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 we Wspólnocie oraz zmieniającą dyrektywę Rady 96/61/WE (¹), w szczególności jej art. 10a ust. 1,

a także mając na uwadze, co następuje:

(1) W dyrektywie 2003/87/WE określono przepisy dotyczące sposobu dokonywania przejściowego przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji w latach 2021-2030.

(2) Decyzją 2011/278/UE (²) Komisja ustanowiła przejściowe zasady dotyczące zharmonizowanego przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji w całej Unii na podstawie art. 10a dyrektywy 2003/87/WE. Ponieważ dyrektywa 2003/87/WE została w znacznym stopniu zmieniona dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/410 (³) oraz z uwagi na przejrzystość zasad mających zastosowanie w latach 2021-2030 należy uchylić i zastąpić decyzję 2011/278/UE.

(3) Zgodnie z art. 10a ust. 1 dyrektywy 2003/87/WE przejściowe w pełni zharmonizowane unijne środki przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji w całej Unii mają określać - w stopniu, w jakim jest to możliwe - wskaźniki ex ante tak, aby zapewnić przydział bezpłatnych uprawnień w sposób dostarczający zachęt do redukcji emisji gazów cieplarnianych oraz do stosowania energooszczędnych technologii, z uwzględnieniem najbardziej wydajnych technologii, substytutów, alternatywnych procesów produkcji, kogeneracji o wysokiej sprawności, skutecznego odzyskiwania energii z gazów odlotowych, wykorzystania biomasy oraz wychwytywania i składowania dwutlenku węgla, jeśli takie instalacje są dostępne. Jednocześnie środki te nie mogą dostarczać zachęt do zwiększenia emisji. Aby ograniczyć zachęty do spalania gazów odlotowych w celach innych niż dla zapewnienia bezpieczeństwa, należy zmniejszyć liczbę uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie odpowiednim podinstalacjom o historyczne poziomy emisji ze spalania gazów odlotowych, z wyjątkiem spalania na pochodniach dla zapewnienia bezpieczeństwa, a także nie należy ich wykorzystywać do wytwarzania mierzalnego ciepła, niemierzalnego ciepła lub energii elektrycznej. Biorąc jednak pod uwagę szczególne traktowanie przyznane na podstawie art. 10a ust. 2 dyrektywy 2003/87/WE, a także w celu zapewnienia okresu przejściowego, zmniejszenie to powinno mieć zastosowanie dopiero od 2026 r.

(4) Do celów gromadzenia danych mających stanowić podstawę przyjęcia 54 wartości wskaźników dla przydziału bezpłatnych uprawnień w latach 2021-2030 w drodze aktów wykonawczych, które należy przyjąć zgodnie z art. 10a ust. 2 dyrektywy 2003/87/WE, oprócz zwiększenia jasności prawa i wprowadzenia poprawek językowych należy nadal określać definicje wskaźników, z uwzględnieniem produktów i powiązanych procesów, identyczne do tych określonych obecnie w załączniku I do decyzji 2011/278/UE. W art. 10a ust. 2 dyrektywy 2003/87/WE przewidziano, że akty wykonawcze dotyczące 54 wartości wskaźników przydzielania bezpłatnych uprawnień w latach 2021-2030 należy określić za pomocą punktów wyjścia stosowanych podczas określenia rocznej stopy redukcji na potrzeby aktualizacji wartości wskaźników zawartych w decyzji Komisji 2011/278/UE przyjętej w dniu 27 kwietnia 2011 r. W celu zapewnienia przejrzystości wspomniane punkty wyjścia również powinny znaleźć się w załączniku do niniejszego rozporządzenia.

(5) Gromadzenie danych przeprowadzone przed okresami, na które przydzielane są uprawnienia, służy do określenia poziomu przydziału bezpłatnych uprawnień na poziomie instalacji, jak również zapewnieniu danych do wykorzystania do celów aktów wykonawczych, w których określone zostaną 54 wartości wskaźników mające zastosowanie w latach 2021-2030. Zgodnie z art. 11 ust. 1 dyrektywy 2003/87/WE należy gromadzić szczegółowe dane na poziomie podinstalacji.

(6) Biorąc pod uwagę znaczenie gospodarcze przejściowego przydziału bezpłatnych uprawnień oraz potrzebę równego traktowania prowadzących instalacje, ważne jest, aby zgromadzone dane pochodzące od prowadzących instalacje i wykorzystywane przy podejmowaniu decyzji dotyczących przydziału, które będą wykorzystane do celów aktów wykonawczych określających 54 wartości wskaźników przydzielania bezpłatnych uprawnień w latach 2021-2030, były kompletne i spójne oraz aby prezentowały najwyższy możliwy do osiągnięcia poziom dokładności. Ważnym środkiem umożliwiającym osiągnięcie tego celu jest weryfikacja dokonywana przez niezależnych weryfikatorów.

(7) Spełnienie wymogu zapewnienia wysokiej jakości i spójności zgromadzonych danych za pomocą monitorowania i raportowania w zakresie emisji, przewidzianych w zakresie dyrektywy 2003/87/WE, jest wspólnym zadaniem prowadzących instalacje i państw członkowskich. Do tego celu należy przewidzieć szczególne zasady monitorowania i raportowania w zakresie poziomów działalności, przepływów energii i emisji na poziomie podinstalacji, z należytym uwzględnieniem przepisów rozporządzenia Komisji (UE) nr 601/2012 (⁴). Dane przekazane przez przemysł i zgromadzone zgodnie z tymi zasadami powinny cechować się możliwie jak największą dokładnością i jak najwyższą jakością, a także powinny odzwierciedlać rzeczywistą eksploatację instalacji; należy także poświęcić im należytą uwagę przy przydzielaniu bezpłatnych uprawnień.

(8) Niezwłocznie po wejściu w życie niniejszego rozporządzenia prowadzący instalację powinien rozpocząć monitorowanie wymaganych danych zgodnie z załącznikiem IV w celu zapewnienia, aby dane za 2019 r. mogły zostać zgromadzone zgodnie z przepisami niniejszego rozporządzenia.

(9) Aby ograniczyć złożoność zasad monitorowania i raportowania w zakresie poziomów działalności, przepływów energii i emisji na poziomie podinstalacji, nie należy stosować wielopoziomowego podejścia.

(10) W celu zapewnienia porównywalnych danych do celów aktów wykonawczych, w których określone zostaną wartości wskaźników mające zastosowanie do przydziału bezpłatnych uprawnień w latach 2021-2030, niezbędne jest określenie szczegółowych zasad przypisywania do podinstalacji poziomów działalności, przepływów energii i emisji, spójnych z wytycznymi opracowanymi w celu zgromadzenia danych dotyczących wskaźników za okres 2013-2020.

(11) Plan metodyki monitorowania powinien zawierać instrukcje dla prowadzącego instalację podane w sposób prosty i logiczny. Należy unikać dublowania działań i uwzględniać systemy istniejące na miejscu w ramach danej instalacji. Plan metodyki monitorowania powinien obejmować monitorowanie poziomów działalności, przepływów energii i emisji na poziomie podinstalacji, a także służyć jako podstawa do sporządzania raportów dotyczących danych podstawowych oraz rocznych raportów w zakresie poziomów działalności, wymaganych w celu dostosowania przejściowego przydziału bezpłatnych uprawnień zgodnie z art. lOa ust. 20 dyrektywy 2003/87/WE. W stosownych przypadkach prowadzący instalację powinien wykorzystać efekt synergii z zatwierdzonym planem monitorowania, zgodnie z rozporządzeniem (UE) nr 601/2012.

(12) W celu zapewnienia spójności z zasadami monitorowania w odniesieniu do planu metodyki monitorowania należy ustanowić wymóg uzyskania zatwierdzenia ze strony właściwego organu. W związku z ograniczeniami czasowymi zatwierdzenie przez właściwy organ nie powinno być wymagane w przypadku raportu dotyczącego danych podstawowych, które należy przedłożyć w 2019 r. W takim przypadku weryfikatorzy powinni poddawać ocenie zgodność planu metodyki monitorowania z wymogami określonymi w niniejszym rozporządzeniu. Aby ograniczyć obciążenia administracyjne, wymóg zatwierdzenia przez właściwy organ należy przewidzieć jedynie w odniesieniu do znaczących zmian planu metodyki monitorowania.

(13) W celu zapewnienia spójności między weryfikacją rocznych raportów na temat wielkości emisji wymaganych na podstawie dyrektywy 2003/87/WE a weryfikacją raportów przedłożonych w celu ubiegania się o przydział bezpłatnych uprawnień, a także w celu wykorzystania efektu synergii należy wykorzystać ramy prawne określone przez środki przyjęte na podstawie art. 15 dyrektywy 2003/87/WE.

(14) Aby ułatwić gromadzenie danych od prowadzących instalacje oraz obliczanie uprawnień do emisji, które mają być przydzielane przez państwa członkowskie, do każdej podinstalacji należy przypisać czynniki produkcji, produkty i emisje. Prowadzący instalacje powinni zapewnić, aby poziomy działalności, przepływy energii i emisje były prawidłowo przypisywane do odpowiednich podinstalacji, z poszanowaniem hierarchii i wzajemnego wykluczania się podinstalacji, a także aby nie dochodziło do jakiegokolwiek pokrywania się w odniesieniu do podinstalacji. W stosownych przypadkach w podziale tym należy uwzględnić produkcję produktów w sektorach uważanych za narażone na ryzyko ucieczki emisji, określonych zgodnie z art. 10b ust. 5 dyrektywy 2003/87/WE.

(15) Państwa członkowskie powinny przedłożyć Komisji oświadczenia dotyczące krajowych środków wykonawczych do dnia 30 września 2019 r. W celu promowania równego traktowania instalacji oraz uniknięcia zakłóceń konkurencji oświadczenia te powinny dotyczyć wszystkich instalacji, które zostaną objęte unijnym systemem handlu uprawnieniami do emisji (EU ETS) na podstawie art. 24 dyrektywy 2003/87/WE, w szczególności w przypadku gdy dokonano już wcześniej przydziału uprawnień dla tych instalacji w odniesieniu do ciepła w latach 2013-2020.

(16) Aby uniknąć jakiegokolwiek zakłócenia konkurencji oraz zapewnić prawidłowe funkcjonowanie rynku uprawnień do emisji dwutlenku węgla, prowadzący instalacje powinni zapewnić, aby przy określaniu przydziału dla poszczególnych instalacji nie dochodziło do podwójnego liczenia przepływów materiałowych lub przepływów energii i podwójnego przydzielania uprawnień. W tym kontekście prowadzący instalacje powinni zwrócić szczególną uwagę na przypadki, w których produkt objęty wskaźnikiem jest wytwarzany w więcej niż jednej instalacji, w których więcej niż jeden produkt objęty wskaźnikiem jest wytwarzany w tej samej instalacji oraz w których produkty pośrednie są wymieniane ponad granicami instalacji. Państwa członkowskie powinny sprawdzać wnioski pod tym kątem.

(17) W art. 10a ust. 4 dyrektywy 2003/87/WE przewidziano przydzielenie bezpłatnych uprawnień sieciom ciepłowniczym oraz kogeneracji o wysokiej sprawności. Zgodnie z art. 10b ust. 4 tej dyrektywy współczynnik ucieczki emisji mający zastosowanie do podinstalacji, co do których uważa się, że ryzyko ucieczki emisji w ich przypadku nie występuje, powinien ulegać liniowemu zmniejszeniu z 30 % w 2026 r. do 0 % w 2030 r., z wyjątkiem sieci ciepłowniczych, oraz powinien być poddawany przeglądowi na podstawie art. 30 dyrektywy. W związku z wprowadzonym rozróżnieniem na sieci ciepłownicze i wszelkie inne ciepło kwalifikujące się jako podinstalacje objęte wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple należy wprowadzić oddzielną podinstalacje cieplną w odniesieniu do sieci ciepłowniczych w celu zapewnienia przejrzystego podejścia pod względem wymogów dotyczących wzorów i szablonów danych podstawowych. Sieci ciepłownicze powinny obejmować mierzalne ciepło wykorzystywane w celu ogrzewania i chłodzenia pomieszczeń w budynkach lub obiektach, które nie wchodzą w zakres EU ETS, lub w celu wytwarzania ciepłej wody do użytku domowego.

(18) We wskaźnikach emisyjności dla produktów należy uwzględnić skuteczne odzyskiwanie energii z gazów odlotowych oraz emisje związane z ich wykorzystaniem. Dlatego też należy w większym zakresie uwzględnić zawartość dwutlenku węgla w tych gazach odlotowych do celów określenia wartości wskaźników emisyjności dla produktów, przy wytwarzaniu których powstają gazy odlotowe. Jeżeli gazy odlotowe są wyprowadzane z procesu produkcji poza granice systemowe danego wskaźnika emisyjności dla produktów i spalane w celu wytworzenia ciepła poza granicami systemowymi zdefiniowanego procesu objętego wskaźnikiem emisyjności, powiązane emisje powinny być uwzględniane poprzez przydział dodatkowych uprawnień do emisji na podstawie wskaźnika emisyjności opartego na cieple lub paliwie. W świetle ogólnej zasady stanowiącej, że nie należy przydzielać żadnych bezpłatnych uprawnień do emisji w odniesieniu do wszelkiego wytwarzania energii elektrycznej, aby uniknąć zakłócenia konkurencji na rynkach energii elektrycznej dostarczanej do instalacji przemysłowych oraz uwzględniając powiązanie ceny dwutlenku węgla z energią elektryczną, właściwe jest rozwiązanie przewidujące, że kiedy gazy odlotowe są wyprowadzane z procesów produkcji poza granice systemowe odpowiedniego wskaźnika emisyjności dla produktów i spalane celem wytworzenia energii elektrycznej, nie przydziela się żadnych dodatkowych uprawnień poza udziałem zawartości dwutlenku węgla w gazie odlotowym uwzględnionym w odpowiednim wskaźniku emisyjności dla produktów.

(19) Aby uniknąć zakłóceń konkurencji oraz zachęcać do wykorzystywania gazów odlotowych, w przypadku braku informacji o składzie odnośnych strumieni gazu, emisje dwutlenku węgla, do których dochodzi poza granicami systemowymi podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów w wyniku redukcji tlenków metali lub podobnych procesów, należy częściowo przypisać do podinstalacji wytwarzających emisje procesowe jedynie wówczas, gdy nie są one emitowane w wyniku użycia energii z gazów odlotowych.

(20) Z uwagi na fakt, że bezpośrednie emisje i pośrednie emisje wynikające z wytwarzania energii elektrycznej były do pewnego stopnia wymienne, przy określaniu niektórych wartości wskaźników w decyzji 2011/278/UE uwzględniono pośrednie emisje związane z wytwarzaniem energii elektrycznej. W przypadku gdy wskaźniki te mają zastosowanie, należy nadal odliczać pośrednie emisje danej instalacji z zastosowaniem standardowego współczynnika emisji, który jest również stosowany do oceny narażenia sektorów na potencjalną ucieczkę emisji, określonego zgodnie z art. 10b ust. 5 dyrektywy 2003/87/WE. Należy poddawać przeglądowi właściwe przepisy, między innymi w celu wzmocnienia zasady równego traktowania działalności wytwarzających ten sam produkt i w celu aktualizacji roku referencyjnego, jakim jest 2015 r., pod względem przejściowego przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji w latach 2026-2030.

(21) Jeżeli mierzalne ciepło jest wymieniane między co najmniej dwiema instalacjami, przydział bezpłatnych uprawnień do emisji powinien w stosownych przypadkach być oparty na zużyciu ciepła przez instalację i uwzględniać ryzyko ucieczki emisji. Dlatego też w celu zapewnienia, by liczba przydzielanych bezpłatnych uprawnień do emisji była niezależna od struktury dostaw ciepła, uprawnienia do emisji należy przydzielać konsumentowi ciepła.

(22) Podstawą do wyliczenia liczby bezpłatnych uprawnień, które mają zostać przydzielone instalacjom dotychczas działającym, powinny być dane historyczne dotyczące działalności. Historyczne poziomy działalności powinny opierać się na średniej arytmetycznej działalności w okresach odniesienia. Okresy odniesienia są wystarczająco długie, aby zapewnić możliwość uznania ich za reprezentacyjne dla okresów, na które przydzielane są uprawnienia, które także obejmują pięć lat kalendarzowych. W przypadku nowych instalacji, jak określono w art. 3 lit. h) dyrektywy 2003/87/WE, poziomy działalności należy określać w oparciu o poziomy działalności w pierwszym roku kalendarzowym eksploatacji po roku rozpoczęcia normalnej eksploatacji, ponieważ poziomy działalności zgłaszane w odniesieniu do pełnego roku są uważane za bardziej reprezentatywne niż wartość za pierwszy rok eksploatacji, która może obejmować jedynie krótki okres. W porównaniu z okresem 2013-2020, w związku z wprowadzeniem dostosowań w odniesieniu do przydziału uprawnień zgodnie z art. 10a ust. 20 dyrektywy 2003/87/WE, nie ma potrzeby zachowania koncepcji znaczącej zmiany zdolności produkcyjnej.

(23) W celu zapewnienia, aby z upływem czasu poprzez EU ETS została osiągnięta redukcja emisji gazów cieplarnianych, w dyrektywie 2003/87/WE przewidziano liniowe zmniejszanie się liczby uprawnień w całej Unii. Jeżeli chodzi o wytwórców energii elektrycznej, zgodnie z art. 10a ust. 4 tej dyrektywy zastosowanie ma współczynnik liniowy redukcji, przy czym punktem odniesienia jest 2013 r., o ile nie ma zastosowania jednorodny międzysektorowy współczynnik korygujący. Wartość współczynnika liniowego redukcji zwiększa się do 2,2 % rocznie od 2021 r.

(24) W przypadku nowych instalacji współczynnik liniowy redukcji ma zastosowanie, przy czym punktem odniesienia jest pierwszy rok odpowiedniego okresu, na który przydzielane są uprawnienia.

(25) Jednorodny międzysektorowy współczynnik korygujący mający zastosowanie w każdym roku w okresie 2021-2025 oraz 2026-2030 do instalacji, które nie zostały zidentyfikowane jako wytwórcy energii elektrycznej i nie są nowymi instalacjami, na podstawie art. 10a ust. 5 dyrektywy 2003/87/WE, powinien zostać określony w oparciu o wstępną roczną liczbę bezpłatnych uprawnień do emisji przydzielonych w każdym okresie, obliczanych w odniesieniu do tych instalacji na mocy niniejszego rozporządzenia, z wyłączeniem instalacji, które podlegają wyłączeniu z EU ETS przez państwa członkowskie zgodnie z art. 27 lub art. 27a wspomnianej dyrektywy. Uzyskaną liczbę bezpłatnych uprawnień do emisji przydzielanych każdego roku w tych dwóch okresach należy porównać z roczną liczbą uprawnień obliczoną zgodnie z art. 10a ust. 5 i art. 10a ust. 5a dyrektywy 2003/87/WE w odniesieniu do instalacji, z uwzględnieniem odpowiedniego udziału rocznej liczby uprawnień dla całej Unii, określonej na podstawie art. 9 tej dyrektywy, oraz odpowiedniej liczby emisji włączonych do EU ETS dopiero w łatach 2021-2025 lub 2026-2030, w stosownych przypadkach.

(26) Prowadzący instalacje, którzy ubiegają się o przydział bezpłatnych uprawnień, powinni mieć możliwość rezygnacji z całości lub części swojego przydziału, poprzez złożenie w dowolnym momencie w trakcie trwania okresu, na który przydzielone są uprawnienia, wniosku do odpowiedniego właściwego organu. Aby zachować pewność i przewidywalność, prowadzący instalacje nie powinni mieć prawa do wycofania takiego wniosku w odniesieniu do tego samego okresu, na który przydzielone są uprawnienia. Po zrzeczeniu się przydziału prowadzący instalacje powinni nadal monitorować niezbędne dane i składać raporty w tym zakresie w celu zapewnienia sobie możliwości ubiegania się o przydział bezpłatnych uprawnień w następnym okresie, na który przydzielane są uprawnienia. Powinni oni również nadal co roku monitorować swoje emisje i składać raporty w tym zakresie, a także przekazywać odpowiednie ilości uprawnień.

(27) Aby zapewnić równe traktowanie instalacji, należy ustanowić zasady połączeń i podziałów instalacji.

