ПРИЛОЖЕНИЕ I

ОБЩИ НАСОКИ

СЪДЪРЖАНИЕ

1.

Въведение

2.	Определения

3.	Принципи на мониторинг и докладване

4.	Moниторинг на емисиите на парникови газове

4.1.

Граници

4.2.	Методологии, основани на изчисление и измерване

4.3.	План за мониторинг

5.	Методики за CO2 емисии, основани на изчисление

5.1.	Изчислителни формули

5.2.	Подреждане на подходи

5.3.	Алтернативни подходи

5.4.	Данни за дейността

5.5.	Емисионни фактори

5.6.	Фактори на окисляване и конверсия

5.7.	Прехвърлен CO2

6.	Методологии, основани на измервания

6.1.	Общи положения

6.2.	Подреждане на методологиите, основани на измервания

6.3.	Други процедури и изисквания

7.	Оценка на несигурността

7.1.	Изчисление

7.2.

Измерване

8.	Докладване

9.	Запазване на информация

10.	Контрол и верификация

10.1.

Получаване и обработка на данни

10.2.

Контролна система

10.3.

Контролни дейности

10.3.1.

Процедури и задължения

10.3.2.

Гарантиране на качеството

10.3.3.

Прегледи и валидизация на данни

10.3.4.

Възложени на външни изпълнители процеси

10.3.5.

Корекции и корективни мерки

10.3.6.

Регистри и документация

10.4.

Верификация

10.4.1.

Общи принципи

10.4.2.

Методология за верификация

11.	Емисионни фактори

12.	Списък на CO2-неутрална биомаса

13.	Определяне на специфичните данни и факторите по дейности

13.1.

Определяне на нетната калоричност и емисионните фактори на горивата

13.2.

Определяне на факторите на окисляване, специфични за дадена дейност

13.3.

Определяне на процесните емисионни фактори, факторите на конверсия и данните за състава

13.4.

Определяне на биомасната фракция

13.5.

Изисквания за определяне на характеристиките на горивата и материалите

13.5.1.

Използване на акредитирани лаборатории

13.5.2.

Използване на неакредитирани лаборатории

13.5.3.

Онлайн газови анализатори и газ хроматографи

13.6.

Методи за вземане на проби и честота на анализите

14.	Формат на докладване

14.1.

Идентифициране на инсталацията

14.2.

Наблюдавани дейности и емисии в дадена инсталация

14.3.

Горивни емисии (изчисление)

14.4.

Емисии от процеса (изчисление)

14.5.

Подход на масовия баланс

14.6.

Измервателен подход

15.	Категории докладване

15.1.

Формат за докладване по МГИК

15.2.

Кодове на категориите източници по ИПЦЦ според регламента на EРИПЗЗ

16.	Изисквания за инсталации с ниски емисионни нива

1.   ВЪВЕДЕНИЕ

Настоящото приложение съдържа общи насоки за мониторинг и докладване на емисиите от дейностите, изброени в приложение I към Директива 2003/87/EО за парниковите газове, специфицирани по отношение на тези дейности. Допълнителните насоки за специфичните за дадена дейност емисии са изложени в приложения II—XI.

2.   ОПРЕДЕЛЕНИЯ

За целите на настоящото приложение и на приложения от II до XII се прилагат определенията от Директива 2003/87/EО.

1.

В допълнение се прилагат следните основни определения: а) „дейности“ означава дейностите, изброени в приложение I към Директива 2003/87/EО; б) „компетентен орган“ означава компетентният(те) орган(и), назначен(и) в съответствие с член 18 от Директива 2003/87/EО; в) „източник на емисии“ означава част от инсталация, подлежаща на отделно идентифициране (пункт или процес), от която се емитират съответните парникови газове; г) „поток на гориво и материали“ означава конкретен тип гориво, суровина или продукт, произвеждащ(а) емисии на съответните парникови газове от един или повече източници на емисии в резултат на неговото(нейното) потребление или производство; д) „методология за мониторинг“ означава съвкупност от методи, използвани от даден оператор за определяне на емисиите от определена инсталация; е) „план за мониторинг“ означава подробна, пълна и прозрачна документация на методологията за мониторинг на дадена инсталация, включително и документация за дейностите, свързани със събиране и обработка на данните, и система за контрол на тяхната достоверност; ж) „подреждане“ означава определен елемент от методологията за определяне на данните за дейностите, емисионните фактори и факторите на окисляване и конверсия; з) „годишен“ означава период от време, обхващащ една календарна година – от 1 януари до 31 декември; и) „период на докладване“ означава една календарна година, по време на която се извършва мониторинг и докладване на емисиите; й) „търговски период“ означава етап от схемата за търговия с емисии, обхващащ няколко години (например 2005—2007 г. или 2008—2012 г.), за който е издаден национален план за разпределение на квотите от съответната държава-членка съгласно член 11, параграфи 1 и 2 oт Директива 2003/87/EО.

2.

Следните определения се прилагат по отношение на емисиите, горивата и материалите: а) „горивни емисии“ означава емисии на парникови газове, възникващи в резултат на екзотермична реакция на горивото с кислорода; б) „емисии от процеса“ означава емисии, различни от горивните емисии, на парникови газове, възникващи в резултат на съзнателни или несъзнателни реакции между веществата или тяхната трансформация, включително от химическа или електролитна редукция на металните руди, термичното разлагане на веществата, както и формирането на вещества, които да бъдат използвани под формата на продукти или захранващи запаси; в) „собствен CO2“ означава CO2, който е част от дадено гориво; г) „консервативен“ означава, че са дефинирани поредица от предположения за осигуряване на гаранции срещу докладването на по-ниски стойности на годишните емисии; д) „партида“ означава количество на гориво или материал, от което е взета представителна проба и е характеризирано и прехвърлено под формата на една доставка или последователно за определен период от време; е) „горива, търгувани на пазара“ означава горива с определен състав, които са предмет на често и свободно търгуване, при условие че съответната партида се търгува между икономически независими страни и включва всички стандартни горива, природния газ, лекото дестилатно гориво и тежкия мазут, въглищата, нефтения кокс; ж) „материали, търгувани на пазара“ означава материали с конкретен състав, които се търгуват често и свободно, при условие че съответната партида се търгува между икономически независими страни; з) „стандартно търговско гориво“ означава международно стандартизирани търговски горива с 95 % доверителен интервал, който не надвишава ± 1 % по специфицираната им калоричност, включително нефтен газ, леко дестилатно гориво, газолин, масло за лампи, керосин, етан, пропан и бутан.

3.

Следните определения се прилагат по отношение на измерванията: a) „точност“ означава близостта на съответствието между резултата от измерването и реалната стойност на определено количество (или стойност, определена емпирично чрез прилагане на международно приемливи и подлежащи на проследяване калибровъчни материали и стандартни методи), като се вземат предвид както случайните, така и системните фактори; б) „несигурност“ означава параметър, обвързан с резултата от определянето на количеството, който характеризира разпределението на стойностите, за които е приемливо да бъдат причислени към определено количество, като се вземе предвид влиянието и на системните, и на случайните фактори, изразено в проценти, и който описва доверителен интервал около средната стойност, обхващащ 95 % oт получените стойности при докладване на каквато и да било асиметрия на разпределението на стойностите; в) „средноаритметично“ означава сумата от всички членове на комплекс от стойности, разделена на броя на отделните елементи в комплекса; г) „измерване“ означава комплекс от операции, чиято цел е да определят стойността на дадено количество; д) „измервателен инструмент“ означава устройство, предназначено за извършване на измервания, самостоятелно или свързано с допълнително(и) устройство(а); е) „измервателна система“ означава пълен комплект от измервателни инструменти и друго оборудване, като например оборудване за вземане на проби и обработка на данни, което се използва за определяне на променливи стойности, като например данни за дейностите, съдържание на въглерод, калоричност или емисионен фактор на емисиите на CO2; ж) „калибриране“ означава комплекс от операции, които определят при дадени условия взаимовръзките между стойностите, отчетени от даден измервателен инструмент или измервателна система, или стойностите, получени при измерване на материал или референтен материал, и съответните количествени стойности, получени чрез референтен стандарт; з) „непрекъснато измерване на емисии“ означава комплекс от операции, имащи за цел да определят стойността на дадено количество чрез периодични измервания (по няколко на час), чрез прилагане на измервания на място в комина или на екстракционни процедури с измервателен инструмент, разположен в близост до комина; това не включва подходи на измерване чрез събиране на отделни проби от комина; и) „стандартни условия“ означава температура от 273,15 K (тоест 0 oC) и налягане от 101 325 Pa, определено в нормални кубични метри (Nm3).

4.

Прилагат се следните определения, свързани с методологиите, основани на изчисления, и методологиите, основани на измервания на емисиите на CO2: а) „неоправдани разходи“ означава разходи по определена мярка, непропорционални на цялостните ползи от нея, установени от компетентния орган. По отношение на избора на подреждане, прагът може да бъде определен като стойност на квотите, съответстваща на подобряването на степента на точност. За мерките, свързани с повишаване на качеството на докладване на емисиите, но без да се оказва пряко влияние върху точността, неоправданите разходи могат да съответстват на фракция, превишаваща показателния праг от 1 % oт средната стойност на наличните данни за емисиите, които са докладвани през предходния търговски период. За инсталации без такава история за референция се използват данни от представителни инсталации, извършващи същите или съпоставими дейности, като мащабът им се определя съобразно тяхната мощност; б) „технически приложим“ означава, че техническите ресурси, които са в състояние да посрещнат потребностите на предложената система, могат да бъдат набавени от оператора в рамките на изискваното време; в) „de minimis потоци от гориво и материали“ означава група от незначителни потоци от гориво и материали, избрани от оператора, които съвместно емитират 1 килотон изкопаем CO2 или по-малко от това количество на година, или чийто принос възлиза на по-малко от 2 % (и достига до общ принос от максимум 20 килотона изкопаем CO2 на година) спрямо общото количество емисии на изкопаем CO2 oт тези инсталации, преди изваждането на прехвърления CO2 – стойността, която е най-висока от гледна точка на абсолютните емисии; г) „основни потоци от гориво и материали“ означава група от потоци от гориво и материали, които не принадлежат към групата на „малките потоци от гориво и материали“; д) „малки потоци от гориво и материали“ означава потоци от гориво и материали, избрани от оператора, които съвместно емитират 5 килотона изкопаем CO2 или по-малко от това количество на година, или чийто принос е по-малко от 10 % (и достига до общ принос от максимум 100 килотона изкопаем CO2 на година) спрямо общото количество годишни емисии на изкопаем CO2 oт дадена инсталация, преди изваждането на прехвърления CO2 – стойността, която е най-висока от гледна точка на абсолютните емисии; е) „биомаса“ означава невкаменен и биоразградим органичен материал, произхождащ от растения, животни и микроорганизми, както и от продукти, вторични продукти, остатъци и отпадъци от селското стопанство, горското стопанство и свързаните с тях индустрии, както и невкаменени и биоразградими органични фракции от индустриални и битови отпадъци, включително газове и течности, добити при разлагането на невкаменен и биоразградим органичен материал; ж) „чисто“ по отношение на дадено вещество означава, че даден материал или гориво съдържа поне 97 % (масови) от специфицираното вещество или елемент, съответстващи на търговската класификация за „purum“. За биомасата това касае въглеродната фракция, която произхожда от биомаса в рамките на общото количество въглерод в горивото или материала; з) „метод на енергийния баланс“ означава метод за оценка на количеството енергия, използвано под формата на гориво в даден котел, изчислено като сума от оползотворимата топлинна енергия и всички съответни загуби на енергия в резултат на радиация, пренос и чрез димния газ.

5.

Прилагат се следните определения, свързани с контрола и верификацията: a) „контролен риск“ означава податливостта на даден параметър от годишния доклад за емисиите на материални неправилни твърдения, които не могат да бъдат предотвратени, открити или своевременно коригирани от контролната система; б) „риск, свързан с откриването“ означава риска верификаторът да не открие дадено материално неправилно твърдение или материално несъответствие; в) „присъщ риск“ означава податливостта на даден параметър от годишния доклад за емисиите на материални неправилни твърдения, ако приемем, че спрямо него не са извършени съответните контролни дейности; г) „верификационен риск“ означава риска верификаторът да изрази неправилно становище в резултат на верификацията. Верификационният риск е функция на присъщите рискове, контролния риск и на риска, свързан с откриването; д) „разумна гаранция“ означава висока, но не и абсолютна степен на гаранция, безусловно заявена във верификационния отчет, че в годишния доклад за емисиите няма материални неправилни твърдения и че няма материални несъответствия по отношение на инсталацията; е) „праг на материалност“ означава количествения праг или крайния пункт, който следва да бъде използван при формулиране на правилно верификационно становище за данните за емисиите, докладвани в годишния доклад за емисиите; ж) „степен на гарантираност“ означава степента, до която верификаторът е сигурен, че заключенията от верификацията доказват, че информацията, докладвана в годишния доклад за емисиите от дадена инсталация, не съдържа материални неправилни твърдения; з) „несъответствие“ означава всяко действие или бездействие, както съзнателни, така и несъзнателни, на инсталация, която подлежи на верификация, което противоречи на изискванията на плана за мониторинг, одобрен от компетентния орган в съответствие с разрешителното за инсталацията; и) „материално несъответствие“ означава несъответствие с изискванията на мониторинговия план, одобрен от компетентния орган съгласно разрешителното за инсталацията, което може да доведе до различно третиране на инсталацията от страна на компетентния орган; й) „материално неправилно твърдение“ означава неправилно твърдение (пропуски, грешни интерпретации и грешки извън рамките на допустимата несигурност) в годишния отчет за емисиите, което, според професионалното мнение на верификатора, може да окаже влияние върху третирането на годишния отчет за емисиите от страна на компетентните органи, например когато грешното твърдение превишава прага на материалност; к) „акредитация“ в контекста на верификацията означава издаване на съобщение от акредитационен орган въз основа на неговото решение, произтичащо от детайлна оценка, по отношение на верификатора, с което формално се демонстрира неговата компетентност и независимост за извършване на верификация в съответствие със специфицираните изисквания; л) „верификация“ означава дейностите, извършвани от верификатор, за да е в състояние да даде верификационното становище, описано в член 15 и приложение V към Директива 2003/87/EО; м) „верификатор“ означава компетентен, независим, акредитиран верификационен орган или лице, чието задължение е да извърши и докладва процеса на верификация, в съответствие с подробните изисквания, установени от държавите-членки съгласно приложение V към Директива 2003/87/EО.

3.   ПРИНЦИПИ НА МОНИТОРИНГ И ДОКЛАДВАНЕ

За да се осигурят точен и верифицируем мониторинг и докладване на емисиите на парникови газове съгласно Директива 2003/87/EО, мониторингът и докладването се основават на следните принципи:

Пълнота. Мониторингът и докладването за дадена инсталация обхващат всички процеси и горивни емисии от всички емисионни източници и потоците от гориво и материали, причисляващи се към дейностите, изброени в приложение I към Директива 2003/87/EО, и всички парникови газове, специфицирани по отношение на тези дейности, при избягване на двойното докладване.

Последователност. Емисиите, предмет на мониторинг и докладване, следва да бъдат съпоставими във времето чрез използването на еднакви методологии за мониторинг и бази данни. Методологиите за мониторинг могат да бъдат променяни в съответствие с настоящите насоки, ако това ще подобри точността на докладваните данни. Промените на методологиите за мониторинг подлежат на одобрение от компетентен орган и се документират в пълно съответствие с настоящите насоки.

Прозрачност. Данните от мониторинга, включително презумпции, референции, данни за дейността, eмисионни фактори, фактори на окисляване и фактори на конверсия, се получават, регистрират, събират, анализират и документират по начин, който позволява възпроизвеждане на начина на определяне на емисиите от страна на верификатора и компетентния орган.

