako identyczną z syntetyczną frakcją niskoemisyjną o współczynniku zero, jeżeli tę ostatnią ustala się na podstawie bilansu masowego zgodnie z art. 30 ust. 1 dyrektywy (UE) 2018/2001.

Artykuł 31

Wartości domyślne współczynników obliczeniowych

1. Jeśli prowadzący instalację wyznacza współczynniki obliczeniowe jako wartości domyślne, wówczas, zgodnie z wymogami dotyczącymi właściwego poziomu dokładności określonymi w załącznikach II i VI, stosuje jedną z następujących wartości:

a) współczynniki standardowe i współczynniki stechiometryczne wymienione w załączniku VI;

b) współczynniki standardowe stosowane przez państwo członkowskie w krajowej inwentaryzacji przekazanej do Sekretariatu Ramowej konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu;

c) wartości określone na podstawie literatury, uzgodnione z właściwym organem, w tym współczynniki standardowe publikowane przez właściwy organ, zgodne ze współczynnikami, o których mowa w lit. b), lecz reprezentatywne dla bardziej zdezagregowanych źródeł strumieni paliwa;

d) wartości określone i gwarantowane przez dostawcę paliwa lub materiału, jeśli prowadzący instalację jest w stanie wykazać w sposób wymagany przez właściwy organ, że zawartość węgla pierwiastkowego wykazuje 95 % przedział ufności nieprzekraczający 1 %;

e) wartości określone na podstawie analiz przeprowadzonych w przeszłości, jeśli prowadzący instalację jest w stanie wykazać w sposób wymagany przez właściwy organ, że takie wartości są reprezentatywne dla przyszłych partii tego samego paliwa lub materiału.

2. Prowadzący instalację określa wszystkie wartości domyślne zastosowane w planie monitorowania.

Jeśli wartości domyślne zmieniają się z roku na rok, prowadzący instalację określa w planie monitorowania właściwe autorytatywne źródło danej wartości.

3. Właściwy organ może zatwierdzić zmianę wartości domyślnej współczynnika obliczeniowego w planie monitorowania zgodnie z art. 15 ust. 2 tylko wówczas, gdy prowadzący instalację przedstawi dowody potwierdzające, że nowa wartość domyślna pozwoli na dokładniejsze wyznaczanie wielkości emisji.

4. Na wniosek prowadzącego instalację właściwy organ może pozwolić na wyznaczanie wartości opałowej i współczynników emisji paliw z zastosowaniem tych samych poziomów dokładności, które są wymagane w przypadku znormalizowanych paliw handlowych, pod warunkiem że prowadzący instalację przedstawi, co najmniej raz na trzy lata, dowody potwierdzające, że w ciągu ostatnich trzech lat zmienność wartości opałowej mieściła się w przedziale 1 %.

5. Na wniosek prowadzącego instalację właściwy organ może uznać, że stechiometryczna zawartość węgla pierwiastkowego w czystej substancji chemicznej jest uznawana za zgodną z poziomem dokładności, który w przeciwnym razie wymagałby przeprowadzenia analiz zgodnie z art. 32-35, jeżeli prowadzący instalację jest w stanie wykazać w sposób wymagany przez właściwy organ, że wykorzystanie analiz prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów i że stosowanie wartości stechiometrycznej nie doprowadzi do niedoszacowania emisji.

Artykuł 32

Współczynniki obliczeniowe wyznaczone na podstawie analiz

1. Prowadzący instalację zapewnia, aby wszelkie analizy, pobieranie próbek, kalibracje i walidacje do celów wyznaczenia współczynników obliczeniowych były prowadzone z zastosowaniem metod opartych na odpowiednich normach EN.

Jeżeli takie normy są niedostępne, stosuje się metody oparte na odpowiednich normach ISO lub normach krajowych. Jeśli nie istnieją żadne opublikowane właściwe normy, stosuje się odpowiednie projekty norm, wytyczne dotyczące najlepszych praktyk branżowych lub inną naukowo sprawdzoną metodykę, ograniczając błędy w zakresie pobierania próbek i pomiaru.

2. W przypadku użycia do wyznaczania wielkości emisji chromatografów gazowych działających w trybie on-line lub ekstrakcyjnych albo nieekstrakcyjnych analizatorów gazu prowadzący instalację uzyskuje od właściwego organu zgodę na użycie takich urządzeń. Używa się ich wyłącznie w celu pozyskania danych dotyczących składu paliw lub materiałów gazowych. Prowadzący instalację gwarantuje, jako minimalne środki zapewniania jakości, przeprowadzenie atestacji początkowej oraz powtarzanych co roku atestacji przyrządu.

3. 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, prowadzący instalację wykorzystuje wyniki wszystkich analiz przeprowadzonych w odniesieniu do takiego parametru.

Artykuł 33

Plan pobierania próbek

1. Jeśli współczynniki obliczeniowe są wyznaczane w drodze analiz, prowadzący instalację przedstawia właściwemu organowi do zatwierdzenia, w odniesieniu do każdego paliwa lub materiału, plan pobierania próbek w postaci pisemnej procedury zawierającej informacje o metodyce przygotowania próbek, w tym o obowiązkach, lokalizacjach, częstotliwościach i ilościach, a także o metodyce przechowywania i transportu próbek.

Prowadzący instalację zapewnia, aby pobrane próbki były reprezentatywne dla odpowiedniej partii lub okresu dostawy i wolne od błędu systematycznego. Odpowiednie elementy planu pobierania próbek uzgadnia się z laboratorium przeprowadzającym analizę dotyczącą odnośnego paliwa lub materiału, a dowody takiego uzgodnienia włącza się do planu. Prowadzący instalację udostępnia plan do celów weryfikacji zgodnie z rozporządzeniem wykonawczym (UE) 2018/2067.

2. Prowadzący instalację, w porozumieniu z laboratorium prowadzącym analizę dotyczącą odnośnego paliwa lub materiału i z zastrzeżeniem zatwierdzenia przez właściwy organ, dostosowuje elementy planu pobierania próbek, jeśli wyniki analizy wskazują, że niejednorodność paliwa lub materiału różni się znacznie od danych dotyczących niejedno-rodności, na których opierał się pierwotny plan pobierania próbek danego paliwa lub materiału.

Artykuł 34

Korzystanie z laboratoriów

1. Prowadzący instalację zapewnia, aby laboratoria przeprowadzające analizy mające na celu wyznaczenie współczynników obliczeniowych były akredytowane zgodnie z normą EN ISO/IEC 17025 w odniesieniu do odpowiednich metod analitycznych.

2. Z laboratoriów nieakredytowanych zgodnie z normą EN ISO/IEC 17025 można korzystać do celów wyznaczenia współczynników obliczeniowych tylko wówczas, gdy prowadzący instalację jest w stanie wykazać w sposób wymagany przez właściwy organ, że dostęp do laboratoriów, o których mowa w ust. 1, nie jest technicznie wykonalny lub prowadziłby do nieracjonalnych kosztów, a laboratorium nieakredytowane spełnia wymogi równoważne wymogom określonym w normie EN ISO/IEC 17025.

3. Właściwy organ uznaje, że laboratorium spełnia wymogi równoważne wymogom normy EN ISO/IEC 17025 w rozumieniu ust. 2, jeśli prowadzący instalację przedstawi, o ile to możliwe, w postaci i na poziomie szczegółowości, jakie są wymagane w odniesieniu do procedur na mocy art. 12 ust. 2, dowody zgodne z akapitem drugim i trzecim niniejszego ustępu.

W odniesieniu do zarządzania jakością prowadzący instalację przedstawia akredytowaną certyfikację laboratorium zgodnie z normą EN ISO/IEC 9001 lub inne certyfikaty systemów zarządzania jakością stosowanych w laboratorium. W przypadku braku takich certyfikowanych systemów zarządzania jakością prowadzący instalację przedstawia odpowiednie dowody potwierdzające, że laboratorium jest w stanie zarządzać swoimi pracownikami, procedurami, dokumentami i zadaniami w niezawodny sposób.

W odniesieniu do kompetencji technicznych prowadzący instalację przedstawia dowody potwierdzające, że laboratorium posiada odpowiednie kompetencje oraz jest w stanie osiągać technicznie prawidłowe wyniki, stosując odpowiednie procedury analityczne. Takie dowody obejmują co najmniej następujące elementy:

a) zarządzanie kompetencjami pracowników w odniesieniu do określonych przydzielonych im zadań;

b) adekwatność umiejscowienia i warunków otoczenia;

c) wybór metod analitycznych i odpowiednich norm;

d) w stosownych przypadkach zarządzanie pobieraniem i przygotowaniem próbek, w tym kontrolę integralności próbki;

e) w stosownych przypadkach, opracowanie i walidację nowych metod analitycznych lub zastosowanie metod nieobjętych normami międzynarodowymi lub krajowymi;

f) oszacowanie niepewności;

g) zarządzanie urządzeniami, w tym procedurami kalibracji, regulacji, utrzymania i naprawy urządzeń, a także prowadzenie rejestru takich działań;

h) zarządzanie danymi, dokumentami i oprogramowaniem oraz sprawowanie kontroli nad nimi;

i) zarządzanie pozycjami kalibracji i materiałami odniesienia;

j) zapewnianie jakości w odniesieniu do kalibracji i wyników badań, w tym regularny udział w programach badania biegłości, stosowanie metod analitycznych do certyfikowanych materiałów referencyjnych lub porównywanie wyników z laboratorium akredytowanym;

k) zarządzanie procesami zlecanymi na zewnątrz;

l) zarządzanie przydziałami, reklamacjami klientów i zapewnianie terminowego podejmowania działań naprawczych.

Artykuł 35

Częstotliwości analiz

1. Prowadzący instalację stosuje minimalne częstotliwości analiz odnośnych paliw i materiałów wymienione w załączniku VII.

2. Właściwy organ może zezwolić prowadzącemu instalację na zastosowanie innej częstotliwości niż ta, o której mowa w ust. 1, jeśli minimalne częstotliwości nie są dostępne lub jeśli prowadzący instalację wykaże jeden z poniższych warunków:

a) 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, której prowadzący instalację musi przestrzegać w odniesieniu do wyznaczania wartości danych dotyczących działalności związanych z odnośnym paliwem lub materiałem;

b) stosowanie wymaganej częstotliwości prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów.

W przypadku gdy instalacja działa wyłącznie przez część roku lub gdy paliwa lub materiały są dostarczane w partiach zużywanych w okresie dłuższym niż rok kalendarzowy, właściwy organ może uzgodnić z prowadzącym instalację bardziej odpowiedni harmonogram analiz, pod warunkiem że w rezultacie otrzymuje się niepewność porównywalną do niepewności, której wartość określono w akapicie pierwszym lit. a).

Podsekcja 4

Szczególne współczynniki obliczeniowe

Artykuł 36

Współczynniki emisji dla CO₂

1. Prowadzący instalację wyznacza współczynniki emisji właściwe dla poszczególnych rodzajów działań, dotyczące emisji CO₂.

2. Współczynniki emisji dla paliw, w tym używanych jako wsad do procesu, wyraża się jako t CO₂/TJ.

Właściwy organ może zezwolić prowadzącemu instalację na stosowanie współczynnika emisji dla paliwa wyrażonego jako t CO₂/t lub t CO₂/Nm³ w przypadku emisji pochodzących ze spalania, jeśli zastosowanie współczynnika emisji wyrażonego jako t CO₂/TJ prowadzi do nieracjonalnych kosztów lub jeśli dzięki zastosowaniu takiego współczynnika emisji można osiągnąć co najmniej równoważną dokładność w obliczeniu wielkości emisji.

3. Do celów przeliczenia zawartości węgla pierwiastkowego na odpowiednią wartość współczynnika emisji powiązanego z CO₂, lub na odwrót, prowadzący instalację stosuje współczynnik 3,664 t CO₂/t C.

Artykuł 37

Współczynniki utleniania i konwersji

1. W celu wyznaczenia współczynników utleniania lub konwersji prowadzący instalację stosuje co najmniej poziom dokładności 1. Jeśli współczynnik emisji uwzględnia wpływ niecałkowitego utlenienia lub konwersji, prowadzący instalację stosuje współczynnik utleniania lub konwersji wynoszący 1.

Właściwy organ może jednak wymagać od prowadzących instalacje stałego stosowania poziomu dokładności 1.

2. Jeśli w instalacji używa się kilku paliw, a w odniesieniu do określonego współczynnika utleniania ma być zastosowany poziom dokładności 3, prowadzący instalację może wystąpić do właściwego organu o zatwierdzenie jednego lub obu poniższych sposobów postępowania:

a) wyznaczanie jednego zagregowanego współczynnika utleniania dla całego procesu spalania i stosowanie go do wszystkich paliw;

b) przypisanie niecałkowitego utlenienia jednemu głównemu strumieniowi materiałów wsadowych i stosowanie współczynnika utleniania wynoszącego 1 w odniesieniu do pozostałych strumieni materiałów wsadowych.

W przypadku użycia paliw mieszanych operator przedstawia dowody, że zastosowanie lit. a) lub b) akapitu pierwszego nie prowadzi do niedoszacowania emisji. [65]

Podsekcja 5

Biomasa, syntetyczne paliwa niskoemisyjne, RFNBO i RCF [66]

Artykuł 38

Strumienie materiałów wsadowych złożone z biomasy

1. [67] Prowadzący instalację może wyznaczać wartość danych dotyczących działalności odnoszących się do strumienia materiałów wsadowych złożonego z węgla o współczynniku zero bez zastosowania poziomów dokładności i przedstawiania danych z analiz dotyczących zawartości węgla o współczynniku zero, jeśli dany strumień materiałów wsadowych składa się wyłącznie z węgla o współczynniku zero, a prowadzący instalację może zagwarantować, że nie jest on zanieczyszczony innymi materiałami ani paliwami.

2. [68] Współczynnik emisji dla każdego paliwa lub materiału oblicza się i zgłasza jako wstępny współczynnik emisji wyznaczony zgodnie z art. 30, pomnożony przez wartość frakcji kopalnej paliwa lub materiału.

3. Za biomasę nie uznaje się frakcji torfowych, ksylitowych i kopalnych w paliwach lub materiałach mieszanych.

4. [69] Jeśli frakcja biomasy o współczynniku zero w paliwach lub materiałach mieszanych wynosi 97 % lub więcej bądź jeśli ze względu na ilość emisji związanych z frakcją kopalną paliwa lub materiału kwalifikuje się jako strumień materiałów wsadowych de minimis, właściwy organ może zezwolić prowadzącemu instalację na stosowanie metodyki nieuwzględniającej poziomów dokładności, w tym metody bilansu energii, w celu określania wartości danych dotyczących działalności oraz odpowiednich współczynników obliczeniowych.

5. [70] Biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy muszą spełniać kryteria zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych określone w art. 29 ust. 2–7 i 10 dyrektywy (UE) 2018/2001, aby można je było zaliczyć na poczet frakcji biomasy o współczynniku zero w strumieniu materiałów wsadowych.

Jednak biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy wyprodukowane z odpadów i pozostałości innych niż pozostałości z rolnictwa, akwakultury, rybołówstwa i leśnictwa muszą spełniać jedynie kryteria określone w art. 29 ust. 10 dyrektywy (UE) 2018/2001. Niniejszy akapit stosuje się również do odpadów i pozostałości, które, zanim zostaną przetworzone w biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy, najpierw są przetwarzane w produkt.

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

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

Art. 29 ust. 10 dyrektywy (UE) 2018/2001 ma zastosowanie do urządzenia zgodnie z definicją w art. 3 lit. e) dyrektywy 2003/87/WE.

Zgodność z kryteriami określonymi w art. 29 ust. 2–7 i 10 dyrektywy (UE) 2018/2001 ocenia się zgodnie z art. 30 i art. 31 ust. 1 tej dyrektywy. Kryteria te można również uznać za spełnione, jeżeli operator przedstawi dowody na zakup określonej ilości biopaliwa, biopłynu lub biogazu w związku z anulowaniem odpowiedniej ilości w unijnej bazie danych utworzonej na podstawie art. 31a lub w krajowej bazie danych utworzonej przez państwo członkowskie zgodnie z art. 31a ust. 5 tej dyrektywy. Jeżeli w późniejszym okresie zostanie stwierdzona niezgodność w zakresie dowodu zrównoważoności anulowanych ilości w wyżej wymienionych bazach danych, właściwy organ odpowiednio koryguje zweryfikowane emisje.

W przypadku gdy wykorzystywana biomasa nie spełnia wymogów niniejszego ustępu, jej zawartość węgla pierwiastkowego uznaje się za węgiel kopalny.

W przypadku gdy zgodnie z akapitami od pierwszego do szóstego niniejszego ustępu kryteria określone w art. 29 ust. 2–7 i 10 dyrektywy (UE) 2018/2001 nie mają zastosowania do biomasy, frakcja biomasy o współczynniku zero jest równa jej frakcji biomasy.

6. Na zasadzie odstępstwa od ust. 5 akapit pierwszy państwa członkowskie lub, w stosownych przypadkach, właściwe organy mogą uznać za spełnione kryteria zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych, o których mowa w tym ustępie, w odniesieniu do biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy wykorzystywanych do spalania od dnia 1 stycznia 2022 r. do dnia 31 grudnia 2022 r.

Artykuł 39

Wyznaczanie frakcji biomasy i frakcji kopalnej

1. [71] W przypadku paliw lub materiałów zawierających biomasę operator może założyć brak udziału biomasy i zastosować domyślną frakcję biomasy wynoszącą 0 % lub określić frakcję biomasy zgodnie z ust. 2, stosując poziomy dokładności określone w sekcji 2.4 załącznika II do niniejszego rozporządzenia.

2. [72] Jeśli z zastrzeżeniem wymaganego poziomu dokładności prowadzący instalację musi przeprowadzić analizy w celu wyznaczenia frakcji biomasy, czyni to na podstawie odpowiedniej normy oraz z zastosowaniem określonych w niej metod analitycznych, o ile stosowanie takiej normy i takich metod analitycznych zostało zatwierdzone przez właściwy organ.

Jeśli z zastrzeżeniem wymaganego poziomu dokładności operator musi przeprowadzić analizy w celu wyznaczenia frakcji biomasy, ale zastosowanie akapitu pierwszego nie jest technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów, przedstawia on alternatywną metodę szacowania w celu wyznaczenia frakcji biomasy do zatwierdzenia przez właściwy organ. W przypadku paliw lub materiałów pochodzących z procesów produkcji o zdefiniowanych i dających się wskazać strumieniach wejściowych operator może oprzeć oszacowanie na bilansie materiałowym węgla pierwiastkowego zarówno kopalnego, jak i pochodzącego z biomasy, wprowadzanego do procesu lub opuszczającego go.

Komisja może przedstawić wytyczne dotyczące innych właściwych metod szacowania.

2a. [73] (uchylony)

3. [74] Na zasadzie odstępstwa od ust. 1 i 2 niniejszego artykułu oraz art. 30, z wyjątkiem przypadków stosowania na potrzeby art. 43 ust. 4b, prowadzący instalację nie stosuje analiz ani metod szacowania zgodnie z ust. 2 niniejszego artykułu w celu określenia frakcji biomasy gazu ziemnego otrzymanego z sieci gazowej, do której dodano biogaz.

Operator może określić, że pewna ilość gazu ziemnego z sieci gazowej jest biogazem o współczynniku zero, stosując metodę określoną w ust. 4. W takim przypadku, na zasadzie odstępstwa od art. 30 ust. 3, operator uznaje frakcję biomasy za identyczną z frakcją biomasy o współczynniku zero.

4. [75] Operator może określić frakcję biomasy i identyczną frakcję biomasy o współczynniku zero zawarte w biogazie na podstawie rejestrów zakupu biogazu o równoważnej wartości energetycznej, pod warunkiem że przedstawi on wymagane przez właściwy organ dowody na to, że:

a) nie dochodzi do podwójnego liczenia tej samej ilości biogazu, a w szczególności że żadna inna osoba nie twierdzi, że zakupiony biogaz jest przez nią wykorzystywany, w tym poprzez ujawnienie gwarancji pochodzenia zgodnie z definicją w art. 2 pkt 12 dyrektywy (UE) 2018/2001;

b) prowadzący instalację i producent biogazu są podłączeni do tej samej sieci gazowej.

Do celów wykazania zgodności z niniejszym ustępem operator może wykorzystać dane zarejestrowane w bazie danych utworzonej przez przynajmniej jedno państwo członkowskie, która umożliwia śledzenie transferów biogazu. Można uznać, że wykazano zgodność z niniejszym ustępem, jeżeli operator przedstawi dowody na zakup określonej ilości biogazu w związku z anulowaniem odpowiedniej ilości w unijnej bazie danych utworzonej na podstawie art. 31a dyrektywy (UE) 2018/2001 lub w krajowej bazie danych utworzonej przez państwa członkowskie zgodnie z art. 31a ust. 5 tej dyrektywy. Jeżeli w późniejszym okresie zostanie stwierdzona niezgodność w zakresie dowodu zrównoważoności anulowanych ilości w wyżej wymienionych bazach danych, właściwy organ odpowiednio koryguje zweryfikowane emisje.

Artykuł 39a

Określanie frakcji RFNBO lub RCF lub syntetycznej frakcji niskoemisyjnej oraz frakcji RFNBO lub RCF o współczynniku zero lub syntetycznej frakcji niskoemisyjnej o współczynniku zero

[76] 1. Jeżeli w odniesieniu do paliw lub materiałów zawierających RFNBO, RCF lub syntetyczne paliwa niskoemisyjne operator nie może określić frakcji RFNBO lub RCF lub syntetycznej frakcji niskoemisyjnej zgodnie z ust. 2, operator zakłada brak RFNBO, RCF lub syntetycznego paliwa niskoemisyjnego i stosuje domyślną frakcję RFNBO lub RCF lub syntetyczną frakcję niskoemisyjną wynoszącą 0 %.

2. Operator określa następujące współczynniki obliczeniowe dotyczące składu paliw w oparciu o bilans masowy zgodnie z art. 30 ust. 1 dyrektywy (UE) 2018/2001:

(i) frakcji RFNBO lub RCF o współczynniku zero lub syntetycznej frakcji niskoemisyjnej o współczynniku zero;

(ii) frakcji RFNBO lub RCF lub syntetycznej frakcji niskoemisyjnej.

Na zasadzie odstępstwa od akapitu pierwszego, jeżeli operator nie chce stosować zerowania współczynnika emisji, w odniesieniu do frakcji RFNBO lub RCF lub syntetycznej frakcji niskoemisyjnej można zastosować inne podejścia, takie jak bilans materiałowy procesu dodawania lub produkcji, w którym uzyskuje się paliwo lub materiał.

3. Węgiel zawarty w paliwach kwalifikujących się jako RFNBO lub RCF na podstawie dyrektywy (UE) 2018/2001, które spełniają kryteria ograniczenia emisji gazów cieplarnianych określone w art. 29a tej dyrektywy, uznaje się węgiel o współczynniku zero.

Zgodność z kryteriami określonymi w art. 29a dyrektywy (UE) 2018/2001 należy oceniać zgodnie z art. 30 i art. 31 ust. 1 tej dyrektywy. Kryteria te można również uznać za spełnione, jeżeli operator przedstawi dowody na zakup określonej ilości RFNBO lub RCF w związku z anulowaniem odpowiedniej ilości w unijnej bazie danych utworzonej na podstawie art. 31a dyrektywy (UE) 2018/2001 lub w krajowej bazie danych utworzonej przez państwa członkowskie zgodnie z art. 31a ust. 5 tej dyrektywy. Jeżeli w późniejszym okresie zostanie stwierdzona niezgodność w zakresie dowodu zrównoważoności anulowanych ilości w wyżej wymienionych bazach danych, właściwy organ odpowiednio koryguje zweryfikowane emisje.

W przypadku gdy RFNBO lub RCF nie spełnia kryteriów, o których mowa w akapicie pierwszym, węgiel w nich zawarty uznaje się za węgiel kopalny.

4. Syntetyczne paliwa niskoemisyjne mają współczynnik zero, jeżeli uprzednio umorzono uprawnienia w odniesieniu do zawartego w nich węgla na podstawie dyrektywy 2003/87/WE, chyba że wychwycony węgiel jest węglem o współczynniku zero zgodnie z definicją w art. 3 pkt 38f niniejszego rozporządzenia.

Zgodność z kryteriami określonymi w art. 29a ust. 3 dyrektywy (UE) 2018/2001 ocenia się zgodnie z art. 30 i art. 31 ust. 1 tej dyrektywy. Można też uznać, że kryteria zostały spełnione, jeżeli operator przedstawi dowody na zakup określonej ilości syntetycznych paliw niskoemisyjnych w związku z anulowaniem odpowiedniej ilości w unijnej bazie danych utworzonej na podstawie art. 31a dyrektywy (UE) 2018/2001 lub w krajowej bazie danych utworzonej przez państwo członkowskie zgodnie z art. 31a ust. 5 tej dyrektywy. Jeżeli w późniejszym okresie zostanie stwierdzona niezgodność w zakresie dowodu zrównoważoności anulowanych ilości w wyżej wymienionych bazach danych, właściwy organ odpowiednio koryguje zweryfikowane emisje.

We wszystkich innych przypadkach węgiel zawarty w syntetycznych paliwach niskoemisyjnych uznaje się za węgiel kopalny.

5. Operator może określić frakcję RFNBO lub RCF oraz identyczną frakcję RFNBO lub RCF o współczynniku zero zawartą w gazie ziemnym, jeżeli takie frakcje zostały wprowadzone do sieci gazu ziemnego z wykorzystaniem rejestrów zakupu RFNBO lub RCF o równoważnej wartości energetycznej, pod warunkiem że operator przedstawi wymagany przez właściwy organ dowód na to, że:

a) nie dochodzi do podwójnego liczenia tej samej ilości RFNBO lub RCF, w szczególności że żadna inna osoba nie twierdzi, że zakupione RFNBO lub RCF jest przez nią wykorzystywane, w tym poprzez ujawnienie gwarancji pochodzenia zgodnie z definicją w art. 2 pkt 12 dyrektywy (UE) 2018/2001;

b) operator i producent RFNBO lub RCF są podłączeni do tej samej sieci gazowej.

Można uznać, że wykazano zgodność z niniejszym ustępem, jeżeli operator przedstawi dowody na zakup określonej ilości gazowego RFNBO lub RCF w związku z anulowaniem odpowiedniej ilości w unijnej bazie danych utworzonej na podstawie art. 31a dyrektywy (UE) 2018/2001 lub w krajowej bazie danych utworzonej przez państwa członkowskie zgodnie z art. 31a ust. 5 tej dyrektywy. Jeżeli w późniejszym okresie zostanie stwierdzona niezgodność w zakresie dowodu zrównoważoności anulowanych ilości w wyżej wymienionych bazach danych, właściwy organ odpowiednio koryguje zweryfikowane emisje.

SEKCJA 3

Metodyka oparta na pomiarach

Artykuł 40

Zastosowanie metodyki monitorowania opartej na pomiarach

Prowadzący instalację stosuje metodykę opartą na pomiarach w odniesieniu do wszystkich emisji podtlenku azotu (N₂O) zgodnie z załącznikiem IV oraz w odniesieniu do określania ilości przenoszonego CO₂ zgodnie z art. 49.

Ponadto prowadzący instalację może stosować metodykę opartą na pomiarach w odniesieniu do źródeł emisji CO₂, jeśli jest w stanie przedstawić dla każdego źródła emisji dowody zgodności z poziomami dokładności wymaganymi zgodnie z art. 41.

Artykuł 41

Wymogi dotyczące poziomów dokładności

1. W odniesieniu do każdego głównego źródła emisji prowadzący instalację stosuje:

a) w przypadku instalacji kategorii A - przynajmniej poziomy dokładności wymienione w załączniku VIII sekcja 2;

b) w innych przypadkach - najwyższy poziom dokładności wymieniony w załączniku VIII sekcja 1.

Prowadzący instalację może jednak zastosować poziom dokładności niższy o jeden poziom niż wymagany zgodnie z akapitem pierwszym w przypadku instalacji kategorii C oraz niższy o maksymalnie dwa poziomy w przypadku instalacji kategorii A i B, przy czym musi zastosować co najmniej poziom dokładności 1, jeśli wykaże w sposób wymagany przez właściwy organ, że poziom dokładności wymagany zgodnie z akapitem pierwszym nie jest technicznie osiągalny lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów.

2. W przypadku emisji z pomniejszych źródeł emisji prowadzący instalację może zastosować poziom dokładności niższy niż wymagany zgodnie z ust. 1 akapit pierwszy, przy czym musi być stosowany co najmniej poziom dokładności 1, jeżeli wykaże w sposób wymagany przez właściwy organ, że poziom dokładności wymagany zgodnie z ust. 1 akapit pierwszy nie jest technicznie osiągalny lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów.

Artykuł 42

Normy i laboratoria pomiarowe

1. Wszystkich pomiarów dokonuje się z zastosowaniem metod opartych na normach:

a) EN 14181 (Emisja ze źródeł stacjonarnych - Zapewnienie jakości automatycznych systemów pomiarowych);

b) EN 15259 (Jakość powietrza - Pomiary emisji ze źródeł stacjonarnych - Wymagania dotyczące odcinków pomiarowych i miejsc pomiaru, celu i planu pomiaru oraz sprawozdania z pomiaru);

c) innych odpowiednich normach EN, w szczególności EN ISO 16911-2 (Emisja ze źródeł stacjonarnych - Manualne i automatyczne wyznaczanie prędkości i strumienia objętości w przewodach).

Jeżeli takie normy są niedostępne, stosuje się metody oparte na odpowiednich normach ISO, normach opublikowanych przez Komisję lub normach krajowych. Jeśli nie istnieją żadne opublikowane właściwe normy, stosuje się odpowiednie projekty norm, wytyczne dotyczące najlepszych praktyk branżowych lub inną naukowo sprawdzoną metodykę, ograniczając błędy w zakresie pobierania próbek i pomiaru.

Prowadzący instalację uwzględnia wszystkie istotne aspekty systemu ciągłych pomiarów, w tym lokalizację urządzeń, kalibrację, pomiary, zapewnianie jakości i kontrolę jakości.

2. Prowadzący instalację zapewnia, aby laboratoria przeprowadzające pomiary, kalibrację oraz ocenę odnośnych urządzeń dla systemów ciągłych pomiarów emisji (CEMS) były akredytowane zgodnie z normą EN ISO/IEC 17025 w odniesieniu do odpowiednich metod analitycznych lub kalibracji.

Jeśli laboratorium nie posiada takiej akredytacji, prowadzący instalację zapewnia spełnienie równoważnych wymogów art. 34 ust. 2 i 3.

Artykuł 43

Wyznaczanie wielkości emisji

1. Prowadzący instalację wyznacza roczną wielkość emisji ze źródła emisji w okresie sprawozdawczym, 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.

W przypadku emisji CO₂ prowadzący instalację wyznacza roczną wielkość emisji na podstawie równania 1 w załączniku VIII. CO emitowany do atmosfery traktuje się jako molowo równoważną ilość CO₂.

W przypadku podtlenku azotu (N₂O) prowadzący instalację wyznacza roczną wielkość emisji na podstawie równania w załączniku IV sekcja 16 podsekcja B.1.

2. Jeżeli istnieje kilka źródeł emisji w jednej instalacji i nie można ich zmierzyć jako jednego źródła, prowadzący instalację mierzy emisje z takich źródeł emisji oddzielnie i sumuje wyniki, otrzymując całkowitą wielkość emisji danego gazu w okresie sprawozdawczym.3. Prowadzący instalację wyznacza stężenie gazów cieplarnianych w spalinach w drodze ciągłych pomiarów w reprezentatywnym punkcie, stosując jeden z następujących sposobów:

a) pomiar bezpośredni;

b) w przypadku wysokiego stężenia w spalinach - obliczenie stężenia przez pośredni pomiar stężenia z zastosowaniem równania 3 w załączniku VIII oraz z uwzględnieniem zmierzonych wartości stężenia wszystkich innych składników w strumieniu gazów zgodnie z planem monitorowania prowadzącego instalację.

4. [77] W stosownych przypadkach operator określa oddzielnie każdą ilość CO₂ pochodzącą z biomasy. W tym celu operator może wykorzystać:

a) podejście oparte na obliczeniach, w tym podejścia, w których wykorzystuje się analizy i pobieranie próbek na podstawie normy EN ISO 13833 (Emisja ze źródeł stacjonarnych - Oznaczanie stosunku ditlenku węgla pochodzącego z biomasy (biogennego) i węgla kopalnego - Pobieranie próbek i oznaczanie radiowęgla);

b) inną metodę opierającą się na odpowiedniej normie, w tym ISO 18466 (Emisja ze źródeł stacjonarnych - Oznaczanie frakcji biogennej w CO₂ z gazów odlotowych przy użyciu metody bilansu);

c) metodę szacowania opublikowaną przez Komisję.

Jeżeli metoda zaproponowana przez prowadzącego instalację wiąże się z ciągłym pobieraniem próbek ze strumienia spalin stosuje się normę EN 15259 (Jakość powietrza - Pomiary emisji ze źródeł stacjonarnych - Wymagania dotyczące odcinków pomiarowych i miejsc pomiaru, celu i planu pomiaru oraz sprawozdania z pomiaru).

Do celów niniejszego ustępu stosuje się art. 38 ust. 5.

Jeżeli metoda zaproponowana przez operatora wiąże się z ciągłym pobieraniem próbek ze strumienia spalin, stosuje się normę EN 15259 (Jakość powietrza – Pomiary emisji ze źródeł stacjonarnych – Wymagania dotyczące odcinków pomiarowych i miejsc pomiaru, celu i planu pomiaru oraz sprawozdania z pomiaru). Plan pobierania próbek zgodnie z art. 33 jest współmierny do częstotliwości analiz zgodnie z załącznikiem VII do niniejszego rozporządzenia i zapewnia reprezentatywność w całym roku sprawozdawczym.

4a. [78] Operator wykorzystuje frakcję biomasy określoną zgodnie z ust. 4 jako frakcja biomasy o współczynniku zero, jeżeli spełniono następujące warunki w odniesieniu do wszystkich paliw lub materiałów prowadzących do emisji, do których stosuje się metodykę opartą na pomiarach:

(i) zgodnie z art. 38 ust. 5 akapity od pierwszego do szóstego niniejszego rozporządzenia kryteria określone w art. 29 ust. 2–7 i 10 dyrektywy (UE) 2018/2001 nie mają zastosowania; lub

(ii) 100 % frakcji biomasy zużytego paliwa lub materiału znajduje pokrycie w odpowiednich dowodach zgodnie z art. 38 ust. 5 niniejszego rozporządzenia.

Warunek określony w ppkt (ii) uznaje się za spełniony w przypadku biogazu monitorowanego zgodnie z art. 39 ust. 4 niniejszego rozporządzenia.

Jeżeli warunki określone w ppkt (i) i (ii) nie są spełnione w odniesieniu do paliw lub materiałów prowadzących do emisji, do których stosuje się metodykę opartą na pomiarach, operator określa frakcję biomasy o współczynniku zero w odniesieniu do tych paliw lub materiałów, stosując podejście oparte na obliczeniach zgodnie z art. 24–39a niniejszego rozporządzenia.

4b. [79] Operator może od całkowitej emisji źródła emisji odliczyć emisje z biomasy o współczynniku zero określone zgodnie z ust. 4a niniejszego artykułu.

Jeżeli metoda zaproponowana przez operatora do określenia frakcji biomasy o współczynniku zero wiąże się z ciągłym pobieraniem próbek ze strumienia spalin, a instalacja zużywa gaz ziemny z sieci, operator określa fizyczną ilość CO₂ ze zużytego biogazu zgodnie z art. 32–35 niniejszego rozporządzenia i odejmuje odpowiednią ilość CO₂ od wielkości emisji CO₂ o współczynniku zero, określonej zgodnie z ust. 4a niniejszego artykułu.

4c. [80] Jeżeli operator stosuje RFNBO, RCF lub syntetyczne paliwa niskoemisyjne o współczynniku zero w procesie, w odniesieniu do którego stosuje się metodykę opartą na pomiarach, operator może od całkowitych emisji odliczyć emisje z RFNBO, RCF lub syntetycznych paliw niskoemisyjnych o współczynniku zero.

Emisje z RFNBO, RCF lub syntetycznych paliw niskoemisyjnych o współczynniku zero określa się przy użyciu podejścia opartego na obliczeniach zgodnie z art. 24–39a niniejszego rozporządzenia. Równają się one danym dotyczącym działalności w odniesieniu do odpowiedniego paliwa, pomnożonym przez wstępny współczynnik emisji i frakcję RFNBO lub RCF o współczynniku zero lub syntetyczną frakcję niskoemisyjną o współczynniku zero.

5. Prowadzący instalację wyznacza wartość przepływu spalin do celów obliczenia zgodnie z ust. 1 za pomocą jednej z następujących metod:

a) [81] obliczenia z zastosowaniem odpowiedniego bilansu materiałowego, 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 (NO_x);

b) wyznaczenia w drodze ciągłego pomiaru przepływu w reprezentatywnym punkcie.

Artykuł 44

Agregowanie danych

1. [82] Operator oblicza średnie wartości godzinowe dla każdego parametru, w tym stężenia i przepływu, istotnego dla wyznaczania wielkości emisji lub ilości przenoszonego CO₂ z zastosowaniem metodyki opartej na pomiarach, wykorzystując wszystkie punkty danych dostępne dla takiej określonej godziny.

Jeśli prowadzący instalację jest w stanie pozyskać dane dotyczące krótszych okresów referencyjnych bez ponoszenia dodatkowych kosztów, wykorzystuje on takie okresy do wyznaczania rocznej wielkości emisji zgodnie z art. 43 ust. 1.

2. Jeśli urządzenie do prowadzenia ciągłego pomiaru danego parametru jest poza kontrolą, poza zasięgiem lub nie działa przez część godziny lub okresu referencyjnego, o którym mowa w ust. 1, prowadzący instalację oblicza odnośną średnią godzinową 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.

Art. 45 ust. 2-4 ma zastosowanie w przypadku, gdy dostępnych jest mniej niż 80 % maksymalnej liczby punktów danych dla danego parametru.

Artykuł 45

Brakujące dane

1. Jeśli urządzenie pomiarowe w systemie ciągłego monitorowania emisji nie działa przez ponad pięć kolejnych dni w dowolnym roku kalendarzowym, prowadzący instalację bezzwłocznie informuje o tym właściwy organ i proponuje odpowiednie środki mające na celu poprawę jakości odnośnego systemu ciągłego monitorowania emisji.

2. W przypadku gdy nie można otrzymać prawidłowego zbioru danych z godziny lub krótszego okresu referencyjnego zgodnie z art. 44 ust. 1 dla jednego parametru lub ich większej liczby do celów metodyki opartej na pomiarach ze względu na brak kontroli nad urządzeniem, brak zasięgu lub niedziałanie urządzenia, prowadzący instalację wyznacza wartości zastępujące dla każdej brakującej godziny danych.

3. W przypadku gdy nie można otrzymać prawidłowego zbioru danych z godziny lub krótszego okresu referencyjnego dla parametru mierzonego bezpośrednio, takiego jak stężenie, prowadzący instalację oblicza wartość zastępującą jako sumę średniego stężenia i dwukrotności odchylenia standardowego związanego z taką średnią, stosując równanie 4 w załączniku VIII.

Jeśli okres sprawozdawczy nie ma zastosowania do wyznaczania takich wartości zastępczych ze względu na znaczne zmiany technologiczne w instalacji, prowadzący instalację uzgadnia z właściwym organem reprezentatywne ramy czasowe wyznaczania średniej i odchylenia standardowego, w miarę możliwości obejmujące jeden rok.

4. W przypadku gdy nie można uzyskać prawidłowego zbioru danych z godziny dla parametru innego niż stężenie, prowadzący instalację uzyskuje wartości zastępcze takiego parametru za pomocą odpowiedniego modelu bilansu masowego lub bilansu energii w procesie. Prowadzący instalację dokonuje walidacji wyników, 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.

Artykuł 46

Obliczenie potwierdzające wielkości emisji

Prowadzący instalację potwierdza wielkości emisji wyznaczone z zastosowaniem metodyki opartej na pomiarach, z wyjątkiem emisji podtlenku azotu (N₂O) z produkcji kwasu azotowego i gazów cieplarnianych przenoszonych do infrastruktury transportu CO₂ [83] lub na składowisko, obliczając roczne wielkości emisji każdego z branych pod uwagę gazów cieplarnianych w odniesieniu do tych samych źródeł emisji i strumieni materiałów wsadowych.

Zastosowanie metodyki wykorzystującej poziomy dokładności nie jest wymagane.

SEKCJA 4

Przepisy szczególne

Artykuł 47

Instalacje o niskim poziomie emisji

1. Właściwy organ może zezwolić prowadzącemu instalację na przedstawienie uproszczonego planu monitorowania zgodnie z art. 13, pod warunkiem że prowadzący instalację eksploatuje instalację o niskim poziomie emisji.

Akapit pierwszy nie ma zastosowania do instalacji, w których prowadzone są działania obejmujące N₂O zgodnie z załącznikiem I do dyrektywy 2003/87/WE.

2. [84] Do celów ust. 1 akapit pierwszy instalację uważa się za instalację o niskim poziomie emisji w przypadku spełnienia co najmniej jednego z następujących warunków:

a) średnie emisje roczne z tej instalacji zgłoszone w zweryfikowanych raportach na temat wielkości emisji w okresie rozliczeniowym bezpośrednio poprzedzającym aktualny okres rozliczeniowy, bez uwzględniania CO₂ pochodzącego z węgla o współczynniku zero [85] i przed odjęciem przenoszonego CO₂, wynosiły mniej niż 25 000 ton CO_2(e) rocznie;

b) dane dotyczące średniej rocznej wielkości emisji, o której mowa w lit. a), nie są dostępne lub nie mają już zastosowania ze względu na zmiany granic instalacji lub zmiany w warunkach działania instalacji, lecz roczna wielkość emisji z takiej instalacji przez następne pięć lat, bez uwzględniania CO₂ pochodzącego z węgla o współczynniku zero [86] i przed odjęciem przenoszonego CO₂, będzie wynosić, przy zastosowaniu metody zachowawczego szacowania, mniej niż 25 000 ton CO_2(e) rocznie.

