(1)

W rozporządzeniu (UE) 2023/956 określono obowiązki sprawozdawcze do celów mechanizmu dostosowywania cen na granicach z uwzględnieniem emisji CO2 w okresie przejściowym od 1 października 2023 r. do 31 grudnia 2025 r.

(2)

W okresie przejściowym importerzy lub pośredni przedstawiciele celni mają składać sprawozdania dotyczące ilości towarów przywożonych, bezpośrednich i pośrednich emisji wbudowanych związanych z tymi towarami oraz wszelkich opłat emisyjnych należnych za te emisje, w tym opłat emisyjnych należnych za emisje wbudowane związane z odpowiednimi prekursorami.

(3)

Pierwsze sprawozdanie należy złożyć do 31 stycznia 2024 r. w odniesieniu do towarów przywiezionych w czwartym kwartale 2023 r. Ostatnie sprawozdanie należy złożyć do 31 stycznia 2026 r. w odniesieniu do towarów przywiezionych w czwartym kwartale 2025 r.

(4)

Komisja ma przyjąć przepisy wykonawcze dotyczące tych wymogów w zakresie sprawozdawczości.

(5)

Wymogi w zakresie sprawozdawczości należy ograniczyć do tego, co jest konieczne, aby zminimalizować obciążenie spoczywające na importerach w okresie przejściowym i ułatwić sprawne wprowadzenie wymogów dotyczących deklaracji CBAM po zakończeniu okresu przejściowego.

(6)

Zgodnie z załącznikiem IV do rozporządzenia (UE) 2023/956 szczegółowe zasady obliczania emisji wbudowanych związanych z towarami przywożonymi powinny opierać się na metodyce stosowanej w ramach systemu handlu emisjami w odniesieniu do instalacji zlokalizowanych w UE, jak określono w szczególności w rozporządzeniu wykonawczym Komisji (UE) 2018/2066 (2). Zasady dotyczące ustalania poziomu emisji wbudowanych z towarów wymienionych w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956 powinny być ukierunkowane na określenie odpowiednich procesów produkcji w odniesieniu do kategorii towarów oraz na monitorowanie bezpośrednich i pośrednich emisji z tych procesów produkcji. W ramach sprawozdawczości prowadzonej w okresie przejściowym należy również uwzględnić obowiązujące normy i procedury określone w odpowiednich przepisach Unii. Jeśli chodzi o produkcję wodoru i jego pochodnych, w sprawozdaniach należy uwzględnić dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 (3).

(7)

Do określenia danych, które należy dostarczać w celu wypełnienia obowiązków sprawozdawczych, należy wykorzystać granice systemowe procesów produkcji, w tym dane dotyczące emisji na poziomie instalacji, przypisane emisje z procesów produkcji i emisje wbudowane z towarów. W odniesieniu do tych obowiązków importerzy i pośredni przedstawiciele celni powinni zapewnić dostępność informacji wymaganych od operatorów instalacji. Informacje te należy przekazywać terminowo, aby importerzy i pośredni przedstawiciele celni mogli wypełniać swoje obowiązki sprawozdawcze. Informacje te powinny obejmować standardowe współczynniki emisji stosowane do obliczania bezpośrednich emisji wbudowanych, w szczególności współczynniki emisji paliw i współczynniki emisji z procesów technologicznych, oraz referencyjne współczynniki sprawności produkcji energii elektrycznej i ciepła.

(8)

Ponieważ okres sprawozdawczy rozpoczyna się 1 października 2023 r., importerzy i pośredni przedstawiciele celni mają ograniczony czas na wypełnienie obowiązków sprawozdawczych. Możliwe jest uzyskanie synergii z systemami monitorowania i sprawozdawczości stosowanymi już przez operatorów z państw trzecich. Należy zatem zezwolić na czasowe odstępstwo od stosowania metod obliczeniowych do celów zgłaszania emisji wbudowanych przez ograniczony okres, do końca 2024 r. Elastyczność ta powinna mieć zastosowanie, w przypadku gdy operator w państwie trzecim podlega systemowi obowiązkowego monitorowania i sprawozdawczości związanemu z systemem ustalania opłat za emisję gazów cieplarnianych lub innym systemom obowiązkowego monitorowania i sprawozdawczości lub gdy operator monitoruje emisje z instalacji, w tym w ramach projektu w zakresie redukcji emisji.

(9)

Przez ograniczony okres, do 31 lipca 2024 r. zgłaszający objęty obowiązkiem sprawozdawczym, który nie byłby w stanie uzyskać wszystkich informacji od operatorów z państw trzecich w celu określenia ilości rzeczywistych emisji wbudowanych związanych z towarami przywożonymi zgodnie z metodyką określoną w załączniku III do niniejszego rozporządzenia, powinien mieć możliwość korzystania z alternatywnej metody określania wielkości bezpośrednich emisji wbudowanych oraz powoływania się na taką alternatywną metodę.

(10)

W ramach obowiązków sprawozdawczych należy również zapewnić pewną elastyczność w określaniu etapów produkcji w instalacjach, które nie odpowiadają za znaczną część bezpośrednich emisji wbudowanych związanych z towarami przywożonymi. Dotyczyłoby to zazwyczaj końcowych etapów produkcji produktów rynku niższego szczebla ze stali lub aluminium. W takim przypadku należy zapewnić odstępstwo od wymaganych obowiązków sprawozdawczych polegające na tym, że w odniesieniu do etapów produkcji w instalacjach, których udział w emisjach bezpośrednich nie przekracza 20 % całkowitej wielkości emisji wbudowanych związanych z towarami przywożonymi, można zgłaszać wartości szacunkowe. Próg ten powinien przyczynić się do zapewnienia wystarczającej elastyczności małym operatorom w państwach trzecich.