Вярност. Гарантира се, че системно определяните емисии не са над или под реалните емисии. Източниците на несигурност се идентифицират и намаляват, когато е практически възможно. Влага се надлежно усърдие за осигуряване на гаранции, че изчислението и измерването на емисиите се извършват с най-голямата възможна точност. Операторът прави възможно осигуряването на разумни гаранции за интегритета на докладваните емисии. Емисиите се определят чрез използване на подходящите методологии за мониторинг, предвидени в настоящите насоки. Цялата измервателна или друга изпитвателна апаратура, използвана за докладването на данни от мониторинга, се използва по подходящия начин, поддържа се, калибрира се и се проверява. Електронните таблици и другите инструменти, използвани за съхранение и обработка на данните от мониторинга, не съдържат грешни твърдения. Докладваните емисии и свързаните с тях оповестявания не съдържат материални неправилни твърдения, избягва се пристрастността при избора и представянето на информация и се предоставя достоверен и балансиран отчет за емисиите от инсталациите.

Рентабилност. При избора на методология за мониторинг подобренията за постигане на по-голяма точност се балансират по отношение на допълнителните разходи. Следователно мониторингът и докладването на емисиите целят най-голямата възможна точност, освен ако това е технически неосъществимо или би довело до неоправдано високи разходи. Самата методология за мониторинг описва инструкциите за оператора по логичен и прост начин, като се избягва дублирането на усилия и като се вземат предвид съществуващите системи, установени в инсталацията.

Достоверност. Потребителите могат да разчитат, че верифицираният доклад за емисиите представя достоверно информацията, която цели да представи или за която може разумно да се предположи, че представя.

Подобряване на извършването на мониторинга и докладването на емисиите. Процесът на верифициране на докладите за емисиите е ефективен и надежден инструмент за осигуряване на качество и на качествени процедури за контрол, предоставяйки информация, въз основа на която даден оператор може да действа с оглед подобряване извършването на своя мониторинг и докладването на емисиите.

4.   MOНИТОРИНГ НА ЕМИСИИТЕ НА ПАРНИКОВИ ГАЗОВЕ

4.1.   ГРАНИЦИ

Процесът на мониторинг и докладване на дадена инсталация следва да включва всички съответни емисии на парникови газове от всички емисионни източници и/или потоците от гориво и материали, отнасящи се до дейностите, извършвани от инсталацията и изброени в приложение I към Директива 2003/87/EО, както и от дейностите и парниковите газове, включени от дадена държава-членка съгласно член 24 oт Директива 2003/87/EО.

Член 6, параграф 2, буква б) oт Директива 2003/87/EО изисква разрешителните за емисии на парникови газове да съдържат описание на дейностите и емисиите от съответната инсталация. Следователно всички източници на емисии и потоците от гориво и материали от дейностите, изброени в приложение I към Директива 2003/87/EО, които подлежат на мониторинг и докладване, се изброяват в разрешителното. Член 6, параграф 2, буква в) oт Директива 2003/87/EО изисква разрешителните за емисии на парникови газове да съдържат насоки за мониторинг, специфициращи методологията за мониторинг и честотата на мониторинга.

Емисиите от нестационарни двигатели с вътрешно горене за транспортни нужди се изключват при пресмятането на емисиите.

Мониторингът на емисиите включва емисии от обичайна експлоатация и необичайни обстоятелства, включително пуск и спиране, както и извънредни ситуации през период на докладване.

Ако мощностите за отделно или комбинирано производство или произведената продукция от една или няколко дейности, причисляващи се към категорията на една и съща дейност в приложение I към Директива 2003/87/ЕО, надхвърлят съответния праг, определен във въпросното приложение за една и съща инсталация или един и същ обект, всички емисии от всички емисионни източници и/или потоци от гориво и материали за всички дейности, изброени в същото приложение за съответната инсталация или обект, подлежат на мониторинг и докладване.

Дали дадена допълнителна горивна инсталация, като например инсталация за комбинирано производство на топлоенергия и електроенергия, ще се счита за част от инсталация, извършваща друга дейност от приложение I, или за отделна инсталация зависи от местните условия и се определя в разрешителното на инсталацията за емисии на парников газ.

Всички емисии от дадена инсталация се записват за тази инсталация, независимо от износа на топлоенергия или електроенергия към други инсталации. Емисиите, произтичащи от производството на топлоенергия или електроенергия, внесена от други инсталации, не се записват за инсталацията, от която се извършва вносът.

4.2.   МЕТОДОЛОГИИ, ОСНОВАНИ НА ИЗЧИСЛЕНИЕ И ИЗМЕРВАНЕ

Приложение IV към Директива 2003/87/EО позволява определяне на емисиите чрез използване на една от следните две методологии:

—	методология, основана на изчисления, която определя емисиите от потоци от гориво въз основа на данни за дейността, получени от измервателните системи, и на допълнителни параметри, получени от лабораторните анализи, или въз основа на стандартни фактори,

—	методология, основана на измервания, която определя емисиите от даден емисионен източник чрез непрекъснато измерване на концентрацията на съответния парников газ в димния газ и на дебита на димния газ.

Операторът може да предложи методология, основана на измерване, ако може да демонстрира, че:

—	тя със сигурност води до по-точно докладване на годишните емисии от инсталацията в сравнение с алтернативната методология, основана на изчисление, при избягване на нeoправдани разходи, и

—	сравнението между методологиите, основани на измерване и на изчисляване, се базира на един и същи комплекс от емисионни източници и потоци от гориво и материали.

Използването на методология, основана на измерване, подлежи на одобрение от компетентния орган. За всеки период на докладване операторът потвърждава емисиите, измерени посредством методология, основана на изчисляване, в съответствие с разпоредбите на точка 6.3, буква в).

Операторът може, с одобрението на компетентния орган, да съчетае методологиите, основани на изчисляване и на измерване, за различни емисионни източници и потоци от гориво и материали, принадлежащи към една и съща инсталация. Операторът гарантира липсата както на пропуски, така и на двойно докладване по отношение на възникващите емисии.

4.3.   ПЛАН ЗА МОНИТОРИНГ

В съответствие с член 6, параграф 2, буква в) oт Директива 2003/87/EО разрешителните за емисиите на парникови газове съдържат изисквания за мониторинг, специфициращи методологията и честота на мониторинг.

Методологията за мониторинг е част от плана за мониторинг, който се одобрява от компетентния орган в съответствие с критериите, предвидени в настоящия раздел и неговите подраздели. Държавите-членки или техните компетентни органи гарантират, че методологията за мониторинг, която ще се прилага за инсталациите, е специфицирана в съответствие с условията на разрешителното или под формата на общи задължителни правила, когато е в съответствие с Директива 2003/87/EО.

Компетентният орган проверява и одобрява плана за мониторинг, изготвен от оператора преди началото на периода на докладване и отново вследствие на каквито и да било значителни промени на методологията за мониторинг, прилагана за дадена инсталация, описана в трите параграфа по-долу.

В съответствие с раздел 16 съдържанието на плана за мониторинг трябва да бъде следното:

а)	описание на инсталацията и на дейностите, извършвани от инсталацията, които подлежат на мониторинг;

б)	информация за задълженията, касаещи мониторинга и докладването, свързани с инсталацията;

в)	списък на емисионните източници и на потоците от гориво и материали, подлежащи на мониторинг по всяка дейност, извършвана от инсталацията;

г)	описание на методологията, основана на изчисление или на методологията, основана на измерване, която се използва;

д)	списък на подрежданията на данните за дейността, емисионните фактори, факторите на окисляване и факторите на конверсия за всеки поток на гориво и материали, подлежащ на мониторинг;

е)	описание на системите за измерване и специфициране на точното местоположение на измервателните инструменти, които следва да бъдат използвани за всеки поток на гориво и материали, подлежащ на мониторинг;

ж)	доказателства, демонстриращи съответствие с праговете на несигурност по отношение на данните за дейността и други параметри (ако са приложими) от подрежданията, приложени за всеки поточен източник;

з)	ако е приложимо, описание на метода, използван за вземане на проби от горивото и материалите за определяне на нетната калоричност, съдържанието на въглерод, емисионните фактори, факторите на окисляване и конверсия и съдържанието на биомаса за всеки поток на гориво и материали;

и)	описание на планираните източници или аналитични методи за определяне на нетната калоричност, съдържанието на въглерод, емисионните фактори, факторите на окисляване и конверсия или фракцията биомаса за всеки поток на гориво и материали;

й)	ако е приложимо, списък и описание на неакредитираните лаборатории и съответните аналитични процедури, както и списък на всички съответни мерки за гарантиране на качеството, например междулабораторните сравнения, описани в точка 13.5.2;

к)

ако е приложимо, описание на системите за непрекъснато измерване, които следва да бъдат използвани за мониторинг на даден емисионен източник, например измервателни точки, честота на измерванията, използвано оборудване, калибровъчни процедури, процедури по събиране и съхранение на данни и метод за потвърждаване на изчисленията и докладване на данните от дейността, емисионните фактори и други подобни данни;

л)	ако е приложимо, когато се използва така нареченият „алтернативен подход“ (точка 5.3): подробно описание на метода и на анализа на несигурността, ако вече не е описан в точки от а) до к) от настоящия списък ;

м)	описание на процедурите за получаване и обработка на данни и на дейностите, свързани с контрола, както и описание на дейностите (виж точки от 10.1 до 10.3);

н)

ако е приложимо, информация за съответните връзки с дейностите, предприети по Схемата на Общността за управление по околна среда и одитиране (EMAS) и други системи за управление на околната среда (например ISO 14001:2004), и по-специално процедурите и контролните дейности, свързани с мониторинга и докладването на емисиите на парникови газове.

Методологията за мониторинг се променя, ако това води до подобрения, касаещи точността на докладваните данни, освен ако това е технически неосъществимо или би довело до неоправдано високи разходи.

Съществените промени в плана за мониторинг подлежат на одобрение от компетентния орган, ако се отнасят до:

—	промени в категоризацията на инсталацията, описана в таблица 1,

—	смяна на методологията, която се използва за определяне на емисиите – от методологията, основана на изчисляване, към методологията, основана на измерване,

—	увеличаване на несигурността на данните от дейността или на други параметри (когато е приложимо), което предполага използване на подход от друго подреждане.

Всички други промени и предложени промени в методологията за мониторинг или основните комплекси от данни се оповестяват на компетентния орган без неоправдано забавяне, след като операторът бъде осведомен за тях или ако съществуват всички разумни основания да се очаква, че се е осведомил за тях, освен ако в плана за мониторинг не е специфицирано друго.

Промените в плана за мониторинг са ясно заявени, обосновани и напълно документирани във вътрешната документация на оператора.

Компетентният орган изисква от оператора да промени плана за мониторинг, ако той вече не е в съответствие правилата, предвидени в настоящите насоки.

С цел обмен на информация между компетентните органи и Комисията по отношение на мониторинга, докладването и верифицирането според настоящите насоки, както и за тяхното последователно прилагане, държавите-членки улесняват процедурата по ежегодно гарантиране на качеството и оценка на мониторинга, докладването и верификацията, инициирани от Комисията съгласно член 21, параграф 3 oт Директива 2003/87/EО.

5.   МЕТОДОЛОГИИ ЗА ЕМИСИИ НА CO2, ОСНОВАНИ НА ИЗЧИСЛЕНИЕ

5.1.   ИЗЧИСЛИТЕЛНИ ФОРМУЛИ

Изчисляването на CO2 емисиите се базира на следната формула:

CO2 eмисии = данни за дейността * емисионен фактор * фактор на окисляване

или на алтернативен подход, ако такъв е определен в насоките, специфични за дадена дейност.

Изразите, използвани в тази формула, се конкретизират за горивните емисии и емисиите от процеса, както следва:

Горивни емисии

Данните за дейността се базират на потреблението на гориво. Количеството на използваното гориво се изразява под формата на енергийно съдържание в TJ, освен ако в настоящите насоки не е специфицирано друго. Емисионният фактор се изразява в t CO2/TJ, освен ако в настоящите насоки не е специфицирано друго. При потреблението на гориво цялото количество въглерод не се окислява до CO2. Непълното окисляване възниква поради недостатъците на горивния процес, в резултат на което част от въглерода остава несвързан с кислорода или частично окислен под формата на сажди или пепел. Несвързаният с кислорода или частично окислен въглерод се взема предвид във фактора на окисляване, който се изразява като фракция. Факторът на окисляване се изразява като фракция от едно. Изчислителната формула, която се получава е следната:

CO2 eмисии = дебит на горивото [t или Nm3] * нетна калоричност [TJ/t или TJ/Nm3] * eмисионен фактор [t CO2/TJ] * фактор на окисляване

Изчисляването на горивните емисии е по-подробно специфицирано в приложение II.

Емисии от процеса

Данните за дейността следва да се основават потреблението на материали, количеството на преминалите материалите или на произведената продукция и се изразяват в t или Nm3. Емисионният фактор се изразява в [t CO2/t или t CO2/Nm3]. Въглеродът, съдържащ се във вложените материали, който не се преобразува в CO2 по време на процеса се включва във фактора на конверсия, който се изразява като фракция. В случай че конверсионният фактор бъде включен в емисионния фактор, не се прилага отделен фактор на конверсия. Количеството на вложения материал се изразява като маса или обем [t или Nm3]. Изчислителната формула, която се получава, е следната:

CO2 емисии = данни за дейността [t или Nm3] * eмисионен фактор [t CO2/t или Nm3] * фактор на конверсия

Изчисляването на емисиите от процеса е специфицирано по-подробно в специфичните за дадени дейности насоки, описани в приложения от II до XI. Не всички методи за изчисляване в приложения от II до XI използват фактор на конверсия.

5.2.   ПОДРЕЖДАНЕ НА ПОДХОДИ

Специфичните насоки за дадена дейност, установени в приложения от II до XI, съдържат специфични методологии за определяне на следните променливи: данни за дейността (състоящи се от две променливи – дебит на горивото/материала и нетна калоричност), емисионни фактори, данни за състава, фактори на окисляване и конверсия. Тези различни подходи се наричат подреждания. Увеличаващото се номериране на подрежданията от 1 нагоре отразява увеличаващите се равнища на точност, като подреждането с най-висок номер е предпочитаното подреждане.

Операторът може да приложи различни одобрени подреждания към различните променливи като дебит на горивото/материала, нетна калоричност, емисионни фактори, данни за състава, фактори на окисляване и конверсия, използвани в рамките на едно просто изчисление. Изборът на подреждане подлежи на одобрение от компетентния орган (виж точка 4.3).

Еквивалентните подреждания се обозначават с еднакъв номер на подреждане и с конкретна буква от азбуката (например: подреждане 2a и 2б). За онези дейности, за които, в рамките на настоящите насоки, се предлагат алтернативни подходи на изчисляване (например в приложение VII „Mетод A – пещ на база консумирана мощност“ и „Mетод Б – клинкер на база произведена продукция“) операторът може да смени един метод с друг, само ако може да демонстрира по удовлетворителен за компетентния орган начин, че подобна промяна би довела до по-точен мониторинг и докладване на емисиите от съответната дейност.

Подходът на най-високото подреждане се използва от всички оператори за определяне на всички променливи за всички потоци от гориво и материали, за всички инсталации категория Б и В. Само ако може да бъде демонстрирано по удовлетворителен за компетентния орган начин, че подходът на най-високото подреждане е технически неосъществим или би довел до неоправдано високи разходи, за тази променлива може да бъде използвано следващо по-ниско подреждане в рамките на методологията за мониторинг. За инсталации с емисии, надвишаващи 500 килотона изкопаем CO2 годишно (например инсталации от категория В), държавите-членки уведомяват Комисията съгласно член 21 от Директива 2003/87/EО, в случай че не се прилага комбинацията от най-високите подреждания за всички основни потоци от гориво и материали.

При спазване на раздел 16 държавите-членки гарантират, че операторите прилагат за всички основни потоци от гориво и материали, поне подрежданията, определени в таблица 1 по-долу, освен ако това е технически неосъществимо.

След като поиска одобрение и за двете от страна на компетентния орган, операторът може да избере като минимум първо ниво на подрежданията за променливите, използвани за изчисляване на емисиите от малки потоци от гориво и материали, и да приложи подходи за мониторинг и докладване, като използва свой собствен подход за оценка без подреждане за de minimis потоци от гориво и материали.

Операторът незабавно предлага промени на прилаганите подреждания, ако:

—	достъпните данни са се променили и позволяват по-голяма точност на определяне на емисиите,

—	появила се е несъществуваща дотогава емисия,

—	обхватът на горивата или съответните суровини се е променил съществено,

—	открити са грешки в данните, произтичащи от методологията за мониторинг,

—	компетентният орган е поискал промяна.