(28) Aby ułatwić gromadzenie danych od prowadzących instalacje oraz obliczanie uprawnień do emisji, które mają być przydzielane przez państwa członkowskie w odniesieniu do nowych instalacji, należy określić zasady składania wniosków przez takie instalacje.

(29) W celu zapewnienia, aby żadne uprawnienia do emisji nie zostały przydzielone nieodpłatnie instalacji, która zaprzestała działalności, niezbędne jest określenie warunków, zgodnie z którymi uznaje się, że instalacja zaprzestała działalności.

(30) Art. 191 ust. 2 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej (TFUE) stanowi, że polityka Unii w zakresie środowiska opiera się na zasadzie „zanieczyszczający płaci”, i na tej podstawie dyrektywa 2003/87/WE przewiduje, że z upływem czasu nastąpi przejście do całkowitej sprzedaży uprawnień na aukcji. Unikanie ucieczki emisji uzasadnia tymczasowe odraczanie przejścia do całkowitej sprzedaży uprawnień na aukcji, zaś ukierunkowany przydział bezpłatnych uprawnień dla przemysłu jest uzasadniony, gdyż ma zapobiegać rzeczywistemu ryzyku wzrostu emisji gazów cieplarnianych w państwach trzecich, w których przemysł nie podlega porównywalnym ograniczeniom w zakresie emisji dwutlenku węgla, tak długo aż w innych dużych gospodarkach nie zostaną podjęte porównywalne działania w zakresie polityki klimatycznej. Ponadto zasady przydziału bezpłatnych uprawnień powinny zachęcać do redukcji emisji zgodnie ze zobowiązaniem Unii dotyczącym redukcji łącznej emisji gazów cieplarnianych do 2030 r. o co najmniej 40 % poniżej poziomów z 1990 r. Należy zwiększyć zachęty do redukcji emisji w odniesieniu do działalności, które wytwarzają ten sam produkt.

(31) Zgodnie z praktyką Komisji polegającą na konsultowaniu się z ekspertami podczas przygotowywania aktów delegowanych przeprowadzono konsultacje w sprawie dokumentów z grupą ekspercką Komisji ds. polityki przeciwdziałania zmianie klimatu, w której skład wchodzą eksperci z państw członkowskich, sektora przemysłu i innych odpowiednich organizacji, w tym przedstawiciele społeczeństwa obywatelskiego, i która przekazała również uwagi i sugestie dotyczące szeregu elementów wniosku i spotkała się trzykrotnie w okresie od maja do lipca 2018 r.

(32) Niniejsze rozporządzenie powinno wejść w życie w trybie pilnym, ponieważ prowadzący instalacje są zobowiązani zachować zgodność z jego przepisami w zakresie raportowania danych podstawowych od kwietnia lub maja 2019 r., zgodnie z art. 10a ust. 1 dyrektywy 2003/87/WE,

PRZYJMUJE NINIEJSZE ROZPORZĄDZENIE:

ROZDZIAŁ I

Przepisy ogólne

Artykuł 1

Zakres

Niniejsze rozporządzenie stosuje się do przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji na mocy rozdziału III (instalacje stacjonarne) dyrektywy 2003/87/WE w odniesieniu do okresów, na które przydzielane są uprawnienia, począwszy od 2021 r., z wyjątkiem przejściowego przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji na modernizację wytwarzania energii elektrycznej na podstawie art. 10c dyrektywy 2003/87/WE.

Artykuł 2

Definicje

Do celów niniejszego rozporządzenia stosuje się następujące definicje:

1) „instalacja dotychczas działająca” oznacza każdą instalację prowadzącą jedno lub więcej działań wskazanych w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE lub prowadzącą po raz pierwszy działanie włączone do unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji (EU ETS) zgodnie z art. 24 powyższej dyrektywy, która uzyskała zezwolenie na emisję gazów cieplarnianych przed dniem lub w dniu:

a) 30 czerwca 2019 r. w przypadku okresu 2021-2025,

b) 30 czerwca 2024 r. w przypadku okresu 2026-2030;

2) „podinstalacja objęta wskaźnikiem emisyjności dla produktów” oznacza czynniki produkcji, produkty i odpowiadające im emisje, które dotyczą wytwarzania produktu, dla którego w załączniku I ustanowiono wskaźnik emisyjności;

3) [1] „podinstalacja objęta wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple” oznacza czynniki produkcji, produkty i odpowiadające im emisje, które nie są objęte zakresem podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów i które odnoszą się do wytwarzania lub wprowadzania z instalacji objętej EU ETS, innej niż instalacje objęte EU ETS wyłącznie do celów art. 14 i 15 dyrektywy 2003/87/WE, lub do obu tych sytuacji, mierzalnego ciepła, które jest:

a) zużywane w granicach instalacji do wytworzenia produktów, do uzyskania energii mechanicznej innej niż wykorzystywana do produkcji energii elektrycznej, do ogrzewania lub chłodzenia w obrębie instalacji, z wyjątkiem zużycia do produkcji energii elektrycznej, lub

b) wyprowadzane do instalacji lub innego podmiotu nieobjętego EU ETS innego niż sieć ciepłownicza, z wyjątkiem wyprowadzania w celu wytworzenia energii elektrycznej;

4) „sieć ciepłownicza” oznacza dystrybucję mierzalnego ciepła w celu ogrzewania lub chłodzenia przestrzeni lub w celu wytwarzania ciepłej wody do użytku domowego za pośrednictwem sieci, do budynków lub obiektów nieobjętych EU ETS, z wyjątkiem mierzalnego ciepła stosowanego do wytwarzania produktów i powiązanych działań lub do wytwarzania energii elektrycznej;

5) „podinstalacja sieci ciepłowniczej” oznacza czynniki produkcji, produkty i odpowiadające im emisje, które nie są objęte zakresem podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów i które odnoszą się do wytwarzania, wprowadzania z instalacji objętej EU ETS, lub do obu tych sytuacji, mierzalnego ciepła, które jest wyprowadzane do celów sieci ciepłowniczej;

6) [2] „podinstalacja objęta wskaźnikiem emisyjności opartym na paliwie” oznacza czynniki produkcji, produkty i odpowiadające im emisje, które nie są objęte zakresem podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów i które odnoszą się do wytwarzania niemierzalnego ciepła zużywanego poprzez spalanie paliw lub z energii elektrycznej, w podstawowym celu wytwarzania ciepła, do wytwarzania produktów lub uzyskania energii mechanicznej innej niż wykorzystywana do produkcji energii elektrycznej, do ogrzewania lub chłodzenia w obrębie instalacji, z wyjątkiem zużycia do produkcji energii elektrycznej, w tym spalanie na pochodniach dla zapewnienia bezpieczeństwa;

7) „mierzalne ciepło” oznacza przepływ netto ciepła transportowanego za pośrednictwem identyfikowalnych rurociągów lub kanałów przy zastosowaniu nośnika ciepła, takiego jak w szczególności para, gorące powietrze, woda, olej, metale ciekłe i sole, dla których zainstalowano lub można zainstalować ciepłomierz;

8) „ciepłomierz” oznacza miernik energii cieplnej (MI-004) w rozumieniu załącznika VI do dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/32/UE (⁵) lub każde inne urządzenie do pomiaru i zapisu ilości energii cieplnej wytwarzanej w oparciu o objętości i temperatury przepływu;

9) „niemierzalne ciepło” oznacza każde ciepło inne niż mierzalne ciepło;

10) „podinstalacja wytwarzająca emisje procesowe” oznacza emisje gazów cieplarnianych wymienionych w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE, innych niż dwutlenek węgla, do których dochodzi poza granicami systemowymi wskaźnika emisyjności dla produktów zawartego w załączniku I do niniejszego rozporządzenia, lub emisje dwutlenku węgla, do których dochodzi poza granicami systemowymi wskaźnika emisyjności dla produktów zawartego w załączniku I do niniejszego rozporządzenia, powstałe jako bezpośredni i natychmiastowy skutek każdego z następujących działań i emisji pochodzących ze spalania gazów odlotowych, mających na celu produkcję mierzalnego ciepła, niemierzalnego ciepła lub energii elektrycznej, pod warunkiem że odjęte są potencjalne emisje powstałe ze spalania określonej ilości gazu ziemnego, równe technicznie możliwej do wykorzystania zawartości energii spalonego niezupełnie utlenionego węgla:

a) chemicznej, elektrolitycznej lub pirometalurgicznej redukcji związków metali zawartych w rudach, koncentratach lub materiałach wtórnych, których pierwotnym celem nie jest produkcja ciepła;

b) usunięcia zanieczyszczeń z metali i ich związków, których pierwotnym celem nie jest produkcja ciepła;

c) pirolizy węglanów, z wyjątkiem oczyszczania gazów odlotowych, której pierwotnym celem nie jest produkcja ciepła;

d) syntez chemicznych produktów i produktów pośrednich, w których materiał zawierający węgiel uczestniczy w reakcjach, których pierwotnym celem nie jest produkcja ciepła;

e) zastosowania dodatków lub surowców zawierających węgiel, których pierwotnym celem nie jest produkcja ciepła;

f) chemicznej lub elektrolitycznej redukcji tlenków metali lub tlenków niemetali, takich jak tlenki krzemu i fosforany, której pierwotnym celem nie jest produkcja ciepła;

11) „gaz odlotowy” oznacza gaz zawierający niezupełnie utleniony węgiel w stanie gazowym, w standardowych warunkach, powstały w wyniku procesów wymienionych w pkt 10, przy czym „standardowe warunki” oznaczają temperaturę wynoszącą 273,15 K i ciśnienie wynoszące 101 325 Pa, określające normalny metr sześcienny (Nm³) zgodnie z art. 3 ust. 50 rozporządzenia (UE) nr 601/2012;

12) „rozpoczęcie normalnej działalności” oznacza pierwszy dzień działalności;

13) „spalanie na pochodniach dla zapewnienia bezpieczeństwa” oznacza spalanie paliw doświadczalnych lub ulegających znacznym wahaniom ilości gazów technologicznych lub pozostałości gazów w jednostce wystawionej na zakłócenia atmosferyczne, którego wyraźnie wymaga się ze względów bezpieczeństwa w ramach odpowiednich pozwoleń dla danej instalacji;

14) „okres odniesienia” oznacza pięć lat kalendarzowych poprzedzających termin przekazania Komisji danych na podstawie art. 11 ust. 1 dyrektywy 2003/87/WE;

15) „okres, na który przydzielane są uprawnienia” oznacza pięcioletni okres rozpoczynający się w dniu 1 stycznia 2021 r. oraz każdy kolejny okres pięciu lat;

16) „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;

17) „połączenie” oznacza połączenie co najmniej dwóch instalacji posiadających już zezwolenie na emisję gazów cieplarnianych, pod warunkiem że są one technicznie ze sobą połączone i działają w tym samym obiekcie, a powstała w wyniku połączenia instalacja jest objęta jednym zezwoleniem na emisję gazów cieplarnianych;

18) „podział” oznacza podział instalacji na co najmniej dwie instalacje objęte oddzielnymi zezwoleniami na emisję gazów cieplarnianych, które są prowadzone przez różnych prowadzących instalacje.

Artykuł 3

Krajowe uzgodnienia administracyjne

Oprócz wyznaczenia właściwego organu lub organów zgodnie z art. 18 dyrektywy 2003/87/WE państwa członkowskie podejmują właściwe uzgodnienia administracyjne w celu wdrożenia przepisów niniejszego rozporządzenia.

ROZDZIAŁ II

Zasady dotyczące wniosków oraz raportowania i monitorowania danych

Artykuł 4

Wniosek prowadzących instalacje dotychczas działające o przydział bezpłatnych uprawnień

1. Prowadzący instalację kwalifikującą się do przydziału bezpłatnych uprawnień na podstawie art. 10a dyrektywy 2003/87/WE może przedłożyć właściwemu organowi wniosek o przydział bezpłatnych uprawnień na okres, na który przydzielane są uprawnienia. Taki wniosek przedkłada się przed dniem 30 maja 2019 r. w przypadku pierwszego okresu, na który przydzielane są uprawnienia, oraz co pięć lat od tej daty.

Państwa członkowskie mogą ustanawiać alternatywne terminy na złożenie takiego wniosku, które nie mogą jednak być dłuższe ani krótsze o więcej niż jeden miesiąc w porównaniu z terminem przewidzianym w pierwszym akapicie.

2. Do wniosku o przydział bezpłatnych uprawnień złożonego na podstawie ust. 1 należy dołączyć następujące dane:

a) raport dotyczący danych podstawowych zweryfikowany jako zadowalający zgodnie ze środkami przyjętymi na podstawie art. 15 dyrektywy 2003/87/WE, zawierający dane dotyczące instalacji oraz jej podinstalacji, jak określono w art. 10 i w załącznikach I i II do niniejszego rozporządzenia, z uwzględnieniem, do celów obliczenia historycznych poziomów działalności w odniesieniu do poszczególnych wskaźników emisyjności dla produktów, załącznika III do niniejszego rozporządzenia, zawierający każdy parametr wymieniony w załączniku IV do niniejszego rozporządzenia i obejmujący okres odniesienia odnoszący się do okresu, na który przydzielane są uprawnienia, którego wniosek dotyczy;

b) plan metodyki monitorowania stanowiący podstawę raportu dotyczącego danych podstawowych oraz sprawozdania z weryfikacji, zgodnie z załącznikiem VI;

ba) [3] w stosownych przypadkach, plan neutralności klimatycznej zgodnie z art. 10a ust. 1 akapit piąty i art. 10b ust. 4 dyrektywy 2003/87/WE;

c) [4] sprawozdanie z weryfikacji sporządzone zgodnie ze środkami przyjętymi na podstawie art. 15 dyrektywy 2003/87/WE w odniesieniu do raportu dotyczącego danych podstawowych.

Artykuł 5

Wniosek nowej instalacji o przydział bezpłatnych uprawnień

1. Na wniosek nowej instalacji zainteresowane państwo członkowskie w oparciu o niniejsze rozporządzenie określa liczbę uprawnień, które zostaną przydzielone bezpłatnie instalacji tego prowadzącego instalację, gdy rozpocznie ona normalną działalność.

2. Prowadzący instalację dzieli daną instalację na podinstalacje zgodnie z art. 10. Na poparcie wniosku, o którym mowa w ust. 1, prowadzący instalację przedkłada właściwemu organowi wszystkie istotne informacje oraz raport dotyczący danych o nowej instalacji, zawierający każdy parametr wymieniony w załączniku IV sekcja 1 i 2 dla każdej podinstalacji oddzielnie, za pierwszy rok kalendarzowy po rozpoczęciu normalnej działalności, a także plan metodyki monitorowania, o którym mowa w art. 8, oraz sprawozdanie z weryfikacji sporządzone zgodnie ze środkami przyjętymi na podstawie art. 15 dyrektywy 2003/87/WE, a ponadto prowadzący instalację wskazuje właściwemu organowi datę rozpoczęcia normalnej działalności.

3. Jeżeli wniosek nowej instalacji spełnia wszystkie warunki określone w ust. 2 i jest zgodny z zasadami przydziału określonymi w art. 17-22, wówczas zarówno wniosek, jak i wskazana data rozpoczęcia normalnej działalności zostają zatwierdzone przez właściwy organ.

4. Właściwe organy przyjmują jedynie dane przedłożone na podstawie niniejszego artykułu, które w wyniku weryfikacji zostały uznane za zadowalające przez weryfikatora, zgodnie z wymogami określonymi w środkach przyjętych na podstawie art. 15 dyrektywy 2003/87/WE.

Artykuł 6

[5] Prowadzący instalację ubiegający się o przydział bezpłatnych uprawnień lub otrzymujący ten przydział na podstawie art. 10a dyrektywy 2003/87/WE monitoruje dane, które należy przedłożyć, wymienione w załączniku IV do niniejszego rozporządzenia, w oparciu o plan metodyki monitorowania zatwierdzony przez właściwy organ.

Artykuł 7

Zasady monitorowania

1. Prowadzący instalacje określają pełne i spójne dane oraz zapewniają, aby nie dochodziło do jakiegokolwiek pokrywania się w odniesieniu do podinstalacji ani do podwójnego liczenia. Prowadzący instalacje stosują zasady określania przedstawione w załączniku VII, dochowują należytej staranności i wykorzystują źródła danych charakteryzujące się najwyższą możliwą do osiągnięcia dokładnością, na podstawie załącznika VII sekcja 4.

2. Na zasadzie odstępstwa od ust. 1 prowadzący instalację może wykorzystać inne źródła danych zgodnie z załącznikiem VII sekcje 4.4-4.6, jeżeli spełniony zostanie którykolwiek z poniższych warunków:

a) wykorzystanie najdokładniejszych źródeł danych na podstawie załącznika VII sekcja 4 nie jest technicznie wykonalne;

b) wykorzystanie najdokładniejszych źródeł danych na podstawie załącznika VII sekcja 4 prowadziłoby do nieracjonalnych kosztów;

c) w oparciu o uproszczoną ocenę niepewności, w której wskazuje się główne źródła niepewności i przeprowadza się ocenę ich powiązanych poziomów niepewności, prowadzący instalację wykazuje w sposób przekonujący dla właściwego organu, że powiązany poziom dokładności źródeł danych, które zaproponował prowadzący instalację, jest równoważny lub wyższy niż poziom dokładności najdokładniejszych źródeł danych na podstawie załącznika VII sekcja 4.

3. Prowadzący instalacje prowadzą kompletne i przejrzyste rejestry wszystkich danych wymienionych w załączniku IV, a także dokumentów potwierdzających, przez co najmniej 10 lat od dnia złożenia wniosku o przydział bezpłatnych uprawnień. Prowadzący instalację udostępnia te dane i dokumenty na wniosek właściwemu organowi i weryfikatorowi.

Artykuł 8

Treść i przedkładanie planu metodyki monitorowania

1. Prowadzący instalację ubiegający się o przydział bezpłatnych uprawnień na podstawie art. 4 ust. 2 i art. 5 ust. 2 opracowuje plan metodyki monitorowania, zawierający w szczególności opis instalacji i jej podinstalacji, procesów produkcji oraz szczegółowy opis metodyki monitorowania i źródeł danych. Plan metodyki monitorowania zawiera szczegółową, kompletną i przejrzystą dokumentację wszystkich odpowiednich etapów gromadzenia danych, a także zawiera co najmniej elementy wymienione w załączniku VI.

2. Dla każdego parametru wymienionego w załączniku IV prowadzący instalację wybiera metodę monitorowania w oparciu o zasady określone w art. 7 oraz w oparciu o wymogi metodologiczne określone w załączniku VII. Na podstawie oceny ryzyka przeprowadzonej zgodnie z art. 11 ust. 1 oraz procedur kontroli, o których mowa w art. 11 ust. 2, przy wyborze metod monitorowania prowadzący instalację przyznaje pierwszeństwo metodom monitorowania, które dają najbardziej wiarygodne wyniki, minimalizują ryzyko wystąpienia luki w danych i są najmniej narażone na ryzyko nieodłączne, w tym ryzyko zawodności systemów kontroli wewnętrznej. Wybraną metodę należy udokumentować w planie metodyki monitorowania.

3. Jeżeli załącznik VI zawiera odniesienie do danej procedury, a także na potrzeby art. 12 ust. 3 rozporządzenia (UE) nr 601/2012, prowadzący instalację ustanawia, dokumentuje, wdraża i utrzymuje taką procedurę niezależnie od planu metodyki monitorowania. Prowadzący instalację udostępnia wszelką pisemną dokumentację procedur właściwemu organowi na jego wniosek.

4. Prowadzący instalację przedkłada plan metodyki monitorowania właściwemu organowi do zatwierdzenia w terminie określonym w art. 4 ust. 1. Państwa członkowskie mogą ustanowić wcześniejszy termin przedłożenia planu metodyki monitorowania i mogą wymagać zatwierdzenia planu metodyki monitorowania przez właściwy organ przed złożeniem wniosku o przydział bezpłatnych uprawnień.

5. W przypadku gdy prowadzący instalację wnioskuje o przydział bezpłatnych uprawnień, ale zrzekł się przydziału za poprzedni okres, na który przydzielane były uprawnienia, prowadzący instalację przedkłada plan metodyki monitorowania do zatwierdzenia nie później niż sześć miesięcy przed terminem wyznaczonym na złożenie wniosku na podstawie art. 4 ust. 1.