(11)

Jednym z celów okresu przejściowego jest gromadzenie danych w celu bardziej szczegółowego określenia w akcie wykonawczym - zgodnie z art. 7 ust. 7 rozporządzenia (UE) 2023/956 - metodyki obliczania pośrednich emisji wbudowanych po tym okresie. W tym kontekście zgłaszanie emisji pośrednich w okresie przejściowym powinno mieć charakter otwarty i mieć na celu umożliwienie wyboru najodpowiedniejszej wartości spośród wymienionych w sekcji 4.3 załącznika IV do rozporządzenia (UE) 2023/956. Sprawozdawczość w zakresie emisji pośrednich nie powinna jednak obejmować sprawozdawczości opartej na średnim współczynniku emisji sieci unijnej, ponieważ wartość ta jest już znana Komisji.

(12)

Dane zgromadzone w okresie przejściowym powinny stanowić podstawę dla sprawozdań, które Komisja ma przedstawić zgodnie z art. 30 ust. 2 i 3 rozporządzenia (UE) 2023/956. Dane zgromadzone w okresie przejściowym powinny również pomóc w zdefiniowaniu unikalnej metodyki monitorowania, raportowania i weryfikacji po upływie okresu przejściowego. Ocenę zgromadzonych danych należy w szczególności wykorzystać w pracach Komisji mających na celu dostosowanie metodyki, która będzie miała zastosowanie po zakończeniu okresu przejściowego.

(13)

Orientacyjny zakres kar, jakie należy nałożyć na zgłaszającego objętego obowiązkiem sprawozdawczym, który nie dopełnił obowiązków sprawozdawczych, powinien opierać się na wartościach domyślnych udostępnionych i opublikowanych przez Komisję na okres przejściowy w odniesieniu do emisji wbudowanych, których nie zgłoszono. Orientacyjny maksymalny zakres powinien być spójny z karą określoną w art. 16 ust. 3 i 4 dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady (4), przy jednoczesnym uwzględnieniu, że obowiązek w okresie przejściowym jest ograniczony do przekazywania danych. Kryteria, które właściwe organy mają stosować w celu określenia faktycznej kwoty kary, powinny opierać się na wadze i czasie trwania nieprzedłożenia sprawozdania. Komisja powinna monitorować sprawozdania CBAM, by móc przedstawić orientacyjną ocenę informacji potrzebnych właściwym organom oraz zapewnić spójność stosowanych kar.

(14)

Aby zapewnić efektywne wypełnianie obowiązków sprawozdawczych, Komisja powinna stworzyć elektroniczną bazę danych (rejestr przejściowy CBAM) w celu gromadzenia informacji zgłaszanych w okresie przejściowym. Rejestr przejściowy CBAM powinien stanowić podstawę do ustanowienia rejestru CBAM, o którym mowa w art. 14 rozporządzenia (UE) 2023/956.

(15)

Rejestr przejściowy CBAM powinien stać się systemem, który umożliwia zgłaszającym objętym obowiązkiem sprawozdawczym składanie sprawozdań CBAM i zarządzanie nimi, w tym przeprowadzanie kontroli, ocen orientacyjnych i procedur przeglądu. Aby umożliwić dokładną ocenę obowiązków sprawozdawczych, rejestr przejściowy CBAM powinien być interoperacyjny z istniejącymi systemami celnymi.

(16)

W celu zapewnienia skutecznego i jednolitego systemu sprawozdawczości należy określić warunki techniczne funkcjonowania rejestru przejściowego CBAM, takie jak warunki opracowania, testowania i uruchomienia tego rejestru, jak również utrzymywania i ewentualnych modyfikacji systemów teleinformatycznych, ochrony danych, aktualizacji danych, ograniczenia przetwarzania danych, własności systemów i bezpieczeństwa. Warunki te powinny być zgodne z zasadą uwzględniania ochrony danych w fazie projektowania i domyślnej ochrony danych określoną w art. 27 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/1725 (5) i art. 25 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2016/679 (6), a także z bezpieczeństwem przetwarzania danych na podstawie art. 33 rozporządzenia (UE) 2018/1725 i art. 32 rozporządzenia (UE) 2016/679.

(17)

Aby zapewnić ciągłość przekazywania danych przez cały czas, ważne jest stworzenie opcjonalnych rozwiązań, które byłyby stosowane w razie wystąpienia czasowej awarii systemów teleinformatycznych służących przekazywaniu danych. W tym celu Komisja powinna opracować plan ciągłości działania CBAM.

(18)

W celu zapewnienia dostępu do rejestru przejściowego CBAM należy korzystać z Systemu Jednolitego Zarządzania Użytkownikami i Podpisem Cyfrowym (UUM&DS), o którym mowa w art. 16 rozporządzenia wykonawczego Komisji (UE) 2023/1070 (7), do zarządzania procesem uwierzytelniania i weryfikacji dostępu zgłaszających objętych obowiązkiem sprawozdawczym.

(19)

W celu identyfikacji zgłaszających objętych obowiązkiem sprawozdawczym i sporządzenia wykazu takich zgłaszających zawierającego ich numery rejestracyjne i identyfikacyjne przedsiębiorcy (EORI) rejestr przejściowy CBAM powinien być interoperacyjny z Systemem Rejestracji i Identyfikacji Przedsiębiorców, o którym mowa w art. 30 rozporządzenia wykonawczego (UE) 2023/1070.

(20)

Do celów kontroli i sprawozdawczości wymaganych informacji dotyczących towarów wymienionych w załączniku 1 do rozporządzenia (UE) 2023/956, powinny dostarczać systemy krajowe, o których mowa w decyzji wykonawczej Komisji (UE) 2019/2151 (8).

(21)

Identyfikację towarów przywożonych za pomocą ich klasyfikacji w Nomenklaturze scalonej („CN") określonej w rozporządzeniu Rady (EWG) nr 2658/87 (9) oraz przepisy dotyczące przechowywania określone w rozporządzeniu wykonawczym (UE) 2023/1070 należy stosować w celu dostarczania informacji dotyczących towarów przywożonych wymienionych w załączniku I do rozporządzenia (UE) 2023/956.