3. Od prowadzącego instalację o niskim poziomie emisji nie wymaga się przedłożenia dokumentów uzupełniających, o których mowa w art. 12 ust. 1 akapit trzeci, a także jest on zwolniony z wymogu złożenia raportu dotyczącego udoskonaleń, o którym mowa w art. 69 ust. 4, w odpowiedzi na zalecenia dotyczące udoskonaleń określone przez weryfikatora w sprawozdaniu z weryfikacji.

4. Na zasadzie odstępstwa od art. 27 prowadzący instalację o niskim poziomie emisji może wyznaczać ilość paliwa lub materiału, wykorzystując dostępne i udokumentowane rejestry zakupów i szacowane zmiany w zapasach. Prowadzący instalację jest również zwolniony z wymogu przedstawienia właściwemu organowi oceny niepewności, o której mowa w art. 28 ust. 2.

5. Prowadzący instalację o niskim poziomie emisji jest zwolniony z wymogu uwzględnienia niepewności związanej ze zmianami zapasów w ocenie niepewności, określonego w art. 28 ust. 2.

6. Na zasadzie odstępstwa od art. 26 ust. 1 i art. 41 ust. 1 prowadzący instalację o niskim poziomie emisji może stosować co najmniej poziom dokładności 1 do celów wyznaczania wartości danych dotyczących działalności i współczynników obliczeniowych dla wszystkich strumieni materiałów wsadowych oraz do wyznaczania wielkości emisji z zastosowaniem metodyki opartej na pomiarach, chyba że osiągnięcie większej dokładności jest możliwe bez dodatkowego wysiłku dla prowadzącego instalację, przy czym prowadzący instalację nie musi przedstawiać dowodów potwierdzających, że stosowanie wyższych poziomów dokładności nie jest technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów.

7. Do celów wyznaczania współczynników obliczeniowych na podstawie analiz zgodnych z art. 32 prowadzący instalację o niskim poziomie emisji może korzystać z dowolnego laboratorium, które posiada kompetencje techniczne i jest w stanie osiągać technicznie prawidłowe wyniki przy zastosowaniu odpowiednich procedur analitycznych, a także może udowodnić stosowanie środków zapewniania jakości, o których mowa w art. 34 ust. 3.

8. Jeśli w przypadku instalacji o niskim poziomie emisji podlegającej uproszczonemu monitorowaniu w dowolnym roku kalendarzowym zostanie przekroczony próg, o którym mowa w ust. 2, jej prowadzący bezzwłocznie powiadamia o tym właściwy organ.

Prowadzący instalację niezwłocznie zgłasza każdą istotną zmianę planu monitorowania w rozumieniu art. 15 ust. 3 lit. b) właściwemu organowi do zatwierdzenia.

Właściwy organ zezwala jednak prowadzącemu instalację na dalsze prowadzenie uproszczonego monitorowania, pod warunkiem że prowadzący instalację wykaże w sposób wymagany przez właściwy organ, że w ciągu ostatnich pięciu okresów sprawozdawczych nie przekroczono wartości progowej, o której mowa w ust. 2, oraz że nie zostanie ona przekroczona ponownie w kolejnym okresie sprawozdawczym i dalszych okresach.

Artykuł 48

CO₂ związany w paliwie

1. 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.

2. [87] Jeśli CO₂ związany w paliwie pochodzi z rodzaju działań objętych załącznikiem I do dyrektywy 2003/87/WE lub włączonych na mocy art. 24 wspomnianej dyrektywy, a następnie jest przenoszony z instalacji jako część strumienia materiału wsadowego do innej instalacji i innego rodzaju działań objętych wspomnianą dyrektywą, nie liczy się go jako emisji z instalacji, z której pochodzi. W celu określenia frakcji biomasy o współczynniku zero, frakcji RFNBO lub RCF o współczynniku zero lub syntetycznej frakcji niskoemisyjnej o współczynniku zero CO₂ związanego w paliwie zgodnie z art. 39 niniejszego rozporządzenia operator instalacji przesyłającej zapewnia, aby wybrana metoda monitorowania nie powodowała systematycznego niedoszacowania całkowitych emisji z instalacji przesyłającej.

Jeśli jednak CO₂ związany w paliwie jest emitowany bądź też przenoszony z takiej instalacji do obiektów nieobjętych wspomnianą dyrektywą, liczy się go jako emisje z instalacji, z której pochodzi.

3. [88] Operatorzy mogą określać ilości przenoszonego z instalacji CO₂ związanego w paliwie zarówno w instalacji przesyłającej, jak i odbiorczej. W takim przypadku ilości CO₂ związanego w paliwie, odpowiednio przenoszonego i odbieranego, oraz odpowiadająca im frakcja biomasy o współczynniku zero, frakcja RFNBO lub RCF o współczynniku zero i syntetyczna frakcja niskoemisyjna o współczynniku zero są identyczne.

Jeśli ilości przenoszonego i odbieranego CO₂ związanego w paliwie nie są identyczne, a rozbieżność wartości można wytłumaczyć niepewnością systemów pomiarowych lub metody wyznaczania, w raporcie na temat wielkości emisji zarówno z instalacji przesyłającej, jak i odbiorczej, podaje się średnią arytmetyczną z obu wyznaczonych wartości. W takich przypadkach w raporcie na temat wielkości emisji zamieszcza się wzmiankę o dostosowaniu odnośnej wartości.

Jeśli rozbieżności między wartościami nie można wytłumaczyć zatwierdzonym zakresem niepewności systemów pomiarowych lub metodą wyznaczania, prowadzący instalację przesyłającą i odbiorczą dostosowują wartości, stosując korekty zachowawcze zatwierdzone przez właściwy organ.

Artykuł 49

Przenoszony CO₂

1. [89] Operator odejmuje od emisji z instalacji każdą ilość CO₂ pochodzącą z rodzajów działań objętych załącznikiem I do dyrektywy 2003/87/WE, która nie pochodzi z węgla o współczynniku zero i która nie jest emitowana z instalacji, lecz przenoszona z instalacji do dowolnej z następujących instalacji:

(i) instalacji wychwytującej w celu transportu i długoterminowego geologicznego składowania w składowisku dopuszczonym na mocy dyrektywy 2009/31/WE;

(ii) infrastruktury transportu CO₂ w celu długoterminowego geologicznego składowania w składowisku dopuszczonym na mocy dyrektywy 2009/31/WE;

(iii) składowiska dopuszczonego na mocy dyrektywy 2009/31/WE na potrzeby długoterminowego geologicznego składowania.

2. Prowadzący instalację przesyłającą podaje w rocznym sprawozdaniu na temat wielkości emisji kod identyfikacyjny instalacji odbiorczej uznany zgodnie z aktami przyjętymi na mocy art. 19 ust. 3 dyrektywy 2003/87/WE, jeżeli instalacja odbiorcza jest objęta tą dyrektywą. We wszystkich innych przypadkach prowadzący instalację przesyłającą podaje nazwisko, adres i dane osoby wyznaczonej do kontaktów w danej instalacji odbiorczej.

Akapit pierwszy ma zatem zastosowanie do instalacji odbiorczej w odniesieniu do kodu identyfikacyjnego instalacji przesyłającej.

3. [90] W celu określenia ilości CO₂ przeniesionego z jednej instalacji lub infrastruktury transportu CO₂ do innej instalacji lub infrastruktury transportu CO₂ zgodnie z ust. 1 operator stosuje, z zastrzeżeniem dalszych przepisów przewidzianych w załączniku IV do niniejszego rozporządzenia, metodykę opartą na obliczeniach lub metodykę opartą na pomiarach zgodnie z art. 43, 44 i 45niniejszego rozporządzenia.

W przypadku stosowania metodyki opartej na pomiarach źródło emisji odpowiada punktowi pomiarowemu, a wielkość emisji wyraża się jako ilość przeniesionego CO₂.

4. [91] Stosując metodykę opartą na pomiarach do określenia ilości CO₂ przenoszonego z jednej instalacji lub infrastruktury transportu CO₂ do innej, operator stosuje najwyższy poziom dokładności określony w sekcji 1 załącznika VIII do niniejszego rozporządzenia.

Operator może jednak zastosować następny z kolei niższy poziom dokładności, o ile stwierdzi, że zastosowanie najwyższego poziomu dokładności zdefiniowanego w sekcji 1 załącznika VIII do niniejszego rozporządzenia nie jest wykonalne technicznie lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów.

5. Prowadzący instalacje mogą wyznaczać ilości przenoszonego z instalacji CO₂ zarówno w instalacji przesyłającej, jak i odbiorczej. W takich przypadkach stosuje się art. 48 ust. 3.

6. [92] W przypadku przenoszenia do instalacji wychwytującej CO₂ powstałego z materiałów lub paliw zawierających frakcję węgla o współczynniku zero, instalacja przesyłająca odejmuje od swoich emisji zgłoszonych zgodnie z ust. 1 niniejszego artykułu jedynie ilość CO₂ proporcjonalną do frakcji węgla, która nie pochodzi z węgla o współczynniku zero.

Operator infrastruktury transportu CO₂ lub składowiska monitoruje emisje spowodowane wyciekami, emisje niezorganizowane i uwolnione emisje dowolnego CO₂ wymienionego w akapicie pierwszym, w tym CO₂ pochodzącego od podmiotów, które nie prowadzą działań wymienionych w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE, i zgłasza emisje tak, jakby CO₂ pochodził z paliw kopalnych.

7. [93] Operator infrastruktury transportu CO₂ może uwzględnić w emisjach zgłoszonych w danym okresie sprawozdawczym każdą ilość CO₂ tranzytowego, które zostało przeniesione do innej instalacji lub infrastruktury transportu CO₂ nie później niż do dnia 31 stycznia następnego roku. Operator sporządza corocznie wykaz CO₂ wprowadzanego do infrastruktury transportu CO₂ lub ją opuszczającego oraz osobno zgłasza CO₂ tranzytowe.

Artykuł 49a

Emisje trwale związane chemicznie w produkcie

[94] 1. Operator odejmuje od emisji z instalacji każdą ilość CO₂ pochodzącą z węgla nieobjętego współczynnikiem zero w rodzajach działań objętych załącznikiem I do dyrektywy 2003/87/WE, które nie są emitowane z instalacji, ale trwale związane chemicznie w produkcie wymienionym w rozporządzeniu delegowanym przyjętym na podstawie art. 12 ust. 3b dyrektywy 2003/87/WE.

Jeżeli CO₂ pochodzi z materiałów lub paliw zawierających frakcję węgla o współczynniku zero, operator odejmuje od emisji z instalacji jedynie ilość CO₂ trwale związanego chemicznie w produkcie wymienionym w rozporządzeniu delegowanym przyjętym na podstawie art. 12 ust. 3b dyrektywy 2003/87/WE, proporcjonalnie do frakcji węgla, która nie pochodzi z węgla o współczynniku zero.

2. W celu określenia ilości CO₂ związanego z produktem, który jest zgodny ze specyfikacjami określonymi w ust. 1, operator stosuje standardową metodykę zgodnie z sekcjami 2 i 4 załącznika II do niniejszego rozporządzenia lub bilans masowy zgodnie z art. 25 niniejszego rozporządzenia, wykorzystując w tym obliczeniu jako odpowiednie strumienie materiałów wsadowych paliwa i materiały wprowadzane do procesu, w którym CO₂ jest związany chemicznie, lub opuszczające ten proces, z uwzględnieniem wszelkich emisji pochodzących ze spalania związanych z tym procesem. W tym celu stosuje się najwyższy poziom dokładności określony w załączniku II do niniejszego rozporządzenia, jak przewidziano w tym samym załączniku w odniesieniu do działania, z którego pochodzi CO₂. Operator może jednak zastosować następny z kolei niższy poziom dokładności, o ile wykaże w sposób przekonujący dla właściwego organu, że zastosowanie najwyższego poziomu dokładności zdefiniowanego w załączniku II do niniejszego rozporządzenia nie jest wykonalne technicznie lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów.

Artykuł 50

Wykorzystywanie lub przenoszenie N₂O

1. Jeśli N₂O pochodzi z działań objętych załącznikiem I do dyrektywy 2003/87/WE, dla których - zgodnie z tym załącznikiem - N₂O ma znaczenie, a instalacja nie emituje N₂O, lecz przenosi go do innej instalacji, która monitoruje i zgłasza emisje zgodnie z niniejszym rozporządzeniem, nie liczy się go jako emisji z instalacji, z której pochodzi.

Instalacja, która otrzymuje N₂O z instalacji i działania zgodnie z akapitem pierwszym, monitoruje odpowiednie strumienie gazu przy użyciu tych samych metod, jak te wymagane na mocy niniejszego rozporządzenia, tak jakby emisje N₂O zostały wytworzone w samej instalacji odbiorczej.

Jednak w przypadku gdy N₂O jest napełniany do butli lub wykorzystywany jako gaz w produktach w taki sposób, że jest on emitowany poza instalacją, lub gdy jest przekazywany poza instalację do obiektów nieobjętych dyrektywą 2003/87/WE, liczy się go jako emisje z instalacji, z której pochodzi, z wyjątkiem ilości N₂O, w odniesieniu do których prowadzący instalację, z której N₂O pochodzi, jest w stanie wykazać przed właściwym organem, że przedmiotowy N₂O jest niszczony przy użyciu odpowiednich urządzeń do obniżania emisji.

2. W stosownych przypadkach prowadzący instalację przesyłającą podaje w rocznym sprawozdaniu na temat wielkości emisji kod identyfikacyjny instalacji odbiorczej uznany zgodnie z aktami przyjętymi na mocy art. 19 ust. 3 dyrektywy 2003/87/WE.

Akapit pierwszy ma zatem zastosowanie do instalacji odbiorczej w odniesieniu do kodu identyfikacyjnego instalacji przesyłającej.

3. W celu wyznaczenia ilości N₂O przenoszonego z jednej instalacji do drugiej prowadzący instalację stosuje metodykę opartą na pomiarach, w tym zgodnie z art. 43, 44 i 45. Źródło emisji odpowiada punktowi pomiarowemu, a wielkość emisji wyraża się jako ilość przeniesionego N₂O.

4. W celu wyznaczenia ilości N₂O przenoszonego z jednej instalacji do drugiej prowadzący instalację stosuje najwyższy poziom dokładności określony w załączniku VIII sekcja 1 w odniesieniu do emisji N₂O.

Prowadzący instalację może jednak zastosować następny z kolei niższy poziom dokładności o ile stwierdzi, że zastosowanie najwyższego poziomu dokładności zdefiniowanego w załączniku VIII sekcja 1 nie jest wykonalne technicznie lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów.

5. Prowadzący instalacje mogą wyznaczać ilości przenoszonego z instalacji N₂O zarówno w instalacji przesyłającej, jak i odbiorczej. W takich przypadkach stosuje się odpowiednio art. 48 ust. 3.

ROZDZIAŁ IV

MONITOROWANIE EMISJI I SKUTKÓW INNYCH NIŻ CO₂ EMISJI LOTNICZYCH [95]

Artykuł 51

Przepisy ogólne

1. [96] Każdy operator statku powietrznego prowadzi monitorowanie i raportowanie w zakresie emisji z działań lotniczych i skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych w odniesieniu do wszystkich lotów uwzględnionych w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE, wykonywanych przez operatora statku powietrznego w okresie sprawozdawczym, a także takich, za które operator statku powietrznego jest odpowiedzialny.

W tym celu operator statku powietrznego przypisuje wszystkie loty do roku kalendarzowego odpowiednio do czasu odlotu mierzonego zgodnie z uniwersalnym czasem koordynowanym.

2. (uchylony)

3. [97] W celu identyfikacji konkretnego odpowiedzialnego za lot operatora statku powietrznego, o którym mowa w art. 3 lit. o) dyrektywy 2003/87/WE, wykorzystuje się sygnał wywoławczy używany do celów kontroli ruchu lotniczego, jak określono w pozycji 7 planu lotu. Sygnał wywoławczy określa operatora statku powietrznego w następujący sposób:

a) w przypadku gdy pozycja 7 zawiera kod ICAO dla użytkownika statku powietrznego, konkretnym operatorem statku powietrznego jest użytkownik statku powietrznego, któremu przypisano ten kod ICAO;

b) w przypadku gdy pozycja 7 zawiera znak przynależności państwowej lub wspólny znak oraz znak rejestracyjny statku powietrznego, który jest wyraźnie wymieniony w certyfikacie przewoźnika lotniczego (lub równoważnym dokumencie) lub w dokumencie wydanym przez państwo i identyfikującym operatora statku powietrznego, konkretnym operatorem statku powietrznego jest osoba prawna lub fizyczna, do której należy ten certyfikat przewoźnika lotniczego (lub równoważny dokument) lub określona w dokumencie.

3a. [98] W przypadku gdy nie można zidentyfikować konkretnego operatora statku powietrznego na podstawie sygnału wywoławczego, o którym mowa w pkt 3, konkretnym odpowiedzialnym za lot operatorem statku powietrznego, o którym mowa w art. 3 lit. o) dyrektywy 2003/87/WE, jest osoba prawna lub fizyczna, która zawiera z kapitanem lotu stosunek umowny lub zatrudnia go.

4. Jeśli nie jest znana tożsamość operatora statku powietrznego, właściwy organ uznaje za operatora statku powietrznego właściciela statku powietrznego, chyba że wykaże on tożsamość odpowiedzialnego operatora statku powietrznego.

Artykuł 52

Przedkładanie planów monitorowania

1. [99] Co najmniej cztery miesiące przed podjęciem działań lotniczych objętych załącznikiem I do dyrektywy 2003/87/WE operator statku powietrznego przedkłada właściwemu organowi plan monitorowania dotyczący monitorowania i raportowania emisji i skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych zgodnie z art. 12 niniejszego rozporządzenia.

Na zasadzie odstępstwa od akapitu pierwszego operator statku powietrznego, który wykonuje działanie lotnicze wymienione w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE lub monitoruje i zgłasza skutki inne niż CO₂ emisji lotniczych po raz pierwszy, czego nie można było przewidzieć cztery miesiące wcześniej, bez zbędnej zwłoki i nie później niż sześć tygodni po wykonaniu danego działania, przedkłada właściwemu organowi plan monitorowania. Operator statku powietrznego przedstawia właściwemu organowi odpowiednie uzasadnienie, dlaczego plan monitorowania nie mógł być przedłożony cztery miesiące przed podjęciem działania.

Jeśli administrujące państwo członkowskie, o którym mowa w art. 18a dyrektywy 2003/87/WE, nie jest z góry znane, operator statku powietrznego przedkłada plan monitorowania bezzwłocznie po uzyskaniu dostępu do informacji o właściwym organie administrującego państwa członkowskiego.

2. (uchylony)

Artykuł 53

Metodyka monitorowania emisji z działań lotniczych

1. [100] Każdy operator statku powietrznego wyznacza roczną wielkość emisji CO₂ z działań lotniczych, mnożąc roczne zużycie każdego paliwa niemieszanego wyrażone w tonach przez odpowiedni współczynnik emisji.

W przypadku paliw lotniczych mieszanych operator statku powietrznego określa teoretyczną ilość każdego paliwa niemieszanego na podstawie całkowitej ilości tego paliwa lotniczego mieszanego i odpowiednich danych dotyczących składu, stosując następujące dane:

(i) w przypadku gdy paliwo zawiera biomasę, operator statku powietrznego określa frakcję biomasy zgodnie z art. 54;

(ii) w przypadku gdy paliwo zawiera RFNBO, RCF lub syntetyczne paliwo niskoemisyjne, operator statku powietrznego określa frakcję RFNBO lub RCF lub syntetyczną frakcję niskoemisyjną zgodnie z art. 54b;

(iii) w przypadku gdy frakcja RFNBO lub RCF lub syntetyczna frakcja niskoemisyjna nie jest objęta współczynnikiem zero i jeżeli operator statku powietrznego chce skorzystać z mechanizmu zerowania współczynnika emisji, operator statku powietrznego określa frakcję RFNBO lub RCF o współczynniku zero lub syntetyczną frakcję niskoemisyjną o współczynniku zero zgodnie z art. 54c;

(iv) jeżeli frakcja biomasy o współczynniku zero, frakcja RFNBO lub RCF o współczynniku zero lub syntetyczna frakcja niskoemisyjna o współczynniku zero nie są równe zero, operator statku powietrznego oblicza frakcję o współczynniku zero jako sumę frakcji biomasy o współczynniku zero, frakcji RFNBO lub RCF o współczynniku zero i syntetycznej frakcji niskoemisyjnej o współczynniku zero. Frakcja kopalna jest sumą wszystkich frakcji nieobjętych współczynnikiem zero;

(v) operator statku powietrznego oblicza ilość każdego paliwa niemieszanego jako całkowitą ilość paliwa lotniczego mieszanego pomnożoną przez odpowiedni ułamek.

Do celów ppkt (iv) niniejszego ustępu jeżeli operator statku powietrznego nie oblicza frakcji o współczynniku zero, frakcja kopalna wynosi 100 %.

1a. [101] Na zasadzie odstępstwa od ust. 1, w celu oceny progów emisji określonych w art. 55 ust. 1 i art. 55 ust. 2 niniejszego rozporządzenia, w art. 28a ust. 4 dyrektywy 2003/87/WE oraz w pozycji „Lotnictwo” w tabeli w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE operator statku powietrznego określa emisje CO₂, mnożąc roczne zużycie każdego paliwa przez jego wstępny współczynnik emisji.

1b. [102] Do celów sprawozdawczości zgodnie z art. 3 rozporządzenia delegowanego Komisji (UE) 2019/1603 (¹³) operator statku powietrznego określa i zgłasza emisje, które wynikają z pomnożenia rocznego zużycia każdego paliwa przez wstępny współczynnik emisji.

2. Każdy operator statku powietrznego wyznacza zużycie paliwa w odniesieniu do każdego lotu i każdego paliwa, uwzględniając paliwo zużyte przez pomocnicze źródło zasilania. W tym celu operator statku powietrznego stosuje jedną z metod określonych w załączniku III sekcja 1. Operator statku powietrznego dokonuje wyboru metody, która umożliwia najpełniejsze i najszybsze zgromadzenie danych przy najmniejszej niepewności bez prowadzenia do nieracjonalnych kosztów.

3. Każdy operator statku powietrznego wyznacza ilość uzupełnianego paliwa, o której mowa w załączniku III sekcja 1, na podstawie następujących danych:

a) pomiaru przeprowadzonego przez dostawcę paliwa, udokumentowanego potwierdzeniami dostaw paliwa lub fakturami dla każdego lotu;

b) danych z pokładowych systemów pomiarowych statku powietrznego odnotowanych w dokumentacji masy i wyważenia, w dzienniku technicznym statku powietrznego lub przesłanych w formie elektronicznej ze statku powietrznego do operatora statku powietrznego.4. Operator statku powietrznego wyznacza ilość paliwa znajdującego się w zbiorniku, korzystając z danych z pokładowych systemów pomiarowych statku powietrznego i odnotowanych w dokumentacji masy i wyważenia, w dzienniku technicznym statku powietrznego lub przesyłanych w formie elektronicznej ze statku powietrznego do operatora statku powietrznego.

5. Jeżeli ilość uzupełnianego paliwa lub ilość paliwa pozostałego w zbiornikach wyznacza się w jednostkach objętości i wyraża w litrach, operator statku powietrznego przelicza takie wartości z jednostek objętości na jednostki masy, stosując wartości gęstości. Operator statków powietrznych stosuje gęstość paliwa (która może być rzeczywistą lub standardową wartością wynoszącą 0,8 kg na litr) wykorzystywaną ze względów operacyjnych i względów bezpieczeństwa.

Procedura informowania o wykorzystaniu gęstości rzeczywistej lub standardowej zostaje opisana w planie monitorowania wraz z odniesieniem do odpowiedniej dokumentacji operatora statku powietrznego.

6. Do celów obliczeń, o których mowa w ust. 1, operator statku powietrznego stosuje domyślne współczynniki emisji podane w tabeli 1 w załączniku III.

Operatorzy statków powietrznych stosują jako wstępny współczynnik emisji domyślne współczynniki emisji określone w tabeli 1 w załączniku III.

W przypadku alternatywnych paliw lotniczych innych niż biopaliwa, RFNBO, RCF lub syntetyczne paliwa niskoemisyjne operator statku powietrznego określa współczynnik emisji zgodnie z art. 32 niniejszego rozporządzenia. Wartość opałową takich paliw określa się i zgłasza jako pozycję uzupełniającą. [103]

7. Na zasadzie odstępstwa od przepisów ust. 6 operator statku powietrznego może, po uzyskaniu zatwierdzenia ze strony właściwego organu, określić współczynnik emisji lub zawartość węgla pierwiastkowego, na której opiera się współczynnik, albo wartość opałową paliw w obrocie handlowym na podstawie rejestrów zakupów dotyczących odnośnego paliwa przekazanych przez dostawcę paliwa, pod warunkiem że określono je zgodnie z przyjętymi normami międzynarodowymi i nie można zastosować współczynników emisji wymienionych w tabeli 1 w załączniku III.

Artykuł 53a

Zasady raportowania dotyczące wykorzystywania alternatywnych paliw lotniczych

[104] 1. Operator statku powietrznego monitoruje ilość wykorzystanych alternatywnych paliw lotniczych i zgłasza tę ilość przypisaną do każdego lotu lub pary lotnisk.

2. W przypadku gdy alternatywne paliwa lotnicze są dostarczane do statku powietrznego w fizycznie identyfikowalnych partiach, operator statku powietrznego przedstawia wymagany przez właściwy organ dowód na to, że alternatywne paliwo lotnicze jest przypisywane do lotu bezpośrednio po uzupełnieniu paliwa na potrzeby tego lotu.

W przypadku gdy kilka kolejnych lotów odbywa się bez uzupełniania paliwa między nimi, operator statku powietrznego dzieli ilość alternatywnego paliwa i przypisuje ją do tych lotów proporcjonalnie do emisji z tych lotów obliczonych z zastosowaniem wstępnego współczynnika emisji.

3. W przypadku gdy alternatywne paliwa lotnicze nie mogą być fizycznie przypisane na lotnisku do konkretnego lotu, operator statku powietrznego przypisuje te paliwa do swoich lotów, w przypadku których uprawnienia muszą zostać umorzone zgodnie z art. 12 ust. 3 dyrektywy 2003/87/WE, proporcjonalnie do emisji z tych lotów rozpoczynających się na tym lotnisku, które to emisje obliczono z zastosowaniem wstępnego współczynnika emisji.

W związku z tym operator statku powietrznego musi przedstawić wymagany przez właściwy organ dowód na to, że alternatywne paliwo lotnicze zostało dostarczone do systemu tankowania na lotnisku odlotu w okresie sprawozdawczym lub 3 miesiące przed rozpoczęciem lub 3 miesiące po zakończeniu tego okresu sprawozdawczego.

4. Do celów ust. 2 i 3 operator statku powietrznego przedstawia wymagany przez właściwy organ dowód na to, że:

(i) całkowita ilość alternatywnego paliwa lotniczego, którą zgłoszono, nie przekracza całkowitego zużycia paliwa przez tego operatora statku powietrznego w ramach lotów, w przypadku których należy umorzyć uprawnienia zgodnie z art. 12 ust. 3 dyrektywy 2003/87/WE, rozpoczynających się z lotniska, na którym dostarcza się alternatywne paliwo lotnicze;

(ii) ilość alternatywnego paliwa lotniczego na potrzeby lotów, w przypadku których uprawnienia muszą zostać umorzone zgodnie z art. 12 ust. 3 dyrektywy 2003/87/WE, nie przekracza całkowitej ilości zakupionego alternatywnego paliwa lotniczego, od której odejmuje się całkowitą ilość alternatywnych paliw lotniczych sprzedaną stronom trzecim;

(iii) stosunek alternatywnych paliw lotniczych do paliw kopalnych przypisanych do lotów zagregowanych z podziałem na pary lotnisk nie przekracza maksymalnych ograniczeń dotyczących dodawania dla tego typu paliwa certyfikowanego zgodnie z uznaną normą międzynarodową;

(iv) nie dochodzi do podwójnego liczenia tej samej ilości alternatywnego paliwa lotniczego, a w szczególności że zakupione alternatywne paliwo lotnicze nie zostało zgłoszone jako wykorzystane ani we wcześniejszym sprawozdaniu, ani przez innego operatora statku powietrznego, ani w innym systemie ustalania opłat za emisję gazów cieplarnianych.

Do celów ppkt (i)–(iii) przyjmuje się, że każde paliwo pozostające w zbiornikach po locie i przed uzupełnieniem paliwa jest w 100 % paliwem kopalnym.

Do celów wykazania zgodności z wymogami, o których mowa w ppkt (iv), operator statku powietrznego może wykorzystywać dane zarejestrowane w unijnej bazie danych utworzonej zgodnie z art. 31a dyrektywy (UE) 2018/2001 lub w krajowej bazie danych utworzonej przez państwo członkowskie zgodnie z art. 31a ust. 5 tej dyrektywy.

Artykuł 54

Określanie frakcji biomasy w odniesieniu do biopaliw

[105] 1. Operator statku powietrznego określa frakcję biomasy w paliwach lotniczych mieszanych zawierających biopaliwa. operator statku powietrznego może albo założyć brak udziału biopaliwa i zastosować domyślną frakcję kopalną w wysokości 100 %, albo określić frakcję biopaliwa zgodnie z ust. 2 lub 3. operator statku powietrznego stosuje wartość domyślną wynoszącą 100 % frakcji biomasy w odniesieniu do biopaliw niemieszanych.

Na zasadzie odstępstwa od akapitu pierwszego operator statku powietrznego stosujący paliwa lotnicze mieszane zawierające biopaliwa może zdecydować się na monitorowanie zawartości biopaliw i zawartości kopalnych paliw lotniczych jako oddzielnych strumieni materiałów wsadowych, jeżeli można zastosować takie podejście w świetle dowodu przedstawionego przez dostawców paliwa.

2. Jeżeli biopaliwa są fizycznie mieszane z paliwami kopalnymi i dostarczane do statku powietrznego w fizycznie identyfikowalnych partiach, operator statku powietrznego może przeprowadzić analizy zgodnie z art. 32–35 w celu określenia frakcji biomasy na podstawie odpowiedniej normy i metod analitycznych określonych w tych artykułach, pod warunkiem że stosowanie tej normy i tych metod analitycznych zostało zatwierdzone przez właściwy organ. Jeżeli operator statku powietrznego przedstawi właściwemu organowi dowody na to, że takie analizy spowodowałyby nieracjonalne koszty lub nie są technicznie wykonalne, operator statku powietrznego może oprzeć szacunek zawartości biopaliwa na bilansie materiałowym mieszanki zakupionych paliw kopalnych i biopaliw. Jeżeli frakcję biomasy określono przy użyciu bilansu masowego zgodnie z art. 30 ust. 1 dyrektywy (UE) 2018/2001, dowody potwierdzające nieracjonalne koszty lub wykonalność techniczną nie są wymagane.

3. Jeżeli zakupione partie biopaliw nie są fizycznie dostarczane do określonego statku powietrznego, operator statku powietrznego nie stosuje analiz w celu określenia frakcji biomasy wykorzystywanych paliw. operator statku powietrznego może określić frakcję biomasy z wykorzystaniem rejestrów zakupu biopaliwa o równoważnej wartości energetycznej.

Artykuł 54a

Przepisy szczegółowe dotyczące kwalifikujących się paliw lotniczych

[106] 1. Do celów art. 3c ust. 6 dyrektywy 2003/87/WE operator wykonujący zarobkowe przewozy lotnicze ustanawia, dokumentuje, wdraża i utrzymuje procedurę pisemną w celu monitorowania wszelkich ilości kwalifikującego się niemieszanego paliwa lotniczego (w tonach) wykorzystywanego w lotach poddźwiękowych oraz zgłasza ilości kwalifikujących się paliw lotniczych zgłoszone jako osobna pozycja uzupełniająca w jego rocznym sprawozdaniu na temat wielkości emisji.

2. Do celów ust. 1 operator statku powietrznego zapewnia, aby każda zgłoszona ilość kwalifikującego się paliwa lotniczego była certyfikowana zgodnie z art. 30 dyrektywy (UE) 2018/2001 lub zgodnie z innym procesem certyfikacji akceptowanym na podstawie rozporządzenia 2023/2405. Właściwy organ może zezwolić operatorowi statku powietrznego na korzystanie z danych zarejestrowanych w unijnej bazie danych utworzonej zgodnie z art. 31a dyrektywy (UE) 2018/2001 lub w krajowej bazie danych utworzonej przez państwo członkowskie zgodnie z art. 31a ust. 5 tej dyrektywy. Jeżeli w późniejszym okresie zostanie stwierdzona niezgodność w zakresie dowodu zrównoważoności anulowanych ilości w wyżej wymienionych bazach danych, właściwy organ odpowiednio koryguje zweryfikowane ilości niemieszanych kwalifikujących się paliw lotniczych.

3. W przypadku paliw lotniczych mieszanych operator statku powietrznego może albo założyć brak udziału kwalifikującego się paliwa lotniczego i zastosować domyślną frakcję kopalną w wysokości 100 %, albo określić ilość niemieszanego kwalifikującego się paliwa lotniczego zgodnie z ust. 3a.

3a. operator statku powietrznego określa ilość niemieszanego kwalifikującego się paliwa lotniczego jako sumę niemieszanych paliw alternatywnych kwalifikujących się na mocy art. 3c ust. 6 dyrektywy 2003/87/WE, jak określono zgodnie z art. 53 ust. 1 niniejszego rozporządzenia. Niemieszane kwalifikujące się paliwa przypisuje się do każdego lotu lub pary lotnisk zgodnie z ust. 4 lub 5.

4. W przypadku gdy kwalifikujące się paliwa lotnicze są dostarczane do statku powietrznego w fizycznie identyfikowalnych partiach, operator statku powietrznego przedstawia wymagany przez właściwy organ dowód na to, że kwalifikujące się paliwo lotnicze jest przypisywane do lotu bezpośrednio po uzupełnieniu paliwa na potrzeby tego lotu.

W przypadku gdy kilka kolejnych lotów odbywa się bez uzupełniania paliwa między nimi, operator statku powietrznego dzieli ilość kwalifikujących się paliw lotniczych i przypisuje ją do tych lotów proporcjonalnie do emisji z tych lotów obliczonych z zastosowaniem wstępnego współczynnika emisji.

5. W przypadku gdy nie można fizycznie przypisać kwalifikujących się paliw lotniczych na lotnisku do konkretnego lotu, operator statku powietrznego przypisuje paliwo do swoich lotów, w przypadku których uprawnienia należy umorzyć zgodnie z art. 12 ust. 3 dyrektywy 2003/87/WE, oraz do swoich lotów, o których mowa w art. 3c ust. 8 tej dyrektywy, proporcjonalnie do emisji z tych lotów rozpoczynających się na tym lotnisku, obliczonych z zastosowaniem wstępnego współczynnika emisji.

W tym celu operator statku powietrznego musi przedstawić wymagany przez właściwy organ dowód na to, że kwalifikujące się paliwo lotnicze zostało dostarczone do systemu tankowania paliwa na lotnisku odlotu w okresie sprawozdawczym lub 3 miesiące przed rozpoczęciem lub 3 miesiące po zakończeniu tego okresu sprawozdawczego.

6. Do celów ust. 4 i 5 operator statku powietrznego przedstawia wymagany przez właściwy organ dowód na to, że:

a) całkowita ilość kwalifikującego się paliwa lotniczego, którą zgłoszono, nie przekracza całkowitego zużycia paliwa przez tego operatora statku powietrznego w ramach lotów, w przypadku których należy umorzyć uprawnienia zgodnie z art. 12 ust. 3 dyrektywy 2003/87/WE, oraz lotów, o których mowa w art. 3c ust. 8 tej dyrektywy, rozpoczynających się z lotniska, na którym dostarcza się kwalifikujące się paliwo lotnicze;

b) ilość kwalifikującego się paliwa lotniczego na potrzeby lotów, w przypadku których uprawnienia muszą zostać umorzone zgodnie z art. 12 ust. 3 dyrektywy 2003/87/WE, oraz lotów, o których mowa w art. 3c ust. 8 tej dyrektywy, nie przekracza całkowitej ilości zakupionego kwalifikującego się paliwa lotniczego, od której odejmuje się całkowitą ilość kwalifikujących się paliw lotniczych sprzedaną stronom trzecim;

c) stosunek kwalifikujących się paliw lotniczych do paliw kopalnych przypisanych do lotów zagregowanych z podziałem na pary lotnisk nie przekracza maksymalnych ograniczeń dotyczących dodawania dla tego typu paliwa certyfikowanego zgodnie z uznaną normą międzynarodową;

d) nie dochodzi do podwójnego liczenia tej samej ilości kwalifikującego się paliwa lotniczego, a w szczególności że zakupione kwalifikujące się paliwo lotnicze nie zostało zgłoszone jako wykorzystane ani we wcześniejszym sprawozdaniu, ani przez innego operatora statku powietrznego, ani w innym systemie ustalania opłat za emisję gazów cieplarnianych.

Do celów lit. a), b) i c) przyjmuje się, że każde paliwo pozostające w zbiornikach po locie i przed uzupełnieniem paliwa jest w 100 % niekwalifikującym się paliwem.

Do celów wykazania zgodności z wymogami, o których mowa w lit. d), operator statku powietrznego może wykorzystywać dane zarejestrowane w unijnej bazie danych utworzonej zgodnie z art. 31a dyrektywy (UE) 2018/2001 lub w krajowej bazie danych utworzonej przez państwo członkowskie zgodnie z art. 31a ust. 5 tej dyrektywy.

Artykuł 54b

Określenie frakcji RFNBO, frakcji RCF lub syntetycznej frakcji niskoemisyjnej

[107] 1. Operator statku powietrznego określa frakcję RFNBO lub RCF lub syntetyczną frakcję niskoemisyjną paliw lotniczych mieszanych zawierających RFNBO, RCF lub syntetyczne paliwo niskoemisyjne. Operator statku powietrznego może albo założyć brak RFNBO, RCF lub syntetycznego paliwa niskoemisyjnego i zastosować domyślną frakcję kopalną wynoszącą 100 %, albo określić frakcję RFNBO lub RCF lub syntetyczną frakcję niskoemisyjną zgodnie z ust. 2 lub 3. Operator statku powietrznego stosuje domyślną frakcję RFNBO lub RCF wynoszącą 100 % lub domyślną syntetyczną frakcję niskoemisyjną wynoszącą 100 %, stosownie do przypadku, w odniesieniu do niemieszanego RFNBO lub RCF lub niemieszanego syntetycznego paliwa niskoemisyjnego.

Na zasadzie odstępstwa od akapitu pierwszego operator statku powietrznego stosujący paliwa lotnicze mieszane z zawartością RFNBO, RCF lub syntetycznego paliwa niskoemisyjnego może zdecydować się na monitorowanie zawartości RFNBO lub RCF lub zawartości syntetycznego paliwa niskoemisyjnego i zawartości innych kopalnych paliw lotniczych jako oddzielnych strumieni materiałów wsadowych, jeżeli można zastosować takie podejście w świetle dowodu przedstawionego przez dostawców paliwa.

2. W przypadku gdy RFNBO, RCF lub syntetyczne paliwo niskoemisyjne są fizycznie mieszane z paliwami kopalnymi i dostarczane do statku powietrznego w fizycznie identyfikowalnych partiach, operator statku powietrznego oszacowuje zawartość RFNBO lub RCF lub zawartość syntetycznego paliwa niskoemisyjnego na podstawie bilansu masowego zgodnie z art. 30 ust. 1 dyrektywy (UE) 2018/2001, odzwierciedlając sposób, w jaki mieszane są paliwa kopalne i zakupione RFNBO, RCF lub syntetyczne paliwo niskoemisyjne.

3. W przypadku gdy zakupione partie RFNBO, RCF lub syntetycznego paliwa niskoemisyjnego nie są fizycznie dostarczane do określonego statku powietrznego, operator statku powietrznego może określić frakcję RFNBO lub RCF lub syntetyczną frakcję niskoemisyjną z wykorzystaniem rejestrów zakupu RFNBO, RCF lub syntetycznego paliwa niskoemisyjnego o równoważnej wartości energetycznej.

Artykuł 54c

Warunki dotyczące zerowania współczynnika emisji biopaliw, RFNBO, RCF i syntetycznych paliw niskoemisyjnych przez operatorów statków powietrznych

[108] 1. Operator statku powietrznego może zaliczyć frakcję biomasy paliwa lotniczego mieszanego na poczet frakcji biomasy o współczynniku zero tylko w wymiarze, w jakim zawartość biopaliwa spełnia kryteria określone w art. 38 ust. 5.

2. Operator statku powietrznego może zaliczyć frakcję RFNBO lub RCF w paliwie lotniczym mieszanym na poczet frakcji RFNBO lub RCF o współczynniku zero tylko w wymiarze, w jakim zawartość RFNBO lub RCF spełnia kryteria określone w art. 39a ust. 3.

3. Operator statku powietrznego może zaliczyć syntetyczną frakcję niskoemisyjną w paliwie lotniczym mieszanym na poczet syntetycznej frakcji niskoemisyjnej o współczynniku zerowym tylko w wymiarze, w jakim syntetyczna frakcja niskoemisyjna spełnia kryteria określone w art. 39a ust. 4.

4. Operator statku powietrznego może zgłosić biopaliwa o współczynniku zero, RFNBO lub RCF o współczynniku zero oraz syntetyczne paliwa niskoemisyjne o współczynniku zero tylko w wymiarze, w jakim te paliwa o współczynniku zero są zgodne z maksymalnym zużyciem paliwa określonym zgodnie z art. 53a niniejszego rozporządzenia, w odniesieniu do lotów, w przypadku których należy umorzyć uprawnienia zgodnie z art. 12 ust. 3 dyrektywy 2003/87/WE.

Artykuł 55

Małe podmioty uczestniczące w systemie

1. Operatorzy statków powietrznych obsługujący mniej niż 243 loty w czasie trzech kolejnych czteromiesięcznych okresów oraz operatorzy statków powietrznych obsługujący loty o całkowitych rocznych emisjach wynoszących mniej niż 25 000 ton CO₂ na rok są uznawani za małe podmioty uczestniczące w systemie.