Artykuł 9

Zmiany planu metodyki monitorowania

1. Prowadzący instalację regularnie sprawdza, czy plan metodyki monitorowania stanowi odzwierciedlenie charakteru i funkcjonowania instalacji, a także czy można go udoskonalić. W tym celu prowadzący instalację uwzględnia wszystkie zalecenia dotyczące ulepszeń zawarte w odpowiednim sprawozdaniu z weryfikacji.

2. Prowadzący instalację zmienia plan metodyki monitorowania w każdej z następujących sytuacji:

a) wystąpienie nowych emisji lub poziomów działalności spowodowanych nowymi rodzajami działalności lub użyciem nowych paliw lub materiałów, nieuwzględnionych jeszcze w planie metodyki monitorowania;

b) użycie nowych rodzajów przyrządów pomiarowych, metod pobierania próbek lub metod analitycznych, lub wystąpienia innych przyczyn prowadzących do większej dokładności w określaniu zgłoszonych danych;

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

d) stwierdzenie, że plan metodyki monitorowania nie jest lub przestał być zgodny z wymogami niniejszego rozporządzenia;

e) konieczność wdrożenia zaleceń dotyczących udoskonaleń planu metodyki monitorowania zawartych w sprawozdaniu z weryfikacji.

3. Prowadzący instalację bezzwłocznie zgłasza właściwemu organowi wszelkie planowane zmiany planu metodyki monitorowania. Państwo członkowskie może jednak zezwolić prowadzącemu instalację na zgłoszenie planowanych zmian planu metodyki monitorowania, które nie są istotne w rozumieniu ust. 5, do dnia 31 grudnia tego samego roku lub z zachowaniem innego terminu ustalonego przez to państwo członkowskie.

4. Każda istotna zmiana planu metodyki monitorowania w rozumieniu ust. 5 podlega zatwierdzeniu przez właściwy organ. Jeżeli właściwy organ uzna, że zmiana, którą prowadzący instalację zgłosił jako istotną, nie jest istotna, poinformuje o tym fakcie prowadzącego instalację.

5. Za istotne uznaje się następujące zmiany planu metodyki monitorowania instalacji:

a) zmiany wynikające ze zmian w instalacji, w szczególności nowych podinstalacji, zmian granic istniejących podinstalacji lub zamknięć podinstalacji;

b) zmiana metodyki monitorowania określonej w załączniku VII sekcje 4.4-4.6 na inną metodykę określoną w tych sekcjach;

c) zmiana domyślnej wartości lub metody szacowania określonej w planie metodyki monitorowania;

d) zmiany na wniosek właściwego organu w celu zapewnienia zgodności planu metodyki monitorowania z wymogami zawartymi w niniejszym rozporządzeniu.

6. Prowadzący instalację prowadzi rejestr wszystkich zmian planu metodyki monitorowania. Każdy wpis zawiera następujące informacje:

a) przejrzysty opis zmian;

b) uzasadnienie zmian;

c) termin zgłoszenia planowanej zmiany właściwemu organowi;

d) datę potwierdzenia przez właściwy organ odbioru zgłoszenia, o którym mowa w ust. 3, o ile występuje, oraz termin zatwierdzenia lub przekazania informacji, o której mowa w ust. 4;

e) datę rozpoczęcia wdrażania zmienionego planu metodyki monitorowania.

Artykuł 10

Podział na podinstalacje

1. Do celów raportowania i monitorowania danych prowadzący instalację dokonuje podziału każdej instalacji kwalifikującej się do przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji na podstawie art. 10a dyrektywy 2003/87/WE na podinstalacje. W tym celu czynniki produkcji, produkty i emisje instalacji przypisuje się do co najmniej jednej podinstalacji poprzez ustanowienie, w stosownych przypadkach, metody obliczenia poszczególnych części odpowiednich czynników produkcji, produktów i emisji, które mają zostać przypisane do poszczególnych podinstalacji.

2. W celu przypisania czynników produkcji, produktów i emisji instalacji do podinstalacji prowadzący instalację przeprowadza następujące czynności w porządku malejącym:

a) jeżeli w instalacji wytwarzany jest którykolwiek z produktów określonych w odniesieniu do wskaźników emisyjności dla produktów wymienionych w załączniku I, wówczas prowadzący instalację przypisuje powiązane czynniki produkcji, produkty i emisje odpowiednio do podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności dla produktów, stosując zasady określone w załączniku VII;

b) jeżeli dla instalacji właściwe są czynniki produkcji, produkty i emisje kwalifikujące się do podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple lub podinstalacji sieci ciepłowniczej i nie kwalifikują się one do żadnej z podinstalacji, o których mowa w lit. a), wówczas prowadzący instalację przypisuje je odpowiednio do podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple lub podinstalacji sieci ciepłowniczej, stosując zasady określone w załączniku VII;

c) jeżeli dla instalacji właściwe są czynniki produkcji, produkty i emisje kwalifikujące się do podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności opartym na paliwie i nie kwalifikują się one do żadnej z podinstalacji, o których mowa w lit. a) lub b), wówczas prowadzący instalację przypisuje je odpowiednio do podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności opartym na paliwie, stosując zasady określone w załączniku VII;

d) jeżeli dla instalacji właściwe są czynniki produkcji, produkty i emisje kwalifikujące się do podinstalacji wytwarzających emisje procesowe i nie kwalifikują się one do żadnej z podinstalacji, o których mowa w lit. a), b) lub c), wówczas prowadzący instalację przypisuje je odpowiednio do podinstalacji wytwarzających emisje procesowe, stosując zasady określone w załączniku VII.

2a. [6] W przypadku podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności dla produktów, w stosownych przypadkach, prowadzący instalację wyraźnie rozróżnia, opierając się na kodach CN, i przedstawia w sposób zadowalający właściwy organ dowody na to, czy dany proces służy do produkcji towarów wymienionych w załączniku I do rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/956 (⁶).

3. [7] W odniesieniu do podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple, podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności opartym na paliwie oraz podinstalacji wytwarzających emisje procesowe prowadzący instalację na podstawie kodów NACE i PRODCOM stosuje wyraźne rozróżnienie, czy dany proces wykorzystuje się w sektorze lub podsektorze uznanym za narażony na ryzyko ucieczki emisji, czy też danego procesu nie wykorzystuje się w takim sektorze lub podsektorze, jak określono zgodnie z art. 10b ust. 5 dyrektywy 2003/87/WE. Ponadto prowadzący instalację rozróżnia między ilością mierzalnego ciepła wyprowadzanego do celów sieci ciepłowniczej a mierzalnym ciepłem, którego nie wykorzystuje się w sektorze lub podsektorze uznanym za narażony na ryzyko ucieczki emisji, określonym zgodnie z art. 10b ust. 5 dyrektywy 2003/87/WE.

Ponadto prowadzący instalację wyraźnie rozróżnia, opierając się na kodach CN, i przedstawia w sposób zadowalający właściwy organ dowody na to, czy dany proces służy do produkcji towarów wymienionych w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956.

4. Jeżeli instalacja objęta EU ETS wytworzyła mierzalne ciepło i wyprowadziła je do instalacji lub innego podmiotu nieobjętego EU ETS, prowadzący instalację uznaje, że danego procesu podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple w odniesieniu do tego ciepła nie wykorzystuje się w sektorze lub podsektorze uznanym za narażony na ryzyko ucieczki emisji, określonym zgodnie z art. 10b ust. 5 dyrektywy 2003/87/WE, chyba że prowadzący instalację przedstawi przekonujący dla właściwego organu dowód, że konsument mierzalnego ciepła należy do sektora lub podsektora uznanego za narażony na ryzyko ucieczki emisji, określonego zgodnie z art. 10b ust. 5 dyrektywy 2003/87/WE. [8]

Aby dokonać rozróżnienia mierzalnego ciepła, które można przypisać do podinstalacji sieci ciepłowniczej, prowadzący instalację przedstawia przekonujący dla właściwego organu dowód, że mierzalne ciepło jest wyprowadzane do sieci ciepłowniczej.

Ponadto w przypadku gdy instalacja objęta EU ETS wytworzyła mierzalne ciepło i wyprowadziła je do instalacji lub innego podmiotu nieobjętego EU ETS, prowadzący instalację przedstawia dowody dotyczące ilości mierzalnego ciepła wykorzystanego do produkcji towarów wymienionych w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956. Jeżeli prowadzący instalację nie przedstawi takich dowodów w sposób zadowalający właściwy organ, ciepło to uznaje się za wykorzystane do produkcji towarów wymienionych w załączniku I do tego rozporządzenia. [9]

5. Dokonując podziału zgodnie z ust. 1 i 2, prowadzący instalację zapewnia, aby spełnione zostały wszystkie następujące warunki:

a) każdy fizyczny produkt instalacji musi być przypisany do jednej podinstalacji bez żadnego pominięcia czy podwójnego liczenia;

b) całkowita ilość wszystkich strumieni materiałów wsadowych i emisji instalacji wymienionych w planie monitorowania instalacji zatwierdzonym zgodnie z rozporządzeniem (UE) nr 601/2012 musi być przypisana do podinstalacji bez żadnego pominięcia czy podwójnego liczenia, chyba że odnoszą się one do jakiegokolwiek procesu niekwalifikującego się do przydziału bezpłatnych uprawnień, takiego jak wytwarzanie energii elektrycznej w instalacji, spalanie inne niż spalanie na pochodniach dla zapewnienia bezpieczeństwa, które nie jest objęte zakresem podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów, lub wytwarzanie mierzalnego ciepła wyprowadzanego do innych instalacji objętych EU ETS;

c) całkowita ilość mierzalnego ciepła netto kwalifikującego się do przydziału bezpłatnych uprawnień, wytworzonego w ramach instalacji bądź wprowadzanego lub wyprowadzanego przez instalację, jak również ilość przekazywana między podinstalacjami, musi być przypisana do podinstalacji bez żadnego pominięcia czy podwójnego liczenia;

d) [10] w przypadku wszelkiego mierzalnego ciepła wytworzonego, wprowadzonego lub wyprowadzonego przez podinstalacje musi być udokumentowane, czy mierzalne ciepło zostało wytworzone w ramach instalacji objętej EU ETS, wprowadzone z innych procesów wytwarzania ciepła lub wprowadzone z podmiotów objętych EU ETS wyłącznie do celów art. 14 i 15 dyrektywy 2003/87/WE;

e) w przypadku gdy w ramach instalacji wytwarzana jest energia elektryczna, ilości wytworzone w ramach podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności dla produktów muszą być przypisane do tych podinstalacji bez żadnego pominięcia czy podwójnego liczenia;

f) [11] (uchylona)

g) w przypadku gdy produkty podinstalacji obejmują materiały zawierające węgiel w postaci wyprowadzanych paliw, produktów, produktów ubocznych, materiałów wsadowych do innych podinstalacji lub instalacji, czy też gazów odlotowych, produkty te muszą być przypisane do podinstalacji bez żadnego pominięcia czy podwójnego liczenia, jeżeli nie są objęte lit. b);

h) emisje dwutlenku węgla, do których dochodzi poza granicami systemowymi podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów w wyniku procesów wymienionych w art. 2 ust. 10 lit. a)-f), muszą być przypisane do podinstalacji wytwarzającej emisje procesowe w zakresie, w którym można wykazać w sposób przekonujący dla właściwego organu, że emisje te powstały jako bezpośredni i natychmiastowy skutek któregokolwiek z działań wymienionych w art. 2 ust. 10 oraz że nie powstały one w wyniku późniejszego utlenienia niezupełnie utlenionego węgla w stanie gazowym w standardowych warunkach;

i) w przypadku gdy do emisji dwutlenku węgla pochodzących ze spalania gazów odlotowych, które nie służą do wytwarzania mierzalnego ciepła, niemierzalnego ciepła lub energii elektrycznej, dochodzi poza granicami systemowymi podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów w wyniku procesów wymienionych w art. 2 ust. 10 lit. a)-f), 75 % ilości zawartości dwutlenku węgla w gazie odlotowym musi być potraktowane jako przekształcone w dwutlenek węgla i w tej formie przypisane do podinstalacji wytwarzającej emisje procesowe;

j) [12] aby uniknąć jakiegokolwiek podwójnego liczenia, produkty powstałe w wyniku danego procesu produkcji przywrócone do tego samego procesu produkcji muszą być odjęte od rocznych poziomów działalności zgodnie z definicjami produktów określonymi w załączniku I;

k) [13] (uchylona)

Artykuł 11

System kontroli

1. Prowadzący instalację wskazuje źródła ryzyka wystąpienia błędów w przepływie danych, od danych pierwotnych po dane końcowe, w raporcie dotyczącym danych podstawowych, a także ustanawia, dokumentuje, wdraża i utrzymuje skuteczny system kontroli w celu zapewnienia, aby raporty sporządzone w wyniku działań w zakresie przepływu danych nie zawierały nieprawidłowości i były zgodne z planem metodyki monitorowania oraz z niniejszym rozporządzeniem.

Prowadzący instalację udostępnia ocenę ryzyka na podstawie akapitu pierwszego właściwemu organowi na jego wniosek. Prowadzący instalację udostępnia ją również do celów weryfikacji.

2. Do celów ust. 1 akapit pierwszy prowadzący instalację ustanawia, dokumentuje, wdraża i utrzymuje pisemne procedury dotyczące działań w zakresie przepływu danych, jak również dotyczące działań kontrolnych, oraz wprowadza do planu metodyki monitorowania odniesienia do tych procedur zgodnie z art. 8 ust. 3.

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

a) zapewnianie jakości odpowiednich urządzeń pomiarowych;

b) zapewnianie jakości systemów informatycznych, wraz z zapewnieniem, aby stosowne systemy były zaprojektowane, udokumentowane, zbadane, wdrożone, kontrolowane i utrzymywane w sposób zapewniający rzetelne, dokładne i prowadzone w odpowiednim czasie przetwarzanie danych, odpowiednio do ryzyka zidentyfikowanego zgodnie z ust. 1;

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

d) wewnętrzne przeglądy i walidację danych;

e) korekty i działania naprawcze;

f) kontrolę procesów zlecanych na zewnątrz;

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

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

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

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

5. Do celów ust. 3 lit. d) prowadzący instalację dokonuje przeglądu i walidacji danych uzyskanych w ramach działań w zakresie przepływu danych, o których mowa w ust. 2.

Taki przegląd i walidacja danych obejmują:

a) sprawdzenie, czy dane są kompletne;

b) porównanie danych określonych przez prowadzącego instalację w poprzednim okresie odniesienia oraz, w szczególności, kontrole spójności w oparciu o szeregi czasowe efektywności w zakresie emisji gazów cieplarnianych każdej podinstalacji;

c) porównanie danych i wartości uzyskanych z różnych systemów gromadzenia danych operacyjnych, w szczególności w odniesieniu do protokołów produkcji, wyników sprzedaży i stanów magazynowych produktów, do których odnoszą się wskaźniki emisyjności dla produktów;

d) porównania i kontrole kompletności danych na poziomie instalacji i podinstalacji w celu zapewnienia, aby spełnione zostały wymogi określone w art. 10 ust. 5.

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

7. Do celów ust. 3 lit. f), jeżeli prowadzący instalację zleca na zewnątrz co najmniej jedno działanie w zakresie przepływu danych lub działanie kontrolne, o których mowa w ust. 1, prowadzący instalację 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, a także metod stosowanych w takich procesach;

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

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 ust. 1.

8. Prowadzący instalację monitoruje skuteczność systemu kontroli, między innymi przeprowadzając przeglądy wewnętrzne i uwzględniając ustalenia poczynione przez weryfikatora podczas weryfikacji raportów do celów art. 4 ust. 2.

Jeżeli prowadzący instalację stwierdzi, że system kontroli jest nieskuteczny lub niewspółmierny do zidentyfikowanego ryzyka, podejmuje on działania w celu udoskonalenia systemu kontroli i aktualizuje plan metodyki monitorowania lub bazowe procedury pisemne odnoszące się do działań w zakresie przepływu danych, oceny ryzyka i działań kontrolnych, stosownie do przypadku.

Artykuł 12

Luki w danych

1. W przypadku gdy z przyczyn technicznych nie jest tymczasowo możliwe zastosowanie planu metodyki monitorowania zatwierdzonego przez właściwy organ, prowadzący instalację stosuje metodę opartą na alternatywnych źródłach danych wymienionych w planie metodyki monitorowania do celów przeprowadzenia kontroli potwierdzających zgodnie z art. 10 ust. 5 lub, jeżeli w planie metodyki monitorowania nie uwzględniono takiej alternatywy, alternatywną metodę zapewniającą najwyższy możliwy do osiągnięcia poziom dokładności według źródeł ogólnych danych i ich hierarchii, określonych w załączniku VII sekcja 4, lub metodę zachowawczego szacowania do czasu przywrócenia warunków stosowania zatwierdzonego planu metodyki monitorowania.

Prowadzący instalację podejmuje wszelkie środki niezbędne do osiągnięcia możliwie najszybszego stosowania zatwierdzonego planu metodyki monitorowania.

2. W przypadku braku danych istotnych dla raportu dotyczącego danych podstawowych, w odniesieniu do których w planie metodyki monitorowania nie przewidziano alternatywnych metod monitorowania ani alternatywnych źródeł danych do celów potwierdzenia danych lub uzupełniania luk w danych, prowadzący instalację stosuje odpowiednią szacunkową metodę określania mających zachowawczy charakter danych zastępujących dotyczących odnośnego okresu i brakującego parametru, w szczególności opartą na najlepszej praktyce w branży oraz aktualnej wiedzy naukowej i technicznej, a ponadto w załączniku do raportu dotyczącego danych podstawowych przedstawia odpowiednie uzasadnienie luki w danych oraz zastosowania powyższych metod.

3. W przypadku wystąpienia, zgodnie z ust. 1, tymczasowych odstępstw od zatwierdzonego planu metodyki monitorowania lub w przypadku stwierdzenia braku danych istotnych dla raportu, o którym mowa w art. 4 ust. 2 lit. a) lub art. 5 ust. 2, prowadzący instalację bezzwłocznie opracowuje pisemną procedurę unikania w przyszłości tego rodzaju luk w danych i zmienia plan metodyki monitorowania zgodnie z art. 9 ust. 3. Ponadto prowadzący instalację ocenia, czy i w jaki sposób działania kontrolne, o których mowa w art. 11 ust. 3, wymagają aktualizacji i w stosownych przypadkach dokonuje zmiany tych działań kontrolnych oraz odnośnych procedur pisemnych.

Artykuł 13

Stosowanie formularzy elektronicznych

Państwa członkowskie mogą wymagać od prowadzących instalację i weryfikatorów stosowania formularzy elektronicznych lub określonych formatów plików do celów przedkładania raportów dotyczących danych podstawowych, planów metodyki monitorowania i sprawozdań z weryfikacji, o których mowa w art. 4 ust. 2, oraz raportów dotyczących danych o nowej instalacji, planów metodyki monitorowania i sprawozdań z weryfikacji, o których mowa w art. 5 ust. 2.

ROZDZIAŁ III

Zasady dotyczące przydziału

Artykuł 14

Krajowe środki wykonawcze

1. [14] Za pomocą formularza elektronicznego dostarczonego przez Komisję przedkłada się Komisji wykaz na podstawie art. 11 ust. 1 dyrektywy 2003/87/WE, w którym wskazuje się wszystkie instalacje objęte EU ETS, w tym instalacje objęte EU ETS wyłącznie do celów art. 14 i 15 tej dyrektywy, małe instalacje, które mogą być wyłączone z EU ETS na podstawie art. 27 i 27a tej dyrektywy, oraz instalacje, które zostaną włączone w zakres EU ETS na podstawie art. 24 tej dyrektywy.

2. Wykaz, o którym mowa w ust. 1, zawiera następujące informacje dotyczące każdej instalacji dotychczas działającej ubiegającej się o przydział bezpłatnych uprawnień:

a) [15] określenie instalacji i jej granic poprzez kod identyfikacyjny instalacji w rejestrze Unii;

b) informacje dotyczące działalności i informacje dotyczące kwalifikowalności do przydziału bezpłatnych uprawnień;

c) określenie każdej podinstalacji w danej instalacji;

d) w przypadku każdej podinstalacji roczny poziom działalności i roczne poziomy emisji za każdy rok w odpowiednim okresie odniesienia;

da) [16] ocenę właściwego organu dotyczącą zmniejszenia przydziału bezpłatnych uprawnień o 20 % zgodnie z art. 22a i art. 22b ust. 1, w stosownych przypadkach;

db) [17] spełnienie warunków związanych z dodatkowym 30 % przydziałem bezpłatnych uprawnień zgodnie z art. 22b ust. 3, w stosownych przypadkach;

e) [18] w przypadku każdej podinstalacji informacja, czy należy ona do sektora lub podsektora uznanego za narażony na ryzyko ucieczki emisji, określonego zgodnie z art. 10b ust. 5 dyrektywy 2003/87/WE, z uwzględnieniem w stosownych przypadkach kodów PRODCOM wytwarzanych produktów;

ea) [19] w przypadku każdej podinstalacji informacje o tym, czy wyprodukowane towary zostały wymienione w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956, z wykorzystaniem kodów CN tych wyprodukowanych towarów, w stosownych przypadkach;

f) w przypadku każdej podinstalacji dane zgłoszone zgodnie z załącznikiem IV.