(22)

Niniejsze rozporządzenie nie narusza praw podstawowych i jest zgodne z zasadami uznanymi w Karcie praw podstawowych Unii Europejskiej, a w szczególności z prawem do ochrony danych osobowych. Dane osobowe przedsiębiorców oraz innych osób przetwarzane przez systemy teleinformatyczne powinny być ograniczone do zbiorów danych określonych w załączniku I do niniejszego rozporządzenia. Jeżeli do celów wykonania niniejszego rozporządzenia wykonawczego konieczne jest przetwarzanie danych osobowych, dane te należy przetwarzać zgodnie z przepisami unijnymi w zakresie ochrony danych osobowych. W związku z tym wszelkie przetwarzanie danych osobowych przez organy państw członkowskich powinno podlegać przepisom rozporządzenia (UE) 2016/679 i krajowym wymogom dotyczącym ochrony osób fizycznych w związku z przetwarzaniem danych osobowych. Wszelkie przetwarzanie danych osobowych przez Komisję powinno podlegać przepisom rozporządzenia (UE) 2018/1725. Dane osobowe należy przechowywać w formie umożliwiającej identyfikację osoby, której dane dotyczą, przez okres nie dłuższy, niż jest to niezbędne do celów, w których dane te są przetwarzane. W tym względzie okres zatrzymywania danych na potrzeby rejestru przejściowego CBAM powinien być ograniczony do 5 lat od otrzymania sprawozdania CBAM.

(23)

Zgodnie z art. 42 ust. 1 rozporządzenia (UE) 2018/1725 skonsultowano się z Europejskim Inspektorem Ochrony Danych, który swoją opinię wydał 28 lipca 2023 r.

(24)

Z uwagi na to, że pierwszy okres sprawozdawczy rozpoczyna się 1 października 2023 r., niniejsze rozporządzenie powinno wejść w życie w trybie pilnym.

(25)

Środki przewidziane w niniejszym rozporządzeniu są zgodne z opinią Komitetu ds. CBAM,

0)

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

1)

„poziom działalności" oznacza ilość towarów wyprodukowanych w granicach procesu produkcji (wyrażoną w MWh w przypadku energii elektrycznej lub w tonach w przypadku innych towarów);

2)

„okres sprawozdawczy" oznacza okres, który operator instalacji wybrał jako okres odniesienia do celów określania wielkości emisji wbudowanych;

3)

„strumień materiałów wsadowych" oznacza którąkolwiek z następujących pozycji:

4)

„źródło emisji" oznacza możliwą do zidentyfikowania część instalacji lub proces odbywający się w instalacji, z których emitowane są odnośne gazy cieplarniane;

5)

„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;

6)

„współczynniki obliczeniowe" oznaczają wartość opałową, współczynnik emisji, wstępny współczynnik emisji, współczynnik utleniania, współczynnik konwersji, zawartość węgla pierwiastkowego lub frakcję biomasy;

7)

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

8)

„współczynnik emisji" oznacza średnie natężenie emisji gazów cieplarnianych w odniesieniu do danych dotyczących działalności w związku ze strumieniem materiałów wsadowych, przy założeniu pełnego utlenienia przy spalaniu oraz pełnej konwersji przy wszystkich pozostałych reakcjach chemicznych;

9)

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

10)

„współczynnik konwersji" oznacza stosunek węgla pierwiastkowego emitowanego jako CO2 do węgla całkowitego zawartego w strumieniu materiałów wsadowych przed rozpoczęciem procesu emisji, wyrażony jako ułamek, przy czym CO emitowany do atmosfery traktuje się jako molowo równoważną ilość CO2;

11)

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

12)

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

13)

„zachowawczy" oznacza, że zbiór założeń zdefiniowano w sposób zapobiegający niedoszacowaniu zgłaszanych emisji lub przeszacowaniu produkcji ciepła, energii elektrycznej lub towarów;

14)

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

15)

„odpady" oznaczają każdą substancję lub przedmiot, których posiadacz pozbywa się, zamierza się pozbyć lub do których pozbycia się został zobowiązany, z wyłączeniem substancji, które zostały w sposób zamierzony zmodyfikowane lub zanieczyszczone w celu zapewnienia zgodności z niniejszą definicją;

16)

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

17)

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

18)

„prawna kontrola metrologiczna" oznacza kontrolę - przez organ publiczny lub regulacyjny - zadań pomiarowych, które mają być wykonywane w obszarze zastosowania przyrządu pomiarowego, przeprowadzaną ze względów interesu publicznego, zdrowia publicznego, bezpieczeństwa publicznego, porządku publicznego, do celów ochrony środowiska, nakładania podatków i opłat, ochrony konsumentów i uczciwego handlu;

19)

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

20)

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

21)

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

22)

„emisje z procesów technologicznych" oznaczają emisje gazów cieplarnianych inne niż emisje pochodzące ze spalania, występujące wskutek zarówno zamierzonych, jak i niezamierzonych reakcji między substancjami lub ich przemiany, których głównym celem nie jest wytwarzanie ciepła, w tym wskutek następujących procesów:

23)

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

24)

„paliwo mieszane" oznacza paliwo zawierające zarówno węgiel pierwiastkowy z biomasy, jak i węgiel pierwiastkowy kopalny;

25)

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

26)

„wstępny współczynnik emisji" oznacza zakładany całkowity współczynnik emisji paliwa lub materiału określony na podstawie zawartości węgla pierwiastkowego obejmującej jego frakcję biomasy i frakcję kopalną przed pomnożeniem go przez wartość frakcji kopalnej w celu uzyskania współczynnika emisji;

27)

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

28)