2. [109] Na zasadzie odstępstwa od art. 53 małe podmioty uczestniczące w systemie i operatorzy statków powietrznych, których całkowite roczne emisje są niższe niż 3 000 ton CO₂ z lotów innych niż te, o których mowa w art. 28a ust. 1 lit. a) i art. 3c ust. 8 dyrektywy 2003/87/WE, mogą szacować zużycie paliwa na podstawie odległości w podziale na pary lotnisk przy pomocy narzędzi wprowadzonych przez Eurocontrol lub inną odpowiednią organizację, które są w stanie przetwarzać wszystkie istotne informacje dotyczące ruchu lotniczego, a także unikać niedoszacowania wielkości emisji.

Właściwe narzędzia mogą być wykorzystywane wyłącznie po zatwierdzeniu ich przez Komisję z uwzględnieniem zastosowania współczynników korygujących w celu wyrównania wszelkich nieścisłości w metodach modelowania.

3. Na zasadzie odstępstwa od art. 12 mały podmiot uczestniczący w systemie, który chce użyć dowolnego z narzędzi, o których mowa w ust. 2 niniejszego artykułu, może przedstawić w planie monitorowania emisji tylko następujące informacje:

a) informacje wymagane na mocy załącznika I sekcja 2 pkt 1;b) dowody potwierdzające zgodność z wartościami progowymi dotyczącymi małych podmiotów uczestniczących w systemie określonymi w ust. 1 niniejszego artykułu;

c) nazwy lub odniesienia do narzędzia, o którym mowa w ust. 2 niniejszego artykułu i które będzie używane do szacowania zużycia paliwa.

Mały podmiot uczestniczący w systemie jest zwolniony z wymogu przedkładania dokumentów uzupełniających, o których mowa w art. 12 ust. 1 akapit trzeci.

4. Jeśli operator statku powietrznego korzysta z jednego z narzędzi, o których mowa w ust. 2, i przekracza wartości progowe, o których mowa w ust. 1, w ciągu roku sprawozdawczego, niezwłocznie powiadamia o tym właściwy organ.

Operator statku powietrznego niezwłocznie zgłasza właściwemu organowi każdą istotną zmianę planu monitorowania w rozumieniu art. 15 ust. 4 lit. a) ppkt (iv) w celu zatwierdzenia.

Właściwy organ zezwala jednak operatorowi statku powietrznego na dalsze korzystanie z narzędzia, o którym mowa w ust. 2, pod warunkiem że operator statku powietrznego wykaże w sposób wymagany przez właściwy organ, że w ciągu ostatnich pięciu okresów sprawozdawczych nie przekroczono wartości progowych, o których mowa w ust. 1, oraz że nie zostaną one ponownie przekroczone w kolejnym okresie sprawozdawczym i dalszych okresach.

Artykuł 56

Źródła niepewności

1. Przy wyborze metodyki monitorowania zgodnie z art. 53 ust. 2 operator statku powietrznego uwzględnia źródła niepewności i związane z nimi poziomy niepewności.

2. Operator statku powietrznego regularnie prowadzi odpowiednie działania kontrolne, w tym kontrole krzyżowe ilości uzupełnianego paliwa, określonej na fakturach, oraz ilości takiego paliwa ustalonej w wyniku pomiaru pokładowego, a w przypadku wystąpienia istotnych odchyleń podejmuje działania naprawcze.

Artykuł 56a

Obliczanie ekwiwalentu CO₂ dla skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych

[110] 1. Każdy operator statku powietrznego monitoruje skutki innych niż CO₂ emisji lotniczych wynikające z działań wykonywanych przez samoloty wyposażone w silniki odrzutowe, wyrażone w ekwiwalencie CO₂ (CO₂(e)) na lot.

2. Operator statku powietrznego oblicza CO₂(e) na lot z użyciem współczynnika GWP, w szczególności GWP₂₀, GWP₅₀ i GWP₁₀₀, co daje trzy wartości CO₂(e) dla trzech perspektyw czasowych (20, 50 i 100 lat) dla każdego monitorowanego lotu.

3. Operator statku powietrznego stosuje wskaźnik skuteczności określonej w niniejszym rozporządzeniu i w NEATS, aby udoskonalić współczynnik, o którym mowa w ust. 2, do obliczania CO₂(e) na lot, chyba że operator statku powietrznego przedstawi właściwemu organowi dowody na to, że nie można zastosować wskaźnika skuteczności.

4. Do obliczenia CO₂(e) na lot każdy operator statku powietrznego stosuje metodę obliczania CO₂(e) obejmującą następujące elementy:

a) moduł spalania paliwa i moduł oszacowania emisji, jak opisano w sekcji 3 załącznika IIIa;

b) metodę C obejmującą podejście oparte na danych meteorologicznych oraz metodę D obejmującą podejście uproszczone w oparciu o lokalizację, o których mowa w sekcji 4 załącznika IIIa;

c) podejście oparte na wartościach domyślnych, stosowane w przypadku luk w danych, opisane w sekcji 5 załącznika IIIa i w załączniku IIIb.

Metoda C i metoda D opierają się na danych wejściowych z modułów, o których mowa w lit. a) niniejszego ustępu, danych od operatora statku powietrznego i odpowiednich danych meteorologicznych pochodzących od operatora statku powietrznego lub ze źródeł zewnętrznych.

5. Każdy operator statku powietrznego stosuje metodę C do obliczenia CO₂(e) na lot.

6. Na zasadzie odstępstwa od ust. 5 małe podmioty uczestniczące w systemie, zdefiniowane w art. 55 ust. 1, mogą stosować metodę D.

7. Aby stosować modele obliczania CO₂(e) do swoich lotów, operatorzy statków powietrznych muszą spełniać wszystkie poniższe warunki, korzystając z NEATS zgodnie z sekcją 2 załącznika IIIa, z własnych narzędzi informatycznych i narzędzi informatycznych stron trzecich, albo łącząc NEATS i te narzędzia:

a) narzędzia te spełniają wymogi określone w załączniku IIIa w odniesieniu do modułu oszacowania emisji w sekcji 3, 4 i 5 tego załącznika;

b) w przypadku gdy potrzebne są ulepszone dane meteorologiczne, jak określono w załączniku IIIa, w narzędziach tych wykorzystuje się ten sam wspólny wzorcowy model numerycznego prognozowania pogody i dane meteorologiczne takie jak te udostępniane za pośrednictwem NEATS;

c) narzędzia te umożliwiają i ułatwiają dostęp do monitorowanych danych na potrzeby weryfikacji zgodnie z sekcją 4 załącznika IIIa;

d) narzędzia te zapewniają bezpieczne przechowywanie monitorowanych danych przez co najmniej 2 lata i są wyposażone w funkcje tworzenia kopii zapasowych i odzyskiwania danych;

e) narzędzia te są zgodne z zasadami ustanowionymi w art. 75 ust. 1.

8. W przypadku gdy operator statku powietrznego planuje użyć narzędzi, o których mowa w ust. 7, innych niż moduł spalania paliwa, operator statku powietrznego uprzednio przedkłada Komisji specyfikacje techniczne tych narzędzi. Komisja ocenia specyfikacje narzędzi i w przypadku gdy narzędzia te są zgodne z wymogami niniejszego rozporządzenia, zatwierdza te narzędzia. Następnie operator statku powietrznego opisuje specyfikacje techniczne zatwierdzonych narzędzi i przepływ działań w planie monitorowania.

Artykuł 56b

Monitorowanie danych

[111] 1. Operator statku powietrznego monitoruje dane wymienione w sekcji 4 załącznika IIIa.

2. Monitorowane dane, o których mowa w ust. 1, są pozyskiwane przez operatora statków powietrznych między innymi z rejestratora parametrów lotu statku powietrznego, jeżeli jest dostępny.

3. Na zasadzie odstępstwa od ust. 2 operator statku powietrznego może zdecydować się na monitorowanie niektórych lub wszystkich danych w oparciu o:

a) niezależne źródła zewnętrzne, takie jak Eurocontrol;

b) NEATS, jak opisano w sekcji 2 załącznika IIIa.

4. Jeżeli dane nie są dostępne i operator statku powietrznego wykazał, że nie jest w stanie uzyskać tych danych za pośrednictwem NEATS lub z użyciem innych metod, operator statku powietrznego korzysta z wartości domyślnych określonych w sekcji 5 załącznika IIIa i w załączniku IIIb.

5. Operatorzy statków powietrznych zapewniają weryfikatorowi dostęp do wszystkich danych, które są niezbędne do weryfikacji, w tym danych poufnych. Na wniosek operatora statku powietrznego właściwy organ traktuje informacje przekazane przez operatora statku powietrznego jako poufne.

6. Jeżeli operator statku powietrznego nie może skorzystać z NEATS, gdyż system ten nie jest dostępny, operator statku powietrznego monitoruje co najmniej informacje o locie i właściwościach statku powietrznego w odniesieniu do każdego lotu. W takim przypadku operator oblicza CO₂(e) na lot w późniejszym terminie, najpóźniej po udostępnieniu NEATS przez Komisję.

7. Jeżeli nie można korzystać ze wspólnego wzorcowego modelu NWP ze względu na jego niedostępność w NEATS, na zasadzie odstępstwa od art. 56a ust. 5 operator statku powietrznego stosuje metodę D. Po udostępnieniu wspólnego wzorcowego modelu NWP operator statku powietrznego stosuje odpowiednią metodę zgodnie z art. 56a ust. 5 i 6.

8. W stosownych przypadkach NEATS jest aktualizowany.

Artykuł 57

(uchylony)

ROZDZIAŁ V

ZARZĄDZANIE DANYMI I ICH KONTROLA

Artykuł 58

Działania w zakresie przepływu danych

1. [112] Operator instalacji lub operator statku powietrznego ustala, dokumentuje, wdraża i utrzymuje pisemne procedury dotyczące działań w zakresie przepływu danych w odniesieniu do monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych i skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych oraz zapewnia, aby roczny raport na temat wielkości emisji, przygotowany w ramach działań w zakresie przepływu danych, nie zawierał nieprawidłowości oraz aby był zgodny z planem monitorowania, wspomnianymi pisemnymi procedurami i niniejszym rozporządzeniem.

2. Opisy pisemnych procedur odnoszących się do działań w zakresie przepływu danych zawarte w planie monitorowania obejmują co najmniej następujące elementy:

a) informacje wymienione w art. 12 ust. 2;

b) identyfikację źródeł danych pierwotnych;

c) [113] każdy etap przepływu danych, od danych pierwotnych po dane dotyczące rocznej wielkości emisji lub skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych, w sposób odzwierciedlający kolejność działań w zakresie przepływu danych oraz interakcję między nimi, w tym odnośne wzory i stosowane etapy agregacji danych;

d) odpowiednie etapy przetwarzania odnoszące się do każdego określonego działania w zakresie przepływu danych, w tym wzory i dane wykorzystane w celu wyznaczenia wielkości emisji;

e) odpowiednie stosowane elektroniczne systemy przetwarzania i przechowywania danych, a także interakcję między takimi systemami a innymi drogami pozyskiwania danych, w tym ręcznym wprowadzaniem danych;

f) sposoby rejestracji wyników działań w zakresie przepływu danych.

Artykuł 59

System kontroli

1. Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego ustala, dokumentuje, wdraża i utrzymuje skuteczny system kontroli w celu zapewnienia, aby roczny raport na temat wielkości emisji, przygotowany w ramach działań w zakresie przepływu danych, nie zawierał nieprawidłowości oraz aby był zgodny z planem monitorowania i niniejszym rozporządzeniem.

2. System kontroli, o którym mowa w ust. 1, obejmuje następujące elementy:

a) przeprowadzenie przez prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego oceny ryzyka nieodłącznego i ryzyka zawodności systemów kontroli wewnętrznej w oparciu o pisemną procedurę przeprowadzania oceny;

b) pisemne procedury odnoszące się do działań kontrolnych, mające na celu minimalizację zidentyfikowanych czynników ryzyka.

3. Pisemne procedury odnoszące się do działań kontrolnych, o których mowa w ust. 2 lit. b), obejmują co najmniej:

a) zapewnianie jakości urządzeń pomiarowych;

b) zapewnianie jakości systemu informatycznego wykorzystywanego do celów działań w zakresie przepływu danych, w tym technologii komputerowych służących kontroli procesu;

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

d) wewnętrzne przeglądy i walidację danych;

e) korekty i działania naprawcze;

f) kontrolę procesów zlecanych na zewnątrz;

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

4. Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego monitoruje skuteczność systemu kontroli, między innymi przeprowadzając wewnętrzne przeglądy i uwzględniając ustalenia poczynione przez weryfikatora podczas weryfikacji rocznych raportów na temat wielkości emisji, prowadzonej na mocy rozporządzenia wykonawczego (UE) 2018/2067.

Każdorazowo, gdy stwierdza się nieskuteczność systemu kontroli lub jego niewspółmierność do zidentyfikowanego czynnika ryzyka, prowadzący instalację lub operator statku powietrznego podejmuje działania w celu udoskonalenia systemu kontroli i aktualizuje plan monitorowania bądź bazowe procedury pisemne odnoszące się do działań w zakresie przepływu danych, oceny ryzyka i działań kontrolnych, stosownie do przypadku.

Artykuł 60

Zapewnianie jakości

1. Do celów art. 59 ust. 3 lit. a) prowadzący instalację zapewnia regularną kalibrację, regulację i kontrolę wszystkich odpowiednich urządzeń pomiarowych, również przed ich użyciem, oraz ich sprawdzenie pod kątem zgodności z normami pomiarowymi odpowiadającymi międzynarodowym normom pomiarowym, o ile są dostępne, zgodnie z wymogami niniejszego rozporządzenia i proporcjonalnie do zidentyfikowanego ryzyka.

Jeżeli części składowe systemu pomiarowego nie mogą być skalibrowane, prowadzący instalację wskazuje je w planie monitorowania i proponuje alternatywne działania kontrolne.

W przypadku stwierdzenia, że urządzenie nie jest zgodne z wymaganymi parametrami działania, prowadzący instalację bezzwłocznie podejmuje niezbędne działania naprawcze.

2. W odniesieniu do systemów ciągłych pomiarów emisji prowadzący instalację stosuje środki zapewniania jakości zgodne z normą „Zapewnienie jakości zautomatyzowanych systemów pomiarowych" (EŃ 14181), w tym równoległe pomiary metodami referencyjnymi prowadzone co najmniej raz w roku przez pracowników posiadających odpowiednie kompetencje.

Jeśli takie środki zapewniania jakości wymagają granicznych wielkości emisji jako niezbędnych parametrów podstawy kalibracji i kontroli działania, zamiast takich granicznych wielkości emisji jako wartość zastępczą stosuje się średnie roczne stężenie godzinowe danego gazu cieplarnianego. Jeśli prowadzący instalację stwierdza brak zgodności z wymogami w zakresie zapewniania jakości, w tym konieczność ponownej kalibracji, zgłasza tę okoliczność właściwemu organowi i bezzwłocznie podejmuje działania naprawcze.

Artykuł 61

Zapewnianie jakości technologii informacyjnych

Do celów art. 59 ust. 3 lit. b) prowadzący instalację lub operator statku powietrznego zapewnia, aby system informatyczny był zaprojektowany, udokumentowany, testowany, wdrożony, kontrolowany i utrzymywany w sposób zapewniający rzetelne, dokładne i prowadzone w odpowiednim czasie przetwarzanie danych, odpowiednio do zidentyfikowanego czynnika ryzyka, zgodnie z art. 59 ust. 2 lit. a).

Kontrola systemu informatycznego obejmuje kontrolę dostępu, kontrolę sporządzania kopii zapasowych, odzyskiwanie danych, planowanie ciągłości działania oraz zabezpieczenia.

Artykuł 62

Podział obowiązków

Do celów art. 59 ust. 3 lit. c) prowadzący instalację lub operator statku powietrznego wyznacza osoby odpowiedzialne za wszystkie działania w zakresie przepływu danych oraz za wszystkie działania kontrolne w sposób zapewniający rozdział sprzecznych ze sobą obowiązków. Przy braku innych działań kontrolnych operator taki zapewnia w odniesieniu do wszystkich działań w zakresie przepływu danych, w przypadku których zidentyfikowano ryzyko nieodłączne, że wszystkie istotne informacje i dane potwierdza co najmniej jedna osoba, która nie brała udziału w ustalaniu i rejestrowaniu takich informacji lub danych.

Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego zarządza kompetencjami niezbędnymi w przypadku odnośnych obowiązków, w tym właściwym przydziałem obowiązków, szkoleniem i przeglądami wyników.

Artykuł 63

Wewnętrzne przeglądy i walidacja danych

1. Do celów art. 59 ust. 3 lit. d) i na podstawie ryzyka nieodłącznego i ryzyka zawodności systemów kontroli wewnętrznej zidentyfikowanego w ramach oceny ryzyka, o której mowa w art. 59 ust. 2 lit. a), prowadzący instalację lub operator statku powietrznego dokonuje przeglądu i walidacji danych uzyskanych w ramach działań w zakresie przepływu danych, o których mowa w art. 58.

Taki przegląd i taka walidacja danych obejmują co najmniej:

a) sprawdzenie, czy dane są kompletne;

b) porównanie danych uzyskiwanych przez prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego, monitorowanych i zgłaszanych przez kilka lat;

c) porównanie danych i wartości uzyskanych z różnych systemów gromadzenia danych operacyjnych, w tym, w stosownych przypadkach, następujące porównania:

(i) porównanie danych dotyczących zakupu paliwa lub materiałów z danymi dotyczącymi zmiany zapasów oraz z danymi dotyczącymi zużycia odnoszącymi się do odpowiednich strumieni materiałów wsadowych;

(ii) porównanie współczynników obliczeniowych wyznaczonych w drodze analizy, obliczonych lub otrzymanych od dostawcy paliwa lub materiału, z krajowymi lub międzynarodowymi referencyjnymi współczynnikami porównywalnych paliw lub materiałów;

(iii) porównanie wielkości emisji wyznaczonych metodami opartymi na pomiarach z wynikami obliczenia potwierdzającego zgodnie z art. 46;

(iv) porównanie danych zagregowanych z surowymi danymi.

2. Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego w miarę możliwości zapewnia, aby kryteria odrzucania danych w ramach przeglądu i walidacji były znane z wyprzedzeniem. W tym celu kryteria odrzucania danych ustanawia się w dokumentacji odpowiednich pisemnych procedur.

Artykuł 64

Korekty i działania naprawcze

1. W przypadku stwierdzenia, że jakikolwiek element działań w zakresie przepływu danych, o których mowa w art. 58, lub działań kontrolnych, o których mowa w art. 59, nie funkcjonuje skutecznie lub funkcjonuje poza granicami ustalonymi w dokumentacji procedur odnoszących się do takich działań w zakresie przepływu danych i działań kontrolnych, prowadzący instalację lub operator statku powietrznego dokonuje odpowiednich korekt i koryguje odrzucone dane w celu uniknięcia niedoszacowania wielkości emisji.

2. Do celów ust. 1 prowadzący instalację lub operator statku powietrznego wykonuje co najmniej wszystkie następujące czynności:

a) ocenę prawidłowości wyników podjęcia stosownych kroków w odniesieniu do działań w zakresie przepływu danych, o których mowa w art. 58, lub działań kontrolnych, o których mowa w art. 59;

b) ustalenie przyczyny odnośnej nieprawidłowości w funkcjonowaniu lub błędu;

c) wdrożenie odpowiednich działań naprawczych, w tym korektę wszelkich wymagających tego danych w raporcie na temat wielkości emisji, stosownie do przypadku.

3. Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego przeprowadza korekty i działania naprawcze na mocy ust. 1 niniejszego artykułu w sposób uwzględniający ryzyko nieodłączne i ryzyko zawodności systemów kontroli wewnętrznej zidentyfikowane w ramach oceny ryzyka, o której mowa w art. 59.

Artykuł 65

Procesy zlecane na zewnątrz

W przypadku zlecenia na zewnątrz jednego działania lub większej liczby działań w zakresie przepływu danych, o których mowa w art. 58, lub działań kontrolnych, o których mowa w art. 59, prowadzący instalację lub operator statku powietrznego wykonuje wszystkie następujące czynności:

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

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

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

d) zapewnia, aby działania zlecone na zewnątrz były prowadzone w sposób uwzględniający ryzyko nieodłączne i ryzyko zawodności systemów kontroli wewnętrznej zidentyfikowane w ramach oceny ryzyka, o której mowa w art. 59.

Artykuł 66

Postępowanie na wypadek luk w danych na potrzeby raportowania emisji [114]

1. Jeśli brakuje danych istotnych dla wyznaczenia wielkości emisji z instalacji, prowadzący instalację stosuje odpowiednią metodę szacowania w celu określenia mających zachowawczy charakter danych zastępujących dane z odnośnego okresu i dotyczących brakującego parametru.

Jeśli prowadzący instalację nie określił metody szacowania w pisemnej procedurze, ustanawia taką pisemną procedurę i przedkłada właściwemu organowi do zatwierdzenia odpowiednią zmianę planu monitorowania zgodnie z art. 15.

2. [115] Jeśli brakuje danych istotnych dla wyznaczenia wielkości emisji operatora statku powietrznego z jednego lotu lub większej liczby lotów, taki operator wykorzystuje dane zastępujące dane z odnośnego okresu, obliczone alternatywną metodą zdefiniowaną w planie monitorowania.

W przypadku niemożności ustalenia danych zastępujących zgodnie z akapitem pierwszym niniejszego ustępu operator statku powietrznego może oszacować emisje z takiego lotu lub takich lotów na podstawie zużycia paliwa, wyznaczonego za pomocą narzędzia, o którym mowa w art. 5 5 ust. 2.

Jeśli liczba lotów, w odniesieniu do których występują luki w danych, o których mowa w dwóch pierwszych akapitach, przekracza 5 % zgłaszanych rocznych lotów, operator statku powietrznego bez zbędnej zwłoki powiadamia o tym właściwy organ i podejmuje działania naprawcze w celu udoskonalenia metodyki monitorowania.

Artykuł 67

Zapisy i dokumentacja

1. Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego przechowuje przez co najmniej 10 lat zapisy wszystkich istotnych danych i informacji, w tym informacji wymienionych w załączniku IX.

Udokumentowane i zarchiwizowane dane z monitorowania umożliwiają weryfikację rocznego raportu na temat wielkości emisji zgodnie z rozporządzeniem wykonawczym (UE) 2018/2067. Dane zgłoszone przez prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego zawarte w elektronicznym systemie zgłaszania danych i zarządzania nimi, ustanowionym przez właściwy organ, można uznać za przechowywane przez prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego, jeśli może on uzyskać dostęp do takich danych.

2. Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego zapewnia, aby odpowiednie dokumenty były dostępne wtedy, kiedy są potrzebne i tam, gdzie są potrzebne do przeprowadzenia działań w zakresie przepływu danych oraz działań kontrolnych.

Prowadzący instalację lub operator statku powietrznego na żądanie udostępnia takie dokumenty właściwemu organowi, a także weryfikatorowi weryfikującemu raport na temat wielkości emisji zgodnie z rozporządzeniem wykonawczym (UE) 2018/2067.

ROZDZIAŁ VI

WYMOGI DOTYCZĄCE RAPORTOWANIA

Artykuł 68

Terminy i obowiązki dotyczące raportowania

1. Do dnia 31 marca każdego roku prowadzący instalację lub operator statku powietrznego przedkłada właściwemu organowi raport na temat wielkości emisji, przedstawiający roczną wielkość emisji w okresie sprawozdawczym i zweryfikowany zgodnie z rozporządzeniem wykonawczym (UE) 2018/2067.

Właściwe organy mogą jednak wymagać od prowadzących instalacje lub operatorów statków powietrznych przedłożenia zweryfikowanego rocznego raportu na temat wielkości emisji wcześniej niż do dnia 31 marca, ale nie wcześniej niż do dnia 28 lutego.

2. (uchylony)

3. Roczne raporty na temat wielkości emisji zawierają co najmniej informacje wymienione w załączniku X.

4. Państwa członkowskie przedkładają Komisji zweryfikowany roczny raport na temat wielkości emisji każdej instalacji spalania odpadów komunalnych, o których mowa w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE, do dnia 30 kwietnia każdego roku.

W przypadku gdy właściwy organ skorygował zweryfikowane emisje po dniu 30 kwietnia danego roku, państwa członkowskie bez zbędnej zwłoki powiadamiają o tej korekcie Komisję.

5. [116] Operator statku powietrznego przedkłada właściwemu organowi na tych samych warunkach, o których mowa w ust. 1, w formie załącznika do rocznego raportu na temat wielkości emisji, oddzielny raport, w którym przedstawia roczne skutki innych niż CO₂ emisji lotniczych.

6. [117] Oddzielny raport, o którym mowa w ust. 5, zawiera co najmniej informacje wymienione w sekcji 2a załącznika X.

Artykuł 69

Raportowanie w zakresie udoskonaleń w metodyce monitorowania

1. [118] Każdy operator regularnie sprawdza, czy stosowana metodyka monitorowania może zostać udoskonalona.

Prowadzący instalację przedstawia do zatwierdzenia właściwemu organowi raport zawierający informacje, o których mowa w ust. 2 lub 3, stosownie do sytuacji, w następujących terminach:

a) w przypadku instalacji kategorii A, do dnia 30 czerwca co pięć lat;

b) w przypadku instalacji kategorii B, do dnia 30 czerwca co trzy lata;

c) w przypadku instalacji kategorii C, do dnia 30 czerwca co dwa lata.

Właściwy organ może jednak określić alternatywny termin składania raportu, nie późniejszy jednak niż dzień 30 września tego samego roku.

Na zasadzie odstępstwa od akapitów drugiego i trzeciego oraz nie naruszając przepisów akapitu pierwszego, właściwy organ może zatwierdzić, wraz z planem monitorowania lub raportem dotyczącym udoskonaleń, przedłużenie terminu mającego zastosowanie zgodnie z akapitem drugim, jeżeli prowadzący instalację dostarczy w sposób wymagany przez właściwy organ dowody na przedłożenie planu monitorowania zgodnie z art. 12 lub - po powiadomieniu o aktualizacjach - zgodnie z art. 15, lub - po przedłożeniu raportu dotyczącego udoskonaleń - zgodnie z niniejszym artykułem, że powody, dla których koszty uznaje się za nieracjonalne, lub środki na rzecz poprawy za technicznie niewykonalne, będą występować przez dłuższy okres. Przedłużenie to uwzględnia liczbę lat, za które prowadzący instalację dostarcza dowody. Całkowity okres między raportami dotyczącymi udoskonaleń nie przekracza trzech lat w przypadku instalacji kategorii C, czterech lat w przypadku instalacji kategorii B lub pięciu lat w przypadku instalacji kategorii A.

2. Jeśli prowadzący instalację nie stosuje co najmniej poziomów dokładności wymaganych na mocy art. 26 ust. 1 akapit pierwszy w odniesieniu do głównych i pomniejszych strumieni materiałów wsadowych oraz na mocy art. 41 w odniesieniu do źródeł emisji, przedstawia on uzasadnienie, w którym wykazuje, że stosowanie wymaganych poziomów dokładności nie byłoby technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów.

W przypadku stwierdzenia jednak, że zastosowanie środków niezbędnych do osiągnięcia takich poziomów dokładności stało się technicznie wykonalne i nie prowadzi już do nieracjonalnych kosztów, prowadzący instalację powiadamia właściwy organ o odpowiednich zmianach planu monitorowania zgodnie z art. 15 oraz przedkłada propozycje dotyczące wdrożenia odnośnych środków i harmonogram ich wdrożenia.

3. Jeśli prowadzący instalację stosuje rezerwową metodykę monitorowania, o której mowa w art. 22, wówczas przedstawia: uzasadnienie, dlaczego zastosowanie co najmniej poziomu dokładności 1 w odniesieniu do jednego głównego lub pomniejszego strumienia materiałów wsadowych lub większej liczby takich strumieni nie jest technicznie wykonalne bądź prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów.

W przypadku stwierdzenia jednak, że zastosowanie środków niezbędnych do osiągnięcia co najmniej poziomu dokładności 1 dla takich źródeł materiałów wsadowych stało się technicznie wykonalne i nie prowadzi już do nieracjonalnych kosztów, prowadzący instalację powiadamia właściwy organ o odpowiednich zmianach planu monitorowania zgodnie z art. 15 oraz przedkłada propozycje dotyczące wdrożenia odnośnych środków i harmonogram ich wdrożenia.

4. Jeśli w sprawozdaniu z weryfikacji sporządzonym zgodnie z rozporządzeniem wykonawczym (UE) 2018/2067 przedstawiono przypadki nieuregulowanej niezgodności z wymogami lub zalecenia dotyczące udoskonaleń, zgodnie z art. 27, 29 i 30 wspomnianego rozporządzenia wykonawczego, prowadzący instalację lub operator statku powietrznego przedkłada raport do zatwierdzenia właściwemu organowi do dnia 30 czerwca roku, w którym weryfikator sporządził sprawozdanie z weryfikacji. W takim raporcie opisuje się, w jaki sposób i kiedy prowadzący instalację lub operator statku powietrznego naprawił lub planuje naprawić niezgodności zidentyfikowane przez weryfikatora oraz wdrożył lub zamierza wdrożyć zalecane udoskonalenia.

Właściwy organ może określić alternatywny termin składania raportu, o którym mowa w niniejszym ustępie, nie późniejszy jednak niż dzień 30 września tego samego roku. W stosownych przypadkach taki raport można połączyć z raportem, o którym mowa w ust. 1 niniejszego artykułu.

Jeśli zalecane udoskonalenia nie doprowadziłyby do udoskonalenia metodyki monitorowania, prowadzący instalację lub operator statku powietrznego przedstawia odpowiednie uzasadnienie. Jeśli zalecane udoskonalenia prowadziłyby do nieracjonalnych kosztów, prowadzący instalację lub operator statku powietrznego przedstawia dowody potwierdzające nieracjonalny charakter takich kosztów.

5. Ustęp 4 niniejszego artykułu nie ma zastosowania w przypadku, gdy prowadzący instalację lub operator statku powietrznego skorygował już wszystkie niezgodności i wdrożył zalecenia dotyczące udoskonaleń oraz przedłożył związane z nimi zmiany planu monitorowania do zatwierdzenia przez właściwy organ zgodnie z art. 15 niniejszego rozporządzenia przed terminem ustalonym zgodnie z ust. 4.

Artykuł 70

Wyznaczanie wielkości emisji przez właściwy organ

1. W każdej z następujących sytuacji właściwy organ dokonuje zachowawczego oszacowania emisji z instalacji lub emisji od operatora statku powietrznego oraz, w stosownych przypadkach, skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych operatora statku powietrznego: [119]

(a) prowadzący instalację lub operator statku powietrznego nie złożył zweryfikowanego rocznego raportu na temat wielkości emisji w terminie wymaganym zgodnie z art. 68 ust. 1;

(b) zweryfikowany roczny raport na temat wielkości emisji, o którym mowa w art. 68 ust. 1, nie jest zgodny z niniejszym rozporządzeniem;

(c) przedłożony przez prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego roczny raport na temat wielkości emisji nie został zweryfikowany zgodnie z rozporządzeniem wykonawczym (UE) 2018/2067.

2. [120] Jeśli w sprawozdaniu z weryfikacji sporządzonym zgodnie z rozporządzeniem wykonawczym (UE) 2018/2067 weryfikator wskazuje na istnienie nieistotnych nieprawidłowości, które nie zostały skorygowane przez operatora instalacji lub operatora statku powietrznego przed wydaniem opinii weryfikacyjnej, właściwy organ ocenia takie nieprawidłowości i w stosownych przypadkach dokonuje zachowawczego oszacowania emisji i skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych pochodzących z instalacji lub od operatora statku powietrznego. Właściwy organ informuje operatora instalacji lub operatora statku powietrznego, czy i jakie korekty są wymagane w rocznym raporcie na temat wielkości emisji. Operator instalacji lub operator statku powietrznego udostępnia taką informację weryfikatorowi.

3. Państwa członkowskie ustanawiają efektywną wymianę informacji między właściwymi organami odpowiedzialnymi za zatwierdzanie planów monitorowania a właściwymi organami odpowiedzialnymi za przyjmowanie rocznych raportów na temat wielkości emisji.

Artykuł 71

Dostęp do informacji

Raporty na temat wielkości emisji przechowywane przez właściwy organ są udostępniane publicznie przez taki organ z zastrzeżeniem przepisów krajowych przyjętych na mocy dyrektywy 2003/4/WE Parlamentu Europejskiego i Rady (¹⁴). W odniesieniu do stosowania wyjątku określonego w art. 4 ust. 2 lit. d) dyrektywy 2003/4/WE prowadzący instalacje lub operatorzy statków powietrznych mogą wskazywać w przedstawianych przez siebie raportach, które informacje uważają za szczególnie chronione informacje handlowe.

Artykuł 72

Zaokrąglanie danych

1. [121] Całkowite roczne emisje każdego z gazów cieplarnianych CO₂, N₂O i PFC, a także skutki innych niż CO₂ emisji lotniczych zgłasza się jako zaokrąglone wartości CO₂ lub CO₂(e) wyrażone w tonach. Całkowite roczne emisje z instalacji oblicza się jako sumę zaokrąglonych wartości dla CO₂, N₂O i PFC.

2. Wszystkie zmienne stosowane do obliczania wielkości emisji zaokrągla się z uwzględnieniem wszystkich istotnych cyfr do celów obliczania i zgłaszania emisji.

3. (uchylony)

Artykuł 73

Zapewnienie spójności z innymi sprawozdaniami

Każde działanie wymienione w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE, prowadzone przez prowadzącego instalację lub operatora statku powietrznego, oznacza się kodami, w stosownych przypadkach, pochodzącymi z następujących systemów sprawozdawczych:

a) wspólny format sprawozdawczy dla krajowych systemów wykazów gazów cieplarnianych, zatwierdzony przez odpowiednie organy Ramowej konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu;

b) numer identyfikacyjny instalacji w Europejskim Rejestrze Uwalniania i Transferu Zanieczyszczeń zgodnie z rozporządzeniem (WE) nr 166/2006 Parlamentu Europejskiego i Rady (¹⁵);

c) rodzaj działalności wymieniony w załączniku I do rozporządzenia (WE) nr 166/2006;

d) kod NACE zgodnie z rozporządzeniem (WE) nr 1893/2006 Parlamentu Europejskiego i Rady (¹⁶).

ROZDZIAŁ VII

WYMOGI DOTYCZĄCE TECHNOLOGII INFORMACYJNYCH

Artykuł 74

Formaty elektronicznej wymiany danych

1. Państwa członkowskie mogą wymagać od prowadzącego instalację i operatora statku powietrznego stosowania formularzy elektronicznych lub określonych formatów plików do celów przedkładania planów monitorowania i zmian w planach monitorowania, a także przedkładania rocznych raportów na temat wielkości emisji, sprawozdań z weryfikacji i raportów dotyczących udoskonaleń.

Takie formularze lub specyfikacje formatu plików określone przez państwa członkowskie zawierają co najmniej informacje wskazane w formularzach elektronicznych lub specyfikacjach formatu plików publikowanych przez Komisję.

2. Określając formularze lub specyfikacje formatu plików, o których mowa w ust. 1 akapit drugi, państwa członkowskie mogą wybrać oba poniższe warianty lub jeden z nich:

a) specyfikacje formatu plików opartych na języku XML, takich jak język na potrzeby raportowania w ramach systemu EU ETS opublikowany przez Komisję do wykorzystania w połączeniu z zaawansowanymi systemami zautomatyzowanymi;

b) formularze publikowane w postaci, w której można z nich korzystać przy użyciu standardowego oprogramowania biurowego, w tym arkusze kalkulacyjne lub pliki edytora tekstu.

Artykuł 75

Wykorzystanie systemów zautomatyzowanych

1. Jeśli państwo członkowskie zdecyduje się na wykorzystanie systemów zautomatyzowanych do elektronicznej wymiany danych w oparciu o specyfikacje formatu plików zgodnie z art. 74 ust. 2 lit. a), takie systemy zapewniają w sposób racjonalny pod względem kosztów, poprzez wdrożenie środków technologicznych zgodnych z bieżącym stanem technologii:

a) integralność danych, aby komunikaty elektroniczne podczas transmisji nie były modyfikowane;

b) poufność danych, poprzez wykorzystanie technik bezpieczeństwa, w tym technik szyfrowania, aby dane były dostępne tylko dla strony, dla której są przeznaczone, oraz aby żadne dane nie były przechwytywane przez nieupoważnione osoby;

c) autentyczność danych, aby tożsamość zarówno nadawcy, jak i odbiorcy danych, była znana i zweryfikowana;

d) niezaprzeczalność danych, aby jedna strona transakcji nie mogła zaprzeczyć udziałowi w transakcji w charakterze odbiorcy, a druga strona nie mogła zaprzeczyć udziałowi w transakcji w charakterze nadawcy, poprzez zastosowanie takich metod jak techniki cyfrowego podpisywania lub niezależny audyt zabezpieczeń systemu.

2. Wszelkie systemy zautomatyzowane w oparciu o specyfikacje formatu plików zgodnie z art. 74 ust. 2 lit. a) i wykorzystywane przez państwa członkowskie do celów komunikacji między właściwym organem, prowadzącym instalację i operatorem statku powietrznego, a także weryfikatorem a krajową jednostką akredytującą, w rozumieniu rozporządzenia wykonawczego (UE) 2018/2067, spełniają poniższe wymogi niefunkcjonalne, poprzez wdrożenie środków technologicznych zgodnych z bieżącym stanem technologii:

a) kontrola dostępu zapewnia, aby system był dostępny tylko dla upoważnionych osób oraz aby nieupoważnione osoby nie mogły odczytać, zapisać ani zaktualizować żadnych danych, poprzez wdrożenie środków technologicznych mających na celu osiągnięcie:

(i) ograniczenia fizycznego dostępu do sprzętu komputerowego, na którym działają systemy zautomatyzowane, poprzez zastosowanie fizycznych barier;

(ii) ograniczenia dostępu logicznego do systemów zautomatyzowanych poprzez zastosowanie technologii identyfikacji, uwierzytelniania i autoryzacji;

b) zapewnienie dostępności danych, nawet po długim czasie i ewentualnym wprowadzeniu nowego oprogramowania;

c) ścieżka audytu, zawsze zapewniająca możliwość znalezienia zmian w danych i ich przeanalizowania z perspektywy czasu.

ROZDZIAŁ VIIa

MONITOROWANIE EMISJI GENEROWANYCH PRZEZ PODMIOTY OBJĘTE REGULACJĄ

SEKCJA 1

Przepisy ogólne

Artykuł 75a

Zasady ogólne

Do emisji, podmiotów objętych regulacją i uprawnień objętych rozdziałem IVa dyrektywy 2003/87/WE zastosowanie mają przepisy art. 4, 5, 6, 7, 8, 9 i 10 niniejszego rozporządzenia. W tym celu:

a) wszelkie odniesienia do prowadzących instalację i operatorów statku powietrznego rozumie się jako odniesienia do podmiotów objętych regulacją;

b) żadne odniesienie do emisji z procesów technologicznych nie ma zastosowania;

c) wszelkie odniesienia do strumieni materiałów wsadowych rozumie się jako odniesienia do strumieni paliwa;

d) żadne odniesienie do źródła emisji nie ma zastosowania;

e) wszelkie odniesienia do działań wymienionych w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE rozumie się jako odniesienia do działań, o których mowa w załączniku III do tej dyrektywy;

f) wszelkie odniesienia do art. 24 dyrektywy 2003/87/WE rozumie się jako odniesienia do art. 30j tej dyrektywy;

g) wszelkie odniesienia do danych dotyczących działalności rozumie się jako odniesienia do ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji;

h) wszelkie odniesienia do współczynników obliczeniowych rozumie się jako odniesienia do współczynników obliczeniowych i współczynnika zakresu.

Artykuł 75b

Plan monitorowania

1. Zastosowanie mają art. 11, art. 12 ust. 2, art. 13 i 14, art. 15 ust. 1 i 2 oraz art. 16. W tym celu:

a) wszelkie odniesienia do prowadzących instalację lub operatorów statku powietrznego rozumie się jako odniesienia do podmiotów objętych regulacją;

b) wszelkie odniesienia do działań lotniczych rozumie się jako odniesienia do działalności podmiotów objętych regulacją.

2. Co najmniej cztery miesiące przed rozpoczęciem działań objętych załącznikiem III do dyrektywy 2003/87/WE podmiot objęty regulacją przedkłada właściwemu organowi do zatwierdzenia plan monitorowania, chyba że właściwy organ wyznaczył alternatywny termin na jego przedłożenie.

Plan monitorowania obejmuje szczegółową, pełną i przejrzystą dokumentację metodyki monitorowania konkretnej instalacji lub konkretnego podmiotu objętego regulacją i zawiera co najmniej elementy określone w załączniku I.

Wraz z planem monitorowania podmiot objęty regulacją przedkłada wyniki oceny ryzyka, dowodzące, że proponowane działania kontrolne i procedury w zakresie działań kontrolnych są współmierne do zidentyfikowanego ryzyka nieodłącznego i ryzyka zawodności systemów kontroli wewnętrznej.

3. Zgodnie z art. 15 istotne zmiany w planie monitorowania podmiotu objętego regulacją obejmują:

a) zmiany kategorii podmiotu objętego regulacją, jeśli zmiany te wymagają zmiany metodyki monitorowania lub prowadzą do zmiany mającego zastosowanie poziomu istotności na podstawie art. 23 rozporządzenia wykonawczego (UE) 2018/2067;

b) niezależnie od przepisów art. 75n, zmiany dotyczące tego, czy podmiot objęty regulacją uznaje się za „podmiot objęty regulacją o niskim poziomie emisji”;

c) zmianę stosowanego poziomu dokładności;

d) wprowadzenie nowych strumieni paliwa;

e) zmianę kategoryzacji strumieni paliwa – między kategoriami głównych strumieni paliw lub strumieni paliw de minimis, w przypadku gdy taka zmiana wymaga zmiany metodyki monitorowania;

f) zmianę domyślnej wartości współczynnika obliczeniowego, jeśli wartość ma być określona w planie monitorowania;

g) zmianę wartości domyślnej współczynnika zakresu;

h) wprowadzenie nowych metod lub zmian w istniejących metodach pobierania próbek, analizy lub kalibracji, jeśli ma to bezpośredni wpływ na dokładność danych dotyczących emisji.

