ROZPORZĄDZENIE WYKONAWCZE KOMISJI (UE) 2020/2085

z dnia 14 grudnia 2020 r.

w sprawie zmiany i sprostowania rozporządzenia wykonawczego (UE) 2018/2066 w sprawie monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych na podstawie dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady

(Tekst mający znaczenie dla EOG)

KOMISJA EUROPEJSKA,

uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej,

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

a także mając na uwadze, co następuje:

(1)

W rozporządzeniu wykonawczym Komisji (UE) 2018/2066 (2) ustanowiono zasady monitorowania i raportowania w zakresie emisji gazów cieplarnianych z działań objętych dyrektywą 2003/87/WE. W szczególności w rozporządzeniu wykonawczym (UE) 2018/2066 ustanowiono przepisy dotyczące monitorowania emisji z biomasy, które są spójne z przepisami dotyczącymi wykorzystania biomasy określonymi w dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE (3). Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 (4) uchyla dyrektywę 2009/28/WE ze skutkiem od dnia 1 lipca 2021 r. Należy zatem dostosować przepisy dotyczące monitorowania i raportowania w zakresie emisji z biomasy określone w rozporządzeniu wykonawczym (UE) 2018/2066 do przepisów określonych w dyrektywie (UE) 2018/2001, w szczególności w odniesieniu do odpowiednich definicji oraz kryteriów zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych w odniesieniu do wykorzystania biomasy. Ponadto, ponieważ w dyrektywie (UE) 2018/2001 ustanowiono kryteria zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych w odniesieniu do paliw stosowanych do celów energetycznych, kryteria zrównoważonego rozwoju w odniesieniu do biomasy określone w rozporządzeniu wykonawczym (UE) 2018/2066 powinny mieć zastosowanie wyłącznie w przypadku spalania biomasy w instalacji lub jej wykorzystania jako biopaliwa dla lotnictwa. Ze względu na pewność prawa konieczne jest również wyjaśnienie, że w przypadku gdy biomasa wykorzystywana do spalania nie spełnia kryteriów zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych, jej zawartość węgla pierwiastkowego należy uznawać za węgiel kopalny.

(2)

Zgodnie z rozporządzeniem delegowanym Komisji (UE) 2019/331 (5) i rozporządzeniem wykonawczym Komisji (UE) 2019/1842 (6) prowadzący instalację ubiegający się o przydział bezpłatnych uprawnień zgodnie z art. 10a dyrektywy 2003/87/WE jest zobowiązany do uwzględnienia odpowiednich przepisów dotyczących monitorowania w planie metodyki monitorowania, z zastrzeżeniem zatwierdzenia przez właściwy organ. Plany monitorowania instalacji, którym przyznano bezpłatne uprawnienia, nie muszą zawierać żadnych dodatkowych elementów. W związku z tym nie jest już konieczne zapewnianie państwom członkowskim możliwości wymagania włączenia takich elementów.

(3)

W okresie przejściowym między powiadomieniem o zmianie planu monitorowania a zatwierdzeniem nowego zmienionego planu monitorowania przez właściwy organ należy unikać wszelkich luk w monitorowaniu lub stosowania mniej precyzyjnej metodyki. Należy zatem wyjaśnić, że gromadzenie danych w tym okresie przejściowym powinno opierać się zarówno na pierwotnym, jak i zmienionym planie monitorowania, oraz że należy prowadzić zapis obu wyników monitorowania.

(4)

W celu zapewnienia dokładnego monitorowania strumieni materiałów wsadowych obejmujących biogaz wprowadzany do sieci gazowej należy udoskonalić i wzmocnić zasady określania danych dotyczących działalności związanej z biogazem. W szczególności określenie frakcji biomasy powinno zależeć od faktycznego zakupu biogazu przez prowadzącego instalację i należy unikać wszelkiego potencjalnego podwójnego liczenia tego samego biogazu przez różnych użytkowników. Na podstawie doświadczeń zdobytych w trakcie stosowania metodyki określania frakcji biomasy gazu ziemnego z sieci gazowej Komisja oceni potrzebę dokonania przeglądu tej metodyki.