„frakcja biomasy" oznacza stosunek węgla pierwiastkowego pochodzącego z biomasy do całkowitej zawartości węgla pierwiastkowego w paliwie lub materiale, wyrażony jako ułamek;

29)

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

30)

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

31)

„węgiel kopalny" oznacza węgiel nieorganiczny i organiczny, który nie jest biomasą;

32)

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

33)

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

34)

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

35)

„dane przybliżone" oznaczają wartości roczne potwierdzone empirycznie lub uzyskane z przyjętych źródeł, wykorzystywane przez operatora do zastąpienia zbioru danych do celów zapewnienia pełnego raportowania, kiedy stosowana metodyka monitorowania nie pozwala na uzyskanie wszystkich wymaganych danych lub współczynników;

36)

„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;

37)

„ciepłomierz" oznacza miernik energii cieplnej lub każde inne urządzenie do pomiaru i zapisu ilości energii cieplnej wytwarzanej w oparciu o objętości i temperatury przepływu;

38)

„niemierzalne ciepło" oznacza każde ciepło inne niż mierzalne ciepło;

39)

„gaz odlotowy" oznacza gaz zawierający niezupełnie utleniony węgiel w stanie gazowym, w standardowych warunkach, powstały w wyniku procesów wymienionych w pkt 22;

40)

„proces produkcji" oznacza procesy chemiczne lub fizyczne przeprowadzane w części instalacji w celu wytworzenia towarów należących do zbiorczych kategorii towarów określonych w tabeli 1 zawartej w sekcji 2 niniejszego załącznika oraz jej określone granice systemowe dotyczące czynników produkcji, produktów i odpowiadających im emisji;

41)

„ścieżka produkcyjna" oznacza określoną technologię wykorzystywaną w procesie produkcji do wytwarzania towarów należących do zbiorczych kategorii towarów;

42)

„zbiór danych" oznacza jeden rodzaj danych, albo na poziomie instalacji, albo na poziomie procesu produkcji, stosownie do okoliczności, taki jak jeden z następujących:

43)

„wymogi minimalne" oznaczają metody monitorowania, w ramach których wykorzystuje się minimalne wysiłki dozwolone przy określaniu danych w celu uzyskania danych dotyczących emisji, akceptowalnych do celów rozporządzenia (UE) 2023/956;

44)

„zalecane udoskonalenia" oznaczają metody monitorowania, które są sprawdzonym sposobem na zapewnienie dokładniejszych danych lub danych mniej podatnych na błędy niż w przypadku zwykłego stosowania wymogów minimalnych i które można wybierać na zasadzie dobrowolności;

45)

„nieprawidłowość" oznacza pominięcie, podanie wprowadzających w błąd lub błędnych danych przez operatora, bez uwzględnienia dopuszczalnej niepewności pomiarów i analiz laboratoryjnych;

46)

„istotna nieprawidłowość" oznacza nieprawidłowość, która, zdaniem weryfikatora, indywidualnie lub w połączeniu z innymi nieprawidłowościami przekracza poziom istotności lub może mieć wpływ na sposób rozpatrzenia sprawozdania operatora przez właściwy organ;

47)

„wystarczająca pewność" oznacza wyrażony jasno we wnioskach z weryfikacji wysoki, ale nie absolutny poziom pewności, że weryfikowane sprawozdanie operatora jest wolne od istotnych nieprawidłowości;

48)

„kwalifikowalny system monitorowania, raportowania i weryfikacji" oznacza systemy monitorowania, raportowania i weryfikacji, w przypadku gdy instalacja jest ustanowiona do celów systemu ustalania opłat za emisję gazów cieplarnianych, lub obowiązkowe systemy monitorowania emisji, lub system monitorowania emisji w instalacji, który może obejmować weryfikację prowadzoną przez akredytowanego weryfikatora, zgodnie z art. 4 ust. 2 niniejszego rozporządzenia.

-

wszystkie procesy bezpośrednio lub pośrednio związane z procesami produkcji, takie jak przygotowywanie surowców, mieszanie, suszenie i kalcynowanie oraz oczyszczanie spalin;

-

emisje CO2 ze spalania paliw, a także, w stosownych przypadkach, z surowców.

-

kalcynację wapienia i innych węglanów znajdujących się w surowcach, konwencjonalne paliwa kopalne do wypalania, alternatywne paliwa do wypalania i surowce bazujące na kopalinach, paliwa do wypalania z biomasy (takie jak paliwa uzyskiwane z odpadów), paliwa niestosowane do wypalania, węgiel niewęglanowy zawarty w wapieniu i łupkach lub alternatywne surowce, takie jak popiół lotny jako składnik mączki surowcowej w piecu oraz surowce używane do oczyszczania spalin.

-

Zastosowanie mają dodatkowe przepisy określone w sekcji B.9.2 załącznika III.

-

wszystkie emisje CO2 ze spalania paliwa, w przypadku gdy proces ten ma związek z suszeniem materiałów.

-

klinkier cementowy;

-

glina kalcynowana, jeśli jest wykorzystywana w procesie.

-

wszystkie emisje CO2 ze spalania paliwa bezpośrednio lub pośrednio związane z procesem;

-

emisje z procesów technologicznych pochodzące z węglanów zawartych w surowcach, w stosownych przypadkach, oraz z oczyszczania spalin.

-

wszystkie procesy bezpośrednio lub pośrednio związane z produkcją wodoru oraz oczyszczanie spalin;

-

wszystkie paliwa używane w procesie produkcji wodoru, niezależnie od tego, czy są wykorzystywane do celów energetycznych, czy nieenergetycznych, i paliwa używane w innych procesach spalania, w tym w celu ogrzewania wody lub wytwarzania pary wodnej.