Artykuł 75c

Wykonalność pod względem technicznym

W przypadku gdy podmiot objęty regulacją twierdzi, że stosowanie określonej metodyki monitorowania nie jest technicznie wykonalne, właściwy organ ocenia techniczną wykonalność, uwzględniając uzasadnienie przedstawione przez podmiot objęty regulacją. Takie uzasadnienie odnosi się do posiadania przez podmiot objęty regulacją zasobów technicznych mogących zaspokoić potrzeby proponowanego systemu lub wymogu, który można wdrożyć w wymaganym czasie do celów niniejszego rozporządzenia. Takie zasoby techniczne obejmują dostępność niezbędnych technik i technologii.

W odniesieniu do monitorowania i raportowania w zakresie emisji historycznych za 2024 r. zgodnie z art. 30f ust. 4 dyrektywy 2003/87/WE państwa członkowskie mogą zwolnić podmioty objęte regulacją z obowiązku uzasadnienia, że określona metodyka monitorowania nie jest technicznie wykonalna.

Artykuł 75d

Nieracjonalne koszty

1. W przypadku gdy podmiot objęty regulacją twierdzi, że stosowanie określonej metodyki monitorowania prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów, właściwy organ ocenia, czy koszty są nieracjonalne, uwzględniając uzasadnienie przedstawione przez podmiot objęty regulacją.

Właściwy organ uznaje koszty za nieracjonalne, jeśli ich szacowana wielkość przewyższa korzyści. W tym celu korzyści oblicza się, mnożąc współczynnik udoskonalenia przez cenę referencyjną wynoszącą 60 EUR za jedno uprawnienie. Do kosztów wlicza się odpowiedni okres amortyzacji w oparciu o ekonomiczną użyteczność urządzenia.

2. Niezależnie od przepisów ust. 1 podmiot objęty regulacją uwzględnia koszty stosowania szczególnej metodyki monitorowania ponoszone przez konsumentów strumieni paliwa dopuszczonych do konsumpcji, w tym przez konsumentów końcowych. Do celów niniejszego akapitu podmiot objęty regulacją może stosować zachowawcze oszacowania kosztów.

W odniesieniu do monitorowania i raportowania emisji historycznych za 2024 r. zgodnie z art. 30f ust. 4 dyrektywy 2003/87/WE państwa członkowskie mogą zwolnić podmioty objęte regulacją z obowiązku uzasadnienia, że określona metodyka monitorowania pociągnęłaby za sobą nieracjonalne koszty.

3. [122] Oceniając nieracjonalny charakter kosztów w odniesieniu do wyboru przez podmiot objęty regulacją poziomów dokładności dla ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji, właściwy organ stosuje jako współczynnik udoskonalenia, o którym mowa w ust. 1, różnicę między aktualnie osiągniętą wartością niepewności a progiem niepewności poziomu dokładności, który zostałby osiągnięty, mnożąc poprawę przez średnią roczną wielkość emisji spowodowanych przez dany strumień paliwa w ciągu ostatnich trzech lat.

W przypadku braku takich danych o średniej rocznej wielkości emisji spowodowanych przez taki strumień paliwa w ciągu ostatnich trzech lat, podmiot objęty regulacją przedstawia zachowawcze oszacowanie średniej rocznej wielkości emisji, z wyłączeniem CO₂ pochodzącego z paliwa o współczynniku zero. W przypadku przyrządów pomiarowych objętych krajową prawną kontrolą metrologiczną, aktualnie osiągniętą wartość niepewności można zastąpić największym dopuszczalnym błędem w użytkowaniu, dopuszczonym właściwymi przepisami krajowymi.

Do celów niniejszego ustępu stosuje się art. 38 ust. 5 i art. 39a ust. 3, pod warunkiem że podmiot objęty regulacją ma dostęp do odpowiednich informacji na temat kryteriów zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych z paliw o współczynniku zero wykorzystywanych do spalania.

4. Oceniając nieracjonalny charakter kosztów w odniesieniu do wyboru poziomów dokładności w celu określenia współczynnika zakresu przez podmiot objęty regulacją oraz w odniesieniu do środków podnoszących jakość zgłaszanych danych dotyczących emisji, niemających jednak bezpośredniego wpływu na dokładność danych dotyczących ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji, właściwy organ stosuje współczynnik udoskonalenia równy 1 % średniej rocznej wielkości emisji z odnośnych strumieni paliwa w ciągu trzech ostatnich okresów sprawozdawczych. Środki podnoszące jakość zgłaszanych emisji, ale bez bezpośredniego wpływu na dokładność danych dotyczących ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji, mogą obejmować:

a) przejście od wartości domyślnych do analiz w celu wyznaczania współczynników obliczeniowych;

b) zwiększenie liczby analiz przypadającej na strumień paliwa;

c) jeśli określone zadanie pomiarowe nie podlega krajowej prawnej kontroli metrologicznej – zastąpienie przyrządów pomiarowych przyrządami zgodnymi z odpowiednimi wymogami prawnej kontroli metrologicznej państwa członkowskiego dotyczącymi podobnych zastosowań bądź przyrządami pomiarowymi zgodnymi z przepisami krajowymi przyjętymi na podstawie dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/31/UE(¹⁷) lub dyrektywy 2014/32/UE;

d) zwiększenie częstotliwości kalibracji i konserwacji przyrządów pomiarowych;

e) usprawnienie działań w zakresie przepływu danych i kontroli, znacznie ograniczające ryzyko nieodłączne lub ryzyko zawodności systemów kontroli wewnętrznej;

f) przejście przez podmioty objęte regulacją do identyfikacji współczynnika zakresu z wyższą dokładnością.

5. Środków dotyczących udoskonalenia metodyki monitorowania podmiotu objętego regulacją nie uważa się za prowadzące do nieracjonalnych kosztów, jeżeli ich koszty nie przekroczą 4 000 EUR na okres sprawozdawczy. W przypadku podmiotów objętych regulacją o niskim poziomie emisji ten próg wynosi 1 000 EUR na okres sprawozdawczy.

Artykuł 75e

Kategoryzacja podmiotów objętych regulacją i strumieni paliwa

1. Do celów monitorowania emisji i określenia minimalnych wymogów dotyczących poziomów dokładności w odniesieniu do powiązanych współczynników obliczeniowych każdy podmiot objęty regulacją określa swoją kategorię zgodnie z ust. 2 oraz, w stosownych przypadkach, kategorię każdego strumienia paliwa zgodnie z ust. 3.

2. Na podstawie klasyfikacji własnej podmiot objęty regulacją przypisuje się do jednej z następujących kategorii:

a) [123] podmiot kategorii A – jeśli w okresie od 2027 r. do 2030 r. średnia zweryfikowana roczna wielkość emisji w okresie dwóch lat poprzedzających okres sprawozdawczy przed zastosowaniem współczynnika zakresu, z wyłączeniem CO₂ pochodzącego z paliw o współczynniku zero, nie przekraczała 50 000 ton CO₂(e);

b) [124] podmiot kategorii B – jeśli w okresie od 2027 r. do 2030 r. średnia zweryfikowana roczna wielkość emisji w okresie dwóch lat poprzedzających okres sprawozdawczy przed zastosowaniem współczynnika zakresu, z wyłączeniem CO₂ pochodzącego z paliw o współczynniku zero, przekraczała 50 000 ton CO₂(e).

Począwszy od 2031 r. podmioty kategorii A i B, o których mowa w akapicie pierwszym lit. a) i b), określa się na podstawie średniej zweryfikowanej rocznej wielkości emisji w okresie rozliczeniowym bezpośrednio poprzedzającym bieżący okres rozliczeniowy.

Na zasadzie odstępstwa od art. 14 ust. 2 właściwy organ może zezwolić podmiotowi objętemu regulacją, aby nie zmieniał planu monitorowania, jeżeli na podstawie zweryfikowanych emisji próg na potrzeby klasyfikacji podmiotu objętego regulacją, o którym mowa w akapicie pierwszym, został przekroczony, ale podmiot objęty regulacją wykazał w sposób wymagany przez właściwy organ, że próg ten nie został przekroczony w ciągu poprzednich pięciu okresów sprawozdawczych ani nie zostanie przekroczony w kolejnych okresach sprawozdawczych.

3. Podmiot objęty regulacją klasyfikuje każdy strumień paliwa jako należący do jednej z następujących kategorii:

a) [125] strumienie paliwa de minimis, w przypadku gdy strumienie paliwa wybrane przez podmiot objęty regulacją łącznie odpowiadają za mniej niż 1 000 ton kopalnego CO₂ rocznie przed zastosowaniem współczynnika zakresu;

b) główne strumienie paliwa – jeśli strumienie paliwa nie należą do kategorii, o której mowa w lit. a).

Na zasadzie odstępstwa od art. 14 ust. 2 właściwy organ może zezwolić podmiotowi objętemu regulacją, aby nie zmieniał planu monitorowania, jeżeli na podstawie zweryfikowanych emisji próg na potrzeby klasyfikacji strumienia paliwa jako strumienia paliwa de minimis, o którym mowa w akapicie pierwszym, został przekroczony, ale podmiot objęty regulacją wykazał w sposób wymagany przez właściwy organ, że próg ten nie został przekroczony w ciągu poprzednich pięciu okresów sprawozdawczych ani nie zostanie przekroczony w kolejnych okresach sprawozdawczych.

4. [126] Jeśli średnie zweryfikowane emisje roczne wykorzystane do określenia kategorii podmiotu objętego regulacją, o którym mowa w ust. 2, nie są znane lub nie odzwierciedlają już rzeczywistości do celów ust. 2, w celu określenia swojej kategorii podmiot objęty regulacją wykorzystuje zachowawcze oszacowanie średnich emisji rocznych obliczonych przed zastosowaniem współczynnika zakresu, z wyłączeniem CO₂ pochodzącego z paliw o współczynniku zero.

4a. [127] Na zasadzie odstępstwa od ust. 2, 3 i 4 przed 2027 r. właściwy organ może zezwolić podmiotowi objętemu regulacją na dokonanie klasyfikacji w odniesieniu do samego siebie i każdego strumienia paliwa na podstawie emisji po zastosowaniu współczynnika zakresu, z wyłączeniem CO₂ pochodzącego z paliw o współczynniku zero, o ile podmiot objęty regulacją może wykazać w sposób przekonujący dla właściwego organu, że współczynnik zakresu zastosowany do tej klasyfikacji będzie reprezentatywny również w kolejnych latach.

5. [128] (uchylony)

Artykuł 75f

Metodyka monitorowania

Każdy podmiot objęty regulacją określa roczne emisje CO₂ z działań, o których mowa w załączniku III do dyrektywy 2003/87/WE, mnożąc dla każdego strumienia paliwa ilość paliwa dopuszczonego do konsumpcji przez odpowiedni współczynnik konwersji jednostki, odpowiedni współczynnik zakresu i odpowiedni współczynnik emisji.

Współczynnik emisji wyraża się w tonach CO₂ na teradżul (t CO₂/TJ) zgodnie z zastosowaniem współczynnika konwersji jednostki.

Właściwy organ może zezwolić na stosowanie współczynników emisji dla paliw wyrażonych w t CO₂/t lub t CO₂/Nm³. W takich przypadkach podmiot objęty regulacją określa wielkość emisji, mnożąc ilość paliwa dopuszczonego do konsumpcji wyrażoną w tonach lub normalnych metrach sześciennych przez odpowiedni współczynnik zakresu i odpowiedni współczynnik emisji.

Artykuł 75g

Tymczasowe zmiany w metodyce monitorowania

1. Jeżeli z przyczyn technicznych stosowanie planu monitorowania zatwierdzonego przez właściwy organ jest tymczasowo niemożliwe, podmiot objęty regulacją, którego to dotyczy, stosuje najwyższy możliwy do osiągnięcia poziom dokładności lub, z wyjątkiem współczynnika zakresu, podejście zachowawcze nieuwzględniające poziomów dokładności jeśli ich stosowanie jest niemożliwe, do momentu przywrócenia warunków umożliwiających stosowanie poziomu dokładności zatwierdzonego w planie monitorowania.

Podmiot objęty regulacją stosuje wszelkie środki niezbędne do jak najszybszego wznowienia stosowania planu monitorowania zatwierdzonego przez właściwy organ.

2. Podmiot objęty regulacją, którego to dotyczy, bezzwłocznie zgłasza właściwemu organowi tymczasową zmianę w metodyce monitorowania, o której mowa w ust. 1, podając:

a) powody odstąpienia od planu monitorowania zatwierdzonego przez właściwy organ;

b) szczegółowe informacje o przejściowej metodyce monitorowania stosowanej przez podmiot objęty regulacją do określania wielkości emisji do czasu przywrócenia warunków umożliwiających stosowanie planu monitorowania zatwierdzonego przez właściwy organ;

c) środki zastosowane przez podmiot objęty regulacją w celu przywrócenia warunków umożliwiających stosowanie planu monitorowania zatwierdzonego przez właściwy organ;

d) przewidywany termin, w którym zostanie wznowione stosowanie planu monitorowania zatwierdzonego przez właściwy organ.

SEKCJA 2

Metodyka oparta na obliczeniach

Podsekcja 1

Przepisy ogólne

Artykuł 75h

Poziomy dokładności mające zastosowanie do ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji i współczynniki obliczeniowe

1. Definiując odpowiednie poziomy dokładności odnoszące się do głównych strumieni paliwa, w celu wyznaczenia ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji oraz każdego współczynnika obliczeniowego każdy podmiot objęty regulacją stosuje następujące poziomy dokładności:

a) co najmniej poziomy dokładności wymienione w załączniku V, w przypadku podmiotów należących do kategorii A lub jeśli wymagany jest współczynnik obliczeniowy odnoszący się do strumienia paliwa stanowiącego znormalizowane paliwo handlowe;

b) w przypadkach innych niż te, o których mowa w lit. a), najwyższy poziom dokładności zdefiniowany w załączniku IIa.

W przypadku ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji i współczynników obliczeniowych dotyczących głównych strumieni paliwa podmiot objęty regulacją może jednak zastosować poziom dokładności niższy maksymalnie o dwa poziomy niż wymagany zgodnie z akapitem pierwszym, przy czym musi zastosować co najmniej poziom dokładności 1, jeśli wykaże w sposób wymagany przez właściwy organ, że poziom dokładności wymagany zgodnie z akapitem pierwszym, lub – w stosownych przypadkach – kolejny najwyższy poziom dokładności, nie jest technicznie osiągalny lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów.

2. W przypadku strumieni paliwa de minimis podmiot objęty regulacją może określać ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji oraz każdy współczynnik obliczeniowy, stosując zamiast poziomów dokładności zachowawcze oszacowania, chyba że zdefiniowany poziom dokładności można osiągnąć bez dodatkowego wysiłku.

W odniesieniu do strumieni paliwa, o których mowa w akapicie pierwszym, podmiot objęty regulacją może określić ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji na podstawie faktur lub rejestrów zakupu, chyba że zdefiniowany poziom dokładności można osiągnąć bez dodatkowego wysiłku.

3. Jeśli właściwy organ zezwolił na zastosowanie współczynników emisji wyrażonych w t CO₂/t lub t CO₂/Nm³ w przypadku paliw, współczynnik konwersji jednostki można monitorować z zastosowaniem zachowawczego oszacowania zamiast poziomów dokładności, chyba że zdefiniowany poziom dokładności można osiągnąć bez dodatkowego wysiłku.

Artykuł 75i

Poziomy dokładności mające zastosowanie do współczynnika zakresu

1. Przy określaniu odpowiednich poziomów dokładności dla strumieni paliwa w celu określenia współczynnika zakresu każdy podmiot objęty regulacją stosuje najwyższy poziom dokładności określony w załączniku IIa.

Podmiot objęty regulacją może jednak zastosować poziom dokładności niższy o jeden poziom niż wymagany zgodnie z akapitem pierwszym, jeżeli wykaże w sposób wymagany przez właściwy organ, że poziom dokładności wymagany zgodnie z akapitem pierwszym nie jest technicznie osiągalny, prowadzi do nieracjonalnych kosztów lub że metody wymienione w art. 75l ust. 2 lit. a)–d) nie są dostępne.

Jeżeli akapit drugi nie ma zastosowania, podmiot objęty regulacją może zastosować poziom dokładności niższy o dwa poziomy niż wymagany zgodnie z akapitem pierwszym, przy czym musi zastosować co najmniej poziom dokładności 1, jeśli wykaże w sposób wymagany przez właściwy organ, że poziom dokładności wymagany zgodnie z akapitem pierwszym nie jest technicznie osiągalny lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów, lub że – na podstawie uproszczonej oceny niepewności – metody oparte na niższych poziomach dokładności prowadzą do bardziej precyzyjnego określenia, czy dane paliwo jest wykorzystywane do spalania w sektorach objętych załącznikiem III do dyrektywy 2003/87/WE.

Jeżeli w przypadku danego strumienia paliwa podmiot objęty regulacją stosuje więcej niż jedną metodę wymienioną w art. 75l ust. 2, 3 i 4, jest on zobowiązany do wykazania, że warunki określone w niniejszym ustępie są spełnione jedynie w odniesieniu do udziału w ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji, w odniesieniu do którego wnioskuje się o zastosowanie metody opartej na niższym poziomie dokładności.

2. W przypadku strumieni paliwa de minimis od podmiotu objętego regulacją nie wymaga się wykazania, że warunki określone w ust. 1 zostały spełnione, chyba że zdefiniowany poziom dokładności można osiągnąć bez dodatkowego wysiłku.

Podsekcja 2

Ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji

Artykuł 75j

Określanie ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji

1. Podmiot objęty regulacją określa ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji w przypadku danego strumienia paliwa w jeden z następujących sposobów:

a) w przypadku gdy podmioty objęte regulacją i odnośne strumienie paliwa odpowiadają podmiotom, na których spoczywają obowiązki sprawozdawcze wynikające z przepisów krajowych transponujących dyrektywy 2003/96/WE i (UE) 2020/262, oraz produktom energetycznym podlegającym przepisom krajowym transponującym te dyrektywy – na podstawie metod pomiaru stosowanych do celów tych aktów, jeżeli metody te opierają się na krajowej kontroli metrologicznej;

b) na podstawie agregacji pomiarów ilości w punkcie, w którym strumienie paliwa są dopuszczane do konsumpcji;

c) na podstawie ciągłych pomiarów w punkcie, w którym strumienie paliwa są dopuszczane do konsumpcji.

Właściwe organy mogą jednak wymagać od podmiotów objętych regulacją stosowania, w stosownych przypadkach, wyłącznie metody, o której mowa w akapicie pierwszym lit. a).

2. Gdy określenie ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji dla całego roku kalendarzowego nie jest technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów oraz z zastrzeżeniem uzyskania zatwierdzenia od właściwego organu, podmiot objęty regulacją może wybrać następny najbardziej odpowiedni dzień, który oddzieli dany rok monitorowania od kolejnego, i odpowiednio uzgodnić go z wymaganym rokiem kalendarzowym. Odchylenia występujące w przypadku co najmniej jednego strumienia paliwa muszą być udokumentowane w planie monitorowania, wyraźnie odnotowane, i muszą stanowić podstawę wartości reprezentatywnej dla roku kalendarzowego, a następnie muszą być spójnie uwzględnione w odniesieniu do następnego roku. Komisja może przedstawić odpowiednie wytyczne.

Przy określaniu ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji zgodnie z ust. 1 lit. b) i c) niniejszego artykułu stosuje się art. 28 i 29, z wyjątkiem art. 28 ust. 2 akapit drugi zdanie drugie i akapit trzeci. W tym celu wszelkie odniesienia do prowadzącego instalację lub instalacji rozumie się jako odniesienia do podmiotu objętego regulacją.

Podmiot objęty regulacją może uprościć ocenę niepewności poprzez założenie, że największy dopuszczalny błąd określony dla użytkowanego przyrządu pomiarowego należy uznać za niepewność w całym okresie sprawozdawczym, zgodnie z definicjami poziomów dokładności w załączniku IIa.

3. Na zasadzie odstępstwa od art. 75h, w przypadku stosowania metody, o której mowa w niniejszym artykule ust. 1 lit. a), podmiot objęty regulacją może określić ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji bez stosowania poziomów dokładności. Do dnia 30 czerwca 2026 r. właściwe organy składają Komisji sprawozdanie na temat praktycznego stosowania i poziomów niepewności metody, o której mowa w tej literze.

Podsekcja 3

Współczynniki obliczeniowe

Artykuł 75k

Wyznaczanie współczynników obliczeniowych

1. Zastosowanie mają art. 30, art. 31 ust. 1, 2 i 3 oraz art. 32, 33, 34 i 35. W tym celu:

a) wszelkie odniesienia do prowadzących instalację rozumie się jako odniesienia do podmiotów objętych regulacją;

b) wszelkie odniesienia do danych dotyczących działalności rozumie się jako odniesienia do ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji;

c) wszelkie odniesienia do paliw lub materiałów rozumie się jako odniesienia do paliw w rozumieniu art. 3 lit. af) dyrektywy 2003/87/WE;

d) wszelkie odniesienia do załącznika II rozumie się jako odniesienia do załącznika IIa.

2. Właściwy organ może zażądać od podmiotu objętego regulacją określenia współczynnika konwersji jednostki i współczynnika emisji paliw w rozumieniu art. 3 lit. af) dyrektywy 2003/87/WE przy użyciu tych samych poziomów dokładności, jakie są wymagane dla znormalizowanych paliw handlowych, pod warunkiem że na poziomie krajowym lub regionalnym którykolwiek z poniższych parametrów wykazuje 95 % przedział ufności:

a) poniżej 2 % dla wartości opałowej;

b) poniżej 2 % dla współczynnika emisji, jeżeli ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji są wyrażone jako wartość energetyczna.

Przed zastosowaniem tego odstępstwa właściwy organ przedkłada Komisji do zatwierdzenia podsumowanie metody i źródeł danych wykorzystywanych do ustalenia, czy jeden z tych warunków został spełniony w ciągu ostatnich trzech lat, oraz w celu zapewnienia zgodności zastosowanych wartości ze średnimi wartościami stosowanymi przez prowadzących instalację na odpowiednim poziomie krajowym lub regionalnym. Właściwy organ może zgromadzić takie dowody lub zażądać ich przedstawienia. Co najmniej raz na trzy lata dokonuje on przeglądu zastosowanych wartości i powiadamia Komisję o wszelkich istotnych zmianach, biorąc pod uwagę średnią wartości stosowanych przez prowadzących instalację na odpowiednim poziomie krajowym lub regionalnym.

Komisja może regularnie dokonywać przeglądu adekwatności tego przepisu i warunków określonych w niniejszym ustępie w świetle rozwoju sytuacji na rynku paliw i procesów normalizacji europejskiej.

Artykuł 75l

Wyznaczanie współczynnika zakresu

1. W przypadku gdy ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji w strumieniu paliwa są wykorzystywane wyłącznie do spalania w sektorach objętych załącznikiem III do dyrektywy 2003/87/WE, współczynnik zakresu ustala się na poziomie 1.

W przypadku gdy ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji w strumieniu paliwa są wykorzystywane wyłącznie do spalania w sektorach objętych rozdziałami II i III dyrektywy 2003/87/WE, z wyjątkiem instalacji wyłączonych na podstawie art. 27a tej dyrektywy, współczynnik zakresu ustala się na poziomie zero, pod warunkiem że podmiot objęty regulacją wykaże, że uniknięto podwójnego liczenia, o którym mowa w art. 30f ust. 5 dyrektywy 2003/87/WE.

Podmiot objęty regulacją określa współczynnik zakresu w odniesieniu do każdego strumienia paliwa, stosując metody, o których mowa w ust. 2, albo wartość domyślną zgodnie z ust. 3, w zależności od mającego zastosowanie poziomu dokładności.

2. Podmiot objęty regulacją określa współczynnik zakresu na podstawie co najmniej jednej z następujących metod, zgodnie z wymogami mającego zastosowanie poziomu dokładności określonymi w załączniku IIa do niniejszego rozporządzenia:

a) metody oparte na fizycznym rozróżnieniu przepływów paliwa, w tym metody oparte na rozróżnieniu regionów geograficznych lub na wykorzystaniu oddzielnych przyrządów pomiarowych;

b) metody oparte na właściwościach chemicznych paliw, umożliwiające podmiotom objętym regulacją wykazanie, że dane paliwo może być wykorzystywane wyłącznie do spalania w określonych sektorach z przyczyn prawnych, technicznych lub ekonomicznych;

c) stosowanie banderoli zgodnie z dyrektywą Rady 95/60/WE (¹⁸);

d) wykorzystanie zweryfikowanego rocznego raportu na temat wielkości emisji, o którym mowa w art. 68 ust. 1;

e) łańcuch identyfikowalnych ustaleń umownych i faktur („łańcuch kontroli pochodzenia”), reprezentujący cały łańcuch dostaw od podmiotu objętego regulacją do konsumentów, w tym konsumentów końcowych;

f) stosowanie krajowych znaczników lub kolorów (barwników) w odniesieniu do paliw, na podstawie przepisów krajowych;

g) metody pośrednie umożliwiające precyzyjne rozróżnienie rodzajów wykorzystania końcowego paliw w momencie dopuszczenia ich do konsumpcji, takie jak specyficzne dla danego sektora profile konsumpcji, typowe zakresy poziomów zużycia paliwa przez konsumentów oraz poziomy ciśnienia, takie jak te dotyczące paliw gazowych, pod warunkiem że stosowanie tej metody zostało zatwierdzone przez właściwy organ. Komisja może przedstawić wytyczne dotyczące stosowanych metod pośrednich.

3. Jeżeli z zastrzeżeniem wymaganych poziomów dokładności stosowanie metod wymienionych w ust. 2 jest technicznie niewykonalne lub wiązałoby się z nieracjonalnymi kosztami, podmiot objęty regulacją może zastosować wartość domyślną wynoszącą 1.

4. Na zasadzie odstępstwa od ust. 3 podmiot objęty regulacją może stosować wartość domyślną niższą niż 1, pod warunkiem że:

a) do celów zgłaszania emisji w latach sprawozdawczych 2024–2026 podmiot objęty regulacją wykaże w sposób wymagany przez właściwy organ, że stosowanie wartości domyślnych niższych niż 1 prowadzi do dokładniejszego określenia wielkości emisji, lub

b) do celów zgłaszania emisji w latach sprawozdawczych w okresie rozpoczynającym się 1 stycznia 2027 r. podmiot objęty regulacją wykaże w sposób wymagany przez właściwy organ, że stosowanie wartości domyślnych niższych niż 1 prowadzi do dokładniejszego określenia wielkości emisji oraz że spełniony jest co najmniej jeden z poniższych warunków:

(i) strumień paliwa jest strumieniem paliwa de minimis;

(ii) wartość domyślna dla strumienia paliwa nie jest niższa niż 0,95 w przypadku zastosowań paliw w sektorach objętych załącznikiem III do dyrektywy 2003/87/WE lub nie jest wyższa niż 0,05 w przypadku zastosowań paliw w sektorach nieobjętych tym załącznikiem.

5. Jeżeli w przypadku danego strumienia paliwa podmiot objęty regulacją stosuje więcej niż jedną metodę wymienioną w ust. 2, 3 i 4, określa współczynnik zakresu jako średnią ważoną poszczególnych współczynników zakresu wynikających ze stosowania każdej z metod. W odniesieniu do każdej zastosowanej metody podmiot objęty regulacją przekazuje informacje na temat rodzaju metody, powiązanego współczynnika zakresu, ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji oraz kodu ze wspólnego formatu sprawozdawczego dla krajowych systemów wykazów gazów cieplarnianych, zatwierdzonego przez odpowiednie organy Ramowej konwencji Narodów Zjednoczonych w sprawie zmian klimatu, na dostępnym poziomie szczegółowości.

6. Na zasadzie odstępstwa od ust. 1 niniejszego artykułu i art. 75i państwo członkowskie może wymagać od podmiotów objętych regulacją stosowania szczególnej metody, o której mowa w ust. 2 niniejszego artykułu, lub wartości domyślnej dla określonego rodzaju paliwa lub w określonym regionie na jego terytorium. Stosowanie wartości domyślnych na poziomie krajowym podlega zatwierdzeniu przez Komisję.

Zatwierdzając wartość domyślną zgodnie z akapitem pierwszym, Komisja bierze pod uwagę odpowiedni poziom harmonizacji metod między państwami członkowskimi, równowagę między dokładnością, skutecznością administracyjną i skutkami przenoszenia kosztów dla konsumentów, a także ewentualne ryzyko uchylania się od obowiązków wynikających z rozdziału IVa dyrektywy 2003/87/WE.

Wartość domyślna dla krajowego strumienia paliwa wykorzystywanego zgodnie z niniejszym ustępem nie jest niższa niż 0,95 w przypadku zastosowań paliw w sektorach objętych załącznikiem III do dyrektywy 2003/87/WE lub nie jest wyższa niż 0,05 w przypadku zastosowań paliw w sektorach nieobjętych tym załącznikiem.

7. Podmiot objęty regulacją wskazuje zastosowane metody lub wartości domyślne w planie monitorowania.

Podsekcja 4

Biomasa, syntetyczne paliwa niskoemisyjne, RFNBO i RCF [129]

Artykuł 75m

Uwalnianie strumieni paliwa zawierających biomasę, syntetyczne paliwa niskoemisyjne, RFNBO i RCF [130]

1. Zastosowanie mają art. 38, art. 39 ust. 1, 3 i 4 oraz art. 39a. W tym celu: [131]

a) wszelkie odniesienia do prowadzących instalację rozumie się jako odniesienia do podmiotów objętych regulacją;

b) wszelkie odniesienia do danych dotyczących działalności rozumie się jako odniesienia do ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji;

c) wszelkie odniesienia do strumieni materiałów wsadowych rozumie się jako odniesienia do strumieni paliwa;

d) wszelkie odniesienia do załącznika II rozumie się jako odniesienia do załącznika IIa;

e) wszelkie odniesienia do ust. 39 ust. 2 rozumie się jako odniesienia do ust. 3 niniejszego artykułu.

2. W przypadku gdy zastosowanie ma art. 38 ust. 5, uwzględnia się odstępstwa dotyczące progów zgodnie z art. 29 ust. 1 akapit czwarty dyrektywy (UE) 2018/2001, pod warunkiem że podmiot objęty regulacją może przedstawić odpowiednie, wymagane przez właściwy organ dowody. Komisja może przedstawić wytyczne dotyczące dalszego stosowania tych odstępstw dotyczących progów.

3. [132] Jeśli z zastrzeżeniem wymaganego poziomu dokładności podmiot objęty regulacją musi przeprowadzić analizy w celu wyznaczenia frakcji węgla o współczynniku zero, czyni to na podstawie odpowiedniej normy oraz z zastosowaniem określonych w niej metod analitycznych, o ile stosowanie takiej normy i takich metod analitycznych zostało zatwierdzone przez właściwy organ.

Jeśli z zastrzeżeniem wymaganego poziomu dokładności podmiot objęty regulacją musi przeprowadzić analizy w celu wyznaczenia frakcji węgla o współczynniku zero, ale zastosowanie akapitu pierwszego nie jest technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów, przedstawia on alternatywną metodę szacowania w celu wyznaczenia frakcji węgla o współczynniku zero do zatwierdzenia przez właściwy organ.

SEKCJA 3

Pozostałe przepisy

Artykuł 75n

Podmioty objęte regulacją o niskim poziomie emisji

1. [133] Właściwy organ może uznać podmiot objęty regulacją za podmiot objęty regulacją o niskim poziomie emisji, jeżeli spełniony jest co najmniej jeden z następujących warunków:

a) w okresie od 2027 r. do 2030 r. średnia zweryfikowana roczna wielkość emisji w okresie dwóch lat poprzedzających okres sprawozdawczy przed zastosowaniem współczynnika zakresu, z wyłączeniem CO₂ pochodzącego z paliw o współczynniku zero, wynosiła mniej niż 1 000 ton CO₂;

b) począwszy od 2031 r. średnia roczna wielkość emisji tego podmiotu objętego regulacją zgłoszona w zweryfikowanych raportach na temat wielkości emisji w okresie rozliczeniowym bezpośrednio poprzedzającym aktualny okres rozliczeniowy i obliczona przed zastosowaniem współczynnika zakresu, z wyłączeniem CO₂ pochodzącego z paliw o współczynniku zero, wynosiła mniej niż 1 000 ton CO₂;

c) jeżeli dane dotyczące średniej rocznej wielkości emisji, o której mowa w lit. a), nie są dostępne lub nie odzwierciedlają już rzeczywistości do celów lit. a), ale roczna wielkość emisji generowanych przez taki podmiot objęty regulacją przez następne pięć lat, obliczona przed zastosowaniem współczynnika zakresu, z wyłączeniem CO₂ pochodzącego z paliw o współczynniku zero, będzie wynosić, przy zastosowaniu metody zachowawczego szacowania, mniej niż 1 000 ton CO₂(e).

1a. [134] Na zasadzie odstępstwa od ust. 1 przed 2027 r. właściwy organ może uznać podmiot objęty regulacją za podmiot generujący niskie poziomy emisji w oparciu o emisje po zastosowaniu współczynnika zakresu, z wyłączeniem CO₂ pochodzącego z paliw o współczynniku zero, o ile podmiot objęty regulacją może wykazać w sposób przekonujący dla właściwego organu, że współczynnik zakresu zastosowany do tej klasyfikacji będzie reprezentatywny również w kolejnych latach.

2. Od podmiotu objętego regulacją o niskim poziomie emisji nie wymaga się przedłożenia dokumentów uzupełniających, o których mowa w art. 12 ust. 1 akapit trzeci.

3. Na zasadzie odstępstwa od art. 75j podmiot objęty regulacją o niskim poziomie emisji może określać ilość paliwa dopuszczonego do konsumpcji, wykorzystując dostępne i udokumentowane rejestry zakupów i szacowane zmiany w zapasach.

4. Na zasadzie odstępstwa od art. 75h podmiot objęty regulacją o niskim poziomie emisji może stosować co najmniej poziom dokładności 1 do celów określania ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji i współczynników obliczeniowych dla wszystkich strumieni paliwa, chyba że osiągnięcie większej dokładności jest możliwe bez dodatkowego wysiłku dla podmiotu objętego regulacją.

5. Do celów wyznaczania współczynników obliczeniowych na podstawie analiz zgodnych z art. 32 podmiot objęty regulacją o niskim poziomie emisji może korzystać z dowolnego laboratorium, które posiada kompetencje techniczne i jest w stanie osiągać technicznie prawidłowe wyniki przy zastosowaniu odpowiednich procedur analitycznych, a także udowadnia stosowanie środków zapewniania jakości, o których mowa w art. 34 ust. 3.

6. Jeśli w przypadku podmiotu objętego regulacją o niskim poziomie emisji podlegającej uproszczonemu monitorowaniu w dowolnym roku kalendarzowym zostanie przekroczony próg, o którym mowa w ust. 2, ten podmiot objęty regulacją bezzwłocznie powiadamia o tym właściwy organ.

Podmiot objęty regulacją niezwłocznie zgłasza każdą istotną zmianę planu monitorowania w rozumieniu art. 15 ust. 3 lit. b) właściwemu organowi do zatwierdzenia.

Właściwy organ zezwala jednak podmiotowi objętemu regulacją na dalsze prowadzenie uproszczonego monitorowania, pod warunkiem że podmiot objęty regulacją wykaże w sposób wymagany przez właściwy organ, że w ciągu ostatnich pięciu okresów sprawozdawczych nie przekroczono wartości progowej, o której mowa w ust. 2, oraz że nie zostanie ona przekroczona ponownie w kolejnym okresie sprawozdawczym i dalszych okresach.

Artykuł 75o

Zarządzanie danymi i ich kontrola

Zastosowanie mają przepisy rozdziału V. W tym kontekście wszelkie odniesienia do prowadzących instalację rozumie się jako odniesienia do podmiotów objętych regulacją.

Artykuł 75p

Roczny raport na temat wielkości emisji

1. Począwszy od 2026 r. podmiot objęty regulacją przedkłada właściwemu organowi, do dnia 30 kwietnia każdego roku, raport na temat wielkości emisji, przedstawiający roczną wielkość emisji w okresie sprawozdawczym i zweryfikowany zgodnie z rozporządzeniem wykonawczym (UE) 2018/2067.

W 2025 r. podmiot objęty regulacją przedkłada właściwemu organowi do dnia 30 kwietnia raport na temat wielkości emisji przedstawiający roczną wielkość emisji w 2024 r. Właściwe organy zapewniają zgodność informacji zawartych w tym raporcie z wymogami niniejszego rozporządzenia.

Właściwe organy mogą jednak wymagać od podmiotów objętych regulacją przedłożenia rocznych raportów na temat wielkości emisji, o których mowa w niniejszym ustępie, przed dniem 30 kwietnia, pod warunkiem że raport zostanie złożony najwcześniej 1 miesiąc po terminie określonym w art. 68 ust. 1.

2. Roczne raporty na temat wielkości emisji, o których mowa w ust. 1, zawierają co najmniej informacje wymienione w załączniku X.

Artykuł 75q

Raportowanie udoskonaleń w metodyce monitorowania

1. Każdy podmiot objęty regulacją regularnie sprawdza, czy stosowana metodyka monitorowania może zostać udoskonalona.

Podmiot objęty regulacją przedstawia do zatwierdzenia właściwemu organowi raport zawierający informacje, o których mowa w ust. 2 lub 3, stosownie do sytuacji, w następujących terminach:

a) w przypadku podmiotu kategorii A – do dnia 31 lipca co pięć lat;

b) w przypadku podmiotu kategorii B – do dnia 31 lipca co trzy lata;

c) w odniesieniu do każdego podmiotu objętego regulacją, który stosuje domyślny współczynnik zakresu, o którym mowa w art. 75l ust. 3 i 4 – do dnia 31 lipca 2026 r.

Właściwy organ może jednak wyznaczyć alternatywną datę przedłożenia raportu, przypadającą nie później niż dnia 30 września tego samego roku, i może zatwierdzić, wraz z planem monitorowania lub raportem dotyczącym udoskonaleń, przedłużenie terminu mającego zastosowanie zgodnie z akapitem drugim, jeżeli podmiot objęty regulacją dostarczy w sposób wymagany przez właściwy organ dowody na przedłożenie planu monitorowania zgodnie z art. 75b lub – po powiadomieniu o aktualizacjach – zgodnie z tym artykułem, lub – po przedłożeniu raportu dotyczącego udoskonaleń – zgodnie z niniejszym artykułem, że powody, dla których koszty uznaje się za nieracjonalne, lub środki na rzecz udoskonalenia za technicznie niewykonalne, będą występować przez dłuższy okres. W przedłużeniu uwzględnia się liczbę lat, za które podmiot objęty regulacją dostarcza dowody. Całkowity okres między raportami dotyczącymi udoskonaleń nie przekracza czterech lat w przypadku podmiotów objętych regulacją kategorii B, lub pięciu lat w przypadku podmiotów objętych regulacją kategorii A.

2. Jeśli podmiot objęty regulacją nie stosuje do głównych strumieni paliwa co najmniej poziomów dokładności wymaganych na podstawie art. 75h ust. 1 akapit pierwszy oraz art. 75i ust. 1, przedstawia on uzasadnienie, w którym wykazuje, że zastosowanie wymaganych poziomów dokładności nie byłoby technicznie wykonalne lub prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów.

W przypadku stwierdzenia jednak, że zastosowanie środków niezbędnych do osiągnięcia takich poziomów dokładności stało się technicznie wykonalne i nie prowadzi już do nieracjonalnych kosztów, podmiot objęty regulacją powiadamia właściwy organ o odpowiednich zmianach planu monitorowania zgodnie z art. 75b oraz przedkłada propozycje dotyczące wdrożenia odnośnych środków i harmonogram ich wdrożenia.

3. W przypadku gdy podmiot objęty regulacją stosuje domyślny współczynnik zakresu, o którym mowa w art. 75l ust. 3 i 4, podmiot objęty regulacją przedstawia uzasadnienie, dlaczego zastosowanie jakiejkolwiek innej metody, o której mowa w art. 75l ust. 2, w odniesieniu do co najmniej jednego głównego strumienia paliwa lub strumienia paliwa de minimis, nie jest technicznie wykonalne bądź prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów.

W przypadku stwierdzenia jednak, że zastosowanie jakiejkolwiek innej metody, o której mowa w art. 75l ust. 2, w odniesieniu do tych strumieni paliwa stało się technicznie wykonalne i nie prowadzi już do nieracjonalnych kosztów, podmiot objęty regulacją powiadamia właściwy organ o odpowiednich zmianach planu monitorowania zgodnie z art. 75b oraz przedkłada propozycje dotyczące wdrożenia odnośnych środków i harmonogram ich wdrożenia.

4. Jeśli w sprawozdaniu z weryfikacji sporządzonym zgodnie z rozporządzeniem wykonawczym (UE) 2018/2067 przedstawiono przypadki nieuregulowanej niezgodności z wymogami lub zalecenia dotyczące udoskonaleń, zgodnie z art. 27, 29 i 30 wspomnianego rozporządzenia wykonawczego, podmiot objęty regulacją przedkłada raport do zatwierdzenia właściwemu organowi do dnia 31 lipca roku, w którym weryfikator sporządził sprawozdanie z weryfikacji. W takim raporcie opisuje się, w jaki sposób i kiedy podmiot objęty regulacją naprawił lub planuje naprawić niezgodności zidentyfikowane przez weryfikatora oraz wdrożył lub zamierza wdrożyć zalecane udoskonalenia.

Właściwy organ może określić alternatywny termin składania raportu, o którym mowa w niniejszym ustępie, nie późniejszy jednak niż dzień 30 września tego samego roku. W stosownych przypadkach taki raport można połączyć z raportem, o którym mowa w ust. 1 niniejszego artykułu.

Jeśli zalecane udoskonalenia nie doprowadziłyby do udoskonalenia metodyki monitorowania, podmiot objęty regulacją przedstawia odpowiednie uzasadnienie. Jeśli zalecane udoskonalenia prowadziłyby do nieracjonalnych kosztów, podmiot objęty regulacją przedstawia dowody potwierdzające nieracjonalny charakter takich kosztów.