(5)

Ze względu na typowe procedury administracyjne i praktyczne na lotniskach trudno jest ustalić, który statek powietrzny jest faktycznie w trakcie uzupełniania partii paliwa. Ponieważ paliwa lotnicze są jednolite pod względem specyfikacji technicznych, należy zezwolić na podejście polegające na monitorowaniu ilości uzupełnianego biopaliwa w oparciu o dane dotyczące zakupów, pod warunkiem że spełnione są odpowiednie wymogi określone w art. 29, 30 i 31 dyrektywy (UE) 2018/2001.

(6)	Ze względu na spójność zaokrąglanie danych dotyczących emisji gazów cieplarnianych powinno być dostosowane do sposobu zaokrąglania zweryfikowanych emisji stosowanego na potrzeby rejestru Unii ustanowionego zgodnie z art. 19 dyrektywy 2003/87/WE.

(7)

Aby zmniejszyć obciążenie administracyjne prowadzących instalacje stosujących niektóre mieszane wsady do procesu, należy w miarę możliwości unikać rozróżnienia między węglem nieorganicznym, głównie w postaci węglanów, a węglem organicznym. W celu dostosowania wspólnej praktyki laboratoryjnej do terminologii dotyczącej poszczególnych rodzajów strumieni materiałów wsadowych należy uwzględnić wszystkie formy węgla w tym samym podejściu do emisji z procesów technologicznych. W związku z tym w miarę możliwości należy zezwolić na analizę węgla całkowitego zawartego w materiale zamiast oddzielnie analizować całkowity węgiel nieorganiczny i całkowity węgiel organiczny. W związku z tym zamiast wyrażenia „węgiel organiczny” należy stosować wyrażenie „węgiel niewęglanowy” w odniesieniu do wszystkich form węgla z wyjątkiem węglanów.

(8)

Piąte sprawozdanie oceniające Międzyrządowego Zespołu ds. Zmian Klimatu (7) zawiera nowe wartości współczynników ocieplenia globalnego gazów cieplarnianych. Współczynniki ocieplenia globalnego gazów cieplarnianych stosowane w unijnym systemie handlu uprawnieniami do emisji należy zatem dostosować do tych wartości i do innych aktów Unii.

(9)	Po opublikowaniu rozporządzenia wykonawczego (UE) 2018/2066 wykryto błąd we wzorze stosowanym do określenia emisji C2F6. Błąd ten należy poprawić.

(10)

Państwa członkowskie mają obowiązek transponowania dyrektywy (UE) 2018/2001 do dnia 30 czerwca 2021 r. Ponieważ monitorowanie i raportowanie na podstawie rozporządzenia wykonawczego (UE) 2018/2066 odbywają się w oparciu o rok kalendarzowy, zmiany wprowadzone w celu dostosowania przepisów tego rozporządzenia do dyrektywy (UE) 2018/2001 powinny zacząć obowiązywać dopiero od początku kolejnego okresu sprawozdawczego, tj. od dnia 1 stycznia 2022 r. Data rozpoczęcia stosowania pozostałych zmian i korekty powinna być taka sama jak w przypadku rozporządzenia wykonawczego (UE) 2018/2066, tj. od dnia 1 stycznia 2021 r. W związku z tym obowiązujące przepisy rozporządzenia wykonawczego (UE) 2018/2066 w sprawie monitorowania i raportowania w zakresie emisji CO2 z biomasy zgodnie z dyrektywą 2009/28/WE powinny nadal mieć zastosowanie do emisji występujących w 2021 r.

(11)	W związku z tym należy odpowiednio zmienić i sprostować rozporządzenie wykonawcze (UE) 2018/2066.

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

PRZYJMUJE NINIEJSZE ROZPORZĄDZENIE:

Artykuł 1

Zmiany w rozporządzeniu wykonawczym (UE) 2018/2066

W rozporządzeniu wykonawczym (UE) 2018/2066 wprowadza się następujące zmiany:

w art. 3 wprowadza się następujące zmiany:

pkt 21 otrzymuje brzmienie:

„21)

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

dodaje się pkt 21a)–21e) w brzmieniu:

„21a)

»paliwa z biomasy« oznaczają paliwa gazowe i stałe wyprodukowane z biomasy;

21b)	»biogaz« oznacza paliwa gazowe wyprodukowane z biomasy;

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

21d)

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

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

pkt 23 otrzymuje brzmienie:

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

2)	w art. 12 uchyla się ust. 3;

w art. 16 ust. 1 akapit drugi otrzymuje brzmienie:

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

w art. 18 ust. 2 dodaje się akapit trzeci w brzmieniu:

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

5)	w art. 19 dodaje się ust. 6 w brzmieniu: „6. Do celów niniejszego artykułu stosuje się art. 38 ust. 5.”;

w art. 38 wprowadza się następujące zmiany:

a)	w ust. 1 dodaje się akapit w brzmieniu: „Do celów niniejszego ustępu stosuje się art. 38 ust. 5.”;

b)	ust. 2 akapit pierwszy otrzymuje brzmienie: „Współczynnik emisji dla biomasy wynosi 0. Do celów niniejszego akapitu stosuje się art. 38 ust. 5.”;

c)	w ust. 4 dodaje się akapit w brzmieniu: „Do celów niniejszego ustępu stosuje się art. 38 ust. 5.”;

dodaje się ust. 5 w brzmieniu:

„5. W przypadku odesłania do niniejszego ustępu biopaliwa, biopłyny i paliwa z biomasy wykorzystywane do spalania spełniają kryteria zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych określone w art. 29 ust. 2–7 i ust. 10 dyrektywy (UE) 2018/2001.

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

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

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

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

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

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

w art. 39 wprowadza się następujące zmiany:

ust. 3 otrzymuje brzmienie:

„3. Na zasadzie odstępstwa od ust. 1 i 2 oraz art. 30 prowadzący instalację nie stosuje analiz ani metod szacowania zgodnie z ust. 2 w celu określenia frakcji biomasy gazu ziemnego otrzymanego z sieci gazowej, do której dodano biogaz.

Prowadzący instalację może określić, że pewna ilość gazu ziemnego z sieci gazowej jest biogazem, stosując metodę określoną w ust. 4.”;

dodaje się ust. 4 w brzmieniu:

„4. Prowadzący instalację może określić frakcję biomasy na podstawie rejestrów zakupu biogazu o równoważnej wartości energetycznej, pod warunkiem że przedstawi on w sposób zadowalający właściwy organ dowody na to, że:

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

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

Do celów wykazania zgodności z niniejszym ustępem prowadzący instalację może wykorzystać dane zarejestrowane w bazie danych utworzonej przez przynajmniej jedno państwo członkowskie, która umożliwia śledzenie transferów biogazu.”;

8)	w art. 43 ust. 4 dodaje się akapit w brzmieniu: „Do celów niniejszego ustępu stosuje się art. 38 ust. 5.”;

9)	w art. 47 ust. 2 dodaje się akapit w brzmieniu: „Do celów niniejszego ustępu stosuje się art. 38 ust. 5.”;

10)

art. 54 otrzymuje brzmienie:

„Artykuł 54

Przepisy szczegółowe dotyczące biopaliw

1. W przypadku paliw mieszanych operator statku powietrznego może albo założyć brak udziału biopaliwa i zastosować domyślną frakcję kopalną w wysokości 100 %, albo określić frakcję biopaliwa zgodnie z ust. 2 lub 3.

2. Jeżeli biopaliwa są fizycznie mieszane z paliwami kopalnymi i dostarczane do statku powietrznego w fizycznie identyfikowalnych partiach, operator statku powietrznego może przeprowadzić analizy zgodnie z art. 32–35 w celu określenia frakcji biomasy na podstawie odpowiedniej normy i metod analitycznych określonych w tych artykułach, pod warunkiem że stosowanie tej normy i tych metod analitycznych zostało zatwierdzone przez właściwy organ. Jeżeli operator statku powietrznego przedstawi właściwemu organowi dowody na to, że takie analizy spowodowałyby nieracjonalne koszty lub nie są technicznie wykonalne, operator statku powietrznego może oprzeć szacunek zawartości biopaliwa na bilansie masowym zakupionych paliw kopalnych i biopaliw.

3. Jeżeli zakupione partie biopaliw nie są fizycznie dostarczane do określonego statku powietrznego, operator statku powietrznego nie stosuje analiz w celu określenia frakcji biomasy wykorzystywanych paliw.

Operator statku powietrznego może określić frakcję biomasy z wykorzystaniem rejestrów zakupu biopaliwa o równoważnej wartości energetycznej, pod warunkiem że operator statku powietrznego przedstawi właściwemu organowi dowody na to, że nie dochodzi do podwójnego liczenia tej samej ilości biopaliwa, a w szczególności że żadna inna osoba nie twierdzi, że zakupione biopaliwo jest przez nią wykorzystywane.