-

wszystkie emisje pochodzące z wykorzystania paliw, bezpośrednio lub pośrednio związane z procesem produkcji wodoru i z oczyszczaniem spalin.

oznacza emisje bezpośrednie albo pośrednie przypisane do wodoru wyprodukowanego w okresie sprawozdawczym, wyrażone w tonach CO2;

Em total

oznacza emisje bezpośrednie albo pośrednie związane z całym procesem produkcji w okresie sprawozdawczym, wyrażone w tonach CO2;

oznacza masę tlenu sprzedanego lub wykorzystanego w instalacji w okresie sprawozdawczym, wyrażoną w tonach;

oznacza masę tlenu wyprodukowanego w okresie sprawozdawczym, wyrażoną w tonach;

oznacza masę wodoru wyprodukowanego w okresie sprawozdawczym, wyrażoną w tonach;

oznacza masę molową O2 (31,998 kg/kmol), a

oznacza masę molową H2 (2,016 kg/kmol).

-

wszystkie emisje pochodzące z wykorzystania paliw, bezpośrednio lub pośrednio związane z procesem produkcji wodoru i z oczyszczaniem spalin.

oznacza emisje bezpośrednie albo pośrednie przypisane do wodoru sprzedanego lub wykorzystanego jako prekursor w okresie sprawozdawczym, wyrażone w tonach CO2;

Em total

oznacza emisje bezpośrednie albo pośrednie związane z procesem produkcji w okresie sprawozdawczym, wyrażone w tonach CO2;

oznacza masę wodoru sprzedanego lub wykorzystanego jako prekursor w okresie sprawozdawczym, wyrażoną w tonach;

oznacza masę wodoru wyprodukowanego w okresie sprawozdawczym, wyrażoną w tonach;

oznacza masę chloru wyprodukowanego w okresie sprawozdawczym, wyrażoną w tonach;

m NaOH,prod

oznacza masę wodorotlenku sodu (sody kaustycznej) wyprodukowanego w okresie sprawozdawczym, wyrażoną w tonach, w przeliczeniu na 100 % NaOH;

oznacza masę chloranu sodu wyprodukowanego w okresie sprawozdawczym, wyrażoną w tonach, w przeliczeniu na 100 % NaClO3;

oznacza masę molową H2 (2,016 kg/kmol);

oznacza masę molową Cl2 (70,902 kg/kmol);

M NaOH

oznacza masę molową NaOH (39,997 kg/kmol), a

oznacza masę molową NaClO3 (106,438 kg/kmol).

-

wszystkie paliwa bezpośrednio lub pośrednio związane z produkcją amoniaku oraz materiały wykorzystywane do oczyszczania spalin.

-

Monitorowaniem objęte są wszystkie paliwa, niezależnie od tego, czy są wykorzystywane jako wsad energetyczny, czy nieenergetyczny.

-

Jeżeli w procesie wykorzystywany jest biogaz, zastosowanie mają przepisy określone w sekcji B.3.3 załącznika III.

-

Jeśli do procesu dodawany jest wodór z innych ścieżek produkcyjnych, należy go traktować jako prekursor z własnymi emisjami wbudowanymi.

-

wszystkie paliwa bezpośrednio lub pośrednio związane z produkcją amoniaku oraz materiały wykorzystywane do oczyszczania spalin.

-

Każdy wsad paliwa monitoruje się jako jeden strumień paliwa, niezależnie od tego, czy jest wykorzystywany jako wsad energetyczny, czy nieenergetyczny.

-

Jeśli do procesu dodawany jest wodór z innych ścieżek produkcyjnych, należy go traktować jako prekursor z własnymi emisjami wbudowanymi.

-

CO2 ze wszystkich paliw bezpośrednio lub pośrednio związanych z produkcją kwasu azotowego oraz materiały wykorzystywane do oczyszczania spalin;

-

emisje N2O ze wszystkich źródeł emitujących N2O z procesu produkcji, w tym emisje nieobniżone i obniżone. Z monitorowania wyłączone są wszelkie emisje N2O pochodzące ze spalania paliw.

-

CO2 ze wszystkich paliw bezpośrednio lub pośrednio związanych z produkcją mocznika oraz materiały wykorzystywane do oczyszczania spalin.

-

W przypadku gdy CO2 jest otrzymywany z innej instalacji jako materiał wsadowy do procesu, CO2 otrzymany i niezwiązany w moczniku uznaje się za emisję, o ile nie uwzględniono go już jako emisji z instalacji, w której CO2 został wyprodukowany, w ramach kwalifikowalnego systemu monitorowania, raportowania i weryfikacji.

-

zawartość N w postaci amonu (NH4 +),

-

zawartość N w postaci azotanu (NO3 -),

-

zawartość N w postaci mocznika,

-

zawartość N w innych postaciach (organicznych).

-

CO2 ze wszystkich paliw bezpośrednio lub pośrednio związanych z produkcją nawozów, takich jak paliwa stosowane w suszarniach i do podgrzewania materiałów wsadowych, oraz materiały wykorzystywane do oczyszczania spalin.

-

amoniak (jako 100 % amoniak), jeśli jest wykorzystywany w procesie;

-

kwas azotowy (jako 100 % kwas azotowy), jeśli jest wykorzystywany w procesie;

-

mocznik, jeśli jest wykorzystywany w procesie;

-

nawozy mieszane (w szczególności sole zawierające amon lub azotan), jeśli są wykorzystywane w procesie.

-

CO2 z wsadów do procesu takich jak wapień i inne węglany lub rudy węglanowe;

-

CO2 ze wszystkich paliw, w tym koksu, gazów odlotowych, takich jak gaz koksowniczy, gaz wielkopiecowy lub gaz konwertorowy, bezpośrednio lub pośrednio związanych z procesem produkcji oraz materiały wykorzystywane do oczyszczania spalin.