При горивата от биомаса и материалите, квалифицирани като чисти, може да не се прилагат методологии, основани на различни подреждания за инсталации или части от тях, подлежащи на техническа идентификация, освен в случаите, когато съответната стойност се използва за изваждане на CO2, произхождащ от биомаса, от емисиите, получени чрез непрекъснато измерване. Подходите, при които не се използват подреждания, включват метода на енергийния баланс. Емисиите на CO2 от изкопаеми замърсители на горива и материали, квалифицирани като чиста биомаса, могат да бъдат отчетени като източници на биомаса и определени без прилагане на подходи, основани на подреждания. Смесените горива и материали, съдържащи биомаса, се характеризират чрез прилагане на разпоредбите на точка 13.4 oт настоящото приложение, освен ако източникът на емисии не е определен като de minimis.

Ако методологията на най-високото подреждане или специфичното за променливите величини съгласувано подреждане са временно неосъществими по технически причини, даден оператор може да прилага най-високото постижимо подреждане, докато условията за прилагане на предишното подреждане бъдат възстановени. Без неоправдано забавяне операторът предоставя на компетентния орган доказателства за необходимостта от смяна на подрежданията и подробности за временната методология за мониторинг. Операторът предприема всички необходими действия, за да позволи незабавно възстановяване на първоначалното подреждане за целите на мониторинга и докладването.

Промените на подрежданията се документират изцяло. Запълването на незначителни пропуски в данните, получени в резултат на принудителни престои на измервателната апаратура, следват добрата професионална практика и разпоредбите на референтния документ за Комплексно предотвратяване и контрол на замърсяването (КПКЗ) относно общите принципи на мониторинг от юли 2003 г. (1) Когато се променят подреждания в рамките на даден период на докладване, резултатите за повлияната от това дейност се изчисляват и докладват на компетентния орган като отделни раздели на годишния доклад за съответните части на периода на докладване.

Tаблица 1

Минимални изисквания

(„н.п.“ означава „не се прилага“)

Колона А: „инсталации от категория А“ (означава инсталации със средно годишно количество на докладваните емисии през предходния търговски период (или консервативна оценка или предвиждане, в случай че докладваните емисии не са налични или вече не се прилагат), равно или по-малко от 50 килотона изкопаем CO2 преди изваждането на прехвърления CO2).

Колона Б: „инсталации от категория Б“ (означава инсталации със средно годишно количество на докладваните емисии през предходния търговски период (или консервативна оценка или предвиждане, ако докладваните емисии не са налични или вече не се прилагат) oт повече от 50 килотона и равно на или по-малко от 500 килотона изкопаем CO2, преди изваждането на прехвърления CO2).

Колона В: „инсталации от категория В“ (означава инсталации със средно годишно количество на докладваните емисии през предходния търговски период (или консервативна оценка или предвиждане, ако докладваните емисии не са налични или вече не се прилагат) oт повече от 500 килотона изкопаем CO2 преди изваждането на прехвърления CO2).

Данни за дейността

Емисионен фактор

Данни за състава

Фактор на окисляване

Фактор на конверсия

Дебит на горивото

Нетна калоричност

Приложение/дейност

A

Б

В

A

Б

В

A

Б

В

A

Б

В

A

Б

В

A

Б

В

II: Горене

Стандартни търговски горива

2

3

4

2а/2б

2а/2б

2а/2б

2а/2б

2а/2б

2а/2б

н.п.

н.п.

н.п.

1

1

1

н.п.

н.п.

н.п.

Други газообразни и течни горива

2

3

4

2а/2б

2а/2б

3

2а/2б

2а/2б

3

н.п.

н.п.

н.п.

1

1

1

н.п.

н.п.

н.п.

Твърди горива

1

2

3

2а/2б

3

3

2а/2б

3

3

н.п.

н.п.

н.п.

1

1

1

н.п.

н.п.

н.п.

Подход на масовия баланс при производството на въглеродни сажди и за терминалите за обработка на газ

1

2

3

н.п.

н.п.

н.п.

н.п.

н.п.

н.п.

1

2

2

н.п.

н.п.

н.п.

н.п.

н.п.

н.п.

Факли

1

2

3

н.п.

н.п.

н.п.

1

2a/б

3

н.п.

н.п.

н.п.

1

1

1

н.п.

н.п.

Скрубери

Карбонат

1

1

1

н.п.

н.п.

н.п.

1

1

1

н.п.

н.п.

н.п.

н.п.

н.п.

н.п.

н.п.

н.п.

Гипс

1

1

1

н.п.

н.п.

н.п.

1

1

1

н.п.

н.п.

н.п.

н.п.

н.п.

н.п.

н.п.

н.п.

	Данни за дейността						Емисионен фактор			Данни за състава			Фактор на конверсия
	Maтериален поток			Нетна калоричност
	A	Б	В	A	Б	В	A	Б	В	A	Б	В	A	Б	В
III: Рафинерии
Регенериране на каталитичен крекинг	1	1	1	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.
Производство на водород	1	2	2	н.п.	н.п.	н.п.	1	2	2	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.
IV: Коксови пещи
Масов баланс	1	2	3	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	2	3	3	н.п.	н.п.	н.п.
Гориво като вложена енергия за процеса	1	2	3	2	2	3	2	3	3	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.
V: Пържене и агломериране на метална руда
Масов баланс	1	2	3	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	2	3	3	н.п.	н.п.	н.п.
Вложен карбонат	1	1	2	н.п.	н.п.	н.п.	1	1	1	н.п.	н.п.	н.п.	1	1	1
VI: Желязо и стомана
Масов баланс	1	2	3	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	2	3	3	н.п.	н.п.	н.п.
Гориво като вложена енергия за процеса	1	2	3	2	2	3	2	3	3	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.
VII: Цимент
Пещ на база консумирана мощност	1	2	3	н.п.	н.п.	н.п.	1	1	1	н.п.	н.п.	н.п.	1	1	2
Добив на клинкер	1	1	2	н.п.	н.п.	н.п.	1	2	3	н.п.	н.п.	н.п.	1	1	2.
Прах от циментова пещ	1	1	2	н.п.	н.п.	н.п.	1	2	2	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.
Некарбонатен въглерод	1	1	2	н.п.	н.п.	н.п.	1	1	2	н.п.	н.п.	н.п.	1	1	2
VIII: Вар
Карбонати	1	2	3	н.п.	н.п.	н.п.	1	1	1	н.п.	н.п.	н.п.	1	1	2
Алкален оксид	1	1	2	н.п.	н.п.	н.п.	1	1	1	н.п.	н.п.	н.п.	1	1	2.
IX: Стъкло
Карбонати	1	1	2	н.п.	н.п.	н.п.	1	1	1	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.
X: Керамика
Разход на въглерод	1	1	2	н.п.	н.п.	н.п.	1	2	3	н.п.	н.п.	н.п.	1	1	2
Aлкален оксид	1	1	2	н.п.	н.п.	н.п.	1	2	3	н.п.	н.п.	н.п.	1	1	2
Скрубери	1	1	1	н.п.	н.п.	н.п.	1	1	1	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.
XI: Целулоза и хартия
Стандартен метод	1	1	1	н.п.	н.п.	н.п.	1	1	1	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.	н.п.

5.3.   АЛТЕРНАТИВНИ ПОДХОДИ

В случаите, когато прилагането на изискванията на поне първото подреждане за всички потоци от гориво и материали (освен de minimis) е технически неосъществимо или би довело до неоправдани разходи, операторът може да приложи т.нар. „алтернативен подход“. При този подход операторът е освободен от задължението да прилага точка 5.2 от настоящото приложение и може да състави методология за мониторинг, изцяло съобразена с нуждите на потребителите. Операторът демонстрира по начин, който удовлетворява компетентния орган, че чрез прилагането на алтернативна методология за мониторинг за цялата инсталация са спазени общите прагове на несигурност, посочени в таблица 2, по отношение на годишното ниво на емисии на парникови газове от цялата инсталацията.

Анализът на несигурността определя прага на несигурност за всички променливи и параметри, използвани за изчисляване на годишното ниво на емисиите, като взема предвид Наръчника на ISO за изразяване на несигурността на измерванията (1995 г.) (2) и ISO 5168:2005. Анализът се извършва преди одобряването на плана за мониторинг от страна на компетентния орган, въз основа на данни от предходната година и се актуализира ежегодно. Тази годишна актуализация се изготвя едновременно с годишния доклад за емисиите и подлежи на верифициране.

Съответните инсталации, които прилагат алтернативен подход, следва да бъдат надлежно съобщавани на Комисията от държавите-членки, в съответствие с член 21 от Директива 2003/87/EО. Операторът определя и докладва в годишния доклад за емисиите данните, ако има такива, или най-добрите приблизителни изчисления на данните за дейността, нетната калоричност, емисионните фактори, факторите на окисляване и други параметри като, когато е подходящо, използва лабораторни анализи. Съответните подходи се описват в плана за мониторинг и се одобряват от компетентния орган. Таблица 2 не се прилага за инсталации, които определят своите емисии на парникови газове чрез използване на системи за непрекъснат мониторинг на емисиите в съответствие с приложение XII.

Tаблица 2

Общи прагове на несигурност според алтернативния подход

Категория на инсталацията	Прагове на несигурност, които следва да се спазват по отношение на общата годишна стойност на емисиите
A	±7,5 %
Б	±5,0 %
В	±2,5 %

5.4.   ДАННИ ЗА ДЕЙНОСТТА

Данните за дейността представят информация за материалния поток, потреблението на гориво, вложения материал или произведената продукция, изразени като енергийно съдържание [TJ] (в изключителни случаи и като маса или обем [t или Nm3], виж точка 5.5) за горивата и като маса или обем за суровините или продуктите [t или Nm3].

Определянето на данните за дейността от страна на оператора може да се базира на фактурираното количество на горивото или материала, определено в съответствие с приложение I и одобрените подреждания в приложения от II до XI.

Когато данните за дейността за изчисляване на емисиите не могат да бъдат определени директно, данните за дейностите се определят чрез оценка на промените в запасите:

мaтериал C = мaтериал P + (материал S – мaтериал E) – мaтериал O

където:

Мaтериал C	:	Материал, преработен през периода на докладване
Материал P	:	Материал, закупен през периода на докладване
Мaтериал S	:	Материален запас в началото на периода на докладване
Мaтериал E	:	Материален запас в края на периода на докладване
Мaтериал O	:	Материал, използван за други цели (транспортиране или препродажба)

В случаите, когато определянето на „Мaтериал S“ и „Мaтериал E“ чрез пряко измерване е технически неосъществимо или това определяне чрез пряко измерване би довело до неоправдано високи разходи, операторът може да пресметне приблизително тези две количества въз основа на:

—	данни от предходни години и взаимовръзката с произведената продукция за периода на докладване, или

—	документирани методи и съответни данни в одитираните финансови отчети за периода на докладване.

В случаите, когато определянето на данните за дейността за период от една пълна календарна година е технически неосъществимо или би довело до неоправдани разходи, операторът може да избере най-близкия подходящ работен ден и да раздели дадена отчетна година от следващата. Отклоненията, които биха могли да се прилагат за един или повече потоци от гориво и материали, следва да бъдат ясно регистрирани и да формират основата на представителната стойност за дадена календарната година, както и непрекъснато да бъдат вземани под внимание за следващата година.

5.5.   ЕМИСИОННИ ФАКТОРИ

Емисионните фактори се базират на съдържанието на въглерод в горивата или влаганите материали и се изразяват като t CO2/TJ (горивни емисии), или t CO2/t или t CO2/Nm3 (емисии от процеса).

С цел постигане на най-голяма възможна прозрачност и най-добро съответствие с националните каталози на парниковите газове, използването на емисионни фактори за горивото, изразени като t CO2/t, а не като t CO2/TJ за горивните емисии се ограничава до случаите, в които операторът иначе би направил неоправдани разходи.

За конверсията на въглерода в съответната стойност за CO2 се ползва фактор (3) от 3,664 [t CO2/t C].

Емисионните фактори и разпоредбите относно специфични емисионни фактори по дейности са изброени в раздели 11 и 13 от настоящото приложение.

Биомасата се разглежда като СО2-неутрална. За биомасата се прилага емисионен фактор от 0 [t CO2/TJ или t или Nm3]. Примерен списък на различни типове материали, приети за биомаса, е даден в раздел 12 от настоящото приложение.

За горивата или материали, съдържащи както изкопаем въглерод, така и въглерод от биомаса, се прилага претеглен емисионен фактор, основан на пропорцията на изкопаем въглерод в общото въглеродно съдържание на горивото. Това изчисление следва да бъде прозрачно и документирано в съответствие с правилата и процедурите на раздел 13 oт настоящото приложение.

Собственият CO2, който се прехвърля към инсталация по СТЕ на ЕС като част от гориво (например доменен газ, коксов газ или природен газ) се включва в емисионния фактор на въпросното гориво.

След одобрение от компетентния орган собственият CO2, произтичащ от поток на гориво и материали, но след това прехвърлен извън инсталацията като част от гориво, може да бъде изваден от емисиите на въпросната инсталация, независимо дали ще бъде подаден към друга инсталация, участваща в СТЕ на ЕС, или не. Във всеки случай той се докладва като отделна точка. Съответните инсталации следва да бъдат съобщавани от държавите-членки на Комисията, съгласно задълженията по член 21 oт Директива 2003/87/EО.

5.6.   ФАКТОРИ НА ОКИСЛЯВАНЕ И КОНВЕРСИЯ

Факторите на окисляване на горивните емисии или фактори на конверсия на емисиите от процеса се използват за отразяване на пропорцията на въглерода, който не е окислен или преобразуван в рамките на процеса. За факторите на окисляване изискването за прилагане на най-високото подреждане се отменя. Ако в рамките на една инсталация са използвани различни горива и са изчислени факторите на окисляване, специфични за съответните дейности, с одобрението на компетентния орган операторът може да изчисли един общ фактор на окисляване за дейността и да го прилага за всички горива, или ако бъде използвана биомаса, да припише непълното окисляване на един основен горивен поток и да използва стойност, равна на 1, за останалите.

5.7.   ПРЕХВЪРЛЕН CO2

След одобрение от компетентния орган операторът може да извади от изчисленото ниво на емисиите от инсталацията целият CO2, който не се емитира от инсталацията, а се прехвърля извън инсталацията под формата на чисто вещество или се използва директно и се свързва в продуктите, или е под формата на подхранваща смес, при условие че изваждането е отразено чрез съответна редукция за дейността и за инсталацията, която съответната държава-членка следва да докладва при подаването на своя национален каталог до секретариата на Рамковата конвенцията на ООН за изменение на климата. Съответното количество CO2 се докладва като отделна точка. Съответните инсталации се съобщават от държавите-членки на Европейската комисия съгласно член 21 oт Директива 2003/87/EО. Потенциалните случаи на „прехвърлен CO2“ извън дадена инсталация включват, inter alia:

—	чист CO2, използван за карбонизация на напитки,

—	чист CO2, използван за сух лед за охлаждащи цели,

—	чист CO2, използван за агент за пожарогасене, замразител или като лабораторен газ,

—	чист CO2, използван за дезинфекция на зърно,

—	чист CO2, използван като разтворител в хранителната или химическата промишленост,

—	CO2, използван и свързан в продукти или захранващи смеси в химическата и целулозната промишленост (например за урея или утаени карбонати),

—	карбонати, свързани в абсорбиращ продукт, изсушен чрез пулверизация (SDAP) от полусухо очистване на димни газове.

Масата на ежегодно прехвърляния CO2 или карбонат следва да се определя с максимална несигурност от по-малко от 1,5 % директно чрез използване на дебитомер или на разходомер за маса, чрез претегляне или индиректно от масата на съответния продукт (например карбонати или урея), когато е уместно и ако е подходящо.

В случаите, при които част от прехвърления CO2 е генериран от биомаса или когато дадена инсталация е обхваната само частично от Директива 2003/87/EО, операторът изважда само съответната част от масата на прехвърления CO2, който произтича от изкопаеми горива и материали, от дейностите, обхванати от директивата. Съответните методи на приписване следва да бъдат консервативни и подлежат на одобрение от компетентния орган.