Do celów wykazania zgodności z wymogami, o których mowa w akapicie drugim, prowadzący instalację może wykorzystywać dane zarejestrowane w unijnej bazie danych utworzonej zgodnie z art. 28 ust. 2 dyrektywy (UE) 2018/2001.

4. Współczynnik emisji dla biopaliwa wynosi 0.

Do celów niniejszego ustępu do spalania biopaliwa przez operatorów statków powietrznych stosuje się art. 38 ust. 5.”;

11)	w art. 72 ust. 1 akapit pierwszy otrzymuje brzmienie: „Całkowite roczne emisje każdego z gazów cieplarnianych CO2, N2O i PFC zgłasza się w zaokrągleniu do pełnej tony CO2 lub CO2(e). Całkowite roczne emisje z instalacji oblicza się jako sumę zaokrąglonych wartości dla CO2, N2O i PFC.”;

12)	w załącznikach I X wprowadza się zmiany zgodnie z załącznikiem I do niniejszego rozporządzenia;

13)	w załącznikach II, IV i VI wprowadza się zmiany zgodnie z załącznikiem II do niniejszego rozporządzenia.

Artykuł 2

Sprostowanie rozporządzenia wykonawczego (UE) 2018/2066

W sekcji 8 podsekcji B załącznika IV do rozporządzenia wykonawczego (UE) 2018/2066 w „Metodzie obliczeniowej B – metodzie nadnapięciowej” wprowadza się następujące sprostowanie:

1)	wzór „emisje C2F6 [t] = emisje CF4 × FCF2F6” zastępuje się wzorem „emisje C2F6 [t] = emisje CF4 × FC2F6”;

2)	definicję „FCF2F6 = wagowy udział frakcji C2F6 (t C2F6/t CF4)” zastępuje się definicją „FC2F6 = wagowy udział frakcji C2F6 (t C2F6/t CF4)”.

Artykuł 3

Wejście w życie i rozpoczęcie stosowania

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

Art. 1 stosuje się od dnia 1 stycznia 2021 r.

Art. 1 pkt 1, 4–10 i 12 stosuje się jednak od dnia 1 stycznia 2022 r.

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

Sporządzono w Brukseli dnia 14 grudnia 2020 r.

W imieniu Komisji

Ursula VON DER LEYEN

Przewodnicząca

(1) Dz.U. L 275 z 25.10.2003, s. 32.

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

(3) Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/WE (Dz.U. L 140 z 5.6.2009, s. 16).

(4) Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych (Dz.U. L 328 z 21.12.2018, s. 82).

(5) Rozporządzenie delegowane Komisji (UE) 2019/331 z dnia 19 grudnia 2018 r. w sprawie ustanowienia przejściowych zasad dotyczących zharmonizowanego przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji w całej Unii na podstawie art. 10a dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady (Dz.U. L 59 z 27.2.2019, s. 8).

(6) Rozporządzenie wykonawcze Komisji (UE) 2019/1842 z dnia 31 października 2019 r. ustanawiające zasady stosowania dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego i Rady w odniesieniu do dalszych ustaleń dotyczących dostosowań przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji ze względu na zmiany w poziomie działalności (Dz.U. L 282 z 4.11.2019, s. 20).

(7) Kolumna „GWP 100-year” w tabeli 8.A.1 w dodatku 8.A do sprawozdania „Climate Change 2013: The Physical Science Basis. Contribution of Working Group I to the Fifth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change” („Zmiana klimatu w 2013 r.: podstawa naukowa. Wkład I grupy roboczej w piąte sprawozdanie oceniające Międzyrządowego Zespołu ds. Zmian Klimatu”), s. 731; dostępnego pod adresem https://www.ipcc.ch/assessment-report/ar5/.