-

emisje CO2 spowodowane przez paliwa, niezależnie od tego, czy są one wykorzystywane do celów energetycznych, czy nieenergetycznych;

-

emisje CO2 z materiałów wsadowych wykorzystywanych w procesie, takich jak wapień, oraz z oczyszczania spalin;

-

emisje CO2 wynikające z zużycia elektrod lub past elektrodowych;

-

węgiel pierwiastkowy pozostający w produkcie lub w żużlu lub odpadach uwzględnia się przy użyciu metody bilansu masowego zgodnie z sekcją B.3.2 załącznika III.

-

CO2 z paliw i czynników redukujących, takich jak koks, pył koksowy, węgiel, paliwa olejowe, odpady z tworzyw sztucznych, gaz ziemny, odpady drzewne, węgiel drzewny, a także z gazów odlotowych, takich jak gaz koksowniczy, gaz wielkopiecowy lub gaz konwertorowy;

-

jeżeli w procesie wykorzystywana jest biomasa, uwzględnia się przepisy określone w sekcji B.3.3 załącznika III;

-

CO2 z wsadów do procesu, takich jak wapień, magnezyt i inne węglany, rudy węglanowe; materiały wykorzystywane do oczyszczania spalin;

-

węgiel pierwiastkowy pozostający w produkcie lub w żużlu lub odpadach uwzględnia się przy użyciu metody bilansu masowego zgodnie z sekcją B.3.2 załącznika III.

-

ruda spiekana;

-

surówka lub żelazo z bezpośredniej redukcji (żelazo DRI) z innych instalacji lub procesów produkcji, jeśli są wykorzystywane w procesie;

-

FeMn, FeCr, FeNi, jeśli są wykorzystywane w procesie;

-

wodór, jeśli jest wykorzystywany w procesie.

-

CO2 z paliw i czynników redukujących, takich jak koks, pył koksowy, węgiel, paliwa olejowe, odpady z tworzyw sztucznych, gaz ziemny, odpady drzewne, węgiel drzewny, gazy odlotowe z procesu lub gaz konwertorowy itp.;

-

jeżeli w procesie wykorzystywana jest biomasa, uwzględnia się przepisy określone w sekcji B.3.3 załącznika III;

-

CO2 z wsadów do procesu, takich jak wapień, magnezyt i inne węglany, rudy węglanowe; materiały wykorzystywane do oczyszczania spalin;

-

węgiel pierwiastkowy pozostający w produkcie lub w żużlu lub odpadach uwzględnia się przy użyciu metody bilansu masowego zgodnie z sekcją B.3.2 załącznika III.

-

ruda spiekana;

-

surówka lub żelazo DRI z innych instalacji lub procesów produkcji, jeśli są wykorzystywane w procesie;

-

FeMn, FeCr, FeNi, jeśli są wykorzystywane w procesie;

-

wodór, jeśli jest wykorzystywany w procesie.

-

CO2 z paliw i czynników redukujących, takich jak gaz ziemny, paliwa olejowe, gazy odlotowe z procesu lub gaz konwertorowy itp.;

-

jeżeli w procesie wykorzystywany jest biogaz lub inne postaci biomasy, uwzględnia się przepisy określone w sekcji B.3.3 załącznika III;

-

CO2 z wsadów do procesu, takich jak wapień, magnezyt i inne węglany, rudy węglanowe; materiały wykorzystywane do oczyszczania spalin;

-

węgiel pierwiastkowy pozostający w produkcie lub w żużlu lub odpadach uwzględnia się przy użyciu metody bilansu masowego zgodnie z sekcją B.3.2 załącznika III.

-

ruda spiekana, jeśli jest wykorzystywana w procesie;

-

wodór, jeśli jest wykorzystywany w procesie;

-

surówka lub żelazo DRI z innych instalacji lub procesów produkcji, jeśli są wykorzystywane w procesie;

-

FeMn, FeCr, FeNi, jeśli są wykorzystywane w procesie.

-

jeśli proces rozpoczyna się od ciekłego metalu (ciekłej surówki), granice systemowe obejmują podstawowy konwertor tlenowy, odgazowywanie próżniowe, obróbkę pozapiecową, odwęglanie argonowo-tlenowe/odwęglanie próżniowo-tlenowe, odlewanie ciągłe lub odlewanie wlewków, w stosownych przypadkach walcowanie na gorąco lub kucie oraz wszystkie niezbędne czynności pomocnicze, takie jak przemieszczanie, ponowne rozgrzewanie i oczyszczanie spalin;

-

jeśli w procesie wykorzystuje się piec łukowy, granice systemowe obejmują wszystkie niezbędne działania i jednostki, takie jak sam piec łukowy, obróbka pozapiecowa, odgazowywanie próżniowe, odwęglanie argonowo-tlenowe/odwęglanie próżniowo-tlenowe, odlewanie ciągłe lub odlewanie wlewków, w stosownych przypadkach walcowanie na gorąco lub kucie oraz wszystkie niezbędne czynności pomocnicze, takie jak przemieszczanie, podgrzewanie surowców i sprzętu, ponowne rozgrzewanie i oczyszczanie spalin.

-

Do tej zbiorczej kategorii produktów zalicza się wyłącznie pierwotne walcowanie na gorąco i wstępne kształtowanie przez kucie w celu uzyskania półproduktów objętych kodami CN 7207, 7218 i 7224. Wszystkie inne procesy walcowania i kucia są ujęte w zbiorczej kategorii towarów „produkty z żeliwa lub stali".

-

CO2 ze wszystkich paliw, takich jak węgiel, gaz ziemny, paliwa olejowe, gazy odlotowe, takie jak gaz wielkopiecowy, gaz koksowniczy lub gaz konwertorowy itp.;

-

CO2 z wsadów do procesu, takich jak wapień, magnezyt i inne węglany, rudy węglanowe; materiały wykorzystywane do oczyszczania spalin;

-

węgiel wprowadzany do procesu jako złom, stopy, grafit itp. oraz węgiel pierwiastkowy pozostający w produkcie lub w żużlu lub odpadach uwzględnia się przy użyciu metody bilansu masowego zgodnie z sekcją B.3.2 załącznika III.