5. Ust. 4 niniejszego artykułu nie ma zastosowania w przypadku, gdy podmiot objęty regulacją skorygował już wszystkie niezgodności i wdrożył zalecenia dotyczące udoskonaleń oraz przedłożył związane z nimi zmiany planu monitorowania do zatwierdzenia przez właściwy organ zgodnie z art. 75b niniejszego rozporządzenia przed terminem ustalonym zgodnie z ust. 4 niniejszego artykułu.

Artykuł 75r

Określanie wielkości emisji przez właściwy organ

1. Właściwy organ dokonuje zachowawczego oszacowania wielkości emisji podmiotu objętego regulacją, uwzględniając skutki przenoszenia kosztów dla konsumentów, w każdej z następujących sytuacji:

a) podmiot objęty regulacją nie złożył zweryfikowanego rocznego raportu na temat wielkości emisji w terminie wymaganym na podstawie art. 75p;

b) zweryfikowany roczny raport na temat wielkości emisji, o którym mowa w art. 75p, nie jest zgodny z niniejszym rozporządzeniem;

c) przedłożony przez podmiot objęty regulacją roczny raport na temat wielkości emisji nie został zweryfikowany zgodnie z rozporządzeniem wykonawczym (UE) 2018/2067.

2. Jeśli w sprawozdaniu z weryfikacji sporządzonym na podstawie rozporządzenia wykonawczego (UE) 2018/2067 weryfikator stwierdza występowanie nieistotnych nieprawidłowości, które nie zostały skorygowane przez podmiot objęty regulacją przed wydaniem opinii weryfikacyjnej, właściwy organ ocenia takie nieprawidłowości i w stosownych przypadkach dokonuje zachowawczego oszacowania emisji generowanych przez ten podmiot objęty regulacją, z uwzględnieniem skutków przenoszenia kosztów dla konsumentów. Właściwy organ informuje podmiot objęty regulacją, czy i jakie korekty są wymagane w rocznym raporcie na temat wielkości emisji. Podmiot objęty regulacją udostępnia te informacje weryfikatorowi.

3. Państwa członkowskie ustanawiają efektywną wymianę informacji między właściwymi organami odpowiedzialnymi za zatwierdzanie planów monitorowania a właściwymi organami odpowiedzialnymi za przyjmowanie rocznych raportów na temat wielkości emisji.

Artykuł 75s

Dostęp do informacji i zaokrąglanie danych

Zastosowanie mają art. 71 i art. 72 ust. 1 i 2. W tym kontekście wszelkie odniesienia do prowadzących instalację lub operatorów statku powietrznego rozumie się jako odniesienia do podmiotów objętych regulacją.

Artykuł 75t

Zapewnienie spójności z innymi sprawozdaniami

Do celów raportowania emisji z działań wymienionych w załączniku III do dyrektywy 2003/87/WE:

a) sektory, w których paliwa w rozumieniu art. 3 lit. af) dyrektywy 2003/87/WE są dopuszczone do konsumpcji i spalane, muszą być oznakowane przy użyciu kodów ze wspólnego formatu sprawozdawczego;

b) paliwa w rozumieniu art. 3 lit. af) dyrektywy 2003/87/WE muszą być oznakowane przy użyciu kodów CN zgodnie z przepisami krajowymi transponującymi dyrektywy 2003/96/WE i 2009/30/WE, w stosownych przypadkach;

c) aby zapewnić spójność ze sprawozdawczością do celów podatkowych zgodnie z przepisami krajowymi transponującymi dyrektywy 2003/96/WE i (UE) 2020/262, podmiot objęty regulacją, podając swoje dane kontaktowe w planie monitorowania i raporcie na temat wielkości emisji, wskazuje, w stosownych przypadkach, numer rejestracyjny i identyfikacyjny przedsiębiorcy zgodnie z rozporządzeniem (UE) nr 952/2013(¹⁹), numer akcyzowy zgodnie z rozporządzeniem (UE) nr 389/2012(²⁰) lub krajowy akcyzowy numer rejestracyjny i identyfikacyjny wydany przez właściwy organ na podstawie przepisów krajowych transponujących dyrektywę 2003/96/WE.

Artykuł 75u

Wymogi dotyczące technologii informacyjnych

Zastosowanie mają przepisy rozdziału VII. W tym kontekście wszelkie odniesienia do prowadzących instalację i operatorów statku powietrznego rozumie się jako odniesienia do podmiotów objętych regulacją.

ROZDZIAŁ VIIb

PRZEPISY HORYZONTALNE DOTYCZĄCE MONITOROWANIA EMISJI GENEROWANYCH PRZEZ PODMIOTY OBJĘTE REGULACJĄ

Artykuł 75v

Unikanie podwójnego liczenia dzięki monitorowaniu i raportowaniu

1. Państwa członkowskie ułatwiają skuteczną wymianę informacji, która umożliwia podmiotom objętym regulacją określenie wykorzystania końcowego paliwa dopuszczonego do konsumpcji.

2. Każdy podmiot objęty regulacją przedkłada, wraz ze zweryfikowanym raportem na temat wielkości emisji zgodnie z art. 68 ust. 1, informacje zgodnie z załącznikiem Xa. Państwa członkowskie mogą wymagać, aby prowadzący instalacje udostępniali odpowiednie informacje wymienione w załączniku Xa zainteresowanemu podmiotowi objętemu regulacją przed dniem 31 marca roku sprawozdawczego.

3. Każdy podmiot objęty regulacją przedkłada, wraz ze zweryfikowanym raportem na temat wielkości emisji zgodnie z art. 75p ust. 1, informacje na temat konsumentów paliw dopuszczonych przez ten podmiot do konsumpcji, wymienionych w załączniku Xb.

4. Każdy podmiot objęty regulacją, który dopuszcza paliwo do konsumpcji do celów spalania w sektorach objętych rozdziałem III dyrektywy 2003/87/WE, określa swoje emisje w raporcie, o którym mowa w art. 75p ust. 1 niniejszego rozporządzenia, wykorzystując informacje zawarte w raportach prowadzących instalację przedłożonych zgodnie z załącznikiem Xa do niniejszego rozporządzenia oraz odejmując odpowiednie ilości paliw, o których mowa w tych raportach. Ilości paliw nabytych, ale niewykorzystanych w tym samym roku można odjąć tylko wtedy, gdy zweryfikowany raport na temat wielkości emisji sporządzony przez prowadzącego instalację za rok następujący po roku sprawozdawczym potwierdzi, że zostały one wykorzystane do działań, o których mowa w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE. W przeciwnym razie różnicę tę uwzględnia się w zweryfikowanych raportach na temat wielkości emisji podmiotu objętego regulacją za dany rok.

5. W przypadku gdy ilości wykorzystanych paliw odejmuje się w roku następującym po roku sprawozdawczym, odliczenie to ustala się w planie monitorowania podmiotu objętego regulacją jako wartość bezwzględnych redukcji emisji, uzyskaną przez pomnożenie ilości paliw wykorzystywanych przez prowadzącego instalację przez odpowiedni współczynnik emisji.

6. W przypadku gdy podmiot objęty regulacją nie może stwierdzić, że paliwa dopuszczone do konsumpcji są wykorzystywane do spalania w sektorach objętych rozdziałem III dyrektywy 2003/87/WE, ust. 4 i 5 nie mają zastosowania.

7. Państwa członkowskie mogą wymagać, aby przepisy niniejszego artykułu dotyczące prowadzących instalacje były również stosowane przez operatorów statków powietrznych.

Artykuł 75w

Zapobieganie oszustwom i obowiązek współpracy

1. Aby zapewnić dokładne monitorowanie i raportowanie emisji objętych rozdziałem IVa dyrektywy 2003/87/WE, państwa członkowskie ustanawiają środki zapobiegania oszustwom i określają kary, jakie należy nałożyć w przypadku oszustw, współmierne do przewidzianego dla tych sankcji celu i posiadające odpowiedni skutek odstraszający.

2. Oprócz obowiązków ustanowionych na mocy art. 10 właściwe organy wyznaczone zgodnie z art. 18 dyrektywy 2003/87/WE współpracują i wymieniają informacje z właściwymi organami sprawującymi nadzór zgodnie z przepisami krajowymi transponującymi dyrektywy 2003/96/WE i (UE) 2020/262, w stosownych przypadkach, do celów niniejszego rozporządzenia, w tym w celu wykrywania naruszeń i nakładania kar, o których mowa w ust. 1, lub innych działań naprawczych zgodnie z art. 16 dyrektywy 2003/87/WE.

ROZDZIAŁ VIII

PRZEPISY KOŃCOWE

Artykuł 76

Zmiany w rozporządzeniu (UE) nr 601/2012

W rozporządzeniu (UE) nr 601/2012 wprowadza się następujące zmiany:

1) art. 12 ust. 1 akapit trzeci lit. a) otrzymuje brzmienie:

„a) w przypadku instalacji - dowody dotyczące każdego głównego i pomniejszego strumienia materiałów wsadowych wykazujące zgodność z progami niepewności dla danych dotyczących działalności i współczynników obliczeniowych, w stosownych przypadkach, dla stosowanych poziomów dokładności określonych w załącznikach II i IV oraz dowody dotyczące każdego źródła emisji wykazujące zgodność z progami niepewności, w stosownych przypadkach, dla stosowanych poziomów dokładności określonych w załączniku VIII;"

2) art. 15 ust. 4 lit. a) otrzymuje brzmienie:

„a) w odniesieniu do planu monitorowania emisji:

(i) zmianę wartości współczynników emisji określonych w planie monitorowania;

(ii) zmianę metod obliczeniowych określonych w załączniku III lub przejście od stosowania metody obliczeniowej do metody szacowania zgodnie z art. 5 5 ust. 2 lub odwrotnie;

(iii) wprowadzenie nowych strumieni materiałów wsadowych;

(iv) zmiany w statusie operatora statku powietrznego jako małego podmiotu uczestniczącego w systemie w rozumieniu art. 55 ust. 1 lub w odniesieniu do jednego z progów przewidzianych w art. 28a ust. 6 dyrektywy 2003/87/WE;"

3) art. 49 otrzymuje brzmienie:

„Artykuł 49

Przenoszony CO₂

1. Prowadzący instalację odejmuje od wielkości emisji z instalacji każdą ilość CO₂ pochodzącego z węgla pierwiastkowego kopalnego używanego w rodzajach działań objętych załącznikiem I do dyrektywy 2003/87/WE, która to ilość nie została wyemitowana z instalacji, lecz:

a) została przeniesiona poza tę instalację do dowolnego z poniższych obiektów:

(i) instalacji wychwytującej w celu transportu i długoterminowego geologicznego składowania na składowisku dopuszczonym na mocy dyrektywy 2009/31/WE;

(ii) sieci transportowej w celu długoterminowego geologicznego składowania na składowisku dopuszczonym na mocy dyrektywy 2009/31/WE;

(iii) składowiska dopuszczonego na mocy dyrektywy 2009/31/WE w celu długoterminowego geologicznego składowania;

b) została przeniesiona poza tę instalację i jest wykorzystywana do produkcji wytrąconego węglanu wapnia, w którym użyty CO₂ jest chemicznie związany.

2. Prowadzący instalację przesyłającą podaje w rocznym sprawozdaniu na temat wielkości emisji kod identyfikacyjny instalacji odbiorczej uznany zgodnie z aktami przyjętymi na mocy art. 19 ust. 3 dyrektywy 2003/87/WE, jeżeli instalacja odbiorcza jest objęta tą dyrektywą. We wszystkich innych przypadkach prowadzący instalację przesyłającą podaje nazwisko, adres i dane osoby wyznaczonej do kontaktów w danej instalacji odbiorczej.

Akapit pierwszy ma zatem zastosowanie do instalacji odbiorczej w odniesieniu do kodu identyfikacyjnego instalacji przesyłającej.

3. W celu wyznaczenia ilości CO₂ przenoszonego z jednej instalacji do drugiej prowadzący instalację stosuje metodykę opartą na pomiarach, w tym zgodnie z art. 43, 44 i 45. Źródło emisji odpowiada punktowi pomiarowemu, a wielkość emisji wyraża się jako ilość przeniesionego CO₂.

Do celów ust. 1 lit. b) prowadzący instalację stosuje metodę opartą na obliczeniach.4. W celu wyznaczenia ilości C0₂ przenoszonego z jednej instalacji do drugiej prowadzący instalację stosuje najwyższy poziom dokładności określony w załączniku VIII sekcja 1.

Prowadzący instalację może jednak zastosować następny z kolei niższy poziom dokładności o ile stwierdzi, że zastosowanie najwyższego poziomu dokładności zdefiniowanego w załączniku VIII sekcja 1 nie jest wykonalne technicznie lub prowadzi do nieracjonalnych kosztów.

W celu wyznaczenia ilości CO₂ chemicznie związanego w wytrąconym węglanie wapnia prowadzący instalację wykorzystuje źródła danych wykazujące najwyższą możliwą dokładność.

5. Prowadzący instalacje mogą wyznaczać ilości przenoszonego z instalacji CO₂ zarówno w instalacji przesyłającej, jak i odbiorczej. W takich przypadkach stosuje się art. 48 ust. 3."

4) w art. 52 wprowadza się następujące zmiany:

a) uchyla się ust. 5;

b) ust. 6 otrzymuje brzmienie:

„6. Jeżeli ilość uzupełnianego paliwa lub ilość paliwa pozostałego w zbiornikach wyznacza się w jednostkach objętości i wyraża w litrach, operator statku powietrznego przelicza takie wartości z jednostek objętości na jednostki masy, stosując wartości gęstości. Operator statków powietrznych stosuje gęstość paliwa (która może być rzeczywistą lub standardową wartością wynoszącą 0,8 kg na litr) wykorzystywaną ze względów operacyjnych i względów bezpieczeństwa.

Procedura informowania o wykorzystaniu gęstości rzeczywistej lub standardowej zostaje opisana w planie monitorowania wraz z odniesieniem do odpowiedniej dokumentacji operatora statku powietrznego."

c) ust. 7 otrzymuje brzmienie:

„7. Do celów obliczeń, o których mowa w ust. 1, operator statku powietrznego stosuje domyślne współczynniki emisji podane w tabeli 2 w załączniku III. W przypadku paliw nieuwzględnionych we wspomnianej tabeli operator statku powietrznego wyznacza współczynnik emisji zgodnie z art. 32. Wartość opałową takich paliw wyznacza się i zgłasza jako pozycję dodatkową."

5) art. 54 ust. 2 akapit pierwszy otrzymuje brzmienie:

„2. W drodze odstępstwa od art. 52 małe podmioty uczestniczące w systemie mogą szacować zużycie paliwa przy pomocy narzędzi wprowadzonych przez Eurocontrol lub inną odpowiednią organizację, które są w stanie przetwarzać wszystkie istotne informacje dotyczące ruchu lotniczego, a także unikać niedoszacowania wielkości emisji."

6) w art. 5 5 wprowadza się następujące zmiany:

a) ust. 1 otrzymuje brzmienie:

„1. Przy wyborze metodyki monitorowania zgodnie z art. 52 ust. 2 operator statku powietrznego uwzględnia źródła niepewności i związane z nimi poziomy niepewności."

b) uchyla się ust. 2, 3 i 4;

7) art. 59 ust. 1 otrzymuje brzmienie:

„Do celów art. 58 ust. 3 lit. a) prowadzący instalację zapewnia regularną kalibrację, regulację i kontrolę wszystkich odpowiednich urządzeń pomiarowych, również przed ich użyciem, oraz ich sprawdzenie pod kątem zgodności z normami pomiarowymi odpowiadającymi międzynarodowym normom pomiarowym, o ile są dostępne, zgodnie z wymogami niniejszego rozporządzenia i proporcjonalnie do zidentyfikowanego czynnika ryzyka.

Jeżeli części składowe systemu pomiarowego nie mogą być skalibrowane, prowadzący instalację wskazuje je w planie monitorowania i proponuje alternatywne działania kontrolne.

W przypadku stwierdzenia, że urządzenie nie jest zgodne z wymaganymi parametrami działania, prowadzący instalację bezzwłocznie podejmuje niezbędne działania naprawcze."

8) w art. 65 ust. 2 dodaje się akapit trzeci w brzmieniu:

„Jeśli liczba lotów, w odniesieniu do których występują luki w danych, o których mowa w dwóch pierwszych akapitach, przekracza 5 % zgłaszanych rocznych lotów, operator statku powietrznego bez zbędnej zwłoki powiadamia o tym właściwy organ i podejmuje działania naprawcze w celu udoskonalenia metodyki monitorowania."9) w załączniku I sekcja 2 wprowadza się następujące zmiany:

a) pkt 2 lit. b) ppkt (ii) otrzymuje brzmienie:

„(ii) procedury pomiaru ilości uzupełnianego paliwa oraz ilości paliwa w zbiornikach, stosownie do okoliczności, opis używanych przyrządów pomiarowych i procedur rejestrowania, odzyskiwania, przesyłania i przechowywania informacji dotyczących pomiarów;"

b) pkt 2 lit. b) ppkt (iii) otrzymuje brzmienie:

„(iii) w stosownych przypadkach metodę wyznaczania gęstości;"

c) pkt 2 lit. b) ppkt (iv) otrzymuje brzmienie:

„(iv) uzasadnienie wybranej metodyki monitorowania w celu zapewnienia najniższego poziomu niepewności, zgodnie z art. 55 ust. 1.;"

d) skreśla się pkt 2 lit. d);

e) pkt 2 lit. f) otrzymuje brzmienie:

„f) opis procedur i systemów służących identyfikacji i ocenie luk w danych oraz postępowaniu z nimi zgodnie z art. 65 ust. 2."

10) w załączniku III uchyla się sekcję 2;

11) w załączniku IV wprowadza się następujące zmiany:

a) w sekcji 10 podsekcja B skreśla się akapit czwarty;

b) w sekcji 14 podsekcja B skreśla się akapit trzeci;

12) w załączniku IX wprowadza się następujące zmiany:

a) sekcja 1 pkt 2 otrzymuje brzmienie:

„dokumenty uzasadniające wybór metodyki monitorowania oraz dokumenty uzasadniające wprowadzenie okresowych lub stałych zmian w metodyce monitorowania i, w stosownych przypadkach, w poziomach dokładności zatwierdzonych przez właściwy organ;"

b) sekcja 3 pkt 5 otrzymuje brzmienie:

„5) dokumentacja dotycząca metodyki w zakresie luk w danych, w stosownych przypadkach, liczba lotów, w przypadku których wystąpiły luki w danych, dane wykorzystywane do usunięcia luk w danych, tam gdzie one wystąpiły, oraz, w przypadku gdy liczba lotów, w odniesieniu do których występują luki w danych, przekracza 5 % zgłoszonych lotów, przyczyny luk w danych, a także dokumentacja podjętych działań naprawczych."

13) w załączniku X sekcja 2 wprowadza się następujące zmiany:

a) pkt 7 otrzymuje brzmienie:

„7) całkowitą liczbę lotów objętych raportem, przypadającą na pary państw;"

b) po pkt 7) dodaje się punkt w brzmieniu:

„7a) masę paliwa (w tonach) na rodzaj paliwa, przypadającą na pary państw;"

c) pkt 10 lit. a) otrzymuje brzmienie:

„a) liczbę lotów wyrażoną jako odsetek lotów rocznych, w odniesieniu do których wystąpiły luki w danych; oraz okoliczności i powody wystąpienia luk w danych;".

d) pkt 11 lit. a) otrzymuje brzmienie:

„a) liczbę lotów wyrażoną jako odsetek lotów rocznych (zaokrągloną do 0,1 %), w odniesieniu do których wystąpiły luki w danych; oraz okoliczności i powody wystąpienia luk w danych;".

Artykuł 77

Uchylenie rozporządzenia (UE) nr 601/2012

1. Rozporządzenie (UE) nr 601/2012 traci moc ze skutkiem od dnia 1 stycznia 2021 r.

Odesłania do uchylonego rozporządzenia odczytuje się jako odesłania do niniejszego rozporządzenia zgodnie z tabelą korelacji w załączniku XI.

2. Przepisy rozporządzenia (UE) nr 601/2012 mają w dalszym ciągu zastosowanie do monitorowania, raportowania i weryfikacji emisji mających miejsce przed dniem 1 stycznia 2021 r. oraz, w stosownych przypadkach, do danych dotyczących działalności prowadzonej przed tym terminem.

Artykuł 78

Wejście w życie i stosowanie

Niniejsze rozporządzenie wchodzi w życie następnego dnia po jego opublikowaniu w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej.

Niniejsze rozporządzenie stosuje się od dnia 1 stycznia 2021 r.

Art. 76 stosuje się jednak od dnia 1 stycznia 2019 r. lub od daty wejścia w życie niniejszego rozporządzenia, w zależności od tego, która z tych dat jest późniejsza.

Niniejsze rozporządzenie wiąże w całości i jest bezpośrednio stosowane we wszystkich państwach członkowskich.

Sporządzono w Brukseli dnia 19 grudnia 2018 r.

ZAŁĄCZNIK I

Minimalna zawartość planu monitorowania (art. 12 ust. 1) [135]

1. MINIMALNA ZAWARTOŚĆ PLANU MONITOROWANIA DOTYCZĄCEGO INSTALACJI

Plan monitorowania instalacji zawiera co najmniej następujące informacje:

1) informacje ogólne o instalacji:

a) opis instalacji, która ma być monitorowana, i prowadzonych w niej działań, zawierający wykaz źródeł emisji i strumieni materiałów wsadowych, które mają być objęte monitorowaniem w odniesieniu do każdego rodzaju działań prowadzonego w instalacji, oraz spełniający następujące kryteria:

i) opis musi wystarczać do wykazania, że nie występują luki w danych ani podwójne liczenie emisji;

ii) na żądanie właściwego organu lub jeśli ułatwia to opis instalacji lub interpretację odniesień do źródeł emisji, strumieni materiałów wsadowych, przyrządów pomiarowych oraz wszelkich innych części instalacji istotnych dla metodyki monitorowania, w tym dla działań w zakresie przepływu danych i działań kontrolnych, należy dodać prosty schemat źródeł emisji, strumieni materiałów wsadowych, punktów pobierania próbek i urządzeń pomiarowych;

b) opis procedury zarządzania przydzielaniem obowiązków w zakresie monitorowania i raportowania w odniesieniu do instalacji, a także zarządzania kompetencjami odpowiedzialnych pracowników;

c) opis procedury regularnej oceny adekwatności planu monitorowania, obejmujący co najmniej następujące elementy:

i) sprawdzenie wykazu źródeł emisji i strumieni materiałów wsadowych, zagwarantowanie kompletności danych dotyczących źródeł emisji i strumieni materiałów wsadowych oraz zapewnienie uwzględnienia w planie monitorowania wszystkich istotnych zmian w charakterze i funkcjonowaniu instalacji;

ii) ocenę zgodności z progami niepewności odnoszącymi się do danych dotyczących działalności oraz innych parametrów, w stosownych przypadkach, dla poziomów dokładności zastosowanych w przypadku każdego ze strumieni materiałów wsadowych i źródła emisji;

(iii) ocenę potencjalnych środków doskonalących stosowaną metodykę monitorowania;

d) opis pisemnych procedur odnoszących się do działań w zakresie przepływu danych na mocy art. 58, w tym, w stosownych przypadkach, schemat wyjaśniający;

e) opis pisemnych procedur odnoszących się do działań kontrolnych wprowadzonych na mocy art. 59;

f) w stosownych przypadkach informacje dotyczące odnośnych powiązań z działaniami podejmowanymi w ramach systemu ekozarządzania i audytu we Wspólnocie (EMAS) ustanowionego na mocy rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 1221/2009 (¹), systemów objętych zharmonizowaną normą ISO 14001:2015 i innych systemów zarządzania środowiskiem, w tym informacje dotyczące procedur i kontroli istotnych dla monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych;

g) numer wersji planu monitorowania oraz data, od której ta wersja planu monitorowania ma zastosowanie;

h) kategoria instalacji;

2) szczegółowy opis metodyki opartej na obliczeniach, jeśli jest stosowana, obejmujący następujące elementy:

a) szczegółowy opis stosowanej metodyki opartej na obliczeniach, w tym wykaz wprowadzanych danych i wzorów używanych w obliczeniach, wykaz poziomów dokładności stosowanych w odniesieniu do danych dotyczących działalności oraz wszystkich istotnych współczynników obliczeniowych dla każdego ze strumieni materiałów wsadowych, które mają być monitorowane;

b) w stosownych przypadkach oraz jeśli prowadzący instalację zamierza zastosować uproszczenie w odniesieniu do strumieni materiałów wsadowych pomniejszych i de minimis, kategoryzacja strumieni materiałów wsadowych na główne, pomniejsze i de minimis;

c) opis zastosowanych systemów pomiarowych i ich zakresu pomiarowego, określonej niepewności oraz dokładnej lokalizacji przyrządów pomiarowych stosowanych w odniesieniu do każdego ze strumieni materiałów wsadowych, które mają być monitorowane;

d) w stosownych przypadkach dla każdego strumienia materiałów wsadowych wartości domyślne współczynników obliczeniowych ze wskazaniem źródła współczynnika lub odnośnego źródła, z którego okresowo będzie pobierany domyślny współczynnik;

e) w stosownych przypadkach wykaz metod analitycznych stosowanych do wyznaczania wszystkich istotnych współczynników obliczeniowych dla każdego strumienia materiałów wsadowych oraz opis pisemnych procedur odnoszących się do takich analiz;

f) w stosownych przypadkach opis procedury stanowiącej podstawę planu pobierania próbek paliwa i materiałów poddawanych analizie, a także procedury stosowanej do weryfikacji adekwatności planu pobierania próbek;

g) w stosownych przypadkach wykaz laboratoriów przeprowadzających odnośne procedury analityczne oraz, jeśli laboratorium nie jest akredytowane zgodnie z art. 34 ust. 1, opis procedury stosowanej w celu wykazania zgodności z równoważnymi wymogami zgodnie z art. 34 ust. 2 i 3;

3) w przypadku stosowania rezerwowej metodyki monitorowania zgodnie z art. 22 szczegółowy opis metodyki monitorowania stosowanej w odniesieniu do wszystkich strumieni materiałów wsadowych lub źródeł emisji, w przypadku których nie stosuje się metodyki wykorzystującej poziomy dokładności, a także opis pisemnej procedury stosowanej w związku z powiązaną analizą niepewności, która ma zostać przeprowadzona;

4) szczegółowy opis metodyki opartej na pomiarach, jeśli jest stosowana, obejmujący następujące elementy:

a) opis metody pomiarowej, łącznie z opisami wszystkich pisemnych procedur istotnych dla pomiaru i z następującymi elementami:

i) wszelkimi wzorami obliczeniowymi stosowanymi do agregacji danych oraz do wyznaczania rocznej wielkości emisji z każdego źródła emisji;

ii) metodą wyznaczania, jeśli można obliczyć prawidłowy zbiór danych za godziny lub krótsze okresy referencyjne dla każdego parametru, a także zastępowania brakujących danych zgodnie z art. 45;

b) wykaz wszystkich odnośnych punktów emisji podczas normalnego działania oraz w fazie ograniczonego funkcjonowania i fazie przejściowej, w tym w okresie awarii lub uruchomienia, na żądanie właściwego organu uzupełniony schematem procesu;

c) jeśli przepływ spalin ustala się w drodze obliczeń, opis pisemnej procedury odnoszącej się do takich obliczeń dla każdego źródła emisji monitorowanego z zastosowaniem metodyki opartej na pomiarach;

d) wykaz wszystkich odnośnych urządzeń, z podaniem częstotliwości pomiarów, zakresu pomiarowego i niepewności;

e) wykaz zastosowanych norm oraz wszelkich odstępstw od takich norm;

f) w stosownych przypadkach opis pisemnej procedury odnoszącej się do przeprowadzania obliczeń potwierdzających zgodnie z art. 46;

g) w stosownych przypadkach opis metody wyznaczania ilości CO₂ pochodzącego z paliwa o współczynniku zero i odejmowania go od zmierzonej wielkości emisji CO₂, a także pisemnych procedur stosowanych w tym celu;

h) w stosownych przypadkach oraz jeśli prowadzący instalację zamierza zastosować uproszczenie w odniesieniu do pomniejszych źródeł emisji, kategoryzacja źródeł emisji na główne i pomniejsze;

5) oprócz elementów wyszczególnionych w pkt 4 szczegółowy opis metodyki monitorowania, jeśli monitoruje się emisje N₂O, w stosownych przypadkach w postaci opisu stosowanych pisemnych procedur, w tym opis następujących elementów:

a) metody i parametrów stosowanych do wyznaczania ilości materiałów użytych w procesie produkcji oraz określenie maksymalnej ilości materiałów używanych przy pełnej zdolności produkcyjnej;

b) metody i parametrów stosowanych do wyznaczania ilości produktu wytwarzanego na godzinę, wyrażonego, odpowiednio, jako kwas azotowy (100 %), kwas adypinowy (100 %), kaprolaktam, glioksal i kwas glioksalowy na godzinę;

c) metody i parametrów stosowanych do wyznaczania stężenia N₂O w spalinach z każdego źródła emisji, jej zakresu pomiarowego, niepewności oraz szczegółowe informacje dotyczące wszelkich metod alternatywnych stosowanych w przypadku wystąpienia stężenia przekraczającego zakres pomiarowy, jak również opis sytuacji, kiedy może to mieć miejsce;

d) metody obliczeniowej stosowanej do wyznaczania wielkości emisji N₂O z okresowych nieobniżonych źródeł w produkcji kwasu azotowego, kwasu adypinowego, kaprolaktamu, glioksalu i kwasu glioksalowego;

e) sposobu stosowania zmiennych nakładów w instalacji oraz zakresu, w jakim są one stosowane, a także sposobu zarządzania operacyjnego;

f) metody i wszelkich wzorów obliczeniowych stosowanych do wyznaczania rocznej wielkości emisji N₂O i odpowiednich wartości CO_2(e) z każdego źródła emisji;

g) informacja o warunkach procesu odbiegających od warunków normalnego działania, wskazanie potencjalnej częstotliwości występowania i czasu trwania takich warunków, a także wskazanie wielkości emisji N₂O w warunkach odbiegających od normalnego działania, takich jak awaria urządzeń do obniżania emisji;

6) szczegółowy opis metodyki monitorowania, jeśli monitoruje się emisje perfluorowęglowodorów z produkcji pierwotnego aluminium, jeśli właściwe w postaci opisu stosowanych pisemnych procedur, w tym następujące elementy:

a) w stosownych przypadkach daty pomiarów służących wyznaczeniu współczynników emisji właściwych dla instalacji w odniesieniu do SEF_CF4 lub OVC, a także F_C2F6 oraz harmonogram przyszłych powtórzeń takich pomiarów;

b) w stosownych przypadkach protokół opisujący procedurę stosowaną do wyznaczania współczynników emisji właściwych dla instalacji w odniesieniu do CF₄ i C₂F₆, wykazujący również, że pomiary były i będą wykonywane przez wystarczająco długi czas, aby mierzone wartości stały się zbieżne, ale co najmniej przez 72 godziny;

c) w stosownych przypadkach metodyka wyznaczania wydajności zbierania dla emisji niezorganizowanych w instalacjach do produkcji pierwotnego aluminium;

d) opis typu wanny i typu anody;

7) szczegółowy opis metodyki monitorowania, jeśli dokonuje się przenoszenia związanego w paliwie CO₂ jako części strumienia materiałów wsadowych zgodnie z art. 48, przenoszenia CO₂ zgodnie z art. 49 bądź przenoszenia N₂O zgodnie z art. 50, jeśli właściwe w postaci opisu stosowanych pisemnych procedur, w tym następujące elementy:

a) w stosownych przypadkach lokalizacja urządzeń do pomiaru temperatury i ciśnienia w infrastrukturze transportu CO₂;

b) w stosownych przypadkach procedury zapobiegania wyciekom oraz wykrywania i ilościowego określania wycieków z infrastruktury transportu CO₂;

c) w przypadku infrastruktury transportu CO₂ procedury skutecznie gwarantujące, że CO₂ jest przesyłany wyłącznie do instalacji posiadających ważne zezwolenie na emisję gazów cieplarnianych lub instalacji, w których wszystkie emisje CO₂ są skutecznie monitorowane i odnotowywane zgodnie z art. 49;

d) identyfikacja instalacji odbiorczej i przesyłającej za pomocą kodu identyfikacyjnego instalacji uznanego zgodnie z rozporządzeniem (UE) 2019/1122 (²);

e) w stosownych przypadkach opis systemów ciągłych pomiarów używanych w punktach przesyłu CO₂ lub N₂O między instalacjami przesyłającymi CO₂ lub N₂O lub metoda wyznaczania zgodnie z art. 48, 49 lub 50;

f) w stosownych przypadkach opis zachowawczej metody szacowania zastosowanej do określenia frakcji o współczynniku zero i frakcji RFNBO lub RCF o współczynniku zero CO₂ związanego w paliwie lub przenoszonego zgodnie z art. 48, 49 lub 49a;

g) w stosownych przypadkach metodyka ilościowego określania wielkości emisji lub ilości CO₂ uwalnianego do słupa wody z potencjalnych wycieków, a także stosowana i ewentualnie dostosowana metodyka ilościowego określania faktycznych emisji lub ilości CO₂ uwalnianego do słupa wody z wycieków zgodnie z załącznikiem IV sekcja 23;

8) szczegółowy opis metodyki monitorowania, jeśli CO₂ jest związany chemicznie zgodnie z art. 49a, w stosownych przypadkach w postaci opisu stosowanych pisemnych procedur, zawierających następujące elementy:

a) procedury ustalania, czy produkt, w którym CO₂ jest trwale związany chemicznie zgodnie z art. 49a ust. 1 niniejszego rozporządzenia, spełnia wymogi określone w rozporządzeniu delegowanym na podstawie art. 12 ust. 3b dyrektywy 2003/87/WE, oraz rodzaje zastosowań tych produktów;

b) opis metody obliczania ilości CO₂ trwale związanego chemicznie zgodnie z art. 49a ust. 2;

9) w stosownych przypadkach opis procedury stosowanej do określania ilości biogazu w oparciu o rejestry zakupu zgodnie z art. 39 ust. 4;

9) w stosownych przypadkach opis procedury stosowanej do oceny, czy strumienie materiałów wsadowych o współczynniku zero są zgodne z art. 38 ust. 5, art. 39a ust. 3 lub art. 39a ust. 4;

9a) w stosownych przypadkach opis procedury stosowanej do określania ilości biogazu o współczynniku zero na podstawie rejestrów zakupu zgodnie z art. 39 ust. 4 lub ilości RFNBO lub RCF o współczynniku zero zgodnie z art. 39a ust. 5;

10) w stosownych przypadkach, do dnia 31 grudnia 2026 r., opis procedury stosowanej do przekazywania informacji zgodnie z art. 75v ust. 2.

2. MINIMALNA ZAWARTOŚĆ PLANÓW MONITOROWANIA DZIAŁAŃ LOTNICZYCH

1. Plan monitorowania zawiera następujące informacje w odniesieniu do wszystkich operatorów statków powietrznych:

a) identyfikację operatora statku powietrznego, sygnał wywoławczy lub inny niepowtarzalny oznacznik wykorzystywany w \ odpowiedzialnych pracowników;

b) wstępny wykaz typów statków powietrznych we flocie operatora w momencie składania planu monitorowania oraz liczbę statków powietrznych każdego typu, jak również orientacyjny wykaz dodatkowych typów statków powietrznych, których użycia się oczekuje, w tym, o ile to możliwe, szacowaną liczbę statków powietrznych każdego typu oraz strumienie materiałów wsadowych (typy paliwa) powiązane z każdym typem statku powietrznego;

c) opis procedur, systemów i obowiązków służących aktualizowaniu wykazu źródeł emisji w trakcie monitorowanego roku do celów zapewnienia kompletności monitorowania i raportowania emisji i skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych z posiadanych oraz dzierżawionych statków powietrznych;

d) opis procedur stosowanych do monitorowania kompletności wykazu lotów prowadzonych pod niepowtarzalnym oznacznikiem przez parę lotnisk oraz procedur stosowanych do określania, czy loty są objęte załącznikiem I do dyrektywy 2003/87/WE do celów zapewnienia kompletności danych dotyczących lotów i uniknięcia podwójnego liczenia emisji;

e) opis procedury zarządzania przydzielaniem obowiązków w zakresie monitorowania i raportowania, a także zarządzania kompetencjami odpowiedzialnych pracowników;

f) opis procedury regularnej oceny adekwatności planu monitorowania, obejmujący wszelkie potencjalne środki doskonalące stosowaną metodykę monitorowania i powiązane procedury;

g) opis pisemnych procedur odnoszących się do działań w zakresie przepływu danych, wymaganych na mocy art. 58, w tym, w stosownych przypadkach, schemat wyjaśniający;

h) opis pisemnych procedur odnoszących się do działań kontrolnych wprowadzonych zgodnie z art. 59;

i) w stosownych przypadkach informacje dotyczące odnośnych powiązań z działaniami podejmowanymi w ramach systemu EMAS, systemów objętych zharmonizowaną normą ISO 14001:2015 i innych systemów zarządzania środowiskiem, w tym dotyczące procedur i kontroli istotnych dla monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych;

j) numer wersji planu monitorowania oraz data, od której ta wersja planu monitorowania ma zastosowanie;

k) potwierdzenie, czy operator statku powietrznego zamierza skorzystać z któregokolwiek z narzędzi, o których mowa w art. 55 ust. 2 niniejszego rozporządzenia, oraz czy operator statku powietrznego zamierza skorzystać z uproszczenia zgodnie z art. 28a ust. 4 dyrektywy 2003/87/WE;

l) w stosownych przypadkach opis procedury stosowanej do oceny, czy biopaliwo, RFNBO, RCF lub syntetyczne paliwo niskoemisyjne o współczynniku zero są zgodne z art. 54c niniejszego rozporządzenia;

m) w stosownych przypadkach opis procedury stosowanej do określenia ilości alternatywnych paliw lotniczych zgodnie z art. 53 ust. 1 oraz zapewnienia zgodności zgłoszonych paliw niemieszanych z warunkami określonymi w art. 53a niniejszego rozporządzenia;

n) w stosownych przypadkach opis procedury stosowanej do oceny, czy kwalifikujące się paliwo lotnicze jest zgodne z art. 54a ust. 2;

o) w stosownych przypadkach opis procedury stosowanej do określenia ilości kwalifikującego się paliwa lotniczego zgodnie z art. 54a ust. 3 oraz zapewnienia zgodności zgłoszonych paliw z warunkami określonymi w art. 54a ust. 4 i art. 54a ust. 5 niniejszego rozporządzenia;

p) potwierdzenie, czy operator statku powietrznego wykonuje jakiekolwiek loty zgodnie z art. 56a ust. 1;

q) potwierdzenie, czy operator statku powietrznego zamierza korzystać wyłącznie z NEATS do określania skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych lub czy zamierza wykorzystywać – w odniesieniu do całości lub części monitorowanych danych – własne narzędzia informatyczne lub narzędzia informatyczne stron trzecich opisane w art. 56a ust. 7;

2. Do celów monitorowania emisji plan monitorowania zawiera następujące informacje w przypadku operatorów statków powietrznych niebędących małymi podmiotami uczestniczącymi w systemie zgodnie z art. 55 ust. 1 lub niezamierzających skorzystać z narzędzia dla takich podmiotów zgodnie z art. 55 ust. 2:

a) opis pisemnej procedury stosowanej w celu zdefiniowania metodyki monitorowania w odniesieniu do dodatkowych typów statków powietrznych, których zamierza użyć operator statku powietrznego;

b) opis pisemnych procedur w odniesieniu do monitorowania zużycia paliwa w każdym statku powietrznym, w tym:

i) wybraną metodykę (metoda A lub metoda B) obliczania zużycia paliwa; jeśli w odniesieniu do wszystkich rodzajów statków powietrznych nie stosuje się tej samej metody, należy przedstawić uzasadnienie takiego podejścia oraz wykaz zawierający informacje na temat każdej z metod i warunków ich stosowania;

ii) procedur pomiaru uzupełnianego paliwa i paliwa w zbiornikach, opis wykorzystywanych przyrządów pomiarowych oraz procedur rejestrowania, odzyskiwania, przekazywania i przechowywania informacji dotyczących pomiarów, odpowiednio do przypadku;

(iii) w stosownych przypadkach wybraną metodę wyznaczania gęstości;

(iv) uzasadnienie wybranej metodyki monitorowania w celu zapewnienia najniższego poziomu niepewności, zgodnie z art. 5 6 ust. 1.

c) wykaz występujących na poszczególnych lotniskach odstępstw od ogólnej metodyki monitorowania opisanej w lit. b), jeśli ze względu na szczególne okoliczności operator statku powietrznego nie jest w stanie przedstawić wszystkich wymaganych danych w odniesieniu do wymaganej metodyki monitorowania;

d) współczynniki emisji dla każdego typu paliwa lub metodykę wyznaczania współczynników emisji w przypadku paliw alternatywnych, w tym metodykę doboru próby, metody analizy, opis wykorzystywanych laboratoriów i ich akredytacji i/lub ich procedur zapewniania jakości;

e) opis procedur i systemów służących identyfikacji i ocenie luk w danych oraz postępowania z nimi zgodnie z art. 66 ust. 2;

f) (uchylona)

g) (uchylona)

3. Do celów monitorowania skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych plan monitorowania zawiera, w stosownych przypadkach, następujące informacje dla operatorów statków powietrznych, którzy nie korzystają wyłącznie z NEATS, w celu określenia skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych:

a) opis modułu spalania paliwa i oszacowania emisji, modelu obliczania CO₂(e) oraz powiązanych narzędzi informatycznych, które operatorzy statków powietrznych zamierzają stosować;

b) opis i schemat procesu monitorowania danych odnoszących się do modelu obliczania CO₂(e) opisanego w sekcji 4 załącznika IIIa do niniejszego rozporządzenia;

c) opis pisemnej procedury zapewniającej wykorzystanie odpowiednich danych do modeli obliczania CO₂(e) zgodnie z załącznikiem IIIa do niniejszego rozporządzenia oraz uwzględnienie wpływu wszystkich czynników innych niż CO₂ na klimat w przeliczeniu na lot;

d) opis pisemnej procedury identyfikacji i oceny luk w danych oraz stosowania wartości domyślnych opisanych w sekcji 5 załącznika IIIa i w załączniku IIIb do niniejszego rozporządzenia w celu uzupełnienia luk w danych.