ZAŁĄCZNIK II

W załącznikach II, IV i VI do rozporządzenia wykonawczego (UE) 2018/2066 wprowadza się następujące zmiany:

w załączniku II wprowadza się następujące zmiany:

a)	w sekcji 2 akapit pierwszy zdanie drugie otrzymuje brzmienie: „Jeśli jako wsad do procesu stosuje się paliwa lub materiały palne powodujące emisje CO2, zastosowanie ma sekcja 4 niniejszego załącznika.”;

sekcja 4 otrzymuje brzmienie:

„4. DEFINICJE POZIOMÓW DOKŁADNOŚCI DLA WSPÓŁCZYNNIKÓW OBLICZENIOWYCH W ODNIESIENIU DO EMISJI CO2 Z PROCESÓW TECHNOLOGICZNYCH

W odniesieniu do wszystkich emisji CO2 z procesów technologicznych, w szczególności emisji pochodzących z rozkładu węglanów oraz z wsadów do procesu zawierających węgiel inny niż w postaci węglanów, takich jak mocznik, koks i grafit, jeżeli są one monitorowane przy użyciu standardowej metodyki zgodnie z art. 24 ust. 2, w odniesieniu do mających zastosowanie współczynników obliczeniowych stosuje się poziomy dokładności określone w niniejszej sekcji.

W przypadku materiałów mieszanych, które zawierają zarówno nieorganiczne jak i organiczne postacie węgla, prowadzący instalację może wybrać czy:

—	określić całkowity wstępny współczynnik emisji dla materiału mieszanego poprzez analizę całkowitej zawartości węgla pierwiastkowego i przy użyciu współczynnika konwersji oraz – w stosownych przypadkach – frakcji biomasy i wartości opałowej związanych z tą całkowitą zawartością węgla; czy też

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

W przypadku emisji pochodzących z rozkładu węglanów prowadzący instalację może wybrać dla każdego strumienia materiałów wsadowych jedną z następujących metod:

a)	Metoda A (na podstawie wsadu): Współczynnik emisji, współczynnik konwersji i dane dotyczące działalności odnoszą się do ilości materiału wprowadzonego do procesu.

b)	Metoda B (na podstawie produkcji): Współczynnik emisji, współczynnik konwersji i dane dotyczące działalności odnoszą się do ilości produktu uzyskanego z procesu.

W odniesieniu do innych emisji CO2 z procesów technologicznych prowadzący instalację stosuje wyłącznie metodę A.

4.1. Poziomy dokładności dla współczynnika emisji z zastosowaniem metody A

Poziom dokładności 1: Prowadzący instalację stosuje jedną z następujących wartości:

a)	współczynniki standardowe wymienione w załączniku VI sekcja 2 tabela 2 w przypadku rozkładu węglanów lub w tabelach 1, 4 lub 5 w przypadku innych wsadów do procesów;

b)	inne stałe wartości zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. e), jeśli w załączniku VI nie podano mającej zastosowanie wartości.

Poziom dokładności 2: Prowadzący instalację stosuje właściwy dla danego państwa współczynnik emisji zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. b) lub c) albo wartości zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. d).

4.2. Poziomy dokładności dla współczynnika konwersji z zastosowaniem metody A

Poziom dokładności 1: Stosuje się współczynnik konwersji wynoszący 1.

Poziom dokładności 2: Węglany i pozostały węgiel pierwiastkowy opuszczające proces uwzględnia się z zastosowaniem współczynnika konwersji o wartości mieszczącej się pomiędzy 0 a 1. Prowadzący instalację może założyć pełną konwersję jednego wsadu lub ich większej liczby, a materiały lub pozostały węgiel pierwiastkowy, które nie uległy konwersji, przypisać pozostałym wsadom. Dodatkowe określenie odnośnych parametrów chemicznych produktów przeprowadza się zgodnie z art. 32–35.

4.3. Poziomy dokładności dla współczynnika emisji z zastosowaniem metody B

Poziom dokładności 1: Prowadzący instalację stosuje jedną z następujących wartości:

a)	standardowe współczynniki wymienione w załączniku VI sekcja 2 tabela 3;

b)	inne stałe wartości zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. e), jeśli w załączniku VI nie podano mającej zastosowanie wartości.

Poziom dokładności 2: Prowadzący instalację stosuje właściwy dla danego państwa współczynnik emisji zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. b) lub c) albo wartości zgodnie z art. 31 ust. 1 lit. d).

Poziom dokładności 3: Prowadzący instalację określa współczynnik emisji zgodnie z art. 32–35. Do konwersji danych dotyczących składu na współczynniki emisji stosuje się współczynniki stechiometryczne, o których mowa w załączniku VI sekcja 2 tabela 3, zakładając, że wszystkie odnośne tlenki metali powstały z odnośnych węglanów. W tym celu prowadzący instalację uwzględnia co najmniej CaO i MgO oraz przedstawia właściwemu organowi dowody na to, które jeszcze tlenki metali odnoszą się do węglanów w surowcach.