-

surówka, żelazo DRI, jeśli są wykorzystywane w procesie;

-

FeMn, FeCr, FeNi, jeśli są wykorzystywane w procesie;

-

stal surowa z innych instalacji lub procesów produkcji, jeśli jest wykorzystywana w procesie.

-

CO2 ze wszystkich paliw, takich jak węgiel, gaz ziemny, paliwa olejowe, a także z gazów odlotowych, takich jak gaz wielkopiecowy, gaz koksowniczy lub gaz konwertorowy;

-

CO2 z zużycia elektrod i past elektrodowych;

-

CO2 z wsadów do procesu, takich jak wapień, magnezyt i inne węglany, rudy węglanowe; materiały wykorzystywane do oczyszczania spalin;

-

węgiel wprowadzany do procesu, np. w postaci złomu, stopów i grafitu, oraz węgiel pierwiastkowy pozostający w produkcie lub w żużlu lub odpadach uwzględnia się przy użyciu metody bilansu masowego zgodnie z sekcją B.3.2 załącznika III.

-

surówka, żelazo DRI, jeśli są wykorzystywane w procesie;

-

FeMn, FeCr, FeNi, jeśli są wykorzystywane w procesie;

-

stal surowa z innych instalacji lub procesów produkcji, jeśli jest wykorzystywana w procesie.

-

Granice systemowe obejmują w ramach jednego procesu wszystkie etapy zintegrowanej stalowni od produkcji surówki lub żelaza DRI, stali surowej, półproduktów, aż po produkcję końcowych produktów stalowych objętych kodami CN wymienionymi w sekcji 2 niniejszego załącznika.

-

Granice systemowe obejmują produkcję stali surowej, półproduktów oraz końcowych produktów stalowych objętych kodami CN wymienionymi w sekcji 2 niniejszego załącznika.

-

Granice systemowe obejmują produkcję końcowych produktów stalowych objętych kodami CN wymienionymi w sekcji 2 niniejszego załącznika ze stali surowej, półproduktów lub z innych końcowych produktów stalowych objętych kodami CN wymienionymi w sekcji 2, które są albo otrzymywane z innych instalacji, albo produkowane w tej samej instalacji, ale w ramach oddzielnego procesu produkcji.

-

wszystkie etapy produkcji towarów objętych kodami CN podanymi w sekcji 2 niniejszego załącznika dla zbiorczej kategorii towarów „produkty z żeliwa lub stali", które nie są jeszcze objęte oddzielnymi procesami produkcji surówki, żelaza DRI lub stali surowej, zgodnie z wymogami sekcji 3.11-3.15 niniejszego załącznika i stosownie do procesu prowadzonego w danej instalacji;

-

wszystkie etapy produkcji prowadzone w danej instalacji, począwszy od stali surowej, w tym m.in.: ponowne rozgrzewanie, przetapianie, odlewanie, walcowanie na gorąco, walcowanie na zimno, kucie, wytrawianie, wyżarzanie, platerowanie, powlekanie, cynkowanie, ciągnienie drutu, cięcie, spawanie, wykańczanie.

-

wszystkie emisje CO2 ze spalania paliw i emisje z procesów technologicznych z oczyszczania spalin, związane z etapami produkcji prowadzonymi w danej instalacji, w tym m.in.: ponowne rozgrzewanie, przetapianie, odlewanie, walcowanie na gorąco, walcowanie na zimno, kucie, wytrawianie, wyżarzanie, platerowanie, powlekanie, cynkowanie, ciągnienie drutu, cięcie, spawanie i wykańczanie produktów z żeliwa lub stali.

-

stal surowa, jeśli jest wykorzystywana w procesie;

-

surówka, żelazo DRI, jeśli są wykorzystywane w procesie;

-

FeMn, FeCr, FeNi, jeśli są wykorzystywane w procesie;

-

produkty z żeliwa lub stali, jeśli są wykorzystywane w procesie.

-

emisje CO2 wynikające z zużycia elektrod lub past elektrodowych;

-

emisje CO2 z wszelkich wykorzystywanych paliw (np. do suszenia i wstępnego podgrzewania surowców, nagrzewania ogniw elektrolitycznych, rozgrzewania wymaganego do odlewania);

-

emisje CO2 z oczyszczania spalin, w stosownych przypadkach z węglanu sodu lub wapienia;

-

emisje perfluorowęglowodorów spowodowane efektami anodowymi, monitorowane zgodnie z sekcją B.7 załącznika III.

-

emisje CO2 z wszelkich paliw wykorzystywanych do suszenia i wstępnego podgrzewania surowców, wykorzystywanych w piecach topielnych, do obróbki wstępnej złomu, takiej jak usuwanie powłok i odolejanie, oraz do spalania powiązanych pozostałości, oraz z paliw niezbędnych do odlewania wlewków, kęsów lub płyt;

-

emisje CO2 z wszelkich paliw wykorzystywanych w powiązanych działaniach, takich jak przetwarzanie szumowin i odzysk żużla;

-

emisje CO2 z oczyszczania spalin, w stosownych przypadkach z węglanu sodu lub wapienia.

-

aluminium nieobrobione plastycznie z innych źródeł, jeśli jest wykorzystywane w procesie.

-

Granice systemowe obejmują w ramach jednego procesu wszystkie etapy zintegrowanej huty aluminium od produkcji aluminium nieobrobionego plastycznie po półprodukty, jak również końcowe produkty z aluminium objęte kodami CN wymienionymi w sekcji 2 niniejszego załącznika.