4. MINIMALNA ZAWARTOŚĆ PLANÓW MONITOROWANIA PODMIOTÓW OBJĘTYCH REGULACJĄ

Plan monitorowania podmiotu objętego regulacją zawiera co najmniej następujące informacje:

1) informacje ogólne o podmiocie objętym regulacją:

a) dane identyfikujące podmiot objęty regulacją, dane kontaktowe ze wskazaniem adresu oraz, w stosownych przypadkach, numer rejestracyjny i identyfikacyjny przedsiębiorcy zgodnie z rozporządzeniem (UE) nr 952/2013, numer akcyzowy zgodnie z rozporządzeniem (UE) nr 389/2012 lub krajowy akcyzowy numer rejestracyjny i identyfikacyjny wydany przez właściwy organ na podstawie przepisów krajowych transponujących dyrektywę 2003/96/WE, stosowany w ramach sprawozdawczości do celów podatkowych na podstawie przepisów krajowych transponujących dyrektywy 2003/96/WE i (UE) 2020/262;

b) opis podmiotu objętego regulacją, zawierający wykaz strumieni paliwa, które mają być monitorowane, środki, za pomocą których strumienie paliwa są dopuszczane do konsumpcji, rodzaje wykorzystania końcowego strumienia paliwa dopuszczonego do konsumpcji, w tym kod ze wspólnego formatu sprawozdawczego, na dostępnym poziomie agregacji oraz przy spełnieniu następujących kryteriów:

(i) opis musi wystarczać do wykazania, że nie występują luki w danych ani podwójne liczenie emisji;

(ii) prosty schemat informacji, o których mowa w lit. b) akapit pierwszy, opisujący podmiot objęty regulacją, strumienie paliwa, środki, za pomocą których paliwa w rozumieniu art. 3 lit. af) dyrektywy 2003/87/WE są dopuszczane do konsumpcji, przyrządy pomiarowe i wszelkie inne części podmiotu objętego regulacją istotne z punktu widzenia metodyki monitorowania, w tym działań w zakresie przepływu danych i działań kontrolnych;

(iii) w przypadku gdy podmioty objęte regulacją i odnośne strumienie paliwa odpowiadają podmiotom, na których spoczywają obowiązki sprawozdawcze na mocy przepisów krajowych transponujących dyrektywy 2003/96/WE lub 2009/30/WE – prosty schemat informacji na temat metod pomiaru stosowanych do celów tych aktów;

(iv) w stosownych przypadkach opis wszelkich odstępstw od początku i końca roku monitorowania zgodnie z art. 75j ust. 2;

c) opis procedury zarządzania przydzielaniem obowiązków w zakresie monitorowania i raportowania w ramach podmiotu objętego regulacją, a także zarządzania kompetencjami odpowiedzialnych pracowników;

d) opis procedury regularnej oceny adekwatności planu monitorowania, obejmujący co najmniej następujące elementy:

(i) sprawdzenie wykazu strumieni paliwa, zagwarantowanie kompletności danych dotyczących strumieni paliwa oraz zapewnienie uwzględnienia w planie monitorowania wszystkich istotnych zmian w charakterze i funkcjonowaniu podmiotu objętego regulacją;

(ii) ocenę zgodności z progami niepewności odnoszącymi się do ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji oraz innych parametrów, w stosownych przypadkach, dla poziomów dokładności zastosowanych w przypadku każdego ze strumieni paliwa;

(iii) ocenę potencjalnych środków doskonalących stosowaną metodykę monitorowania, w szczególności metodę określania współczynnika zakresu;

e) opis pisemnych procedur odnoszących się do działań w zakresie przepływu danych na podstawie art. 58, w tym, w stosownych przypadkach, schemat wyjaśniający;

f) opis pisemnych procedur odnoszących się do działań kontrolnych wprowadzonych na podstawie art. 59;

g) w stosownych przypadkach informacje na temat istotnych powiązań między działalnością podmiotu objętego regulacją wymienioną w załączniku III do dyrektywy 2003/87/WE a sprawozdawczością do celów podatkowych na podstawie przepisów krajowych transponujących dyrektywy 2003/96/WE i (UE) 2020/262;

h) numer wersji planu monitorowania oraz data, od której ta wersja planu monitorowania ma zastosowanie;

i) kategorię podmiotu objętego regulacją;

2) szczegółowy opis metodyki opartej na obliczeniach, obejmujący następujące elementy:

a) w odniesieniu do każdego strumienia paliwa, który ma być monitorowany, szczegółowy opis stosowanej metodyki opartej na obliczeniach, w tym wykaz wprowadzanych danych i wzorów używanych w obliczeniach, metod stosowanych do określenia współczynnika zakresu, wykaz poziomów dokładności stosowanych w odniesieniu do ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji, wszystkich istotnych współczynników obliczeniowych, wskaźnika zakresu oraz, na dostępnym poziomie zagregowanym, kody ze wspólnego formatu sprawozdawczego rodzajów wykorzystania końcowego strumieni paliwa dopuszczonego do konsumpcji;

b) jeśli podmiot objęty regulacją zamierza zastosować uproszczenie w odniesieniu do głównych strumieni paliw i strumieni paliw de minimis, kategoryzacja strumieni paliwa na główne i de minimis;

c) opis zastosowanych systemów pomiarowych i ich zakresu pomiarowego, niepewności oraz lokalizacji przyrządów pomiarowych stosowanych w odniesieniu do każdego ze strumieni paliwa, które mają być monitorowane;

d) w stosownych przypadkach dla każdego strumienia paliwa wartości domyślne współczynników obliczeniowych ze wskazaniem źródła współczynnika lub odnośnego źródła, z którego okresowo będzie uzyskiwany domyślny współczynnik;

e) w stosownych przypadkach wykaz metod analitycznych stosowanych do wyznaczania wszystkich istotnych współczynników obliczeniowych dla każdego strumienia paliwa oraz opis pisemnych procedur odnoszących się do takich analiz;

f) w stosownych przypadkach opis procedury wyjaśniający plan pobierania próbek paliw poddawanych analizie, a także procedury stosowanej do weryfikacji adekwatności planu pobierania próbek;

g) w stosownych przypadkach wykaz laboratoriów przeprowadzających odnośne procedury analityczne oraz, jeśli laboratorium nie jest akredytowane zgodnie z art. 34 ust. 1, opis procedury stosowanej w celu wykazania zgodności z równoważnymi wymogami zgodnie z art. 34 ust. 2 i 3;

3) w stosownych przypadkach opis procedury stosowanej do oceny, czy strumienie paliw o współczynniku zero są zgodne z art. 38 ust. 5, art. 39a ust. 3 lub art. 39a ust. 4 i, w stosownych przypadkach, art. 75m ust. 2 niniejszego rozporządzenia;

4) w stosownych przypadkach opis procedury stosowanej do określania ilości biogazu w oparciu o rejestry zakupu zgodnie z art. 39 ust. 4.

5) w stosownych przypadkach opis procedury stosowanej do przekazywania informacji zgodnie z art. 75v ust. 3 i otrzymywania informacji zgodnie z art. 75v ust. 2.

(¹) Dz.U. L 342 z 22.12.2009, s. 1.

(²) Rozporządzenie delegowane Komisji (UE) 2019/1122 z dnia 12 marca 2019 r. uzupełniające dyrektywę 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady w odniesieniu do funkcjonowania rejestru Unii (Dz.U. L 177 z 2.7.2019, s. 3).

ZAŁĄCZNIK II

Definicje poziomów dokładności dla metod opartych na obliczeniach w odniesieniu do instalacji (art. 12 ust. 1) [136]

1. DEFINICJE POZIOMÓW DOKŁADNOŚCI W ODNIESIENIU DO DANYCH DOTYCZĄCYCH DZIAŁALNOŚCI

Progi niepewności przedstawione w tabeli 1 mają zastosowanie do poziomów dokładności istotnych dla wymogów w zakresie danych dotyczących działalności zgodnie z art. 28 ust. 1 lit. a) i art. 29 ust. 2 akapit pierwszy oraz z załącznikiem IV do niniejszego rozporządzenia. Progi niepewności interpretuje się jako maksymalne dopuszczalne wartości niepewności przy określaniu strumieni materiałów wsadowych w ciągu okresu sprawozdawczego.

Jeżeli działanie wymienione w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE nie jest podane w tabeli 1, a także nie stosuje się metody bilansu masowego, o której mowa w art. 25 niniejszego rozporządzenia, w odniesieniu do takiego działania operator stosuje poziomy dokładności podane w rubryce »Spalanie paliw i paliwa używane jako wsad do procesu« w tabeli 1.

Tabela 1

Poziomy dokładności dla danych dotyczących działalności (maksymalna dopuszczalna niepewność dla każdego poziomu dokładności)

2. DEFINICJE POZIOMÓW DOKŁADNOŚCI DLA WSPÓŁCZYNNIKÓW OBLICZENIOWYCH W ODNIESIENIU DO EMISJI POCHODZĄCYCH ZE SPALANIA

Prowadzący instalacje monitorują emisje CO₂ z wszystkich typów procesów spalania odbywających się w ramach wszystkich rodzajów działań wymienionych w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE lub objętych systemem unijnym zgodnie z art. 24 wspomnianej dyrektywy, stosując definicje poziomów dokładności określone w niniejszej sekcji. Jeśli jako wsad do procesu stosuje się paliwa lub materiały palne powodujące emisje CO2, zastosowanie ma sekcja 4 niniejszego załącznika. Jeśli paliwa stanowią część bilansu masowego zgodnie z art. 25 ust. 1 niniejszego rozporządzenia, zastosowanie mają definicje poziomów dokładności dla bilansów masowych podane w sekcji 3 niniejszego załącznika.

W stosownych przypadkach w odniesieniu do emisji pochodzących z procesów technologicznych z powiązanego oczyszczania spalin należy stosować definicje poziomu dokładności zgodnie z sekcjami 4 i 5 niniejszego załącznika.

2.1. Poziomy dokładności dotyczące współczynników emisji

W przypadku określania frakcji biomasy, frakcji RFNBO lub RCF lub syntetycznej frakcji niskoemisyjnej w paliwie lub materiale mieszanym zdefiniowane poziomy dokładności odnoszą się do wstępnego współczynnika emisji. W przypadku paliw i materiałów kopalnych poziomy dokładności odnoszą się do współczynnika emisji.

Poziom 1: Prowadzący instalację stosuje jedną z następujących wartości:

a) standardowe współczynniki wymienione w załączniku VI sekcja 1;

b) inne stałe wartości zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. e), jeśli w załączniku VI sekcja 1 nie podano właściwej wartości.

Poziom 2a: Prowadzący instalację stosuje właściwe dla danego państwa współczynniki emisji dotyczące odnośnego paliwa lub materiału zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. b) i c) lub wartości zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. d).

Poziom 2b: Prowadzący instalację określa współczynniki emisji dotyczące paliwa na podstawie jednej z następujących ustalonych wartości przybliżonych, w połączeniu z korelacją empiryczną, ustalaną co najmniej raz w roku zgodnie z art. 32-35 oraz art. 39:

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

b) wartość opałowa poszczególnych typów węgla.

Prowadzący instalację zapewnia, aby korelacja spełniała wymogi dobrej praktyki inżynierskiej i była stosowana wyłącznie do wartości przybliżonych wchodzących w zakres, dla którego została określona.

Poziom 3: Prowadzący instalację stosuje jedną z następujących wartości:

a) określenie współczynnika emisji zgodnie z odpowiednimi przepisami art. 32-35;

b) korelację empiryczną określoną dla poziomu 2b, jeżeli prowadzący instalację wykaże w sposób wymagany przez właściwy organ, że niepewność korelacji empirycznej nie przekracza 1/3 wartości niepewności, której musi on przestrzegać przy określaniu danych dotyczących działalności w odniesieniu do danego paliwa lub materiału.

2.2. Poziomy dokładności dotyczące wartości opałowej (NCV)

Poziom 1: Prowadzący instalację stosuje jedną z następujących wartości:

a) standardowe współczynniki wymienione w załączniku VI sekcja 1;

b) inne stałe wartości zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. e), jeśli w załączniku VI sekcja 1 nie podano właściwej wartości.

Poziom 2a: Prowadzący instalację stosuje właściwe dla danego państwa współczynniki dotyczące odnośnego paliwa zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. b) lub c) albo wartości zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. d).

Poziom 2b: W przypadku paliw w obrocie handlowym stosuje się wartość opałową określoną na podstawie rejestrów zakupu dotyczących odnośnego paliwa przedstawionych przez dostawcę paliwa, pod warunkiem że określono ją zgodnie z przyjętymi normami krajowymi lub międzynarodowymi.

Poziom 3: Prowadzący instalację określa wartość opałową zgodnie z art. 32-35.

2.3. Poziomy dokładności dotyczące współczynników utleniania

Poziom 1: Prowadzący instalację stosuje współczynnik utleniania wynoszący 1.

Poziom 2: Prowadzący instalację stosuje współczynniki utleniania dotyczące odnośnego paliwa zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. b) lub c).

Poziom 3: W przypadku paliw prowadzący instalację określa współczynniki właściwe dla poszczególnych rodzajów działań na podstawie odpowiednich zawartości węgla pierwiastkowego w popiele, ściekach oraz innych odpadach i produktach ubocznych, a także innych odnośnych niecałkowicie utlenionych gazowych form emitowanego węgla z wyjątkiem CO. Dane dotyczące składu określa się zgodnie z przepisami art. 32-35.

2.4. Poziomy dokładności dotyczące frakcji biomasy

Poziom 1: Operator stosuje właściwą wartość opublikowaną przez właściwy organ lub Komisję lub wartości zgodnie z art. 31 ust. 1.

Poziom 2: Operator stosuje metodę szacowania zatwierdzoną zgodnie z art. 39 ust. 2 akapit drugi.

Poziom 3a: Operator stosuje analizy zgodnie z art. 39 ust. 2 akapit pierwszy i zgodnie z art. 32–35.

Poziom 3b: W przypadku paliw pochodzących z procesów produkcji o zdefiniowanych i dających się wskazać strumieniach wejściowych operator może oprzeć oszacowanie na bilansie materiałowym węgla pierwiastkowego zarówno kopalnego, jak i pochodzącego z biomasy, wprowadzanego do procesu lub opuszczającego go, takim jak system bilansu masy zgodny z art. 30 ust. 1 dyrektywy (UE) 2018/2001.

Jeżeli operator zakłada, że frakcja kopalna wynosi 100 % zgodnie z art. 39 ust. 1 niniejszego rozporządzenia, frakcji biomasy nie przypisuje się żadnego poziomu dokładności.

2.5. Poziomy dokładności dotyczące frakcji RFNBO lub RCF lub syntetycznej frakcji niskoemisyjnej

Poziom 1: Operator określa frakcję RFNBO lub RCF lub syntetyczną frakcję niskoemisyjną na podstawie systemu bilansu masy zgodnie z art. 30 ust. 1 dyrektywy (UE) 2018/2001.

Jeżeli operator zakłada, że frakcja kopalna wynosi 100 % zgodnie z art. 39a ust. 1 niniejszego rozporządzenia, frakcji RFNBO lub RCF ani syntetycznej frakcji niskoemisyjnej nie przypisuje się żadnego poziomu dokładności.

3. DEFINICJE POZIOMÓW DOKŁADNOŚCI DLA WSPÓŁCZYNNIKÓW OBLICZENIOWYCH W ODNIESIENIU DO BILANSÓW MASOWYCH

Jeśli prowadzący instalację stosuje bilans masowy zgodnie z art. 25, używa definicji poziomów dokładności zawartych w niniejszej sekcji.

3. 1. Poziomy dokładności dotyczące zawartości węgla pierwiastkowego

Prowadzący instalację stosuje jeden z poziomów dokładności wymienionych w niniejszym punkcie. Określając zawartość węgla pierwiastkowego na podstawie współczynnika emisji, prowadzący instalację stosuje następujące równania:

a) w przypadku współczynników emisji wyrażonych jako t CO₂/TJ: C = (EF x NCV) / f

b) w przypadku współczynników emisji wyrażonych jako t CO₂/t: C = EF / f

W tych wzorach C to zawartość węgla pierwiastkowego wyrażona jako frakcja (tona węgla pierwiastkowego na tonę produktu), EF to współczynnik emisji, NCV to wartość opałowa, a f to współczynnik określony w art. 36 ust. 3.

W przypadku określania frakcji biomasy lub frakcji RFNBO lub RCF lub syntetycznej frakcji niskoemisyjnej w paliwie lub materiale mieszanym zdefiniowane poziomy dokładności odnoszą się do całkowitej zawartości węgla pierwiastkowego. Frakcję biomasy węgla pierwiastkowego określa się z zastosowaniem poziomów dokładności zdefiniowanych w sekcji 2.4 niniejszego załącznika. Frakcję RFNBO lub RCF lub syntetyczną frakcję niskoemisyjną węgla pierwiastkowego określa się z zastosowaniem poziomów dokładności zdefiniowanych w sekcji 2.5 niniejszego załącznika.

Poziom 1: Prowadzący instalację stosuje jedną z następujących wartości:

a) zawartość węgla pierwiastkowego określoną na podstawie standardowych współczynników wymienionych w załączniku VI sekcje 1 i 2;

b) inne stałe wartości zgodne z art. 31 ust. 1 lit. e), jeśli w załączniku VI sekcje 1 i 2 nie podano właściwej wartości.

Poziom 2a: Prowadzący instalację określa zawartość węgla pierwiastkowego na podstawie właściwych dla danego państwa współczynników emisji dotyczących odnośnego paliwa lub materiału zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. b) lub c) albo wartości zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. d).

Poziom 2b: Operator określa zawartość węgla pierwiastkowego na podstawie współczynników emisji dotyczących paliwa, stosując jedną z następujących ustalonych wartości przybliżonych, w połączeniu z korelacją empiryczną, ustalaną co najmniej raz w roku zgodnie z art. 32–35 niniejszego rozporządzenia:

a) pomiar gęstości określonych olejów lub gazów często występujących np. w rafineriach lub w przemyśle stalowym;

b) wartość opałowa poszczególnych typów węgla.

Prowadzący instalację zapewnia, aby korelacja spełniała wymogi dobrej praktyki inżynierskiej i była stosowana wyłącznie do wartości przybliżonych wchodzących w zakres, dla którego została określona.

Poziom 3: Prowadzący instalację stosuje jedną z następujących wartości:

a) określenie zawartości węgla pierwiastkowego zgodnie z odpowiednimi przepisami art. 32-35;

b) korelację empiryczną określoną dla poziomu 2b, jeżeli prowadzący instalację wykaże w sposób wymagany przez właściwy organ, że niepewność korelacji empirycznej nie przekracza 1/3 wartości niepewności, której musi on przestrzegać przy określaniu danych dotyczących działalności w odniesieniu do danego paliwa lub materiału.

3.2. Poziomy dokładności dotyczące wartości opałowych

Stosuje się poziomy dokładności zdefiniowane w sekcji 2.2 niniejszego załącznika.

3.3. Poziomy dokładności dotyczące frakcji biomasy

Stosuje się poziomy dokładności zdefiniowane w sekcji 2.4 niniejszego załącznika.

3.4. Poziomy dokładności w odniesieniu do frakcji RFNBO lub RCF lub syntetycznej frakcji niskoemisyjnej

Stosuje się poziomy dokładności zdefiniowane w sekcji 2.5 niniejszego załącznika.

4. DEFINICJE POZIOMÓW DOKŁADNOŚCI DLA WSPÓŁCZYNNIKÓW OBLICZENIOWYCH W ODNIESIENIU DO EMISJI CO2 Z PROCESÓW TECHNOLOGICZNYCH

W odniesieniu do wszystkich emisji CO2 z procesów technologicznych, w szczególności emisji pochodzących z rozkładu węglanów oraz z wsadów do procesu zawierających węgiel inny niż w postaci węglanów, takich jak mocznik, koks i grafit, jeżeli są one monitorowane przy użyciu standardowej metodyki zgodnie z art. 24 ust. 2, w odniesieniu do mających zastosowanie współczynników obliczeniowych stosuje się poziomy dokładności określone w niniejszej sekcji.

W przypadku materiałów mieszanych, które zawierają zarówno nieorganiczne jak i organiczne postacie węgla, prowadzący instalację może wybrać czy:

– określić całkowity wstępny współczynnik emisji dla materiału mieszanego poprzez analizę całkowitej zawartości węgla pierwiastkowego i przy użyciu współczynnika konwersji oraz – w stosownych przypadkach – frakcji biomasy i wartości opałowej związanych z tą całkowitą zawartością węgla; czy też

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

W przypadku emisji pochodzących z rozkładu węglanów prowadzący instalację może wybrać dla każdego strumienia materiałów wsadowych jedną z następujących metod:

a) Metoda A (na podstawie wsadu): Współczynnik emisji, współczynnik konwersji i dane dotyczące działalności odnoszą się do ilości materiału wprowadzonego do procesu;

b) Metoda B (na podstawie produkcji): Współczynnik emisji, współczynnik konwersji i dane dotyczące działalności odnoszą się do ilości produktu uzyskanego z procesu.

W odniesieniu do innych emisji CO₂ z procesów technologicznych prowadzący instalację stosuje wyłącznie metodę A.

Na zasadzie odstępstwa od przepisów niniejszej sekcji i poniższych podsekcji operatorzy mogą ustalać emisje z procesów technologicznych z materiałów jako emisje o współczynniku zerowym, pod warunkiem że materiały te spełniają wszystkie następujące warunki:

(i) nie spełniają definicji RFNBO lub RCF lub syntetycznych paliw niskoemisyjnych;

(ii) zostały wyprodukowane w innej instalacji objętej dyrektywą 2003/87/WE;

(iii) CO₂ był związany chemicznie w celu wytworzenia materiałów;

(iv) CO₂, o którym mowa w ppkt (iii), uwzględniono w rocznym raporcie na temat wielkości emisji z instalacji, która go wyemitowała;

(v) nie spełniają wymogów specyfikacji produktu wymienionego w rozporządzeniu delegowanym przyjętym na podstawie art. 12 ust. 3b dyrektywy 2003/87/WE.

4.1. Poziomy dokładności dla współczynnika emisji z zastosowaniem metody A

Poziom dokładności 1: Prowadzący instalację stosuje jedną z następujących wartości:

a) współczynniki standardowe wymienione w załączniku VI sekcja 2 tabela 2 w przypadku rozkładu węglanów lub w tabelach 1, 4 lub 5 w przypadku innych wsadów do procesów;

b) inne stałe wartości zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. e), jeśli w załączniku VI nie podano mającej zastosowanie wartości.

Poziom dokładności 2: Prowadzący instalację stosuje właściwy dla danego państwa współczynnik emisji zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. b) lub c) albo wartości zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. d).

Poziom dokładności 3: Prowadzący instalację określa współczynnik emisji zgodnie z art. 32–35. Do konwersji danych dotyczących składu na współczynniki emisji stosuje się współczynniki stechiometryczne wymienione w załączniku VI sekcja 2.

4.2. Poziomy dokładności dla współczynnika konwersji z zastosowaniem metody A

Poziom dokładności 1: Stosuje się współczynnik konwersji wynoszący 1.

Poziom dokładności 2: Węglany i pozostały węgiel pierwiastkowy opuszczające proces uwzględnia się z zastosowaniem współczynnika konwersji o wartości mieszczącej się pomiędzy 0 a 1. Prowadzący instalację może założyć pełną konwersję jednego wsadu lub ich większej liczby, a materiały lub pozostały węgiel pierwiastkowy, które nie uległy konwersji, przypisać pozostałym wsadom. Dodatkowe określenie odnośnych para­metrów chemicznych produktów przeprowadza się zgodnie z art. 32–35.

4.3. Poziomy dokładności dla współczynnika emisji z zastosowaniem metody B

Poziom dokładności 1: Prowadzący instalację stosuje jedną z następujących wartości:

a) standardowe współczynniki wymienione w załączniku VI sekcja 2 tabela 3;

b) inne stałe wartości zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. e), jeśli w załączniku VI nie podano mającej zastosowanie wartości.

Poziom dokładności 2: Prowadzący instalację stosuje właściwy dla danego państwa współczynnik emisji zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. b) lub c) albo wartości zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. d).

Poziom dokładności 3: Prowadzący instalację określa współczynnik emisji zgodnie z art. 32–35. Do konwersji danych dotyczących składu na współczynniki emisji stosuje się współczynniki stechiometryczne, o których mowa w załączniku VI sekcja 2 tabela 3, zakładając, że wszystkie odnośne tlenki metali powstały z odnośnych węglanów. W tym celu prowadzący instalację uwzględnia co najmniej CaO i MgO oraz przedstawia właściwemu organowi dowody na to, które jeszcze tlenki metali odnoszą się do węglanów w surowcach.

4.4. Poziomy dokładności dla współczynnika konwersji z zastosowaniem metody B

Poziom dokładności 1: Stosuje się współczynnik konwersji wynoszący 1.

Poziom dokładności 2: Ilość niewęglanowych związków odnośnych metali w surowcach, w tym pyłu zwrotnego czy popiołu lotnego bądź innych już uległych kalcynacji materiałów, odzwierciedlają współczynniki konwersji o wartości pomiędzy 0 a 1, przy czym wartość 1 odpowiada pełnej konwersji surowców węglanowych w tlenki. Dodatkowe określenie odnośnych parametrów chemicznych wsadów do procesu przeprowadza się zgodnie z art. 32–35.

4.5. Poziomy dokładności dotyczące wartości opałowej (NCV)

W stosownych przypadkach prowadzący instalację określa wartość opałową wsadu do procesu, stosując poziomy dokładności określone w sekcji 2.2 niniejszego załącznika. NCV uznaje się za nieistotną dla strumieni materiałów wsadowych de minimis lub gdy materiał sam w sobie nie jest zapalny bez dodawania innych paliw. W razie wątpliwości prowadzący instalację zwraca się do właściwego organu o potwierdzenie, czy należy monitorować i raportować NCV.

4.6. Poziomy dokładności dla frakcji biomasy

W stosownych przypadkach prowadzący instalację określa frakcję biomasy węgla pierwiastkowego zawartego we wsadzie do procesu, stosując poziomy dokładności określone w sekcji 2.4 niniejszego załącznika.

4.7. Poziomy dokładności w odniesieniu do frakcji RFNBO lub RCF lub syntetycznej frakcji niskoemisyjnej

Stosuje się poziomy dokładności zdefiniowane w sekcji 2.5 niniejszego załącznika.

5. (uchylony)

ZAŁĄCZNIK IIa

Definicje poziomów dokładności dla metod opartych na obliczeniach w odniesieniu do podmiotów objętych regulacją [137]

1. DEFINICJE POZIOMÓW DOKŁADNOŚCI W ODNIESIENIU DO ILOŚCI PALIWA DOPUSZCZONEGO DO KONSUMPCJI

Progi niepewności określone w tabeli 1 mają zastosowanie do poziomów dokładności istotnych dla wymogów dotyczących ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji zgodnie z art. 28 ust. 1 lit. a) i art. 29 ust. 2 akapit pierwszy. Progi niepewności interpretuje się jako maksymalne dopuszczalne wartości niepewności przy określaniu strumieni paliwa w ciągu okresu sprawozdawczego.

Tabela 1

Poziomy dokładności dotyczące ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji (maksymalna dopuszczalna niepewność dla każdego poziomu dokładności)

2. DEFINICJE POZIOMÓW DOKŁADNOŚCI DLA WSPÓŁCZYNNIKÓW OBLICZENIOWYCH I WSPÓŁCZYNNIKA ZAKRESU

Podmioty objęte regulacją monitorują emisje CO₂ z wszystkich rodzajów paliw dopuszczonych do konsumpcji w sektorach wymienionych w załączniku III do dyrektywy 2003/87/WE lub objętych systemem unijnym zgodnie z art. 30j wspomnianej dyrektywy, stosując definicje poziomów dokładności określone w niniejszej sekcji.

2.1. Poziomy dokładności dotyczące współczynników emisji

W przypadku określania frakcji biomasy w paliwie mieszanym zdefiniowane poziomy dokładności odnoszą się do wstępnego współczynnika emisji. W przypadku paliw kopalnych poziomy dokładności odnoszą się do współczynnika emisji.

W przypadku określania frakcji RFNBO lub RCF lub syntetycznej frakcji niskoemisyjnej w paliwie mieszanym zdefiniowane poziomy dokładności odnoszą się do wstępnego współczynnika emisji.

Poziom dokładności 1: Podmiot objęty regulacją stosuje jedną z następujących wartości:

a) standardowe współczynniki wymienione w sekcji 1 załącznika VI;

b) inne stałe wartości zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. e), jeśli w sekcji 1 załącznika VI nie podano mającej zastosowanie wartości.

Poziom 2a: Podmiot objęty regulacją stosuje właściwe dla danego kraju współczynniki emisji dotyczące odnośnego paliwa zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. b) i c).

Poziom 2b: Podmiot objęty regulacją określa współczynniki emisji dotyczące paliwa na podstawie wartości opałowej poszczególnych typów węgla, w połączeniu z korelacją empiryczną, ustalaną co najmniej raz w roku zgodnie z art. 32–35 oraz art. 75m.

Podmiot objęty regulacją zapewnia, aby korelacja spełniała wymogi dobrej praktyki inżynierskiej i była stosowana wyłącznie do wartości przybliżonych wchodzących w zakres, dla którego została określona.

Poziom 3: Podmiot objęty regulacją stosuje jedną z następujących wartości:

a) określenie współczynnika emisji zgodnie z odpowiednimi przepisami art. 32–35;

b) korelację empiryczną określoną dla poziomu 2b, jeżeli podmiot objęty regulacją wykaże w sposób wymagany przez właściwy organ, że niepewność korelacji empirycznej nie przekracza 1/3 wartości niepewności, której musi on przestrzegać przy określaniu ilości paliwa dopuszczonego do konsumpcji w przypadku odnośnego paliwa.

2.2. Poziomy dokładności dotyczące współczynnika konwersji jednostki

Poziom dokładności 1: Podmiot objęty regulacją stosuje jedną z następujących wartości:

a) standardowe współczynniki wymienione w sekcji 1 załącznika VI;

b) inne stałe wartości zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. e), jeśli w sekcji 1 załącznika VI nie podano mającej zastosowanie wartości.

Poziom 2a: Podmiot objęty regulacją stosuje właściwe dla danego kraju współczynniki dotyczące odnośnego paliwa zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. b) lub c).

Poziom 2b: W przypadku paliw w obrocie handlowym stosuje się współczynnik konwersji jednostki określony na podstawie rejestrów zakupu dotyczących odnośnego paliwa, pod warunkiem że określono go zgodnie z przyjętymi normami krajowymi lub międzynarodowymi.

Poziom 3: Podmiot objęty regulacją określa współczynnik konwersji jednostki zgodnie z art. 32–35.

2.3. Poziomy dokładności dotyczące frakcji biomasy

Poziom dokładności 1: Podmiot objęty regulacją stosuje mającą zastosowanie wartość opublikowaną przez właściwy organ lub Komisję lub wartości zgodnie z art. 31 ust. 1.

Poziom 2: Podmiot objęty regulacją stosuje metodę szacowania zatwierdzoną zgodnie z art. 75m ust. 3 akapit drugi.

Poziom 3a: Podmiot objęty regulacją stosuje analizy zgodnie z art. 75m ust. 3 akapit pierwszy i zgodnie z art. 32–35.

Jeżeli podmiot objęty regulacją zakłada udział frakcji kopalnej w wysokości 100 % zgodnie z art. 39 ust. 1, frakcji biomasy nie przypisuje się żadnego poziomu.

Poziom 3b: W przypadku paliw pochodzących z procesów produkcji o zdefiniowanych i dających się wskazać strumieniach wejściowych podmiot objęty regulacją może oprzeć oszacowanie na bilansie masowym węgla pierwiastkowego zarówno kopalnego, jak i pochodzącego z biomasy, wprowadzanego do procesu lub opuszczającego go, takim jak system bilansu masy zgodny z art. 30 ust. 1 dyrektywy (UE) 2018/2001.

2.3a. Poziomy dokładności w odniesieniu do frakcji RFNBO lub RCF lub syntetycznej frakcji niskoemisyjnej

Poziom 1: Operator określa frakcję RFNBO lub RCF lub syntetyczną frakcję niskoemisyjną na podstawie systemu bilansu masy zgodnie z art. 30 ust. 1 dyrektywy (UE) 2018/2001.

Jeżeli operator zakłada, że frakcja kopalna wynosi 100 % zgodnie z art. 39a ust. 1 niniejszego rozporządzenia, frakcji RFNBO lub RCF ani syntetycznej frakcji niskoemisyjnej nie przypisuje się żadnego poziomu dokładności.

2.4. Poziomy dokładności dotyczące współczynnika zakresu

Poziom dokładności 1: Podmiot objęty regulacją stosuje wartość domyślną zgodnie z art. 75l ust. 3 lub 4.

Poziom 2: Podmiot objęty regulacją stosuje metody zgodnie z art. 75l ust. 2 lit. e)–g).

Poziom 3: Podmiot objęty regulacją stosuje metody zgodnie z art. 75l ust. 2 lit. a)–d).

ZAŁĄCZNIK III

Metodyka monitorowania emisji z działań lotniczych (art. 53) [138]

1. METODYKA OBLICZEŃ DO CELÓW WYZNACZANIA ILOŚCI GAZÓW CIEPLARNIANYCH W SEKTORZE LOTNICZYM

Metoda A:

Operator statku powietrznego stosuje następujący wzór:

Rzeczywiste zużycie paliwa podczas każdego lotu [t] = Ilość paliwa znajdującego się w zbiornikach statku powietrznego po uzupełnieniu zapasu na dany lot [t] - Ilość paliwa znajdującego się w zbiornikach statku powietrznego po uzupełnieniu zapasu na następny lot [t] + Ilość uzupełnianego paliwa na następny lot [t]

Jeśli nie uzupełnia się zapasu paliwa na bieżący lub następny lot, ilość paliwa znajdującego się w zbiornikach statku powietrznego określa się przy zwalnianiu hamulców przed bieżącym lub następnym lotem. W wyjątkowych przypadkach, kiedy statek powietrzny wykonuje czynności inne niż lot, w tym poddawany jest poważnemu przeglądowi wymagającemu opróżnienia zbiorników paliwa, po zakończeniu lotu, w odniesieniu do którego monitoruje się zużycie paliwa, operator statku powietrznego może zastąpić „Ilość paliwa znajdującego się w zbiornikach statku powietrznego po uzupełnieniu zapasów na dany lot + ilość uzupełnianego paliwa na następny lot" „Ilością paliwa znajdującego się w zbiornikach w czasie rozpoczęcia kolejnej czynności statku powietrznego" zgodnie z zapisami w dzienniku technicznym.

Metoda B:

Operator statku powietrznego stosuje następujący wzór:

Rzeczywiste zużycie paliwa podczas każdego lotu [t] = Ilość paliwa znajdującego się w zbiornikach statku powietrznego w czasie zaciągnięcia hamulców po zakończeniu poprzedniego lotu [t] + Ilość paliwa, o jaką uzupełniony został zapas na następny lot [t] - Ilość paliwa znajdującego się w zbiornikach statku powietrznego w momencie zaciągnięcia hamulców po zakończeniu lotu [t]

Za moment zaciągnięcia hamulców uznać można moment wyłączenia silników. Jeżeli przed lotem, w odniesieniu do którego monitorowane jest zużycie paliwa, statek powietrzny nie odbywa lotu, operator statku powietrznego może zastąpić „Ilość paliwa znajdującego się w zbiornikach statku powietrznego w czasie zaciągnięcia hamulców po zakończeniu poprzedniego lotu" „Ilością paliwa znajdującego się w zbiornikach statku powietrznego na koniec poprzedniej czynności" zgodnie z zapisami w dzienniku technicznym.

2. WSPÓŁCZYNNIKI EMISJI DLA PALIW ZNORMALIZOWANYCH

Tabela 1

Współczynniki emisji CO₂ dla lotniczych paliw kopalnych (wstępne współczynniki emisji)

3. OBLICZANIE DŁUGOŚCI ORTODROMY

Odległość [km] = długość ortodromy [km] + 95 km

Długość ortodromy to najkrótsza odległość pomiędzy dwoma dowolnymi punktami na powierzchni Ziemi, określona w przybliżeniu przy pomocy systemu wskazanego w art. 3.7.1.1 załącznika 15 do konwencji chicagowskiej (WGS 84).

Szerokość i długość geograficzną lotniska podaje się w oparciu o lokalizację lotniska podaną w AIP (Aeronautical Information Publications) zgodnie z załącznikiem 15 do konwencji chicagowskiej lub w oparciu o źródło wykorzystujące dane AIP.

Możliwe jest również wykorzystanie obliczeń odległości wykonanych przez aplikacje komputerowe lub osoby trzecie, pod warunkiem że metodyka obliczeń oparta jest na wzorze podanym w niniejszej sekcji, danych AIP i wymogach WSG 84.

ZAŁĄCZNIK IIIa

Metodyka monitorowania skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych (art. 56a) [139]

1. DEFINICJE DOTYCZĄCE SKUTKÓW INNYCH NIŻ CO₂ EMISJI LOTNICZYCH

1. „informacje o locie” oznaczają co najmniej sygnał wywoławczy, o którym mowa w art. 51 niniejszego rozporządzenia, dzień i godzinę odlotu i przylotu wyrażone w uniwersalnym czasie skoordynowanym (UTC) i przy użyciu kodów ICAO lub identyfikatorów miejsca przeznaczenia Zrzeszenia Międzynarodowego Transportu Lotniczego (IATA) portów lotniczych odlotu i przylotu, umożliwiających jednoznaczną identyfikację danego lotu;

2. „informacje o fazach lotu” oznaczają podział danych (np. pozycja 4D statku powietrznego, przepływ paliwa) w zależności od operacyjnych faz lotu (start, wznoszenie, przelot itp.);

3. „obwiednia operacyjna warunków lotu” oznacza zakres wysokości bezwzględnej, prędkości statku powietrznego i współczynnika obciążenia w odniesieniu do każdej fazy lotu;

4. „prędkość rzeczywista” oznacza prędkość statku powietrznego w stosunku do masy powietrza, przez którą statek powietrzny przelatuje, w metrach na sekundę (m/s);

5. „pozycja 4D statku powietrznego” oznacza czterowymiarową pozycję statku powietrznego określoną szerokością geograficzną, wyrażoną w stopniach dziesiętnych; długością geograficzną, wyrażoną w stopniach dziesiętnych oraz barometryczną wysokością bezwzględną w dowolnym momencie między początkiem a końcem lotu;

6. „znacznik czasu” oznacza wycinek danych (np. pozycja 4D statku powietrznego, przepływ paliwa), który odpowiada dowolnemu momentowi w trakcie lotu w sekundach, i który należy rozpatrywać łącznie z przedziałem czasowym;

7. „przedział czasowy” oznacza czas w sekundach między dwoma znacznikami czasu lotu, nieprzekraczający 60 sekund;

8. „najnowszy plan lotu” oznacza najnowszy plan lotu dostępny i potwierdzony przed lotem przez odpowiednią służbę żeglugi powietrznej w odniesieniu do danego lotu. Najnowszym planem lotu może być opracowany przez Eurocontrol regulowany taktyczny model lotu (ang. Regulated Tactical Flight Model, RTFM), złożony taktyczny model lotu (ang. Filed Tactical Flight Model, FTFM) lub model równoważny pod względem dokładności danych;

9. „trajektoria odbytego lotu” oznacza trajektorię statku powietrznego od punktu startu (odlotu) do miejsca docelowego (przylotu), na którą składają się wszystkie znaczniki czasu zarejestrowane podczas tego lotu. Trajektorię odbytego lotu można pozyskać z urządzenia rejestrującego parametry lotu lub od strony trzeciej. Dokładność trajektorii lotu powinna w miarę możliwości odpowiadać bieżącemu taktycznemu modelowi lotu (ang. Current Tactical Flight Model, CTFM) opracowanemu przez Eurocontrol;

10. „urządzenie rejestrujące parametry lotu” to specjalistyczne urządzenie elektroniczne zainstalowane na statku powietrznym i służące do rejestrowania różnych parametrów i zdarzeń podczas operacji lotniczych. Parametry te mogą obejmować między innymi dane wejściowe układu sterowania lotem, informacje o osiągach statku powietrznego, dane silnika, informacje nawigacyjne.