6.   MEТОДОЛОГИИ, ОСНОВАНИ НА ИЗМЕРВАНИЯ

6.1.   ОБЩИ ПОЛОЖЕНИЯ

Както е установено в точка 4.2, емисиите на парниковите газове могат да бъдат определени чрез методологии, основани на измервания при използване на системи за непрекъснато измерване на емисиите (CНИЕ) от всички или от избрани емисионни източници, като се използват стандартизирани или приети методи, при условие че операторът получи одобрението на компетентния орган, преди периода на докладване, че при използването на CНИЕ се постига по-голяма точност, отколкото при изчисляването на емисиите чрез използване на подхода на най-точното подреждане. Конкретните методи, които са част от методологиите, основани на измервания, са изложени в приложение XII oт тези насоки. Държавите-членки съобщават на Европейската комисия инсталациите, прилагащи CНИЕ като част от системите си за мониторинг, съгласно член 21 oт Директива 2003/87/EО.

Процедурите, които се прилагат за измерване на концентрациите, както и за масата или обема на потока, ако са налични такива, следва да бъдат в съответствие със стандартизирания метод, който ограничава пристрастността при вземането на проби и измерванията и чиято несигурност при измерването е известна. Използват се стандартите на CEN (т.е. стандартите, издадени от Европейския комитет по стандартизация), ако има такива. Ако няма стандарти на CEN, се прилагат подходящите ISO стандарти (например стандартите, издадени от Международната организация по стандартизация) или национални стандарти. Когато не съществуват приложими стандарти, процедурите могат да бъдат извършвани, по възможност, въз основа на проектостандарти или на най-добрите промишлени практики.

Съответните ISO стандарти включват, освен другите, и:

—	ISO 12039:2001 „Неподвижни източници на емисии – определяне на въглеродния монооксид, въглеродния диоксид и кислорода – характеристики на работата и калибриране на автоматизиран измервателен метод“,

—	ISO 10396:2006 „Неподвижни източници на емисии – вземане на проби за автоматизираното определяне на газови концентрации“,

—	ISO 14164:1999 „Неподвижни източници на емисии – определяне на дебита на газовите потоци в проводите – автоматизиран метод“.

Фракцията от биомаса на измерените емисии на СО2 се изважда, основавайки се на подхода на изчисление, и се записва като отделна точка в доклада (виж раздел 14 oт настоящото приложение).

6.2.   ПОДРЕЖДАНЕ НА МЕТОДОЛОГИИТЕ, ОСНОВАНИ НА ИЗМЕРВАНИЯ

Най-високото подреждане, определено в приложение XII, следва да бъде използвано от оператора на дадена инсталация за всеки емисионен източник, който е посочен в разрешителното за емисии на парникови газове и за който съответните емисии на парникови газове се определят чрез прилагане на CНИЕ.

Само ако бъде демонстрирано по начин, който удовлетворява компетентния орган, че подходът на най-високото подреждане е технически неосъществим или би довел до неоправдано високи разходи, може да се използва следващо, по-ниско подреждане за съответния емисионен източник. Следователно, избраното подреждане отразява за всеки емисионен източник най-високата степен на точност, което е технически осъществим, и не води до неоправдано високи разходи. Изборът на подреждания подлежи на одобрение от компетентния орган (виж точка 4.3).

За периодите на докладване от 2008 до 2012 г. като минимум се прилага подреждане 2 от приложение XII, освен ако е технически неосъществимо.

6.3.   ДРУГИ ПРОЦЕДУРИ И ИЗИСКВАНИЯ

a)   Честота на вземане на проби

Усреднени стойности за всеки час („валидни данни за час“) се изчисляват за всички елементи, участващи при определянето на емисията (ако са приложими), изложени в приложение XII, чрез използване на всички данни, налични за конкретния час. В случай че оборудването не е подлежало на контрол или е било извън експлоатация в някоя интервал от часа, средната стойност за съответния час се изчислява пропорционално на останалите данни за конкретния час. В случай че не могат да бъдат изчислени валидните данни за час за даден елемент, участващ в определянето на емисията, поради наличие на по-малко от 50 % от максималния брой данни за часа (4), часът се счита за загубен. При всеки случай, когато не могат да бъдат изчислени валидни данни за час, се изчисляват заместващи стойности в съответствие с разпоредбите на настоящия раздел.

б)   Липсващи данни

Когато не могат да бъдат предоставени валидни данни на час за един или повече елементи, участващи в изчисляването на емисиите, тъй като оборудването не е подлежало на контрол (напр. при калибриране или грешки от интерференция) или е било извън експлоатация, операторът определя заместващи стойности за липсващите данни за всеки час, както е показано по-долу:

i)   Концентрации

В случай че не могат да бъдат предоставени валидни данни за час за параметър, който е пряко измерен под формата на концентрация (например ПГ, O2 и т.н.), заместващата стойност C*зам. за този час се изчислява, както следва:

където:

е средноаритметичното на концентрацията на съответния параметър,

σC_ е най-доброто изчисление на стандартното отклонение от концентрацията на конкретен параметър.

Средноаритметичното и стандартното отклонение се изчисляват в края на периода на докладване въз основа на целия комплекс от данни за емисиите през периода на докладване. Ако такъв период не е приложим поради съществени технически изменения на инсталацията, с компетентния орган се съгласува представителна времева рамка, по възможност с продължителност 1 година.

Изчисляването на средноаритметичното и стандартното отклонение се представя на верификатора.

ii)   Други параметри

В случай че не могат да бъдат предоставени валидни данни на час за параметрите, които не се измерват директно под формата на концентрации, заместващите стойности на тези параметри се получават чрез модел на масов баланс или чрез метод на енергийно балансиране на процеса. Другите измерени елементи, участващи в изчисляването на емисията, се използват за валидиране на резултатите.

Моделът на масовия или енергиен баланс и основните предположения следва да бъдат ясно документирани и представени на верификатора, заедно с изчислените резултати.

в)   Потвърждаване на резултатите от измерванията

Паралелно с определянето на емисиите чрез методология, основана на измервания, годишните емисии на всеки разглеждан ПГ се определят чрез изчисление по една от следните опции:

а)	изчисляване на емисиите така, както е изложено в съответните приложения за съответните дейности. За изчисляване на емисиите като цяло могат да бъдат прилагани по-ниски подреждания (т.е. подреждане 1 като минимум); или

б)	изчисляване на емисиите съгласно изложеното в насоките на МГИК за 2006 г., т.е. могат да бъдат използвани методите от подреждане 1.

Могат да възникнат разминавания между резултатите от методите, основан на изчисляване и на измерване. Операторът проучва взаимовръзката между резултатите от методите, основан на измерване и на изчисляване, като вземе предвид, че може да съществува отклонение, присъщо за прилагането на двата различни метода. Вземайки предвид тази взаимовръзка, операторът използва резултатите от метода на изчисляване, за да свери резултатите от метода на измерване.

В годишния доклад за емисиите операторът определя и докладва съответните данни, ако такива са налични, или най-добрите приблизителни оценки за данните за дейностите, нетната калоричност, емисионните фактори, факторите на окисляване и други параметри, използвани за определяне на емисиите в съответствие с приложения от II до XI, като използва и лабораторни анализи, по целесъобразност. Съответните методи, както и избрания метод за потвърждаване на резултатите се описват в плана за мониторинг и се одобряват от компетентния орган.

Когато сравняването с резултатите от метода на изчисляване ясно покаже, че резултатите от метода на измерване не са валидни, операторът използва заместващите стойности, така както са описани в настоящия раздел.

7.   ОЦЕНКА НА НЕСИГУРНОСТТА

7.1.   ИЗЧИСЛЕНИЕ

Настоящият раздел е предмет на условията на раздел 16 от настоящото приложение. Операторът следва да си изясни основните източници на несигурност при изчисляването на емисиите.

По методологията, основана на изчисляване, в съответствие с разпоредбите на точка 5.2, компетентният орган трябва да е одобрил комбинацията от подреждания за всеки поток от гориво и материали в дадена инсталация, както и да е одобрил всички подробности относно методологията за мониторинг на тази инсталация, така както се съдържат в разрешителното на инсталацията. При извършване на горното компетентният орган следва да разреши допускането на несигурност, пряко произтичаща от правилното прилагане на одобрената методология за мониторинг, като доказателство за това одобрение е съдържанието на разрешителното. Обявяването на комбинацията от подреждания в доклада за емисиите представлява несигурността при докладването по смисъла на Директива 2003/87/ЕО. Следователно не съществува допълнително изискване за докладване на несигурността, ако бъде приложена методология, основана на изчисляване.

Определената несигурност на показанията на измервателната система, в рамките на системата от подреждания следва да обхваща специфицираната несигурност на използваните измервателни инструменти, несигурността, свързана с калибрирането и всяка друга несигурност, свързана с практическото използване на измервателните инструменти. Обявените прагови стойности в рамките на системата от подреждания се отнасят до несигурността, свързана със стойността за един период на докладване.

Що се отнася до горивата или материалите, търгувани на пазара, компетентните органи могат да разрешат определянето на годишния дебит на горивото/материалния поток, от страна на оператора, да става единствено въз основа на фактурираното количество гориво или материал, без предоставяне на отделни, допълнителни доказателства за свързаната с това несигурност, в случай че националното законодателство или демонстрираното прилагане на националните или международните стандарти гарантира, че съответните изисквания по отношение на несигурността, касаещи данните за дейността, са спазени при търговските сделки.

При всички други случаи операторът предоставя писмени доказателства за степента на несигурност, свързана с определянето на данните за дейността за всеки поток от гориво и материали, за да демонстрира съответствие с праговете на несигурност, установени в приложения от II до XI към настоящите насоки. Изчислението на оператора се базира на спецификациите, предоставени от доставчика на измервателните системи. Ако такива спецификации не са налице, операторът подсигурява оценка за несигурност на измервателния инструмент. И в двата случая той взема предвид необходимите корекции на тези спецификации, свързани с последствията, произтичащи от реалните условия на употреба като например остаряване, условия на физическата среда, калибриране и поддръжка. Тези корекции може да включват консервативна експертна оценка.

Ако бъдат приложени измервателни системи, операторът взема предвид кумулативния ефект на всички елементи на измервателната система върху несигурността на годишните данни за дейностите, чрез прилагане на закона за предаване на грешките (5), който генерира две удобни правила за комбиниране на несвързани помежду си несигурности чрез събиране и умножаване или съответните консервативни апроксимации при възникване на взаимосвързани несигурности:

a)   За несигурност на дадена сума (например по отношение на отделните приноси към годишната стойност)

при несвързани помежду си несигурности:

при взаимосвързани несигурности:

където:

Utotal е несигурността на сумата, изразена в проценти;

xi и Ui са несигурните количества и съответните процентни несигурности, свързани с тях.

б)   За несигурност, по отношение на даден продукт (например на различните параметри, използвани за конверсиране на показанията на измервателния уред в данни за тегловния дебит)

за несвързани помежду си несигурности:

за взаимосвързани несигурности:

където:

Utotal е несигурността, свързана с продукта, изразена в проценти;

Ui са процентните несигурности, свързани с всяко от количествата.

Операторът, чрез системата за процедурата за гарантиране и контрол на качеството, управлява и намалява оставащите несигурности по отношение на данните за емисиите от доклада за емисиите. По време на процеса на верификация, верификаторът проверява правилното приложение на одобрената методология за мониторинг и прави оценка на управлението и намаляването на оставащите несигурности, извършвано чрез процедурите на оператора за гарантиране и контрол на качеството.

7.2.   ИЗМЕРВАНЕ

Както е определено в точка 4.2, операторът може да обоснове използването на методология, основана на измерване, ако тя дава надеждни резултати по отношение на постигането на по-ниска степен на несигурност отколкото съответната методология, основана на изчисляване (сравнете с точка 4.2). С оглед представяне на тази обосновка пред компетентния орган, операторът докладва количествените резултати, получени при един по-пълен анализ на несигурността, разглеждащ следните източници на несигурност и вземащ под внимание EN 14181.

—	специфицираната несигурност на оборудването за непрекъснато измерване,

—	несигурности, свързани с калибрирането,

—	допълнителна несигурност, свързана с начина на практическо използване на оборудването за мониторинг.

Въз основа на обосновката на оператора, компетентният орган може да одобри използването, от страна на оператора, на система за непрекъснато измерване на емисиите от избрани или от всички емисионни източници в дадена инсталация, като одобрява и всички други подробности от методологията за мониторинг на тези емисионни източници, които следва да се съдържат в разрешителното на инсталацията. Като извършва това, компетентният орган разрешава несигурността, пряко произтичаща от правилното прилагане на одобрената методология за мониторинг, a доказателство за това одобрение е съдържанието на разрешителното.

Операторът обявява стойността на несигурността в резултат на първоначалния си всеобхватен анализ на несигурността в своя годишен доклад за емисиите до компетентния орган за съответните емисионни източници и потоци на гориво и материали, до момента, когато компетентният орган не преразгледа избора на измерването пред изчисляването и не поиска стойността на несигурността да бъде преизчислена. Обявяването на тази стойност на несигурността в доклада за емисиите представлява докладване на емисиите по смисъла на Директива 2003/87/EО.

Операторът, чрез процедурата за гарантиране и контрол на качеството, управлява и намалява оставащите несигурности по отношение на данните за емисиите в доклада си за емисиите. По време на процеса на верификация, верификаторът проверява дали одобрената методология за мониторинг се прилага коректно и оценява управлението и намаляването на оставащите несигурности чрез процедура за контрол и удостоверяване на качеството.

8.   ДОКЛАДВАНЕ

Приложение IV към Директива 2003/87/EО определя изисквания за докладване по отношение на инсталациите. Форматът за докладване, изложен в раздел 14 oт настоящото приложение, и информацията, изисквана по него, се използва като база за докладване на количествените данни, освен ако Европейската комисия не е публикувала еквивалентен електронен стандартен протокол за годишно докладване.

Докладът за емисиите обхваща годишните емисии за една календарна година от даден период на докладване.

Докладът се верифицира в съответствие с подробните изисквания, определени от държавите-членки съгласно приложение V към Директива 2003/87/EО. Всяка година операторът предоставя верифицирания доклад за емисиите от предходната година на компетентния орган до 31 март.

Докладите за емисиите, съхранявани от компетентния орган, се предоставят на обществеността от посочения орган при спазване на правилата, установени в Директива 2003/4/EО на Европейския парламент и Съвета от 28 януари 2003 г. относно обществения достъп до информация за околната среда и за отмяна на Директива 90/313/EИО на Съвета (6). С оглед прилагането на изключението, предвидено в член 4, параграф 2, буква г) от посочената директива, операторите могат да посочат, в своите доклади, коя информация считат за чувствителна от търговска гледна точка.

Всеки оператор включва следната информация в доклада за дадена инсталация:

1.	Данни за идентифициране на инсталацията, определени в приложение IV към Директива 2003/87/EО, и уникалния номер на нейното разрешително;

2.

За всички емисионни източници и/или потоци от гориво и материали – общите емисии, избрания метод (изчисляване или измерване), избраните подреждания и метода (ако е приложим), данните за дейността (7), емисионните фактори (8) и факторите на окисляването/на конверсията (9). Следните елементи, които не се докладват по отношение на емисиите, се докладват като отделни точки: количества биомаса, която е изгорена [TJ] или ангажирана в процеси [t или Nm3]; емисии CO2 [t CO2] от биомаса, за чието определяне на емисиите се използва измерване; CO2, прехвърлен от инсталация [t CO2]; собствен CO2, напускащ инсталацията като част от горивото;

3.

Ако емисионните фактори и данните за дейността по отношение на горивата са обвързани с масата вместо с енергията, операторът докладва допълнителни заместващи данни за средногодишната нетна калоричност и емисионния фактор за всяко гориво. „Заместващи данни“ означава годишни данни – потвърдени емпирично или чрез признати източници, използвани като заместващи данни за променливите (например дебит на горивото/материален поток, нетна калоричност или емисия, фактори на окисляване и на конверсия), изисквани в съответствие със стандартните методите за изчисляване според приложения от I до XI с цел гарантиране на пълно докладване, когато методологията за мониторинг не генерира всички изисквани променливи;

4.	Ако се приложи подходът на масовия баланс, операторите докладват тегловния дебит, съдържанието на въглерод и енергийното съдържание за всяко гориво и материален поток, постъпващи във и излизащи от инсталацията, както и техните запаси;

5.