3. Po otrzymaniu wykazu, o którym mowa w ust. 1, Komisja ocenia włączenie każdej instalacji do wykazu oraz odpowiednie dane przedłożone zgodnie z ust. 2.

4. Jeżeli Komisja nie odrzuci instalacji znajdującej się w tym wykazie, wspomniane dane zostaną wykorzystane do obliczenia zmienionych wartości wskaźników, o których mowa w art. lOa ust. 2 dyrektywy 2003/87/WE.

5. Państwa członkowskie określają i zgłaszają wstępną roczną liczbę bezpłatnych uprawnień do emisji przydzielanych każdej z instalacji, wykorzystując zmienione wartości wskaźników za odpowiedni okres, na który przydzielane są uprawnienia, jak określono zgodnie z art. 16 ust. 2-7 oraz art. 19-22.

6. [20] Po zgłoszeniu wstępnej rocznej liczby bezpłatnych uprawnień do emisji za odpowiedni okres, na który przydzielane są uprawnienia, Komisja określa każdy ze współczynników ustanowionych na podstawie art. 10a ust. 5 dyrektywy 2003/87/WE, porównując sumę wstępnej liczby bezpłatnych uprawnień do emisji przydzielanych instalacjom każdego roku w odpowiednim okresie, na który przydzielane są uprawnienia, stosując współczynniki, o których mowa w załączniku V do niniejszego rozporządzenia, z roczną liczbą uprawnień do emisji obliczoną zgodnie z art. 10a ust. 5 i art. 10a ust. 5a dyrektywy 2003/87/WE w odniesieniu do instalacji, z uwzględnieniem odpowiedniego udziału rocznej liczby uprawnień dla całej Unii, określonego na podstawie art. 10 ust. 1 i art. 10a ust. 5 dyrektywy 2003/87/WE, a także wyłączenia 10 % najbardziej efektywnych podinstalacji określonego zgodnie z art. 16 ust. 8 akapit drugi niniejszego rozporządzenia. Przy określaniu tego współczynnika uwzględnia się, odpowiednio, włączenia na podstawie art. 24 dyrektywy 2003/87/WE i wyłączenia na podstawie art. 27 i art. 27a tej dyrektywy.

7. Po określeniu współczynnika ustanowionego na podstawie art. 10a ust. 5 dyrektywy 2003/87/WE państwa członkowskie określają i przedkładają Komisji ostateczną roczną liczbę bezpłatnych uprawnień do emisji przydzielanych na każdy rok w odpowiednim okresie, na który przydzielane są uprawnienia, zgodnie z art. 16 ust. 8.

8. [21] Na wniosek Komisji każde państwo członkowskie udostępnia raporty i plany otrzymane na podstawie art. 4 ust. 2.

9. [22] Państwa członkowskie zapewniają należyty zwrot nadwyżki uprawnień przyznanych prowadzącym instalacje. Jeżeli prowadzący instalacje nie zwrócą nadwyżki uprawnień, właściwy organ zwraca się do krajowego administratora rejestru z wnioskiem o odliczenie kwoty nadwyżki uprawnień od liczby uprawnień, które mają zostać przydzielone prowadzącemu instalację. Państwa członkowskie informują Komisję o wszelkich takich wnioskach.

Artykuł 15

Historyczne poziomy działalności instalacji dotychczas działających

1. [23] W celu zapewnienia zgodności z wymogami niniejszego rozporządzenia państwa członkowskie oceniają raporty dotyczące danych podstawowych oraz sprawozdania z weryfikacji przedłożone zgodnie z art. 4 ust. 2. W stosownych przypadkach właściwy organ zapewnia, aby prowadzący instalacje skorygowali wszelkie niezgodności lub błędy, które mają wpływ na określenie historycznych poziomów działalności. Oprócz informacji i dokumentów, które należy przekazać zgodnie z art. 4 ust. 2, właściwy organ może wymagać od prowadzących instalacje przedłożenia większej ilości danych.

2. Na podstawie ocenionych raportów dotyczących danych podstawowych państwa członkowskie określają historyczne poziomy działalności każdej podinstalacji i instalacji w odpowiednim okresie odniesienia. Państwa członkowskie mogą zdecydować się na określenie historycznych poziomów działalności jedynie wówczas, gdy dane dotyczące danej instalacji zostały w wyniku weryfikacji uznane za zadowalające lub gdy państwa członkowskie są przekonane, że luki w danych wpływające na opinię weryfikatora wynikają z wyjątkowych i nieprzewidywalnych okoliczności, których nie można by uniknąć nawet przy dochowaniu pełnej należytej staranności.

3. [24] Historyczny poziom działalności związanej z produktem w przypadku każdego produktu, dla którego określono wskaźnik emisyjności dla produktów, o którym mowa w załączniku I, odnosi się do mediany rocznej produkcji historycznej tego produktu w danej instalacji w okresie odniesienia.

4. [25] Historyczny poziom działalności związanej z ciepłem odnosi się do mediany rocznego historycznego wprowadzania z instalacji objętej EU ETS, innej niż instalacje objęte EU ETS wyłącznie do celów art. 14 i 15 dyrektywy 2003/87/WE, mierzalnego ciepła netto zużywanego w granicach instalacji do wytwarzania produktów, do produkcji energii mechanicznej innej niż wykorzystywana do produkcji energii elektrycznej, do ogrzewania lub chłodzenia, z wyjątkiem zużycia do produkcji energii elektrycznej lub wyprowadzania do innej instalacji lub innego podmiotu nieobjętych EU ETS, z wyjątkiem wyprowadzania w celu produkcji energii elektrycznej, lub do produkcji tego ciepła, lub do jednego i drugiego, w okresie odniesienia, i jest wyrażony w teradżulach na rok.

Historyczny poziom działalności związanej z siecią ciepłowniczą odnosi się do mediany rocznego historycznego wprowadzania z instalacji objętej EU ETS, innej niż instalacje objęte EU ETS wyłącznie do celów art. 14 i 15 dyrektywy 2003/87/WE, mierzalnego ciepła wyprowadzanego do celów sieci ciepłowniczej lub do produkcji tego ciepła, lub do jednego i drugiego, w okresie odniesienia i jest wyrażony w teradżulach na rok.

5. [26] Historyczny poziom działalności związanej z paliwem odnosi się do mediany rocznego historycznego zużycia energii stosowanej w podstawowym celu polegającym na produkcji niemierzalnego ciepła zużywanego do wytwarzania produktów, do produkcji energii mechanicznej innej niż wykorzystywana do produkcji energii elektrycznej, do ogrzewania lub chłodzenia, z wyjątkiem zużycia do produkcji energii elektrycznej, w tym spalania na pochodniach dla zapewnienia bezpieczeństwa, w okresie odniesienia i jest wyrażony w teradżulach na rok.

6. [27] W przypadku emisji procesowych powstających w związku z wytwarzaniem produktów w danej instalacji w okresie odniesienia historyczny poziom działalności związanej z procesem odnosi się do mediany rocznych emisji historycznych wyrażonych w tonach ekwiwalentu dwutlenku węgla.

7. [28] W celu określenia wartości mediany, o których mowa w ust. 3–6, uwzględnia się jedynie lata kalendarzowe, w których instalacja działała przez co najmniej jeden dzień.

Jeżeli dana podinstalacja działała przez okres krótszy niż dwa lata kalendarzowe w odpowiednim okresie odniesienia, historyczny poziom działalności stanowi poziom działalności za pierwszy rok kalendarzowy działalności następujący po roku kalendarzowym, w którym nastąpiło rozpoczęcie normalnej działalności tej podinstalacji.

Jeżeli dana podinstalacja działała przez okres krótszy niż jeden rok kalendarzowy po rozpoczęciu normalnej działalności w okresie odniesienia, historyczny poziom działalności określa się po przedłożeniu raportu dotyczącego poziomu działalności za pierwszy rok kalendarzowy następujący po roku kalendarzowym, w którym nastąpiło rozpoczęcie normalnej działalności.

8. [29] Na zasadzie odstępstwa od ust. 3 państwa członkowskie określają historyczny poziom działalności związanej z produktem w przypadku produktów, do których mają zastosowanie wskaźniki emisyjności dla produktów, o których mowa w załączniku III, w oparciu o medianę rocznej produkcji historycznej zgodnie ze wzorami określonymi w tym załączniku.

Artykuł 16

Przydział na poziomie instalacji dla instalacji dotychczas działających

1. [30] Jeżeli prowadzący instalację dotychczas działającą przedłożył wniosek o przydział bezpłatnych uprawnień zgodnie z art. 4, wówczas odnośne państwo członkowskie, w oparciu o dane zgromadzone zgodnie z art. 14, oblicza dla każdego roku liczbę bezpłatnych uprawnień do emisji przydzielanych od 2021 r. w odniesieniu do pierwszego okresu, na który przydzielane są uprawnienia, a następnie co pięć lat.

2. Na potrzeby obliczeń, o których mowa w ust. 1, państwa członkowskie w pierwszej kolejności określają wstępną roczną liczbę bezpłatnych uprawnień do emisji przydzielanych dla każdej podinstalacji oddzielnie w następujący sposób:

a) w przypadku podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności dla produktów wstępna roczna liczba bezpłatnych uprawnień do emisji przydzielanych na dany rok odpowiada wartości tego wskaźnika emisyjności dla produktów za odpowiedni okres, na który przydzielane są uprawnienia, przyjętej zgodnie z art. 10a ust. 2 dyrektywy 2003/87/WE, pomnożonej przez właściwy historyczny poziom działalności związanej z produktem;

b) w przypadku podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple wstępna roczna liczba bezpłatnych uprawnień do emisji przydzielanych na dany rok odpowiada wartości tego wskaźnika emisyjności opartego na cieple w odniesieniu do mierzalnego ciepła za odpowiedni okres, na który przydzielane są uprawnienia, przyjętej zgodnie z art. 10a ust. 2 dyrektywy 2003/87/WE, pomnożonej przez historyczny poziom działalności związanej z ciepłem w odniesieniu do zużycia lub wyprowadzenia do innej instalacji lub innego podmiotu nieobjętych EU ETS mierzalnego ciepła innego niż sieć ciepłownicza;

c) w przypadku podinstalacji sieci ciepłowniczej wstępna roczna liczba bezpłatnych uprawnień do emisji przydzielanych na dany rok odpowiada wartości wskaźnika emisyjności opartego na cieple w odniesieniu do mierzalnego ciepła za odpowiedni okres, na który przydzielane są uprawnienia, przyjętej zgodnie z art. 10a ust. 2 dyrektywy 2003/87/WE, pomnożonej przez historyczny poziom działalności związanej z siecią ciepłowniczą;

d) [31] w przypadku podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności opartym na paliwie wstępna roczna liczba uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie na dany rok odpowiada wartości tego wskaźnika emisyjności opartego na paliwie za odpowiedni okres pięciu lat, przyjętej zgodnie z art. 10a ust. 2 dyrektywy 2003/87/WE, pomnożonej przez historyczny poziom działalności związanej z paliwem w odniesieniu do zużytej energii;

e) [32] w przypadku podinstalacji wytwarzających emisje procesowe wstępna roczna liczba uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie na dany rok odpowiada historycznemu poziomowi działalności związanej z emisjami procesowymi pomnożonemu przez 0,97 dla lat kończących się 31 grudnia 2027 r. oraz przez 0,91 dla roku 2028 i późniejszych lat;

Jeżeli podinstalacja działała przez okres krótszy niż jeden rok kalendarzowy od rozpoczęcia normalnej działalności w okresie odniesienia, wstępny przydział na odpowiedni okres, na który przydzielane są uprawnienia, określa się po zgłoszeniu historycznych poziomów działalności.

3. Do celów art. 10b ust. 4 dyrektywy 2003/87/WE współczynniki określone załączniku V do niniejszego rozporządzenia stosuje się do wstępnej rocznej liczby uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie, określanych dla każdej podinstalacji na podstawie ust. 2 niniejszego artykułu na dany rok, jeżeli procesy w tych podinstalacjach służą sektorom lub podsektorom uznanym za nienarażone na ryzyko ucieczki emisji, określonym zgodnie z art. 10b ust. 5 dyrektywy 2003/87/WE. [33]

Na zasadzie odstępstwa od akapitu pierwszego w przypadku podinstalacji sieci ciepłowniczej stosuje się współczynnik wynoszący 0,3.

4. [34] Jeżeli procesy w podinstalacjach, o których mowa w ust. 2, służą sektorom lub podsektorom uznanym za narażone na ryzyko ucieczki emisji, określonym zgodnie z art. 10b ust. 5 dyrektywy 2003/87/WE, stosuje się współczynnik wynoszący 1.

4a. [35] W przypadku gdy procesy w podinstalacjach, o których mowa w ust. 2, służą produkcji towarów wymienionych w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956, wstępną roczną liczbę uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie określoną dla każdej podinstalacji zgodnie z ust. 2 na dany rok mnoży się przez odpowiedni współczynnik CBAM określony w art. 10a ust. 1a akapit drugi dyrektywy 2003/87/WE.

5. Wstępną roczną liczbę bezpłatnych uprawnień do emisji przydzielanych podinstalacjom, które otrzymały mierzalne ciepło od podinstalacji wytwarzających produkty objęte wskaźnikiem emisyjności dla kwasu azotowego, zmniejsza się o roczne historyczne zużycie tego ciepła w okresie odniesienia pomnożone przez wartość wskaźnika emisyjności opartego na cieple dla tego mierzalnego ciepła za odpowiedni okres, na który przydzielane są uprawnienia, przyjętą zgodnie z art. lOa ust. 2 dyrektywy 2003/87/WE.

Od 2026 r. wstępną roczną liczbę bezpłatnych uprawnień do emisji przydzielanych podinstalacjom objętym wskaźnikiem emisyjności dla produktów za odpowiedni okres, na który przydzielane są uprawnienia, zmniejsza się o roczne historyczne emisje ze spalania gazów odlotowych, z wyjątkiem spalania na pochodniach dla zapewnienia bezpieczeństwa, i nie stosuje się jej w odniesieniu do wytwarzania mierzalnego ciepła, niemierzalnego ciepła lub energii elektrycznej.

6. Wstępna roczna liczba bezpłatnych uprawnień do emisji przydzielanych dla każdej instalacji stanowi sumę wszystkich wstępnych rocznych liczb bezpłatnych uprawnień do emisji przydzielanych dla każdej podinstalacji, obliczonych zgodnie z ust. 2-5.

Jeżeli instalacja obejmuje podinstalacje produkujące masę celulozową (krótkowłóknistą masę celulozową siarczanową, długowtóknistą masę celulozową siarczanową, masę termomechaniczną i mechaniczną, masę celulozową uzyskaną metodą siarczynową lub inną masę celulozową nieobjętą wskaźnikiem emisyjności dla produktów), które wyprowadzają mierzalne ciepło do innych, technicznie z nimi połączonych podinstalacji, wstępna roczna liczba uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie - bez uszczerbku dla wstępnych rocznych liczb uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie innym podinstalacjom danej instalacji, uwzględnia jedynie wstępną roczną liczbę uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie w odniesieniu do produktów z masy celulozowej wyprodukowanych przez tę podinstalacje i wprowadzonych do obrotu, a nie przetworzonej na papier w tej samej instalacji lub w innych instalacjach technicznie z nią połączonych.

7. Przy określaniu wstępnej rocznej liczby bezpłatnych uprawnień do emisji przydzielanych każdej instalacji państwa członkowskie i prowadzący instalacje zapewniają, aby emisji lub poziomów działalności nie policzono podwójnie, a przydział nie był ujemny. W szczególności, jeżeli półprodukt, który jest objęty wskaźnikiem emisyjności dla produktów zgodnie z definicją odpowiednich granic systemowych określonych w załączniku I, jest wprowadzany przez instalację, emisji nie należy naliczać podwójnie przy określaniu wstępnej rocznej liczby uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie obu przedmiotowym instalacjom.

8. [36] Ostateczna roczna liczba bezpłatnych uprawnień do emisji przydzielanych dla każdej instalacji dotychczas działającej stanowi wstępną roczną liczbę bezpłatnych uprawnień do emisji przydzielanych dla każdej instalacji określoną zgodnie z ust. 6 niniejszego artykułu pomnożoną przez współczynnik określony zgodnie z art. 14 ust. 6 niniejszego rozporządzenia.

Na zasadzie odstępstwa od akapitu pierwszego ostateczna roczna liczba bezpłatnych uprawnień do emisji wynosi 100 % wstępnej rocznej liczby bezpłatnych uprawnień do emisji przydzielanych dla każdej instalacji, której podinstalacje o poziomach emisji gazów cieplarnianych poniżej średniej 10 % najbardziej wydajnych podinstalacji dla odpowiednich wskaźników referencyjnych w okresie, o którym mowa w art. 10a ust. 2 akapit trzeci lit. c) dyrektywy 2003/87/WE, obejmują ponad 60 % wstępnej rocznej liczby uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie dla tej instalacji.

W przypadku instalacji objętych art. 10a ust. 3 dyrektywy 2003/87/WE i kwalifikujących się do przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji ostateczna roczna liczba uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie odpowiada wstępnej rocznej liczbie bezpłatnych uprawnień do emisji przydzielanych dla każdej instalacji, określonej zgodnie z ust. 6 niniejszego artykułu i dostosowywanej rocznie za pomocą współczynnika linowego, o którym mowa w art. 9 dyrektywy 2003/87/WE, wykorzystując jako punkt odniesienia wstępną roczną liczbę uprawnień do emisji przydzielonych bezpłatnie przedmiotowej instalacji na 2013 r., z wyjątkiem każdego roku, w którym przydziały te są dostosowywane w jednolity sposób na podstawie art. 10a ust. 5 dyrektywy 2003/87/WE.

Na zasadzie odstępstwa od akapitu drugiego w przypadku każdego roku, dla którego współczynnik określony zgodnie z art. 14 ust. 6 wynosi mniej niż 100 % w odniesieniu do instalacji objętych art. lOa ust. 3 dyrektywy 2003/87/WE i kwalifikujących się do przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji, ostateczna roczna liczba uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie odpowiada wstępnej rocznej liczbie bezpłatnych uprawnień do emisji przydzielanych dla każdej instalacji, określonej zgodnie z ust. 6 niniejszego artykułu i dostosowywanej rocznie za pomocą współczynnika określonego zgodnie z art. 14 ust. 6 niniejszego rozporządzenia.

9. Do celów obliczeń, o których mowa w ust. 1-8, liczba uprawnień do emisji przydzielanych podinstalacjom i instalacjom wyrażona jest jako najbliższa liczba całkowita.