11. „trójwymiarowe zmienne radiacyjne” oznaczają szereg zmiennych, takich jak gęstość strumienia radiacyjnego, współczynniki ogrzewania radiacyjnego, które prezentują, w jaki sposób promieniowanie zmienia się w przestrzeni, w tym na powierzchni Ziemi i w atmosferze, oraz w jaki sposób promieniowanie zmienia się w czasie;

12. „ciśnienie” oznacza wyrażoną w paskalach (Pa) siłę wywieraną przez masę powietrza w atmosferze powyżej danego punktu, gdzie znajduje się statek powietrzny w dowolnym momencie lotu, z uwzględnieniem trójwymiarowych zmiennych promieniowania;

13. „temperatura otoczenia” oznacza temperaturę powietrza wyrażoną stopniach Kelvina (K), otaczającą statek powietrzny w dowolnym momencie lotu i podaną dla trójwymiarowych zmiennych promieniowania;

14. „wilgotność właściwa” oznacza stosunek pary wodnej na kilogram całkowitej masy powietrza (kg/kg), które otacza statek powietrzny w dowolnym momencie lotu, podany dla trójwymiarowych zmiennych promieniowania;

15. „międzynarodowa atmosfera wzorcowa (ISA)” oznacza normę, z którą można porównać rzeczywistą atmosferę w dowolnym momencie i czasie, w oparciu o określone wartości ciśnienia, gęstości i temperatury na średnim poziomie morza, przy czym każda z tych wartości maleje wraz ze wzrostem wysokości;

16. „podstawowe dane meteorologiczne” oznaczają kategorię informacji, obejmującą w odniesieniu do każdego lotu co najmniej: ciśnienie, temperaturę otoczenia i wilgotność właściwą, stosowane w modułach szacowania spalania paliwa i emisji. W tym przypadku wartości te można oszacować, stosując co najmniej znormalizowaną korekcję zależną od wysokości bezwzględnej lub obserwacje pooperacyjne stron trzecich;

17. „wilgotność względna nad lodem” oznacza procentowe stężenie pary wodnej w powietrzu w porównaniu ze stężeniem pary wodnej w punkcie nasycenia lodu;

18. „wiatr w kierunku wschodnim i północnym” oznacza wyrażoną w metrach na sekundę poziomą prędkość powietrza poruszającego się w kierunku wschodnim lub północnym w dowolnym momencie lotu, podaną dla trójwymiarowych zmiennych promieniowania;

19. „prędkość pionowa” oznacza prędkość ruchu powietrza w kierunku do góry lub w dół (w Pa/s), gdzie ujemne wartości prędkości pionowej wskazują na ruch w górę. Konieczne jest obliczenie np. adwekcji i uskoku wiatru;

20. „określona zawartość cząstek lodu w chmurze” oznacza masę cząstek lodu w chmurze na kilogram całkowitej masy wilgotnego powietrza (kg/kg), które otacza statek powietrzny w dowolnym momencie lotu, podaną dla trójwymiarowych zmiennych promieniowania;

21. „geopotencjał” oznacza wyrażone w metrach kwadratowych na sekundę kwadratową (m²/s²) grawitacyjne natężenie pola oddziałującego na statek powietrzny na różnych wysokościach w dowolnym momencie lotu, podane dla trójwymiarowych zmiennych promieniowania;

22. „wychodzące promieniowanie długofalowe” oznacza całkowite promieniowanie emitowane do przestrzeni przez układ atmosfery ziemskiej, w W/m², w dowolnym momencie lotu, podane dla trójwymiarowych zmiennych promieniowania;

23. „odbite promieniowanie słoneczne” oznacza wyrażoną w W/m² część światła słonecznego, która odbija się w przestrzeń kosmiczną od powierzchni Ziemi, chmur, aerozoli i innych cząstek atmosferycznych w dowolnym momencie lotu, podane dla trójwymiarowych zmiennych promieniowania;

24. „bezpośrednie promieniowanie słoneczne” oznacza wyrażoną w W/m² część światła słonecznego, która nie ulega rozproszeniu ani odbiciu od atmosfery ani chmur i dociera do powierzchni Ziemi bezpośrednio ze Słońca w dowolnym momencie lotu, podane dla trójwymiarowych zmiennych promieniowania;

25. „wspólny wzorcowy model numerycznego prognozowania pogody (NWP)” oznacza system obliczeniowy stosowany w meteorologii, składający się z algorytmów i formuł matematycznych wprowadzonych do oprogramowania, przeznaczony do symulacji i prognozowania warunków atmosferycznych w określonej domenie przestrzennej i czasowej (siatka przestrzenna). W przypadku ulepszonych danych meteorologicznych Komisja dostarcza za pośrednictwem NEATS wspólny wzorcowy model NWP;

26. „ulepszone dane meteorologiczne” oznaczają kategorię informacji, obejmującą w odniesieniu do każdego lotu: ciśnienie, temperaturę otoczenia, wilgotność właściwą, wilgotność względną nad lodem, wiatr w kierunku wschodnim i północnym, prędkość pionową, określoną zawartość cząstek lodu w chmurze, geopotencjał, promieniowanie długofalowe, odbite promieniowanie słoneczne i bezpośrednie promieniowanie słoneczne, przejęte jako dane wejściowe ze wspólnego wzorcowego modelu NWP, przedstawione przez Komisję za pośrednictwem NEATS;

27. „identyfikator silnika” oznacza niepowtarzalny numer identyfikacyjny silnika statku powietrznego zawarty w bazie danych emisji z silników ICAO lub w jego odpowiednik, umożliwiający jednoznaczną identyfikację silników zamontowanych na statku powietrznym na podstawie znormalizowanych wykazów uznawanych na szczeblu międzynarodowym;

28. „masa statku powietrznego” oznacza masę statku powietrznego w kilogramach wzdłuż trajektorii lotu, po odjęciu od masy startowej spalania paliwa w dowolnym momencie lotu. Jeżeli masa statku powietrznego nie jest dostępna, można ją obliczyć w przybliżeniu albo na podstawie masy startowej lub współczynnika obciążenia oraz danego przepływu paliwa albo przepływu paliwa obliczonego na podstawie symulacji osiągów statku powietrznego przy użyciu modułu spalania paliwa;

29. „masa startowa” oznacza wyrażoną w kilogramach masę statku powietrznego na początku rozbiegu, obejmującą wszystko i wszystkie osoby, które w danym momencie znajdują się w statku powietrznym. Służy do określenia w przybliżeniu masy statku powietrznego, jeśli nie jest znana. Jeżeli masa startowa nie jest dostępna, można ją określić w przybliżeniu na podstawie współczynnika obciążenia;

30. „maksymalna masa startowa” oznacza określoną przez producenta statku powietrznego maksymalną masę wyrażoną w kilogramach, przy której pilot statku powietrznego może startować;

31. „maksymalna masa ładunku użytkowego” oznacza maksymalną masę pasażerów i ich bagażu, masę ładunku, w tym poczty i bagażu podręcznego, które można przewozić statkiem powietrznym. Wartości maksymalnego ładunku użytkowego można odczytać z zastosowanego modułu spalania paliwa;

32. „współczynnik obciążenia” oznacza masę pasażerów, ładunku i bagażu, w tym poczty i bagażu podręcznego, wyrażoną jako ułamek maksymalnej masy ładunku użytkowego. Współczynnik obciążenia służy do określenia w przybliżeniu masy startowej, jeśli nie jest znana. Jeżeli współczynnik obciążenia nie jest dostępny, stosuje się zachowawczą wartość domyślną zgodnie z sekcją 5 załącznika IIIa;

33. „przepływ paliwa” oznacza masę paliwa w kilogramach, które przepływa przez układ paliwowy statku powietrznego do silników statku powietrznego w ciągu jednej sekundy lotu. Można go modelować podczas planowania lotu, mierzyć w locie lub szacować za pomocą modułu spalania paliwa;

34. „wydajność silnika statku powietrznego” oznacza odsetek użytecznego ciągu wytwarzanego przez silnik statku powietrznego w stosunku do energii pobieranej z paliwa;

35. „osiągi statku powietrznego” oznaczają kategorię informacji, obejmującą: przepływ paliwa i wydajność silnika statku powietrznego w podziale na kolejne znaczniki czasu;

36. „stosunek wodoru do węgla (H/C) w paliwie na lot” oznacza liczbę atomów wodoru (H) do atomu węgla (C) na cząsteczkę spalanego paliwa na lot;

37. „zawartość związków aromatycznych w paliwie na lot” oznacza procentowy udział węglowodorów aromatycznych zawartych w spalanym paliwie na lot;

38. „właściwości paliwa użytego w locie” oznaczają kategorię informacji, obejmującą w odniesieniu do każdego lotu: stosunek wodoru do węgla, zawartość związków aromatycznych i wartość opałową paliwa znajdującego się w statku powietrznym;

2. SYSTEM ŚLEDZENIA SKUTKÓW INNYCH NIŻ CO2 EMISJI LOTNICZYCH (NEATS)

Komisja udostępnia operatorom statków powietrznych, akredytowanym weryfikatorom i właściwym organom NEATS, aby ograniczyć obciążenia administracyjne, ułatwić i w miarę możliwości zautomatyzować monitorowanie, raportowanie i weryfikację skutków innych niż CO₂ emisji lotniczych.

NEATS jest zgodny z zasadami ustanowionymi w art. 75 ust. 1 niniejszego rozporządzenia oraz zapewnia każdemu operatorowi statku powietrznego, weryfikatorowi i właściwemu organowi specjalny i bezpieczny interfejs użytkownika.

Monitorowanie:

NEATS usprawnia proces monitorowania, ponieważ uwzględnia bezpośrednio dostępne trajektorie lotu i dane meteorologiczne gromadzone przez strony trzecie lub zapewnia dostęp do takich trajektorii lotu i danych meteorologicznych, co pozwala ograniczyć do minimum monitorowanie przez operatorów statków powietrznych właściwości statku powietrznego, a także, w razie potrzeby, właściwości paliwa, jak określono w sekcji 1 załącznika IIIa, lub uzyskać pełną automatyzację monitorowania w zależności od wykorzystania wartości domyślnych.

NEATS uwzględnia metody obliczania CO₂(e) wymienione w art. 56a ust. 4 niniejszego rozporządzenia i zapewnia wspólny wzorcowy model NWP w przypadku gdy należy użyć ulepszonych danych meteorologicznych (metoda C). W ten sposób obliczenie emisji CO₂(e) na lot wchodzi w zakres monitorowanych danych.

Raportowanie:

NEATS usprawnia raportowanie, o którym mowa w art. 68 ust. 5 niniejszego rozporządzenia. Aby zminimalizować obciążenia administracyjne związane z raportowaniem, na koniec każdego roku sprawozdawczego narzędzie automatycznie generuje tabelę XML, o której mowa w sekcji 2a pkt 9 załącznika X do niniejszego rozporządzenia.

Weryfikacja:

NEATS usprawnia weryfikację i kontrole krzyżowe prowadzane przez odpowiednio weryfikatora i właściwy organ. Zapewnia środki umożliwiające weryfikację CO₂(e) na lot z zachowaniem ochrony danych poufnych.

Przechowywanie danych:

NEATS umożliwia przechowywanie wszystkich danych (od operatorów statków powietrznych i od stron trzecich) oraz w bezpieczny sposób koduje i chroni przed ujawnieniem dane zidentyfikowane jako poufne, wprowadzone w NEATS przez operatorów statków powietrznych.

Przejrzystość:

W NEATS wykorzystano najnowocześniejsze modele obliczania emisji CO₂(e) w odniesieniu do skutków emisji innych niż CO₂ (e). Operatorzy statków powietrznych mogą opracowywać własne narzędzia lub korzystać z narzędzi stron trzecich, pod warunkiem że narzędzia te spełniają wymogi określone w niniejszym załączniku.

NEATS jest źródłem podsumowania danych jawnych i danych na temat CO₂(e) na lot i dla poszczególnych operatorów statków powietrznych na ogólnodostępnej stronie internetowej.

3. MODUŁY SPALANIA PALIWA I OSZACOWANIA EMISJI W ODNIESIENIU DO SKUTKÓW INNYCH NIŻ CO₂ EMISJI LOTNICZYCH

Moduł spalania paliwa:

Moduł spalania paliwa opiera się na kinetycznym podejściu do modelowania osiągów statków powietrznych, które umożliwia dokładne przewidywanie trajektorii statku powietrznego i związanego z nim zużycia paliwa w całej obwiedni warunków lotu oraz we wszystkich fazach lotu. Model przetwarza teoretyczne podstawy obliczania parametrów osiągów statku powietrznego, w tym informacji o oporze, sile nośnej, masie, ciągu, zużyciu paliwa, a także prędkościach w fazach wznoszenia, przelotu i zniżania statku powietrznego, przy założeniu normalnej eksploatacji statku powietrznego. Ponadto jako kluczowe dane wejściowe do obliczeń związanych z planowaniem trajektorii lotu określonych typów statków powietrznych stosuje się współczynniki właściwe dla statku powietrznego.

Moduł oszacowania emisji:

Moduł oszacowania emisji umożliwia obliczanie emisji NOx, HC i CO z silników statków powietrznych z wykorzystaniem równań korelacji i bez użycia zastrzeżonych modeli osiągów samolotu i silnika wraz z zastrzeżoną charakterystyką emisji z silników. W tym module stosuje się wskaźniki emisji spalin z certyfikacji typu silnika ICAO w uprzednio określonych warunkach odniesienia panujących na ziemi i szacuje się odpowiednie wskaźniki emisji spalin w warunkach lotu, przyjmując warunki międzynarodowej atmosfery wzorcowej (ISA) i stosując współczynniki korekcyjne w odniesieniu do różnic w warunkach ISA w zakresie temperatury, ciśnienia i wilgotności.

4. MODELE OBLICZANIA CO₂(e) W ODNIESIENIU DO SKUTKÓW INNYCH NIŻ CO₂ EMISJI LOTNICZYCH

Kryteria ogólne:

W modelach obliczania CO₂(e) operator statku powietrznego uwzględnia wpływ na klimat wszystkich czynników innych niż CO₂ w odniesieniu do każdego lotu, w tym trajektorie lotu (plan lotu i trajektorie odbytych lotów), a także właściwości statku powietrznego i paliwa użytego w locie. Emisje z każdego lotu rozlicza się jako emisje impulsowe. Przy stosowaniu modeli obliczania CO₂(e) do obliczenia wszystkich następujących elementów wykorzystuje się dane dotyczące emisji ze statku powietrznego zależnych od trajektorii lotu:

a) zmiany w składzie;

b) ewolucja w czasie wymuszania radiacyjnego spowodowana zmianami w składzie;

c) zmiany temperatury w pobliżu powierzchni spowodowane emisjami ze statku powietrznego zależnymi od trajektorii lotu.

Należy ograniczyć obciążenia administracyjne i nakłady związane z wykonywaniem obliczeń, aby obliczanie było wykonalne dla wszystkich zainteresowanych stron. Modele muszą być przejrzyste i odpowiednie do użytku operacyjnego.

Istnieją dwa rodzaje wykazów wymogów, w zależności od modelu:

Metoda C:

W przypadku podejścia opartego na danych meteorologicznych uwzględnia się szczegółowe skutki klimatyczne wszystkich emisji innych niż CO₂ ze statków powietrznych w określonym miejscu i czasie, z uwzględnieniem aktualnych informacji meteorologicznych w celu obliczenia czterowymiarowych trajektorii zoptymalizowanych pod kątem klimatu na potrzeby planowania indywidualnego lotu. Aby umożliwić szczegółowe rozliczanie skutków dla klimatu w odniesieniu do bieżących warunków atmosferycznych, w modelach należy wyraźnie uwzględnić różne statki powietrzne, rodzaje napędu, a także właściwości paliwa. Należy uwzględnić szacunki dotyczące powstawania, cyklu życia i skutków dla klimatu smug kondensacyjnych w odniesieniu do poszczególnych lotów, a także czas przebywania w odniesieniu do emisji H₂O i NO_x oraz ich wpływu na skład atmosfery. Model lub modele muszą być wydajne obliczeniowo, aby umożliwić wygenerowanie zaawansowanych informacji do wykorzystania w codziennym planowaniu lotów.

Każdy operator statku powietrznego monitoruje następujące dane dotyczące każdego lotu:

a) informacje o locie;

b) trajektoria lotu, zdefiniowana jako co najmniej najnowszy plan lotu;

c) ulepszone dane meteorologiczne;

d) właściwości statku powietrznego;

e) (opcjonalnie) informacje na temat osiągów statku powietrznego. Należy preferencyjnie stosować planowany przepływ paliwa, aby dostosować go do najnowszych dostępnych danych z planu lotu;

f) właściwości paliwa użytego w locie.

Metoda D:

W podejściu uproszczonym w oparciu o lokalizację operator statku powietrznego oszacowuje wpływ wszystkich skutków emisji lotniczych innych niż CO₂ na lot pod względem klimatologicznym, stosując model lub modele oparte na odpowiedzi na zmiany klimatu. Narzędzie lub narzędzia te wykorzystuje się do oceny korzyści dla klimatu wynikających z ogólnych wariantów tras, uwzględniając ogólne różnice w statkach powietrznych, typach napędu i właściwościach paliwa na podstawie ich parametryzacji fizycznej. CO₂(e) obliczony przy zastosowaniu podejścia uproszczonego w oparciu o lokalizację uśrednia wszelkie duże odchylenia w odniesieniu do poszczególnych lotów w dłuższym okresie. Modele lub modele powinny ograniczyć nakłady w zakresie zapotrzebowania na dane, obliczeń i obsługi w porównaniu z modelami stosowanymi w podejściu opartym na danych meteorologicznych.

Na zasadzie odstępstwa od metody C małe podmioty uczestniczące w systemie, zdefiniowane w art. 55 ust. 1 niniejszego rozporządzenia, mogą monitorować następujące dane dotyczące każdego lotu:

a) informacje o locie;

b) trajektoria lotu, określona na podstawie trajektorii odbytego lotu;

c) podstawowe dane meteorologiczne;

d) właściwości statku powietrznego;

e) (nieobowiązkowo) informacje na temat osiągów statku powietrznego podczas lotu;

f) (opcjonalnie) właściwości paliwa użytego w locie.

5. STOSOWANIE WARTOŚCI DOMYŚLNYCH W ODNIESIENIU DO SKUTKÓW INNYCH NIŻ CO₂ EMISJI LOTNICZYCH

Z zastrzeżeniem dalszej kontroli prowadzanej przez właściwy organ i Komisję stosowanie wartości domyślnych zawsze prowadzi do wyższego poziomu CO₂(e) na lot w porównaniu z obliczeniami na podstawie monitorowanych danych.

1. Trajektoria lotu:

a) Do celów stosowania metody C należy przedstawić najnowszy plan lotu. Jeżeli RTFM lub model równoważny nie są dostępne, domyślnie stosuje się FTFM lub model równoważny. W takim przypadku jeżeli dane z danego znacznika czasu nie są dostępne, można je obliczyć, stosując interpolację liniową zmierzonych danych pochodzących z dwóch czasów pomiaru, które są najbliżej danego znacznika czasu w tej samej fazie lotu, pod warunkiem że uzyskana w ten sposób trajektoria lotu jest jednorodna w danej fazie lotu, w szczególności w fazie przelotu.

b) Do celów stosowania metody D:

(i) zawsze podaje się trajektorię odbytego lotu. Jeżeli CTFM lub model równoważny nie są dostępne, można zastosować RTFM lub FTFM;

(ii) w przypadku gdy dane z danego znacznika czasu nie są dostępne, można je obliczyć, stosując interpolację liniową zmierzonych danych pochodzących z dwóch czasów pomiaru, które są najbliżej danego znacznika czasu w tej samej fazie lotu, pod warunkiem że uzyskana w ten sposób trajektoria lotu jest jednorodna w danej fazie lotu, w szczególności w fazie przelotu.

2. Właściwości statku powietrznego:

a) identyfikator silnika: jeżeli nie podano identyfikatora silnika ani jego odpowiednika, stosuje się zachowawcze wartości domyślne według typu statku powietrznego, jak określono w załączniku IIIb do niniejszego rozporządzenia;

b) masa statku powietrznego: jeżeli nie podano masy statku powietrznego, operator statku powietrznego może symulować masę statku powietrznego, wykorzystując masę startową. Jeżeli ani masa statku powietrznego, ani masa startowa nie są znane, do określenia w przybliżeniu masy startowej można użyć współczynnika obciążenia. Jeżeli nie podano współczynnika obciążenia, stosuje się wartość domyślną wynoszącą 1.

3. Osiągi statku powietrznego:

Przepływ paliwa: jeżeli urządzenie rejestrujące parametry lotu nie wskazuje przepływu paliwa, operator statku powietrznego może zastosować inne sposoby obliczenia przepływu paliwa, zgodnie z sekcją 1 załącznika IIIa do niniejszego rozporządzenia, aby określić przepływ paliwa z uwzględnieniem ciągu, który zależy od masy i rzeczywistej prędkości lotu statku powietrznego.

4. Właściwości paliwa użytego w locie:

Jeżeli nie podano właściwości paliwa użytego w locie, przyjmuje się górne wartości graniczne paliwa Jet A-1 zgodnie ze standardową specyfikacją ASTM w odniesieniu do paliw do turbin lotniczych:

a) zawartość związków aromatycznych: 25 % objętości;

b) siarka: 0,3 % masy;

c) naftalen: 3,0 % objętości.

ZAŁĄCZNIK IIIb

Zachowawcze domyślne identyfikatory silnika według typu statku powietrznego [140]

ZAŁĄCZNIK IV

Metodyka monitorowania dla instalacji właściwa dla poszczególnych rodzajów działań (art. 20 ust. 2) [141]

1. SZCZEGÓLNE ZASADY MONITOROWANIA EMISJI Z PROCESÓW SPALANIA

A. Zakres

Prowadzący instalacje monitorują emisje CO₂ z wszystkich typów procesów spalania odbywających się w ramach wszystkich rodzajów działań wymienionych w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE lub objętych systemem unijnym zgodnie z art. 24 wspomnianej dyrektywy, w tym powiązanych procesów oczyszczania, z zastosowaniem przepisów zawartych w niniejszym załączniku. Wszelkie emisje z paliw używanych jako wsad do procesu traktuje się na potrzeby metod monitorowania i raportowania jako emisje pochodzące ze spalania, bez uszczerbku dla innych klasyfikacji stosowanych w odniesieniu do emisji.

Prowadzący instalację nie prowadzi monitorowania ani raportowania w zakresie emisji z silników spalinowych wewnętrznego spalania wykorzystywanych w transporcie. Wszystkie emisje powstające w wyniku spalania paliw w instalacji prowadzący instalację przypisuje do tej instalacji, bez względu na eksport ciepła lub energii elektrycznej do innych instalacji. Emisji związanych z produkcją ciepła lub energii elektrycznej importowanej z innych instalacji prowadzący instalację nie przypisuje do instalacji importującej.

Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej następujące źródła emisji: kotły, palniki, turbiny, ogrzewacze, paleniska, piece do spopielania, piece do kalcynacji, piece do prażenia, osuszacze, silniki, ogniwa paliwowe, urządzenia do spalania z wykorzystaniem pętli chemicznej, pochodnie gazowe, urządzenia do wychwytywania termalnego lub katalitycznego po spalaniu, płuczki do oczyszczania gazów (emisje z procesów technologicznych) oraz wszelkie inne urządzenia lub maszyny wykorzystujące paliwo, z wyłączeniem urządzeń lub maszyn wyposażonych w silniki spalinowe wykorzystywanych w transporcie.

B. Szczególne zasady monitorowania

Emisje z procesów spalania oblicza się zgodnie z art. 24 ust. 1, chyba że paliwa uwzględnia się w bilansie masowym zgodnie z art. 25. Stosuje się poziomy dokładności zdefiniowane w załączniku II sekcja 2. Ponadto emisje z procesów technologicznych powstające w wyniku oczyszczania spalin monitoruje się z zastosowaniem przepisów określonych w podsekcji C.

W przypadku emisji powstałych w wyniku spalania gazów w pochodniach stosuje się specjalne wymogi, określone w podsekcji D niniejszej sekcji.

Procesy spalania odbywające się w zakładach przetwarzania gazu można monitorować z zastosowaniem bilansu masowego zgodnie z art. 25.

C. Oczyszczanie spalin

C.1. Odsiarczanie

Wielkość emisji CO₂ pochodzących z procesów, powstałych w wyniku zastosowania węglanów do oczyszczania kwaśnych gazów ze strumieni spalin oblicza się zgodnie z art. 24 ust. 2 na podstawie ilości zużytych węglanów, metodą A przedstawioną poniżej, lub na podstawie ilości wyprodukowanego gipsu, metodą B przedstawioną poniżej. Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 stosuje się następujące zasady:

Metoda A: Współczynnik emisji

Poziom 1: Współczynnik emisji określa się na podstawie współczynników stechiometrycznych określonych w załączniku VI sekcja 2. Ilość CaCO₃ i MgCO₃ lub innych węglanów w odnośnym materiale wsadowym określa się, stosując wytyczne dotyczące najlepszych praktyk branżowych.

Metoda B: Współczynnik emisji

Poziom 1: Współczynnik emisji jest równy stosunkowi stechiometrycznemu suchego gipsu (CaSO₄ × 2H₂O) do wyemitowanego CO₂: 0,2558 t CO₂/t gipsu.

Współczynnik konwersji:

Poziom 1: Stosuje się współczynnik konwersji wynoszący 1.

Współczynnik konwersji:

Poziom 1: Stosuje się współczynnik konwersji wynoszący 1.

C.2. De-NO_x

Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 emisje CO2 pochodzące z procesów, powstałe w wyniku zastosowania mocznika do oczyszczenia strumienia spalin oblicza się zgodnie z art. 24 ust. 2, stosując następujące poziomy dokładności.

Współczynnik emisji:

Poziom 1: Ilość mocznika w odnośnym materiale wsadowym określa się, stosując wytyczne dotyczące najlepszych praktyk branżowych. Współczynnik emisji określa się przy użyciu współczynnika stechiometrycznego wynoszącego 0,7328 t CO₂/t mocznika.

Współczynnik konwersji:

Stosuje się wyłącznie poziom dokładności 1.

D. Pochodnie gazowe

Obliczając wielkość emisji powstających w wyniku spalania gazów w pochodniach, prowadzący instalację uwzględnia spalanie rutynowe i operacyjne (w ramach rozruchu, wygaszania i wyłączeń samoczynnych oraz upusty awaryjne). Ponadto prowadzący instalację uwzględnia CO₂ związany w paliwie zgodnie z art. 48.

Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 2.1 poziomy dokładności 1 i 2b w odniesieniu do współczynnika emisji definiuje się w następujący sposób:

Poziom 1: Prowadzący instalację stosuje referencyjny współczynnik emisji wynoszący 0,00393 t CO₂/Nm³, określony na podstawie spalania czystego etanu wykorzystanego jako zachowawcza wartość przybliżona dla gazów spalanych w pochodniach.

Poziom 2b: Współczynniki emisji właściwe dla instalacji określa się na podstawie szacowanego ciężaru cząsteczkowego strumienia gazu spalanego w pochodni, wykorzystując modelowanie procesu oparte na standardowych modelach stosowanych w przemyśle. Uwzględniając względne proporcje i ciężary cząsteczkowe każdego z dopływających strumieni, określa się ważoną średnią roczną wielkość dla ciężaru cząsteczkowego gazu spalanego w pochodni.

Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 2.3 w przypadku spalania gazów w pochodniach dla współczynnika utleniania stosuje się tylko poziomy dokładności 1 i 2.

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

A. Zakres

Prowadzący instalację prowadzi monitorowanie i raportowanie w zakresie wszystkich emisji CO₂ z procesów spalania i produkcyjnych występujących w rafineriach.

Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO₂: kotły, urządzenia grzewcze i przetwarzające stosowane w procesach technologicznych, silniki spalinowe spalania wewnętrznego/turbiny, utleniacze katalityczne i cieplne, piece do kalcynacji koksu, pompy strażackie, awaryjne i rezerwowe generatory energii, pochodnie gazowe, piece do spopielania, piece pirolityczne, urządzenia do produkcji wodoru, instalacje Clausa, regenerację katalityczną (w tym kraking katalityczny i inne procesy katalityczne) i retorty do koksowania (flexi-coking i opóźnione koksowanie).

B. Szczególne zasady monitorowania

W odniesieniu do emisji pochodzących spalania, w tym oczyszczania spalin, monitorowanie działań w zakresie rafinowania olejów mineralnych prowadzi się zgodnie z sekcją 1 niniejszego załącznika. Prowadzący instalację może zdecydować się na stosowanie metodyki bilansu masowego zgodnie z art. 25 w odniesieniu do całej rafinerii lub do poszczególnych jednostek produkcyjnych, takich jak jednostki gazyfikacji oleju ciężkiego lub kalcynacji. W przypadku zastosowania metodyki standardowej i bilansu masowego, prowadzący instalację przedstawia właściwemu organowi dowody potwierdzające, że zgłoszone emisje są kompletne oraz że nie dochodzi do podwójnego liczenia emisji.

Emisje pochodzące z odpowiednich urządzeń do produkcji wodoru monitoruje się zgodnie z sekcją 19 niniejszego załącznika.

Na zasadzie odstępstwa od przepisów art. 24 i 25 emisje pochodzące z regeneracji urządzeń do krakowania katalitycznego, inne procesy regeneracji katalizatorów i flexi-cokers monitoruje się z zastosowaniem bilansu masowego, uwzględniając stan powietrza wlotowego i spalin. Cały CO w spalinach uwzględnia się jako CO₂, stosując zależność w odniesieniu do masy: t CO₂ = t CO x 1,571. Analiza powietrza wlotowego i spalin oraz dobór poziomów dokładności odbywają się zgodnie z przepisami art. 32-35. Konkretna metodyka obliczeń podlega zatwierdzeniu przez właściwy organ.

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

A. Zakres

Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO₂: surowce (w tym węgiel lub koks naftowy), paliwa konwencjonalne (w tym gaz ziemny), gazy z procesów technologicznych (w tym gaz wielkopiecowy - BFG), inne paliwa oraz oczyszczanie gazów odlotowych.

B. Szczególne zasady monitorowania

Do celów monitorowania emisji pochodzących z produkcji koksu prowadzący instalację może zdecydować się na stosowanie bilansu masowego zgodnie z art. 25 oraz załącznikiem II sekcja 3 lub na stosowanie metodyki standardowej zgodnie z art. 24 oraz załącznikiem II sekcje 2 i 4.

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

A. Zakres

Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO₂: surowce (kalcynacja wapienia, dolomitu i węglanowych rud żelaza, w tym FeCO₃), paliwa konwencjonalne (w tym gaz ziemny, koks/miał koksowy), gazy pochodzące z procesów technologicznych (w tym gaz koksowniczy - COG, i gaz wielkopiecowy - BFG), pozostałości po procesie technologicznym używane jako materiał wsadowy, w tym odfiltrowane pyły ze spiekalni, konwertera i wielkiego pieca, inne paliwa i oczyszczanie spalin.

B. Szczególne zasady monitorowania

Do celów monitorowania emisji pochodzących z prażenia, spiekania lub granulowania rud metali prowadzący instalację może zdecydować się na stosowanie bilansu masowego zgodnie z art. 25 oraz załącznikiem II sekcja 3 lub na stosowanie metodyki standardowej zgodnie z art. 24 oraz załącznikiem II sekcja 2 i 4.

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

A. Zakres

Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO₂: surowce (kalcynacja wapienia, dolomitu i węglanowych rud żelaza, w tym FeCO₃), paliwa konwencjonalne (gaz ziemny, węgiel i koks), środki redukujące (w tym koks, węgiel i tworzywa sztuczne), gazy pochodzące z procesów technologicznych (gaz koksowniczy - COG, gaz wielkopiecowy - BFG i gaz konwertorowy - BOFG), zużyte elektrody grafitowe, inne paliwa i oczyszczanie gazów odlotowych.

B. Szczególne zasady monitorowania

Do celów monitorowania emisji pochodzących z produkcji żelaza i stali prowadzący instalację może zdecydować się na stosowanie bilansu masowego zgodnie z art. 25 oraz załącznikiem II sekcja 3 lub na stosowanie metodyki standardowej zgodnie z art. 24 oraz załącznikiem II sekcje 2 i 4 co najmniej w odniesieniu do części strumieni materiałów wsadowych, unikając ewentualnych luk lub podwójnego liczenia emisji.

Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 3.1 poziom dokładności 3 w odniesieniu do zawartości węgla pierwiastkowego definiuje się w następujący sposób:

Poziom 3: Prowadzący instalację określa zawartość węgla pierwiastkowego w strumieniach wejściowych i wyjściowych zgodnie z art. 32-35, w odniesieniu do pobierania w sposób reprezentatywny próbek paliw, produktów i produktów ubocznych oraz wyznaczania ich zawartości węgla i frakcji biomasy. Prowadzący instalację określa zawartość węgla pierwiastkowego w produktach lub półproduktach na podstawie rocznych analiz prowadzonych zgodnie z art. 32-35 niniejszego rozporządzenia lub na podstawie środkowych wartości przedziału zmienności zawartości węgla pierwiastkowego ustalonych w odnośnych normach międzynarodowych lub krajowych.

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

A. Zakres

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

Prowadzący instalację bierze pod uwagę co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO₂: paliwa konwencjonalne; paliwa alternatywne, w tym granulowane tworzywa sztuczne z instalacji do rozdrabniania; środki redukujące, w tym koks, elektrody grafitowe; surowce, w tym wapień i dolomit; rudy metali i koncentraty zawierające węgiel pierwiastkowy; oraz surowce wtórne.

B. Szczególne zasady monitorowania

Jeśli węgiel pierwiastkowy pochodzący z paliw lub materiałów wsadowych używanych w danej instalacji pozostaje w produktach lub innych materiałach wyjściowych produkcji, prowadzący instalację stosuje metodę bilansu masowego zgodnie z art. 25 i załącznikiem II sekcja 3. W innych przypadkach prowadzący instalację oblicza emisje z procesów spalania i z procesów technologicznych osobno, stosując metodykę standardową zgodnie z art. 24 oraz załącznikiem II sekcje 2 i 4.

W przypadku zastosowania bilansu masowego prowadzący instalację może zdecydować się na uwzględnienie w nim emisji z procesów spalania lub na zastosowanie metodyki standardowej zgodnie z art. 24 i sekcją 1 niniejszego załącznika w odniesieniu do części strumieni materiałów wsadowych, unikając ewentualnych luk w danych lub podwójnego liczenia emisji.

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

A. Zakres

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

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

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

B. Szczególne zasady monitorowania

Prowadzący instalację wyznacza wielkość emisji CO₂ z produkcji lub obróbki pierwotnego aluminium, stosując metodykę bilansu masowego zgodnie z art. 25. W metodyce bilansu masowego uwzględnia się cały węgiel pierwiastkowy we wsadach, zapasach, produktach i inne eksporty z procesów mieszania, formowania, spiekania i recyklingu elektrod, jak również ze zużycia elektrod w procesie elektrolizy. W przypadku użycia wstępnie spieczonych anod można stosować oddzielne bilanse masowe dotyczące produkcji i zużycia lub jeden wspólny bilans masowy obejmujący zarówno produkcję, jak i zużycie elektrod. W przypadku użycia wanien S0derberga prowadzący instalację stosuje jeden wspólny bilans masowy.

Prowadzący instalację może zdecydować się na uwzględnienie w bilansie masowym emisji pochodzących z procesów spalania lub na zastosowanie w odniesieniu do nich metodyki standardowej zgodnie z art. 24 i sekcją 1 niniejszego załącznika co najmniej w odniesieniu do części strumieni materiałów wsadowych, unikając ewentualnych luk w danych lub podwójnego liczenia emisji.

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

A. Zakres

Prowadzący instalację stosuje poniższe przepisy do emisji perfluorowęglowodorów (PFC) wynikających z efektów anodowych, w tym emisji niezorganizowanych PFC. W odniesieniu do powiązanych emisji CO₂, w tym emisji pochodzących z produkcji elektrod, prowadzący instalację stosuje sekcję 7 niniejszego załącznika. Prowadzący instalację oblicza ponadto emisje PFC niewynikające z efektów anodowych w oparciu o metody szacowania zgodnie z najlepszymi praktykami branżowymi, a także wszelkimi wytycznymi opublikowanymi w tym celu przez Komisję.

B. Wyznaczanie wielkości emisji PFC

Wielkość emisji PFC oblicza się, uwzględniając emisje mierzone w kanale lub kominie („emisje ze źródeł punktowych") i emisje niezorganizowane wyznaczone z zastosowaniem wydajności zbierania kanału:

(całkowite) emisje PFC = emisje PFC (w kanale) / wydajność zbierania

Wydajność zbierania mierzy się po określeniu współczynników emisji właściwych dla instalacji. W celu ich określenia stosuje się najbardziej aktualną wersję wytycznych wymienionych dla poziomu dokładności 3 w sekcji 4.4.2.4 wytycznych IPCC z 2006 r.

Prowadzący instalację oblicza emisje CF₄ i C₂F₆ z kanału lub komina stosując jedną z następujących metod:

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

b) metodę B, przewidującą rejestrację nadnapięcia efektu anodowego.

Metoda obliczeniowa A - metoda nachylenia

W celu wyznaczenia wielkości emisji PFC prowadzący instalację stosuje następujące równania:

emisje CF₄ [t] = AEM x (SEF_CF4/1 000) * Pr_A1

emisje C₂F₆ [t] = emisje CF₄ x F_C2F6

gdzie:

AEM = czas trwania efektu anodowego na wanno-dobę;

SEF_CF4 = nachylenie współczynnika emisji [(kg CF₄ / t produkowanego Al)/(czas trwania efektu anodowego / wanno-doba)]. W przypadku stosowania różnego rodzaju wanien stosuje się różne SEF, stosownie do przypadku;

Pr_A1 = roczna produkcja pierwotnego aluminium [t];

F_C2F6 = 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

Współczynnik emisji: Wskaźnik emisji dla CF₄ (nachylenie wskaźnika emisji SEF_CF4) wyraża ilość emitowanego CF₄ [kg] na tonę produkowanego aluminium w czasie trwania efektu anodowego / wanno-doba. Współczynnik emisji C₂F₆ (wagowy udział frakcji F_C2F6) wyraża ilość emitowanego C₂F₆ [t] proporcjonalnie do ilości emitowanego CF₄ [t].

Poziom 1: Prowadzący instalację stosuje współczynniki emisji właściwe dla danej technologii z tabeli 1 niniejszej sekcji załącznika IV.

Poziom 2: Prowadzący instalację stosuje właściwe dla danej instalacji współczynniki emisji dla CF₄ i C₂F₆ określone w drodze ciągłego lub okresowego pomiaru w terenie. W celu określenia takich współczynników emisji prowadzący instalację stosuje najbardziej aktualną wersję wytycznych wymienionych dla poziomu dokładności 3 w sekcji 4.4.2.4 wytycznych IPCC z 2006 r. (¹). Wskaźnik emisji uwzględnia również emisje związane z efektami nieanodowymi. Operator określa każdy współczynnik emisji z maksymalną dopuszczalną niepewnością wynoszącą ą15%.

Prowadzący instalację określa współczynniki emisji co najmniej raz na trzy lata lub częściej, jeżeli jest to konieczne ze względu na istotne zmiany w instalacji. Istotne zmiany obejmują zmianę w rozkładzie czasu trwania efektu anodowego lub zmianę w algorytmie kontroli wpływające na kompozycję typów efektów anodowych lub na standardowy sposób kończenia efektu anodowego.

Tabela 1

Właściwe dla danej technologii współczynniki emisji odnoszące się do danych dotyczących działalności do celów metody nachylenia

Metoda obliczeniowa B - metoda nadnapięciowa:

W przypadku prowadzenia pomiaru nadnapięcia efektu anodowego prowadzący instalację stosuje do wyznaczenia wielkości emisji PFC następujące równania:

emisje CF₄ [t] = OVC x (AEO/CE) x Pr_A1 x 0,001

emisje C₂F₆ [t] = emisje CF₄ × F_C2F6

gdzie:

OVC = współczynnik nadnapięcia („współczynnik emisji") wyrażony w kg CF₄ na tonę produkowanego aluminium na mV nadnapięcia;

AEO = nadnapięcie efektu anodowego na wannę [mV] określone jako całość (czas x napięcie powyżej napięcia nominalnego) podzielone przez czas (okres) zbierania danych;

CE = średnia wydajność prądowa produkcji aluminium [%],

Pr_A1 = roczna produkcja pierwotnego aluminium [t];

F_CF2F6 = wagowy udział frakcji C₂F₆ (t C₂F₆ / t CF₄);

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

Współczynnik emisji: Współczynnik emisji dla CF₄ („współczynnik nadnapięcia" OVC) wyraża ilość emitowanego CF₄ [kg] na tonę produkowanego aluminium na miliwolt nadnapięcia [mV]. Współczynnik emisji C₂F₆ (wagowy udział frakcji F_C2F6) wyraża ilość emitowanego C₂F₆ [t] proporcjonalnie do ilości emitowanego CF₄ [t].

Poziom 1: Prowadzący instalację stosuje współczynniki emisji właściwe dla danej technologii z tabeli 2 niniejszej sekcji załącznika IV.

Poziom 2: Prowadzący instalację stosuje właściwe dla danej instalacji współczynniki emisji dla CF₄ [(kg CF₄ /t Al) / (mV)] oraz C₂F₆ [t C₂F₆/ t CF₄] określone w drodze ciągłego lub okresowego pomiaru w terenie. W celu określenia takich współczynników emisji prowadzący instalację stosuje najbardziej aktualną wersję wytycznych wymienionych dla poziomu dokładności 3 w sekcji 4.4.2.4 wytycznych IPCC z 2006 r. Prowadzący instalację określa współczynniki emisji z maksymalną dopuszczalną niepewnością wynoszącą ą15 %.

Prowadzący instalację określa współczynniki emisji co najmniej raz na trzy lata lub częściej, jeżeli jest to konieczne ze względu na istotne zmiany w instalacji. Istotne zmiany obejmują zmianę w rozkładzie czasu trwania efektu anodowego lub zmianę w algorytmie kontroli wpływające na kompozycję typów efektów anodowych lub na standardowy sposób kończenia efektu anodowego.

Tabela 2

Właściwe dla danej technologii wskaźniki emisji dla działalności, wobec której stosowana jest metoda nadnapięciowa

C. Wyznaczanie wielkości emisji CO_2(e)

Prowadzący instalację oblicza wielkość emisji CO_2(e) na podstawie emisji CF₄ i C₂F₆ w przedstawiony poniżej sposób, stosując współczynniki ocieplenia globalnego podane w załączniku VI sekcja 3 tabela 6:

emisje PFC [t CO_2(e)] = emisje CF₄ [t] x GWP_CF4 + emisje C₂F₆ [t] x GWP_C2F6

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

A. Zakres

Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO₂: kalcynacja wapienia znajdującego się w surowcach, konwencjonalne paliwa kopalne do wypalania, alternatywne paliwa do wypalania i surowce bazujące na kopalinach, paliwa do wypalania z biomasy (w tym odpady biomasy), paliwa niestosowane do wypalania, zawartość węgla niewęglanowego w wapieniu i łupkach oraz surowce używane do oczyszczania gazów odlotowych.

B. Szczególne zasady monitorowania

Emisje pochodzące z procesów spalania monitoruje się zgodnie z sekcją 1 niniejszego załącznika. Emisje z procesów technologicznych pochodzące ze składników mączki surowcowej monitoruje się zgodnie z załącznikiem II sekcja 4 na podstawie zawartości węglanów we wsadzie do procesu (metoda obliczeniowa A) lub ilości produkowanego klinkieru (metoda obliczeniowa B). W przypadku metody A węglany, które należy uwzględnić, obejmują co najmniej CaCO₃, MgCO₃ i FeCO₃. W przypadku metody B prowadzący instalację uwzględnia co najmniej CaO i MgO oraz przedstawia właściwemu organowi dowody na temat zakresu, w jakim należy uwzględnić jeszcze inne źródła węgla.

Emisje CO₂ związane z pyłami usuwanymi z procesu oraz węglem niewęglanowym w surowcach dodaje się zgodnie z podsekcjami C i D niniejszej sekcji.