Ако се приложи непрекъснат мониторинг на емисиите (приложение XII), операторът докладва годишните изкопаеми емисии на CO2, както и емисиите на CO2 от употреба на биомаса. В допълнение, операторът докладва допълнителните заместващи данни за средногодишната нетна калоричност и емисионния фактор за всяко гориво или другите съответни параметри на материалите и продуктите, произтичащи от потвърждаването на изчислението;

6.	Ако се приложи алтернативен подход, в съответствие с точка 5.3, операторът докладва допълнителните заместващи данни за всеки параметър, за който подходът не генерира изискваните според приложения от I до XI данни;

7.	Когато се използва гориво, но емисиите се изчисляват като емисии от процеса, операторът докладва допълнителните заместващи данни за съответните променливи при стандартното изчисляване на емисиите по отношение на горивните емисии на въпросните горива;

8.	Временните или постоянните промени на подрежданията, причините за въпросните промени, началната дата на промените и началната и крайната дата на временните промени;

9.	Всички други промени в инсталацията по време на периода на докладване, които могат да имат отношение към доклада за емисиите.

Информацията, предоставена в точки 8 и 9, и допълнителната информация, предоставена по точка 2, не е подходяща за представяне в табличния формат, съдържащ се в годишния доклад за емисиите, поради което следва да включена в годишния доклад за емисиите под формата на обикновен текст.

Горивата и произтичащите от тях емисии се докладват чрез прилагане на категориите горива на МГИК (виж раздел 11 oт настоящото приложение), които се базират на определенията на Международната агенция по енергетика. В случай че държавите-членки, касаещи оператора, са публикували списък на категориите горива, който включва определения и емисионни фактори, съответстващи на най-актуалния национален каталог, изпратен до секретариата на Рамковата конвенция на ООН по изменение на климата, въпросните категории и въпросните емисионни фактори се използват, ако бъдат одобрени за съответната методология за мониторинг.

В допълнение, видовете отпадъци и емисиите, произтичащи от тяхната употреба под формата на горива или вложени материали, също се докладват. Видовете отпадъци се докладват чрез прилагане на класификацията в списъка на отпадъците на Общността, публикуван в Решение 2000/532/EО на Комисията oт 3 май 2000 г. за замяна на Решение 94/3/ЕО за установяване на списък на отпадъците в съответствие с член 1, буква а) от Директива 75/442/ЕИО на Съвета относно отпадъците и Решение 94/904/ЕО на Съвета за установяване на списък на опасните отпадъци в съответствие с член 1, параграф 4 от Директива 91/689/ЕИО на Съвета относно опасните отпадъци (10). Съответните шестцифрени кодове се добавят към имената на съответните видове отпадъци, използвани в инсталацията.

Емисиите от една инсталация, емитирани от различни емисионни източници, или потоци на гориво и материали от един и същи вид, причисляващи се към един и същ вид дейност, могат да бъдат отчетени като съвкупност за съответния вид дейност.

Емисиите се докладват като закръглени тонове CO2 (например 1 245 978 тона). Данните за дейността, емисионните фактори и фактори на окисляване и конверсия се закръгляват, за да включват само съществените цифри, както за изчисленията на емисиите, така и за целите на докладването.

С цел постигане на последователност на данните, докладвани по Директива 2003/87/EО, и данните, докладвани от държавите-членки по Рамковата конвенция на ООН по изменение на климата, както и на други данни за емисиите, докладвани в Европейския регистър за изпускането и преноса на замърсители (ЕРИПЗ), всяка дейност, извършвана от дадена инсталация, се обозначава, като се прилагат кодовете от следните две схеми на докладване:

а)	общия формат на докладване по националните системи за категоризиране на парниковите газове, одобрен от съответните органи на Рамковата конвенция на ООН по изменение на климата (виж точка 15.1. oт настоящото приложение);

б)	кода на КПКЗ от приложение I към Регламент (ЕО) № 166/2006 за Европейски регистър за изпускането и преноса на замърсители (ЕРИПЗ) (виж точка 15.2 по-долу).

9.   ЗАПАЗВАНЕ НА ИНФОРМАЦИЯ

Операторът на дадена инсталация документира и архивира данните от мониторинга на емисиите от инсталацията от всички емисионни източници и/или потоци на източници, принадлежащи към дейностите, изброени в приложение I към Директива 2003/87/EО за парниковите газове, специфицирани във връзка с тези дейности.

Документираните и архивирани данни са достатъчни, за да позволят верификацията на годишния доклад за емисиите относно емисиите от инсталацията, представен от оператора в съответствие с член 14, параграф 3 oт Директива 2003/87/EО, в съответствие с критериите, постановени в приложение V към въпросната директива.

Не се изисква докладване или друго оповестяване на данните, които не са част от годишния доклад за емисиите.

За да се осигури възпроизводимост на определянето на емисиите от страна на верификатора или друга трета страна, операторът на дадена инсталация запазва следната информация в рамките на поне десет години след подаването на доклада в съответствие с член 14, параграф 3 oт Директива 2003/87/EО за всяка година на докладване:

За методологиите, основан на изчисляване:

—	списъкът на всички потоци от гориво и материали, които са обект на мониторинг,

—	данните за дейността, използвани за което и да било изчисляване на емисиите за всеки поток от гориво и материали, категоризиран по процес и тип на горивото или материала,

—	документите, обосноваващи избора на методология за мониторинг и документите, удостоверяващи временните или постоянни промени на методологиите за мониторинг и подрежданията, одобрени от компетентния орган,

—	документация за методологията за мониторинг и резултатите от разработването на емисионни фактори, специфични за дадени дейности и фракции от биомаса на определени горива, и фактори на окисляване и конверсия, както и съответните доказателства за одобрението на компетентния орган,

—	документация за процеса на събиране на данни за дейността на инсталацията и за потоците от гориво и материали,

—	данни за дейността, емисионните фактори, фактори на окисляване и конверсия, предадени на компетентния орган за националния разпределителен план за годините, предшестващи търговския период, обхванат от схемата за търговия,

—	документация за задълженията, свързани с мониторинга на емисиите,

—	годишния доклад за емисиите, и

—	всякаква друга информация, идентифицирана като необходима за верификацията на годишния доклад за емисиите.

Следната допълнителна информация се запазва за методологиите, основани на измерване:

—	списък на всички емисионни източници, които са обект на мониторинг,

—	документация, обосноваваща избора на методология, основана на измерване,

—	данните използвани за анализ на несигурността по отношение на емисиите от всеки емисионен източник, категоризирани по процес,

—	данните, използвани за потвърждаващи изчисления,

—	подробно техническо описание нa системата за непрекъснато измерване, включително документация за одобрението от компетентния орган,

—	необработените и сборните данни от системата за непрекъснато измерване на емисиите, както и документация за промените, настъпващи във времето, дневника на изпитанията, престоите, калибриранията, сервиза и поддръжката,

—	документация за каквито и да било промени на системата за непрекъснато измерване.

10.   КОНТРОЛ И ВЕРИФИКАЦИЯ

Контролът и верификацията на емисиите е предмет на раздел 16 oт настоящото приложение.

10.1.   ПОЛУЧАВАНЕ И ОБРАБОТКА НА ДАННИ

Операторът създава, документира, прилага и поддържа ефективна система дейности за получаване и обработката на данни (наричана по-долу система за потока от данни), свързани с мониторинга и докладването на емисиите на парникови газове в съответствие с одобрения план за мониторинг, разрешителното и тези насоки. Тази система за потока от данни включват измерване, мониторинг, анализ, записване, обработка и изчисляване на параметрите, които правят възможно докладването на емисиите н парникови газове.

10.2.   КОНТРОЛНА СИСТЕМА

Операторът създава, документира, прилага и поддържа ефективна контролна система с цел осигуряване на гаранции, че годишния доклад за емисиите – резултат на дейностите от системата за потока от данни, не съдържа неверни твърдения и е в съответствие с одобрения план за мониторинг, разрешителното и настоящите насоки.

Контролната система на оператора е съставена от процеси, целящи ефективен мониторинг и докладване, така както са указани и приложени от отговарящите за годишното докладване на емисиите. Контролната система се състои от следните компоненти:

a)	собствената процедура на оператора за оценка на присъщите рискове и контролните рискове, грешните интерпретации или пропуските (неправилни твърдение) в годишния доклад за емисиите и несъответствията с одобрения план за мониторинг, разрешителното и настоящите насоки;

б)

контролни дейности, спомагащи за смекчаване на идентифицираните рискове. Операторът оценява и подобрява своята контролна система, за да гарантира липсата на материални неправилни твърдения или материални несъответствия в годишния доклад за емисиите. Оценяванията включват вътрешни одити на контролната система и докладваните данни. Контролната система може да се позове на други процедури и документи, включително и на системите за управление по Схемата на Общността за управление по околна среда и одитиране (EMAS), ISO 14001:2004 („Системи за управление на околната среда – спецификация с насоки за употреба“), ISO 9001:2000 и системите за финансов контрол. Когато бъде направено подобно позоваване, операторът гарантира спазване на изискванията на одобрения план за мониторинг, разрешителното и настоящите насоки в съответната приложима система.

10.3.   КОНТРОЛНИ ДЕЙНОСТИ

С цел управление и смекчаване на присъщите и контролните рискове съгласно точка 10.2, операторът идентифицира и прилага контролните дейности в съответствие с точки от 10.3.1 до 10.3.6 по-долу.

10.3.1.   ПРОЦЕДУРИ И ЗАДЪЛЖЕНИЯ

Операторът възлага задължения относно за цялата системата за потока от данни и всички контролни дейности. Несъвместимите задължения следва да бъдат разделяни, включително и дейностите, свързани с обработка и контрол, ако това е възможно, а в противен случай да се въведат алтернативни контроли.

Операторът документира системата за потока от данни в съответствие с точка 10.1, а контролните дейности в съответствие с точки от 10.3.2 до 10.3.6 чрез писмени процедури, включващи:

—	последователността и взаимодействието на дейностите, свързани с получаване и обработка на данни в съответствие с точка 10.1, включително използваните методи на изчисление или на измерване,

—	преценката на риска при определянето и оценката на контролната система в съответствие с точка 10.2,

—	осигуряването на необходимите компетентни лица за изпълнение на задълженията, които се възлагат в съответствие с точка 10.3.1,

—	гарантирането на качеството на използваните измервателно оборудване и информационни технологии (ако са приложими) в съответствие с точка 10.3.2,

—	вътрешните прегледи на докладваните данни в съответствие с точка 10.3.3,

—	възложените на външен изпълнител процеси в съответствие с точка 10.3.4,

—	корекциите и корективните дейности в съответствие с точка 10.3.5,

—	докладите и документацията в съответствие с точка 10.3.6.

Всяка от тези процедури обхваща (когато е подходящо) следните елементи:

—	задължения,

—	регистри (електронни и физически, което от двете е приложимо и подходящо),

—	използвани информационни системи (ако е приложимо),

—	входящи и изходящи данни и ясна връзка с предходната и следващата дейност,

—	честота (ако е приложимо),

Процедурите следва да бъдат подходящи за смекчаване на идентифицираните рискове.

10.3.2.   ГАРАНТИРАНЕ НА КАЧЕСТВОТО

Операторът гарантира, че съответното измервателно оборудване бива калибрирано, настройвано и проверявано редовно, включително и преди употреба, и бива удостоверявано в съответствие с измервателните стандарти, съизмерими с международните измервателни стандарти, при наличие на такива, в съответствие с рисковете, идентифицирани в точка 10.2. В плана за мониторинг операторът отбелязва случаите, в които компонентите на измервателния инструмент не могат да бъдат калибрирани, и предлага алтернативни контролни дейности, които изискват одобрението на компетентния орган. Когато се констатира, че оборудването не отговаря на изискванията, операторът взема необходимите бързи мерки за коригиране на същото. Регистрите с резултатите от калибрирането и удостоверяването се запазват за период от 10 години.

Ако операторът използва информационни технологии, включително компютърна технология за контрол на процеса, те следва да бъдат проектирани, документирани, изпитвани, прилагани, контролирани и поддържани по начин, който гарантира надеждната, точна и своевременна обработка на данните в съответствие с рисковете, идентифицирани в точка 10.2. Това включва правилно използване на изчислителните формули, съдържащи се в плана за мониторинг. Контролът на информационната технология включва управление на достъпа, техническо осигуряване, възстановяване, непрекъснато планиране и защита.

10.3.3.   ПРЕГЛЕДИ И ВАЛИДИЗАЦИЯ НА ДАННИ

С цел управление на системата за потоците от данни, операторът съставя и прилага прегледи и валидизация на данните в съответствие с рисковете, идентифицирани в точка 10.2. Тези валидизация могат да бъдат проведени ръчно или електронно. Те се съставят, така че границите за отхвърляне на данните са предвидени, доколкото е възможно, преди започването на валидизирането.

Прави се възможно извършването на оперативно ниво на лесни и ефективни прегледи на данните от мониторинга посредством сравнения на данните, които са обект на мониторинг, чрез използване на вертикални и хоризонтални подходи.

При вертикалния подход се сравняват данни, обект на мониторинг, за емисиите от една и съща инсталация през различни години. Грешка при мониторинга може да настъпи, ако различията между данните за отделните години не могат да бъдат обяснени чрез:

—	промени в нивото на дейностите,

—	промени, засягащи горивото или вложения материал,

—	промени, засягащи процесите на емитиране (напр. подобрения на енергийната ефективност).

Хоризонталният подход сравнява стойностите, получени от различни системи за събиране на оперативни данни, включително:

—	сравняване на данните, свързани със закупуването на горивото или материала с данните за промените в материалните запаси (въз основа на информация за крайния и началния материален запас), и данните за потреблението на приложимите потоци от гориво и материали,

—	сравняване на емисионните фактори, които са анализирани, изчислени или получени от доставчика на гориво, с националните или международните референтни емисионни фактори на съпоставими горива,

—	сравняване на емисионните фактори, основан на анализи на горивото с националните или международните референтни емисионни фактори на съпоставими горива,

—	сравняване на измерените и изчислени емисии.

10.3.4.   ВЪЗЛОЖЕНИ НА ВЪНШЕН ИЗПЪЛНИТЕЛ ПРОЦЕСИ

Когато операторът реши да възложи на външен изпълнител който и да било процес, участващ в потока от данни, операторът контролира качеството на въпросните процеси от гледна точка на рисковете, идентифицирани според точка 10.2. Операторът определя подходящи изисквания относно резултатите и методите и прeглежда предоставеното качество.

10.3.5.   КОРЕКЦИИ И КОРЕКТИВНИ МЕРКИ

Когато се констатира, че каквато и да било част от дейностите на потока от данни или контролните дейности (устройство, оборудване, член на екипа, доставчик, процедура или нещо друго) не функционира ефективно или се констатира, че функционира извън поставените граници, операторът незабавно извършва необходимите корекции, като отхвърлените данни се коригират. Операторът преценява валидността на резултатите от приложимите действия, определя коренната причина за неправилното функциониране или грешката и предприема адекватни корективни мерки.

Дейностите в този раздел се извършват в съответствие с точка 10.2 (метод, основан на риска).

10.3.6.   РЕГИСТРИ И ДОКУМЕНТАЦИЯ

С цел демонстриране и гарантиране на съответствието и осигуряване възможност за възпроизвеждане на докладваните данни за емисиите, операторът пази регистри за всички контролни дейности (включително за гарантирането/контрола на качеството на оборудването и информационната технология, прегледа и валидизацията на данните и корекциите) и цялата информация, изброена в раздел 9 oт настоящото приложение) в рамките на поне 10 години.

Операторът гарантира, че съответните документи са на разположение, когато и където е необходимо, за извършване на дейности, свързани със системата за потока от данни, както и за контролните дейности. Операторът следва да разполага с процедура за идентифициране, представяне, разпространение и контрол на версията на тези документи.

Дейностите в този раздел се в съответствие с метода, основан на риска, според точка 10.2.

10.4.   ВЕРИФИКАЦИЯ

10.4.1.   ОБЩИ ПРИНЦИПИ

Целта на верификацията е да гарантира, че емисиите са подложени на мониторинг в съответствие с насоките и че надеждни и коректни данни за тях се докладват съгласно член 14, параграф 3 oт Директива 2003/87/EО. Държавите-членки следва да вземат предвид съответното ръководство, издадено от Европейска организация по акредитация (EA).