Artykuł 17

Historyczne poziomy działalności nowych instalacji

Państwa członkowskie określają historyczne poziomy działalności każdej nowej instalacji i jej podinstalacji w następujący sposób:

a) [37] historyczny poziom działalności związanej z produktem dla każdego produktu, dla którego określono wskaźnik emisyjności dla produktów, o którym mowa w załączniku I do niniejszego rozporządzenia, lub na podstawie art. 24 dyrektywy 2003/87/WE, stanowi poziom działalności przedmiotowej podinstalacji w pierwszym roku kalendarzowym następującym po roku kalendarzowym, w którym nastąpiło rozpoczęcie normalnej działalności w odniesieniu do wytwarzania tego produktu;

b) [38] historyczny poziom działalności związanej z ciepłem stanowi poziom działalności w pierwszym roku kalendarzowym następującym po roku kalendarzowym, w którym nastąpiło rozpoczęcie normalnej działalności w odniesieniu do wprowadzania z instalacji objętej EU ETS, innej niż instalacje objęte EU ETS wyłącznie do celów art. 14 i 15 dyrektywy 2003/87/WE, mierzalnego ciepła zużywanego w granicach instalacji do wytwarzania produktów, do produkcji energii mechanicznej innej niż wykorzystywana do produkcji energii elektrycznej, do ogrzewania lub chłodzenia, z wyjątkiem zużycia do produkcji energii elektrycznej lub wyprowadzania do innej instalacji lub innego podmiotu nieobjętych EU ETS, z wyjątkiem wyprowadzania w celu produkcji energii elektrycznej, lub do produkcji tego ciepła, lub do jednego i drugiego;

c) [39] historyczny poziom działalności związanej z siecią ciepłowniczą stanowi poziom działalności w pierwszym roku kalendarzowym następującym po roku kalendarzowym, w którym nastąpiło rozpoczęcie normalnej działalności w odniesieniu do wprowadzania z instalacji, innej niż instalacje objęte EU ETS wyłącznie do celów art. 14 i 15 dyrektywy 2003/87/WE, objętej EU ETS mierzalnego ciepła, które jest wyprowadzane do celów sieci ciepłowniczej, lub do produkcji tego ciepła, lub do jednego i drugiego;

d) [40] historyczny poziom działalności związanej z paliwem stanowi poziom działalności przedmiotowej instalacji w pierwszym roku kalendarzowym następującym po roku kalendarzowym, w którym nastąpiło rozpoczęcie normalnej działalności w odniesieniu do zużycia energii stosowanej w podstawowym celu polegającym na produkcji niemierzalnego ciepła zużywanego do wytwarzania produktów, do produkcji energii mechanicznej innej niż do wytwarzania energii elektrycznej, do ogrzewania lub chłodzenia, z wyjątkiem zużycia do produkcji energii elektrycznej, włącznie ze spalaniem na pochodniach dla zapewnienia bezpieczeństwa;

e) [41] poziom działalności związanej z emisjami procesowymi stanowi poziom działalności jednostki produkcyjnej w pierwszym roku kalendarzowym następującym po roku kalendarzowym, w którym nastąpiło rozpoczęcie normalnej działalności w odniesieniu do wytwarzania emisji procesowych;

f) [42] na zasadzie odstępstwa od lit. a) historyczny poziom działalności związanej z produktem dla produktów, do których zastosowanie mają wskaźniki emisyjności dla produktów, o których mowa w załączniku III, stanowi poziom działalności przedmiotowej instalacji w pierwszym roku kalendarzowym następującym po roku kalendarzowym, w którym nastąpiło rozpoczęcie normalnej działalności w odniesieniu do wytwarzania tego produktu, ustalony za pomocą wzorów określonych w powyższym załączniku.

Artykuł 18

Przydział dla nowych instalacji

1. Do celów przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji dla nowych instalacji państwa członkowskie obliczają wstępną roczną liczbę uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie od momentu rozpoczęcia normalnej działalności instalacji dla każdej podinstalacji oddzielnie w następujący sposób:

a) w przypadku każdej podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów, podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple i podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności opartym na paliwie wstępna roczna liczba uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie na dany rok odpowiada wartości tego wskaźnika za odpowiedni okres, pomnożonej przez właściwy historyczny poziom działalności;

b) [43] w przypadku każdej podinstalacji wytwarzającej emisje procesowe wstępna roczna liczba uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie na dany rok odpowiada historycznemu poziomowi działalności związanej z emisjami procesowymi pomnożonemu przez 0,97 dla lat kończących się 31 grudnia 2027 r. oraz przez 0,91 dla roku 2028 i późniejszych lat;

Art. 16 ust. 3, 4, 4a, 5 i 7 mają zastosowanie odpowiednio do obliczania wstępnej rocznej liczby uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie dla nowych instalacji. [44]

2. Wstępna roczna liczba uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie na dany rok kalendarzowy, w którym dochodzi do rozpoczęcia normalnej działalności, odpowiada wartości wskaźnika mającego zastosowanie do każdej podinstalacji, pomnożonej przez poziom działalności w tym roku.

3. Wstępna roczna liczba bezpłatnych uprawnień do emisji przydzielanych dla każdej instalacji stanowi sumę wszystkich wstępnych rocznych liczb bezpłatnych uprawnień do emisji przydzielanych dla każdej podinstalacji, obliczonych zgodnie z ust. 1 i 2. Zastosowanie ma art. 16 ust. 6 akapit drugi.

4. Państwa członkowskie niezwłocznie powiadamiają Komisję o liczbie uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie nowym instalacjom.

Uprawnienia do emisji z rezerwy dla nowych instalacji utworzonej na podstawie art. lOa ust. 7 dyrektywy 2003/87/WE przyznawane są przez Komisję według kolejności zgłoszeń, o której decyduje data otrzymania takiego powiadomienia.

Komisja może odrzucić wstępną liczbę uprawnień do emisji przydzielonych bezpłatnie konkretnej instalacji.

5. Ostateczna roczna liczba uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie odpowiada wstępnej rocznej liczbie uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie każdej instalacji, określonej zgodnie z ust. 1-4, dostosowywanej rocznie za pomocą współczynnika liniowego, o którym mowa w art. 9 dyrektywy 2003/87/WE, z wykorzystaniem jako punktu odniesienia wstępnej liczby uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie przedmiotowej instalacji na pierwszy rok odpowiedniego okresu, na który przydzielane są uprawnienia.

6. Do celów obliczeń, o których mowa w ust. 1-5, liczba uprawnień do emisji przydzielanych podinstalacjom i instalacjom wyrażona jest jako najbliższa liczba całkowita.

Artykuł 19

Przydział w przypadku krakingu parowego

[45] Na zasadzie odstępstwa od art. 16 ust. 2 lit. a) i art. 18 ust. 1 lit. a) wstępna roczna liczba uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów i związanych z produkcją chemikaliów o wysokich wartościach (HVC) odpowiada wartości wskaźnika emisyjności dla produktów uzyskanych w procesie krakingu parowego dla odpowiedniego okresu, na który przydzielane są uprawnienia, pomnożonej przez historyczny poziom działalności określony zgodnie z załącznikiem III. Do tego wyniku dodaje się medianę produkcji historycznej wodoru z uzupełniającego surowca wyrażoną w tonach wodoru pomnożoną przez 1,78 tony dwutlenku węgla na tonę wodoru, medianę produkcji historycznej etylenu z uzupełniającego surowca wyrażoną w tonach etylenu pomnożoną przez 0,24 tony dwutlenku węgla na tonę etylenu oraz medianę produkcji historycznej chemikaliów o wysokich wartościach innych niż wodór i etylen z uzupełniającego surowca wyrażoną w tonach chemikaliów o wysokich wartościach pomnożoną przez 0,16 tony dwutlenku węgla na tonę HVC.

Artykuł 20

Przydział w przypadku monomeru chlorku winylu

[46] Na zasadzie odstępstwa od art. 16 ust. 2 lit. a) i art. 18 ust. 1 lit. a) wstępna roczna liczba uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie podinstalacji zajmującej się produkcją monomeru chlorku winylu („VCM”) odpowiada wartości wskaźnika emisyjności VCM dla odpowiedniego okresu, na który przydzielane są uprawnienia, pomnożonej przez historyczny poziom działalności w odniesieniu do produkcji VCM wyrażony w tonach i pomnożony przez iloraz emisji bezpośrednich dla produkcji VCM, w tym emisji pochodzących z wprowadzanego ciepła netto, obliczonego na podstawie historycznego wprowadzonego ciepła netto wyrażonego w teradżulach pomnożonego przez wartość wskaźnika emisyjności opartego na cieple dla odpowiedniego okresu rozliczeniowego, obliczonego odpowiednio w okresie odniesienia, o którym mowa w art. 15 ust. 2, lub w pierwszym roku kalendarzowym następującym po roku kalendarzowym, w którym nastąpiło rozpoczęcie normalnej działalności, o której mowa w art. 17 lit. a), wyrażonych w tonach ekwiwalentu dwutlenku węgla, oraz sumy tych emisji bezpośrednich i emisji związanych z wodorem w odniesieniu do produkcji VCM, odpowiednio w okresie odniesienia, o którym mowa w art. 15 ust. 2, lub w pierwszym roku kalendarzowym następującym po roku kalendarzowym, w którym nastąpiło rozpoczęcie normalnej działalności, o której mowa w art. 17 lit. a), wyrażonych w tonach ekwiwalentu dwutlenku węgla i obliczonych w oparciu o historyczne zużycie ciepła powstałego ze spalania wodoru, wyrażonego w teradżulach, pomnożone przez wartość wskaźnika emisyjności opartego na cieple dla odpowiedniego okresu, na który przydzielane są uprawnienia.

Artykuł 21

Przepływy ciepła między instalacjami

[47] Jeżeli podinstalacja objęta wskaźnikiem emisyjności dla produktów obejmuje mierzalne ciepło wprowadzane z instalacji lub od innego podmiotu nieobjętego EU ETS lub objętego EU ETS wyłącznie do celów art. 14 i 15 dyrektywy 2003/87/WE, wstępną roczną liczbę uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie dla danej podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów określoną, odpowiednio, na podstawie art. 16 ust. 2 lit. a) lub art. 18 ust. 1 lit. a) zmniejsza się o ilość ciepła historycznie wprowadzonego z instalacji lub od innego podmiotu nieobjętego EU ETS lub objętego EU ETS wyłącznie do celów art. 14 i 15 dyrektywy 2003/87/WE w danym roku, pomnożoną przez wartość wskaźnika emisyjności opartego na cieple w odniesieniu do mierzalnego ciepła dla odpowiedniego okresu, na który przydzielane są uprawnienia.

Artykuł 22

[48] (uchylony)

Artykuł 22a

Warunkowość przydziału bezpłatnych uprawnień w odniesieniu do wdrażania środków poprawy efektywności energetycznej

[49] 1. Ostateczną roczną liczbę bezpłatnych uprawnień do emisji, określoną zgodnie z art. 16 ust. 8 niniejszego rozporządzenia dla instalacji, o której mowa w art. 10a ust. 1 akapit trzeci dyrektywy 2003/87/WE, należy zmniejszyć o 20 % zgodnie z art. 10a ust. 1 tej dyrektywy, jeżeli prowadzący instalację nie może wykazać w sposób zadowalający właściwy organ, że wszystkie zalecenia na podstawie art. 8 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/27/UE (⁷) zostały wdrożone.

Na zasadzie odstępstwa od akapitu pierwszego nie stosuje się takiego zmniejszenia, jeżeli prowadzący instalację jest w stanie wykazać w sposób zadowalający właściwy organ, że zastosowanie ma którykolwiek z następujących warunków:

a) czas zwrotu kosztów w przypadku odpowiednich inwestycji objętych zaleceniem przekracza trzy lata;

b) koszty inwestycji związane z wdrożeniem zalecenia przekraczają jeden z następujących progów:

(i) 5 % rocznego obrotu instalacji lub 25 % zysku instalacji, obliczonego na podstawie odpowiednich średnich rocznych z trzech lat kalendarzowych poprzedzających datę złożenia wniosku o przydział bezpłatnych uprawnień zgodnie z art. 4;

(ii) 50 % średniej rocznej wartości ekonomicznej równoważnej liczbie pomniejszonej zgodnie z akapitem pierwszym z ostatecznej rocznej liczby bezpłatnych uprawnień do emisji na podstawie art. 16 ust. 8, obliczonej na podstawie średniej ceny uprawnień na wspólnej platformie aukcyjnej w danym roku kalendarzowym poprzedzającym złożenie wniosku, o którym mowa w art. 4 ust. 2;

c) w odpowiednim okresie odniesienia lub po tym okresie wdrożono inne środki prowadzące do redukcji emisji gazów cieplarnianych w instalacji równoważnej redukcji zalecanej w sprawozdaniu z audytu energetycznego lub w certyfikowanym systemie zarządzania energią na podstawie art. 8 dyrektywy 2012/27/UE;

d) wdrożenie zaleceń nie doprowadziłoby do oszczędności energii w granicach systemowych procesu przemysłowego prowadzonego w instalacji;

e) nie zaistniały jeszcze warunki eksploatacji specyficzne dla instalacji, w tym planowane lub nieplanowane okresy konserwacji, na podstawie których ustalono okres zwrotu, o którym mowa w lit. a);

f) nie wydano zaleceń zawartych w sprawozdaniu z audytu lub w certyfikowanym systemie zarządzania energią w ciągu pierwszych czterech lat odpowiedniego okresu odniesienia.

2. Prowadzący instalację ustanawia, wdraża, dokumentuje i utrzymuje procedurę wdrażania zaleceń oraz, w stosownych przypadkach, wykazywania spełnienia warunków, o których mowa w ust. 1.

3. Weryfikator sprawdza w ramach weryfikacji raportu dotyczącego danych podstawowych, o którym mowa w art. 4 ust. 2, czy zalecenia, o których mowa w ust. 1 akapit pierwszy, zostały wdrożone i czy warunki określone w ust. 1 akapit drugi zostały spełnione, w stosownych przypadkach.

W stosownych przypadkach weryfikator sprawdza w ramach weryfikacji rocznego raportu dotyczącego poziomu działalności zgodnie z art. 7 rozporządzenia wykonawczego Komisji (UE) 2018/2067 (⁸), czy zalecenia, o których mowa w ust. 1 akapit pierwszy, zostały wdrożone i czy warunki określone w ust. 1 akapit drugi zostały spełnione, w stosownych przypadkach.

4. Właściwy organ uznaje zalecenia, o których mowa w ust. 1 akapit pierwszy, za wdrożone wyłącznie wtedy, gdy spełnione są wszystkie następujące warunki:

a) prowadzący instalację wykazał zakończenie wdrażania tych zaleceń;

b) weryfikator potwierdził zakończenie, o którym mowa w lit. a), zgodnie z ust. 3.

Artykuł 22b

Warunkowość przydziału bezpłatnych uprawnień w odniesieniu do planów neutralności klimatycznej

[50] 1. Do celów art. 10a ust. 1 akapit piąty dyrektywy 2003/87/WE ostateczna roczna liczba bezpłatnych uprawnień do emisji przydzielanych zgodnie z art. 16 ust. 8 niniejszego rozporządzenia zostaje zmniejszona o 20 % dla instalacji z podinstalacjami objętymi wskaźnikiem emisyjności dla produktów, w przypadku których poziomy emisji gazów cieplarnianych z co najmniej jednej z tych podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności dla produktów były wyższe niż 80. percentyl poziomów emisji dla odpowiednich wskaźników emisyjności dla produktów w latach 2016 i 2017.

Na zasadzie odstępstwa od akapitu pierwszego nie stosuje się takiego zmniejszenia, jeżeli spełniono następujące warunki:

a) prowadzący instalację, o której mowa w akapicie pierwszym, przedłożył właściwemu organowi plan neutralności klimatycznej dla swojej działalności objętej dyrektywą 2003/87/WE do dnia 30 maja 2024 r. lub, w stosownych przypadkach, zgodnie z art. 4 niniejszego rozporządzenia jako część wniosku o przydział bezpłatnych uprawnień;

b) osiągnięcie celów i wartości pośrednich, o których mowa w art. 10b ust. 4 akapit trzeci lit. b) dyrektywy 2003/87/WE, zostało potwierdzone w wyniku weryfikacji przeprowadzonej zgodnie z art. 10b ust. 4 akapit czwarty tej dyrektywy;

c) właściwy organ sprawdził i uznał za zgodne treść i format planu neutralności klimatycznej zgodnie z ust. 4.

2. Ust. 1 akapit pierwszy nie ma zastosowania, jeżeli udział odpowiedniej podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów nie przekracza 20 % sumy wstępnych rocznych liczb bezpłatnych uprawnień do emisji przydzielonych wszystkim podinstalacjom na okres od 2021 r. do 2025 r., obliczonych zgodnie z art. 16 ust. 2–5.

3. Do celów art. 10b ust. 4 akapity drugi, trzeci i czwarty dyrektywy 2003/87/WE wstępną roczną liczbę uprawnień do emisji przydzielanych bezpłatnie podinstalacji sieci ciepłowniczej, obliczoną zgodnie z art. 16 ust. 2 i 3 niniejszego rozporządzenia, zwiększa się o 30 % liczby obliczonej zgodnie z art. 16 ust. 2, jeżeli prowadzący podinstalację sieci ciepłowniczej złożył wniosek zgodnie z art. 4 niniejszego rozporządzenia i jeżeli w odniesieniu do okresu do końca 2025 r. lub w odniesieniu do okresu od 2026 r. do 2030 r. spełnione są wszystkie poniższe warunki:

a) instalacja lub przedsiębiorstwo ciepłownicze znajduje się w państwie członkowskim, które spełnia kryteria określone w art. 10b ust. 4 akapit drugi dyrektywy 2003/87/WE i o którym mowa w załączniku VIII;

b) instalacja lub przedsiębiorstwo ciepłownicze dokonały inwestycji o wolumenie co najmniej równym wartości ekonomicznej dodatkowej liczby bezpłatnych uprawnień w okresie od 2026 r. do 2030 r., zgodnie z celami i wartościami pośrednimi określonymi w planie neutralności klimatycznej, aby zmierzyć, do dnia 31 grudnia 2025 r. i do dnia 31 grudnia każdego kolejnego piątego roku, postępy w osiąganiu neutralności klimatycznej;

c) inwestycja, o której mowa w lit. b), prowadzi do znacznej redukcji emisji przed 2030 r.;

d) instalacja lub przedsiębiorstwo ciepłownicze przedkłada plan neutralności klimatycznej do dnia 30 maja 2024 r. zgodnie z art. 4 ust. 1 lub, w stosownych przypadkach, w odniesieniu do swojej działalności objętej dyrektywą 2003/87/WE;

e) osiągnięcie celów i wartości pośrednich, o których mowa w art. 10b ust. 4 akapit trzeci lit. b) dyrektywy 2003/87/WE, zostało potwierdzone w wyniku weryfikacji przeprowadzonej zgodnie z art. 10b ust. 4 akapit czwarty tej dyrektywy;

f) właściwy organ sprawdził i uznał za zgodne treść i format planu neutralności klimatycznej zgodnie z ust. 4.

Do celów lit. b) wartość ekonomiczną dodatkowych 30 % uprawnień określa się przez pomnożenie dodatkowej liczby bezpłatnych uprawnień w okresie od 2026 r. do 2030 r. przez średnią cenę uprawnień na wspólnej platformie aukcyjnej w roku kalendarzowym poprzedzającym złożenie wniosku, o którym mowa w art. 4 ust. 2, i pomnożenie przez współczynnik określony zgodnie z art. 14 ust. 6, stosownie do instalacji.

Do celów lit. c) redukcja emisji jest znacząca, jeżeli indywidualny poziom emisji, wyrażony w tonach CO2 na teradżul dostarczonego ciepła do sieci ciepłowniczej, z instalacji lub przedsiębiorstwa ciepłowniczego został zmniejszony poniżej średniego indywidualnego poziomu emisji w odpowiednim okresie odniesienia przy zastosowaniu współczynników liniowych redukcji emisji, o których mowa w art. 9 dyrektywy 2003/87/WE, począwszy od połowy odpowiedniego okresu odniesienia.

4. Do 30 września 2024 r. właściwy organ ma obowiązek sprawdzić, czy treść i format planów neutralności klimatycznej, o których mowa w ust. 1 i 3 niniejszego artykułu, są zgodne z rozporządzeniem wykonawczym (UE) 2023/2441.

Artykuł 22c

Niekumulatywny charakter redukcji o 20 %, o której mowa w art. 22a i 22b

[51] Redukcja o 20 %, o której mowa w art. 22a i 22b, stosuje się do instalacji tylko raz w odpowiednim okresie, na który przydzielane są uprawnienia.

Artykuł 22d

Aktualizacja planu neutralności klimatycznej

[52] 1. Prowadzący instalacje, w okresach określonych w planie neutralności klimatycznej, o którym mowa w art. 22b, i w każdym przypadku, gdy jest to konieczne, oceniają skuteczność tego planu pod względem redukcji emisji gazów cieplarnianych i w stosownych przypadkach wdrażają działania naprawcze, aby zapewnić osiągnięcie wartości pośrednich i celów. Wszelkie aktualizacje mają wpływ wyłącznie na przyszłe wartości pośrednie i cele.

2. W przypadku aktualizacji planu neutralności klimatycznej w odniesieniu do pośrednich wartości i celów prowadzący instalację przedkłada bez zbędnej zwłoki zaktualizowany plan właściwemu organowi.