-

Granice systemowe obejmują produkcję produktów z aluminium objętych kodami CN wymienionymi w sekcji 2 niniejszego załącznika z półproduktów lub z innych produktów z aluminium objętych kodami CN wymienionymi w sekcji 2, które są albo otrzymywane z innych instalacji, albo produkowane w tej samej instalacji, ale w ramach oddzielnego procesu produkcji.

-

wszystkie etapy produkcji towarów objętych kodami CN podanymi w sekcji 2 niniejszego załącznika dla zbiorczej kategorii towarów „produkty z aluminium", które nie są jeszcze objęte oddzielnymi procesami produkcji aluminium nieobrobionego plastycznie, zgodnie z wymogami sekcji 3.17 niniejszego załącznika i stosownie do procesu prowadzonego w danej instalacji;

-

wszystkie etapy produkcji prowadzone w danej instalacji, począwszy od aluminium nieobrobionego plastycznie, w tym m.in.: ponowne rozgrzewanie, przetapianie, odlewanie, walcowanie, wytłaczanie, kucie, powlekanie, cynkowanie, ciągnienie drutu, cięcie, spawanie, wykańczanie.

-

wszystkie emisje CO2 pochodzące z zużycia paliw w procesach wytwarzania produktów z aluminium i oczyszczania spalin.

-

aluminium nieobrobione plastycznie, jeśli jest wykorzystywane w procesie produkcji (jeśli dane są znane, aluminium pierwotne i wtórne należy ujmować oddzielnie);

-

produkty z aluminium, jeśli są wykorzystywane w procesie produkcji.

-

wszelkie emisje pochodzące ze spalania oraz emisje z procesów technologicznych z oczyszczania spalin.

1.

2.

3.

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

4.

5.

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

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

1.

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

2.

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

3.

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

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

4.

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

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

5.

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

6.

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

7.

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

8.

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

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

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

Współczynnik udoskonalenia jest równy:

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

a)

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

b)

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

c)

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

d)

Można stosować następujące odstępstwa sektorowe od lit. a):

e)

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

1.

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

2.

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

3.

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

4.

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

1.

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

2.

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

a)

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

b)

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

c)

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

EmInst

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

Emcalc,i

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

Emmeas,j

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

Emother,k

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

Emi

oznacza emisje [t CO2] związane z paliwem i;

EFi

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

ADi

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

FQi

oznacza ilość [t lub m3] zużytego paliwa i;

NCVi

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

OFi

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

Cash

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

Ctotal.

oznacza całkowitą zawartość węgla pierwiastkowego w spalanym paliwie.

a)

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

b)

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

c)

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

f

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

EFpre,i

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

BFi

oznacza frakcję biomasy w paliwie i (wielkość bezwymiarowa).

ADj

oznacza dane dotyczące działalności [t materiału] materiału j;

EFj

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

CFj

oznacza współczynnik konwersji materiału j (wielkość bezwymiarowa).

1)

określić całkowity wstępny współczynnik emisji dla materiału mieszanego poprzez analizę całkowitej zawartości węgla pierwiastkowego (CCj ) i przy użyciu współczynnika konwersji oraz - w stosownych przypadkach - frakcji biomasy i wartości opałowej związanych z tą całkowitą zawartością węgla pierwiastkowego; albo

2)

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

-

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

-

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

ADk

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

f

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

CCk

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

CCpre,k

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

BFk

oznacza frakcję biomasy w paliwie k (wielkość bezwymiarowa).

1.

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

2.

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

3.

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

4.

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

5.

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

1.

Metoda standardowa, spalanie:

2.

Metoda standardowa, emisje z procesów technologicznych:

3.

Bilans masowy:

1)

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

2)

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

1)

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

2)

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

1)

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

2)

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

3)

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

1)

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

2)

bezpośrednie odczyty z takich systemów pomiarowych.

1)

korzystanie z wartości standardowych;

2)

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

3)

korzystanie z wartości opartych na analizie laboratoryjnej.

a)

współczynniki standardowe określone w załączniku VIII;

b)

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

c)

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

a)

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

b)

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

c)

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

d)

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

e)

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

a)

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

b)

wartość opałowa poszczególnych typów węgla.

a)

gdy w tabeli nie podano wymaganej minimalnej częstotliwości;

b)

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

c)

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

d)

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

1)

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

2)

stosuje obowiązujące standardy dotyczące wymaganych analiz;

3)

zatrudnia pracowników kompetentnych do wykonywania określonych przydzielonych im zadań;

4)

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

5)

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

6)

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

1)

wartości standardowe typu I;

2)

wartości standardowe typu II;

3)

korelacje na potrzeby określania danych przybliżonych;

4)

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

5)

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

6)

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

GHG Emtotal

oznacza całkowitą roczną wielkość emisji gazów cieplarnianych w tonach;

GHG conchourly, i

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

Vgodz., ihourly, i

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

HoursOp

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

-

pomiar bezpośredni stężenia gazów cieplarnianych;

-

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

conci

oznacza stężenie składnika gazowego i.

1)

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

2)

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

3)

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

N2Oannual

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

-

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

-

wyznaczenie w drodze ciągłego pomiaru przepływu w reprezentatywnym punkcie.

-

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

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

σ c

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

-

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

1)

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

2)

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

3)

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

4)

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

5)

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

1.

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

2.

metodę B, przewidującą rejestrację nadnapięcia efektu anodowego.

AEM

oznacza czas trwania efektu anodowego na wanno-dobę;

SEFCF4

oznacza nachylenie współczynnika emisji wyrażone w (kg CF4/t produkowanego Al)/(czas trwania efektu anodowego/wanno-doba). W przypadku stosowania różnego rodzaju wanien stosuje się różne SEF, stosownie do przypadku;

PrAl

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

FC2F6

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

OVC

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

AEO

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

CE

oznacza średnią wydajność prądową produkcji aluminium [%],

PrAl

oznacza roczną produkcję pierwotnego aluminium [t], a

FC2F6

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