При спазване на точка 10.4.2, буква д) верификацията води до издаване на верификационно становище, което с разумни гаранции оповестява дали данните в доклада за емисиите съдържат материални неправилни твърдения и дали има материални несъответствия.

Операторът предава доклада за емисиите, копие от своя одобрен план за мониторинг за всяка от инсталациите и каквато и да било друга уместна информация на верификатора.

Обхватът на верификацията се определя от задачите, които верификаторът е нужно да изпълни за постигане на горепосочената цел. Като минимум, верификаторът извършва дейностите в съответствие с точка 10.4.2 по-долу.

10.4.2.   МЕТОДОЛОГИЯ ЗА ВЕРИФИКАЦИЯ

Верификаторът планира и извършва верификацията от позицията на професионална скептичност, като признава, че може да съществуват обстоятелства, които биха довели до материални неправилни твърдения в годишния доклад за емисиите.

Като част от процеса на верификация, верификаторът извършва следните действия:

a)   Стратегически анализ

Верификаторът :

—	удостоверява дали планът за мониторинг е одобрен от компетентния орган и дали това е правилната му версия. Ако това не е така, верификаторът не следва да продължи процеса на верификацията, освен за елементите, които очевидно не са повлияни от неодобрението,

—

проучва всяка дейност, извършена от инсталацията, източниците, източниците на емисионни потоци от инсталацията, измервателното оборудване, използвано за мониторинг или измерване на данните за дейността, произходът и прилагането на емисионните фактори и факторите на окисляване и конверсия, всички други данни, използвани за изчисляване или измерване на емисиите, и средата, в която работи инсталацията,

—	проучва плана за мониторинг на оператора, потока от данни, както и неговата контролната му система, както и цялостната организация, касаеща мониторинга и докладването,

—	прилага прага на материалност, определен в таблица 3 по-долу. Таблица 3 Прагове на материалност   Праг на материалност Инсталации категории А и Б 5 % Инсталации категория В 2 %

Верификаторът извършва стратегическия анализ по начин, който му позволява да извърши анализа на риска, така както е постановен по-долу. При необходимост това включва и посещение на обекта.

б)   Анализ на риска

Верификаторът:

—	анализира присъщите и контролните рискове, свързани с обхвата и сложността на дейностите на оператора, емисионните източници и източниците на емисионни потоци, които могат да доведат до съществени грешни твърдения и несъответствия,

—

съставя план за верификация, който е съизмерим с този анализ на риска. Този план за верификация описва начинът, по който се извършват дейностите, свързани с верификацията. Той съдържа програма за верификация и план за анализ на данните. Програмата за верифициране описва характера на дейностите, периодите на тяхното извършване и обхвата им, необходим за изпълнение на плана за верификация. Планът за анализ на данните определя кои данни се изпитват за съставяне на верификационно становище.

в)   Верификация

При извършването на верификацията верификаторът посещава обекта като, когато е подходящо, инспектира работата на измервателните уреди и системите за мониторинг, провежда интервюта и събира достатъчна информация и доказателства.

В допълнение верификаторът:

—

изпълнява плана за верификация въз основа на събиране на данни в съответствие с определените методи за вземане на проби, изпитване чрез обхождане, прегледи на документацията, аналитични процедури, процедури по ревизия на данни и на каквито и да било други уместни, допълнителни доказателства, на които се основава верификационното становище,

—	потвърждава валидността на информацията, използвана за изчисляване на прага на несигурност, така както е определен в одобрения план за мониторинг,

—	верифицира прилагането на одобрения план за мониторинг и полага усилия да установи дали планът за мониторинг е актуален,

—

изисква от оператора да предостави липсващи данни или да допълни липсващи раздели от одиторските проследявания, да обясни вариациите на емисионните данни, да ревизира изчисления, или да коригира докладваните данни преди достигането до окончателно верификационно становище. Верификаторът следва, под каквато и да било форма, да докладва всички несъответствия и грешни твърдения, идентифицирани спрямо оператора.

Операторът коригира всички докладвани неправилни твърдения. Цялата популация, от която е взета проба, следва да бъде коригирана.

По време на процедурата на верификация верификаторът определя неправилните твърдения и несъответствията, като оценява дали:

—	планът за мониторинг се прилага, така че да предопредели възникването на несъответствия,

—	съществуват ясни и обективни доказателства, получени чрез събирането на данни, подкрепящи наличието на неправилни твърдения.

г)   Вътрешен верификационен доклад

В края на верификационния процес верификаторът изготвя вътрешен верификационен доклад. Верификационният доклад регистрира доказателствата, сочещи, че стратегическият анализ, анализът на риска и верификационният план са изцяло изпълнени и предоставя достатъчна информация в подкрепа на верификационното становище. Вътрешният верификационен доклад следва да улеснява потенциална оценка при извършване на одит от страна на компетентния орган и акредитационния орган.

Въз основа на констатациите, съдържащи се във вътрешния верификационен доклад, верификаторът прави преценка дали годишният доклад за емисиите съдържа каквито и да било материални неправилни твърдения спрямо прага на материалност и дали са налице материални несъответствия или други въпроси, свързани с верификационното становище.

д)   Верификационен доклад

Верификаторът представя методологията за верификация, своите констатации и верификационното становище във верификационния доклад, адресиран до оператора, който следва да бъде представен на компетентния орган от страна на оператора, заедно с годишния доклад за емисиите. Годишният доклад за емисиите се верифицира като удовлетворителен, ако няма съществени грешни твърдения по отношение на общите емисии и ако, по мнението на верификатора, няма материални несъответствия. В случай на нематериални несъответствия или нематериални неправилни твърдения, верификатор може да ги включи във верификационния доклад („верифициран като удовлетворителен с нематериални несъответствия или нематериални неправилни твърдения“). Верификаторът може да ги докладва и в отделно писмо до ръководството.

Верификаторът може да заключи, че даден годишен доклад за емисиите не може да бъде верифициран като удовлетворителен, ако открие материални несъответствия или материални неправилни твърдения (със или без материални несъответствия). Верификаторът може да заключи, че даден годишен доклад за емисиите не е верифициран при наличието на ограничение на обхвата (когато обстоятелствата не позволяват или е наложено ограничение, което не позволява на верификатора да получи необходимите доказателства за намаляване на верификационния риск в границите на разумното) и/или материални несигурности.

Държавите-членки осигуряват гаранции, че операторът е взел мерки по отношение на несъответствията и неправилните твърдения след консултация с компетентния орган в период от време, определен от компетентния орган. В допълнение, всички разминавания на становищата на операторите, верификаторите и компетентния орган не оказват влияние върху правилното докладване и се разрешават в съответствие с Директива 2003/87/EО, настоящите насоки, изискванията, установени от държавите-членки съгласно приложение V към посочената директива и съответните национални процедури.

11.   EMИСИОННИ ФАКТОРИ

Настоящият раздел съдържа референтни емисионни фактори за подреждане на ниво 1, които позволяват използването на неспецифични за дадена дейност емисионни фактори за изгаряне на горивото. Ако дадено гориво не принадлежи към съществуваща категория гориво, операторът следва да използва своята експертна преценка за отнасянето на използваното гориво към съответна категория гориво, което подлежи на одобрение от компетентния орган.

Таблица 4

Емисионни фактори на горивото, свързани с нетната калоричност (НК) и нетната калоричност на маса гориво

Описание на вида гориво	Eмисионен фактор (t CO2/TJ)	Нетна калоричност (TJ/Gg)
	Насоки на МГИК за 2006 г. (без биомаса)	Насоки на МГИК за 2006 г.
Cуров нефт	73,3	42,3
Вентилационна емулсия	76,9	27,5
Течности от природен газ	64,1	44,2
Газолин за двигатели	69,2	44,3
Keросин	71,8	43,8
Нефтоносен шист	73,3	38,1
Газьол/дизелово гориво	74,0	43,0
Остатъчно горивно масло	77,3	40,4
Течен петролен газ	63,0	47,3
Етан	61,6	46,4
Нафта	73,3	44,5
Битум	80,6	40,2
Смазочни масла	73,3	40,2
Петролен кокс	97,5	32,5
Рафинерийни запаси	73,3	43,0
Рафинериен газ	51,3	49,5
Парафинени восъци	73,3	40,2
Бял спирт и индустриален спирт (SBP)	73,3	40,2
Други петролни продукти	73,3	40,2
Антрацит	98,2	26,7
Коксови въглища	94,5	28,2
Други битуминозни въглища	94,5	25,8
Суббитуминозни въглища	96,0	18,9
Лигнит	101,1	11,9
Нефтоносен шист и катранени пясъци	106,6	8,9
Патентовано гориво	97,5	2,7
Кокс от косова пещ и лигнитен кокс	107,0	2,2
Коксов газ	107,0	2,2
Въглищен катран	80,6	2,0
Газ от газови съоръжения	44,7	3,7
Коксов газ	44,7	3,7
Доменен газ	259,4	2,5
Газ от конвертор	171,8	7,1
Природен газ	56,1	48,0
Индустриални отпадъци	142,9	н.п.
Отработили масла	73,3	40,2
Торф	105,9	9,8
Дървесина/дървесни отпадъци	0	15,6
Друга първична твърда биомаса	0	11,6
Дървени въглища	0	29,5
Биогазолин	0	27,0
Биодизел горива	0	27,0
Други течни биогорива	0	27,4
Газ от сметища	0	50,4
Утаечен газ	0	50,4
Други биогазове	0	50,4
	Други източници	Други източници
Бракувани автомобилни гуми	85,0	н.п.
Въглероден монооксид	155,2	10,1
Метан	54,9	50,0

12.   СПИСЪК НА CO2-НЕУТРАЛНА БИОМАСА

Този списък съдържа материали, които се считат за биомаса от гледна точка на прилагането на настоящите насоки, и следва да бъдат претеглени с емисионен фактор 0 [t CO2/TJ или t или Nm3]. Торфените и изкопаеми фракции на материалите, изброени по-долу, се считат за биомаса. Освен ако не съществува очевидно заразяване с други материали или горива, основано на доказателства, подлежащи на визуално или обонятелно удостоверяване, не е необходимо да се прилагат аналитични процедури за демонстриране на чистотата на елементите от групи 1 и 2 по-долу:

Група 1 – Растения и части от растения:

—

слама,

—	сено и трева,

—	листа, дървесина, корени, пънове, кора,

—	култури, напр. царевица и тритикале.

Група 2 – Отпадъци, продукти и вторични продукти от биомаса:

—	индустриална отпадъчна дървесина (отпадъчна дървесина от дърводелски и дървообработвателни операции и отпадъчна дървесина от операции в промишлеността за дървени материали),

—	използвана дървесина (използвани продукти, изработени от дърво, дървени материали), продукти и вторични продукти от дървопреработвателни операции,

—	отпадъци, основани на дървесина от целулозната и хартиената промишленост, напр. черна натронова луга (съдържаща единствено биомасен въглерод),

—	сурово талово масло, талово масло и катранено масло от производството на целулоза,

—	остатъци от горското стопанство,

—	лигнин от обработката на растения, съдържащи лигноцелулоза,

—	животинско, рибно и хранително брашно, мазнина, масло и лой,

—	първични остатъци от производството на храни и напитки,

—	растителни масла и мазнини,

—	оборски тор,

—	селскостопански растителни остатъци,

—	канални утайки,

—	биогаз, произведен чрез смилане, ферментация или газификация на биомаса,

—	пристанищни утайки и други утайки от водни обекти и наноси,

—	газ от сметища,

—	кафяви дървени въглища.

Група 3 – Фракции от биомаса от смесени материали:

—	фракция от биомаса от плавей от управлението на водни тела,

—	фракция от биомаса от смесени остатъци от производството на храни и напитки,

—	фракция от биомаса от композитни материали, съдържащи дървесина,

—	фракция от биомаса от текстилни отпадъци,

—	фракция от биомаса от хартия, мукава и картон,

—	фракция от биомаса от битови и промишлени отпадъци,

—	фракция от биомаса от черна натронова луга, съдържаща изкопаем въглерод,

—	фракция от биомаса от преработени битови и промишлени отпадъци,

—	фракция от биомаса от етил-третичен-бутил-етер (ETБЕ),

—	фракция от биомаса от бутанол.

Група 4 – Горива, чиито съставки и междинни продукти са произведени от биомаса:

—	биоетанол,

—

биодизел,

—	етеризиран биоетанол,

—	биометанол,

—	биодиметилов етер,

—	биомасло (пиролизно масло) и биогаз.

13.   ОПРЕДЕЛЯНЕ НА СПЕЦИФИЧНИ ДАННИ И ФАКТОРИ ПО ДЕЙНОСТИ

Този раздел е задължителен само за онези части от настоящите насоки, за които е налице изрично позоваване на раздел 13 oт приложение I. Разпоредбите на настоящия раздел са предмет на разпоредбите, установени в раздел 16 от настоящото приложение.

13.1.   ОПРЕДЕЛЯНЕ НА НЕТНАТА КАЛОРИЧНОСТ И ЕМИСИОННИТЕ ФАКТОРИ НА ГОРИВАТА

Конкретната процедура за определяне на специфични емисионните фактори по дейности, както и процедурата за вземане на проби от конкретните видове горива, се договарят с компетентния орган преди началото на съответния период на докладване, през който ще бъдат прилагани.

Процедурата, прилагана за вземане на проби от горивото и определяне на неговата нетна калоричност, въглеродно съдържание и емисионен фактор, следва, при наличност, да бъде провеждана по стандартизиран метод, който определя границите на отклоненията при вземането на проби и измерванията и чиято несигурност на измерванията е известна. Стандартите на CEN следва да се използват, ако има такива. Ако няма стандарти на CEN, се прилагат подходящи ISO стандарти или национални стандарти. Когато не съществуват приложими стандарти, процедурите, при възможност, се извършват въз основа на подходящи проектостандарти или насоките за най-добри промишлени практики.

Съответстващите стандарти на CEN са следните:

—	EN ISO 6976:2005 Природен газ – изчисляване на калоричността, плътността, относителната плътност и индексът на Вобе въз основа на състава,

—	EN ISO 4259:1996 Петролни продукти – определяне и прилагане на прецизни данни по отношение на методите за изпитване.

Съответстващите ISO стандарти са следните:

—	ISO 13909-1,2,3,4:2001 Твърди въглища и кокс – механично вземане на проби,

—	ISO 5069-1,2:1983 Кафяви въглища и лигнити; Принципи на вземане на проби,

—	ISO 625:1996 Твърди минерални горива – определяне на въглерод и водород – метод на Либиг,

—	ISO 925:1997 Твърди минерални горива – твърди минерални горива – определяне на съдържанието на карбонатен въглерод – гравиметричен метод,

—	ISO 9300:1990: Измерване на газовия поток посредством дюзи Вентури за критичен поток,

—	ISO 9951:1993/94: Измерване на газовия поток в затворени тръбопроводи – турбинни измерватели.

Допълнителните национални стандарти за характеризирането на горивата са, както следва:

—	DIN 51900-1:2000 Изпитване на твърди и течни горива – Определяне на брутната калоричност чрез бомбен калориметър и изчисляване на нетната калоричност – част 1: Принципи, апаратура, методи,

—	DIN 51857:1997 Газообразни горива и други газове – изчисляване на калоричност, плътността, относителната плътност и индекса на Вобе за чистите газове и газови смеси,

—	DIN 51612:1980 Изпитване на втечнени петролни газове; изчисляване на нетната калоричност,

—	DIN 51721:2001 Изпитване на твърди горива – определяне на въглеродното и водородното съдържание (приложим също и за течни горива).

Лабораторията, използвана за определянето на емисионния фактор, въглеродното съдържание и нетната калоричност, е в съответствие с точка 13.5 oт настоящото приложение. Важно е да се отбележи, че за да се постигне подходящата точност на специфичния емисионен фактор по дейности (в допълнение на прецизността на аналитичната процедура за определянето на въглеродното съдържание и нетната калоричност), честотата на вземане на проби, процедурата на вземане на проби и подготовката на пробите са от критично значение. Изискваният брой проби е по-голям за много хетерогенни материали, като битови твърди отпадъци и по-малък за търговските газообразни или течни горива.