Artykuł 22e

Publikacja planu neutralności klimatycznej

[53] 1. Właściwe organy publikują plan neutralności klimatycznej przedłożony zgodnie z art. 22b.

2. Jeśli prowadzący instalację uzna, że plan neutralności klimatycznej zawiera elementy wrażliwe z handlowego punktu widzenia, których ujawnienie mogłoby zaszkodzić jego interesom handlowym, może zwrócić się do właściwego organu o niepublikowanie tych elementów. Jeżeli wniosek jest uzasadniony, właściwy organ publikuje plan neutralności klimatycznej bez tych elementów.

Artykuł 23

Zmiany w przydziale dla instalacji

1. Prowadzący instalacje powiadamiają odpowiedni właściwy organ o wszelkich zmianach związanych z działaniem instalacji, które mają wpływ na przydział dla instalacji. Państwa członkowskie mogą ustanowić termin na to powiadomienie i mogą wymagać stosowania formularzy elektronicznych lub określonych formatów plików.

2. Po dokonaniu oceny istotnych informacji właściwy organ przedkłada Komisji wszystkie istotne informacje, w tym zmienioną ostateczną roczną liczbę uprawnień do emisji przydzielonych bezpłatnie przedmiotowej instalacji.

Właściwy organ przedkłada istotne informacje na podstawie akapitu pierwszego za pomocą systemu elektronicznego obsługiwanego przez Komisję.

3. Komisja może odrzucić zmienioną ostateczną roczną liczbę uprawnień do emisji przydzielonych bezpłatnie przedmiotowej instalacji.

4. [54] Komisja przyjmuje decyzję na podstawie otrzymanego powiadomienia, informuje o tym fakcie odpowiedni właściwy organ i wprowadza zmiany, w stosownych przypadkach, do rejestru Unii utworzonego na podstawie art. 19 dyrektywy 2003/87/WE oraz do dziennika transakcji, o którym mowa w art. 20 wspomnianej dyrektywy.

Artykuł 24

Zrzeczenie się przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji

1. Prowadzący instalację, któremu przyznano bezpłatne uprawnienia do emisji, może zrzec się tego przydziału w odniesieniu do wszystkich lub niektórych podinstalacji w dowolnym momencie w odpowiednim okresie, na który przydzielane są uprawnienia, przez złożenie wniosku do właściwego organu.

2. Po dokonaniu oceny istotnych informacji właściwy organ przedkłada Komisji zmienioną ostateczną roczną liczbę uprawnień do emisji przydzielonych bezpłatnie dla przedmiotowej instalacji, jak opisano w art. 23 ust. 2.

Zmieniony przydział dotyczy lat kalendarzowych następujących po roku, w którym złożono wniosek, o którym mowa w ust. 1.

3. Komisja przyjmuje decyzję dotyczącą zrzeczenia się przydziału i postępuje zgodnie z procedurą, o której mowa w art. 2 3 ust. 4.

4. Prowadzący instalację nie ma prawa do wycofania swojego wniosku, o którym mowa w ust. 1, w odniesieniu do tego samego okresu, na który przydzielane są uprawnienia.

Artykuł 25

Połączenia i podziały

1. Prowadzący nowe instalacje powstałe w wyniku połączenia lub podziału, w stosownych przypadkach, przedstawiają właściwemu organowi następujące dokumenty:

a) nazwy, adresy i dane do kontaktu prowadzących instalacje, które wcześniej stanowiły oddzielne lub pojedyncze instalacje;

b) nazwy, adresy i dane do kontaktu prowadzących nowo utworzone instalacje;

c) w stosownych przypadkach szczegółowy opis granic odnośnych części instalacji;

d) identyfikator zezwolenia i kod identyfikacyjny nowo utworzonej lub nowo utworzonych instalacji w rejestrze Unii.

2. Instalacje powstałe w wyniku połączeń lub podziałów przedkładają właściwemu organowi raporty, o których mowa w art. 4 ust. 2. Jeżeli instalacje przed połączeniem lub podziałem były nowymi instalacjami, prowadzący instalacje zgłaszają właściwemu organowi dane od rozpoczęcia normalnej działalności.

3. Właściwy organ dokonuje oceny połączeń i podziałów instalacji, w tym podziałów w ramach tej samej grupy przedsiębiorstw. Właściwy organ powiadamia Komisję o zmianach prowadzących instalacje.

Na podstawie danych otrzymanych na podstawie ust. 2 właściwy organ określa historyczne poziomy działalności w okresie odniesienia dla każdej podinstalacji w ramach każdej nowo utworzonej instalacji powstałej w wyniku połączenia lub podziału. W przypadku gdy podinstalacja jest dzielona na co najmniej dwie podinstalacje, historyczny poziom działalności i przydział dla tych podinstalacji po podziale ustala się w oparciu o historyczne poziomy działalności odnośnych jednostek technicznych instalacji sprzed podziału w okresie odniesienia.

4. [55] (uchylony)

5. Komisja dokonuje przeglądu każdego przydziału uprawnień do emisji dla instalacji po połączeniach lub podziałach i przekazuje wyniki tej oceny właściwemu organowi.

Artykuł 26

Zaprzestanie działalności instalacji

1. Uznaje się, że instalacja zaprzestała działalności, jeżeli zostaje spełniony którykolwiek z następujących warunków:

a) [56] odpowiednie zezwolenie na emisję gazów cieplarnianych wygasło lub zostało wycofane, w tym w przypadku gdy instalacja nie przestrzega już wartości progowych dotyczących działalności wymienionych w załączniku I do dyrektywy 2003/87/WE;

b) instalacja już nie działa i nie może wznowić działalności z przyczyn technicznych.

2. [57] W przypadku gdy instalacja zaprzestała działalności, zainteresowane państwo członkowskie nie wydaje uprawnień do emisji dla tej instalacji na pozostałą część roku kalendarzowego następującą po dniu zaprzestania przez nią działalności. Takich dostosowań dokonuje się proporcjonalnie.

3. Państwa członkowskie mogą zawiesić wydawanie uprawnień do emisji dla instalacji, które zawiesiły działalność, o ile nie wykazano, że instalacja wznowi działalność.

ROZDZIAŁ IV

Przepisy końcowe

Artykuł 27

Uchylenie decyzji 2011/278/UE

Decyzja 2011/278/UE traci moc ze skutkiem od dnia 1 stycznia 2021 r. Nadal ma ona jednak zastosowanie do przydziałów dotyczących okresu przed dniem 1 stycznia 2021 r.

Artykuł 28

Wejście w życie

Niniejsze rozporządzenie wchodzi w życie następnego dnia po jego opublikowaniu w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej.

Niniejsze rozporządzenie wiąże w całości i jest bezpośrednio stosowane we wszystkich państwach członkowskich.

Sporządzono w Brukseli dnia 19 grudnia 2018 r.

ZAŁĄCZNIK I

Wskaźniki emisyjności [58]

1. Definicja wskaźników emisyjności dla produktów i granic systemowych bez zbierania danych na temat zużycia energii elektrycznej

Jeżeli nie podano innego odniesienia, wszystkie wskaźniki emisyjności dla produktów odnoszą się do 1 tony wytworzonego produktu wyrażonego jako sprzedawana produkcja (netto) i do 100 % czystości przedmiotowej substancji.

Wszystkie definicje procesów i objętych nimi emisji (granice systemowe) obejmują pochodnie, jeżeli występują.

2. Definicja wskaźników emisyjności dla produktów i granic systemowych wraz z gromadzeniem danych na temat zużycia energii elektrycznej

Jeżeli nie podano innego odniesienia, wszystkie wskaźniki emisyjności dla produktów odnoszą się do 1 tony wytworzonego produktu wyrażonego jako sprzedawana produkcja (netto) i do 100 % czystości przedmiotowej substancji.

Wszystkie definicje procesów i objętych nimi emisji (granice systemowe) obejmują pochodnie, jeżeli występują.

3. Wskaźniki emisyjności oparte na cieple i na paliwie

ZAŁĄCZNIK III

Historyczny poziom działalności dla poszczególnych wskaźników, o których mowa w art. 15 ust. 8 i art. 17 lit. f) [59]

1. Historyczny poziom działalności związanej z produktem w okresie odniesienia dla produktów, do których ma zastosowanie wskaźnik dotyczący rafinerii, o którym mowa w załączniku I, w oparciu o poszczególne funkcje CWT, ich definicje, podstawę przepustowości oraz współczynniki CWT wymienione w załączniku II, określa się zgodnie z następującym wzorem:

gdzie:

HAL_CWT: historyczny poziom działalności wyrażony w CWT

TP_i,k: wielkość przerobu danej instalacji w funkcji CWT i w roku k okresu odniesienia

CWT_i: współczynnik CWT funkcji CWT i

TP_AD,k: wielkość przerobu na instalacji „destylacji atmosferycznej” w funkcji CWT w roku k okresu odniesienia

2. Historyczny poziom działalności związanej z produktem w okresie odniesienia dla produktów, do których ma zastosowanie wskaźnik dotyczący wapna, o którym mowa w załączniku I, określa się zgodnie z następującym wzorem:

gdzie:

HAL_{lime,standard}: historyczny poziom działalności w zakresie produkcji wapna wyrażony w tonach standardowego czystego wapna

m_CaO,k: zawartość wolnego CaO w wyprodukowanym wapnie w roku k okresu odniesienia wyrażona jako procent masy

m_MgO,k: zawartość wolnego MgO w wyprodukowanym wapnie w roku k okresu odniesienia wyrażona jako procent masy

HAL_{lime,uncorrected,k}: nieskorygowany historyczny poziom działalności w zakresie produkcji wapna w roku k okresu odniesienia wyrażony w tonach wapna

3. Historyczny poziom działalności związanej z produktem w okresie odniesienia dla produktów, do których ma zastosowanie wskaźnik dotyczący dolomitu kalcynowanego, o którym mowa w załączniku I, określa się zgodnie z następującym wzorem:

gdzie:

HAL_{dolime,standard}: historyczny poziom działalności w zakresie produkcji dolomitu kalcynowanego wyrażony w tonach standardowego czystego dolomitu kalcynowanego

m_CaO,k: zawartość wolnego CaO w wyprodukowanym dolomicie kalcynowanym w roku k okresu odniesienia wyrażona jako procent masy

m_MgO,k: zawartość wolnego MgO w wyprodukowanym dolomicie kalcynowanym w roku k okresu odniesienia wyrażona jako procent masy

HAL_{dolime,uncorrected,k}: nieskorygowany historyczny poziom działalności w zakresie produkcji dolomitu kalcynowanego w roku k okresu odniesienia wyrażony w tonach wapna

4. Historyczny poziom działalności związanej z produktem w okresie odniesienia dla produktów, do których ma zastosowanie wskaźnik emisyjności dla produktów uzyskanych w procesie krakingu parowego, o którym mowa w załączniku I, określa się zgodnie z następującym wzorem:

gdzie:

HAL_HVC,net: historyczny poziom działalności w zakresie chemikaliów o wysokich wartościach bez chemikaliów o wysokich wartościach wyprodukowanych z uzupełniającego surowca, wyrażony w tonach chemikaliów o wysokich wartościach

HAL_HVC,total,k: historyczny poziom działalności w zakresie całkowitej produkcji chemikaliów o wysokich wartościach w roku k okresu odniesienia wyrażony w tonach chemikaliów o wysokich wartościach

HSF_H,k: historyczna ilość wodoru jako uzupełniającego surowca w roku k okresu odniesienia wyrażona w tonach wodoru

HSF_E,k: historyczna ilość etylenu jako uzupełniającego surowca w roku k okresu odniesienia wyrażona w tonach etylenu

HSF_O,k: historyczna ilość chemikaliów o wysokich wartościach innych niż wodór i etylen jako uzupełniającego surowca w roku k okresu odniesienia wyrażona w tonach chemikaliów o wysokich wartościach

5. Historyczny poziom działalności związanej z produktem w okresie odniesienia dla produktów, do których ma zastosowanie wskaźnik dotyczący związków aromatycznych, o którym mowa w załączniku I, w oparciu o poszczególne funkcje CWT, ich definicje, podstawę przepustowości oraz współczynniki CWT wymienione w załączniku II, określa się zgodnie z następującym wzorem:

gdzie:

HAL_CWT: historyczny poziom działalności wyrażony w CWT

TP_i,k: wielkość przerobu danej instalacji w funkcji CWT i w roku k okresu odniesienia

CWT_i: współczynnik CWT funkcji CWTi

6. W przypadku produkcji mieszaniny wodoru i tlenku węgla historyczny poziom działalności związanej z produktem w okresie odniesienia dla produktów, do których ma zastosowanie wskaźnik emisyjności dla wodoru, o którym mowa w załączniku I, określa się zgodnie z następującym wzorem:

gdzie:

HAL_H2: historyczny poziom działalności w zakresie produkcji wodoru w stosunku do 100 % wodoru

HAL_H2,act: rzeczywista produkcja wodoru

HAL_{H2, WGS}: dodatkowa produkcja wodoru w teoretycznej reakcji całkowitej konwersji tlenku węgla z parą wodną (WGS), obliczona za pomocą współczynnika stechiometrycznego jako HHAL_{CO, act} x 0,071967 t H₂/tCO dla reakcji WGS

HAL_{CO, act}: rzeczywista produkcja tlenku węgla

Em_act: rzeczywiste emisje związane z produkcją wodoru

Em_WGS: dodatkowe emisje związane z produkcją wodoru z teoretycznej pełnej reakcji WGS

Rzeczywiste emisje związane z produkcją wodoru określa się w następujący sposób:

gdzie:

Em_act: rzeczywiste emisje związane z produkcją wodoru

DirEm_act: rzeczywiste emisje bezpośrednie, z wyłączeniem emisji związanych z ciepłem, przed jakimkolwiek wychwytywaniem dwutlenku węgla w celu jego wykorzystania lub geologicznego składowania. W przypadku emisji pochodzących z biomasy emisje oblicza się jako wartość opałową z biomasy pomnożoną przez współczynnik emisji gazu ziemnego zamiast rzeczywistych emisji.

Heat_export,act: rzeczywiste wyprowadzenie ciepła netto

BM_heat: wartość wskaźnika emisyjności opartego na cieple dla mierzalnego ciepła w odniesieniu do odpowiedniego okresu, na który przydzielane są uprawnienia

Dodatkowe emisje związane z produkcją wodoru z teoretycznej całkowitej wymiany gazu wodnego określa się w następujący sposób:

gdzie:

CO_WGS: ilość CO wytworzonego przed dodatkową teoretyczną konwersją do CO₂ w reakcji WGS

M_CO2: masa cząsteczkowa CO₂ (44,01 g/mol)

M_CO: masa cząsteczkowa CO (28,01 g/mol)

Heat_export,WGS: teoretyczne dodatkowe ciepło netto wyprowadzane po pełnej reakcji WGS przy założeniu 99,5 % odzysku ciepła, obliczone na podstawie entalpii reakcji WGS (– 20,439 GJ/t wyprodukowanego H₂) pomnożonej przez HAL_H2,WGS i przy 99,5 % sprawności odzysku.

BM_heat: wartość wskaźnika emisyjności opartego na cieple dla mierzalnego ciepła w odniesieniu do odpowiedniego okresu, na który przydzielane są uprawnienia

7. Historyczny poziom działalności związanej z produktem w okresie odniesienia dla produktów, do których ma zastosowanie wskaźnik dotyczący gazu syntezowego, o którym mowa w załączniku I, określa się zgodnie z następującym wzorem:

gdzie:

HAL_syngas: poziom historyczny działalności w zakresie produkcji gazu syntezowego w stosunku do 47 % wodoru

VF_H2,k: odsetek historycznej wielkości produkcji czystego wodoru w całkowitej wielkości wodoru i tlenku węgla w roku k okresu odniesienia

HAL_H2+CO,k: historyczny poziom działalności w zakresie produkcji gazu syntezowego w stosunku do historycznej zawartości wodoru wyrażony w normalnych metrach sześciennych na rok przy 0 °C i 101,325 kPa w roku k okresu odniesienia

8. Historyczny poziom działalności związanej z produktem w okresie odniesienia dla produktów, do których ma zastosowanie wskaźnik dotyczący tlenku etylenu/glikoli etylenu, o którym mowa w załączniku I, określa się zgodnie z następującym wzorem:

gdzie:

HAL_EO/EG: historyczny poziom działalności w zakresie produkcji tlenku etylenu/glikoli etylenu wyrażony w tonach ekwiwalentu tlenku etylenu

HAL_i,k: historyczny poziom działalności w zakresie produkcji tlenku etylenu lub glikoli etylenu w roku k okresu odniesienia wyrażony w tonach

CF_EOE,i: współczynnik konwersji dla tlenku lub glikolu etylenu i względem tlenku etylenu

Stosuje się następujące współczynniki konwersji:

Tlenek etylenu: 0,926

Glikol etylenowy: 0,717

Glikol dietylenowy: 1,174

Glikol trietylenowy: 1,429

ZAŁĄCZNIK IV

Parametry w przypadku gromadzenia danych podstawowych [60]

Do celów sprawozdania dotyczącego danych podstawowych prowadzący instalacje, bez uszczerbku dla uprawnienia właściwego organu do wymagania od prowadzących instalacje dodatkowych informacji zgodnie z art. 15 ust. 1, przedkładają następujące dane na poziomie instalacji i podinstalacji w odniesieniu do wszystkich lat kalendarzowych odpowiedniego okresu odniesienia. W przypadku nowych instalacji sprawozdanie dotyczące danych obejmuje dane wymienione w sekcji 1 i 2 na poziomie instalacji i podinstalacji.

1. OGÓLNE DANE O INSTALACJI

1. 1. Określenie instalacji i prowadzącego instalację

Ta pozycja zawiera co najmniej następujące informacje:

a) nazwa i adres instalacji;

b) identyfikator instalacji stosowany w rejestrze Unii;

c) identyfikator zezwolenia i data wydania pierwszego zezwolenia na emisje gazów cieplarnianych, które instalacja otrzymała na podstawie art. 6 dyrektywy 2003/87/WE;

d) identyfikator zezwolenia i data najnowszego zezwolenia na emisje gazów cieplarnianych, w stosownych przypadkach;

e) nazwa i adres prowadzącego instalację, informacje kontaktowe upoważnionego przedstawiciela i głównej osoby wyznaczonej do kontaktów, jeżeli są inne.

1. 2. Informacje o weryfikatorze

Ta pozycja zawiera co najmniej następujące informacje:

a) nazwa i adres weryfikatora, informacje kontaktowe upoważnionego przedstawiciela i głównej osoby wyznaczonej do kontaktów, jeżeli są inne;

b) nazwa krajowej jednostki akredytującej, która akredytowała weryfikatora;

c) numer rejestracyjny wydany przez krajową jednostkę akredytacyjną.

1. 3. Informacje o działalności

Ta pozycja zawiera co najmniej następujące informacje:

a) wykaz działań, na podstawie załącznika I do dyrektywy 2003/87/WE, prowadzonych w ramach instalacji;

b) kod NACE Rev. 2 instalacji, zgodnie z rozporządzeniem (WE) nr 1893/2006 Parlamentu Europejskiego i Rady (¹);

c) informację, czy instalacja wchodzi w zakres co najmniej jednej z kategorii, które mogą być wyłączone z EU ETS na podstawie art. 27 lub art. 27a dyrektywy 2003/87/WE:

– emisje niższe niż 25 000 t ekwiwalentu dwutlenku węgla rocznie oraz, w stosownych przypadkach, nominalna moc cieplna niższa niż 3 5 MW;

– szpital;

– emisje niższe niż 2 500 t ekwiwalentu dwutlenku węgla rocznie;

– działająca krócej niż 300 godzin rocznie;

d) całkowitą nominalną moc dostarczoną w paliwie dla wszystkich odpowiednich działań zgodnie z załącznikiem I do dyrektywy 2003/87/WE.