4.4. Poziomy dokładności dla współczynnika konwersji z zastosowaniem metody B

Poziom dokładności 1: Stosuje się współczynnik konwersji wynoszący 1.

Poziom dokładności 2: Ilość niewęglanowych związków odnośnych metali w surowcach, w tym pyłu zwrotnego czy popiołu lotnego bądź innych już uległych kalcynacji materiałów, odzwierciedlają współczynniki konwersji o wartości pomiędzy 0 a 1, przy czym wartość 1 odpowiada pełnej konwersji surowców węglanowych w tlenki. Dodatkowe określenie odnośnych parametrów chemicznych wsadów do procesu przeprowadza się zgodnie z art. 32–35.

4.5. Poziomy dokładności dotyczące wartości opałowej (NCV)

W stosownych przypadkach prowadzący instalację określa wartość opałową wsadu do procesu, stosując poziomy dokładności określone w sekcji 2.2 niniejszego załącznika. NCV uznaje się za nieistotną dla strumieni materiałów wsadowych de minimis lub gdy materiał sam w sobie nie jest zapalny bez dodawania innych paliw. W razie wątpliwości prowadzący instalację zwraca się do właściwego organu o potwierdzenie, czy należy monitorować i raportować NCV.

4.6. Poziomy dokładności dla frakcji biomasy

W stosownych przypadkach prowadzący instalację określa frakcję biomasy węgla pierwiastkowego zawartego we wsadzie do procesu, stosując poziomy dokładności określone w sekcji 2.4 niniejszego załącznika.”;

c)	uchyla się sekcję 5;

w załączniku IV wprowadza się następujące zmiany:

w sekcji 1 podsekcja C.2 akapit pierwszy otrzymuje brzmienie:

„Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 emisje CO2 pochodzące z procesów, powstałe w wyniku zastosowania mocznika do oczyszczenia strumienia spalin oblicza się zgodnie z art. 24 ust. 2, stosując następujące poziomy dokładności.”;

w sekcji 4 podsekcja B otrzymuje brzmienie:

„B. Szczególne zasady monitorowania

Do celów monitorowania emisji pochodzących z prażenia, spiekania lub granulowania rud metali prowadzący instalację może zdecydować się na stosowanie bilansu masowego zgodnie z art. 25 oraz załącznikiem II sekcja 3 lub na stosowanie metodyki standardowej zgodnie z art. 24 oraz załącznikiem II sekcja 2 i 4.”;

w sekcji 9 wprowadza się następujące zmiany:

podsekcja A otrzymuje brzmienie:

„A. Zakres

Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO2: kalcynacja wapienia znajdującego się w surowcach, konwencjonalne paliwa kopalne do wypalania, alternatywne paliwa do wypalania i surowce bazujące na kopalinach, paliwa do wypalania z biomasy (w tym odpady biomasy), paliwa niestosowane do wypalania, zawartość węgla niewęglanowego w wapieniu i łupkach oraz surowce używane do oczyszczania gazów odlotowych.”;

2)	podsekcja B akapit drugi otrzymuje brzmienie: „Emisje CO2 związane z pyłami usuwanymi z procesu oraz węglem niewęglanowym w surowcach dodaje się zgodnie z podsekcjami C i D niniejszej sekcji.”;

w podsekcji D akapity drugi i trzeci otrzymują brzmienie:

„Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 w odniesieniu do współczynnika emisji stosuje się następujące definicje poziomów dokładności:

Poziom dokładności 1: Zawartość węgla niewęglanowego w odnośnym surowcu szacuje się zgodnie z wytycznymi dotyczącymi najlepszych praktyk branżowych.

Poziom dokładności 2: Zawartość węgla niewęglanowego w odnośnym surowcu określa się co najmniej raz w roku, zgodnie z przepisami art. 32–35.

Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 w odniesieniu do współczynnika konwersji stosuje się następujące definicje poziomów dokładności:

Poziom dokładności 1: Stosuje się współczynnik konwersji wynoszący 1.