Процедурата по вземане на проби и честотата на анализите за определяне на въглеродното съдържание, нетната калоричност и емисионните фактори е в съответствие с изискванията на точка 13.6.

Пълната документация за процедурите, използвани в съответната лаборатория за определянето на емисионния фактор, и пълният комплект от резултати се запазват и предоставят на верификатора на емисионния доклад.

13.2.   ОПРЕДЕЛЯНЕ НА ФАКТОРИ НА ОКИСЛЯВАНЕ, СПЕЦИФИЧНИ ЗА ДАДЕНА ДЕЙНОСТ

Специфичната процедура за определяне на специфичните фактори на окисляване по дейности, включително процедурата за вземане на проби за специфичен тип гориво и инсталация, се съгласува с компетентния орган преди започването на съответния период за докладване, през който ще се прилага.

Процедурите, използвани за определянето на представителен фактор на окисляване, специфичен за дадена дейност (например чрез въглеродното съдържание на саждите, пепелта, отпадъчните течности и други отпадъци или вторични продукти), при наличие на такъв, се определят по стандартизиран метод, който ограничава пристрастността при вземането на проби и измерванията и чиято несигурност при измерването е известна. Използват се стандарти на CEN, ако има такива. Ако няма стандарти на CEN, се прилагат ISO стандарти или национални стандарти. Когато не съществуват приложими стандарти, ако е възможно, могат да се проведат процедури в съответствие с подходящи проектостандарти или насоки за най-добра промишлена практика.

Лабораторията, използвана за определянето на фактора на окисляване, или на основните данни, е в съответствие с изискванията, определени в точка 13.5 от настоящото приложение. Процедурата по вземане на проби и честотата на анализите за определяне на съответните променливи (например въглеродно съдържание на пепелта), използвани за определяне на фактора на окисляването е в съответствие с изискванията на точка 13.6.

Пълната документация за процедурите, използвани от организацията за определянето на фактора на окисляването, и пълният комплект от резултати се запазват и предоставят на верификаторът на емисионния доклад.

13.3.   ОПРЕДЕЛЯНЕ НА ФАКТОРИ НА ЕМИСИИТЕ НА ПРОЦЕСА, ФАКТОРИ НА КОНВЕРСИЯ И ДАННИ ЗА СЪСТАВА

Специфичната процедура за определяне на специфичните емисионни фактори, фактори на конверсия или данни за състава по дейности, включително процедурата за вземане на проби за специфичен тип материал, се съгласува с компетентния орган преди започването на съответния период за докладване, през който ще се прилага.

Процедурите, използвани за вземане на проби и определяне на състава на съответния материал или за извличане на фактор на емисиите на процеса, при наличие на такъв, се определят по стандартизиран метод, който ограничава пристрастността при вземането на проби и измерванията и чиято несигурност при измерването е известна. Използват се стандарти на CEN, ако има такива. Ако няма стандарти на CEN, се прилагат ISO стандарти или национални стандарти. Когато не съществуват приложими стандарти, когато е възможно, могат да се проведат процедури в съответствие с проектостандарти или насоки за най-добра промишлена практика.

Използваната лаборатория следва да бъде в съответствие с изискванията на точка 13.5 от настоящото приложение. Процедурата по вземане на проби и честотата на анализите спазва изискванията на точка 13.6.

Пълната документация за процедурите, използвани от организацията, и пълният комплект от резултати се запазва и предоставя на верификатора на емисионния отчет.

13.4.   ОПРЕДЕЛЯНЕ НА ФРАКЦИЯ ОТ БИОМАСА

За целите на настоящите насоки терминът „фракция от биомаса“ се отнася за масовия процент въглерод от биомаса, според определението за биомаса (виж раздели 2 и 12 от настоящото приложение), от цялата маса въглерод в дадена проба.

Горивото и материалът се определят като чиста биомаса, към която се прилагат опростените процедури за мониторинг и докладване от точка 5.2, ако съдържанието, което не е биомаса, не надвишава 3 % от общото количество на съответното гориво или съответния материал.

Специфичната процедура за определяне на фракцията от биомаса за даден специфичен тип гориво, включително процедурата за вземане на проби, се съгласува с компетентния орган преди започването на периода на докладване, през който ще се прилага.

Прилагат се стандартите на CEN, ако има такива. Ако няма стандарти на CEN се прилагат стандартите на ISO или национални стандарти. Когато не съществуват приложими стандарти, когато е възможно, могат да се проведат процедури в съответствие с проектостандартите или насоките за най-добра промишлена практика.

Приложимите методи за определянето на фракцията от биомаса в дадено гориво или материал биха могли да варират от ръчното сортиране на съставките на смесени материали, до диференциални методи, определящи нагряващите стойности на бинарна смес и нейните две чисти съставки, или изотопен анализ на въглерод-14, в зависимост от специфичното естество на съответната горивна смес. За горивата или материалите, произтичащи от производствени процеси с определени и подлежащи на проследяване входящи потоци, операторът може, като алтернатива, да базира определянето на фракцията от биомаса на масовия баланс на горивния въглерод или въглерода от биомаса, който постъпва във или напуска процеса. Съответните методи следва да бъдат одобрени от компетентния орган.

Лабораторията, която се използва за определяне на фракцията от биомаса, е в съответствие с изискванията, определени в точка 13.5 oт настоящото приложение.

Процедурата по вземане на проби и честотата на анализите за определяне на фракцията от биомаса на горивата и материалите е в съответствие с точка 13.6.

Пълната документация за процедурите, използвани от съответната лаборатория за определяне на фракцията от биомаса, и пълният комплект от резултати се запазва и предоставя на верификатора на емисионния отчет.

Ако определянето на фракцията от биомаса в смесено гориво е технически невъзможно, или би довело до неоправдано високи разходи, операторът или прави предположение за 0 % дял биомаса (т.е. пълен изкопаем източник на всичкия въглерод в съответното гориво), или предлага метод на оценка за одобрение от компетентния орган.

13.5.   ИЗИСКВАНИЯ ЗА ОПРЕДЕЛЯНЕ НА ХАРАКТЕРИСТИКИТЕ НА ГОРИВАТА И МАТЕРИАЛИТЕ

13.5.1.   ИЗПОЛЗВАНЕ НА АКРЕДИТИРАНИ ЛАБОРАТОРИИ

Лабораторията, използвана за определяне на емисионния фактор, нетната калоричност, фактора на окисляване, съдържанието на въглерод, фракцията от биомаса или данните за състава е акредитирана в съответствие с EN ISO 17025:2005 („Общи изисквания, касаещи компетентността на лабораториите за изпитване и калибриране“).

13.5.2.   ИЗПОЛЗВАНЕ НА НЕАКРЕДИТИРАНИ ЛАБОРАТОРИИ

За предпочитане е използването на лаборатории, акредитирани в съответствие с EN ISO 17025:2005. Използването на неакредитирани лаборатории се ограничава до ситуации, в които операторът може да демонстрира на компетентния орган, че лабораторията отговаря на изисквания, еквивалентни на постановените в EN ISO 17025:2005. Съответните лаборатории и свързаните с тях аналитични процедури се изброяват в плана за мониторинг на инсталацията. Еквивалентността по отношение на управлението на качеството може да бъде демонстрирана чрез акредитирано сертифициране на лабораторията по EN ISO 9001:2000. Предоставят се допълнителни доказателства, че лабораторията е технически компетентна и е в състояние да генерира валидни от техническа гледна точка резултати, като използва съответните аналитични процедури.

На отговорност на оператора всяка неакредитирана лаборатория, използвана от оператора за определяне на резултатите, използвани за изчисляване на емисиите, взема следните мерки:

a)   Валидиране

Валидирането на всеки съответен аналитичен метод, прилаган от неакредитирана лаборатория, се извършва спрямо референтния метод от лаборатория, акредитирана в съответствие с EN ISO 17025:2005. Процедурата по валидиране се извършва преди или в началото на договорните взаимоотношения между оператора и лабораторията. Тя включва достатъчен брой повторения на анализите от даден комплекс от поне пет проби, представителни за очаквания обхват на стойностите, включително и празна проба за всеки съответен параметър и гориво или материал с цел характеризиране на повторяемостта на метода и получаване на калибрационната крива на инструмента;

б)   Сравняване помежду им

Поне веднъж годишно се извършва сравняване помежду им на резултатите от аналитичните методи от лаборатория, акредитирана съгласно EN ISO 17025:2005, което включва поне петкратно повтаряне на анализа на представителна проба при прилагане на референтния метод за всеки съответен параметър и гориво или материал.

Операторът прилага консервативни корекции (например за избягване на пресмятането на по-малко количество емисии) към всички съответни данни за съответната година във случаите, при които се наблюдава разлика между резултатите, получени от неакредитираната лаборатория и акредитираната лаборатория, които могат да доведат да изчисляване на по-малък брой емисии. Всички съществени, от статистическа гледна точка, разлики (2σ) между крайните резултати (например данни за състава), получени от неакредитираните и акредитираните лаборатории, се съобщават на компетентния орган и незабавно се разрешават под надзора на лаборатория, акредитирана в съответствие с EN ISO 17025:2005.

13.5.3.   ОНЛАЙН ГАЗОВИ АНАЛИЗАТОРИ И ГАЗОВИ ХРОМАТОГРАФИ

Използването на онлайн газови хроматографи и газови анализатори, с екстракция или без екстракция, с цел определяне на емисиите в съответствие с настоящите насоки, подлежи на одобрение от компетентния орган. Използването на тези системи се ограничава до определянето на данни за състава на газообразните горива и материалите. Операторът, който експлоатира системите, следва да отговаря на изискванията на EN ISO 9001:2000. Доказателствата, че системата отговаря на тези изисквания, могат да бъдат демонстрирани чрез акредитирана сертификация на системата. Услугите, свързани с калибрирането и доставчиците на калибрационните газове, се акредитират в съответствие с EN ISO 17025:2005.

Ако е приложимо, първоначалното и ежегодно повтаряното валидиране на инструмента се извършва от лаборатория, акредитирана по EN ISO 17025:2005, прилагаща EN ISO 10723:1995 Природен газ – оценка на работата на онлайн аналитичните системи. Във всички други случаи операторът извършва първоначално валидиране и годишно сравняване на резултатите помежду им.

a)   Първоначално валидиране

Валидирането се извършва преди 31 януари 2008 г. или като част от пуска на нова система. То включва адекватен брой повторения на анализа на комплекс от поне пет проби, представителни за очаквания обхват на стойностите, включващи и празна проба за всеки съответен параметър и гориво или материал за характеризиране на повторяемостта на метода и получаване на калибрационната крива на инструмента.

б)   Годишно сравняване помежду им

Сравняването помежду им на резултатите от аналитичните методи се извършва веднъж годишно от лаборатория, акредитирана в съответствие с EN ISO 17025: 2005, което включва адекватен брой повторения на анализа на дадена представителна проба чрез използване на референтния метод за всеки съответен параметър и гориво или материал.

Операторът прилага консервативни корекции (например при избягване на изчисляването на по-малко количество на емисиите) към всички съответни данни за съответната година в случаите, в които се наблюдава разлика между резултатите, получени от газовия анализатор или газовия хроматограф и акредитираната лаборатория, което може до доведе до изчисляване на по-малко количество емисии. Всички съществени от статистическа гледна точка (2σ) разлики между крайните резултати (например данни за дейностите) на газовия анализатор или газовия хроматограф и акредитираната лаборатория се съобщават на компетентния орган и се разрешават незабавно под надзора на лаборатория, акредитирана по EN ISO 17025:2005.

13.6.   МЕТОДИ ЗА ВЗЕМАНЕ НА ПРОБИ И ЧЕСТОТА НА АНАЛИЗИТЕ

Определянето на съответния емисионен фактор, нетната калоричност, фактора на окисляване, фактора на конверсия, съдържанието на въглерод, фракцията от биомаса или данните за състава следва да се съобразява с общоприетата практика за вземане на представителни проби. Операторът представя доказателства, че взетите проби са представителни и безпристрастни. Съответната стойност следва да бъде използвана само за периода на доставка или партидата гориво или материал, за които се смята, че тя е представителна.

Като цяло анализът ще се извършва върху проба, която е смес с по-голям номер (например 10—100) от пробите, събрани през определен период от време (например от един ден до няколко месеца), при условие че горивото или материалът, от които е взета проба, може да се съхраняват без промени в техния състав.

Процедурата на вземане на проби и честотата на анализите следва да бъдат съставени така, че да гарантират, че средногодишната стойност на даден параметър се определя с максимална несигурност, по-малка от 1/3 от максималната несигурност, която се изисква за одобреното равнище на подреждането за данните за дейността на същия поток от гориво и материали.

Ако операторът не може да спази позволената максимална несигурност на годишната стойност или не може да демонстрира съответствие с праговете, той следва да приложи честотата на анализите, изложена в таблица 5 като минимум, ако това е възможно. Във всички останали случаи честотата на анализите се определя от компетентния орган.

Taблица 5

Ориентировъчна минимална честота на анализите

Гориво/материал	Честота на анализите
Природен газ	Поне веднъж седмично.
Производствен газ (рафинериен смесен газ, газ от коксова пещ, газ от доменна пещ и газ от конвертор)	Най-малко веднъж дневно – при използване на подходящи процедури в различните части на деня
Течно гориво от преработка на нефт	На всеки 20 000 тона и поне шест пъти годишно
Въглища, коксови въглища, нефтен кокс	На всеки 20 000 тона и поне шест пъти годишно
Твърди отпадъци (само отпадъци, произлезли от изкопаеми горива с органичен произход или смесени с биомаса)	На всеки 5 000 тона и поне четири пъти годишно
Течни отпадъци	На всеки 10 000 тона и поне четири пъти годишно
Карбонатни минерали (напр. варовик и доломит)	На всеки 50 000 тона и поне четири пъти годишно
Глини и шисти	Количества материал, съответстващи на 50 000 CO2, и поне четири пъти годишно
Други входящи и изходящи потоци от масовия баланс (не се прилага за горива или редуциращи агенти)	На всеки 20 000 тона и поне веднъж месечно
Други материали	Според вида материал и промяната, количества материал, съответстващи на 50 000 CO2, и поне четири пъти годишно

14.   ФОРМАТ ЗА ДОКЛАДВАНЕ

Следните таблици трябва да бъдат използвани като основа за докладване и могат да бъдат адаптирани според броя на дейностите, типа на инсталацията, горивата и процесите, които са обект на мониторинг. Оцветените в сиво клетки маркират полетата, в които следва да се попълни информация.