1.4. Wdrożenie przepisów dotyczących warunkowości zawartych w art. 22a i 22b

Ta pozycja zawiera co najmniej następujące informacje:

a) czy wydano sprawozdanie z audytu energetycznego lub wdrożono certyfikowany system zarządzania energią dla instalacji zgodnie z art. 8 dyrektywy 2012/27/UE;

b) czy istnieją nieuregulowane zalecenia dotyczące sprawozdania z audytu energetycznego lub certyfikowanego systemu zarządzania energią zgodnie z art. 8 dyrektywy 2012/27/UE;

c) czy instalacja jest instalacją sieci ciepłowniczej kwalifikującą się do dodatkowego przydziału bezpłatnych uprawnień na podstawie art. 10b ust. 4 dyrektywy 2003/87/WE, a prowadzący instalację zamierza ubiegać się o dodatkowy przydział bezpłatnych uprawnień;

d) w odniesieniu do wszystkich podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności dla produktów, czy poziomy emisji gazów cieplarnianych były wyższe niż 80. percentyl poziomów emisji dla odpowiednich wskaźników emisyjności dla produktów w latach 2016 i 2017;

e) czy w stosownych przypadkach przedłożono plan neutralności klimatycznej zgodnie z rozporządzeniem wykonawczym (UE) 2023/2441;

f) szczegółowe informacje na temat spełnienia warunków przydziału bezpłatnych uprawnień zgodnie z art. 22a i 22b.

1. 5. Wykaz podinstalacji

Ta pozycja zawiera wykaz wszystkich podinstalacji w ramach instalacji.

1. 6. Wykaz połączeń z innymi instalacjami objętymi EU ETS lub podmiotami nieobjętymi EU ETS na potrzeby przekazywania mierzalnego ciepła, produktów pośrednich, gazów odlotowych lub dwutlenku węgla do wykorzystania w ramach tej instalacji lub do stałego geologicznego składowania

Ta pozycja zawiera co najmniej następujące informacje w odniesieniu do każdej połączonej instalacji lub podmiotu:

a) nazwę odnośnej instalacji lub odnośnego podmiotu;

b) rodzaj połączenia (wprowadzanie lub wyprowadzanie: mierzalnego ciepła, gazów odlotowych, dwutlenku węgla);

c) Czy sama instalacja lub sam podmiot wchodzi w zakres EU ETS?

– Jeżeli tak - numer identyfikacyjny w rejestrze, identyfikator zezwolenia i osobę wyznaczoną do kontaktów;

– Jeżeli nie - nazwę i adres podmiotu, osobę wyznaczoną do kontaktów.

2. SZCZEGÓŁOWE ROCZNE DANE ZA KAŻDY ROK OKRESU ODNIESIENIA

2. 1. Szczegółowe roczne dane dotyczące zweryfikowanych emisji na poziomie instalacji

Ta pozycja zawiera co najmniej następujące informacje:

a) w przypadku każdego strumienia materiałów wsadowych: dane dotyczące działalności, zastosowane współczynniki obliczeniowe, emisje z paliw kopalnych, emisje z biomasy, w przypadku paliw (w tym jeżeli są one wykorzystywane jako wsad do procesu) energię wejściową obliczoną na podstawie wartości opałowej (NCV);

b) w przypadku każdego źródła emisji, wobec którego stosowane są systemy ciągłego monitorowania emisji: emisje z paliw kopalnych, emisje z biomasy, roczną średnią godzinową stężenia gazów cieplarnianych i przepływu spalin; w przypadku dwutlenku węgla: dane przybliżone dotyczące energii wejściowej związanej z emisjami;

c) w przypadku korzystania z rozwiązania rezerwowego zgodnie z art. 22 rozporządzenia (UE) nr 601/2012, w stosownych przypadkach, określone emisje z paliw kopalnych i biomasy, dane przybliżone dotyczące energii wejściowej związanej z emisjami;

d) ilość przekazanego dwutlenku węgla, wprowadzonego lub wyprowadzonego.

Państwa członkowskie mogą podjąć decyzję o umożliwieniu prowadzącym instalacje zgłaszania jedynie zagregowanych danych liczbowych dotyczących emisji.

2. 2. Roczne emisje w ramach poszczególnych podinstalacji

Ta pozycja zawiera pełny bilans emisji, ze wskazaniem ilość emisji, które można przypisać każdej podinstalacji.

2. 3. Roczny bilans wprowadzonego, wytworzonego, zużytego i wyprowadzonego ciepła w ramach całej instalacji

Ta pozycja zawiera co najmniej następujące informacje:

a) całkowitą ilość energii wejściowej wykorzystanej w ramach instalacji, zawartej w paliwach i materiałach (na przykład ciepło egzotermiczne z reakcji chemicznych);

b) w stosownych przypadkach zawartość energii wprowadzonych gazów odlotowych;

c) w stosownych przypadkach ilość energii w paliwach wyprowadzonej do innych bezpośrednio technicznie połączonych instalacji objętych EU ETS lub podmiotów nieobjętych EU ETS;

d) w stosownych przypadkach zawartość energii gazów odlotowych wyprowadzonych do innych instalacji objętych EU ETS lub podmiotów nieobjętych EU ETS;

e) ilość energii wejściowej z paliw wykorzystanej do wytworzenia energii elektrycznej;

f) ilość energii wejściowej z paliw przypisanej do podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności opartym na paliwie (zgłoszoną oddzielnie w przypadku podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności opartym na paliwie, co do których uznaje się, że ryzyko ucieczki emisji występuje, i takich, co do których uznaje się, że takie ryzyko nie występuje), a także, w odniesieniu do każdej z odpowiednich ilości, jaka część tej energii jest wykorzystywana do produkcji towarów wymienionych w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956;

g) ilość paliwa i energii elektrycznej zużytą do wytworzenia mierzalnego ciepła;

h) całkowitą ilość mierzalnego ciepła wytworzonego przez instalację;

i) ilość netto mierzalnego ciepła wprowadzonego z instalacji objętych EU ETS;

j) ilość netto mierzalnego ciepła wprowadzonego z instalacji i od podmiotów nieobjętych EU ETS lub objętych EU ETS wyłącznie do celów art. 14 i 15 dyrektywy 2003/87/WE;

k) ilość netto mierzalnego ciepła zużytego do wytworzenia energii elektrycznej w ramach instalacji;

l) ilość netto mierzalnego ciepła zużytego do celów podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności dla produktów w ramach instalacji;

m) ilość netto mierzalnego ciepła wyprowadzonego do instalacji objętych EU ETS;

n) ilość netto mierzalnego ciepła wyprowadzonego do instalacji lub podmiotów nieobjętych EU ETS lub objętych EU ETS wyłącznie do celów art. 14 i 15 dyrektywy 2003/87/WE;

o) ilość netto mierzalnego ciepła wyprowadzonego do celów sieci ciepłowniczej;

p) ilość netto mierzalnego ciepła przypisanego do podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple (zgłoszoną oddzielnie w przypadku podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple i podinstalacji sieci ciepłowniczej, co do których uznaje się, że ryzyko ucieczki emisji występuje, i takich, co do których uznaje się, że takie ryzyko nie występuje), a także, w odniesieniu do każdej z odpowiednich ilości, jaka część tej energii jest wykorzystywana do produkcji towarów wymienionych w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956;

q) ilość strat ciepła, jeżeli nie została ona jeszcze uwzględniona w danych, o których mowa w lit. a)-p).

2. 4. Roczne ilości energii przypisane do podinstalacji

Ta pozycja zawiera co najmniej następujące informacje:

a) ilość energii wejściowej z paliw, energii elektrycznej i materiałów (np. ciepło egzotermiczne z reakcji chemicznych), w tym ich odpowiedni współczynnik emisji, w odniesieniu do:

– każdej podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów,

– każdej podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple i podinstalacji sieci ciepłowniczej,

– każdej podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności opartym na paliwie;

b) ilość mierzalnego ciepła wprowadzonego:

– przez każdą podinstalację objętą wskaźnikiem emisyjności dla produktów,

– z podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności dla produktów w odniesieniu do kwasu azotowego,

– z podinstalacji produkujących masę celulozową;

c) ilość mierzalnego ciepła wyprowadzonego przez:

– każdą podinstalację objętą wskaźnikiem emisyjności dla produktów.

2. 5. Roczny bilans wprowadzonej, wytworzonej, zużytej i wyprowadzonej energii elektrycznej w ramach całej instalacji

Ta pozycja zawiera co najmniej następujące informacje:

a) całkowitą ilość energii elektrycznej wytworzonej z paliw;

b) całkowitą ilość pozostałej wytworzonej energii elektrycznej;

c) całkowitą ilość energii elektrycznej wprowadzonej z sieci lub z innych instalacji;

d) całkowitą ilość energii elektrycznej wyprowadzonej do sieci lub do innych instalacji;

e) całkowitą ilość energii elektrycznej zużytej w ramach instalacji;

f) w przypadku zużycia energii elektrycznej w ramach podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności dla produktów, wymienionych w sekcji 2 załącznika I, ilość zużytej energii elektrycznej w granicach systemowych.

Informacje zawarte w lit. a)–d) muszą być zgłoszone jedynie w przypadku instalacji, które wytwarzają energię elektryczną.

2. 6. Dalsze roczne dane dotyczące podinstalacji

Ta pozycja zawiera co najmniej następujące informacje:

a) ilość mierzalnego ciepła przypisanego do podinstalacji, wprowadzonego od podmiotów lub procesów nieobjętych EU ETS lub instalacji objętych EU ETS wyłącznie do celów art. 14 i 15 dyrektywy 2003/87/WE;

b) w stosownych przypadkach, w odniesieniu do każdej podinstalacji wykaz produktów wytworzonych w granicach tej podinstalacji, z uwzględnieniem ich kodów zgodnie z listą PRODCOM, o której mowa w art. 2 ust. 2 rozporządzenia Rady (EWG) nr 3924/91 (3), w oparciu o kody NACE-4, o których mowa w rozporządzeniu (WE) nr 1893/2006 Parlamentu Europejskiego i Rady (4) (NACE Rev. 2) oraz wielkość produkcji. Kody PRODCOM należy podać co najmniej w podziale odpowiadającym identyfikacji powiązanych podsektorów w aktach delegowanych przyjętych na podstawie art. lOb ust. 5 dyrektywy 2003/87/WE;

bb) w stosownych przypadkach, dla każdej podinstalacji, wykaz towarów wyprodukowanych w granicach podinstalacji, w tym ich kody CN oraz wielkość produkcji;

c) na zasadzie odstępstwa od lit. b), w odniesieniu do podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple, co do których uznaje się, że w ich przypadku występuje ryzyko ucieczki emisji, w przypadku wyprowadzenia mierzalnego ciepła do instalacji lub podmiotów nieobjętych EU ETS, kody NACE-4 (NACE Rev. 2) tych instalacji lub podmiotów oraz kody CN towarów produkowanych przez te instalacje lub podmioty;

d) w stosownych przypadkach i jeżeli dane te są dostępne dla prowadzącego instalację, w odniesieniu do każdej podinstalacji współczynnik emisji miksu paliwowego związanego z mierzalnym ciepłem wprowadzonym lub wyprowadzonym;

e) w stosownych przypadkach w odniesieniu do każdej podinstalacji ilość i współczynnik emisji w odniesieniu do wprowadzonych lub wyprowadzonych gazów odlotowych;

f) w stosownych przypadkach w odniesieniu do każdej podinstalacji zawartość energii (wartość opałową netto) wprowadzonych lub wyprowadzonych gazów odlotowych.

2. 7. Dane dotyczące rocznej działalności podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności dla produktów

Ta pozycja zawiera co najmniej następujące informacje:

a) dane dotyczące rocznego wytwarzania produktu określone w załączniku I, wyrażone w jednostce wskazanej w tym załączniku;

b) wykaz produktów wytwarzanych w granicach podinstalacji, w tym ich kody PRODCOM (w oparciu o NACE Rev. 2). Kody PRODCOM należy podać co najmniej w podziale odpowiadającym identyfikacji powiązanych podsektorów w aktach delegowanych przyjętych na podstawie art. 10b ust. 5 dyrektywy 2003/87/WE;

bb) w stosownych przypadkach, dla każdej podinstalacji, wykaz towarów wyprodukowanych w granicach podinstalacji, w tym ich kody CN;

c) ilość przekazanego dwutlenku węgla, wprowadzonego z innych podinstalacji, instalacji lub innych podmiotów, lub wyprowadzonego do nich;

d) nazwę i ilość produktów pośrednich wyprowadzonych lub wprowadzonych w ramach podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności dla produktów;

e) w stosownych przypadkach, w odniesieniu do podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności dotyczącym rafinerii i związków aromatycznych, roczną wielkość przerobu w każdej funkcji CWT, jak określono w załączniku II;

f) w stosownych przypadkach, w odniesieniu do podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności dotyczącym wapna i dolomitu kalcynowanego, nieskorygowaną roczną ilość produkcji i roczne średnie wartości dla mCa0 i mMg0 zgodnie z załącznikiem III;

g) w stosownych przypadkach, w odniesieniu do podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności dla produktów uzyskanych w procesie krakingu parowego, całkowitą roczną produkcję chemikaliów o wysokich wartościach oraz ilość dodatkowego surowca zasilającego wyrażoną w ilości wodoru, etylenu i innych chemikaliów o wysokich wartościach;

h) w stosownych przypadkach, w odniesieniu do podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności dla produktów dotyczącym gazu syntezowego, roczną wielkość produkcji wodoru lub gazu syntezowego w stosunku do zawartości wodoru wyrażoną w normalnych metrach sześciennych na rok przy 0 °C i 101,325 kPa oraz odsetek rocznej wielkości produkcji czystego wodoru w mieszaninie wodoru/tlenku węgla;

i) w stosownych przypadkach, w odniesieniu do podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności dla produktów dotyczącym tlenku etylenu/glikoli etylenu, roczne poziomy produkcji tlenku etylenu, glikolu etylenowego, glikolu dietylenowego i glikolu trietylenowego;

j) w stosownych przypadkach, w odniesieniu do podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności dla produktów dotyczącym monomeru chlorku winylu, zużyte ciepło pochodzące ze zużycia wodoru;

k) w stosownych przypadkach, w odniesieniu do podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności dla produktów dotyczącym krótkowtóknistej masy celulozowej siarczanowej, długowłóknistej masy celulozowej siarczanowej, masy termomechanicznej i mechanicznej, masy celulozowej uzyskanej metodą siarczynową lub innej masy celulozowej nieobjętej podinstalacją objętą wskaźnikiem emisyjności dla produktów, roczny poziom produkcji odpowiedniej masy celulozowej oraz roczną ilość masy celulozowej wprowadzonej do obrotu, która nie została przetworzona na papier w tej samej instalacji lub w innych technicznie połączonych instalacjach;

l) w stosownych przypadkach, ilość, zawartość energii i współczynnik emisji gazów odlotowych wytworzonych w granicach systemowych odpowiedniej podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów i spalonych na pochodniach w granicach systemowych odpowiedniej podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów lub poza nimi, z wyjątkiem spalania na pochodniach dla zapewnienia bezpieczeństwa, które nie zostały wykorzystane do celów wytworzenia mierzalnego ciepła, niemierzalnego ciepła lub energii elektrycznej.

3. DANE D O AKTUALIZACJI WSKAŹNIKÓW EMISJI

3. 1. Dane roczne dotyczące działalności podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności dla produktów

Ta pozycja zawiera co najmniej następujące informacje w odniesieniu do każdego roku okresu odniesienia:

a) wykaz produktów wytwarzanych w granicach podinstalacji, w tym ich kody PRODCOM (NACE Rev. 2).

aa) w stosownych przypadkach, dla każdej podinstalacji, wykaz towarów wyprodukowanych w granicach podinstalacji, w tym ich kody CN;

b) poziom działalności;

c) przypisane emisje z wyjątkiem emisji powiązanych z wprowadzeniem mierzalnego ciepła z innych podinstalacji, instalacji lub innych podmiotów;

d) ilość mierzalnego ciepła wprowadzonego z innych podinstalacji, instalacji lub innych podmiotów, z uwzględnieniem współczynnika emisji, jeżeli jest znany;

e) ilość mierzalnego ciepła wyprowadzonego do innych podinstalacji, instalacji lub innych podmiotów;

f) ilość, zawartość energii i współczynnik emisji gazów odlotowych wprowadzonych z innych podinstalacji, instalacji lub innych podmiotów;

g) ilość, zawartość energii i współczynnik emisji wytworzonych gazów odlotowych;

h) ilość, zawartość energii i współczynnik emisji gazów odlotowych wyprowadzonych do innych podinstalacji, instalacji lub innych podmiotów;

i) ilość energii elektrycznej zużytej w granicach systemowych dla wskaźników referencyjnych wymienionych w sekcji 2 załącznika I;

j) ilość wytworzonej energii elektrycznej;

k) ilość przekazanego dwutlenku węgla wprowadzonego z innych podinstalacji, instalacji lub innych podmiotów;

l) ilość przekazanego dwutlenku węgla wyprowadzonego do innych podinstalacji, instalacji lub innych podmiotów;

m) wyprowadzone lub wprowadzone produkty pośrednie objęte wskaźnikiem emisyjności dla produktów (tak/nie) oraz, w stosownych przypadkach, opis rodzaju produktu pośredniego;

n) ilość dodatkowego surowca zasilającego, wyrażoną w ilości wodoru, etylenu i innych chemikaliów o wysokich wartościach, w przypadku wskaźnika emisyjności dla produktów uzyskanych w procesie krakingu parowego;

o) zużyte ciepło pochodzące ze zużycia wodoru, w przypadku wskaźnika emisyjności dotyczącego monomeru chlorku winylu;

p) ilość wyprodukowanego wodoru i tlenku węgla dla wskaźnika referencyjnego dla wodoru;

3. 2. Roczne dane dotyczące podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple i podinstalacji sieci ciepłowniczej

Ta pozycja zawiera co najmniej następujące informacje w odniesieniu do każdego roku okresu odniesienia:

a) ilość mierzalnego ciepła netto wytworzonego w ramach każdej podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple lub podinstalacji sieci ciepłowniczej;

aa) ilość mierzalnego ciepła netto wytworzonego z energii elektrycznej w ramach każdej podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności opartym na cieple lub podinstalacji sieci ciepłowniczej;

b) emisje przypisane do wytwarzania mierzalnego ciepła;

c) poziom działalności podinstalacji;

d) ilość mierzalnego ciepła wytworzonego, wprowadzonego z innych podinstalacji, instalacji lub innych podmiotów, lub wyprowadzonego do nich;

e) ilość wytworzonej energii elektrycznej.

3. 3. Dane dotyczące działalności podinstalacji objętych wskaźnikiem emisyjności opartym na paliwie

Ta pozycja zawiera co najmniej następujące informacje w odniesieniu do każdego roku okresu odniesienia:

a) poziom działalności;

b) przypisane emisje.

(¹) Rozporządzenie (WE) nr 1893/2006 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 20 grudnia 2006 r. w sprawie statystycznej klasyfikacji działalności gospodarczej NACE Rev. 2 i zmieniające rozporządzenie Rady (EWG) nr 3037/90 oraz niektóre rozporządzenia WE w sprawie określonych dziedzin statystycznych (Dz.U. L 393 z 30.12.2006, s. 1).

(²) Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/31/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie geologicznego składowania dwutlenku węgla oraz zmieniająca dyrektywę Rady 85/337/EWG, dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2000/60/WE, 2001/80/WE, 2004/35/WE, 2006/12/WE, 2008/1/WE i rozporządzenie (WE) nr 1013/2006 (Dz.U. L 140 z 5.6.2009, s. 114).

(³) Rozporządzenie Rady (EWG) nr 3924/91 z dnia 19 grudnia 1991 r. w sprawie ustanowienia wspólnotowego badania produkcji przemysłowej (Dz.U.L 374z 31.12.1991,s. 1).

(⁴) Rozporządzenie (WE) nr 1893/2006 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 20 grudnia 2006 r. w sprawie statystycznej klasyfikacji działalności gospodarczej NACE Rev. 2 i zmieniające rozporządzenie Rady (EWG) nr 3037/90 oraz niektóre rozporządzenia WE w sprawie określonych dziedzin statystycznych (Dz.U.L 393 z 30.12.2006, s. 1).