Metoda obliczeniowa A: na podstawie wsadu do pieca

Jeśli pył z pieca do wypalania cementu (CKD) i pył obejściowy opuszczają układ pieca, prowadzący instalację nie uwzględnia powiązanego surowca jako wsadu do procesu, lecz oblicza wielkość emisji na podstawie CKD zgodnie z podsekcją C.

Jeżeli mączka surowcowa nie jest scharakteryzowana, prowadzący instalację stosuje wymogi w zakresie niepewności oddzielnie do każdego z odnośnych zawierających węgiel pierwiastkowy wsadów do pieca, unikając podwójnego liczenia lub pominięć w odniesieniu do materiałów zwracanych lub obejściowych. Jeśli wartość danych dotyczących działalności wyznacza się na podstawie ilości wyprodukowanego klinkieru, ilość netto mączki surowcowej można określić na podstawie empirycznie wyznaczonego dla danej instalacji stosunku mączki surowcowej do klinkieru. Ten stosunek należy aktualizować co najmniej raz do roku z zastosowaniem wytycznych dotyczących najlepszych praktyk branżowych.

Metoda obliczeniowa B: na podstawie produkcji klinkieru

Prowadzący instalację wyznacza wartość danych dotyczących działalności jako produkcję klinkieru [t] w okresie sprawozdawczym w jeden z następujących sposobów:

a) przez bezpośrednie ważenie klinkieru;

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

klinkier wyprodukowany [t] = ((cement dostarczony [t] - zmienność stanu zapasów cementu [t]) x stosunek klinkier/cement [t klinkieru / t cementu]) - (klinkier dostarczony [t] + klinkier wysłany [t]) - zmiana stanu zapasów klinkieru [t]).

Prowadzący instalację określa stosunek klinkier/cement dla każdego z różnych produktów cementowych zgodnie z przepisami art. 32-35 lub oblicza go na podstawie różnicy w dostawach cementu i zmian zapasów oraz wszystkich materiałów użytych jako dodatki do cementu, łącznie z pyłem obejściowym i pyłem z pieca do wypalania cementu.

Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 poziom dokładności 1 w odniesieniu do współczynnika emisji definiuje się w następujący sposób:

Poziom 1: Prowadzący instalację stosuje współczynnik emisji wynoszący 0,525 t CO₂/t klinkieru.

C. Emisje związane ze zrzucanymi pyłami

Prowadzący instalację dodaje emisje CO₂ z pyłu obejściowego lub pyłu z pieca do wypalania cementu (CKD) opuszczającego układ pieca, skorygowane o współczynnik częściowej kalkulacji CKD obliczany jako emisje z procesów technologicznych zgodnie z art. 24 ust. 2. Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 poziomy dokładności 1 i 2 w odniesieniu do współczynnika emisji definiuje się w następujący sposób:

Poziom 1: Prowadzący instalację stosuje współczynnik emisji wynoszący 0,525 t CO₂/t pyłu.

Poziom 2: Prowadzący instalację określa współczynnik emisji (EF) co najmniej raz w roku zgodnie z art. 32-35 i z zastosowaniem następującego wzoru:

gdzie:

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

EF_Cli = właściwy dla danej instalacji współczynnik emisji dotyczący klinkieru [CO₂/t klinkieru],

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

Poziom dokładności 3 w odniesieniu do współczynnika emisji nie ma zastosowania.

D. Emisje z niewęglanowego węgla w mączce surowcowej

Wielkość emisji z niewęglanowego węgla, co najmniej zawartego w wapieniu, łupkach lub alternatywnych surowcach (np. popiół lotny) wykorzystanych w mączce surowcowej w piecu prowadzący instalację wyznacza zgodnie z art. 24 ust. 2.

Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 w odniesieniu do współczynnika emisji stosuje się następujące definicje poziomów dokładności:

Poziom dokładności 1: Zawartość węgla niewęglanowego w odnośnym surowcu szacuje się zgodnie z wytycznymi dotyczącymi najlepszych praktyk branżowych.

Poziom dokładności 2: Zawartość węgla niewęglanowego w odnośnym surowcu określa się co najmniej raz w roku, zgodnie z przepisami art. 32–35.

Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 w odniesieniu do współczynnika konwersji stosuje się następujące definicje poziomów dokładności:

Poziom dokładności 1: Stosuje się współczynnik konwersji wynoszący 1.

Poziom dokładności 2: Współczynnik konwersji oblicza się, stosując najlepsze praktyki branżowe.

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

A. Zakres

Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO₂: kalcynacja wapienia, dolomitu lub magnezytu znajdujących się w surowcach, węgla niewęglanowego znajdującego się w surowcach, konwencjonalne paliwa kopalne do wypalania, alternatywne paliwa do wypalania i surowce bazujące na kopalinach, paliwa do wypalania z biomasy (w tym odpady biomasy) i inne paliwa.

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

B. Szczególne zasady monitorowania

Emisje pochodzące z procesów spalania monitoruje się zgodnie z sekcją 1 niniejszego załącznika. Emisje z procesów technologicznych pochodzące z węglanów zawartych w surowcach monitoruje się zgodnie z załącznikiem II sekcja 4. Zawsze należy uwzględniać węglany wapnia i magnezu. Pozostałe węglany i węgiel niewęglanowy zawarty w surowcach uwzględnia się, jeśli są one istotne dla obliczenia emisji.

W przypadku metodyki opartej na wsadzie wartości zawartości węglanów dostosowuje się w zależności od zawartości wilgoci i skały płonnej w materiale. W przypadku produkcji magnezu uwzględnia się, stosownie do sytuacji, minerały zawierające magnez inne niż węglany.

Należy unikać podwójnego liczenia lub pominięć w odniesieniu do materiałów zwracanych lub obejściowych. Stosując metodę B, pył z pieca do wypalania wapna traktuje się, w stosownych przypadkach, jako oddzielny strumień materiałów wsadowych.

C. Emisje z niewęglanowego węgla zawartego w surowcach

Wielkość emisji z niewęglanowego węgla, co najmniej zawartego w wapieniu, łupkach lub alternatywnych surowcach wykorzystanych w piecu, prowadzący instalację wyznacza zgodnie z art. 24 ust. 2.

Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 w odniesieniu do współczynnika emisji stosuje się następujące definicje poziomów dokładności:

Poziom dokładności 1: Zawartość węgla niewęglanowego w odnośnym surowcu szacuje się zgodnie z wytycznymi dotyczącymi najlepszych praktyk branżowych.

Poziom dokładności 2: Zawartość węgla niewęglanowego w odnośnym surowcu określa się co najmniej raz w roku, zgodnie z przepisami art. 32–35.

Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 w odniesieniu do współczynnika konwersji stosuje się następujące definicje poziomów dokładności:

Poziom dokładności 1: Stosuje się współczynnik konwersji wynoszący 1.

Poziom dokładności 2: Współczynnik konwersji oblicza się, stosując najlepsze praktyki branżowe.

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

A. Zakres

Prowadzący instalację stosuje przepisy zawarte w niniejszej sekcji również w odniesieniu do instalacji produkujących szkło wodne i wełnę skalną.

Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO₂: rozkład węglanów alkalicznych i metali ziem alkalicznych uwolnionych w czasie topienia surowców, konwencjonalne paliwa kopalne, alternatywne paliwa do wypalania i surowce bazujące na kopalinach, paliwa do wypalania z biomasy (w tym odpady biomasy), inne paliwa, dodatki zawierające węgiel pierwiastkowy, w tym koks, pył węglowy i grafit, dopalanie spalin po spalaniu i oczyszczanie spalin.

B. Szczególne zasady monitorowania

Emisje pochodzące z procesów spalania, w tym oczyszczania spalin, monitoruje się zgodnie z sekcją 1 niniejszego załącznika. Emisje z procesów technologicznych pochodzące z surowców niewęglanowych, w tym koksu, grafitu i pyłu węglowego, monitoruje się zgodnie z załącznikiem II sekcja 4. Należy uwzględnić co najmniej następujące węglany: CaCO₃, MgCO₃, Na₂CO₃, NaHCO₃, BaCO₃, Li₂CO₃, K₂CO₃ i SrCO₃. Stosuje się tylko metodę A.

Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 w odniesieniu do współczynnika emisji surowców zawierających węglany stosuje się następujące definicje poziomów dokładności:

Poziom dokładności 1: Stosuje się współczynniki stechiometryczne wymienione w sekcji 2 załącznika VI. Czystość odnośnych materiałów wsadowych określa się przez zastosowanie najlepszych praktyk branżowych.

Poziom dokładności 2: Ilości odnośnych węglanów w każdym z odnośnych materiałów wsadowych określa się zgodnie z przepisami art. 32–35.

Na zasadzie odstępstwa od sekcji 4 załącznika II w odniesieniu do współczynnika konwersji do wszystkich emisji z procesów technologicznych z surowców zawierających węglany i nie zawierających węglanów stosuje się wyłącznie poziom dokładności 1.

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

A. Zakres

Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO₂: paliwa do wypalania, kalcynacja wapienia/dolomitu i innych węglanów zawartych w surowcach, wapień i inne węglany stosowane do ograniczania zanieczyszczeń powietrza i w innych procesach oczyszczania spalin, kopalne/pochodzące z bio­masy dodatki stosowane do wywołania porowatości, w tym polistyren, pozostałości z produkcji papieru lub tro­ciny, węgiel niewęglanowy zawarty w glinie i innych surowcach.

B. Szczególne zasady monitorowania

Emisje pochodzące z procesów spalania, w tym oczyszczania spalin, monitoruje się zgodnie z sekcją 1 niniejszego załącznika. Emisje z procesów technologicznych pochodzące ze składników mączki surowcowej monitoruje się zgodnie z załącznikiem II sekcja 4. W przypadku ceramiki na bazie oczyszczonych lub syntetycznych glin prowadzący instalację może zastosować metodę A lub metodę B. W przypadku wyrobów ceramicznych na bazie nieprzetworzonych glin lub w przypadku wykorzystania wszelkich glin lub dodatków ze znaczną zawartością węgla niewęglanowego prowadzący instalację stosuje metodę A. Zawsze należy uwzględniać węglany wapnia. Pozostałe węglany i węgiel niewęglanowy zawarty w surowcach uwzględnia się, jeśli są one istotne dla obliczenia emisji.

Dane dotyczące działalności w odniesieniu do materiałów wsadowych dla metody A mogą być określone poprzez odpowiednie obliczenia dla lat poprzedzających oparte na najlepszych praktykach branżowych i zatwierdzone przez właściwy organ. Takie obliczenia dla lat poprzedzających uwzględniają pomiar dostępny dla suszonych produktów ekologicznych lub produktów wypalanych, a także odpowiednie źródła danych dotyczące wilgotności gliny i dodatków oraz ubytku na skutek odprężania (ubytku w momencie zapłonu) materiałów, których to dotyczy.

Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 w odniesieniu do współczynników emisji dotyczących emisji z procesów technologicznych pochodzące z surowców zawierających węglany stosuje się następujące definicje poziomów dokładności:

Metoda A (na podstawie wsadu):

Poziom 1: Do obliczania współczynnika emisji stosuje się zamiast wyników analiz zachowawczą wartość 0,2 ton CaCO₃ (odpowiadającą 0,08794 ton CO₂) na tonę suchej gliny. Cały węgiel nieorganiczny i organiczny zawarty w glinie uznaje się za zawarty w tej wartości. Uznaje się, że dodatki nie są zawarte w tej wartości.

Poziom 2: Współczynnik emisji dla każdego strumienia materiałów wsadowych określa się i aktualizuje przynajmniej raz w roku z zastosowaniem wytycznych dotyczących najlepszych praktyk branżowych, w sposób odzwierciedlający konkretne warunki lokalne oraz asortyment produktów instalacji.

Poziom 3: Skład odnośnych surowców określa się zgodnie z art. 32-35. Do konwersji danych dotyczących składu na współczynniki emisji stosuje się współczynniki stechiometryczne wymienione w załączniku VI sekcja 2.

Metoda B (na podstawie produkcji):

Poziom 1: Do określania współczynnika emisji stosuje się zamiast wyników analiz zachowawczą wartość 0,123 ton CaO (odpowiadającą 0,09642 ton CO₂) na tonę produktu. Cały węgiel nieorganiczny i organiczny zawarty w glinie uznaje się za zawarty w tej wartości. Uznaje się, że dodatki nie są zawarte w tej wartości.

Poziom 2: Współczynnik emisji określa się i aktualizuje przynajmniej raz w roku z zastosowaniem wytycznych dotyczących najlepszych praktyk branżowych, w sposób odzwierciedlający konkretne warunki lokalne oraz asortyment produktów instalacji.

Poziom 3: Skład produktów określa się zgodnie z art. 32-35. Do konwersji danych dotyczących składu na współczynniki emisji stosuje się współczynniki stechiometryczne, o których mowa w załączniku VI sekcja 2 tabela 3, zakładając w stosownych przypadkach, że wszystkie odnośne tlenki metali powstały z odnośnych węglanów.

Na zasadzie odstępstwa od sekcji 1 niniejszego załącznika w przypadku oczyszczania spalin w odniesieniu do współczynnika emisji stosuje się następujący poziom dokładności:

Poziom 1: Prowadzący instalację stosuje współczynnik stechiometryczny CaCO₃ podany w załączniku VI sekcja 2.

W przypadku oczyszczania nie stosuje się żadnego innego poziomu dokładności ani współczynnika konwersji. Należy unikać podwójnego liczenia wynikającego z zastosowania wapienia z recyklingu jako surowca w tej samej instalacji.

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

A. Zakres

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

B. Szczególne zasady monitorowania

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

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

A. Zakres

Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO₂: kotły, turbiny gazowe i inne urządzenia wykorzystujące procesy spalania i wytwarzające parę lub energię, kotły odzysknicowe i inne urządzenia, w których spala się ługi powarzelne, piece do spopielania, piece do wypalania wapna i piece do kalcynacji, oczyszczanie gazów odlotowych i suszarki zasilane paliwem (takie jak suszarki na podczerwień).

B. Szczególne zasady monitorowania

Monitorowanie emisji pochodzących z procesów spalania, w tym oczyszczania spalin, prowadzi się zgodnie z sekcją I niniejszego załącznika.

Emisje z procesów technologicznych pochodzące z surowców używanych jako dodatkowe związki chemiczne, w tym co najmniej z wapienia lub węglanu sodowego, monitoruje się metodą A zgodnie z załącznikiem II sekcja 4. Emisje CO₂ z odzysku osadu wapiennego w produkcji pulpy drzewnej traktuje się jako emisje CO₂ pochodzenia biomasowego. Zakłada się, że tylko ilość CO₂ proporcjonalna do uzupełnianej ilości dodatkowych związków chemicznych powoduje emisje kopalnego CO₂.

W odniesieniu do dodatkowych związków chemicznych stosuje się następujące definicje poziomów dokładności dla współczynnika emisji:

Poziom 1: Stosuje się współczynniki stechiometryczne wymienione w załączniku VI sekcja 2. Czystość odnośnych materiałów wsadowych określa się przez zastosowanie najlepszych praktyk branżowych. Uzyskane wartości dostosowuje się odpowiednio do wilgotności i zawartości skały płonnej w stosowanych materiałach węglanowych.

Poziom 2: Ilości odnośnych węglanów w każdym z odnośnych materiałów wsadowych określa się zgodnie z przepisami art. 32-35. Do konwersji danych dotyczących składu na współczynniki emisji stosuje się współczynniki stechiometryczne wymienione w załączniku VI sekcja 2.

W odniesieniu do współczynnika konwersji stosuje się tylko poziom dokładności 1.

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

A. Zakres

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

B. Szczególne zasady monitorowania

Emisje z produkcji sadzy można monitorować jako emisje z procesów spalania, łącznie z oczyszczaniem spalin zgodnie z sekcją 1 niniejszego załącznika lub z zastosowaniem bilansu masowego zgodnie z art. 25 i załącznikiem II sekcja 3.

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

A. Zakres

W odniesieniu do każdego rodzaju działań prowadzącego do emisji N₂O każdy prowadzący instalację uwzględnia wszystkie źródła emitujące N₂O z procesów produkcyjnych, w tym przypadki, w których emisje N₂O z produkcji są kierowane poprzez urządzenia do obniżania emisji. Dotyczy to każdego z następujących procesów:

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

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

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

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

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

B. Wyznaczanie wielkości emisji N₂O

B.1. Roczne wielkości emisji N₂O

Prowadzący instalację monitoruje emisje N₂O z produkcji kwasu azotowego, stosując ciągły pomiar emisji. Prowadzący instalację monitoruje emisje N₂O z produkcji kwasu adypinowego, kaprolaktamu, glioksalu i kwasu glioksalowego, stosując metodykę opartą na pomiarach w przypadku emisji obniżonych oraz metodę opartą na obliczeniach (z wykorzystaniem metodyki bilansu masowego) w przypadku tymczasowego wystąpienia emisji nieobniżonych.

W przypadku każdego źródła emisji, dla którego stosuje się ciągłe pomiary emisji, prowadzący instalację uznaje całkowitą roczną wielkość emisji za sumę wszystkich godzinowych wielkości emisji, stosując wzór 1 określony w załączniku VIII sekcja 3.

B.2. Godzinowe wielkości emisji N₂O

Prowadzący instalację oblicza średnią roczną wielkość godzinową emisji N₂O dla każdego źródła, dla którego stosuje się ciągłe pomiary emisji, stosując równanie 2 określone w załączniku VIII sekcja 3.

Prowadzący instalację wyznacza godzinowe stężenia N₂O w przepływie spalin z każdego źródła emisji, stosując metodykę opartą na pomiarach w reprezentatywnym punkcie umieszczonym za urządzeniami do obniżania emisji NO_X/N₂O, jeżeli są stosowane. Prowadzący instalację stosuje techniki umożliwiające pomiar stężeń N₂O wszystkich źródeł emisji zarówno w warunkach obniżonych, jak i nieobniżonych emisji. Jeżeli w takich okresach wzrasta niepewność, prowadzący instalację uwzględnia to w ocenie niepewności.

Prowadzący instalację dostosowuje w razie potrzeby wszystkie pomiary do wartości bazowej gazu suchego i zgłasza je w spójny sposób.

B.3. Wyznaczanie przepływu spalin

Do pomiaru przepływu spalin do celów monitorowania emisji N₂O prowadzący instalację stosuje metody monitorowania przepływu spalin określone w art. 43 ust. 5 niniejszego rozporządzenia. W odniesieniu do produkcji gazu azotowego prowadzący instalację stosuje metodę zgodną z art. 43 ust. 5 lit. a), chyba że nie jest to technicznie wykonalne. W takim przypadku po uzyskaniu zgody właściwego organu, prowadzący instalację stosuje metodę alternatywną, w tym metodykę bilansu masowego opartą na istotnych parametrach, takich jak nakład amoniaku, lub wyznacza przepływ w drodze ciągłego pomiaru przepływu emisji.

Przepływ spalin oblicza się za pomocą następującego wzoru:

V_{przepływ spalin} [Nm₃/h] = V_powietrze x (1 - O_2,powietrze) / (1 - O_{2, spaliny})

gdzie:

powietrze ⁼ całkowity wpływ powietrza w Nm³/h w warunkach standardowych;

O_{2 powietrze} = frakcja objętościowa O₂ w suchym powietrzu [= 0,2095];

O_{2 spaliny} = frakcja objętościowa O₂ w spalinach.

Wartość V_powietrze oblicza się jako sumę całkowitego wpływu powietrza do jednostki produkcyjnej kwasu azotowego.

O ile w planie monitorowania nie zaznaczono inaczej, prowadzący instalację stosuje następujący wzór:

V_powietrze = V_pierw + V_wtórny + V_oddz.

powietrze pierw wtórny oddz.

gdzie:

W_pierw ⁼ pierwotny wpływ powietrza w Nm³/h w warunkach standardowych;

V_wtórny ⁼ wtórny wpływ powietrza w Nm³/h w warunkach standardowych;

V_oddz ⁼ oddzielający wpływ powietrza w Nm³/h w warunkach standardowych.

Prowadzący instalację wyznacza wartość V_pierw za pomocą ciągłego pomiaru przepływu przed wymieszaniem z amoniakiem. Wartość V_wtómy prowadzący instalację wyznacza za pomocą ciągłego pomiaru przepływu, w tym dokonując pomiaru w punkcie umieszczonym przed urządzeniem do odzysku ciepła. Za wartość V_oddz prowadzący instalację uznaje przepływ oczyszczonego powietrza w procesie produkcji kwasu azotowego.

W przypadku strumieni powietrza wlotowego odpowiadających łącznie za mniej niż 2,5 % całkowitego przepływu powietrza właściwy organ może przyjąć szacunkową metodę określania takiego tempa przepływu powietrza zaproponowaną przez prowadzącego instalację w oparciu o najlepsze praktyki branżowe.

W oparciu o pomiar w warunkach normalnego działania prowadzący instalację przedstawia dowody potwierdzające, że mierzony przepływ spalin jest wystarczająco jednorodny, aby dopuszczalne było zastosowanie zaproponowanej metody pomiarowej. Jeżeli w wyniku pomiarów zostanie stwierdzone, że przepływ jest niejednorodny, prowadzący instalację uwzględnia to przy określaniu właściwych metod monitorowania i przy obliczaniu niepewności dotyczącej emisji N₂O.

Prowadzący instalację dostosowuje wszystkie pomiary do wartości bazowej gazu suchego i zgłasza je w spójny sposób.

B.4. Stężenia tlenu (O₂)

Prowadzący instalację mierzy stężenia tlenu w spalinach, jeżeli jest to konieczne do obliczenia przepływu spalin zgodnie z podsekcją B.3 niniejszej sekcji załącznika IV. Prowadzący instalację stosuje się przy tym do wymogów dotyczących pomiarów stężenia, określonych w art. 41 ust. 1 i 2. Wyznaczając niepewność emisji N₂O, prowadzący instalację uwzględnia niepewność pomiarów stężenia O₂.

Prowadzący instalację dostosowuje w razie potrzeby wszystkie pomiary do wartości bazowej gazu suchego i zgłasza je w spójny sposób.

B.5. Obliczanie wielkości emisji N₂O

W przypadku określonych okresów nieobniżonych emisji N₂O z produkcji kwasu adypinowego, kaprolaktamu, glioksalu i kwasu glioksalowego, w tym nieobniżonych emisji z wentylacji ze względów bezpieczeństwa i emisji w przypadku awarii sprzętu służącego do obniżenia emisji, jeżeli ciągłe monitorowanie emisji N₂O nie jest technicznie wykonalne, prowadzący instalację, z zastrzeżeniem zatwierdzenia odpowiedniej metodyki przez właściwy organ, oblicza emisje N₂O, stosując metodykę bilansu masowego. W tym celu całkowita niepewność jest zbliżona do wyniku zastosowania wymogów dotyczących poziomów dokładności określonych w art. 41 ust. 1 i 2. Stosując metodę obliczeniową, prowadzący instalację opiera się na maksymalnym potencjalnym natężeniu emisji N₂O z reakcji chemicznej odbywającej się w czasie i w okresie emisji.

Przy określaniu średniej rocznej niepewności godzinowej dla danego źródła emisji prowadzący instalację uwzględnia niepewność każdej obliczonej wielkości emisji w odniesieniu do takiego źródła emisji.

B.6. Określanie tempa produkcji dla danej działalności

Tempo produkcji oblicza się na podstawie dziennych sprawozdań z produkcji oraz liczby godzin działania.

B.7. Częstotliwość pobierania próbek

Prawidłowe średnie wartości godzinowe lub średnie dla krótszych okresów referencyjnych oblicza się zgodnie z art. 44 dla:

a) stężenia N₂O w spalinach;

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

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

C. Obliczanie rocznego ekwiwalentu CO₂ - CO_2(e)

Prowadzący instalację dokonuje konwersji całkowitej rocznej wielkości emisji N₂O ze wszystkich źródeł emisji, mierzonej w tonach do trzech miejsc po przecinku, na roczną wielkość CO_2(e) w tonach po zaokrągleniu, stosując poniższy wzór i wartości współczynnika ocieplenia globalnego (GWP) podane w załączniku VI sekcja 3:

CO_2(e)[t] = N₂O_roczne[t] x GWP_N20

gdzie:

N₂O_roczne = całkowita roczna wielkość emisji N₂O obliczona zgodnie ze wzorem 1 podanym w załączniku VIII sekcja 3.

Całkowitą roczną wielkość CO_2(e) ze wszystkich źródeł emisji oraz wszelkie bezpośrednie emisje CO₂ z innych źródeł emisji objętych zezwoleniem na emisję gazów cieplarnianych dodaje się do całkowitej rocznej wielkości emisji CO₂ z instalacji oraz wykorzystuje do celów raportowania i umarzania uprawnień.

Całkowitą roczną wielkość emisji N₂O zgłasza się w tonach do trzech miejsc po przecinku oraz jako CO_2(e) w tonach po zaokrągleniu.

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

A. Zakres

Prowadzący instalację bierze pod uwagę co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO₂: spalanie paliw dostarczające ciepło do celów reformowania lub częściowego utleniania, paliwa używane jako wsad do procesu w procesie produkcji amoniaku (reformowanie lub częściowe utlenianie), paliwa używane w innych procesach spalania, w tym w celu ogrzewania wody lub wytwarzania pary wodnej.

B. Szczególne zasady monitorowania

Do celów monitorowania emisji z procesów spalania i z paliw używanych jako wsad do procesu stosuje się metodykę standardową zgodnie z art. 24 oraz sekcją 1 niniejszego załącznika.

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

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

A. Zakres

Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej następujące źródła emisji CO₂: krakowanie (katalityczne i niekatalityczne), reformowanie, częściowe lub pełne utlenianie, podobne procesy powodujące emisję CO₂ z węgla pierwiastkowego zawartego w węglowodorowym materiale wsadowym, spalanie gazów odlotowych i spalanie w pochodniach oraz spalanie paliwa w innych procesach spalania.

B. Szczególne zasady monitorowania

Jeżeli produkcja chemikaliów organicznych luzem jest zintegrowana technicznie w ramach rafinerii olejów mineralnych, prowadzący instalację stosuje odpowiednie przepisy zawarte w sekcji 2 niniejszego załącznika.

Niezależnie od akapitu pierwszego, jeśli używane paliwa nie uczestniczą w reakcjach służących produkcji chemikaliów organicznych luzem ani nie pochodzą z takich reakcji, prowadzący instalację monitoruje emisje z procesów spalania, stosując metodykę standardową zgodnie z art. 24 oraz z sekcją 1 niniejszego załącznika. We wszystkich pozostałych przypadkach prowadzący instalację może zdecydować się na monitorowanie emisji z produkcji chemikaliów organicznych luzem z zastosowaniem metodyki bilansu masowego zgodnie z art. 25 lub metodyki standardowej zgodnie z art. 24. W przypadku zastosowania metodyki standardowej prowadzący instalację przedstawia właściwemu organowi dowody potwierdzające, że wybrana metodyka obejmuje wszystkie istotne emisje, które objęłaby również metodyka bilansu masowego.

Do celów wyznaczenia zawartości węgla pierwiastkowego zgodnie z poziomem dokładności 1 stosuje się referencyjne współczynniki emisji wyszczególnione w załączniku VI tabela 5. W przypadku substancji niewymienionych w załączniku VI tabela 5 lub w innych przepisach niniejszego rozporządzenia prowadzący instalację oblicza zawartość węgla na podstawie stechiometrycznej zawartości węgla pierwiastkowego w czystej substancji oraz stężenia tej substancji w strumieniach wejściowych lub wyjściowych.

19. PRODUKCJA WODORU I GAZU DO SYNTEZY WYMIENIONA W ZAŁĄCZNIKU I DO DYREKTYWY 2003/8 7/WE

A. Zakres

Prowadzący instalację bierze pod uwagę co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO₂: paliwa używane w procesie produkcji wodoru lub gazu do syntezy (reformowanie lub częściowe utlenianie) i paliwa używane w innych procesach spalania, w tym w celu ogrzewania wody lub wytwarzania pary wodnej. Wyprodukowany gaz do syntezy uważa się za strumień materiałów wsadowych w ramach metodyki bilansu masowego.

B. Szczególne zasady monitorowania

Do celów monitorowania emisji z procesów spalania i z paliw używanych jako wsad do procesu w produkcji wodoru stosuje się metodykę standardową zgodnie z art. 24 oraz sekcją 1 niniejszego załącznika.

Do celów monitorowania emisji z produkcji gazu do syntezy stosuje się bilans masowy zgodnie z art. 25. Prowadzący instalację może zdecydować się na uwzględnienie w bilansie masowym emisji pochodzących z oddzielnych procesów spalania lub na zastosowanie w odniesieniu do nich metodyki standardowej zgodnie z art. 24 co najmniej w odniesieniu do części strumieni materiałów wsadowych, unikając ewentualnych luk w danych lub podwójnego liczenia emisji.

Jeśli wodór i gaz do syntezy produkuje się w tej samej instalacji, prowadzący instalację oblicza wielkość emisji CO₂, stosując w odniesieniu do wodoru oraz do gazu do syntezy osobne metodyki wskazane w dwóch pierwszych akapitach niniejszej podsekcji lub stosując jeden wspólny bilans masowy.

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

A. Zakres

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

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

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

c) gazy odlotowe z etapów czyszczenia lub filtracji posaturacyjnej.

B. Szczególne zasady monitorowania

Emisje pochodzące z procesów spalania, w tym oczyszczania spalin, monitoruje się zgodnie z sekcją 1 niniejszego załącznika. Emisje z procesów technologicznych pochodzące ze składników surowców monitoruje się zgodnie z sekcją 4 załącznika II do niniejszego rozporządzenia.

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

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

A. Zakres

Wychwytywanie CO₂ jest prowadzone za pomocą odpowiednich instalacji odbierających CO₂ przenoszony z jednej lub większej liczby innych instalacji lub za pomocą tej samej instalacji, w której prowadzone są działania powodujące emisje CO₂ wychwytywanego na podstawie tego samego zezwolenia na emisję gazów cieplarnianych. Wszystkie części instalacji związane z wychwytywaniem CO₂ i jego transferem do infrastruktury transportu CO₂ lub do miejsca geologicznego składowania CO₂ z emisji gazów cieplarnianych, w tym wszelkie funkcjonalnie połączone urządzenia pomocnicze, takie jak pośrednie składowanie CO₂, katalizator, stacje skraplania, gazyfikacji, oczyszczania lub piece grzewcze, należy uwzględnić w zezwoleniu na emisję gazów cieplarnianych i w powiązanym planie monitorowania. W przypadku instalacji używanej do innych rodzajów działań objętych dyrektywą 2003/87/WE emisje wynikające z takich rodzajów działań monitoruje się zgodnie z innymi właściwymi sekcjami niniejszego załącznika.

Prowadzący instalację, który prowadzi wychwytywanie CO₂, uwzględnia co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO₂:

a) CO₂ przenoszony do instalacji wychwytującej;

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

B. Ilościowe określanie przenoszonych i emitowanych ilości CO₂

B.1. Ilościowe określanie na poziomie instalacji

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

E_{instalacja wychwytująca} = T_wkład + E_{bez wychwytywania} – T_składowanie

gdzie:

E_{instalacja wychwytująca} ⁼ całkowita wielkość emisji gazów cieplarnianych z instalacji wychwytującej;

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

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

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

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

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

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

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

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

B.2. Określanie ilości przenoszonego CO₂

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

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

A. Zakres

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

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

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

B. Metodyka ilościowego określania CO₂

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

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

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

Operator stosuje metodę B, chyba że jest w stanie wykazać właściwemu organowi, że stosowanie metody A zapewni bardziej wiarygodne wyniki przy niższym poziomie niepewności w odniesieniu do całości emisji, z zastosowaniem najlepszych technologii i wiedzy dostępnych w momencie złożenia wniosku o zezwolenie na emisję gazów cieplarnianych i zatwierdzenia planu monitorowania, nie powodując nieracjonalnych kosztów. Każdy operator, który stosuje metodę B, wykazuje w sposób przekonujący dla właściwego organu, że całkowita niepewność w odniesieniu do rocznego poziomu emisji gazów cieplarnianych w przypadku infrastruktury transportowej operatora nie przekracza 7,5 %.

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

Każdy operator infrastruktury transportu CO₂ stosuje metodę A do zatwierdzania wyników metody B co najmniej raz do roku. Do celów tego zatwierdzenia operator może stosować niższe poziomy dokładności przy stosowaniu metody A.

B.1. Metoda A

Każdy operator wyznacza wielkość emisji według następującego wzoru:

gdzie:

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

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

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

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

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

B.2. Metoda B

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

gdzie:

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

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

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

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

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

B.2.1. Emisje niezorganizowane z sieci transportowej

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

a) uszczelnienia;

b) urządzenia pomiarowe;

c) zawory;

d) pośrednie tłocznie gazu;

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

Operator wyznacza średnie współczynniki emisji ER (wyrażone jako g CO₂/jednostka czasu) dla każdego elementu wyposażenia na jedno wystąpienie, w przypadku którego można oczekiwać emisji niezorganizowanych na początku działania i najpóźniej do końca pierwszego roku sprawozdawczego, w którym funkcjonuje infrastruktura transportowa. Operator dokonuje przeglądu tych współczynników co najmniej co 5 lat, na podstawie najlepszych dostępnych technik i wiedzy.

Operator oblicza całkowitą ilość emisji niezorganizowanych, mnożąc liczbę elementów wyposażenia z każdej kategorii przez współczynnik emisji i dodając wyniki w pojedynczych kategoriach, według następującego równania:

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

B.2.2. Emisje z wycieków

Operator infrastruktury transportu CO₂ przedstawia dowód na integralność układu, wykorzystując reprezentatywne dane (przestrzenne i czasowe) dotyczące temperatury i ciśnienia. Jeżeli z danych wynika, że nastąpił wyciek, operator oblicza ilość CO₂ pochodzącego z wycieku z zastosowaniem odpowiedniej metodyki udokumentowanej w planie monitorowania, na podstawie wytycznych dotyczących najlepszych praktyk branżowych, w tym wykorzystując dane dotyczące różnic temperatur i ciśnienia w porównaniu ze średnimi wartościami temperatury i ciśnienia świadczącymi o integralności.

B.2.3. Emisje uwolnione

W planie monitorowania każdy operator infrastruktury transportu CO₂ przedstawia analizę dotyczącą potencjalnych sytuacji uwolnienia emisji, w tym konserwacji lub sytuacji nadzwyczajnych, oraz odpowiednio udokumentowaną metodykę obliczania ilości uwolnionego CO2 na podstawie wytycznych dotyczących najlepszych praktyk branżowych.

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

A. Zakres

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

a) powiadamia właściwy organ;

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

c) prowadzi monitorowanie i raportowanie w zakresie takich emisji.

Prowadzący instalację skreśla odnośny wyciek jako źródło emisji z planu monitorowania oraz zaprzestaje monitorowania i raportowania w zakresie takich emisji dopiero wówczas, gdy zostały podjęte działania naprawcze zgodnie z art. 16 dyrektywy 2009/31/WE, a emisje lub uwolnienie do słupa wody z takiego wycieku nie są już wykrywalne.

Prowadzący geologiczne składowanie bierze pod uwagę co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO₂ ogółem: zużycie paliwa w powiązanych stacjach wspomagających i inne procesy spalania, w tym w miejscowych elektrowniach; uwalnianie podczas zatłaczania lub operacji intensyfikacji wydobycia węglowodorów; emisje niezorganizowane pochodzące z zatłaczania; przebicie CO₂ z operacji intensyfikacji wydobycia węglowodorów; i wycieki.

B. Ilościowe określanie CO₂

Operator prowadzący geologiczne składowanie nie dodaje do obliczonego poziomu emisji CO₂ otrzymanego z innej instalacji ani nie odejmuje od obliczonego poziomu emisji żadnego CO₂ geologicznie składowanego na składowisku lub przenoszonego do innej instalacji. Operator monitoruje emisje z wszelkich instalacji pomocniczych funkcjonalnie połączonych z kompleksem składowania zgodnie z przepisami określonymi w sekcji 22 załącznika IV do niniejszego rozporządzenia.

B.1. Emisje uwolnione i niezorganizowane pochodzące z zatłaczania

Prowadzący instalację wyznacza wielkość emisji uwalnianych i niezorganizowanych w następujący sposób:

CO₂ emitowany [t CO₂] = V CO₂ [t CO₂] + F CO₂ [t CO₂]

gdzie:

V CO₂ = ilość uwolnionego CO₂;

F CO₂ = ilość CO₂ z emisji niezorganizowanych.

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

Prowadzący instalację uznaje wartość F CO₂ za odnoszącą się do jednego źródła, co oznacza, że wymogi w zakresie niepewności związane z poziomami dokładności zgodnie z załącznikiem VIII sekcja 1 stosuje się do całkowitej wartości, a nie do poszczególnych punktów emisji. Każdy prowadzący instalację przedstawia w planie monitorowania analizę dotyczącą potencjalnych źródeł emisji niezorganizowanych oraz odpowiednio udokumentowaną metodykę obliczania lub pomiaru ilości F CO₂ na podstawie wytycznych dotyczących najlepszych praktyk branżowych. Do wyznaczenia wartości F CO₂ prowadzący instalację może wykorzystać dane dotyczące instalacji zatłaczającej zgromadzone zgodnie z art. 32-35 i pkt 1.1 lit. e)-h) załącznika II do dyrektywy 2009/31/WE, jeżeli są one zgodne z wymogami niniejszego rozporządzenia.

B.2. Emisje uwolnione i niezorganizowane z operacji intensyfikacji wydobycia węglowodorów

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

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

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

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

Każdy prowadzący instalację wyznacza wielkość emisji niezorganizowanych lub uwolnionego CO₂ zgodnie z podsekcją B.1 niniejszej sekcji załącznika IV.

Każdy prowadzący instalację wyznacza wielkość emisji z urządzenia do spalania odpadów petrochemicznych zgodnie z niniejszym załącznikiem sekcja 1 podsekcja D, przy uwzględnieniu potencjalnego CO₂ związanego w gazie spalanym w pochodniach zgodnie z art. 48.

B.3. Wyciek z kompleksu składowania

Emisje i uwolnienie do słupa wody określa się ilościowo w następujący sposób:

gdzie:

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

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

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

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

T_początek = w zależności od tego, co nastąpiło później:

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

b) data rozpoczęcia zatłaczania CO₂;

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

T _koniec = data podjęcia działań naprawczych zgodnie z art. 16 dyrektywy 2009/31/WE oraz od której emisje lub uwalnianie CO₂ do słupa wody przestały być wykrywalne.

Właściwy organ zatwierdza i dopuszcza zastosowanie innych metod ilościowego określania emisji lub uwalniania CO₂ do słupa wody w wyniku wycieku pod warunkiem wykazania przez prowadzącego instalację, w sposób przekonujący dla właściwego organu, że takie metody zapewniają większą dokładność niż metodyka przedstawiona w niniejszej podsekcji.

Prowadzący instalację określa ilość emisji z każdego wycieku z kompleksu składowania przy maksymalnym całkowitym poziomie niepewności wynoszącym 7,5 % przez cały okres sprawozdawczy. Jeżeli całkowity poziom niepewności w zastosowanej metodyce określania ilościowego przekracza 7,5 %, każdy prowadzący instalację dokonuje korekty według następującego wzoru:

CO₂,_zgloszony [t CO₂] = CO₂,_{określ.iloś.} [t CO₂] x (1 + (Niepewność_System [%]/100) - 0,075)

gdzie:

CO_{2, zgłoszony} = ilość CO₂ jaką należy uwzględnić w rocznym raporcie na temat wielkości emisji w odniesieniu do danego wycieku;

CO_{2, określ}._iloś. = ilość CO₂ ustalona za pomocą metodyki określania ilościowego zastosowanej w odniesieniu do danego wycieku;

Niepewność_System = poziom niepewności związany z metodyką określania ilościowego zastosowaną w odniesieniu do danego wycieku.

(¹) International Aluminium Institute; The Aluminium Sector Greenhouse Gas Protocol (Protokół w sprawie emisji gazów cieplarnianych w sektorze aluminium); październik 2006; US Enyironmental Protection Agency and International Aluminium Institute; Protocol for Measurement of Tetrafluoromethane (CF₄) and Hexafluoroethane (C₂F₆) Emissions from Primary Aluminum Production (Protokół z pomiaru emisji tetrafluorometanu (CF₄) i heksafluoroetanu (C₂F₆) z pierwotnej produkcji aluminium); kwiecień 2008 r.

ZAŁĄCZNIK V

Wymogi dotyczące minimalnego poziomu dokładności w odniesieniu do metod opartych na obliczeniach dotyczących instalacji kategorii A, o których mowa w art. 19 ust. 2 lit. a), i podmiotów kategorii A, o których mowa w art. 75e ust. 2 lit. a), oraz współczynników obliczeniowych dla znormalizowanych paliw handlowych wykorzystywanych przez instalacje kategorii B i C, o których mowa w art. 19 ust. 2 lit. b) i c), oraz podmioty kategorii B, o których mowa w art. 75e ust. 2 lit. b) [142]

Tabela 1

Minimalne poziomy dokładności stosowane w odniesieniu do metodyki opartej na obliczeniach w przypadku instalacji kategorii A oraz w przypadku współczynników obliczeniowych dla znormalizowanych paliw handlowych dla wszystkich instalacji zgodnie z art. 26 ust. 1 lit. a)

Tabela 2

Minimalne poziomy dokładności stosowane w odniesieniu do metodyki opartej na obliczeniach w przypadku podmiotów kategorii A oraz w przypadku współczynników obliczeniowych dla znormalizowanych paliw handlowych dla podmiotów objętych regulacją zgodnie z art. 75e ust. 2 lit. a)

Typ strumienia paliwa	Ilość paliwa dopuszczonego do konsumpcji	Współczynnik konwersji jednostki	Współczynnik emisji (1)
Znormalizowane paliwa handlowe	2	2a/2b	2a/2b
Inne paliwa gazowe i ciekłe	2	2a/2b	2a/2b
Paliwa stałe	1	2a/2b	2a/2b
(1) Poziomy dokładności dotyczące współczynnika emisji odnoszą się do wstępnego współczynnika emisji. W przypadku materia łów mieszanych frakcja biomasy musi być określana oddzielnie. Poziom 1 to minimalny poziom dokładności stosowany celem obliczenia frakcji biomasy w przypadku podmiotów kategorii A oraz w przypadku znormalizowanych paliw handlowych dla wszystkich podmiotów objętych regulacją zgodnie z art. 75e ust. 2 lit. a).