Poziom dokładności 2: Współczynnik konwersji oblicza się, stosując najlepsze praktyki branżowe.”;

w sekcji 10 wprowadza się następujące zmiany:

podsekcja B akapit pierwszy otrzymuje brzmienie:

„Emisje pochodzące z procesów spalania monitoruje się zgodnie z sekcją 1 niniejszego załącznika. Emisje z procesów technologicznych pochodzące z surowców monitoruje się zgodnie z załącznikiem II sekcja 4. Zawsze należy uwzględniać węglany wapnia i magnezu. Pozostałe węglany i węgiel niewęglanowy zawarty w surowcach uwzględnia się, jeśli są one istotne dla obliczenia emisji.”;

dodaje się podsekcję C w brzmieniu:

„C. Emisje z niewęglanowego węgla zawartego w surowcach

Wielkość emisji z niewęglanowego węgla, co najmniej zawartego w wapieniu, łupkach lub alternatywnych surowcach wykorzystanych w piecu, prowadzący instalację wyznacza zgodnie z art. 24 ust. 2.

Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 w odniesieniu do współczynnika emisji stosuje się następujące definicje poziomów dokładności:

Poziom dokładności 1: Zawartość węgla niewęglanowego w odnośnym surowcu szacuje się zgodnie z wytycznymi dotyczącymi najlepszych praktyk branżowych.

Poziom dokładności 2: Zawartość węgla niewęglanowego w odnośnym surowcu określa się co najmniej raz w roku, zgodnie z przepisami art. 32–35.

Na zasadzie odstępstwa od załącznika II sekcja 4 w odniesieniu do współczynnika konwersji stosuje się następujące definicje poziomów dokładności:

Poziom dokładności 1: Stosuje się współczynnik konwersji wynoszący 1.

Poziom dokładności 2: Współczynnik konwersji oblicza się, stosując najlepsze praktyki branżowe.”;

sekcja 11 podsekcja B akapit pierwszy otrzymuje brzmienie:

„Emisje pochodzące z procesów spalania, w tym oczyszczania spalin, monitoruje się zgodnie z sekcją 1 niniejszego załącznika. Emisje z procesów technologicznych pochodzące z surowców monitoruje się zgodnie z załącznikiem II sekcja 4. Należy uwzględnić co najmniej następujące węglany: CaCO3, MgCO3, Na2CO3, NaHCO3, BaCO3, Li2CO3, K2CO3 oraz SrCO3. Stosuje się tylko metodę A. Emisje z innych wsadów do procesu, w tym koksu, grafitu i pyłu węglowego, monitoruje się zgodnie z załącznikiem II sekcja 4.”;

w sekcji 12 wprowadza się następujące zmiany:

podsekcja A otrzymuje brzmienie:

„A. Zakres

Prowadzący instalację uwzględnia co najmniej następujące potencjalne źródła emisji CO2: paliwa do wypalania, kalcynacja wapienia/dolomitu i innych węglanów zawartych w surowcach, wapień i inne węglany stosowane do ograniczania zanieczyszczeń powietrza i w innych procesach oczyszczania spalin, kopalne/pochodzące z biomasy dodatki stosowane do wywołania porowatości, w tym polistyren, pozostałości z produkcji papieru lub trociny, węgiel niewęglanowy zawarty w glinie i innych surowcach.”;

podsekcja B akapit pierwszy otrzymuje brzmienie:

„Emisje pochodzące z procesów spalania, w tym oczyszczania spalin, monitoruje się zgodnie z sekcją 1 niniejszego załącznika. Emisje z procesów technologicznych pochodzące ze składników mączki surowcowej monitoruje się zgodnie z załącznikiem II sekcja 4. W przypadku ceramiki na bazie oczyszczonych lub syntetycznych glin prowadzący instalację może zastosować metodę A lub metodę B. W przypadku wyrobów ceramicznych na bazie nieprzetworzonych glin lub w przypadku wykorzystania wszelkich glin lub dodatków ze znaczną zawartością węgla niewęglanowego prowadzący instalację stosuje metodę A. Zawsze należy uwzględniać węglany wapnia. Pozostałe węglany i węgiel niewęglanowy zawarty w surowcach uwzględnia się, jeśli są one istotne dla obliczenia emisji.”;

w załączniku VI tabela 6 otrzymuje brzmienie:

„Tabela 6

Współczynniki ocieplenia globalnego

Gaz	Współczynnik ocieplenia globalnego
N2O	265 t CO2(e)/t N2O
CF4	6 630 t CO2(e)/t CF4
C2F6	11 100 t CO2(e)/t C2F6”