ZAŁĄCZNIK VI

Minimalna treść planu metodyki monitorowania [61]

Plan metodyki monitorowania zawiera co najmniej następujące informacje:

1. Informacje ogólne o instalacji:

a) informacje niezbędne do identyfikacji instalacji i prowadzącego instalację, w tym identyfikator instalacji stosowany w rejestrze Unii;

b) informacje wskazujące wersję planu metodyki monitorowania, datę jego zatwierdzenia przez właściwy organ i datę, od której jest on stosowany;

c) opis instalacji, z uwzględnieniem w szczególności opisu podstawowych przeprowadzonych procesów, wykaz źródeł emisji, schemat i plan instalacji umożliwiający zrozumienie podstawowych przepływów materiałów i energii;

d) schemat zawierający co najmniej następujące informacje:

– techniczne elementy instalacji, wskazujące źródła emisji oraz jednostki wytwarzające i zużywające ciepło,

– wszystkie przepływy energii i materiałów, w szczególności strumienie materiałów wsadowych, mierzalnego i niemierzalnego ciepła, w stosownych przypadkach energii elektrycznej oraz gazów odlotowych,

– punkty pomiarowe i urządzenia pomiarowe,

– granice podinstalacji z uwzględnieniem podziału między podinstalacjami służącymi sektorom uznanym za narażone na ryzyko ucieczki emisji oraz podinstalacjami służącymi innym sektorom, w oparciu o NACE Rev. 2 lub PRODCOM, oraz podziału między podinstalacjami służącymi produkcji towarów wymienionych w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956 oraz podinstalacjami służącymi do produkcji innych towarów, w oparciu o kody CN;

e) wykaz i opis połączeń z innymi instalacjami objętymi EU ETS lub podmiotami nieobjętymi EU ETS na potrzeby przekazywania mierzalnego ciepła, produktów pośrednich, gazów odlotowych lub dwutlenku węgla do wykorzystania w ramach tej instalacji lub do stałego geologicznego składowania, w tym nazwę i adres połączonej instalacji lub połączonego podmiotu oraz dane osoby wyznaczonej do kontaktów, a także, w stosownych przypadkach, niepowtarzalny identyfikator w rejestrze Unii;

f) odniesienie do procedury zarządzania przydzielaniem obowiązków w zakresie monitorowania i raportowania w ramach instalacji, a także zarządzania kompetencjami odpowiedzialnych pracowników;

g) odniesienie do procedury regularnej oceny planu metodyki monitorowania pod względem jego odpowiedniości, zgodnie z art. 9 ust. 1; w szczególności, procedura ta zapewnia wdrożenie metod monitorowania wszystkich pozycji danych wymienionych w załączniku IV, które są właściwe dla instalacji, a także stosowanie najbardziej dokładnych dostępnych źródeł danych zgodnie z sekcją 4 załącznika VII;

h) odniesienie do pisemnych procedur dotyczących działań w zakresie przepływu danych i działań kontrolnych, zgodnie z art. 11 ust. 2, w tym, w stosownych przypadkach, schematów wyjaśniających.

2. Informacje o podinstalacjach:

a) w przypadku każdej podinstalacji odniesienie do procedury rejestrowania wytworzonych produktów i towarów i odpowiadających im kodów PRODCOM i kodów CN;

b) granice systemowe każdej podinstalacji, z wyraźnym opisem tego, jakie jednostki techniczne są w niej zawarte, opisem przeprowadzonych procesów oraz wskazaniem, jakie materiały wsadowe i paliwa oraz jakie produkty są przypisane do której podinstalacji; w przypadku złożonych podinstalacji dołącza się oddzielny szczegółowy schemat blokowy dotyczący tych podinstalacji;

c) opis części instalacji, które obsługują więcej niż jedną podinstalację, w tym systemów ciepłowniczych, wspólnie użytkowanych kotłów oraz jednostek CHP;

d) w przypadku każdej podinstalacji, w stosownych przypadkach, opis metod przydzielania części instalacji, które obsługują więcej niż jedną podinstalację, oraz ich emisji odpowiednim podinstalacjom.

3. Metody monitorowania na poziomie instalacji:

a) opis metod stosowanych do obliczenia bilansu wprowadzonego, wytworzonego, zużytego i wyprowadzonego ciepła w ramach całej instalacji;

b) metodę stosowaną do zapewnienia, aby nie występowały luki w danych oraz aby nie dochodziło do podwójnego liczenia.

4. Metody monitorowania na poziomie podinstalacji:

a) opis metod stosowanych do obliczania jej bezpośrednich emisji, w tym, w stosownych przypadkach, metody obliczania bezwzględnej ilości lub wartości procentowej strumieni materiałów wsadowych lub emisji monitorowanych za pomocą metodyki opartej na pomiarach, zgodnie z rozporządzeniem (UE) nr 601/2012, przypisanych do podinstalacji;

b) opis metod stosowanych do przypisywania i obliczania ilości i współczynników emisji energii wejściowej z paliw oraz wyprowadzonej energii zawartej w paliwach, w stosownych przypadkach;

c) opis metod stosowanych do przypisywania i obliczania ilości oraz, jeżeli są dostępne, współczynników emisji wprowadzonego, wyprowadzonego, zużytego i wytworzonego mierzalnego ciepła, w stosownych przypadkach;

d) opis metod stosowanych do przypisywania i obliczania ilości zużytej i wytworzonej energii, a także, w stosownych przypadkach, zamiennej części zużytej energii;

e) opis metod stosowanych do przypisywania i obliczania ilości, zawartości energii i współczynników emisji wprowadzonego, wyprowadzonego, zużytego i wytworzonego gazu odlotowego, w stosownych przypadkach;

f) opis metod stosowanych do przypisywania i obliczania ilości przekazanego dwutlenku węgla, wprowadzonego lub wyprowadzonego, w stosownych przypadkach;

g) w przypadku każdej podinstalacji objętej wskaźnikiem emisyjności dla produktów, opis metod stosowanych do obliczania rocznego wytwarzania produktu, jak określono w załączniku I, w tym, w stosownych przypadkach, dodatkowych parametrów regulacyjnych, przewidzianych w art. 19 i 20 oraz załącznikach II i III;

opisy metod stosowanych do obliczania parametrów, które podlegają monitorowaniu i raportowaniu, obejmują, w stosownych przypadkach, etapy obliczeń, źródła danych, wzory obliczeń, stosowne współczynniki obliczeniowe, w tym jednostkę pomiaru, kontrole horyzontalne i wertykalne danych potwierdzających, procedury stanowiące podstawę planu pobierania próbek, urządzenia pomiarowe stosowane w odniesieniu do odpowiedniego schematu oraz opis tego, w jaki sposób są one instalowane i utrzymywane, a także listę laboratoriów uczestniczących w istotnych procedurach analitycznych. W stosownych przypadkach opis zawiera wynik uproszczonej oceny niepewności, o której mowa w art. 7 ust. 2 lit. c). W przypadku każdego stosownego wzoru plan zawiera jeden przykład z zastosowaniem rzeczywistych danych.

ZAŁĄCZNIK VII

Metody monitorowania danych [62]

1. ZAKRES

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

2. DEFINICJE

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

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

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

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

– przepływ masowy nośnika ciepła, oraz

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

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

e) ilości energii elektrycznej;

f) ilości dwutlenku węgla przekazywanego między instalacjami.

Przez „metodykę wyznaczania” rozumie się jedną z poniższych:

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

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

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

3. METODY OGÓLNE

3. 1. Metody mające zastosowanie

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

3. 2. Podejście do przypisywania danych do podinstalacji

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

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

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

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

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

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

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

3. 3. Przyrządy pomiarowe lub procedury niepodlegające kontroli prowadzącego instalację

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

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

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

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

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

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

b) bezpośrednie odczyty z takich systemów pomiarowych;

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

3. 4. Metody pośredniego wyznaczania danych

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

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

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

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

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

4. 1. Techniczna wykonalność

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

4. 2. Nieracjonalne koszty

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4. 3. Proces

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4. 4. Wybór źródeł danych do celów ujęcia ilościowego materiałów i paliw

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

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

b) odczyty z instrumentów pomiarowych podlegających krajowej prawnej kontroli metrologicznej lub instrumentów pomiarowych spełniających wymogi dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/31/UE (²) lub dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/32/UE (³) w celu bezpośredniego wyznaczenia zbioru danych;

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

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

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

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

4. 5. Wybór źródeł danych do celów ujęcia ilościowego przepływów energii

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4. 6. Wybór źródeł danych do celów właściwości materiałów

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

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

b) analizy laboratoryjne zgodnie z sekcją 6.1 niniejszego załącznika;

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

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

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

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

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

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

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

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

– inne wartości w oparciu o dowody naukowe.

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

5. METODY OKREŚLANIA ROCZNYCH ILOŚCI MATERIAŁÓW I PALIW

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

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

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

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

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

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

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

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

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

6. WYMOGI DOTYCZĄCE ANALIZ LABORATORYJNYCH I POWIĄZANEGO POBIERANIA PRÓBEK

6. 1. Wymogi dotyczące analiz laboratoryjnych

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

6. 2. Uproszczone wymogi dotyczące niektórych analiz laboratoryjnych

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

7. ZASADY OKREŚLANIA MIERZALNEGO CIEPŁA NETTO

7. 1. Zasady

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

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

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

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

7. 2. Metodyka określania ilości netto mierzalnego ciepła

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

Metoda 1: wykorzystanie pomiarów

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

Masowe natężenie przepływów nośnika oblicza się jako

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

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

Gdzie Q oznacza natężenie przepływów ciepła wyrażone w kj/s, hjj_ow oznacza entalpię przepływu przekazywanego wyrażoną w kj/kg, h_rfium oznacza entalpię przepływu powracającego wyrażoną w kj/kg, a m oznacza masowe natężenie przepływów wyrażone w kg/s.

W przypadku pary lub gorącej wody wykorzystywanej jako nośnik ciepła, gdzie kondensat nie powraca, lub gdy oszacowanie entalpii kondensatu powracającego nie jest wykonalne, prowadzący instalację określa h_retum na podstawie temperatury wynoszącej 90 °C.

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

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

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

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

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

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

Metoda 2: Wykorzystanie dokumentacji

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

Metoda 3: Obliczenie wartości przybliżonych na podstawie zmierzonej sprawności

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

Gdzie Q oznacza ilość ciepła wyrażoną w TJ, r\_H oznacza zmierzoną sprawność wytwarzania ciepła, E_IN oznacza energię wejściową z paliw, AD_t oznacza dane dotyczące rocznej działalności (tj. zużyte ilości) związanej z paliwami i, a NCV_i oznacza wartość opałową paliw i.

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

Gdzie L_f oznacza współczynnik obciążenia, E_m oznacza energię wejściową określoną za pomocą równania 6 na dany rok kalendarzowy, a E_Max oznacza maksymalne zużycie paliwa, jeżeli jednostka wytwarzająca ciepło działała przy 100 % obciążeniu nominalnym w całym roku kalendarzowym.

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

Metoda 4: Obliczanie wartości przybliżonych na podstawie sprawności referencyjnej

Metoda ta jest identyczna z metodą 3, ale w równaniu 5 stosuje się sprawność referencyjną wynoszącą 70 % (η_Ref,H = 0,7).

7. 3. Rozróżnienie między ciepłem sieci ciepłowniczej, ciepłem objętym EU ETS i ciepłem nieobjętym EU ETS

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

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

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

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

Do celów niniejszej sekcji termin „kogeneracja” jest stosowany zgodnie z definicją zawartą w art. 2 pkt 30 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/2 7/UE (⁴).

Emisje jednostki kogeneracyjnej określa się w następujący sposób:

Gdzie Em_CHP oznacza roczne emisje jednostki kogeneracyjnej wyrażone w tonach dwutlenku węgla, AD, oznacza dane dotyczące rocznej działalności (tj. zużyte ilości) związanej z paliwami i wykorzystane w odniesieniu do jednostki CHP i wyrażone w tonach lub Nm³, NCV, oznacza wartość opałową paliw i wyrażoną w TJ/t lub TJ/Nm³, a EF, oznacza współczynnik emisji paliw i wyrażony w tonach dwutlenku węgla na TJ. Em_FGC oznacza emisje procesowe z oczyszczania spalin wyrażone w tonach dwutlenku węgla.

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

Gdzie rj_heat (wartość bezwymiarowa) oznacza roczną średnią efektywność wytwarzania ciepła, Q_nel oznacza roczną ilość netto ciepła wytworzonego przez jednostkę kogeneracyjną wyrażoną w TJ i określoną zgodnie z sekcją 7.2, E_IN oznacza energię wejściową określoną przy zastosowaniu równania 6 wyrażoną w TJ, n_d (wartość bezwymiarowa) oznacza roczną średnią efektywność wytwarzania energii elektrycznej, a E_d oznacza roczną produkcję energii elektrycznej netto jednostki kogeneracyjnej, wyrażoną w TJ.

Jeżeli prowadzący instalację przedstawi przekonujący dla właściwego organu dowód, że określenie efektywności η_heat i η_el nie jest technicznie wykonalne lub spowodowałoby nieracjonalne koszty, stosuje się wartości w oparciu o dokumentację techniczną (wartości projektowe) instalacji. W przypadku braku dostępności takich wartości stosuje się zachowawcze wartości domyślne wynoszące η_heat = 0,55 i r\_A = 0,25.

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

Gdzie F_cmHmt oznacza współczynnik przypisania ciepła, a F_CHPH oznacza współczynnik przypisania energii elektrycznej (lub, w stosownych przypadkach, energii mechanicznej), oba wyrażone bezwymiarowo, η_ref, _heat oznacza sprawność referencyjną wytwarzania ciepła w samowystarczalnym kotle, a η_ref,el oznacza sprawność referencyjną wytwarzania energii elektrycznej bez kogeneracji. W celu ustalenia sprawności referencyjnej prowadzący instalację stosuje odpowiednie wartości dla poszczególnych paliw przedstawione w rozporządzeniu delegowanym Komisji (UE) 2015/2402 (⁵) bez stosowania współczynników korekcyjnych związanych z uniknięciem strat sieciowych zawartych w załączniku IV do wspomnianego rozporządzenia.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

10. 1. Emisje na poziomie podinstalacji

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

10. 1.1. Bezpośrednie przypisywanie strumieni materiałów wsadowych lub źródeł emisji

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

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

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

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

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

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

10. 1.2. Emisje, które można przypisać do mierzalnego ciepła

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

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

Gdzie Em_Qsuhimt oznacza emisje podinstalacji związane z ciepłem wyrażone w tonach dwutlenku węgla, EF_mix oznacza współczynnik emisji odpowiedniego miksu paliwowego wyrażony w tonach dwutlenku węgla na TJ, w tym emisji z oczyszczania spalin, w stosownych przypadkach, Q_comumedsuh__inst oznacza ilość mierzalnego ciepła zużytego w ramach podinstalacji wyrażoną w TJ, a n oznacza sprawność procesu wytwarzania ciepła.

EF_mix oblicza się w następujący sposób

Gdzie ADj oznacza dane dotyczące rocznej działalności (tj. zużyte ilości) związanej z paliwami i wykorzystane w odniesieniu do wytwarzania mierzalnego ciepła i wyrażone w tonach lub Nm³, NCYj oznacza wartość opałową paliw i wyrażoną w TJ/tonę lub TJ/Nm³, a EF_i oznacza współczynnik emisji paliw i wyrażony w tonach dwutlenku węgla na TJ. Em_FGC oznacza emisje procesowe z oczyszczania spalin wyrażone w tonach dwutlenku węgla.

W przypadku gdy częścią stosowanego miksu paliwowego jest gaz odlotowy, współczynnik emisji tego gazu odlotowego jest dostosowywany przed obliczeniem EF_mix zgodnie z sekcją 10.1.5 lit. b) niniejszego załącznika.

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

Gdzie Em_{Q cmsub}__inst oznacza emisje podinstalacji związane z ciepłem wytwarzanym w ramach CHP wyrażone w tonach dwutlenku węgla, EF_CHPHeat oznacza współczynnik emisji części związanej z ciepłem danej jednostki kogeneracyjnej, określony zgodnie z sekcją 8 i wyrażony w tonach dwutlenku węgla na TJ, w tym emisje z oczyszczania spalin, w stosownych przypadkach, a Q_cmsCmsub__inst oznacza ilość mierzalnego ciepła wytworzonego przez kogenerację w ramach instalacji i zużytego w ramach podinstalacji, wyrażoną w TJ.

W przypadku gdy częścią miksu paliwowego stosowanego w jednostce kogeneracyjnej jest gaz odlotowy, współczynnik emisji tego gazu odlotowego jest dostosowywany przed obliczeniem EF_cmHmt zgodnie z sekcją 10.1.5 lit. b).

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

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

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

10. 1.3. Przypisywanie emisji związanych ze stratą ciepła

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

10. 1.4. Przypisywanie emisji związanych z niemierzalnym ciepłem

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

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

10. 1.5. Przypisywanie emisji związanych z wytwarzaniem i wykorzystaniem gazów odlotowych

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

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

Tę ilość oblicza się w następujący sposób:

Gdzie Em_WG oznacza ilość emisji przypisanych do wytwarzania gazu odlotowego, V_WG oznacza objętość wytworzonego gazu odlotowego wyrażoną w Nm³ lub w tonach, NCV_WG oznacza wartość opałową gazu odlotowego wyrażoną w TJ/Nm³ lub TJ/tonę, EF_WG oznacza współczynnik emisji gazu ziemnego (56,1 tony dwutlenku węgla na TJ), a Corr^ oznacza współczynnik, który odpowiada różnicy w sprawnościach między wykorzystanym gazem odlotowym a wykorzystanym gazem ziemnym będącym paliwem referencyjnym. Wartością domyślną tego współczynnika jest 0,667.

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

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

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

10.1.7. Przypisanie emisji wodoru w odniesieniu do wskaźnika referencyjnego chlorku winylu

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

10.1.8. Przypisanie emisji w odniesieniu do wskaźnika referencyjnego dotyczącego wodoru

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

10. 2. Emisje przypisane do podinstalacji

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(²) Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/31/UE z dnia 26 lutego 2014 r. w sprawie harmonizacji ustawodawstw państw członkowskich odnoszących się do udostępniania na rynku wag nieautomatycznych (Dz.U. L 96 z 29.3.2014, s. 107).

(³) Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/32/UE z dnia 26 lutego 2014 r. w sprawie harmonizacji ustawodawstw państw członkowskich odnoszących się do udostępniania na rynku przyrządów pomiarowych (Dz.U. L 96 z 29.3.2014, s. 149).Przy dokonywaniu wyboru źródeł danych do celów art. 7 ust. 1 za stanowiące najbardziej odpowiednie źródła danych uważa się jedynie źródła danych wymienione w akapicie pierwszym lit. a) i b), natomiast źródło danych, o którym mowa w lit. a) tego akapitu stosuje się w takim zakresie, w jakim obejmuje ono odnośny zbiór danych. Źródła danych, o których mowa w akapicie pierwszym lit. c)-f) uważa się za mniej odpowiednie; wymieniono je w lit. c)-f) zgodnie z hierarchią malejącą.

(⁴) Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/2 7/UE z dnia 2 5 października 2012 r. w sprawie efektywności energetycznej, zmiany dyrektyw 2009/125/WE i 2010/30/UE oraz uchylenia dyrektyw 2004/8/WE i 2006/32/WE (Dz.U. L 315 z 14.11.2012, s. 1).

(⁵) Rozporządzenie delegowane Komisji (UE) 2015/2402 z dnia 12 października 2015 r. w sprawie przeglądu zharmonizowanych wartości referencyjnych sprawności dla rozdzielonej produkcji energii elektrycznej i ciepła w zastosowaniu dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/2 7/UE i uchylające decyzję wykonawczą Komisji 2011/87 7/UE (Dz.U. L333zl9.12.2015,s.54).

ZAŁĄCZNIK VIII

Określenie kwalifikujących się państw członkowskich zgodnie z art. 22b ust. 3 [63]

Instalacje w niektórych państwach członkowskich mogą korzystać z dodatkowego przydziału bezpłatnych uprawnień na sieci ciepłownicze zgodnie z art. 10b ust. 4 dyrektywy 2003/87/WE.

1. METODYKA

Zgodnie z art. 10b ust. 4 dyrektywy 2003/87/WE, aby państwa członkowskie kwalifikowały się do dodatkowego przydziału bezpłatnych uprawnień na podstawie art. 22b ust. 3, muszą być spełnione następujące warunki w odniesieniu do średniej z lat 2014-2018:

2. KWALIFIKUJĄCE SIĘ PAŃSTWA CZŁONKOWSKIE

Zgodnie z metodyką opisaną w pkt 1 instalacje znajdujące się w następujących państwach członkowskich mogą korzystać z dodatkowego przydziału bezpłatnych uprawnień na podstawie art. 22b ust. 3:

a) Bułgaria,

b) Czechy,

c) Łotwa,

d) Polska.