14.1.   ИДЕНТИФИЦИРАНЕ НА ИНСТАЛАЦИЯТА

Идентифициране на инсталацията	Отговор
1. Наименование на компанията
2. Оператор на инсталацията
3. Инсталация:
3.1. Наименование
3.2. Номер на разрешителното (11)
3.3. Изисква ли се докладване по ЕРИПЗ?	Да/Не
3.4. Идентификационен номер по ЕРИПЗ (12)
3.5. Адрес/град на инсталацията
3.6. Пощенски код/държава
3.7. Координати на местоположението
4. Лице за контакт:
4.1. Име и фамилия
4.2. Адрес/град/пощенски код/държава
4.3. Телефон
4.4. Факс
4.5. Адрес на електронната поща
5. Година на докладване
6. Тип осъществявани дейности съгласно приложение I (13)
Дейност 1
Дейност 2
Дейност N

14.2.   ПРЕГЛЕД НА ДЕЙНОСТИТЕ

Емисии от дейности по приложение I

Категории	Единен форма за докладване (ЕФД) на МГИК (14) – категория – горивни емисии	МГИК ЕФД – категория (15) – производствени емисии	Код на МГИК по категория на ЕРИПЗ	Промяна в редиците? Да/Не	Емисии t CO2
Дейности
Дейност 1
Дейност 2
Дейност N
Общо

Записана информация

	Прехвърлен или собствен CO2			Емисии от биомаса (16)
	Прехвърлено или собствено количество	Прехвърлен материал или гориво	Вид трансфер (собствен във/от инсталацията, прехвърлен във/от инсталацията
Единица	[t CO2]			[t CO2]
Дейност 1				—
Дейност 2				—
Дейност N				—

14.3.   ГОРИВНИ ЕМИСИИ (ИЗЧИСЛЯВАНЕ)

Дейност
Вид гориво:
Категория на МАЕ
Каталожен номер на отпадъка (ако е приложимо):
Параметър	Разрешени единици	Използвани единици	Стойност	Приложено подреждане
Количество изразходвано гориво	t или Nm3
Нетна калоричност на горивото	TJ/t или TJ/Nm3
Eмисионен фактор	t CO2/TJ или t CO2/t или t CO2/Nm3
Фактор на окисляване
CO2 с изкопаем произход	t CO2	t CO2
Използвана биомаса	TJ или t или Nm3

14.4.   ЕМИСИИ ОТ ПРОЦЕСА (ИЗЧИСЛЯВАНЕ)

Дейност
Вид материал:
Каталожен номер на отпадъка (ако е приложимо):
Параметър	Разрешени единици	Използвани единици	Стойност	Приложено подреждане
Данни за дейностите	t или Nm3
Eмисионен фактор	t CO2/t или t CO2/Nm3
Фактор на окисляване
CO2 с изкопаем произход	t CO2	t CO2
Използвана биомаса	t или Nm3

14.5.   ПОДХОД НА МАСОВИЯ БАЛАНС

Параметър
Наименование на горивото или материала
Категория на МАЕ (ако е приложимо)
Каталожен номер на отпадъка (ако е приложимо)
	Разрешени единици	Използвани единици	Стойност	Приложено подреждане
Данни за дейностите (маса или обем): за изходящите потоци използвайте отрицателни стойности	t или Nm3
НКС – нетна калорична стойност (ако е приложимо)	TJ/t или TJ/Nm3
Данни за дейностите (вложена топлинна енергия) = маса или обем * НКС (ако е приложимо)	TJ
Въглеродно съдържание	tC/t или tC/Nm3
CO2 с изкопаем произход	t CO2	t CO2

14.6.   ИЗМЕРВАТЕЛЕН МЕТОД

Дейност
Вид източник на емисии
Параметър	Разрешени единици	Стойност	Приложено подреждане	Несигурност
CO2 изкопаем	t CO2
CO2 от биомаса	t CO2

15.   КАТЕГОРИИ НА ДОКЛАДВАНЕ

Емисиите следва да се докладват според следните категориите на формата за докладване и кодекса на КПКЗ от приложение I към Регламент (ЕО) № 166/2006 относно европейския РИПЗ (виж точка 15.2 от настоящото приложение). Специфичните категории на двата формата за докладване са показани по-долу. Когато дадена дейност може да бъде класифицирана в две или повече категории, избраната класификация следва да отразява първичната цел на дейността.

15.1.   ФОРМАТ НА МГИК ЗА ДОКЛАДВАНЕ

Таблицата по-долу е откъс от единния формат за докладване (ЕФД), част от насоките за докладване на РКОНИК за годишните инвентаризации (17). В ЕФД емисиите се разпределят в седем главни категории:

1.

енергия;

2.	промишлени процеси;

3.	използване на разтворители и други продукти;

4.	селско стопанство;

5.	промяна на земеползването и горско стопанство;

6.

отпадъци;

7.

други.

Категории 1, 2 и 6 от следната таблица по EФД, които са категории в съответствие с Директива 2003/87/EО, със съответните им подкатегории, са показани по-долу:

1. СЕКТОРЕН ДОКЛАД ЗА ЕНЕРГИЯ

А. Дейности по изгаряне на гориво (секторен подход)

1. Енергийни промишлености

а) Производство на електро- и топлоенергия за публично потребление

б) Рафиниране на нефт

в) Производство на твърди горива и други енергийни промишлености

2. Производствени промишлености и строителство

а) Желязо и стомана

б) Цветни метали

в) Химикали

г) Целулоза, хартия и печатарство

д) Преработка на храни, напитки и тютюн

е) Други

4. Други сектори

а) Търговски/институционален

б) Жилищен

в) Земеделие/горско стопанство/рибарство

5. Други  (18)

а) Стационарни

б) Мобилни

Б. Неуловени емисии от горива

1. Твърди горива

а) Въглищни мини

б) Трансформиране на твърдо гориво

в) Други

2. Нефт и природен газ

а) Нефт

б) Природен газ

в) Вентилиране и факли

Вентилиране

Факли

г) Други

2. СЕКТОРЕН ДОКЛАД ЗА ИНДУСТРИАЛНИ ПРОЦЕСИ

А. Минерални продукти

1. Производство на цимент

2. Производство на вар

3. Употреба на варовик и доломит

4. Производство и употреба на калцинирана сода

5. Асфалтови материали за покриви

6. Асфалтови пътни настилки

7. Други

Б. Химическа промишленост

1. Производство на амоняк

2. Производство на азотна киселина

3. Производство на адипинова киселина

4. Производство на карбид

5. Други

В. Производство на метал

1. Производство на желязо и стомана

2. Производство на железни сплави

3. Производство на алуминий

4. SF6, използван в алуминиеви и магнезиеви леярни

5. Други

6. СЕКТОРЕН ДОКЛАД ЗА ОТПАДЪЦИ

C. Изгаряне на отпадъци  (18)

ЗАПИСАНА ИНФОРМАЦИЯ

Емисии на СО2 от биомаса

15.2.   КОДОВЕ ЗА КАТЕГОРИИТЕ ИЗТОЧНИЦИ

Следните кодове за категориите източници следва да бъдат използвани за целите на докладване на данните.

№	Дейност
1.	Енергетика
a)	Рафинерии за минерални масла и газ
б)	Инсталации за преобразуване в газ и втечняване
в)	Термични електроцентрали и други горивни инсталации
г)	Коксови пещи
д)	Станове за валцуване, работещи с въглища Инсталации за производство на въглищни продукти и твърди бездимни горива
2.	Производство и обработка на метали
a)	Метална руда (включително сулфидна руда) – инсталации за пържене или синтероване
б)	Инсталации за производство на чугун или стомана (първично или вторично претопяване) и непрекъснато леене
в)	Инсталации за преработка на черни метали: i) Станове за горещо валцуване ii) Ковачници с чукове iii) Прилагане на защитни покрития от разтопен метал
г)	Леярни за черни метали
д)	Инсталации: i) за производство на цветни нерафинирани метали от руда, концентрати или вторични суровини посредством металургични, химически или електролитни процеси ii) за топене, включително сплавяне на цветни метали, в това число и на рециклирани продукти (рафиниране, леене в леярски цехове и др.)
е)	Инсталации за повърхностно третиране на метали и пластмасови изделия чрез електролитен или химичен процес
3.	Минерална промишленост
a)	Подземен добив и свързани операции
б)	Добив от открити рудници
в)	Инсталации за производство на: — Циментов клинкер в ротационни пещи — Вар в ротационни пещи — Циментов клинкер или вар в други пещи
г)	Инсталации за производство на азбест и производство на продукти на основата на азбест
д)	Инсталации за производство на стъкло, включително стъклени влакна
е)	Инсталации за претопяване на минерални вещества, включително и производство на минерални влакна
ж)	Инсталации за производство на керамични продукти чрез изпичане и по-специално, покривни керемиди, тухли, огнеупорни тухли, керемиди, каменни изделия или порцелан
4.	Химическа промишленост
a)	Химически инсталации за производството на основни органични химични вещества в промишлени количества, като: i) Прости въглеводороди (линейни или циклични, наситени или ненаситени, алифатни или ароматни) ii) Въглеводороди, съдържащи кислород, като алкохоли, алдехиди, кетони, карбоксилни киселини, естери, ацетати, етери, пероксиди, епоксидни смоли iii) Серни въглеводороди iv) Азотни въглеводороди като амини, амиди, азотисти съединения, нитритни съединения или нитратни съединения, нитрили, цианати, изоцианати v) Въглеводороди, съдържащи фосфор vi) Халогенирани въглеводороди vii) Oрганични съединения на металите viii) Основни пластмаси (полимери, синтетични влакна и влакна на основа на целулозата) ix) Синтетични гуми x) Бои и оцветители xi) Повърхностноактивни вещества и продукти
б)	Химически инсталации за производството на основни неорганични химични вещества в промишлени количества, като: i) Газове, като амоняк, хлор или хлороводород, флуор или флуороводород, въглеродни оксиди, серни съединения, азотни оксиди, водород, серен диоксид, карбонил хлорид ii) Киселини, като хромна киселина, флуороводородна киселина, фосфорна киселина, азотна киселина, хлороводородна киселина, сярна киселина, олеум, сернисти киселини iii) Основи, като амониев хидроксид, калиев хидороксид, натриев хидроксид iv) Соли, като амониев хлорид, калиев хлорат, калиев карбонат, натриев карбонат, перборат, сребърен нитрат v) Неметали, метални оксиди или други неорганични съединения, като например, калциев карбид, силикон, силиконов карбид
в)	Химически инсталации за производство в промишлени количества на торове на основата на фосфор, азот или калий (прости или комбинирани торове)
г)	Химически инсталации за производство в промишлени количества на основни продукти за растителна защита и биоциди
д)	Инсталации, използващи химични или биологични процеси за производство в промишлени количества на основни фармацевтични продукти
е)	Инсталации за производство в промишлени количества на експлозиви и пиротехнически продукти
5.	Управление на отпадъците и отпадъчните води
a)	Инсталации за изгаряне, пиролиза, възстановяване, химична обработка или депониране на опасни отпадъци
б)	Инсталации за изгаряне на битови отпадъци
в)	Инсталации за депониране на неопасни отпадъци
г)	Депа за отпадъци (с изключение на депата за инертни отпадъци)
д)	Инсталации за депониране или рециклиране на животински трупове и животински отпадъци
е)	Градски пречиствателни станции за отпадъчни води
ж)	Независимо експлоатирани пречиствателни станции за промишлени отпадъчни води, които обслужват една или повече дейности от това приложение
6.	Производство и преработка на хартия и дървесина
a)	Промишлени предприятия за производство на целулоза от дърво или подобни влакнести материали
б)	Промишлени предприятия за производство на хартия и картон и други първични продукти от дърво (като плочи от дървесни частици, плочи от дървесни влакна и шперплат)
в)	Промишлени предприятия за защитна химична обработка на дървесина и продукти от дървесина
7.	Интензивно животновъдство и аквакултури
a)	Инсталации за интензивно отглеждане на домашни птици или прасета
б)	Интензивна аквакултура
8.	Животински и растителни продукти от сектора на храни и напитки
a)	Кланици
б)	Обработка и преработка за производството на хранителни продукти и напитки от: — Животински суровини (oсвен мляко) — Растителни суровини
в)	Обработка и преработка на мляко
9.	Други дейности
a)	Предприятия за предварителна обработка (операции като пране, избелване, мерсеризиране) или боядисване на влакна или текстил
б)	Предприятия за щавене кожи с косми и без косми
в)	Инсталации за повърхностна обработка на вещества, предмети или продукти чрез органични разтворители и по-специално за подготовка, печат, нанасяне на покрития, обезмасляване, хидроизолиране, грундиране, боядисване, почистване или импрегниране
г)	Инсталации за производство на въглерод (естествен кокс) или електрографит чрез изгаряне или графитизация
д)	Съоръжения за строителство на кораби, боядисването им или за отстраняване на боя от тях

16.   ИЗИСКВАНИЯ ЗА ИНСТАЛАЦИИ С НИСКИ НИВА НА ЕМИСИИТЕ

Към гореспоменатите точки 4.3, 5.2, 7.1, 10 и 13 се прилагат следните изключения от изискванията на настоящото приложение за инсталации със средно количество верифицирани докладвани емисии, които не надвишават 25 000 тона CO2 годишно през предходния период на търгуване. Ако докладваните данни за емисиите вече не са приложими поради промяна на експлоатационните условия или на самата инсталация или ако липсват исторически данни за верифицирани емисии, освобождаванията от задълженията се прилагат само ако компетентния орган е одобрил консервативно предвиждане за емисиите през следващите пет години, възлизащо на по-малко от 25 000 тона CO2 с изкопаем произход за всяка година. Държавите-членки могат да отменят задължителната необходимост от ежегодни посещения на обекта от страна на верификатора, в рамките на верификационната процедура и да позволят на верификатора да вземе решение въз основа на резултатите от анализа на риска.

—	При необходимост, операторът може да използва информацията, специфицирана от доставчика на съответните измервателни инструменти, независимо от конкретните условия на тяхната употреба, за оценка на несигурността на данните за дейността.

—	Държавите-членки могат да отменят необходимостта от доказване в съответствие с изискванията за калибрирането от точка 10.3.2 oт настоящото приложение.

—	Държавите-членки могат да позволят използване на подходи от по-ниско подреждане (с подреждане 1 като минимално ниво) за всички потоци на горива и материали и съответни променливи.

—	Държавите-членки могат да позволят използване на опростени планове за мониторинг, които съдържат поне елементите, изброени в точка 4.3, букви a), б), в), e), ж), л) и м) oт настоящото приложение.

—

Държавите-членки могат да отменят изискванията, касаещи акредитацията по EN ISO 17025:2005, ако съответната лаборатория: — предостави заключителни доказателства, че е технически компетентна и в състояние да генерира валидни от техническа гледна точка резултати, като използва съответните аналитични процедури; и — участва ежегодно в междулабораторни сравнения и в резултат на това предприема мерки за корекции, ако е необходимо.

—	Потребленията на горива или материали могат да бъдат определени въз основа на данни за покупко-продажбите и оценката на промените в складовия запас, без допълнително отчитане на несигурностите.

---

(1)  Достъпен на: http://eippcb.jrc.es/

(2)  „Наръчник за изразяване на несигурността на измерванията“, ISO/TAG 4. Публикуван от Международната организация по стандартизация (ISO) през 1993 г. (поправен и преиздаден през 1995 г.) от името на BIPM, IEC, IFCC, ISO, IUPAC, IUPAP и OIML.

(3)  Въз основа на съотношението на атомните маси на въглерода (12,011) и кислорода (15,9994).

(4)  Максималният брой данни за часа произтича от честотата на измерванията.

(5)  Приложение 1 oт „Наръчника за добри практики“ от 2000 г. и приложение I към Ревизираните насоки на МГИК за 1996 г. (Насоки за докладване):

http://www.IPCC-nggip.iges.or.jp/public/public.htm.

„Наръчник за изразяване на несигурността на измерванията“, ISO/TAG 4. Публикуван от Международната организация по стандартизация (ISO) през 1993 г. (поправен и преиздаден през 1995 г.) от името на BIPM, IEC, IFCC, ISO, IUPAC, IUPAP и OIML.

ISO-5168:2005 „Измерване на дебита на флуидите – процедури за оценка на несигурностите“.

(6)  ОВ L 41, 14.2.2003 г., стр. 26.

(7)  Данните за дейността относно дейности, свързани с горивни процеси, се докладват под формата на енергия (нетна калоричност) и маса. Горивата от биомаса или вложените материали също трябва да се докладват като данни за дейността.

(8)  Емисионните фактори от дейности, свързани с горивни процеси, се докладват като емисия на CO2 за определено енергийно съдържание.

(9)  Фактори на окисляване и конверсия се докладват като неизмерими фракции.

(10)  ОВ L 226, 6.9.2000 г., стр. 3. Решение, последно изменено с Решение 2001/573/EО на Съвета (ОВ L 203, 28.7.2001 г., стр. 18).

(11)  Идентификационният номер се предоставя от компетентния орган по време на процеса на одобряване.

(12)  Попълва се само в случай че се изисква инсталацията да докладва по ЕРИПЗ и разрешителното по инсталацията не включва повече от една дейност по EРИПЗ. Информацията не е задължителна и се използва с цел допълнителна идентификация, освен дадените данни за наименование и адрес.

(13)  Например „Рафинерии за минерални масла“.

(14)  Например „1А2е Изгаряне на гориво в други промишлености“.

(15)  Например „2А2 Промишлени процеси – производство на вар“.

(16)  Попълва се само ако емисиите са определени с измерване.

(17)  UNFCCC (1999): FCCC/CP/1999/7.

(18)  Не включва съоръжения за производство на енергия от отпадъци. Емисиите от отпадъци, изгорени за енергия, се докладват по „енергиен модул“, 1А. Виж Междуправителствена експертна група по изменението на климата; Инструкции за докладване на инвентаризацията на парниковите газове. Ревизирани МГИК 1996 г. Насоки за националната инвентаризация на парниковите газове; 1997 г.